НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
ДЛЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И КОТЕЛЬНЫХ

ЭНЕРГОБЛОКИ С ТУРБИНАМИ
Т-180/210-130 и К-215-130
И БАРАБАННЫМИ КОТЛАМИ.
ТИПОВЫЕ ПУСКОВЫЕ СХЕМЫ

РД 153-34.1-25.101-00

Москва 2000

 

СОДЕРЖАНИЕ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Срок действия установлен
с 2001-06-01 до 2001-06-01

Настоящий руководящий документ устанавливает основные технические решения при разработке пусковых схем энергоблоков с турбинами АО «ЛМЗ» Т-180/210-130 и К-215-130 и барабанными котлами ТГМЕ-206, ТПЕ-214, ТПЕ-215, ТПЕ-216 АО «Красный котельщик» и БКЗ-640-140 АО «Сибэнергомаш».

Настоящий руководящий документ предназначен для использования при новом проектировании, а также при модернизации электростанций с блоками указанных типов. Вариант пусковой схемы блока с турбиной Т-180/210-130 приведен на рисунке 1, а с турбиной К-215-130 - на рисунке 2. При техперевооружении электростанций допускается использование отдельных узлов приведенных вариантов пусковых схем.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 При разработке настоящего руководящего документа за основу принята таловая пусковая схема (РД 34.25.101), разработанная в 1987 г. ВТИ, Южтехэнерго и ВНИПИэнергопром. К настоящему времени накоплен опыт эксплуатации блоков с типовой пусковой схемой и проведены испытания на ряде электростанций. В результате этих работ выявилась необходимость более подробного обоснования ряда технических решений, упрощения отдельных узлов, а также рассмотрения ряда дополнительных вопросов (системы слива и продувок барабанных котлов, мероприятий по улучшению пусковых характеристик турбин и др.).

В настоящем РД приведено описание двух вариантов типовых пусковых схем с взаимозаменяемыми отдельными узлами, с расчетными режимами и выбором сечения основных элементов схем.

1.2 Основное оборудование и пусковые схемы моноблоков 180 - 215 МВт ориентированы на 2000 пусков и остановов блоков за срок службы, при котором регулирование нагрузки энергосистем преимущественно осуществляется путем изменения нагрузки блоков в регулировочном диапазоне (РД 34.25.101). Остановы блока на ночь могут применяться только в случаях, когда глубина провала нагрузки не позволяет ограничиться разгрузкой блоков.

1.3 Основные элементы пусковых схем выбраны применительно к растопочной нагрузке котлов всех типов 30 % (200 т/ч) номинальной производительности. Предусматривается оснащение турбин модернизированными системами обогрева фланцев и шпилек, а также изоляция стопорных клапанов и корпусов ЦВД и ЦСД матами из базальтового волокна.

1.4 Пусковые схемы допускают удержание энергоблоков в работе при сбросе нагрузки до холостого хода или нагрузки собственных нужд. Однако на теплофикационном энергоблоке, согласно ранее принятым положениям, соответствующие системы автоматического управления и блокировок проектируются, но не реализуются до проведения испытаний. При указанных сбросах нагрузки предусматривается останов теплофикационного энергоблока с последующим пуском из горячего состояния.

1.5 Учитывая отмывки, происходящие при пусках на скользящих параметрах пара, специальные устройства и схемные решения для промывки проточной части турбины не предусматриваются.

1.6 При реализации пусковых схем в процессе проектирования следует учесть «Рекомендации по применению схемы и технологии воздушного расхолаживания турбин К-210-130 и Т-180-130 ЛМЗ».

1.7 Расчеты, обосновывающие принятые схемные решения, приведены в тексте и в приложениях А, Б и В. Они проведены с использованием книг Б.В. Рудомино, Ю.Н. Ремжина «Проектирование трубопроводов тепловых электростанций» и И.Е. Идельчика «Справочник по гидравлическим сопротивлениям».

1.8 Основными узлами пусковых схем (см. рисунки 1, 2) являются:

- конденсатный тракт низкого давления;

- деаэратор и питательный тракт;

- узел питания котла;

- устройства для прогрева и расхолаживания барабана;

- схема сливов и продувок котла;

- главные паропроводы и пускосбросные устройства;

- система промежуточного перегрева пара;

- пусковые устройства турбины;

- паропроводы собственных нужд энергоблока;

- устройства для регулирования температуры пара.

2 ОПИСАНИЕ ПУСКОВЫХ СХЕМ

2.1 Конденсатный тракт низкого давления

2.1.1 Энергоблок с турбиной Т-180/210-130 (см. рисунок 1)

Для отвода конденсата из конденсатора и подачи его через регенеративную установку в деаэратор установлено два конденсатных насоса КСВ-320-160-2 и один насос КС-125-140. Насос КС-125-140 предназначен для обеспечения работы турбины в пусковой период и в режимах с малыми расходами пара в конденсатор. Минимальное количество пара, поступающего в конденсатор при работе турбины по тепловому графику (с полностью закрытыми уплотненными поворотными диафрагмами), - 10 - 15 т/ч. Максимальный расход пара в конденсатор на конденсационном режиме 461 т/ч. Поэтому в зависимости от режима и нагрузки турбины в работе будет находиться один или два конденсатных насоса. Поскольку теплофикационный блок используется лишь в предельных случаях для покрытия переменного графика нагрузок путем его пусков и остановов, блочная обессоливающая установка (БОУ) в схеме не предусматривается. В связи с этим вторая ступень конденсатных насосов не устанавливается.

Регенеративный подогрев основного конденсата производится последовательно в охладителе пара концевых уплотнений турбины ПС-50-4 и трех подогревателях низкого давления (ПНД 1, 2, 3).

По данным АО «ЛМЗ», защита тракта охладителей пара концевых уплотнений и ПНД по водяной стороне от недопустимого повышения давления не требуется.

Для обеспечения надежной работы конденсатных насосов и охладителей пара уплотнений турбины из трубопровода после ПНД1 выполнена линия рециркуляции основного конденсата диаметром 125 мм с подводом его в нижнюю часть конденсатора.

На линии основного конденсата после ПНД1 установлен регулирующий клапан уровня в конденсаторе (РУК) с обводным байпасом диаметром 200 мм. Указанный клапан поддерживает заданный уровень в конденсатосборнике конденсатора и обеспечивает необходимый расход по линии рециркуляции (уровень в деаэраторе поддерживается регулирующими клапанами на линиях подпитки энергоблока).

От конденсатных насосов предусмотрена подача конденсата: на уплотнение вакуумной арматуры, на взведение приводов обратных клапанов (КОС), к охлаждающим устройствам расширителей дренажей высокого давления (РДВД).

Из линии основного конденсата предусмотрена подача конденсата на уплотнения КЭН и ПЭН, в схему защиты ПВД, к охлаждающим устройствам ЦНД, а также охладителям сброса пара из трубопроводов горячего промперегрева, на захолаживание выхлопных патрубков ЦНД (конденсат после ПНД3 в режимах с закрытыми поворотными диафрагмами).

В линию основного конденсата подается конденсат греющего пара от подогревателей сетевой воды, если его качество соответствует требованиям к основному конденсату; при этом конденсат от ПСГ1 вводится в тракт после ПНД1, конденсат от ПСГ2 - после ПНД2.

