Схемы главных паропроводов ТЭС

Схемы главных  паропроводов ТЭС

На  ТЭС Российской Федерации применяются две основные схемы прокладки паропроводов: секционная схема с поперечными связями для ТЭЦ и блочная схема для КЭС.

Для секционной схемы характерно то, что турбина и парогенератор  образуют секцию и могут работать независимо от остального участка паропровода (рис. 9.1). Каждая секция имеет отвод  к переключательной магистрали, и  это создает на станции общий  котельный резерв. При её применении производительность парогенератора и  расход пара на турбину должны соответствовать.

При нормальной работе ТЭЦ  задвижки  трубопроводов отводов закрыты, и движение пара через переключающую магистраль отсутствует. При переходетурбины для работы со своего парогенератора на резервный используется переключающая магистраль при этом режим работы остальных секций (котлов и турбин) не меняется. Переключающая магистраль прогрета и находится под давлением. Обычно в секцию входит по одной турбине и одному парогенератору.

Количество запорной арматуры должно быть минимальным, однако повреждение одной задвижки не должно вызвать аварийную остановку станции сосбросом нагрузки до нуля. Для безопасности и надёжности отключения оборудования, например, с целью вывода в ремонт при давлении пара более 6 МПа устанавливаются последовательно две задвижки. Оперативные задвижки на паропроводах имеют электропривод.

        На КЭС применяется блочная компоновка главных паропроводов (рис. 9.2). Для неё характернапростота, более низкая стоимость, меньшее количество запорной арматуры и не распространяется правилоустановки двух последовательных задвижек. Такая схема применяется для агрегатов большой мощности сгазовым промежуточным перегревом и при работе с базовой нагрузкой. В этом случае надёжность работыпарогенераторов должна соответствовать надёжности турбин, т.к. котельный резерв отсутствует.

Блочная компоновка выполняется в видемоноблоков (рис. 9.2 а) и дубль-блоков (рис. 9.2 б). Дубль–блоки имеютдополнительную запорную арматуру для отключения одного из парогенераторов, ихнадёжность по сравнению с моноблоком выше.

При установке на ТЭС разнотипных турбин и парогенераторов применяется схемаглавных паропроводов с один очной главной магистралью для сбора пара (рис. 9.3).Она служит для уравнивания потока пара. Возможен общий котельный резерв. По сравнению с секционной схемой прокладки паропроводов применение сборноймагистрали менее удобно. Для обеспечения надёжности на сборной магистралиустанавливаются последовательно две секционирующие задвижки.

9.3. Типы станционных трубопроводов

В систему трубопроводов входят трубы, соединительные и фасонные части,компенсаторы тепловых удлинений; отключающая, регулирующая и предохранительная арматура с приводными устройствами; подвижные и неподвижныекрепления, подвески; тепловая изоляция и покрытия.

По виду транспортируемой среды трубопроводы подразделяют на: паропроводы;водопроводы; воздуховоды; газопроводы и газоходы; мазутопроводы; маслопроводы;пылепроводы.

Паропроводы можно разделить на "горячие" и "холодные". К "горячим"  паропроводам относят – трубопроводы от парогенераторов ктурбинам, из отборов к регенеративным подогревателям, на вспомогательные механизмы, РОУ, на мазутное хозяйство и др. По "холодным" паропроводам производят подачу пара из турбин на вторичный перегрев, после РОУ и др.

К водопроводам относят питательные линии парогенераторов, испарителей и  теплообменников и др., конденсатные линии основного оборудования и вспомогательных установок,циркуляционные, дренажные, сливные трубопроводы и другие линии.

Наиболее ответственными являются "главные" трубопроводы подачи пара на турбоагрегаты и промежуточного перегрева пара; питательной воды и конденсата; пара и горячей воды навнешнее потребление.

По виду и параметрам транспортируемой среды по нормам Гостехнадзора трубопроводы делятся на четыре категории.

1. Трубопроводы перегретого пара давлением 4 МПа и выше при температуре 425 °С и выше и трубопроводы насыщенного пара и воды давлением 8 МПа и выше. Трубопроводы первой категории выполняются из качественных и высококачественных сталей по специальным техническим условиям.

2. Трубопроводы перегретого  пара при давлении 2,9÷3,9 МПа и  температуре до 424 °С и трубопроводы  насыщенного пара и питательной  воды давлением до 8 МПа.

