Зорин В.М. Атомные электростанции

ных насоса с подачей, равной подаче аварийных питательных насо-

сов. Минимизируя число питательных насосов для блоков большой

мощности, следует иметь в виду, что чем больше подача насоса, тем

больше допускаемый кавитационный запас должен быть на его всасе

(см. § 20.2). В этом случае увеличивается высота установки деаэрато-

ров над насосом или становится необходимым дополнительный бус-

терный насос.

На АЭС, вводившихся в эксплуатацию в 60-х — первой половине

70-х годов прошлого века, устанавливалось большее число питательных

насосов. Так, энергоблок с ВВЭР-440 имеет четыре рабочих питатель-

ных насоса (по два на каждую ПТУ К-220-4,3) и один резервный —

все на 25 % номинального расхода воды в ППУ. Такое же число пита-

тельных насосов установлено на каждом энергоблоке с РБМК-1000

(рис. 15.25). Число питательных насосов на энергоблоке с ВВЭР-1000

(рис. 15.26) полностью соответствует Нормам технологического

проектирования. На АЭС с БН-600 каждая из трех ПТУ К-200-12,8

имеет один рабочий питательный насос и один аварийный. Характе-

ристики питательных насосов даны в § 20.4 (см. табл. 20.2).

В качестве электропривода питательных насосов чаще всего

используются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым

ротором на напряжение 6 кВ. Регулирование подачи насоса (изме-

нение его частоты вращения) производится, как правило, измене-

нием давления специальной жидкости в гидромуфте, в результате

чего изменяется проскальзывание (пробуксовка) ее частей, соеди-

ненных с валом электродвигателя и валом насоса. Потеря в гидро-

муфте передаваемой мощности составляет 5—8 %, т.е. ее КПД η =

гм

= 0,92…0,95.

Использование турбинного привода вместо электрического имеет

ряд преимуществ:

1)возможность создания приводных турбин большой единич-

ной мощности, что позволяет уменьшить число рабочих питатель-

ных насосов, а также объем и стоимость машинного зала электро-

станции;

2)переменная частота вращения турбины позволяет в широких

пределах плавно изменять частоту вращения насоса, не прибегая

ксложным системам;

3)отсутствие двойного преобразования энергии (механической

в электрическую и электрической в механическую), эффект от кото-

рого определяется эффективностью проточной части приводной тур-

бины.

291

Вто же время отметим, что приводная турбина — более сложное

иболее дорогое оборудование по сравнению с электродвигателем,

регламент ее включения в работу более сложный. При снижении

мощности главной турбины мощность приводной турбины, как пра-

вило, уменьшается быстрее, чем требуемая мощность питательного

насоса. В этом случае при проектировании приводной турбины за

основу берется режим с некоторой минимальной мощностью, а

номинальная мощность обеспечивается соответствующим расходом

пара при номинальных параметрах посредством прикрытия дрос-

сельного клапана на входе. Общая тепловая экономичность ПТУ при

292

–1

• частота вращения (минимальная/номинальная) — 41,3/58,3 с ;

•номинальное давление пара перед стопорным клапаном — 0,97 МПа;

•номинальная температура пара — 248 °С;

•расход пара — 19,1 кг/с;

•давление в конденсаторе — 5,88 кПа;

•внутренний относительный КПД — 0,79.

Контрольные вопросы и задания

1.Что такое регенерация теплоты в паротурбинной установке?

2.Что означает «ступень регенеративного подогрева воды»?

3.Какова связь между абсолютными внутренними КПД ПТУ с системой регенерации и без нее? Сформулируйте основное правило обеспечения повышения КПД при применении системы регенерации теплоты.

4.Опишите качественное влияние подогревов воды в насосах и изменения удельной теплоты, отдаваемой паром из отборов турбины, на оптимальное по тепловой экономичности распределение подогрева питательной воды между регенеративными подогревателями.

5.Известно, что в системе регенерации ПТУ имеется семь регенеративных подогревателей, из них один — деаэратор, подключенный к тому же отбору турбины, что и следующий за ним ПВД. Каким образом на основе этих данных можно определить оптимальную по тепловой экономичности степень регенерации теплоты?

6.Рассчитайте возможно более простым способом оптимальную по общей экономичности температуру питательной воды и распределение подогрева между шестью регенеративными подогревателями для ПТУ с заданными началь-

параметрами пара. Другие исходные данные, необходимые для решения задачи, примите. Какие из исходных данных оказались лишними?