Предусмотрена термозащита трубной системы ПНД2 и ПНД3 в виде байпасов диаметром 20 мм задвижек на выходе конденсата из ПНД2 и ПНД3 с установкой на них двух обратных клапанов.

Конденсат греющего пара из ПНД3 сливается в ПНД2, откуда откачивается одним сливным насосом КС-32-150 в линию основного конденсата после ПНД2. Кроме того, имеется возможность отвода конденсата из ПНД3 и ПНД2 трубопроводом диаметром 200 мм в конденсатор турбины. При работе турбины с включенными теплофикационными отборами конденсат из ПНД2 сливается в конденсатосборник ПСГ2, а конденсат из ПНД1 - в конденсатосборник ПСГ1, откуда он откачивается конденсатным насосом КH-I (при включенном ПСГ1), или направляется через гидрозатвор высотой 15 м в конденсатор турбины (при отключенном ПСГ1). Из конденсатосборника ПСГ2 конденсат откачивается конденсатным насосом КН-II в тракт за ПНД2, либо в циркводовод. Предусмотрен также слив конденсата из ПСГ2 (через гидрозатвор высотой 15 м) на всас КH-I. С нагнетания последнего конденсат подводится в тракт перед ПНД2, либо сбрасывается в циркводовод.

Подпитка цикла осуществляется путем подачи эксплуатационного (постоянного) добавка химически обессоленной воды (ХОВ) в количестве около 3 % номинального расхода трубопроводом диаметром 80 мм. Температура ХОВ должна превышать температуру насыщения в конденсаторе не менее чем на 8 - 10 °С. Давление ХОВ перед вводом в конденсатор должно составлять 0,4 МПа. Аварийная подпитка ХОВ (около 30 % номинального расхода) подается через трубопровод диаметром 150 мм.

Рисунок 1 - Типовая пусковая схема теплофикационного энергоблока с турбиной Т-180/210-130 и барабанным котлом

Подпитка производится из баков запаса конденсата (БЗК), при этом сечение общестанционных магистралей подпитки, а также подача насосов БЗК рассчитываются по суммарному расходу, включая аварийную подпитку одного из энергоблоков.

Для вывода избытка воды из цикла и промывки тракта ПНД предусматривается сбросной трубопровод диаметром 150 мм из линии за последним ПНД в циркуляционный водовод (ЦВ). В конце этого трубопровода установлена ограничительная шайба Ш-6 диаметром 49 мм, рассчитанная на пропуск 200 т/ч при перепаде давлений от 1,18 до 0,245 МПа. Для исключения гидроударов на конденсатопроводе перед головкой деаэратора установлен обратный клапан.

2.1.2 Энергоблок с турбиной К-215-130 (см. рисунок 2)

Для отвода конденсата из конденсатора и подачи его через регенеративную систему установлено два конденсатных насоса I ступени (КЭН-I) КСВ-500-85.

В схеме в качестве варианта предусмотрена блочная обессоливающая установка (БОУ), рассчитанная на пропуск 100 %-ного расхода конденсата. Объясняется это тем, что при частых пусках и остановах, которые вполне возможны на конденсационных блоках, качество питательной воды, как правило, ухудшается. Кроме того, как показано в разделе 2.10, это весьма целесообразно для обеспечения качественного регулирования температуры пара при пусках блока впрыском питательной воды.

Регенеративный подогрев основного конденсата производится в охладителях пара концевых уплотнений ПС-50-4, встроенных в конденсатор, поверхностных ПНД1, смешивающем ПНД2 и поверхностном ПНД3. Смешивающий ПНД2 значительно уменьшает недогрев конденсата, улучшает тепловую работу и вибрационное состояние поверхностного ПНД3 и является дополнительной ступенью дегазации конденсата. Установка смешивающих подогревателей низкого давления (СПНД) на блоках 300 и 800 МВт позволила перейти к бездеаэраторной схеме регенерации турбины. На блоках рассматриваемых типов это также возможно, однако опыта внедрения такой схемы пока нет.

Применение БОУ и СПНД привело к необходимости установки конденсатных насосов второй ступени (КЭН-II), в составе двух основных и одного резервного (типа КСВ-320-160-2). Опыт эксплуатации энергоблоков 300 МВт со смешивающими ПНД (на Кармановской ГРЭС и др.) позволил отказаться в тракте ПНД3 от отключающих задвижек и отключаемого байпаса. Такое решение согласовано с АО «ЛМЗ».

Защита всего конденсатного тракта, включая БОУ, от недопустимого повышения давления не требуется. На линии основного конденсата перед ПНД2 установлен регулирующий клапан (РУП), выполненный по чертежу ЛМЗ № 1359668 Сб с неотключаемым обводным байпасом. На этом байпасе установлена дроссельная шайба Ш-7 диаметром 30 мм, рассчитанная на пропуск 200 т/ч при перепаде давлений от 0,8 до 0,1 МПа. Указанный клапан поддерживает уровень в смешивающем подогревателе ПНД2, при этом уровень в конденсаторе поддерживается клапанами нормального или аварийного добавка. Неотключаемый байпас предусмотрен для предотвращения снижения уровня в СПНД2, с учетом того, что подача избыточной вода в СПНД2 не опасна, из-за наличия неотключаемой линии перелива из ПНД2 в конденсатор, оснащенной гидрозатвором.

В случае отказа РУП при снижении уровня в ПНД2 до первого предела предусмотрен байпас РУП диаметром 150 мм, подводящий воду непосредственно к стороне всасывания КЭН-II. В схеме выполнен также подвод воды от БЗК к всасывающему коллектору КЭН-II диаметром 200 мм, использование которого предусматривается в случае снижения уровня в ПНД2 до второго предела.

При наличии нерегулируемого байпаса РУП рециркуляция воды осуществляется по линии перелива из ПНД2. Вследствие этого в схеме не предусмотрена линия рециркуляции в конденсатор из конденсатопровода.

Таким образом, несмотря на ограниченный объем СПНД2, принятые схемные решения исключают срыв всаса КЭН-II или попадание вода в отборный паропровод. По статистическим данным, на десятках блоков, оснащенных СПНД, не было ни одного случая останова из-за переполнения или снижения ниже предельно допустимого уровня в СПНД.

На стороне нагнетания КЭН-II установлен регулирующий клапан, поддерживающий уровень в деаэраторе (РУД).

Конденсат к охлаждающим устройствам расширителей высокого (РДВД) и низкого давления (РДНД) и охлаждающим устройствам ЦНД подводится со стороны нагнетания КЭН-I, к остальным потребителям - со стороны нагнетания КЭН-II. Прочие элементы схемы, в том числе трубопровода подпитки энергоблока и сбросной трубопровод из линии после ПНД3, выполняются в соответствии с п. 2.1.1.

2.2 Деаэратор и питательный тракт

На энергоблок устанавливается один деаэратор ДП-1000 производительностью 1000 т/ч с баком вместимостью 65 м³, Деаэратор с рабочим давлением 0,69 МПа обеспечивает питание паром уплотнений турбины (при давлении в деаэраторе 0,4 - 0,69 МПа). В случае применения пусковых впрысков (см. рисунок 2) в деаэраторе должно быть предусмотрено устройство для приема рециркулирующей воды из их системы.

Рисунок 2 - Типовая пусковая схема энергоблока с турбиной К-215-130 и барабанным котлом

Источниками пара для питания деаэратора являются коллектор собственных нужд (КСН) и IV отбор турбины. В деаэраторе используется тепло выпара расширителя непрерывной продувки. Предусматривается работа деаэратора на скользящем давлении.

