Энергетика. ТЭС и АЭС

Всё о тепловой и атомной энергетике

Индикаторы ЕЭС России

Частота в ЕЭС России
Генерация и потребление (час)
План генерации и потребления
Генерация и потребление (сут)
Температура в ЕЭС России

Внедрение бездеаэраторной тепловой схемы

Исследования и конструктивные разработки, выполненные ВТИ и ЦКТИ, дали возможность внедрить на 110 паровых турбинах мощностью от 200 до 100 МВт ПНД смешивающего типа.

Освоение смешивающих ПНД, а также внедрение разработанного ЭНИН нейтрально-кислородного водно-химического режима создали условия для внедрения бездеаэраторной тепловой схемы (БТС), которая по состоянию на 01.01.2000 осуществлена на 26 турбинах 7 ТЭС (Ладыжинской, Зуевской и др.).

Отказ от деаэратора повышает надежность работы энергоблока, так как ири его переполнении возникает аварийная ситуация с возможностью попадания воды в уплотнения или проточную часть турбины. При БТС не требуются деаэратор, бустерные насосы, большое количество арматуры и трубопроводов. Клапан регулятора уровня воды в ПНД-2 устанавливается на линии основного конденсата перед подогревателем, а не за ним, как в схеме с деаэратором. Конденсатные насосы второй ступени (КЭН-2) выполняют роль бустерных насосов, в связи с чем повышаются требования к надежности их работы. Демпферная емкость размещается в конденсаторе. Характерной особенностью отечественных БТС является полная автоматизация всех технологических процессов без оперативного вмешательства персонала, а также наличие двух ступеней деаэрации основного конденсата: в конденсаторе и смешивающем ПНД-2, что позволяет выдерживать требуемые нормы по содержанию кислорода и углекислоты при любом водно-химическом режиме.

Экономический эффект от внедрения БТС зависит от тина турбины, исходного состояния оборудования, а также структуры внедряемой бездеаэраторной схемы. Основными его составляющими являются:

  1. Повышение надежности работы энергоблока, поскольку наличие деаэратора предопределяет возможность крупномасштабной аварии при его разуплотнении и возможность попадания из него воды в уплотнения и проточную часть турбины, а также переполнения деаэратора при отказе задвижки на линии сброса воды в конденсатор. Для оценки надежности тепловой схемы была разработана методика, в соответствии с которой вычислялись возможные ущербы при отказах оборудования. При переходе к БТС сумма этого ущерба уменьшается примерно в 2 раза в основном из-за того, что возможный по статистике ущерб при разуплотнении деаэратора намного превосходит потери от других возможных аварий.
  2. Упрощение эксплуатации, поскольку поддержание уровня воды в деаэраторе часто требует вмешательства персонала, а уровень в смешивающем ПНД-2 поддерживается автоматически и имеет три ступени защиты, а также уменьшение затрат на периодические проверки и ремонты подведомственного Госгортехнадзору деаэратора и арматуры.
  3. Стабильное поддержание качественного нейтрально-кислородного водно-химического режима, поскольку после смешивающего ПНД-2 обеспечивается постоянное кислородосодержание на уровне 10-15 мкг/кг и дозирование кислорода при БТС производится только в зоне низкого давления на вход КЭС-2, а необходимость подачи кислорода после деаэратора отпадает.
  4. Повышение тепловой экономичности в связи со следующими факторами:
  • заменой по меньшей мере одного поверхностного ПНД-2 на смешивающий подогреватель, что повышает экономичность (на 0,2-0,6 % в зависимости от величины недогрева в поверхностных ПНД);
  • отказом от автономных бустерных насосов и устранением потерь энергии на дросселирование воды в регулирующем клапане (на 0,25 %);
  • подачей на уплотнения питательных насосов воды от КЭН-2 при температуре 90 — 95 °С, а не от КЭН-1 (0,2 %);
  • устранением потерь теплоты конденсата греющего пара, сливаемого из первых двух ПВД через смеситель на вход питательных насосов, а не в деаэратор (0,05 — 0,08 %). Суммарная экономия от этих и некоторых других составляющих находится в пределах от 1 до 1,5 % удельного расхода топлива.

