Автор: Клименко А.В. Зорин В.М.
Теги: теплоэнергетика справочник теплотехника
ISBN: 5-7046-0513-3
Год: 2003
Текст
Sff//
Издательство МЭИ
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА
И ТЕПЛОТЕХНИКА
СПРАВОЧНАЯ СЕРИЯ
В четырех книгах
Под обшей редакцией
А.В. КЛИМЕНКО и В.М. ЗОРИНА
3-е издание, переработанное
и дополненное
&//
Издательство МЭИ
Москва
2003
Книга третья
ТЕПЛОВЫЕ
И АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
СПРАВОЧНИК
Под обшей редакцией
А.В. КЛИМЕНКО и В.М. ЗОРИНА
&//
Издательство МЭИ
Москва
2003
УДК [621.1 + 621.311.22 + 621.311.311.25: 621,039](035.5)
ББК [31.3 + 31.37 + 31 47]я21
Т343
Издание осуществлено при финансовой поддержке
РАО «ЕЭС России»
Рецензенты: В.П. Глебов (разд 1), В.И. Солонин (разд. 2), Г.Г. Ольховский (разд. 3),
О.Н. Емин (разд. 4), А.Н. Якушин (разд. 5), В.А. Ломоносов (разд. 6), Л.М. Живилова (разд. 7),
Ю.Г Шакарян, И.А. Лабунец (разд. 8)
Авторы: М.С. Алхутов, А.Н. Бсзгрешнов, Р.Г. Богоявленский, Б.Г. Борисов, В.Д. Буров,
В.Н. Воронов, Е.И. Гаврилов, В.И. Горбуров, В.Н. Гребенник, В.А. Двойнишников, Л.В. Деев,
Е.В. Дорохов, Л.Е. Егорова, Д.П. Елизаров, В.М. Зорин, В.И. Извеков, М.А. Изюмов,
Л.П. Кабанов, Н.В. Калинин, Ю.А. Козлов, А.С. Копылов, А.Г. Костюк, |А.Я. Крамеров|,
В.А. Кузнецов, В.М. Лавыгин, Л.Я. Лазарев, В.Н. Мельников,|А.С. Монахов], ГН. Морозов,
П.Н. Назаренко, В.С. Осмачкин, В.Н. Папушкин, Т.Н. Петрова, Н.Г Рассохин, П.В. Росляков,
В.А. Сидоренко, М.А. Скачек, А.И. Соколов, В.С. Соколов, И.Н. Соколов, В.И. Субботин,
С.А. Субботин, ВМ Супранов, И.Н. Тамбиева, С.Г. Тишин, А.Д. Трухний, В.М. Уласов,
[ В.В. Фролов), С.В. Цанев, В.В. Чижов, Т.Д. Щепетина
Тепловые и атомные электростанции: Справочник/Под общ. ред. чл.-корр. РАН
Т 343 А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Издательство
МЭИ, 2003 — 648 с.: ил. — (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).
ISBN 5-7046-0513-3 (кн. 3)
Данный справочник — 3-я книга справочной серии «Теплоэнергетика и
теплотехника» включает в себя сведения об основном и вспомогательном
оборудовании электростанций на органическом и ядерном топливе,
обеспечивающем получение и преобразование тепловой энергии, включая
обработку рабочего тела—воды, а также об электрооборудовании. Второе издание
справочника вышло в 1989 г., третье издание переработано и дополнено с учетом
достижений науки и техники.
Для инженеров-теплотехников и теплоэнергетиков, работающих на электро-
станциях и промышленных предприятиях различных отраслей хозяйства страны, а
также для научных работников и студентов вузов соответствующих специальностей.
УДК [621.1 + 621.311.22 + 621.311.311.25: 621.039Ц035.5)
ББК |31.3 + 31.37 + 31.47|я21
ISBN 5-7046-0513-3 (кн. 3)
ISBN 5-7046-0515-Х
© «Энергоатомиздат», 1989
© Авторы, 2003
СОДЕРЖАНИЕ КНИГ СПРАВОЧНОЙ СЕРИИ
«ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА»
КНИГА ПЕРВАЯ
Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы
Раздел 1 Энергетика и электрификация
Раздел 2. Единицы физических величин
Раздел 3. Основные правила оформления конструкторской документации
Раздел 4. Основные сведения по математике
Раздел 5 Численные методы, алгоритмы и программные средства для инженерных
расчетов
Раздел 6. Основные сведения по физике
Раздел 7. Физико-химические свойства и технологии растворов
Раздел 8 Конструкционные материалы теплотехники
Раздел 9. Расчет на прочность элементов конструкций теплотехнического
оборудования
Раздел Ю.Экономика теплоэнергетики и теплотехники
Раздел 11.Охрана труда в теплоэнергетике и теплотехнике
КНИГА ВТОРАЯ
Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент
Раздел 1. Механика жидкости и газа
Раздел 2. Термодинамика
Раздел 3. Основы тепло- и массообмена
Раздел 4. Основы теории и расчета горения, газификации и пиролиза топлив
Раздел 5. Теплотехнические измерения
Раздел 6. Методы экспериментального изучения процессов тепло- и массообмена
Раздел 7. Экспериментальные методы определения теплофизических свойств
веществ
Раздел 8. Автоматизация теплофизического эксперимента
Раздел 9. Нетрадиционная энергетика
6
СОДЕРЖАНИЕ
КНИГА ТРЕТЬЯ
Тепловые и атомные электрические станции
Раздел 1. Паровые котлы
Раздел 2. Реакторы и парогенераторы АЭС
Раздел 3. Паротурбинные установки
Раздел 4. Газотурбинные и парогазовые установки
Раздел 5. Насосы и газодувные машины
Раздел 6. Технологические системы и компоновки ТЭС и АЭС
Раздел 7. Водный режим, химический контроль и обработка воды
на электростанциях
Раздел 8. Электрические машины и трансформаторы
КНИГА ЧЕТВЕРТАЯ
Промышленная теплотехника
Раздел 1. Энергосбережение
Раздел 2. Высокотемпературные теплотехнологические установки
Раздел 3. Электротермические установки
Раздел 4. Промышленные тепло- и массообменные аппараты и установки
Раздел 5. Холодильные и криогенные установки
Раздел 6. Системы теплоэнергоснабжения промышленных предприятий
Раздел 7. Автоматизированное управление теплотехническими объектами
Раздел 8. Энергетика и экология
ПРЕДИСЛОВИЕ
Ведущую роль в теплоэнергетике играют теп-
ловые и атомные электростанции, вырабатываю-
щие необходимую для хозяйства страны электри-
ческую и тепловую энергию Именно этим электро-
станциям, прежде всего, посвящена третья книга
справочной серии.