Для регулирования расхода греющего пара деаэратора на подводе пара установлен один регулирующий клапан (РДД). Максимальный расход пара через РДД при пуске после кратковременного простоя (для рисунка 2 - также при сбросе нагрузки энергоблока) составляет примерно 25 т/ч. Этому условию отвечает шиберный клапан 808-150Э ЧЗЭМ с пропускной способностью (K_v) 214 т/ч и площадью проходного сечения 60,5 см². При предельном давлении в КСН пропуск пара через клапан РДД достигает 33,0 т/ч. Диаметры трубопроводов до и после РДД приняты соответственно 200 и 400 мм.

На трубопроводе греющего пара после РДД устанавливаются предохранительные клапаны (ПК) с пропускной способностью, определенной по максимальному значению одновременно поступающего тепла в деаэратор от всех источников при прекращении расхода воды. Типоразмер и количество ПК выбираются при рабочем проектировании. Предусматривается предупредительная сигнализация с уставкой 1,07 р_раб.

Деаэраторный бак снабжен устройством аварийного перелива воды. При возрастании уровня до второго предела открывается задвижка на линии аварийного перелива с подачей сигнала на БЩУ. При рабочем проектировании эта линия должна быть рассчитана по максимальной производительности КЭН-II, с учетом вскипания воды в ней и конкретных геометрических характеристик. Допускается также применение системы защиты, принятой для блоков большей единичной мощности, на которых выполнение линии перелива из деаэратора практически невозможно. В этом случае при повышении уровня в деаэраторе до первого предела по блокировкам закрывается вся арматура на линиях подпитки цикла и РУД. При росте уровня до второго предела отключаются все КЭН-II.

С целью обеспечения предпусковой деаэрации предусмотрена перемычка диаметром 150 мм между всасывающими трубопроводами ПЭН и КЭН (на рисунке 2 - КЭН-II). При пуске блока задвижка на этой линии открывается, включается КЭН, в деаэратор подводится сторонний пар из КСН и рециркулирующая вода постепенно нагревается и деаэрируется.

Питание котла обеспечивается двумя ПЭН типа ПЭ-380-200-3 производства ПО «Насосэнергомаш». Каждый насос имеет одиннадцать ступеней давления. Питательный насос рекомендуется комплектовать гидромуфтой черпакового типа или тиристорным преобразователем частоты вращения, для снижения расхода электроэнергии и поддержания допустимого перепада давлений на регулирующем питательном клапане при разгрузках блока. Вез регулирования частоты вращения питательные насосы данного типа развивают напор 19,6 МПа при подаче 380 м³/ч.

Для обеспечения надежной работы ПЭН с малыми расходами питательной воды предусмотрена линия рециркуляции в деаэратор диаметром 100 мм с установленным на ней комплектом шайб и электрифицированным вентилем. Управление вентилем - автоматическое, по сигналу при изменении расхода воды. Перед вводом линии рециркуляции в деаэратор устанавливается обратный клапан.

Из промежуточной ступени насоса предусматривается отвод питательной воды на аварийные впрыски промперегревателя, к охладителям пускосбросного устройства (ПСБУ), РОУ 140/25, а также служебной РОУ 25/13.

На всасывающих трубопроводах ПЭН предусматривается установка защитных сеток с возможностью их переключения. По усмотрению заказчика, могут быть установлены дополнительные задвижки перед насосами и перемычки, позволяющие при засорении одной из сеток сохранить в работе оба насоса.

Питательная вода к ПВД подводится от ПЭН трубопроводом диаметром 250 мм. Трубопроводом такого же диаметра, с последующим разветвлением на два потока вода отводится от ПВД к котлу. Обратный клапан и узел питания котла установлены на общем трубопроводе.

Группа ПВД имеет быстродействующий обвод (два трубопровода диаметром 175 мм) и ремонтный обвод диаметром 250 мм с запорной арматурой.

Задвижки на трубопроводах до и после обвода ПВД и на обводе ПВД должны иметь быстродействие 40 - 45 с.

Для защиты водяного тракта ПВД от термоопрессовки и недопустимого повышения давления предусматривается обвод диаметром 20 мм отключающей задвижки ПВД с двумя обратными клапанами.

Для защиты корпусов ПВД 5 и 6 от недопустимого повышения давления предусмотрена установка на них предохранительных клапанов, поставляемых комплектно с ПВД. Кроме того, ПВД комплектуются регулирующими клапанами уровня конденсата в их корпусах. Схемой предусмотрен каскадный слив конденсата греющего пара из ПВД и отвод этого конденсата в деаэратор или конденсатор.

При скользящем давлении пара в деаэраторе перепад давлений между ПВД и деаэратором достаточен для отвода конденсата греющего пара из ПВД в деаэратор при расходах свежего пара на турбину 60 - 100 % номинального.

Линия отвода конденсата из ПВД в конденсатор турбины используется при пусках энергоблока, при включении ПВД в работу и при нагрузке энергоблока менее 60 %. Диаметр этой линии принят равным 200 мм по расходу отборного пара на группу ПВД при нагрузке 70 % номинальной.

Для ограничения сечения в конце линии установлена подпорная шайба Ш-5 диаметром 100 мм.

2.3 Узел питания котла

На основной линии узла питания котла установлен регулирующий клапан поворотного типа (РПК) D_y 250 для регулирования нагрузки от 30 до 100 %. Для автоматического управления клапаном предусмотрен основной регулятор питания котла.

На байпасе узла питания D_y 100 мм установлен регулирующий клапан шиберного типа для регулирования низких нагрузок (0 - 40 %). Для автоматического управления клапаном предусмотрен растопочный регулятор питания.

На линии заполнения котла водой установлен регулирующий клапан диаметром 65 мм и дросселирующее устройство Ш-1 (комплект типа 08.8363.063-02 АО «Красный котельщик»), рассчитанное на перепад давлений 19 МПа при расходе 60 т/ч.

Пусковой схемой предусмотрена перемычка диаметром 65 мм между энергоблоками по питательной воде с температурами 230 и 160 °С. Наличие перемычки позволяет ограничить число пусков ПЭН при растопке, а также улучшает условия поддержания в горячем резерве остановленного котла благодаря его периодической подпитке питательной водой от работающего энергоблока.

В схемах рисунков 1 и 2 в качестве взаимозаменяемых вариантов показаны различные подводы воды к штатным впрыскам котла:

- на рисунке 1 - от установки приготовления собственного конденсата;

- на рисунке 2 - от питательного трубопровода.

Второй вариант допускается применять при установке в составе энергоблока БОУ.

2.4 Устройства для прогрева и расхолаживания барабана

Для прогрева и расхолаживания барабана внутри него (вверху и внизу) установлены распределительные коллекторы (нижние коллекторы предусматривались для разогрева низа барабана при пусках из холодного состояния). Эти коллекторы D_y 65 мм подсоединяются к общестанционному коллектору насыщенного пара параметрами 16 МПа, 350 °С. По данным ВТИ, применение системы предварительного прогрева барабана может привести к опасным выбросам непрогретой воды из опускных труб в барабан при возникновении циркуляции, а также способствует ускорению повышения давления в барабане. Поэтому подвод пара к нижним коллекторам барабана не предусматривается. Для подключения к верхним коллекторам диаметр штуцера в барабане должен быть не менее 85 мм. При расхолаживании барабана остановленного котла в него подводится насыщенный пар от соседнего котла. Сброс пара на первом этапе расхолаживания производится через ПСБУ или РОУ 140/25. Для расхолаживания барабана на заключительном этапе из линии после (по ходу пара) РОУ 140/25 предусмотрен сбросной трубопровод в атмосферу диаметром 300 мм с отключающей задвижкой. С учетом этого из схемы исключены продувочные линии в атмосферу из главных паропроводов.