Освоение и внедрение БТС открыло перспективу совершенствования и части высокого давления тепловой схемы. Поэтому ВТИ и УралВТИ разработали двухподъемную бездеаэраторную схему, при которой подогреватели высокого давления (ПВД) устанавливаются между насосами первого и второго подъема. Давление воды в них снижается с 38 до 8,5 МПа, что приводит к существенному повышению надежности ПВД и снижению их гидравлического сопротивления. Конструктивно ПВД при такой схеме могут быть выполнены камерного типа двухступенчатыми с общей водяной камерой, что позволяет отказаться от использования быстродействующей защиты, которой комплектуются в настоящее время все серийные коллекторные ПВД, и формировать ее на основе оперативного переключения электрифицированных задвижек. Весьма перспективна схема подвода пара из холодной нитки промперегрева в каждый из двух совмещенных в одном корпусе ПВД. В этом случае при отключении защитой от переполнения одного из двух совмещенных ПВД исключается возможность тепловых ударов в насос второго подъема.

В настоящее время ВТИ разработаны двухподъемные бездеаэраторные схемы для отечественных конденсационных турбоустановок мощностью 300, 500 и 800 МВт и теплофикационной турбины мощностью 250 МВт.

Есть описание выполненных на ТЭЦ-22 Мосэнерго работ по повышению надежности и экономичности бездеаэраторной тепловой схемы с турбинами Т-250/300-240. Для усовершенствования тепловой схемы с целью повышения экономичности и надежности работы были проведены следующие конструктивные мероприятия: установлен охладитель на подводе конденсата к уплотнениям питательного турбонасоса (ПТН), выполнены схемы рециркуляции КЭН-2 и слива конденсата с внутренних уплотнений ПТН в ПНД-4, установлено дроссельное устройство на трубопроводе байпаса клапана рециркуляции питательного электронасоса (ПЭН), выполнена схема подачи пара на уплотнения турбины от VII отбора (на ПНД-4). Усовершенствованная бездеаэраторная схема энергоблока с турбиной Т-250/300-240 ТЭЦ-22 Мосэнерго приведена на рисунке:

Усовершенствованная тепловая схема энергоблока с турбиной Т-250 ТЭЦ-22 Мосэнерго

Усовершенствованная тепловая схема энергоблока с турбиной Т-250 ТЭЦ-22 Мосэнерго: 1 — конденсатор; 2 — расширитель конденсатора; 3 — охлаждающая вода; 4, 19 — конденсатные насосы первой и второй ступени (КЭН -1 и КЭН-2); 5 — охладитель конденсата технической водой (ОКТ); 6 — блочная обессоливающая установка (БОУ); 7 — охладители эжекторов (ОЭ); 8 — охладитель пара уплотнений (ОПУ); 9 — подогреватель сальниковый (ПС); 10 — охладитель конденсата бойлеров (ОКБ); 11, 12 — сетевые подогреватели № 1 и № 2 (ПСГ-1, ПСГ-2); 13 — трубопровод сетевой воды; 14, 15 — конденсатные насосы ПСГ-1 и ПСГ-2; 16 — смешивающий ПНД-2; 17 — аварийный перелив в конденсатор с гидрозатвором; 18 — аварийная подпитка с БЗК; 20-22 -ПНД-3+5; 23 — смеситель; 24 — питательный электронасос; 25 — питательный турбонасос; 26 — сливные насосы; 27 — основное мембранно-предохранительное устройство; 28 — спутниковое МПУ; 29-31 — ПВД-6+8; 32 — питательная вода на входе в котел; 33 ~ автоматическое переключающее устройство; 34 — охладитель конденсата уплотнений ПТН; 35 — трубопровод сброса с основного МПУ в конденсатор; 36 — слив в конденсатор; 37 ~ слив в атмосферный расширитель турбины; 38 — щелевые уплотнения ПТН; 39 — задвижка с электроприводом; 40 — регулирующий клапан; 41 — обратный клапан; 42 — дроссельное устройство; 43 — дроссельная шайба; римскими цифрами обозначены номера отборов турбины

Отличительной особенностью БТС для теплофикационного блока является то, что давление в нижнем отопительном отборе IX, а следовательно, и в смешивающем ПНД-2, изменяется в пределах 0,5-1,5 кгс/см2 в зависимости от заданного сетевого графика. Таким образом, при давлении от 0,90 до 1,5 кгс/см2 в корпусе ПНД-2 температура конденсата за подогревателем составляет 95-110 °С. Подача конденсата на щелевые уплотнения ПТН, осуществляемая с напора КЭН-2 с температурой выше 95 °С, приводит к пропариванию уплотнений ПТН и как следствие к обводнению масла в главном масляном баке турбины.