Специалисту-теплоэнергетику в практической
работе нередко нужны сведения о различных систе-
мах технологической схемы ТЭС или АЭС, об обо-
рудовании, входящем в состав этих систем, мето-
дах расчета, которые не известны ему в силу его уз-
кой специализации. Например, специалисту по ко-
тельному оборудованию могут потребоваться кон-
кретные данные о турбинах, турбинисту — данные
об особенностях реакторной установки АЭС, спе-
циалисту по насосам — характеристики какой-ли-
бо системы электростанции и т.д. Предоставить чи-
тателям возможность получить все эти сведения из
книги — основная цель, которая преследовалась
при создании справочника.
Разд. 1 справочника посвящен котельным уста-
новкам, которые наряду с турбинными установка-
ми составляют основу технологической схемы те-
пловой электростанции на органическом топливе.
С учетом последних достижений в котлостроении
в разделе рассмотрены основные вопросы конст-
руирования и расчета паровых котлов, горелок,
выбора схем и устройств пылеприготовления и др.
По сравнению со 2-м изданием справочника в
разд. 1 внесены существенные изменения Помимо
данных об энергетических паровых котлах в него
включены сведения о водогрейных котлах и кот-
лах-утилизаторах газотурбинных установок.
Представлены материалы по токсичным продук-
там сжигания топлива и внутритопочным спосо-
бам снижения их выбросов в атмосферу. Тепловой
расчет котлов изложен в соответствии с новой ре-
дакцией нормативного метода. Значительно изме-
нен параграф, посвященный гидродинамике паро-
водяного тракта котла. Параграф «Методы получе-
ния чистого пара» заменен параграфом «Конструк-
тивные мероприятия по организации водного ре-
жима», отражающим новейшие подходы к опреде-
лению распределения примесей. Эти подходы ос-
нованы на совместном рассмотрении поведения
примесей и теплогидравлических процессов в па-
рогенерирующем устройстве. С учетом последних
достижений пересмотрены материалы по прочно-
сти элементов котлов.
Значительная роль в удовлетворении потребно-
сти человечества в электроэнергии принадлежит
атомным электростанциям. Эта роль по мере исчер-
пания запасов органического топлива, скорее все-
го, будет возрастать.
В энергетике нашей страны АЭС занимают за-
метное место. В основу их развития в обозримом
будущем положено совершенствование традицион-
ных типов реакторов. Разд. 2 справочника посвя-
щен реакторным установкам, использующим прин-
ципиально иной по сравнению с тепловыми элек-
тростанциями источник теплоты, а также парогене-
раторам АЭС. В 3-м издании справочника пред-
ставлены все типы энергетических реакторов, ра-
ботающих как в России, так и в других странах.
Рассмотрены также перспективные разработки и
проектные решения, кардинально повышающие
надежность и безопасность ядерных энергетиче-
ских объектов.
С достаточной степенью детализации рассмот-
рены конструктивные особенности и системы безо-
пасности отечественных водо-водяных и уран-гра-
фитовых реакторов, представлены газоохлаждае-
мые высокотемпературные реакторы и тяжеловод-
ные реакторы, нашедшие применение в ряде стран.
Значительное внимание уделено реакторам на бы-
стрых нейтронах как основе широкомасштабной
ядерной энергетики будущего. Рассмотрены тен-
денции развития реакторной техники.
В связи с исчерпанием проектного срока служ-
бы значительного числа ядерных энергетических
реакторов в странах, развивающих ядерную энерге-
тику с начала 60-х годов, большое значение приоб-
рели проблемы продления срока службы ядерных
энергоблоков и безопасного вывода их из эксплуа-
тации, а также проблемы захоронения радиоактив-
ных отходов. Исходя из этого в настоящее издание
справочника дополнительно включены соответст-
вующие материалы. В разд. 2 изложены также дос-
8
ПРЕДИСЛОВИЕ
таточио надежные методы теплогидравлического
расчета реактора, включая оценку тепловыделения
в реакторных материалах, расчеты запаса до кризи-
са теплообмена и закризиспого теплообмена.
Детально классифицированы и рассмотрены
парогенераторы современных АЭС как с водо-во-
дяными реакторами, гак и с реакторами, охлаждае-
мыми натрием, а также их перспективные конст-
рукции. Приведены основы теплового, конструкци-
онного и гидродинамического расчетов парогене-
раторов и расчет сепарационных устройств.
Паротурбинные установки (ПТУ) —- основа со-
временных электростанций, использующих орга-
ническое и ядерное топливо. В разд. 3 детально ос-
вещен весь цикл вопросов, связанных с конструк-
цией, характеристиками, тепловым расчетом и про-
ектированием ПТУ и ее элементов: паровых турбин
питательных насосов и воздуходувок, систем реге-
неративного подогрева питательной воды и др.
Особое внимание уделено расчетам проточных час-
тей и переменного режима работы турбин.
В 3-м издании по-новому изложены характери-
стики теплофикационной установки как одной из
подсистем технологической схемы ПТУ, а также
описан выбор параметров, необходимых при про-
ектировании тепловой (технологической) схемы.
Как и ранее, значительное внимание уделено теп-
лообменному оборудованию ПТУ, включая проме-
жуточные сепараторы-пароперегреватели АЭС.
В разд. 4, написанном заново с учетом бурного
развития газотурбинных и парогазовых технологий
за рубежом и в нашей стране, представлены мате-
риалы по современным отечественным и зарубеж-
ным газотурбинным (ГТУ) и парогазовым (ПТУ)
установкам. Приведены термодинамические осно-
вы и методы расчета современных высокотемпера-
турных ГТУ, их конструкции, технические и эконо-
мические характеристики.
Особое внимание уделено парогазовым уста-
новкам вообще и установкам утилизационного ти-
па в частности, ко горые служат основой для техни-
ческого перевооружения российской энергетики,
использующей в качестве топлива природный газ.
Изложены классификация современных ПГУ, их
особенности и методы расчета тепловых схем. При-
ведено подробное описание единственной в России
ПГУ утилизационного типа — ПГУ-450Т, введен-
ной в эксплуатацию в декабре 2000 г. на Северо-За-
падной ТЭЦ (г. Санкт-Петербург). Отмечены осо-
бенности теплофикационных установок, включае-
мых в технологические схемы ГТУ и ПГУ.
Разд. 5 посвящен различным нагнетательным
устройствам, используемым в теплоэнергетиче-
ских установках. При переработке материала 2-го
издания справочника основное внимание было уде-
лено расширению номенклатуры нагнетательных
машин — насосов, вентиляторов, компрессоров —
с использованием современных каталогов и спра-
вочников. Заново написана инженерная методика
пересчета характеристик турбокомпрессоров при
изменении начальной температуры газа и частоты
вращения ротора. Обновлены и дополнены мате-
риалы по струйным аппаратам с расширением диа-
пазона их использования в промышленных утили-
зационных установках, в системах пневмотранс-
порта.
В разд. 6 рассматриваются вопросы, которые
обычно решаются при проектировании электро-
станции как единого целого. В раздел включены
сведения принципиального характера, необходи-
мые при проектировании технологических систем
ТЭС или АЭС, разработке компоновок и генераль-
ных планов. Подробно рассматриваются трубопро-
воды и арматура, применяемые на электростанци-
ях, приводятся их характеристики.