Для ограничения скорости повышения давления в барабане при пуске энергоблока с исходным давлением свежего пара ниже 0,5 МПа, из трубопроводов перед каждым потоком первой недренируемой поверхности пароперегревателя предусмотрены продувочные линии, объединяемые в отключаемую линию диаметром 100 мм, предназначенную для сброса пара в атмосферу.

2.5 Схема сливов и продувок котла (рисунок 3)

До настоящего времени схема проектировалась различными организациями и в ряде случаев затруднялись эксплуатационные условия, не всегда обеспечивалась безопасность элементов низкого давления, связанных с источником высокого давления, и, как правило, не исключались постоянные парения из расширителей. Для исключения этих недостатков рекомендуется реализовывать рассматриваемую ниже схему.

Котел имеет непрерывную и периодическую продувки, аварийный слив и линию опорожнения барабана с отводом среды в соответствующие расширители. Линия непрерывной продувки из барабана присоединяется к расширителю РНП. На ней устанавливается регулирующий клапан РК-1 и перед РНП - набор дроссельных шайб Ш-1, ограничивающий расход 5 % номинальной производительности.

Клапан РК-1 рекомендуется типа 1098-50-Э-06 (K_v = 4,5 т/ч), набор Ш-1 должен состоять из трех шайб с последовательно увеличивающимися диаметрами 30, 40 и 55 мм в трубе диаметром 65 мм. Клапан РК-1 и труба до дроссельной шайбы Ш-1 рассчитываются по рабочему давлению в барабане котла. С учетом возможного повышения давления в барабане при срабатывании предохранительных клапанов котла в РНП может поступать до 37 т/ч пароводяной смеси с сухостью не более 50 %. РНП принимается на рабочее давление 0,7 МПа и выпар в нем составит до 19 т/ч (столько же на слив воды). По этому режиму должны выбираться предохранительные клапаны РНП и трубопровод отвода пара из РНП диаметром 200 мм. Трубопровод слива из РНП принимается 100 мм. Пар из РНП для утилизации тепла отводится в деаэратор. Для более полной утилизации тепла рекомендуется на линии отвода воды из РНП устанавливать клапан РК-3 (типа Т-23, K_v = 72,6 т/ч), поддерживающий уровень в РНП.

Рекомендуется устанавливать РНП типа СП-5,5-КУ диаметром корпуса 1500 мм на рабочее давление р_р = 0,7 МПа. Вода из РНП отводится в расширитель слива котла (PC) типа СП-7,5-КУ диаметром корпуса 2000 мм на рабочее давление 0,15 МПа, Выпар воды, поступающей из РНП, составит 1,7 т/ч, для его отвода достаточно выхлопной трубы Dy 300 мм, предусмотренной в конструкции PC. Поскольку среда из РНП в PC поступает постоянно, рекомендуется исключить выброс пара из PC в атмосферу как по экологическим соображениям, так и с целью уменьшения потерь воды в цикле. Для этого в пусковых схемах предусмотрен впрыск воды в выхлопной паропровод PC, подводимой от КЭН-I. По расчету для полной конденсации выхлопного пара достаточно подводить 15 т/ч конденсата (схема возврата его в цикл рассмотрена ниже).

Рисунок 3 - Схема сливов и продувок котла

Аварийный слив из барабана и периодические продувки котла общей линией подводятся в расширитель аварийного слива (РАС). Трубопровод аварийного слива из барабана оснащен регулирующим клапаном РК-2 и перед его присоединением к РАС установлен комплект ограничительных шайб Ш-2. Как показал опыт эксплуатации котлов, расход по линии аварийного слива следует принять не менее 15 % номинального (135 т/ч), Соответственно клапан РК-2 может быть принят типа 1092-65-Э исп. 1 с K_v = 22 т/ч.

По расчету этот комплект должен состоять из трех шайб с последовательными диаметрами 43, 60 и 80 мм, установленными в трубопроводе 100 мм, увеличивающемся до 200 мм на участке между Ш-2 и РПП.

Расширитель аварийного слива и периодической продувки (РАС) принимается D_y = 2020 мм на рабочее давление р_р - 0,25 МПа, емкостью воды 7,5 м³ с диаметром патрубка отвода пара 800 мм (производство АО «Красный котельщик»). Если принять давление в РАС при аварийном сливе 0,15 МПа, выпар из него составит 53 т/ч, а отвод воды 47 т/ч. Учитывая, что аварийный слив используется крайне редко, предусматривать исключение сброса пара в атмосферу неоправданно, так как требующийся расход конденсата вышел бы за разумные пределы.

Периодическая продувка выполняется из нижних коллекторов каждого контура циркуляции и далее общим трубопроводом присоединяется к трубопроводу аварийного слива. На линиях продувки каждого контура рекомендуется установить дроссельные шайбы Ш-3. Их диаметры должны быть рассчитаны заводом-поставщиком котла, исходя из одинаковых долей продувки каждого контура.

По опыту эксплуатации можно ожидать, что продувочный расход контура не превысит 40 т/ч в течение 30 с. При этом выпар в РАС составит 21 т/ч, а в течение 30 с в атмосферу может быть выброшено 180 кг пара, что с учетом периодичности такого выброса допускается.

При периодической продувке из РАС в PC сбрасывается 19 т/ч воды, не дающей дополнительного выпара, так как приняты одинаковые давления в них. При этом слив воды из РАС в PC должен обеспечиваться за счет разности геодезических отметок. В РАС подводится также линия слива из барабана котла (ЛСБ), используемая при ремонтах и остановах в длительный резерв. Наличие ограничительного комплекта шайб Ш-2, даже в случае ошибочного открытия арматуры на этой линии одновременно с аварийным сливом или периодической продувкой, не приведет к увеличению поступления среды как в РАС, так и в PC.

Из последнего при периодической продувке суммарно с непрерывной продувкой в бак слива (БС) может поступить 53 т/ч кипящей воды, выпар из которой составит (при атмосферном давлении) 1 т/ч. Для полной конденсации этого пара необходимо в выхлопную трубу БС подвести не более 10 т/ч воды из бака запаса конденсата.

Таким образом, из БС постоянно надо откачивать 25 т/ч воды, а в период периодических продувок - до 65 т/ч. С учетом этого рекомендуется установить два насоса откачки воды (НБС) из бака слива (один резервный) производительностью по 65-70 т/ч. При аварийном сливе кратковременно может понадобиться включение второго насоса. На нагнетании НБС устанавливается клапан РК-4 типа Т-24 (K_v = 133 т/ч), поддерживающий уровень в БС. Вода из БС сбрасывается в бак запаса конденсата либо в сливной канал.

2.6 Главные паропроводы и пускосбросные устройства

Пар от котла к турбине подается двумя паропроводами диаметром 250 мм с присоединением к двум стопорным клапанам (СК) ЦВД турбины. Главные паровые задвижки (ГПЗ) устанавливаются на паропроводах перед СК ЦВД.

