Общая энергетика

паровая растопочная линия, ведущая к растопочной РОУ. По этой линии при растопке котла до его подключения к переключательной магистрали отводится образующийся пар (продувка пароперегревателя).

Неблочная схема с переключательной магистралью сохраняется на большинстве действующих ТЭЦ. Энергоблоки выполняются по схемам моноблоков и дубль-блоков. По нормам технологического проектирования рекомендуется применять моноблоки, т.е. блоки с однокорпусными котлами. Дубль-блок – это блок с двухкорпусным котлом, что разрешается для ТЭС, работающих на сланцах и торфе, в энергосистемах небольшой мощности.

К главным питательным трубопроводам относятся трубопроводы питательной воды от напорной стороны питательных насосов до экономайзера котла. После питательного насоса вода по питательному трубопроводу поступает к регенеративным подогревателям высокого давления и узлам питания. Главные питательные задвижки имеют байпасы для регулирования расхода воды при малых нагрузках. Узел питания состоит из задвижки, обратного клапана, измерительной шайбы и регулирующего питательного клапана.

3.1.5.3. Системы регенеративного подогрева питательной воды и промежуточного перегрева

Тепловая схема ТЭС является схемой пароводяного тракта, в который входит основное оборудование – паровой котел и паровая турбина, а также система регенеративного подогрева питательной воды вместе с трубопроводами и насосами, осуществляющими прокачку воды через цепочку подогревателей и подающими воду для питания котла при необходимом давлении. На рис. 3.14 показана схема регенеративного подогрева с поверхностными подогревателями и тремя насосами, которые должны работать синхронно (например, от общего привода). Конденсатный насос 1 про-

121

качивает основной конденсат из конденсатора 2 через первую группу подогревателей 3 и подает ее во всас второго насоса 4 с необходимым подпором, который обеспечивает работу второго насоса без кавитации. Второй насос прокачивает воду через вторую группу подогревателей 5, в которой осуществляется дополнительный подогрев питательной воды, и подает во всас третьего насоса 6 с необходимым подпором. Третий насос развивает давление, необходимое для питания парового котла.

Рис. 3.14. Схема регенеративного подогрева с поверхностными подогревателями

Возможны три варианта установки насосов. Ставится только один насос 1, который развивает полное необходимое давление. Повышение энтальпии воды означает существенное снижение расхода энергии на перекачку по сравнению с вариантом установки трех насосов.

Вариант установки одного насоса означает, что все подогреватели с водяной стороны оказываются под полным давлением, что усложняет и удорожает всю установку.

Вариант установки двух насосов (1 и 4) означает, что первая группа подогревателей находится с водяной стороны под низким давлением первого насоса 1; такой насос называется конденсатным, а подогреватели – подогревателями низкого давления (ПНД). Вторая группа подогревателей оказывается с водяной стороны под высоким давлением насоса 4; этот насос называется питательным, а подогреватели – подогревателями высокого давления (ПВД).

122

В варианте с тремя насосами ПВД с водяной стороны находятся под промежуточным давлением, создаваемым первой ступенью питательного насоса (насос 4), что является преимуществом. Кроме того, в этом варианте повышение энтальпии воды в насосе 6 не вытесняет отбор на регенеративный подогреватель, что имеет место в варианте двумя насосами.

Считается, что варианты установки двух и трех насосов экономически равноценны.

Приведенная схема с одними поверхностными подогревателями является бездеаэраторной и пригодна для нейтрального водного режима.

Широко распространены установки, в которых в схему регенеративного подогрева включен деаэратор, представляющий собой смешивающий подогреватель. В этом случае питательный насос ставится после деаэратора (рис. 3.15).

Рис. 3.15. Схема регенеративного подогрева с деаэратором

Система регенеративного подогрева имеет три ПВД с каскадным сливом дренажей в деаэратор и группу из четырех ПНД.

Первые два по ходу конденсата ПНД питаются паром из вакуумных отборов турбины, что в эксплуатации приводит к повышенным присосам воздуха, нарушающим процесс теплоотдачи от конденсирующегося пара. В результате в этих подогревателях имеют место повышенные недогревы пара и пониженная температура конденсата, что приводит к перегрузке третьего ПНД. Перегрузка третьего ПНД вызывает повышенную вибрацию трубного пучка, приводящую к вы-

123

ходу из строя трубок подогревателя. Поэтому целесообразно, чтобы первые два ПНД были смешивающего типа, в которых обеспечивается подогрев до температуры насыщения греющего пара.