Дан анализ потребления технической воды и
указаны пути снижения водопотребления на ТЭС и
АЭС. Рассмотрены основные подходы к организа-
ции, проектированию и эксплуатации топливных
хозяйств ТЭС при работе на твердом, газообразном
и жидком топливе, описаны системы технологиче-
ского транспорта топлива на АЭС. Приведены ти-
пы систем золошлакоудаления на ТЭС, современ-
ные требования, предъявляемые к этим системам и
золоотвалам, устройство и характеристики как сис-
тем в целом, так и отдельных их элементов.
Сведения, изложенные в разд. 7, коренным об-
разом отличаются от материалов 2-го издания спра-
вочной серии. Это связано с ужесточением техни-
ческой политики в отношении надежности ТЭС и
АЭС и соответственно требований к реализуемым
водно-химическим режимам во всех аспектах этого
понятия, к химическому контролю за работой обо-
рудования с возможностью прогнозирования раз-
вития нарушений. Изменились также основные
тенденции при проектировании и эксплуатации во-
доподготовительных установок, что связано со
стремлением ограничить потребление реагентов,
воды на собственные нужды, интенсифицировать
ПРЕДИСЛОВИЕ
9
технологические процессы. Развитие отечествен-
ной ядерной энергетики вызвало появление нового
параграфа со справочными материалами по органи-
зации и нормированию водного режима для различ-
ных контуров АЭС с учетом требований повыше-
ния безопасности и надежности эксплуатации их
оборудования.
Все сказанное выше нашло отражение в мате-
риалах раздела, обобщенных на основании дейст-
вующих нормативных материалов и документов. В
разд. 7 приведены современные методы и средства
организации химического контроля на электро-
станциях, в том числе на основе систем химико-
технологического мониторинга. Материалы разд. 7
будут полезны, в частности, при работе читателей
с другими разделами справочника, такими как ко-
тельные установки, реакторы и парогенераторы
АЭС, паротурбинные установки, включая теплофи-
кационные установки, и др.
Разнообразные сведения об электрических ма-
шинах и трансформаторах, применяемых в энерге-
тике и промышленности, нередко требуются в
практической работе как инженерам-теплотехни-
кам, так и электротехникам, а также студента.м теп-
лотехнических и электротехнических специально-
стей. Эти данные представлены в новом разд. 8
справочника. Особое внимание в нем уделено элек-
трическим машинам, составляющим основу энер-
гетики и широко используемым на тепловых и
атомных электростанциях.
Подробно рассмотрены системы охлаждения
электрических машин, прежде всего турбогенера-
торов. Указаны направления модернизации, даль-
нейшего развития, перспективы применения новых
систем охлаждения. Приведены также данные о
турбогенераторах зарубежных фирм. Рассмотрены
особенности вентиляционных, гидравлических и
тепловых расчетов машин и трансформаторов с
представлением необходимых справочных данных,
включая теплофизические свойства специфиче-
ских материалов и их композиций, используемых в
электромашиностроении. Представлены основные
характеристики теплообменников электрических
машин и трансформаторов. Приведены необходи-
мые сведения о допустимых перегрузках. Рассмот-
рены способы теплового контроля электрических
машин и трансформаторов.
Сведения, включенные в настоящее издание
книги 3 справочной серии, переработаны с учетом
последних научных данных и достижений практи-
ки, современных нормативных документов, вклю-
чая государственные и отраслевые стандарты. Это
также нашло отражение в списках литературы, в
которые включены, в частности, новые публикации
по соответствующей тематике. Все устаревшие ма-
териалы исключены. Даны новые названия заво-
дов-изготовителей.
Авторы и редакторы выражают благодарность
рецензентам разделов справочника, чьи замечания,
безусловно, способствовали улучшению материа-
лов книги.
Работа над справочником распределялась сле-
дующим образом:
разд. I — проф. М. А. Изюмов, канд. техн, наук
В.М. Супранов (§ 1.4 и 1.6, кроме п. 1.6.5, который
написал канд. техн, наук Ю.А. Козлов; § 1.1—1.3
написаны ими совместно с В.А. Двойнишниковым),
доктор техн, наук П.В. Росляков (§ 1.5 и 1.9),
проф. А.П. Безгрешное (§ 1.7), доктора техн, наук
В.А. Двойнишников, В.И. Горбуров и В.М. Зорин
(§ 1 8), канд. техн, наук Л. Е. Егорова (§ 1.10);
разд. 2 — канд. техн, наук С.А. Субботин,
старш. научн. сотр. В.А. Стукалов, канд. техн, наук
Т.Д. Щенетина (§2.1 и 2.6), канд. техн, наук
М.С. Алхутов (§ 2.2, п. 2.10.3), доктор техн, наук
А.Я. Крамеров (пп. 2.10.1, 2.10.2 и совместно с
М.А. Скачеком пп. 2.3.1, 2.3.2), чл-корр. РАН
В.А. Сидоренко (п. 2.4.4), канд. техн наук
М.А. Скачек (пп. 2.3.3, 2.3.4, 2.4.1—2.4.3, 2.4.5,
§2.8, 2.9, 2.15), канд. техн, наук И.Н. Соколов
(§ 2.5), доктор техн, наук Р.Г. Богоявленский и
старш. научн. сотр. В.Н. Гребенник (§ 2.7), канд.
техн, наук В С. Осмачкин (пп. 2.10.4—2.10.6,
2.10.8), доктор техн, наук Л.П. Кабанов (п. 2.10.7),
доктор техн, наук Н.Г Рассохин, кандидаты техн,
наук В.Н. Мельников, В.М. Уласов (§ 2.11—2.14);
разд. 3 — доктор техн, наук В.М. Зорин (§ 3.1,
3.9, 3.11, пп. 3.12.1, 3.12.2, 3.12.4), доктор техн, наук
А.Д. Трухний (§ 3.7, совместно с проф. В.В. Фроло-
вым § 3.5, 3.6, п. 3.2.3 и совместно с доктором техн,
наук А.Г. Костюком пп. 3.2.1, 3.2.3), канд. техн наук
Л.Я. Лазарев (§ 3.4, п. 3.3.3 и совместно
с А.Г. Костюком п. 3.3.1, 3.3.2), канд. техн, наук
ГН. Морозов (§ 3.10, кроме п. 3.10.1, который напи-
сал проф. Б.Г. Борисов), канд. техн, наук Е.В. Доро-
хов (п. 3.12.3);
разд. 4 — доктор техн, наук А.Д. Трухний
(§4.2), канд. техн, наук В.В. Чижов (§ 4.1, кроме
п. 4.1.6), канд. техн, наук В.С. Соколов (п. 4 1.6.),
10
ПРЕДИСЛОВИЕ
кандидаты техн, наук В.Д. Буров и С.В. Цанев
(§4.3);
разд. 5 — проф. Н.В. Калинин совместно с кан-
дидатами техн, наук В.И. Субботиным и А.И Со-
коловым (§ 5.1), с канд. техн, наук А.И. Соколовым
(§ 5.2, 5.3), с канд. техн, наук В.Н. Папушкиным
(§ 5.4);
разд. 6 — доктор техн наук Д.П. Елизаров
(§ 6.3), доктор техн, наук А.С. Монахов (§ 6.5,
пп. 6.2.2, 6.6.3), старш. препод. И.Н. Тамбиева
(§6.1), проф. С.Г. Тишин (§ 6.8, п. 6.2.1), проф.