Главные паропроводы не должны иметь подъемных участков, кроме участка непосредственно перед ГПЗ, который должен иметь видимый подъем с таким расчетом, чтобы исключить возможность попадания влаги в корпусы СК на этапе предварительного прогрева паропроводов. Перед подъемом паропроводов предусматривается дренажная линия диаметром 50 мм. Учитывая, что пуск турбины из всех исходных тепловых состояний производится регулирующими клапанами при полностью открытых ГПЗ, основным назначением байпасов ГПЗ является выравнивание давлений до и после ГПЗ перед их открытием на этапе предварительного прогрева паровпускных частей турбины. Поэтому байпасы ГПЗ рекомендуется выполнять уменьшенного диаметра (20 мм).

Пусковая схема выполнена с одним байпасом турбины, соединяющим главные паропроводы с конденсатором. Байпас должен присоединяться к главным паропроводам непосредственно перед ГПЗ. На байпасе турбины установлено пускосбросное устройство (ПСБУ). Применяется ПСБУ от моноблоков 300 МВт пропускной способностью 375 т/ч при 15,7 МПа с двухсторонним подводом пара.

При давлении перед ним 15,1 МПа (с учетом уставки срабатывания предохранительных клапанов котла) предельная пропускная способность ПСБУ составит 366 т/ч (55 - 57 % номинальной производительности котла).

Для исключения скопления влаги перед ПСБУ перемычку между главными паропроводами, присоединяемую к ПСБУ, и сами ПСБУ рекомендуется компоновать над паропроводами.

Для подводящих трубопроводов к ПСБУ принят диаметр 175 мм. Сбросные трубопроводы ПСБУ выбраны с учетом сопротивления пароприемных устройств конденсатора, составляющего 0,73 МПа при подводе пара, охлажденного впрыском до 200 °С.

Для трубопроводов к каждому пароприемному устройству принят диаметр 400 мм, для общего сбросного трубопровода - 600 мм.

Максимальная пропускная способность ПСБУ (с учетом расхода воды на охладитель), определенная при давлении, соответствующем уставке срабатывания предохранительных клапанов котла, составляет 466 т/ч. Такой расход не превышает допускаемого АО «ЛМЗ» предельного сброса в конденсатор. Соответственно приведенным данным скорости пара в подводящих паропроводах ПСБУ, общем его сбросном трубопроводе и в трубопроводах подвода к пароприемным устройствам конденсатора составляют соответственно 47,96 и 123 т/ч (приложение А).

Для дополнительного охлаждения редуцированного пара в пароприемные устройства конденсатора подается конденсат от КЭН-I с суммарным расходом до 60 т/ч.

Вода к охладителю ПСБУ подводится трубопроводом диаметром 100 мм от промежуточной ступени питательного насоса.

При указанной пропускной способности ПСБУ при сбросе нагрузки турбогенератора с номинальной до холостого хода, или нагрузки собственных нужд, будут срабатывать предохранительные клапаны (ПК) свежего пара. При сбросе нагрузки с исходной, равной 70 - 80 % номинальной, такого срабатывания не произойдет. Расчет пропускных способностей ПСБУ при пусках из различных тепловых состояний приведен в приложении Б.

Предусмотренная в схеме РОУ 140/25 предназначена для:

- прогрева системы промперегрева;

- утилизации избыточного пара, не потребляемого турбиной при пусках и остановах энергоблока, а также пароснабжения собственных нужд при низких нагрузках энергоблока;

- обеспечения расхолаживания барабана.

Для выполнения указанных функций предусмотрены переключающие задвижки, с помощью которых РОУ может быть подключена либо к паропроводам холодного промперегрева (ППХ), либо к КСН энергоблока, либо к трубопроводу сброса пара в атмосферу. С учетом этого за РОУ устанавливаются предохранительные клапаны.

По усмотрению заказчика можно отказаться от использования РОУ 140/25 для пароснабжения собственных нужд, установив при необходимости дополнительную (к существующей в схеме пароснабжения) РОУ 25/13. В этом случае можно исключить переключающие задвижки и ПК за РОУ и соответственно трубопровод к коллектору собственных нужд.

Принята РОУ IV конструкции ЧЗЭМ пропускной способностью 150 т/ч. Диаметры трубопроводов до и после РОУ равны соответственно 175 и 300 мм. Максимальная пропускная способность РОУ 140/25 при давлении срабатывания предохранительных клапанов котла (с учетом воды на охладитель) составляет 197 т/ч, что должно быть учтено при выборе пропускной способности предохранительных клапанов после РОУ (в случае их установки при наличии отключающих задвижек за РОУ), Прочность трубопроводов после РОУ и уставка срабатывания предохранительных клапанов должны быть приняты по рабочему давлению в ППХ.

2.7 Система промежуточного перегрева пара

Паропроводы холодного (ППХ) и горячего (ППГ) промперегрева в ранее разработанных типовых схемах предусмотрены двухпоточными, диаметрами соответственно 400 и 600 мм. Вместе с тем, с учетом современных тенденций, гидравлическое сопротивление всей системы промперегрева не должно превышать 5 % давления в отборе турбины. С этой точки зрения потеря давления в ППХ чрезмерно велика и при рабочем проектировании рекомендуется увеличить диаметр ППХ до 500 мм.

На паропроводах ППХ и ППГ не устанавливаются отключающие задвижки. При гидроопрессовке ставятся заглушки во фланцевые разъемы ППХ и закрываются СК ЦСД турбины.

Для прогрева системы промперегрева предусмотрен трубопровод, соединяющий РОУ 140/25 с ППХ. На этом трубопроводе установлена подпорная шайба Ш-3 диаметром 107 мм, позволяющая принять диаметр трубопровода равным 250 мм (приложение А).

Трубопроводы сброса пара из системы промперегрева при ее прогреве или обеспаривании присоединяются к ППГ непосредственно перед стопорными клапанами ЦСД турбины. Приняты трубопроводы диаметром 250 мм, на которых установлены по две отключающие задвижки и пароохладитель. Сбросные трубопроводы присоединяются к конденсатору.

Предохранительные клапаны системы промперегрева установлены на перемычке ППХ. Фланцевый разъем на ППХ следует устанавливать между перемычкой ППХ и патрубками ЦВД турбины.

2.8 Пусковые устройства турбины

Для обеспечения возможности быстрого и качественного предварительного прогрева стопорных клапанов и перепускных труб ЦВД из нижней точки каждой перепускной трубы от стопорных клапанов (СК) до регулирующих клапанов (РК ЦВД) предусмотрена дренажная линия диаметром 20 мм. Из каждой пары перепускных труб непосредственно перед РК предусмотрена дренажная линия диаметром 50 мм, присоединенная к перемычке. Из этой перемычки отводится линия в среднюю часть обнизки на обогрев фланцев-шпилек ЦВД. Допускается присоединить линию на обогрев фланцев-шпилек к одному из дренажей за арматурой. Предполагается, что включение обогревов будет производиться после предварительного прогрева перепускных труб.

Отвод пара из системы обогрева шпилек ЦВД производится из торцов обнизок в конденсатор. На подводе имеется три арматуры, на отводе арматура отсутствует.

Дренажи с обеих сторон перепускных труб и дренажи корпуса ЦВД должны присоединяться к РД ВД № 1 раздельно.

