Зорин В.М. Атомные электростанции

Таблица 16.1

Расчет подогревов сетевой воды и температур на выходе из сетевых подогревателей по давлениям в отборах турбины

ss

репадов по ступеням турбины. Пусть эти давления, ближайшие к уже рассчитанным, следующие: 0,136; 0,273; 0,53; 0,903 МПа. Далее следует уточнить параметры сетевой воды в ТфУ (табл. 16.1).

Для рассматриваемой ТфУ, как видно из табл. 16.1, могут быть использованы отборы с давлениями 0,136; 0,273 и 0,903 МПа. Отбор с давлением 0,53 МПа не может быть принят для ПСП, так как с учетом возможной работы ПТУ на электрической мощности, меньшей номинальной, не будет обеспечена требуемая температура сетевой воды 150 °С. Этот отбор нецелесообразно использовать и для ПСВ, так как при этом подогрев воды в нем будет большим и очень малый подогрев придется на ПСП. При проектировании основных подогревателей с одинаковой поверхностью нагрева (с целью их унификации) минимальный температурный напор в ПСВ будет меньше, чем в ПСН, так как в нем подогрев воды меньше.

При работе ПТУ на мощности, меньшей или равной номинальной, пар из отбора на ПСП дросселируется в регулирующем клапане, так чтобы температура его конденсации обеспечила температуру сетевой воды 150 °С при расчетной

расч

температуре наружного воздуха t . При этом дросселирование и термодина-

н.в

мические потери будут тем меньше, чем меньше электрическая мощность турбогенератора. При электрической мощности, при которой давление в отборе уменьшится до 0,624 МПа (рассчитанное давление в отборе на ПСП — см. с. 310), дросселирование в регулирующем клапане не потребуется (клапан полностью открыт). Этот уровень мощности можно определить по приближенному соотношению:

Таким образом, принятые значения давлений в отборах турбины могут обеспечить выполнение теплофикационной установкой своих функций при сниже-

311

16.4. Теплофикационные установки одноконтурных АЭС

На одноконтурных АЭС с водоохлаждаемыми реакторами кипящего типа паротурбинная установка является частью реакторного контура; ее рабочее тело обладает наведенной радиоактивностью и содержит в растворенном или дисперсном виде радиоактивные вещества. Для предотвращения перетечек рабочего тела ПТУ в теплосеть теплофикационная установка на одноконтурных АЭС создается с обязательным промежуточным контуром (промконтуром). Для пре-

дотвращения вскипания воды в промконтуре давление в нем р

п.к

несколько выше, чем наибольшее давление греющего пара р в сете-

гр

вых подогревателях, и примерно на 0,3 МПа ниже, чем давление сетевой воды:

Таким образом, возможна перетечка сетевой воды в промконтур, а из него — в реакторный контур, но не наоборот. Для поддержания требуемого качества воды промконтура предусматривается его продувка, а дренажи пароводяных подогревателей ТфУ, как правило, проходят очистку на БОУ. Теплообмен между водой промконтура и сетевой водой осуществляется в водо-водяных теплообменниках по противоточной схеме с температурным напором 10—20 °С. Как видно из рис. 16.8, на те же 10—20 °С увеличивается температура, а следовательно, повышается и давление греющего пара по сравнению со схемой без промежуточного контура: тепловая экономичность ПТУ снижается. Характеристики пароводяных теплообменни-

Рис. 16.8. t, Q-диаграмма двухступенчатой теплофикационной установки с промежуточным контуром:

греющего пара в первой и второй ступенях подогрева воды промконтура; δt ,

с.п1

δt — минимальные температурные напоры

с.п2

312

Рис. 16.9. Теплофикационная установка ПТУ К-500-6,4/50 одноконтурной АЭС:

1—4 — бойлеры № 1—4 промконтура теплосети; 5 — компенсатор объема; 6 —

3

насос промконтура СЭ-800-100 (подача 800 м /ч, напор 100 м вод. ст. = 0,98 МПа);

3

7 — насос сетевой 8НДВ (720 м /ч, 0,87 МПа); 8 — подогреватель сетевой воды

2

(восемь подогревателей с площадью поверхности нагрева 897 м каждый); обозначения трубопроводной арматуры см. в табл. 21.1

ков промконтура выбираются так же, как подогревателей сетевой воды в установках без промконтура.