В.М. Лавыгин (§ 6.4), канд. техн, наук Е.И. Гаври-
лов (§ 6.7, пп. 6.6.1, 6.6.2);
разд. 7 — доктор техн, наук В.Н. Воронов
(п. 7.2.2 и совместно с доктором техн, наук Т.Н. Пет-
ровой п. 7.2.1), проф. А.С. Копылов (§ 7.1, 7.4),
канд. техн, наук П.Н. Назаренко (§ 7.3);
разд. 8 — доктор техн, наук В.А. Кузнецов и
проф. В.И. Извеков.
Авторы
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
1.1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
И КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЛОВ
Котельная установка (КУ) — это комплекс
устройств, предназначенных для получения пара
или горячей воды. КУ может быть одной из основ-
ных составляющих ТЭС или выполнять самостоя-
тельные функции (отопление и водоснабжение,
технологическое водо- и пароснабжение).
В зависимости от назначения котельная уста-
новка состоит из парового или водогрейного котла
и вспомогательного оборудования, обеспечиваю-
щего его работу. Последовательно включенные
элементы котельной установки образуют тракты.
Топливный тракт — комплекс оборудования
для подготовки топлива к сжиганию и подачи в
топку. При использовании твердого топлива в него
могут входить бункера, питатели сырого топлива и
пыли, углеразмольные мельницы, мельничные вен-
тиляторы, сепараторы, транспортеры, пылепрово-
ды и т.п. При сжигании газа и мазута — газопрово-
ды и мазутопроводы, расходомеры, запорная и ре-
гулирующая арматура.
Пароводяной тракт представляет собой систе-
му последовательно включенных элементов обору-
дования, в которых движется обогреваемый тепло-
носитель (поверхности нагрева котла, трубопрово-
ды, барабаны, сепараторы, пароохладители и теп-
лообменники в пределах котла, запорная и регули-
рующая арматура).
Газовоздушный тракт состоит из последова-
тельно расположенных воздушного и газового
трактов. Первый из них включает в себя совокуп-
ность оборудования для забора воздуха из атмосфе-
ры, нагрева и подачи его в топку котла (дутьевые
вентиляторы, воздушные короба, воздухоподогре-
ватели и горелочные устройства), второй — ком-
плекс элементов котельной установки, по которым
осуществляется движение продуктов сгорания
(топка и другие газоходы котла, устройства для
очистки дымовых газов, дымососы).
Паровой (водогрейный') котел — это устройст-
во, в котором для получения пара (горячей воды)
требуемых параметров используют теплоту, выде-
ляющуюся при сгорании органического топлива.
Основные элементы котла — топка и теплообмен-
ные поверхности.
Если в котле используют теплоту уходящих га-
зов других технических устройств (ГТУ, технологи-
ческих установок), его называют котлом-утилиза-
тором. Котел-утилизатор в некоторых случаях не
предназначен для работы в автономном режиме и
тогда не имеет топки и воздухоподогревателя, а его
основные элементы — поверхности нагрева.
В настоящем разделе рассмотрена только часть
оборудования, входящего в котельную установку,
конструкции котлов, технологические схемы орга-
низации сжигания топлива, методы получения
чистого пара, а также основные положения тепло-
вого, гидродинамического, аэродинамического и
прочностного расчетов котлов. Часть вопросов,
касающихся других видов оборудования КУ, рас-
смотрена в разд. 5, 6, 7 (дутьевые вентиляторы и
дымососы, компоновка ТЭС, шлако- и золоудале-
ние, подготовка воды и водный режим котлов) и
в книге 4, разд. 9 (очистка поверхностей нагрева,
золоулавливание, очистка сточных вод).
Водогрейные котлы и котлы-утилизаторы рас-
смотрены отдельно в § 1.9 данного раздела.
Классификация паровых котлов. По уровню
давления перегретого пара различают котлы с низ-
ким (ниже 4 МПа), средним (от 4 до i 1 МПа), высо-
ким (более 11 МПа) и сверхкритическим давлением
(выше 25 МПа). По виду пароводяного тракта —
барабанные с естественной и многократнопринуди-
тельной циркуляцией, прямоточные и прямоточ-
ные с комбинированной циркуляцией. По уровню
давления в газовом тракте — с естественной, урав-
новешенной тягой и под наддувом. Возможна так-
же классификация по виду сжигаемого топлива,
способу шлакоудалепия и т.п.
Основные параметры энергетических котлов
стандартизированы и приведены в табл. 1.1.
Номинальная паронроизводительность D— наи-
большая паропроизводптельность, которую стацио-
нарный котел должен обеспечивагь в течение дли-
тельной эксплуатации при сжигании основного топ-
лива или подводе номинального количества теплоты
при номинальных значениях параметров пара и пи-
тательной воды с учетом допускаемых отклонений.
Номинальное давление пара — давление, кото-
рое должно обеспечиваться непосредственно перед
паропроводом к потребителю пара при номиналь-
ной паропроизводительности стационарного котла.
Номинальная температура пара — температу-
ра, которая должна обеспечиваться непосредствен-
но перед паропроводом к потребителю пара при но-
12
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.1 Основные параметры
энергетических котлов |6|
Тип* Паропро- изводи- тельность, т/ч Абсо- лют- ное давле- ние, МПа Тем- пера- тура пара, °C Темпе- ратура проме- жуточ- ного перегре- ва, °C Тем пе- разу ра пита- тель- ной воды, °C
Е (160); 220 9,8 540 — 215
(2Ю); 320;420; 500; 820 13,8 560 — 230
Еп, Пп 670 13,8 545 545 240
Пп 1800 13,8** 515** 515** 240**
Пп, Кп 1000;1650; 2650;3950 25,0 545 542 270
* Обозначения типа котла: Е — с естественной
циркуляцией; Еп — то же с промежуточным перегре-
вом пара; П — прямоточный; Пп — то же с промежу-
точным перегревом пара; Кп — с комбинированной
циркуляцией и промежуточным перегревом пара.
* * Значения параметров уточняются при проекти-
ровании.
минальных значениях давления пара, температуры
питательной воды, паропроизводительности, а так-
же номинальных значениях остальных параметров
пара промежуточного перегрева с учетом допускае-
мых отклонений.