7. Для ПТУ с одним регенеративным подогревателем смешивающего типа определите оптимальную по тепловой экономичности температуру питательной воды и удельную работу в турбине пара, выводимого в отбор на регенерацию, в предположении изоэнтропного его расширения при следующих исходных данных: p = 10 МПа; t = 530 °C; p = 5 кПа; сопротивлением паропровода от тур-

бины до подогревателя можно пренебречь.

8.Какие и каким образом изменяются важные для общей экономичности характеристики паротурбинной установки при увеличении температуры питательной воды от значений, меньших термодинамически оптимального?

9.Какие факторы являются наиболее важными при выборе числа регенеративных подогревателей ПТУ?

10.Что такое индифферентная точка?

11.В чем заключается наиболее существенное отличие распределения подогрева воды между регенеративными подогревателями для ПТУ с промежуточным перегревом пара от такового для ПТУ без промперегрева?

12.Изменится ли расход пара в конденсатор при введении промежуточного перегрева пара турбины и неизменности подводимой к ПТУ тепловой мощности?

294

13.Определите оптимальную по тепловой экономичности температуру пита-

тельной воды для ПТУ на насыщенном паре с начальным давлением 4,3 МПа,

конечным давлением 5 кПа при шести отборах пара на регенерацию; регенера-

тивные подогреватели — смешивающего типа. Подогревом воды в оборудовании

конденсационной установки и в перекачивающих насосах можно пренебречь.

Задачу решите с использованием геометрической прогрессии температур пара в

отборах и равенства приращений температур в подогревателях.

14.Какой параметр является определяющим при отнесении регенеративного

подогревателя к ПНД или ПВД?

15.Приведите основные сравнительные характеристики коллекторно-спи-

ральных и камерных ПВД.

16.Что дает выделение зоны охлаждения пара в регенеративном подогрева-

теле?

17.Приведите основные сравнительные характеристики подогревателей низ-

кого давления поверхностного и смешивающего типов.

18.В чем заключаются преимущества и недостатки гравитационной схемы

включения ПНД смешивающего типа?

19.Какие конкурирующие факторы определяют оптимальное значение мини-

мального температурного напора в подогревателе?

20.Что такое остаточный перегрев пара, если речь идет о регенеративном

подогревателе, и от чего он зависит?

21.Какие коррозионно-активные газы могут содержаться в питательной

воде?

22.Назовите основные факторы, определяющие полноту дегазации воды.

23.Перечислите, какие функции выполняет деаэратор в технологической

схеме электростанции.

24.Можно ли отказаться от охладителя выпара в деаэрационной установке?

25. Какие преимущества и недостатки имеются при работе деаэратора

врежиме скользящего давления?

26.Какие преимущества и недостатки имеет способ включения деаэратора

втепловую схему ПТУ в качестве самостоятельной ступени регенеративного

подогрева воды?

27.Внимательно посмотрите на рис. 15.23. Если некоторые элементы, с кото-

рыми связаны деаэраторы, вам не знакомы, постарайтесь найти ответы на возни-

кающие вопросы в других главах учебного пособия. Технологический конденса-

тор предназначен для конденсации пара ППУ в аварийных режимах.

28.В чем заключается назначение питательной установки?

29.Назовите преимущества двухподъемной схемы подачи питательной воды

по сравнению с одноподъемной.

30.В чем заключаются преимущества турбинного привода питательного

насоса по сравнению с электроприводом?

295

Глава 16

ТЕПЛОФИКАЦИОННАЯ УСТАНОВКА

Теплофикацией называется снабжение потребителей теплотой

(обозначают Q , выражают в единицах мощности), отведенной от

тф

рабочих тел тепловых двигателей, приводящих во вращение электрогенераторы электростанций. Для АЭС таким тепловым двигателем является паровая турбина. Другой тип двигателей — газовые турбины — могут использоваться на АЭС с высокотемпературным газоохлаждаемым реактором. Двигатели внутреннего сгорания применяются для привода электрогенераторов (дизель-генераторы) надежного питания (на случай обесточивания электростанции) собственных нужд АЭС.

Теплофикационная установка (ТфУ) — это часть паротурбинной установки, предназначенная для выработки тепловой мощности за счет теплоты отводимого от отборов турбины пара и передачи ее в тепловую сеть для транспортировки потребителям.

Отвод части рабочего тела (пара) от турбины для целей теплофикации выгоден с точки зрения экономии топлива по сравнению с раздельным производством электроэнергии и теплоты. В то же время он требует создания достаточно сложных и дорогих инженерных сооружений — тепловых сетей для транспортировки теплоты потребителям. Наибольшая экономия топлива (наибольшая энергетическая эффективность) может быть достигнута при постоянном и максимально возможном производстве теплоты в течение года. Однако это оказывается неосуществимым из-за специфики потребителей.