На рис. 16.9 представлена тепловая схема ТфУ (Q = 70 МВт)

тф

одноконтурной АЭС с ПТУ К-500-6,4/50. На нем показаны только два из восьми установленных водо-водяных подогревателей сетевой воды. В зависимости от требуемой мощности ТфУ изменяется подогрев воды в пароводяных теплообменниках промконтура, и часть водо-водяных теплообменников может отключаться.

16.5. Вспомогательные системы

Системы, обслуживающие основной технологический процесс выработки теплофикационной мощности, названы вспомогательными, но они играют важную роль, и без них нормальная работа ТфУ невозможна. Назовем следующие системы:

•подготовки подпиточной воды (состав системы определяется нормами качества воды для подпитки тепловых сетей и включает в себя, как правило, установку умягчения воды);

•деаэрации подпиточной воды;

313

•продувки и очистки воды промконтура теплосети в случае одноконтурной АЭС; подготовка добавочной воды для промконтура производится на тех же установках и в соответствии с теми же нормами, что и для основного контура ПТУ;

•компенсации давления промконтура при изменении термодинамических параметров воды (компенсатор давления с электроподогревом показан на рис. 16.9).

На рис. 16.10 представлена схема установки деаэрации подпиточной воды для систем теплоснабжения с открытым горячим водоснабжением. Выбор вида системы горячего водоснабжения определяется качественным составом используемой исходной воды. В городах, где исходная вода мягкая, с малым содержанием солей и других примесей, применяют открытую систему, когда сетевая вода с требуемой температурой непосредственно подается к водоразборным кранам. В большинстве крупных городов в тепловых сетях преобладают закрытые системы, в которых водопроводная вода перед поступлением к кранам горячего водоразбора подогревается в специальных теплообменниках прямой водой теплосети.

Для улучшения деаэрации и уменьшения потерь конденсата греющего пара в ПТУ подпиточная вода предварительно нагревается в пароводяном теплообменнике 2 до температуры обычно на 10—20 °С ниже температуры насыщения в деаэраторе (см. рис. 16.10). Используются, как правило, деаэраторы атмосферного давления (тип — ДА, рабочее давление 0,12 МПа, температура деаэрированной воды 104,2 °С).

При открытом горячем водоснабжении вместе с отключением на летний период систем отопления и вентиляции отключается трубо-

Б

Рис. 16.10. Принципиальная тепловая схема деаэрации подпиточной воды теплосети при открытом горячем водоснабжении:

А — пар от отбора турбины; Б — вода на подпитку; В — исходная вода; Г — конденсат в систему регенерации; 1 — установка подготовки добавочной воды; 2 — подогреватель умягченной воды; 3 — деаэратор; 4 — подпиточный насос; 5 — теплооб- менник-охладитель подпиточной воды; (t), (у), (p) — регуляторы температуры, уровня, давления

314

провод обратной сетевой воды и горячее водоснабжение осуществляется по подающему трубопроводу (по однотрубной схеме), т.е. весь требуемый расход проходит через деаэратор подпитки 3. В теплообменнике 5 вода после деаэратора охлаждается до температуры, установленной для горячего водоснабжения (50—75 °С). В системах с открытым водоразбором вместо атмосферного могут устанавливаться вакуумные деаэраторы (ДВ) с температурой деаэрированной воды 80 °С и ниже. В этом случае теплообменник 5 не требуется.

В установках деаэрации подпиточной воды для систем теплоснабжения, не имеющих горячего водоразбора или с закрытым водоразбором, теплообменник 5, показанный на рис. 16.10, не устанавливается.

Число подпиточных насосов должно быть не менее двух при закрытой системе теплоснабжения и не менее трех при открытой.

Контрольные вопросы и задания

1.Что такое теплофикация?

2.Чем определяется неравномерность графика нагрузки теплофикационной

установки?

3.Перечислите основное оборудование, входящее в состав теплофикацион-

ной установки.

4.Что такое температурный график ТфУ?

5.Назовите основные факторы, влияющие на выбор температуры сетевой

воды, подаваемой в теплосеть.