Номинальная температура промежуточного пе-
регрева пара — температура непосредственно за
промежуточным пароперегревателем котла при но-
минальных значениях давления пара, температуры
питательной воды, паропроизводительности, а так-
же номинальных значениях остальных параметров
пара промежуточного перегрева с учетом допускае-
мых отклонений.
Номинальная температура питательной воды —
это температура воды, которую необходимо обеспе-
чить перед входом в экономайзер или другой отно-
сящийся к котлу подогреватель питательной воды
(в их отсутствие — перед входом в барабан) при но-
минальной паропроизводительности.
Условное обозначение типоразмера котла
включает последовательно расположенные: обо-
значение типа котла, значение его пароироизводи-
тельности, значение абсолютного давления пара,
МПа, значения температур пара и промежуточного
перегрева пара, индексы вида топлива и типа топ-
ки, для котлов с наддувом — добавочный индекс Н.
Если температуры пара и промежуточного пе-
регрева одинаковые, то температуру указывают
1 раз, если они различные, то указывают через
знак дроби обе температуры.
Обозначения видов топлива и типов топок: К —
каменный уголь и полуантрацит, Б — бурый уголь,
С — сланцы, М — мазут, Г — газ, Т — камерная
топка с твердым шлакоудалением, В — вихревая
топка, Ц — циклонная топка, Ф — топка с кипящим
слоем. Пример условного обозначения котла типа
Пп паропроизводительностью 2650 т/ч, с абсолют-
ным давлением пара 25,0 МПа, температурой про-
межуточного перегрева пара 567 °C, со сжиганием
каменного угля в топке с твердым шлакоудалени-
ем: котел паровой Пп-2650-25-545/567 КТ. Изготов-
ление котлов, значения паропроизводительности
которых заключены в скобки (см. табл. 1.1), допус-
кается только по согласованию между изготовите-
лем и потребителем.
Котлы с абсолютным давлением пара 13,8 и
25,0 МПа с промежуточным перегревом пара до-
пускается изготовлять на температуры пара 570,
565 °C и температуры промежуточного перегрева
пара 560, 567 °C соответственно по согласованию
между изготовителем и потребителем, а также при
наличии труб с необходимыми механическими
свойствами для изготовления паропроводов, кол-
лекторов и пароперегревателей на эти температу-
ры. При этом номинальная паропроизводитель-
ность котла изменяется по сравнению с указанной
в таблице в соответствии с изменением расхода па-
ра на турбину.
Допускается также по согласованию между из-
готовителем и потребителем изготовление котлов
паропроизводительностью, отличающейся от при-
веденной в табл. 1.1 не более чем на ±5 %.
Поверхности нагрева котлов по протекающим в
них процессам подразделяют на нагревательные,
испарительные и пароперегревательные, а по спо-
собу передачи теплоты — на радиационные, кон-
вективные и радиационно-конвективные.
Взаимное расположение топки и газоходов, в
которых размещаются теплообменные поверхно-
сти нагрева, т.е. компоновка котла, определяется
свойствами сжигаемого топлива и паропроизводи-
тельностью.
Различают П-, Г’-, Т-, U-образные, башенную,
полубашенную и многоходовые компоновки котла
(рис. 1.1). При сжигании мазута, природного газа,
как правило, используют П- и Г-образные компо-
новки (см. рис. 1.1, а, б), при которых котел имеет
два вертикальных газохода (топочную камеру и
конвективную шахту) и соединяющий их горизон-
тальный газоход. При сжигании твердых топлив эти
компоновки применяют в котлах паропроизводи-
тельностью до 444,44 кг/с (1600 т/ч).
Т-образную компоновку (см. рис. 1.1, в), спо-
собствующую уменьшению глубины конвектив-
ной шахты и высоты соединительного газохода,
применяют для мощных котлов (£) > 277,78 кг/с),
работающих на твердых топливах. Для углей
§ 1.1]
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЛОВ
13
Рис. 1.1. Основные компоновки котлов:
а — П-образная; б — Г-образная; в — Т-образная; г — U-образная; д — башенная; е — полубашенная; ж —
многоходовая
Рнс. 1.2. Паровой котел П-67:
1 — нижняя радиационная часть; 2 — топочная камера; 3 — горелка; 4 — верхняя радиационная часть; 5 —
узел ввода рециркулирующих газов; б — экономайзер; 7 — конвективная шахта; 8 — вторая ступень ширмовой
поверхности пароперегревателя; 9 — третья ступень ширмовой поверхности пароперегревателя, 10 — первая
ступень ширмовой поверхности пароперегревателя; 11 — ширмовая поверхность промежуточного пароперегре-
вателя; 12 — паро-паровой теплообменник; 13 — потолочный экран; 14 — фестон; 15 — конвективный пакет
пароперегревателя; 16 — экран соединительного газохода; 17 — аэродинамический выступ; 18 — конвективный
пакет промежуточного пароперегревателя
Таблица 1.2 Технические характеристики пылеугольных котлов {10, 12]
Типоразмер котла по ГОСТ 3619-89 Завод- ская марки- ровка Завод- изгото- витель Топливо Температура, °C кпд (брут- то), % Тип воз- духо- подо- грева- тсля*! Габаритные размеры в осях колонн, м 2 Высо- *3 та, м х . *4 Масса металла котла, т Ком- понов- *6 ка котла Регули- рова- ние темпе- ратуры проме- жуточ- ного пере- грева
подо- грева возду- ха уходя- щих газов пита- тель- ной воды шири- на глуби- на общая по- верх- ностей под давле- нием легиро- ванной *5 стали карка- са
Котлы, работающие на бурых углях, лигнитах
Пп-2650-25-545БТ П-67 ЗиО Березов- ский 322 163 295 91,9 ТВП 72 57 106,4 19 320 7500 7727/750 — Т ППТО
Пп-1650-25-545БТ П-70 » Венгер- ский 335 170 271 90,5 РВП 52,9 — 95 11 000 4760 3986/447 3250 Т »
Пп-1650-25-545БТ П-78 » Китай- ский 305 153 271 90,08 » 72 54 101,7 14 000 5912 — — Т »
Пп-1000-25-545БТ П-64 » Югослав- ские лигниты 324 174 273 88,46 ТВП 36 24 66,5 9500 2450 1476/151 3336 Т »
Пп-1000-25-545БТ П-59 » Подмос- ковный 438 150 268 91,0 » 36 24 62,17 8182 3751 2048/78,2 1949 Т »
Пп-670-13,8-545БТ П-60 » Немец- кий 272 159 240 87,0 РВП 36 22 68,5 4630 1400 955/0,15 1695 Т »
Еп-670-13,8-545БТ П-62 » Болгар- ские лигниты 269 173 242 83,6 ТВП 41 17 61,2 7625 2140 679/109 4060 Т Регули- рующая ступень
Еп-670-13,8-545БТ ТПЕ-208 ткз Фрезер- ный тоф 395 145 243 88,0 » 15 22,7 41 5535 2520 799,5/33,8 1983 П Газо- вый байпас
Еп-670-13,8-545БТ ТПЕ-216 » Харанор- ский 311 158 243 90,5 » 28,2 36,1 73,0 — — — — п Регули- рующая ступень
Еп-670-13,8-545БТ БКЗ-670- 140-2 БКЗ Бикин- ский 382 161 245 86,0 » 19,1 35 61,5 — — — — п То же
Пп-660-13,8-545БТ П-52 ЗиО Немец- кий 280 159 240 87,0 РВП 30 24 55 6138 1699 880 2392 т ППТО
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ [Разд.