На электростанциях, где турбины К-215 и Т-180-130 устанавливаются вновь, дренажи камеры регулирующей ступени ЦВД и зоны паровпуска ЦВД должны иметь быстродействующие вентили, которые должны открываться одновременно с закрытием стопорных клапанов.

На электростанциях, где корпуса ЦВД уже имели повреждения в самой повреждаемой зоне турбины (камере регулирующей ступени ЦВД), для предотвращения выбросов влаги из тупикового участка дренажа камеры в схеме предусмотрена постоянно действующая перемычка D_y 20 с шайбой диаметром 5 мм между дренажом и трубопроводом I отбора. Перемычка должна быть смонтирована на расстоянии не менее 10 м от места присоединения дренажа к ЦВД, чтобы вся дренажная линия постоянно находилась в прогретом состоянии.

Дренажные линии ППХ, ППГ и перепускных труб среднего давления присоединяются к РД ВД № 2 отдельно друг от друга.

Диаметр дренажных линий перепускных труб принят из каждой нижней точки равным 20 мм, а из верхних точек каждой пары D_y 50, из ППХ и ППГ - 50 мм.

Из перемычек, соединяющих верхние дренажи с обеих сторон турбины, по аналогии с ЦВД отводится одна линия D_y 50 к РД ВД № 2 и в среднюю часть обнизки на обогрев фланцев-шпилек ЦСД. На подводе пара в обнизку ЦСД устанавливаются две арматуры. Отвод пара производится из торцов обнизок в конденсатор без арматуры. При пусках из всех тепловых состояний предусмотрена подача пара на уплотнение турбины от коллектора собственных нужд (КСН) с температурой 250 °С.

Для подвода пара в первую камеру отсоса из переднего уплотнения ЦСД при пусках из горячего и неостывшего состояний в схеме предусмотрена линия D_y 20 из дренажа между ГПЗ и СК. Эта линия присоединяется к линии отсоса пара из первой камеры в IV отбор, на который устанавливается задвижка, закрываемая при подаче свежего пара.

Подача горячего пара используется при пусках и остановах для уменьшения относительного укорочения ротора среднего давления, на блоках, не предназначенных для работы в режиме частых и быстрых пусков (см. рисунок 1).

На тех электростанциях, где со временем может появиться необходимость в частых и быстрых пусках, в схеме предусмотрен пусковой коллектор турбины D_y 100 с питанием его от горячих ниток промперегрева соседних блоков (см. рисунок 2). При такой схеме наиболее термонапряженные элементы турбины и блока, определяющие продолжительность пуска из неостывшего состояния, - роторы высокого и среднего давления - могут быть частично прогреты до пуска. Высокая температура этого пара позволяет использовать его для подачи в передние уплотнения ЦВД и ЦСД с целью предотвращения относительного укорочения роторов при пусках после коротких простоев и вплоть до номинальной нагрузки.

Перемычка между горячими паропроводами промперегрева рассчитана на одновременный пуск двух блоков при отборе 20 т/ч из промперегрева третьего блока. АО «ЛМЗ» допускает отбор пара из горячих ниток промперегрева работающего блока 25 т/ч при условии, что суммарный отбор пара из горячих и холодных ниток не превышает 37 т/ч.

Горячий пар подводится в камеры первых отсосов из передних уплотнений ЦВД и ЦСД и предназначен для предотвращения чрезмерного относительного укорочения роторов при горячих пусках.

Для нормализации тепловых расширений турбины должны быть дополнительно оснащены следующими устройствами;

- датчиками, измеряющими перемещения корпусов подшипников № 1 и № 2 по фундаментным рамам с выводом показаний на регистрацию для контроля за скачками перемещений;

- термоэлектрическими преобразователями (термопарами), измеряющими температуру ригеля № 2 со стороны ЦВД и ЦСД;

- датчиками, измеряющими угол наклона корпусов подшипников и ригелей № 1 и № 2;

- динамометрами, измеряющими весовые нагрузки на лапы цилиндров высокого и среднего давления;

- на скользящих поверхностях корпусов подшипников должна быть установлена металлофторопластовая лента и экраны, защищающие ее от загрязнения.

Чертежи устройств и критерии допустимых тепловых расширений паровых турбин приводятся в методических указаниях РД 34.30.506.

Для обеспечения требуемых характеристик остывания турбины при простое необходимо изолировать методом напыления ГПЗ, стопорные клапаны, участки между ГПЗ и СК, ЦВД и ЦСД, защитные клапаны. Особое внимание должно быть уделено качеству изоляции низа ЦВД и ЦСД, торцевых частей фланцев и лап корпусов. Толщина изоляции торцевых частей фланцев должна быть не менее 250 мм.

2.9 Паропроводы собственных нужд энергоблока

Система паропроводов собственных нужд энергоблока рассчитана на обеспечение паром следующих потребителей:

- деаэратора;

- уплотнений турбины;

- калориферов котла;

- паромеханических мазутных форсунок;

- мазутного хозяйства;

- паровой обдувки РВП.

Паровые собственные нужды энергоблока в режиме пуска обеспечиваются от РОУ 25/13 соседних энергоблоков, а для первого энергоблока - от пусковой котельной или действующей части электростанции, возможно также использование РОУ 140/25.

В соответствии с другими типовыми схемами предусматриваются две общестанционные магистрали (ОМ) и один КСН. К общестанционной магистрат подводится пар от постороннего источника, и от нее питаются общестанционные потребители. К КСН присоединяются РОУ 25/13 (РОУ 140/25), а от него питаются блочные потребители.

При пуске энергоблока питание КСН паром производится от ОМ.

Диаметр ОМ должен выбираться при рабочем проектировании с учетом особенностей данной электростанции (суммарное количество энергоблоков, мазутных хозяйств, количество одновременно пускаемых энергоблоков и др.). Диаметр КСН и трубопровода его присоединения к ОМ принимается по расходу пара собственных нужд, потребляемого энергоблоком. Предельным является режим пуска энергоблока после кратковременного простоя, при котором деаэратор потребляет до 25 т/ч пара. Суммарный расход пара на пуск энергоблока составляет 46 т/ч (в том числе до 8 т/ч на уплотнения турбины, 3 т/ч - на мазутные форсунки, 10 т/ч - на калориферы). С учетом этого диаметр КСН принят равным 300 мм.

КСН питается паром от ППХ через РОУ 25/13 типа БКЗ-31,5/15 с пропускной способностью 60 т/ч. Диаметры трубопроводов до и после РОУ приняты соответственно 200 и 250 мм. После РОУ (на КСН) установлены предохранительные клапаны, выбранные по их максимальной пропускной способности при давлении, соответствующем уставке срабатывания предохранительных клапанов источников пара, с учетом расхода воды на охладитель, подводимой от промежуточной ступени ПЭН. Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов на РОУ должна составлять 63 т/ч. В случае подвода пара от РОУ 140/25 к КСН последний используется при разгрузке энергоблока, когда пропускная способность РОУ 25/13 значительно снижается. На трубопроводе от РОУ 140/25 к КСН устанавливается ограничительная шайба Ш-4 диаметром 90 мм, рассчитанная на пропуск 60 т/ч при перепаде давлений от 2,45 до 1,28 МПа.

При давлении уставки срабатывания предохранительных клапанов после РОУ 140/25 (1,15 р_р) пропускная способность Ш-4 составит 74 т/ч, что должно суммироваться с указанной пропускной способностью РОУ 25/13. При установке Ш-4 непосредственно перед присоединением к КСН может быть принят один трубопровод диаметром 200 мм.