Таким образом, элементами водоподогревательной системы являются регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, поверхностного и смешивающего типа, а также насосы – конденсатные и питательные. В систему регенеративного подогрева могут быть включены испарители и их конденсаторы, предназначенные для приготовления дистиллята, используемого для подпитки пароводяного тракта.

Как известно из термодинамики, регенеративный подогрев рабочего тела повышает КПД тепловых двигателей. В современных турбоустановках имеется обычно 7–9 регенеративных подогревателей как поверхностного, так и смешивающего типа. Благодаря регенеративному подогреву питательной воды на тепловых электростанциях экономится до 14 % топлива.

Экономичность ТЭС существенно повышается при введении промежуточного перегрева пара. На рис. 3.16 приведены рабочие процессы пара в турбине для паротурбинных установок, схемы которых показаны на рис. 3.2. Как видим, КЭС с промежуточным перегревом имеет большее значение энтальпии при равных значениях энтропии, а значит, является более экономичной.

124

аб

Рис. 3.16. Рабочий процесс пара в h – s диаграмме для КЭС на перегретом паре без промежуточного перегрева (а) и с промежуточным перегревом (б): h1–h7 – энтальпия пара в 1–7-м отборах соответственно; h0, hп.к – энтальпия пара на входе в турбину и входе

вконденсатор; s – энтропия; х – степень сухости пара

Внашей стране паротурбинные КЭС на органическом

топливе без промежуточного перегрева работают при начальных давлениях пара P0 до 8,8 МПа и температуре перегретого пара на входе в турбину T0 до 535 °С. На КЭС с промежуточным перегревом пара начальные давления соответственно равны 12,7 и 23,5 МПа, а T0 = 540…560 °C. В таких условиях при обычных значениях конечного давления Pк = 0,0035…0,0045 МПа влажность пара на выходе из проточной части турбины не превышает допустимых значе-

ний (13–14 %).

3.1.5.4. Системы подогрева сетевой воды

Теплота на отопление, вентиляцию и бытовые нужды (горячее водоснабжение) обычно подается потребителю с горячей водой. Вода по сравнению с водяным паром имеет ряд преимуществ. Водяные системы теплоснабжения имеют

125

большую аккумулирующую способность, вследствие чего кратковременные изменения количества теплоты, подводимого к сетевой воде, меньше отражаются на температурных режимах обогреваемых помещений. При обогреве помещения горячей водой легче поддерживать умеренную температуру отопительных батарей (90–95 °С).

На рис. 3.17, а приведена схема подогрева сетевой воды, применяемая в настоящее время на крупных ТЭЦ с отопительной нагрузкой. Сетевая установка имеет два подогревателя, к которым подводится пар от двух отборов турбины. В конденсаторе имеется отдельный встроенный теплофикационный пучок ТК. В зимний период через этот пучок пропускается сетевая вода или добавочная, направляемая затем в тепловую сеть для компенсации утечек. Когда через ТК проходит сетевая вода, она нагревается на несколько градусов и затем поступает в сетевые подогреватели. Когда через ТК проходит добавочная вода, сетевая вода из магистрали направляется непосредственно в сетевые подогреватели. После сетевых подогревателей установлен пиковый водогрейный котел (ПВК), однако ПВК включается лишь тогда, когда количество отбираемого из отборов пара недостаточно для покрытия всей тепловой нагрузки. При включенном ТК техническая вода к конденсатору не подводится и теплофикационная установка работает без потерь в холодном источнике. Вакуум при этом, конечно, понижается.

126

Рис. 3.17. Схема подогрева сетевой воды: на установках с двумя теплофикационными отборами и теплофикационным пучком в конденсаторе турбины (а), с одним теплофикационным отбором (б); СП1; СП2 – сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней; ОП – основной подогреватель; ПП – пиковый подогреватель; ТК – теплофикационный пучок конденсатора турбины; ОД – охладитель дренажа; ПВК – пиковый водогрейный котел; СН – сетевой насос; К – конденсатор турбины; РОУ – редукционно-охладительная уста-

новка; ТП – тепловой потребитель

В летний период сетевая вода подогревается только в сетевом подогревателе нижней ступени. На многих установках имеется один теплофикационный отбор (рис. 3.17, б), пар от этого отбора с давлением 0,12–0,24 МПа (на некоторых турбинах давление изменяется в пределах 0,07–0,24 МПа) отводится к основному подогревателю сетевой установки. Дополнительный подогрев сетевой воды (в холодные дни отопительного сезона) может проводиться в пиковом подогревателе, пар к которому подводится от РОУ или от промышленных отборов турбины (если это не приведет к необходимости уменьшить расход пара на технологические нужды).