3. Трубопроводы перегретого  пара давлением до 2,8 МПа при  температуре до 350 °С, трубопроводы  горячей воды и насыщенного  пара с давлением от 1,6 до 3,9 МПа.

4. Трубопроводы перегретого  и насыщенного пара с давлением  0,07÷1,6 МПа при температуре до 250 °С и трубопроводы горячей воды с давлением до 3,9 МПа и температурой выше 115 °С.

В зависимости от категории  для изготовления трубопроводов  применяются аустенитовые высоколегированные (хромоникелевые) стали; ферритно-перлитные  хромистые стали; перлитные низколегированные (хромомолибденовые, хромомолибденованадиевые) стали; углеродистые стали марок  Ст. 10 и Ст. 20. Количество легирующих добавок в аустенитовых сталях до 30 %, в хромистых - 10÷12 %, в перлитных - 2÷4 %.

Трубы и арматура изготавливаются  для определённых значений давления и температуры. При увеличении температуры  рабочего тела нужно снижать давление. Условное давление – это давление, на которое рассчитан трубопровод  при температуре 200 °С. Допустимое понижение  давления при повышении температуры  определяется маркой стали.

Испытание трубопроводов  производят при пробном давлении

р_пр=1,25р_раб.                                                       (9.1)

При монтаже трубопроводов  ТЭС используются различные марки  сталей и при сопряжении элементов  трубопроводов нужно учитывать  различие в температурном удлинении, теплопроводности и т.д.

Сечение (или диаметр) трубопровода определяется в зависимости от расхода  теплоносителя. Условный диаметр трубы  d_y – округлённое значение внутреннего диаметра, которое используется при предварительном подборе проходного сечения трубы. Условные проходы для труб диаметром от 10 до 25 мм кратны 5; от 40 до 80–10; от 100 до 375–25; от 400 до 1400 мм – 100; применяются условные проходы 32 и 450 мм.

Трубы изготовляют по сортаменту с определённым наружным диаметром

d_н = d_в + 2S.                                                           (9.2)

Здесь S  – толщина стенки трубы;  d_в – внутренний диаметр трубы.

Способы изготовления труб: для пара высоких параметров с  толщиною стенки до 40 мм применяются трубы горячекатанные из кованой заготовки; при толщине стенки 40÷70 мм трубы изготавливают горячей прокаткой из кованной или сверленой заготовки.

Трубы из слаболегированных  и углеродистых сталей выпускают  длиной 3÷12 м; а из высоколегированных сталей – 3÷9 м.

На ТЭС применяется  сварное соединение труб, труб и  арматуры, как исключение допускаются  на отдельных узлах, например, при  установке расходомеров и др. фланцевые  соединения. Сварное соединение снижает  потерю теплоносителя, упрощает и снижает  стоимость ремонта и монтажа, повышает надёжность трубопроводов.

9.4. Арматура и  защитные устройства трубопроводов

Арматура - важный элемент трубопровода. По конструкции и назначению арматура выполняется запорной, регулирующей, предохранительно-защитной. Её развитие происходит в направлении упрощения монтажа, повышения пропускной способности и надёжности, снижения гидравлического сопротивления.

Запорная арматура (задвижки, вентили, краны с местным или  дистанционным управлением, приводами  различного типа) предназначена для  отключения отдельных участков трубопроводов  и прекращения движения теплоносителя.

Регулирующая арматура позволяет  изменять расход и параметры теплоносителя  за счёт изменения проходного сечения  трубопровода (вентили, клапаны, краны  и т.д.). Привод автоматический, реже ручной.

Предохранительно–защитная арматура служит для защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого  повышения давления, обратного движения среды, бросков воды в турбину. Предохранительные  клапаны устанавливаются на паропроводах высокого давления, регулируемых отборов  и т.д. Обратные клапаны устанавливаются  на напорной линии насосов при  их параллельной работе, на линиях отбора пара из турбин и т.д.

Отсечно-защитные клапаны  устанавливают перед регулирующей арматурой на  линии подачи пара на турбину, после промперегрева, чтобы исключить разнос турбины при сбросе нагрузки, для защиты турбины при включении обводной линии ПВД.