Скорости в паропроводах собственных нужд приведены в приложении А.

При выполнении рабочего проекта паропроводов собственных нужд должны быть соблюдены следующие технические требования:

- исключено скопление влаги в тупиковых участках паропроводов, а сами эти участки должны быть короткими;

- запорная арматура на периодически действующих трубопроводах располагается в непосредственной близости от питающих паропроводов.

2.10 Устройства для регулирования температур пара при пусках энергоблока

С учетом опыта эксплуатации теплофикационных блоков с турбиной Т-180/210-130 система пусковых впрысков и линия рециркуляции воды из нее, предусмотренные в РД 34.25.101, не используются. Объясняется это ограниченным количеством пусков блоков данного типа, поэтому указанная система из пусковой схемы рисунка 1 исключена.

Конденсационные блоки с турбиной К-215-130 в перспективе могут активно участвовать в покрытии графика нагрузок энергосистем, в том числе и путем остановов на ночное время и нерабочие дни. При этом актуально предельное сокращение длительности пусков блоков, для чего необходимо использование пусковых впрысков.

В схеме конденсатного тракта блока с турбиной К-215-130 (см. рисунок 2) рекомендуется установка БОУ. Это дает возможность отказаться от системы приготовления собственного конденсата и присоединить штатные впрыски котла непосредственно к питательному трубопроводу. В результате появляется возможность использовать штатные впрыски при пуске блока, начиная с паропроизводительности котла, равной 20 % номинальной, что не обеспечивается схемой собственного конденсата. До указанной паропроизводительности используются пусковые впрыски. Как показали испытания, наличие БОУ только улучшает условия использования пусковых впрысков, однако в связи с кратковременностью работы оно вполне допустимо и без БОУ.

Рекомендуется применение двух ступеней пусковых впрысков.

Первая - встраивается в конструкцию штатных первых впрысков. Для этого пускового впрыска рекомендуется конструкция ВТИ, приведенная на рисунках 4 и 5. Вторая - вводится либо в главные паропроводы (показаны на рисунке 2), либо, по усмотрению заказчика, встраивается в штатные впрыски перед выходной ступенью перегревателя. В первом случае применяется конструкция, показанная на рисунках 5, 6 и 7, во втором - показанная на рисунках 4 и 5.

а - общий вид: 1 - корпус пароохладителя; 2 - защитная рубашка (труба Вентури);
3 - граница горловины трубы Вентури; 4 - форсунка; 5 - штуцер; 6 - донышко штуцера;
7 - подающая воду труба; 8 - втулка с отверстиями (шесть отверстий диаметром 3 мм);
б - схема ввода пускового впрыска.

Рисунок 4 - Водоподающее устройство пускового впрыска, встроенного во впрыск I

Рисунок 5 - Форсунка пускового впрыска

а - общий вид; б - схема ввод впрыска.

Рисунок 6 - пусковой впрыск в главный паропровод

Рисунок 7 - Водоподающее устройство пускового впрыска в главный паропровод

Первый пусковой впрыск предназначен для защиты радиационного пароперегревателя от недопустимого повышения температуры металла труб при быстрых нагружениях, особенно в случае пуска энергоблока из горячего состояния. Пусковые впрыски в главные паропроводы или перед выходной ступенью перегревателя предназначены для регулирования температуры свежего пара перед турбиной. Все пусковые впрыски используются до достижения нагрузки энергоблока 25 - 30 % номинальной.

При нагрузках энергоблока выше указанной вторые пусковые впрыски могут продолжать использоваться как малоинерционное средство подрегулировки температуры пара.

Суммарная пропускная способность каждого комплекта пускового впрыска составляет 11 т/ч при перепаде давлений 3,9 МПа (по 5,5 т/ч на каждую распиливающую форсунку).

Рисунки 4 - 7 являются заданием для рабочего проектирования пусковых впрысков заводам-поставщикам котлов. При отклонении диаметров и толщины стенки паропровода от принятых на рисунках длину корпуса распиливающей форсунки и диаметр защитной рубашки следует скорректировать, исходя из необходимости обеспечения:

- для всех пусковых впрысков - расстояния между наиболее погруженной в поток частью корпуса распиливающей форсунки и внутренней поверхностью защитной рубашки (трубы Вентури) 25 - 28 мм;

- для пускового впрыска в главный паропровод - дополнительно расстояния между внутренней поверхностью паропровода и наружной поверхностью защитной рубашки 15 - 16 мм.

Для регулирования давления в линиях пусковых впрысков при пуске энергоблока предусмотрена схема «постоянного расхода» с рециркуляцией воды из системы впрысков в деаэратор. В схему входят комплект дроссельных шайб Ш-2 и регулирующий клапан на линии рециркуляции (Др-1). При пуске энергоблока задвижка на байпасе комплекта Ш-2 закрыта и клапаном Др-1 поддерживают давление «до себя» в соответствии с давлением в котле. Результаты расчета указанных элементов приведены в приложении В. В соответствии с расчетом рекомендуется комплект Ш-2, состоящий из шести шайб диаметром 25 мм (дроссельный набор ЧЗЭМ 477425, исп. 11). В качестве регулирующего клапана Др-1, устанавливаемого на линии рециркуляции в деаэратор, рекомендуется шиберный клапан с площадью проходного сечения 4 см² типа 992-100-Эа производства ЧЗЭМ с пропускной способностью 16,1 т/ч.

В соответствии с расчетом, максимальная пропускная способность линии рециркуляции в деаэратор при температуре питательной воды 244 °С составляет 157 т/ч (см. приложение В). Таким образом, в случае ошибочного открытия арматуры на указанной линии в условиях нормальной эксплуатации при включенных ПВД выпар в деаэраторе из рециркулирующей воды составит примерно 28 т/ч. Этот расход должен быть учтен в процессе рабочего проектирования при выборе пропускной способности предохранительных клапанов деаэратора. Диаметр линии рециркуляции из системы впрысков в деаэратор принят равным 80 мм, что обеспечивает допустимую скорость при предельном расходе воды около 86 т/ч, возможном в период пуска энергоблока.

Для снижения температуры пара промежуточного перегрева при пуске энергоблока в схеме предусмотрен паровой байпас диаметром 250 мм с отключающей задвижкой, соединяющий ППХ и ППГ. Паровой байпас рекомендуется компоновать вблизи турбины, над ППХ и ППГ, с конфигурацией трассы, исключающей скопление в нем влаги. В тройниках присоединения парового байпаса к ППГ должны быть предусмотрены гильзы, выполняющие функцию тепловых экранов.

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(рекомендуемое)
РАСЧЕТ ДИАМЕТРОВ ТРУБОПРОВОДОВ ПУСКОВЫХ СХЕМ ЭНЕРГОБЛОКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(рекомендуемое)
РАСЧЕТ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ПСБУ
ПРИ ПУСКЕ ИЗ РАЗЛИЧНЫХ ТЕПЛОВЫХ СОСТОЯНИЙ
И В ПРЕДЕЛЬНОМ РЕЖИМЕ

Расчетные параметры:

1 Предельный режим

Предельная пропускная способность ПСБУ определяется уставкой срабатывания предохранительных клапанов котла:

где р_рп - рабочее давление пара в котле, МПа,

Максимальный расход пара определяется из соотношения:

Расход охлаждающей воды на ПСБУ:

где iʹ_к - энтальпия смеси после ПСБУ, кДж/кг.