16.1. Потребители тепловой мощности

Потребители теплоты — бытовые и промышленные — подразде-

ляются на «сезонных» и «круглогодовых».

Сезонные потребители — это системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха помещений. Они потребляют тепловую

мощность Q , которая изменяется обратно пропорционально темпера-

с

max

ная мощность Q определяется кубатурой (объемом) отапливаемых

c

и вентилируемых зданий, их тепловыми потерями, установленной

296

кратностью обмена воздуха в помещениях различного типа и расчет-

населенного пункта определяется как средняя температура наиболее холодных пятидневок, взятых по одной из восьми наиболее холодных зим за последние 50 лет.

Круглогодовые потребители — это системы горячего водоснабжения и технологические процессы различных производств. Здесь

потребляемая тепловая мощность Q практически постоянна в тече-

к

ние года. Тепловая мощность, расходуемая на горячее водоснабжение, определяется числом жителей района, обслуживаемого теплофикационными установками электростанции, нормами расхода горячей воды и ее температурой. Тепловая мощность, потребляемая на технологические нужды, зависит от специфики производственных потребителей. Соотношение Q /Q отражает особенности теплопо-

ск

требления в районе, обслуживаемом электростанцией.

Полная тепловая мощность, отпускаемая электростанцией, определяется как сумма

Q= Q + Q ,

тф с к

которая должна соответствовать графику ее потребления. По годовому графику (рис. 16.1) обычно определяют уровни базовой и пиковой тепловой мощности, которые нужно обеспечить в районе обслуживания.

В течение суток тепловая мощность Q изменяется в зависи-

тф

мости от изменения расхода теплоты на бытовые нужды района, т.е.

Рис. 16.1. Годовой график отпуска теплоты по продолжительности:

заштрихованная часть — пиковая тепловая нагрузка, незаштрихованная — базовая

297

суточные графики тепловой нагрузки являются неравномерными и различаются по дням недели, рабочим и выходным. Годовые, суточные и другие графики тепловой нагрузки строятся для каждой электростанции, имеющей в своем составе теплофикационные установки.

Теплота передается потребителям чаще всего с водой, нагретой

до конечной температуры t (в подающем трубопроводе), посред-

под

ством водяных систем теплоснабжения. Для некоторых производств используются паровые системы теплоснабжения. Вода в водяных системах теплоснабжения называется сетевой водой.

Далее будут рассмотрены ТфУ, вырабатывающие и передающие в теплосеть тепловую мощность в виде горячей воды и обеспечивающие в основном бытовые нужды — отопление, вентиляцию, кондиционирование воздуха и горячее водоснабжение. Такую тепловую нагрузку (кроме горячего водоснабжения) обычно называют отопи-

тельной.

Для технических нужд предприятий используется пар давлением 0,8—1,3 МПа. Источниками пароснабжения являются отборы пара турбин типов П (с производственным отборами), ПТ (с производственным и отопительным отбором) или выхлопы турбины типа Р (с противодавлением). Тепловые электроцентрали (ТЭЦ) с такими турбинами располагают по возможности ближе к производственным объектам. Пар на производство направляется непосредственно от турбин или обогревает паропреобразовательные установки с выработкой вторичного пара. Из-за специфики АЭС на них такие турбины не устанавливаются, и выработка тепловой мощности в виде пара возможна как исключение: например, на энергоблоке с РБМК-1000 предусмотрена выработка пара для производственных нужд (50 т/ч, 0,6 МПа), для чего в тепловой схеме предусмотрены два парогенератора, обогреваемых водой промежуточного контура (который аналогичен

показанному на рис. 16.9).

16.2. Основные управляемые параметры и состав теплофикационной установки

Нагретая в ТфУ сетевая вода, направляемая в подающую трубу системы теплоснабжения, обычно называется прямой водой, а возвращаемая из теплосети охлажденная вода — обратной водой. Температура прямой сетевой воды (если не диктуется производством)

298

Выбор (или оптимизация) температуры воды в подающем трубопроводе определяется двумя конкурирующими факторами:

при повышении t при постоянной отпускаемой тепловой мощ-

под

ности Q и постоянной температуре в обратной магистрали теплосети

тф

tснижается расход сетевой воды, вследствие этого уменьшаются

обр

диаметры труб, их масса и стоимость теплотрассы, сокращается расход электроэнергии на перекачку сетевой воды;

в то же время повышение t требует отвода от турбины пара

под

более высоких параметров, что приводит к недовыработке электроэнергии и к ухудшению тепловой экономичности ПТУ.