Продолжение табл. 1.2
Пп-660-13,8-545БТ П-65 ЗиО Югослав- ские лигниты 294 166 243 87,3 РВП 36 24 68,4 6600 1800 1114/0,18 2482 Т ППТО
Е-500-13,8-560БВЖ ТПЕ-427 ТКЗ Березов- ский и назаров- ский 416 154 230 91,0 ТВП 19,5 16,5 36,1 2374 807 361/11,5 — П —
Е-500-13,8-560БТ БКЗ-500- 140-1 БКЗ Березов- ский 282 159 230 90,0 » 16,5 29,5 48,6 2850 1050 — 719 П —
Е-420-13,8-560БЖ БКЗ-420- 140-ПТ-2 » Ирша- Бородин- ский 348 147 210 91,0 » 19,5 20 42,0 2400 930 171/22,2 508,4 П —
Е-420-13,8-560БТ БКЗ-420- 140-6 » Азейский 286 139 230 92,7 » 20 20 40,5 2240 861 86/25 500 П —
Е-420-13,8-560БТ БКЗ-420- 140-7 » Райчи- хинский 375 143 210 91,0 » 19,5 20 41,3 2350 910 171/22,2 508,4 П —
Котлы, работающие на каменных углях
Пп-2650-25-545/542 ТПП-804 ТКЗ Кузнец- 339 135 275 92,4 РВП 84 39 97,6 14 500 5770 — — Т Рецир-
КТ кий куля- ЦИЯ, впрыск
ПП-1650-25-545КТ П-57 ЗиО Экиба- стузский 328 145 277 90,5 ТВП 36 24 62,1 9700 2870 972,6/450 1780 Т ппто
Пп-1650-25-545КТ П-76 » Китай- ский 320 134 271 91,5 РВП 72 30 85,5 11 315 4702 — — Т »
Пп-1000-25-545КЖ ТПП- 312А ТКЗ Донец- кий Г 381 165 260 89,5 » 39,3 23,6 51,0 5200 2420 1342/219 — П »
ПП-950-25-545КЖ П-50 ЗиО Донец- кий Т 350 117 260 92,7 » 36 19 50,4 4931 1612 1333/123 1323 п »
Пп-950-25-545КТ Пк-39-2 » Экиба- стузский 331 130 265 91,8 » 42 12 47,5 4680 1930 1660/105 931 т »
Еп-670-13,8-545КТ ТПЕ-209 ТКЗ Камен- ный 367 150 244 91,2 » 36 40 60,5 3763 1758 840/23 459,7 п Рецир- куляция
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЛОВ
Окончание табл. 1.2
Типоразмер котла по ГОСТ 3619-89 Завод- ская марки- ровка Завод- изгото- витель Топливо Температура, °C кпд (брут- то), % Тип воз- духо- подо- грева- *1 теля Габаритные размеры в осях *2 колонн,м Высо- *3 та, м Масса металла котла, т 4 Ком- понов- *6 ка котла Регули- рова- ние темпе- ратуры проме- жуточ- ного пере- грева
подо- грева возду- ха уходя- щих газов пита- тель- ной воды шири- на глуби- на общая по- верх- ностей под давле- нием легиро- ванной *5 стали карка- са
Еп-670-13,8-545КТ ТПЕ-214 ТКЗ Камен- ный 342 133 244 91,5 РВП 36 45 67 — — — — П Рецир- куля- ция, впрыск
Еп-670-13,8-545КТ ТПЕ-215 » То же 389 145 240 91,5 ТВП 23 32,8 54,1 Т Регули- рующая сту- пень, впрыск
Пп-660-13,8-550КТ П-55-1 ЗиО » 315 151 240 90,3 » 35,2 20,5 44,3 3805 1080 765/1,3 1756 П ППТО
Е-500-13,8-560КТ ТПЕ-430 ТКЗ Кузнец- кий 396 121 230 91,0 РВП и ТВП 24,0 24 38,5 2750 1040 1027/13 710 П —
Е-420-13,8-560КТ БКЗ- 420-140 БКЗ Экиба- стузский 418 129 230 91,0 ТВП Н,1 25,4 38,9 2130 810 120/23,5 332 Т —
Е-210-9,8-540КТ ОР- 210М ЗиО Польский 240 126 230 92,0 » 9,37 17,7 36,3 1503 — — — П —
1 ТВП, РВП — соответственно трубчатый и регенеративный воздухоподогреватель.
*2
Для двухкорпусных котлов габаритные размеры даны по осям колонн одного корпуса.
*3
Для котлов Пп высота в основном дана по отметке паро-парового теплообменника (ППТО) или верхней балки; для котлов Е, Еп — по оси барабана.
4 Для двухкорпусных котлов дана масса металла на один корпус.
*5
' В числителе приведен общий расход легированной стали, в знаменателе — аустенитной.
*6
Т, П — соответственно Т-образная и П-образная компоновка котла.
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ [Разд.