6.Каким образом может быть обеспечена независимость регулирования

тепловой мощности ТфУ и электрической мощности турбогенератора, работаю-

щих в составе одной ПТУ? Что такое количественное регулирование тепловой

мощности ТфУ?

7.Какие способы регулирования тепловой нагрузки применяются?

8.Рассчитайте расход сетевой воды, поступающей от АЭС в тепловую сеть,

имощность ТфУ одной ПТУ (одного энергоблока), если известно: максимальная

теплофикационная мощность АЭС Q = 170 МВт, число энергоблоков на АЭС —

тф

два, температурный график ТфУ — 150/70 °С.

9.Определите давление в отборе турбины на пиковый подогреватель ТфУ

вноминальном режиме работы двухконтурной АЭС, если максимальная темпе-

ратура нагрева сетевой воды равна 130 °С, а энергоблок может работать в интер-

вале нагрузок 70—100 % номинальной мощности. Другие исходные данные,

необходимые для выполнения задания, примите.

10.Назовите основные особенности ТфУ одноконтурной АЭС.

11.Каково назначение и каковы особенности состава оборудования уста-

новки деаэрации подпиточной воды для тепловой сети с открытым горячим

водоразбором?

12.Какая потеря конденсата имеется в виду, когда говорится о деаэрацион-

ной установке подпиточной воды теплосети?

315

Глава 17

ПОТРЕБИТЕЛИ ПАРА

СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Кроме рассмотренных составных частей (подсистем) паротурбинной установки, в тепловой схеме электростанции имеются другие потребители пара. В своем большинстве эти потребители входят в состав систем, обслуживающих основной технологический процесс. Они оказывают влияние на показатели работы ПТУ, поскольку, как правило, используют пар, отводимый от турбины. Из таких потребителей здесь в первую очередь рассмотрим испарители. Испаритель —

это аппарат, в котором теплота греющего пара, называемого первичным, передается воде, из которой образуется вторичный пар.

Испарители на электростанциях применяются в следующих целях:

1)для подготовки добавочной воды методом термического обессоливания предварительно умягченной воды. Этот метод имеет определенные преимущества перед другими методами (химического обессоливания, например) в свете требований Федерального закона об охране окружающей среды от 10 января 2002 г.;

2)для выработки пара, используемого на промышленных предприятиях для технологических целей. В этом случае испаритель обычно называется паропреобразователем;

3)для концентрирования примесей в подаваемой в испаритель воде. В этом случае он называется выпарным аппаратом. Выпарные аппараты используются на АЭС для обработки жидких радиоактивных отходов в целях уменьшения объема и массы среды, направляемой на хранение, дальнейшую переработку и захоронение.

Наибольшее распространение в установках термического обессоливания получили испарители с кипением в греющей секции — вертикальные аппараты с сепарирующим и одноили двухступенчатым (в зависимости от требуемого качества вторичного пара) паропромывочным устройствами. На рис. 17.1 показан один из испарителей, выпускаемых ОАО ТКЗ, с площадью теплообменной поверхности

2

1000 м , рассчитанный на давление греющего пара до 1,57 МПа и давление вторичного пара до 0,98 МПа. Греющий пар конденсируется в межтрубном пространстве греющей секции. Вода, из которой образуется вторичный пар, проходит по контуру естественной цир-

316

Уровень

воды

Рис. 17.1. Испаритель И-1000:

1 — выход вторичного пара; 2 — патрубки к предохранительным клапанам; 3 —

сепарирующее устройство; 4 — вход промывочного конденсата; 5 — паропромывочные устройства; 6 — вход промывочной воды; 7 — вход греющего пара; 8 — корпус испарителя; 9 — трубы греющей секции; 10 — выход конденсата греющего пара;

11 — вход питательной воды; 12 — вывод продувочной воды

317

ВZДП СН

Рис. 17.2. Схема включения испарителя, предназначенного для восполнения потерь рабочего тела:

1 — умягченная вода; 2, 3, 4 — пар от отборов турбины (p > p > p ); 5 — продувка

2 3 4

испарителя; 6 — нагреваемый основной конденсат ПТУ; 7 — дренаж; ДА — деаэратор воды атмосферного давления; НИ — питательный насос испарителя; И — испаритель; КИ — конденсатор вторичного пара испарителя; РП — регенеративные подогреватели; СН — сливной насос; ДП — деаэратор питательной воды повышенного давления ПТУ

куляции: слой воды над греющей секцией — опускной зазор между греющей секцией и корпусом испарителя — водяной объем в нижней части испарителя — подъемный участок внутри труб греющей секции. Один из возможных способов включения испарителя в тепловую схему ПТУ показан на рис. 17.2. Включение конденсатора испарителя (КИ) в систему регенерации позволяет эффективно использовать теплоту вторичного пара; уменьшается расход греющего пара на регенеративный подогреватель, расположенный после КИ.

На одноконтурных АЭС испарители применяются для выработки нерадиоактивного пара, предназначенного, в первую очередь, для подачи на концевые уплотнения турбины (см. § 19.5). Разработаны

иприменяются на АЭС испарители И-490А (для ПТУ К-500-6,4/50)

иИ-1000А (для ПТУ К-750-6,4/50) с трубами греющей секции из нержавеющей стали диаметром 32 мм с толщиной стенки 2 мм. Трубы развальцованы в трубных досках, и их концы дополнительно обварены. Характеристики этих испарителей даны в табл. 17.1.

Схема включения испарителя в тепловую схему ПТУ К-500-6,4/50 показана на рис. 17.3. На рисунке приведены данные по расходам вторичного пара испарителя, а также по расходам пара в уплотнениях.

318

(расходы рабочего тела указаны в кг/с; ОДС — охладитель дренажа сепаратора)

Значительная часть станционных потребителей теплоты требует

сравнительно небольших расходов пара, но с определенными пара-

метрами. Обеспечение паром таких потребителей осуществляется от

коллектора собственных нужд (КСН) электростанции — специаль-

ного трубопровода, в котором поддерживается заданное давление

пара. Кроме коллектора, в систему паропроводов собственных нужд

входят: быстродействующие редукционные установки (БРУ-СН),

319

обеспечивающие подачу пара в КСН при пуске энергоблока, сбросе

нагрузки, при режимах частичной нагрузки, когда давление пара в

отборе турбины оказывается меньше требуемого, обеспечивающие

также отвод пара при расхолаживании энергоблока; предохранитель-

ные клапаны; редукционные или редукционно-охладительные уста-

новки (РУ или РОУ) для подачи потребителям пара с меньшим дав-

лением, чем в КСН; трубопроводы связи с потребителями, арматура,

средства измерений и автоматики.

В зависимости от специфики потребителей в тепловую схему

ПТУ могут включаться два коллектора СН — с большим′ и меньшим

давлениями, которые обеспечиваются паром от главных паропрово-

дов электростанции с помощью БРУ-СН ВД (высокого давления) и

БРУ-СН НД (низкого давления). Для турбины, работающей на пере-

гретом паре, вместо БРУ устанавливаются БРОУ.

Схема присоединений к коллектору собственных нужд ПТУ на

насыщенном паре показана на рис. 17.4. Сепаратор влаги необходим

при питании КСН паром от третьего отбора турбины. Он представляет

собой участок трубопровода увеличенного диаметра и высотой 1,5 м.

Сепарация влаги осуществляется за счет уменьшения скорости пара и

изменения направления движения на 90°. Отсепарированная влага

отводится в расширитель дренажей машзала. Установки РОУ-14/6 и

Рис. 17.4. Схема коллектора собственных нужд энергоблока с ВВЭР-1000:

1 — от паропроводов свежего пара; 2 — от третьего отбора турбины; 3 — от пускорезервной котельной; 4 — к турбоприводам питательных насосов; 5 — к деаэраторам питательной воды; 6 — на пиковые подогреватели сетевой воды; 7 — на пароэжектрорные холодильные машины; 8 — на эжекторы основной и уплотнений; 9 —

на эжекторы турбопривода питательного насоса; 10 — на уплотнения турбины;

11 — на уплотнения турбопривода питательного насоса; 12 — к потребителям реакторного отделения; 13 — на технологический конденсатор; 14 — на сушку СПП

320