Охлаждающая вода поступает из промежуточной ступени ПЭН при давлении 0,69 МПа с энтальпией i_в = 693 кДж/кг.

Пар после ПСБУ охлаждается до параметров рʹ_к = 0,91 МПа, tʹ_к = 200 °С, iʹ_к = 2833 кДж/кг.

Отсюда

Расход охлажденного пара

Исхода из заданного сопротивления пароприемного устройства (ППУ) конденсатора 0,736 МПа при сбросе 375 т/ч пара, определяем давление среды до него в рассматриваемом режиме:

где рʹ_кр - расчетное давление тара перед ППУ, МПа.

Так как полученное значение сопротивления совпадает с заданным, принимаем рʹ_к = 0,91 МПа.

Следовательно, максимально возможный расход пара, поступающего из котла через ПСБУ в два конденсатора, составляет 466 т/ч.

2 Пуск после кратковременного простоя (до 1 ч)

В режимах пуска после кратковременного простоя на его начальном этапе необходимо пар из котла с расходом примерно 25 % номинального (170 т/ч) через ПСБУ сбрасывать в конденсатор. При этом температура пара перед ПСБУ близка к номинальной (540 °С).

В последнем приближении задаемся следующими параметрами пара до ПСБУ:

Используя расчетные параметры ПСБУ, пересчитываем давление пара до него в заданном режиме:

Так как полученное значение давления пара до ПСБУ совпадает с заданным, принимаем р_п = 7,1 МПа.

Принимаем, что тар после ПСБУ охлаждается перед подачей его в конденсатор до параметров рʹ_к = 0,43 МПа, tʹ_к = 200 °С, iʹ_к = 2859 кДж/кг. Охлаждающая вода поступает из промежуточной ступени ПЭН при давлении 0,69 МПа с энтальпией i_в = 693 кДж/кг.

Расход охлаждающей воды составляет

Отсюда расход охлажденного пара

Исходя из заданного сопротивления пароприемного устройства конденсатора 0,736 МПа при сбросе пара G_{п сбр} = 375 т/ч, определяем давление среды до него в рассматриваемом режиме:

Так как полученное значение сопротивления совпадает с заданным, принимаем рʹ_к = 0,43 МПа, Vʹ_к = 0,49 м/с.

3 Пуски из различных тепловых состояний

Результаты расчета пропускной способности ПСБУ при пусках из различных тепловых состояний и в предельном режиме сведены в таблицу Б.1.

Таблица Б.1

ПРИЛОЖЕНИЕ В
(рекомендуемое)
РАСЧЕТ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ РЕЦИРКУЛЯЦИИ
ПУСКОВЫХ ВПРЫСКОВ

1 Расчет комплекта Ш-2

Расчетным является режим 30 %-ной нагрузки энергоблока. Как следует из испытаний, при этом требуемый максимальный суммарный расход на пусковые впрыски составляет 44 т/ч. С учетом рециркуляции в деаэратор суммарный расход воды через комплект Ш-2 принимаем равным 66 т/ч.

Параметры среды до Ш-2 (после ПЭН):

Параметры среды после комплекта Ш-2 (в коллекторе впрысков):

Принимаем средний удельный объем среды в комплекте Ш-2

В качестве комплекта Ш-2 принимаем дроссельный набор ЧЗЭМ 477425 исп. 11, который состоит из шести шайб диаметром 25 мм, каждая со средним внутренним диаметром трубопровода 60 мм.

Расчетный перепад давлений на каждой шайбе составил

Расчет пропускной способности шайбы G (т/ч) проводился по формуле гидравлического сопротивления дроссельного устройства для гомогенного потока

где α - коэффициент расхода;

F_ш - площадь проходного сечения шайбы, равная 0,00049 м²;

ε - коэффициент расширения (для воды ε = 1);

V₁ - удельный объем среды в сечении перед шайбой, м³/кг. Коэффициент расхода шайбы α определяется через коэффициент гидравлического сопротивления для диафрагм (шайб) с утолщенными краями в прямой трубе по формуле (см. приложение Г)

где F₀, F₁ и F₂ - соответственно площадь проходного сечения диафрагмы и трубы до и после диафрагмы; τ - коэффициент, учитывающий толщину диафрагмы l (задается по соотношению толщины и диаметра диафрагмы).

После подстановки цифровых значений:

Так как расчетная пропускная способность комплекта Ш-2 равна заданной, принимаем в качестве комплекта Ш-2 дроссельный набор ЧЗЭМ с диаметром шайб 25 мм.

2 Расчет регулирующего клапана Др-1

Максимальный расход среды через регулирующий клапан Др-1 соответствует начальному режиму пуска при включении в работу пусковых впрысков.

Параметры среды до комплекта Ш-2 (после ПЭН):

Параметры среды после комплекта Ш-2 (в коллекторе впрысков):

Средний удельный объем среды в комплекте шайб равен 0,00104 м³/кг.

Расчетный перепад давлений на каждой шайбе:

Расход среды через комплект шайб составляет:

Такой же расход должен пропустить клапан Др-1. Параметры среды перед клапаном:

Давление после клапана принято равным давлению в деаэраторе:

Перепад давлений на клапане:

Площадь проходного сечения клапана определяется (в соответствии с РТМ 108.711.02) из выражения

где у - коэффициент расширения (для воды у = 1).

При расходе воды через клапан в нем возможно возникновение кавитации.

Определяем перепад давлений, соответствующий началу кавитации:

где K_с - коэффициент начала кавитации (для шиберного клапана принимаем равным 0,63).

Так как Δр_кл > Δр_кав, то режим течения - с кавитацией.

Определяем эффективный перепад давлений

где K_m - коэффициент критического расхода (для шиберного клапана равен 0,7).

Отсюда

По каталогу арматуры определяем ближайший по типоразмеру клапан 992-100-Эа производства ЧЗЭМ. Максимальная площадь проходного сечения клапана F_кл = 4 см² (K_v =16,1 т/ч).

3 Расчет предельной пропускной способности линии рециркуляции в деаэратор

Расчетным является режим ошибочного открытия всей арматуры на линиях отвода питательной воды в коллектор впрысков и рециркуляции в деаэратор. В последнем приближении задаемся расходом сбрасываемой воды 157 т/ч.

Параметры среды на входе;

Параметры среды в деаэраторе:

Так как комплект шайб Ш-2 находится на байпасе основной линии отвода питательной воды, сопротивлением участка трубопровода до клапана Др-1 можно пренебречь. Считаем, что все сопротивление срабатывается на клапане Др-1:

При расходе воды через клапан в нем возможно возникновение кавитации:

Для шиберных клапанов K_c = 0,63.

Так как Δр_кл > Δр_кав, режим течения - с кавитацией.

Определяем эффективный перепад давлений

где для шиберного клапана принимаем K_m = 0,7.

Отсюда

Определяем количество выпара, образующегося в деаэраторе,

Таким образом, при ошибочном открытии арматуры на трубопроводе рециркуляции впрысков в деаэраторе может дополнительно образоваться 27,8 т/ч пара, что следует учесть при выборе пропускной способности предохранительных клапанов.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(справочное)
ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ
ДАНЫ ССЫЛКИ В РД 153-34.1-25.101-2000