Это обстоятельство вынуждает персонал разгружать и даже полностью отключать по пару ПНД-2, что приводит к снижению экономичности. Отключение же задвижкой по пару ПНД-2 от турбины для уменьшения температуры конденсата на уплотнения ПТН в некоторых случаях не имеет смысла, так как в зимний период работы при двухступенчатом подогреве сетевой воды и подаче конденсата бойлеров на обессоливание давление в корпусе ПНД-2 может превышать давление в IX отборе, что приводит к закрытию обратного клапана на паропроводе к ПНД-2 и фактическому отключению его по пару. Повышение давления в ПНД-2 осуществляется теплом конденсата греющего пара ПНД-3 и из уплотнений ПТН.

Режим работы с одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды и отводом конденсата бойлеров в линию основного конденсата перед смешивающим ПНД-2 в значительном диапазоне тепловых нагрузок вообще недопустим из-за высокой температуры конденсата, подаваемого на щелевые уплотнения ПТН, так как дополнительным источником повышения давления в ПНД-2, кроме указанных, является тепло конденсата бойлеров.

Поэтому был установлен изготовленный ТЭЦ-22 Мосэнерго охладитель конденсата уплотнений (ОКУ) ПТН, представляющий собой водо-водяной теплообменник. Охлаждающей средой является конденсат, взятый с тракта основного конденсата до охладителя конденсата бойлеров (ОКБ) и отводимый на вход ПНД-2. Для поддержания температуры конденсата не выше 95 °С на всех режимах работы площадь теплообмена ОКУ была выбрана из расчета максимального снижения температуры конденсата на уплотнения ПТН на 15 °С. Это мероприятие позволило отказаться от практики отключения ПНД-2 по пару на некоторых режимах работы, а также осуществить отвод конденсата греющего пара ПСГ-1 и ПСГ-2 на вход ПНД-2.

Опыт эксплуатации показал, что при разгрузках блока до 180 МВт и менее давление в корпусе ПВД-7 уменьшается до уставки срабатывания автоматического переключающего устройства (25 кгс/см2) и ниже, что приводит к автоматическому переводу конденсата греющего пара ПВД-7 со смесителя на ПВД-6 и далее отводится в конденсатор из-за ограниченной пропускной способности конденсатопровода с ПНД-5 на ПНД-4.

Для обеспечения экономичной и надежной работы энергоблока во всем диапазоне нагрузок была смонтирована линия рециркуляции КЭН-2 с регулирующим клапаном, обеспечивающим автоматическое поддержание давления на всасе ПТН в пределах 19 — 20 кгс/см2. При этом уставку срабатывания автоматического переключающего устройства необходимо передвигать на значение 22 кгс/см2. Эти два мероприятия в совокупности позволяют отводить конденсат ПВД-7 на вход ПТН через смеситель при нагрузках блока от 120 МВт (однокорпусный режим) до 180 МВт. Пропускная способность линии рециркуляции ограничивается расходом 250 т/ч и выбрана из

условия обеспечения необходимого минимального перепада (2 кгс/см2) между давлением в корпусе ПВД-7 и давлением на всасе питательного насоса при разгрузках блока, а также минимального эксплуатационного расхода через конденсатный насос КСВ-500-220 по условиям надежности работы агрегата.

В процессе эксплуатации БТС была также усовершенствована схема слива конденсата с внутренних камер щелевых уплотнений ПТН: 50 т/ч конденсата с внутренних уплотнений ПТН с температурой 145-150 °С (40 т/ч — протечка питательной воды из насоса с температурой 160 °С и 10 т/ч — расход конденсата от КЭН-2 с температурой 85-95 °С) термодинамически невыгодно отводить в ПН Д-2, поэтому была выполнена схема слива конденсата в корпус ПНД-4 и далее сливным насосом в тракт основного конденсата за ПНД-4. Надо также подчеркнуть, что при отводе конденсата с уплотнений ПТН в ПНД-2 происходит очень сильный эрозийный износ участка трубопровода и входного штуцера в ПНД-2 как внутри, так и снаружи аппарата, что приводит к многочисленным свищам. Схема отвода с внутренних уплотнений ПТН в ПНД-2 используется только лишь в случае ремонта ПНД-4.

Одним из существенных мероприятий, влияющих на экономичность и надежность работы, явилось усовершенствование схемы подачи пара на уплотнения турбины. В проектной схеме БТС подача пара на уплотнения турбины осуществляется либо от VI отбора турбины (выхлопа ПТН), либо от коллектора (13 кгс/см2) собственных нужд станции.