Контрольная арматура (краны, вентили и др.) используется для  отбора проб среды и контроля уровня.

Арматура при условном диаметре 50 мм и выше и при температуре свыше 120 °С выполняется только стальной, применение чугунной не допускается. Трубопроводы устанавливаются на опорах и покрываются антикоррозионной и тепловой изоляцией.

9.5. Опоры, подвески  и тепловая изоляция трубопроводов

При монтаже трубопроводов  применяются неподвижные (“мёртвые”) и подвижные опоры. Неподвижные  опоры обеспечивают жёсткое закрепление  трубопроводов и прочное восприятие действующих во всех направлениях опорных  реакций и скручивающих моментов.

Подвижные опоры допускают  продольное или поперечное перемещение  трубопровода. Подвижные опоры могут  выполняться, например, шарнирными. Шарнирные  опоры препятствуют продольному  перемещению трубопроводов, но допускают  его поворот в одной или  двух плоскостях. Подвижные пружинные  опоры и подвески обеспечивают поддерживание  веса и поворот трубопровода в  любом направлении, а также его  подъём при тепловом удлинении вертикальных участков, расположенных вблизи вертикальных опор.

Максимальное расстояние между опорами трубопроводов  определяют, рассматривая трубопроводы как балки, расположенные на двух опорах и находящиеся под действием  равномерно распределённой нагрузки –  вес трубы, изоляции и теплоносителя. Расстояние между опорами зависит  от условного диаметра (100÷1200 мм) и  составляет от 3,5 м до 7 м. При установке арматуры, отводов и т.д. для разгрузки опор они имеют самостоятельные разгрузочные опоры. Опоры не должны находиться под сварными соединениями.

Тепловая изоляция главных паропроводов выполняется известково-кремнеземистыми сегментами и оклеивается стеклотканью, внутри здания закрывается алюминиевым листомтолщиною 0,8 мм, снаружи – оцинкованной сталью той же толщины. Тепловая изоляция может выполняться и из минераловатных прошивных матрасов (матов) с оболочкой из металлической сетки. Тепловая изоляция применяется для трубопроводов, имеющих температуру стенок свыше 45 °С, она должна обеспечить на поверхности температуру не выше 45 °С в местах доступныхдля обслуживания.

Если теплоноситель имеет температуру выше 50 °С внутри помещения и выше 60 °С вне помещения, то трубопроводы, аппаратура и оборудование покрываются тепловой изоляцией. Впомещении при температуре наружного воздуха +25 °С и ниже наружная температура изоляции должна быть 45÷48 °С, при расположении оборудования на открытом воздухе эта температурадолжна быть не выше 60 °С. При выполнении периодического контроля за арматурой и трубопроводами изоляция должна быть съёмной. Изоляция основных трубопроводов и их участковвблизи масло- и мазутопроводов, изоляция фланцев, циклонов, сепараторов, баков запасного конденсата, деаэраторов установленных снаружи выполняют с металлическим илипластмассовым не горючим покрытием. При давлении пара 14 МПа и выше трубопроводы покрываются коррозионно-стойким металлом.

Окраска трубопроводов зависит от вида теплоносителя: преобладающая жидкость и газ – черный; вода – зеленый; пар – розовый; воздух – голубой; азот – темно-желтый; кислород – синий; инертные газы – фиолетовый; аммиак – серый; кислота – оливковый; щелочь – серо-коричневый; масло – коричневый; жидкое топливо – желтый; горючие газы – оранжевый; противопожарный трубопровод – красный; вакуум – светло-серый. Кроме того, на трубопроводах наносят кольца различного цвета, характеризующие параметры среды и её свойства,буквенные обозначения, стрелки и т.д.

Трубопроводы, работающие при повышенном давлении и температуре, регистрируются и контролируются Госгортехнадзором, и на них ведётся соответствующая документация.

Трубопроводы, работающие при повышенных параметрах теплоносителя и значительной протяжённости на прямолинейных участках, имеют значительные температурные удлинения и для их компенсации устанавливают специальные компенсаторы: лирообразные, П-образные, сальниковые, линзовые. Наибольшее распространение получили компенсаторы, выполненные изтруб: лиро- и П-образные. Они надёжны и имеют большую компенсирующую способность. Их недостаток – большие габариты и гидравлическое сопротивление.