«.low
Таблица 1.3. Технические характеристики газомазутных котлов [10, 12]
Типоразмер котла по ГОСТ 3619-89 Заводская маркировка Завод- изгото- витель Топли- во (ос- новное) Температура, °C кпд (брут- то), % Тип воз- духо- подо- грсва- теля Габарит- ные разме- ры в осях колонн, м*1 Вы- сота, *2 м , . *3 Масса металла котла, т Регулиро- вание тем- пературы промежу- точного перегрева
подо- грева воздуха уходя- щих газов пита- тельной воды ши- рина глу- бина общая поверхно- стей под давлением легиро- ванной *4 стали карка- са
Пп-3950-25-545ГМН ТГМП-1202 ТКЗ Газ 338 142 270 93,45 РВП 72 47,55 67,2 12 700 5969 4679/558 2648 Рецирку- ляция
Пп-2650-25-545ГМН ТГМП-204 » Мазут 361 134 273 93,0 » 48 45 67,3 9700 4320 2764/336 2293 То же
Пп-1800-13,8-515МН ТМП-501 » » 307 160 243 92,93 » 18,0 25,7 62,57 5322 2307 1854 929 »
Пп-1000-25-545ГМН ТГМП-344СО » » 286 148 275 92,0 » 20,5 25,3 49,5 5191 1877 1479/165 1943 »
Пп-1000-25-545ГМ ТГМП-314 » Газ 330 120 265 93,71 » 18,6 23,6 42 3836 1695 1025/907 1269 »
Пп-950-25-545ГМ Пк-41-1 ЗиО Мазут 326 144 260 92,2 » 36 18 36 3603 1400 1175/93 486 ППТО
Пп-950-25-545ГМ ТГМП-324 ТКЗ Газ 317 122 269 94,7 » 18,6 24,5 48,1 5400 2898 — — Рецирку- ляция
Пп-670-13,8-540ГМ П-56-1 ЗиО Мазут 250 141 240 93,3 » 25 19,3 38,2 2975 1165 730 834 ППТО
Еп-670-13,8-545ГМН ТГМЕ-206 ТКЗ » 253 124 230 93,0 » 28,1 24,9 34,5 3450 1250 667/62 1100 Рецирку- ляция
Е-500-13,8-560ГМН ТГМЕ-464 » » 260 138 230 92,8 » 17,4 17,8 34,5 2523 1007 650,2 668 —
Е-500-13,8-560ГМВН ТГМЕ-428 » » 367 137 230 93,5 » 17,5 20 23 — — — — —
Е-420-13,8-560ГМН БКЗ-420-140- ГМН4 БКЗ Газ 235 109 230 94,0 » 18,4 14,5 30,3 1454 826 154/29,7 266 —
Е-160-4-440Г П-95*5 ЗиО » 125 120 104 94,3 ВВТО 10,2 9,8 13,1 — — — — —
* 1
Для двухкорпусных котлов габаритные размеры даны по осям колонн одного корпуса.
*2
— Для котлов Пп высота в основном дана по отметке ППТО или верхней балки; для котлов Е, Еп — по оси барабана.
*3
Для двухкорпусных котлов дана масса металла на один корпус.
*4
В числителе приведен общий расход легированной стали, в знаменателе — аустенитной.
'в #5
I В котле П-95 воздух подогревается в водовоздушном теплообменнике (ВВТО), который установлен после экономайзера перед барабаном; компоновка котла —
П-образная, горизонтальная; во всех других котлах — П-образная.
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЛОВ
18
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
с высокоабразивной золой Т-образную компонов-
ку используют для котлов, начиная с паропроизво-
дительности D = 138,89 кг/с (500 т/ч).
Для мощных котлов при сжигании газа и мазута
или твердого топлива (в том числе бурых углей с
большим содержанием высокоабразивной золы)
может быть использована башенная компоновка
(см. рис. 1.1, д) в сочетании с открытой и полуот-
крытой компоновками котельной установки. В Рос-
сии по климатическим условиям последние не при-
меняются.
Многоходовые компоновки котла (см. рис. 1.1, ж)
используют при сжигании топлив с высоким содер-
жанием в золе оксидов кальция и щелочных метал-
лов. Котел выполняется трех- или четырехходо-
вым, с подъемной или инвертной топкой и ширма-
ми в промежуточных газоходах.
Технические характеристики современных
мощных пылеугольных и газомазутных энергети-
ческих паровых котлов, выпускаемых производст-
венными объединениями «Красный котельщик»
(ТКЗ), «Сибэнергомаш» (БКЗ) и ОАО «Машино-
строительный завод ЗиО-Подольск» (ЗиО), приве-
дены в табл. 1.2 и 1.3, а парис. 1.2 показан попереч-
ный разрез нылеугольного прямоточного котла
Пп-2650-25-545БТ (П-67) энергоблока 800 МВ г,
спроектированного для сжигания сильношлакую-
щего березовского угля. Котел однокорпусной,
Т-образной компоновки, с подвеской всех элемен-
тов (кроме воздухоподогревателя) к каркасу, кото-
рый совмещен с каркасом здания. Топочная камера
квадратного сечения. Прямоточные горелки ском-
понованы тангенциально и размещены по высоте
топки в четыре яруса В верхней части топки и че-
рез горелочные устройства предусмотрен ввод ре-
циркуляции продуктов сгорания, отбираемых пе-
ред воздухоподогревателем.
Пароводяной тракт котла П-67 имеет два несме-
шивающихся и самостоятельно регулируемых пото-
ка рабочей среды, которые располагаются слева и
справа относительно плоскости симметрии котла
Температуру промежуточного перегрева регулиру-
ют с помощью паро-паровых теплообменников
(ППТО), а температуру пара высокого давления —
впрыскивающими пароохладителями [11, 22].
1.2. ТЕПЛООБМЕННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ
НАГРЕВА
1.2.1. РАДИАЦИОННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА
К радиационным поверхностям нагрева, вос-
принимающим теплоту от газов в основном за счет
излучения, относят экраны, настенные и потолоч-
ные пароперегреватели, ширмы, располагаемые в
топочной камере.
Конструкция топочных экранов должна обес-
печивать надежное охлаждение металла стенки
труб, возможно меньшее гидравлическое сопротив-
ление, иметь малую чувствительность к неравно-
мерности распределения тепловосприятия по ши-
рине и высоте экрана, обеспечивать компенсацию
температурных расширений труб. Экраны должны
быть технологичными, транспортабельными, до-
пускать блочное изготовление, иметь возможно
меньшую металлоемкость, быть дренируемыми.
Топочные экраны (рис. 1.3) изготавливают из
стальных бесшовных цельнотянутых труб. Для кот-
лов производительностью D > 88,89 кг/с (320 т/ч)
применяют мембранные экраны с проставкой и глад-
в)
Рис. 1.3. Типы экранов:
а — гладкотрубные; б — с проставкой; в — плавниковые; г — гладкотрубные ошипованные; д — соединение
панелей из плавниковых труб; 1 — обшивка; 2 — теплоизоляция; 3 — труба; 4 — шипы; 5 — огнеупорная
обмазка
§ 1 2]
ТЕПЛООБМЕННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА
19
Рис. 1.4. Экраны котла с естественной циркуляци-
ей (жидкое шлакоудалеиие):
1 — барабан; 2, 4 — верхний и нижний сборный кол-
лектор; 3 — панель экрана; 5 — опускная труба; 6 —
пароотводящая труба
котрубные. Ошипованные экраны (см. рис. 1.3, г)
применяют в топках с жидким шлакоудалением в зо-
не активного горения (см. п. 1.4.2), они могут быть и
мембранными.
В котлах с естественной циркуляцией, где дви-
жущий напор невелик, экраны выполняют из труб
диаметрами 50 и 60 мм с толщиной стенки 4—6 мм.
Для гладкотрубных экранов S/d - 1,06, для мем-
бранных S/d- 1 + Ь/d, где размер проставки 5 равен
14, 16, 20 мм, для плавниковых экранов S/d = 1,4.