Подача пара на уплотнения турбины от VI отбора с температурой 320-340 °С недопустима из условий надежности ротора низкого давления (РНД), гак как при высоких температурах может произойти ослабление посадки втулки на валу РНД в зоне концевых уплотнений, что приведет к аварии. Поэтому персонал подавал пар на уплотнения турбины с общестанционного коллектора 13 кгс/см2, который питается дросселированным паром со второго отбора турбины (выхлопа ЦВД). Это приводило, во-первых, к понижению экономичности, во-вторых, к накапливанию избытка воды в контуре блока и, как следствие к периодическим сбросам воды из контура в циркуляционный водовод и увеличению потерь пара и конденсата.

В связи с этим было предложено изменить схему подачи пара на уплотнения турбины, использовав пар VII отбора (на ПНД-4) с температурой 210-230 °С. При реализации этой схемы были использованы трубопроводы и арматура от «старой» схемы, а в качестве регулирующего клапана был применен «бывший» клапан регулятора давления в деаэраторе.

Усовершенствованная схема уплотнений турбины Т-250

Усовершенствованная схема уплотнений турбины Т-250. 1 — от коллектора собственных нужд (13 кгс/см2); 2 — от VII отбора турбины (на ПНД-4); 3 — влагоотделители; 4 — коллектор подачи пара на уплотнения турбины; Р1 -РЗ — регулирующие клапаны

 

Новая схема уплотнений турбины имеет принципиальное отличие в управлении. Эксплуатация схемы происходит следующим образом: задвижки с электроприводом от коллектора 13 кгс/см2 и VII отбора турбины находятся в открытом положении, регулирующий клапан Р1 закрыт, а регулирующие клапаны Р2 и РЗ переведены в автоматический режим работы. Автоматика клапана Р2 настроена на поддержание давлениятв общем коллекторе уплотнений на 0,03-0,05 кгс/см2 меньше, чем автоматика клапана РЗ. При такой настройке регуляторов давления клапан Р2 находится в закрытом положении и работает в стерегущем режиме. Постоянный прогрев трубопровода от коллектора (13 кгс/см2) осуществляется через трубопроводы Ду-10 байпасов клапанов Р1 и Р2. При разгрузке блока до 150 МВт и менее, а также останове блока или корпуса котла в работу автоматически включается клапан Р2, и без вмешательства машиниста энергоблока происходит перевод уплотнений турбины на пар 13 кгс/см2.

Таким образом, схема уплотнений турбины or VII отбора, в отличие от проектной схемы подачи пара от VI отбора, является не только более экономичной, но и более удобной и надежной. Также важно отметить, что основным фактором, обусловившим выбор данного варианта схемы уплотнений, является использование минимальных затрат на внедрение.

Еще одним мероприятием, повышающим экономичность и надежность энергоблока, является установка дроссельного устройства на трубопроводе байпаса клапана рециркуляции питательного электронасоса (ПЭН) конструкции ТЭЦ-22 Мосэнерго. Как показала практика работы, байпасный трубопровод клапана рециркуляции, предназначенный для обеспечения постоянного прогрева насоса, подвергался сильному эрозийному износу, что приводило к многочисленным выводам в ремонт ПЭН для заварки свищей. После установки дроссельного устройства проблема была решена.

В дальнейшем намечено установить мембранно-предохранительное устройство (МПУ) на корпусе ПНД-5. Это обусловлено тем, что не исключена возможность увеличения давления в корпусе ПНД-4 и ПНД-5 выше расчетного через трубопровод отвода конденсата греющего пара ПВД-6. Поэтому для обеспечения надежной эксплуатации указанных подогревателей были выполнены следующие мероприятия: блокировка на открытие задвижки на трубопроводе отвода конденсата с ПНД-4 в ПНД-2 при повышении уровня в ПНД-4 до предельного уровня; блокировка на закрытие задвижки на отводе конденсата с ПВД-6 на ПНД-5 и открытие задвижки на конденсатопроводе с ПВД-6 в конденсатор при увеличении давления в корпусе ПНД-5 до 7 кгс/см2.

Машины и оборудование для термической и плазменной резки металла — http://engk69.com/.



Читайте также:

Последние аварии на объектах электроэнергетики РФ

Энергетика. ТЭС и АЭС © 2012 Использование материалов с сайта разрешается при наличии на него активной ссылки без тегов nofollow и noindex.
Яндекс.Метрика Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
Яндекс.Метрика