В настоящее время расчетная температура сетевой воды при централизованном теплоснабжении населенного пункта в средней полосе

Для снабжения теплотой систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения только потребителей самой электростанции и ее

жилого поселка она ниже: t = 130 °С. В перспективе в системах

под

дальнего теплоснабжения, когда фактор стоимости теплотрассы

играет большую роль, становится целесообразным повышение t

под

до 170—180 °С. В проекте теплофикационной установки для тур-

бины ТК-450/500-5,9 было предусмотрено t = 200 °С.

под

кационной установки.

В ТфУ в качестве основного оборудования входят:

•подогреватели сетевой воды основные в количестве, как правило, двух — нижний, подключенный к отбору турбины с давлением 0,1— 0,2 МПа, и верхний, подключенный к отбору с бóльшим давлением 0,4—0,6 МПа; эти подогреватели работают в течение всего отопительного периода (3500—5000 ч), а в системах с горячим водоснабжением или с выработкой теплоты для производственных нужд — круглогодично. Подогрев сетевой воды в одном подогревателе проще двухступенчатого, но при этом уменьшается тепловая экономичность ПТУ;

•подогреватели сетевой воды пиковые — не более двух, но часто один; используются они при низких температурах наружного воздуха сравнительно короткое время (1200—1500 ч/год), когда параметры греющего пара, включая его расход, недостаточны для нагрева сетевой воды до требуемой температуры в основном (верхнем) подогревателе;

•сетевые насосы, обеспечивающие подачу сетевой воды в подающую магистраль теплосети с давлением примерно до 2,5 МПа.

299

В случае установки пиковых сетевых подогревателей, как правило, используется двухподъемная схема с давлением нагнетания 0,8 МПа в насосах первого подъема, устанавливаемых перед основными сетевыми подогревателями, и 2,5 МПа в насосах второго подъема, размещаемых перед пиковыми подогревателями.

На ТЭС пиковые подогреватели устанавливаются лишь как резервные, а вместо них используются пиковые водогрейные котлы. Последние на АЭС не применяются, так как иначе потребовалось бы создание для них специального топливного хозяйства с заметным увеличением как капиталовложений, так и эксплуатационных затрат.

В ТфУ турбин конденсационного типа (в которых в любых режимах сохраняется расход пара, достаточный для безотрывного обтекания профилей лопаток последних ступеней, — тип К) в основном используются подогреватели сетевой воды вертикальные (типа ПСВ) производства Саратовского завода энергетического машиностроения (АО «Энергомаш»). Это аппараты с верхней водяной камерой, с жестко закрепленной верхней и плавающей нижней трубными досками, в которых завальцованы (с обваркой) концы прямых труб, образующих теплопередающую поверхность. Трубы — прямые тянутые, диаметром 19×1 мм, из латуни Л-68. Для АЭС предпочтительны трубы из стали 08Х14МФ. Остальные элементы подогревателей изготовляются из углеродистой стали.

На АЭС с ВВЭР-1000 в качестве основных используются подогреватели ПСВ-500-3-23 (числа в обозначении типоразмера показывают

2

площадь поверхности теплообмена, м , и давления в паровом про-

2

странстве и в трубах с сетевой водой, кгс/см ) и ПСВ-500-14-23, двухходовые по нагреваемой воде; один из них представлен на рис. 16.2.

В ТфУ большой мощности, предназначенных для снабжения теплотой большого района, используются сетевые подогреватели горизонтальные типа ПСГ производства Екатеринбургского турбомоторного завода (ОАО ТМЗ). Это крупногабаритные аппараты с диаметром корпуса 2—3 м и более и длиной 7—13 м. Они устанавливаются, как и конденсатор, под турбинами между колоннами ее фундамента. Теплообменная поверхность образуется прямыми трубами, ввальцованными в трубные доски; материал труб — латунь (для ТЭЦ) и сталь 12Х18Н10Т. По длине подогревателя в его паровом пространстве установлены перегородки, являющиеся дополнительными опорами для труб. В первом ряду трубного пучка со стороны входа пара установлены стальные трубки-отбойники, в которые сетевая вода не поступает. Наряду с другими устройствами они защищают теплообменную поверхность от капельной эрозии и от динамического воздействия входящего потока пара. Подогреватели —

300