На схеме, изображенной на рис. 3.17, б, наряду с основным и пиковым подогревателями показан также охладитель

127

дренажа (ОД). Этот теплообменник имеется на сетевых установках, к которым подводится пар от регулируемого отбора установки среднего давления с деаэратором, который работает при давлении 0,12 МПа. При низкой температуре наружного воздуха давление в основном подогревателе поднимается до 0,24 МПа, а температура дренажа – до 125 °С. Для обеспечения нормальной работы деаэратора в этих условиях дренаж необходимо охлаждать. Охлаждение дренажа сетевой водой не приводит к изменению тепловой экономичности ТЭЦ, так как из-за некоторого подогрева сетевой воды в охладителе дренажа расход пара на основной подогреватель уменьшается, а на деаэратор в равной мере увеличивается.

На установках с деаэратором, работающим при давлении 0,6 МПа и выше, охладитель дренажа не нужен.

Отопление жилых и общественных зданий следует включать, когда среднесуточная температура наружного воздуха снижается до +8 °С и держится на этом уровне в течение 3 суток. Когда среднесуточная температура принимает устойчивое значение +8 °С и выше, отопительный сезон заканчивается.

Начало и конец отопительного сезона для промышленных зданий устанавливаются при температуре, для которой тепловые потери здания равны внутреннему тепловыделению.

В городских сетях максимальная температура воды принимается в настоящее время (по результатам технико-эконо- мических расчетов) равной 150 °С, а обратной сетевой воды – 70 °С. Для тепловых сетей небольшой протяженности максимальная температура воды равна 130 °С, а для пригородных ТЭЦ при большой длине магистралей тепловой сети повышается до 180 °С.

По санитарным нормам в отопительные приборы должна направляться вода, температура которой не превышает

128

95 °С. Для того чтобы выдержать это требование при всех температурных режимах работы тепловой сети, на отводах воды от подающих магистралей к тепловым потребителям (абонентских вводах) или в центральных тепловых пунктах (ЦТП) устанавливаются смесительные устройства.

Эти устройства подмешивают охлажденную воду из обратных линий к горячей воде, поступающей из подающей магистрали. По схемам присоединения установок отопления различают зависимые и независимые системы теплоснабже-

ния. В зависимых системах теплоноситель из тепловой сети поступает непосредственно в отопительные установки потребителей, в независимых – в промежуточный теплообменник, установленный в тепловом пункте, где он нагревает вторичный теплоноситель, циркулирующий в местной установке потребителя. В независимых системах установки потребителей гидравлически изолированы от тепловой сети.

Теплота на бытовые нужды (горячее водоснабжение) может подаваться с водой, поступающей к потребителю из тепловой сети, и с предварительно нагретой водопроводной водой. При горячем водоснабжении, осуществляемом сетевой водой, схему называют открытой, при горячем водоснабжении предварительно нагретой водопроводной водой –

закрытой схемой.

3.2.Атомные электростанции

3.2.1.Принцип действия

итипы атомных электростанций

Атомная электростанция (АЭС) – электростанция,

в которой для получения электрической и тепловой энергии используется атомная (ядерная) энергия. Тепловая энергия,

129

выделяющаяся при делении ядер, отводится из ядерного реактора прокачкой через него жидкого или газообразного теплоносителя. АЭС – это в сущности своей тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор.

Первый на Европейско-Азиатском континенте ядерный реактор был сооружен и запущен в 1946 году в СССР. В конце 1940-х годов создается уранодобывающая промышленность, организовано производство ядерного горючего – ура- на-235 и плутония-239, налажен выпуск радиоактивных изотопов.

В1954 году начала работать первая в мире атомная станция в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1 Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (Женева, август 1955 года). В 1957 году на океанские просторы вышло первое в мире атомное судно – ледокол «Ленин».

Внастоящее время доля АЭС в суммарной выработке мировой электроэнергии более 14 %, причем в США 19,6 %,

вВеликобритании 18,9 %, в Германии 34 %, в Бельгии 65 %, во Франции свыше 76 %.

Вкачестве исходного сырья на АЭС используется природный уран U235 или искусственное сырье – плутоний Рu239. Природный уран U235 содержится в рудах в концентрации

около 0,7 %. Остальную часть составляет не делящийся в этих условиях U238. Если учесть, что в урановых рудах содержание делящегося урана менее 1 %, то становится очевидным, что процесс обогащения руд на концентрат урана U235 с его содержанием до 40 % и более технически очень сложен и требует больших материальных затрат.

130