По периметру топки экраны разбивают на панели,
которые поставляются заводом-изготовителем в
виде блоков. Каждая панель представляет собой
циркуляционный контур, имеющий опускные (не-
обогреваемые) и подъемные (обогреваемые) трубы,
верхний и нижний соединительные коллекторы
(рис. 1.4). Трубы, коллекторы, проставки изготав-
ливают из стали 20, а для теплонапряженных участ-
ков — из стали 15ХМФ
Задний экран выполняют с разводкой труб (фес-
тоном) для обеспечения выхода газов (рис. 1 5).
Экраны на тягах подвешивают к каркасу котла
или здания. Тепловое расширение о г места подвес-
ки происходит свободно вниз.
В прямоточных котлах в настоящее время при-
меняют два типа экранов: спирально-ленточную
навивку с подъемом труб по двум или четырем сте-
нам в один или несколько заходов на угол 11—20°
(рис. 1.6, а) или вертикальные подъемные панели
(рис. 1.6, г) с обогревом среды на подъемном участ-
ке движения. Экраны первого типа используют
преимущественно в котлах при рпе < и реже при
Рпе > Ркр> второго — в основном в котлах СКД. Кон-
струкции, представленные на рис. 1.6, б, в, встреча-
ются на ранее выпускавшихся котлах.
По высоте топки экраны делятся на нижнюю
(НРЧ), верхнюю (ВРЧ), а иногда и среднюю (СРЧ)
радиационные части с организацией между ними
Рис. 1 5. Схема разводки труб заднего экрана:
а — фестон многорядный; б — однорядный с проме-
жуточным коллектором; в — трехрядный с двумя со-
бирающими и одним промежуточным коллекторами
полного или частичного перемешивания среды для
уменьшения температурных разверок
В современных котлах при выполнении НРЧ в
виде спирально-ленточной навивки ВРЧ чаще всего
представлена вертикальными панелями. Число хо-
дов среды в вертикальных панелях зависит от пери-
метра топки и уровня массовой скорости в трубах.
Движение в экранах может быть организовано с бай-
пасированием части среды, чем достигается умень-
шение различий температур металла труб стыкуе-
мых между собой газоплотных панелей, принадле-
жащих к различным ходам.
В последнее время в некоторых зарубежных
конструкциях котлов [16] используют одноходо-
вую конструкцию экранов с подъемным движени-
ем среды по всему периметру топки в трубах с
внутренним оребрением.
Элементы конструкции экранов показаны на
рис. 1.7. Материал труб экранов и коллекторов —
сталь 12X1 МФ, для котлов СКД применяют трубы
диаметром 32x6, 42x6, 42x7 мм.
20
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Рис. 1.6. Конструктивные схемы экранов прямо-
точных котлов:
а — ленточная навивка ЛК. Рамзина: 1 и 2 — ленты
при двухзаходной навивке; б — подъемно-горизон-
тальные панели; в — многоходовые подъемно-опуск-
ные панели; г — многоходовые подъемные панели
Рис. 1.7. Конструкции крепления (а, б), подвески
(в) н узла сопряжения (г) вертикальных панелей:
J — экранная труба; 2 — швеллер, соединяющий па-
нель с опорной конструкцией (па схеме «б» часть
швеллера условно не показана); 3 — скоба; 4 — крюк;
5 — «теплый» ящик (стрелками указано направление
тепловых расширений экрана); 6 — крепежное уст-
ройство панелей
Схема теплового расширения экранов пред-
ставлена на рис. 1.7. Экраны всех котлов с наруж-
ной стороны имеют пояса жесткости, устанавли-
ваемые равномерно по высоте топки (рис. 1.8).
В современных котлах применяют двусветные
экраны и ширмовые поверхности нагрева. Первые
используют как испарительные или перегреватель-
ные поверхности, вторые — как перегревательные.
Двусветные экраны (рис. 1.9), разделяющие
гопку на секции, способствуют выравниванию по-
Рис. 1.8. Узел крепления экранов с поясом жест-
кости (а) и поясов жесткости между собой (б)
Рис. 1.9. Топка с двусветным экраном (а) и соеди-
нение труб двусветного гладкогрубпого экрана (б)
лей температур топочных газов. Их выполняют в
виде подвешенных сверху вертикальных панелей
из одного ряда труб. В панелях двусветных экранов
предусматриваются «окна» для выравнивания дав-
ления в смежных секциях топки. В топочной каме-
ре может быть несколько двусветных экранов.
Ширмовые поверхности нагрева (рис. 1.10)
располагают в верхней части топки и соедини-
тельном газоходе. В зависимости от поперечного
шага .S) различают топочные (радиационные) шир-
мы (5] > 700 мм) и полу радиационные ширмы
(400 < S] < 700 мм).
§ 1.2]
ТЕПЛООБМЕННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА
21
Рис. 1.10. Ширмовый пароперегреватель:
/ и 2 — раздающий и сборный коллекторы; 3 — тру-
бы, образующие ленту; 4 — трубы обвязки
Считается, что топочные ширмы воспринимают
теплоту только в результате теплового излучения, и
при расчетах их включают в объем топки. Полура-
диационные ширмы воспринимают теплоту как
конвекцией, так и прямым излучением из топки.
Конструктивно ширмы представляют собой
вертикальные U-образные (гораздо реже горизон-
тальные и L- или W-образные) гладкотрубные или
цельносварные ленты с входным и выходным кол-
лекторами, выполненные из труб диаметром 32x5,
32x6, 42x6 мм из стали 12X1 МФ или 12Х18Н12Т.
Поперечный шаг S'] кратен шагу труб потолка,
продольный шаг S2 = d+ 8 (8 равно 4 или 6 мм) для
гладкотрубных и S2 = d + I (I равно 14 или 16 мм)
для цельносварных ширм. Диаметр коллекторов
133—168 мм.
Ширмы поставляют на монтажную площадку в
виде готовых заводских блоков. Вертикальные
ширмы крепят на неохлаждаемых тягах к каркасу
котла (здания), горизонтальные подвешивают на
охлаждаемых подвесных трубах.
Расчетная площадь поверхности нагрева для
ширм, м ,
= 2дш[(нтр ш - 1) S2 + <7][2(/ + О,5бГ)дпет +
+ (е-б0(2гпет-1)]х, (1.1)
где дш — число ширм (кратно 2 или 4); п^ ш — чис-
ло труб в ленте ширмы; I — высота обогреваемой
части ширмы до оси нижней трубы, м; лпет— число
петель в ширме; е — зазор между лентами ширмы
(е = 4с/—0,5 м); х — угловой коэффициент.
1.2.2. КОНВЕКТИВНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА
Конвективные пароперегреватели, переходные
(выносные) зоны и экономайзеры выполняют в виде
трубных многопетлевых змеевиковых поверхно-
стей нагрева. В соединительном газоходе располо-
жение змеевиков вертикальное, компоновка пучков
коридорная, в опускном газоходе — как шахматная,
так и коридорная. Для снижения золового износа при
сжигании твердых топлив с зольностью Аг > 10 %
в опускном газоходе трубы располагают параллель
но фронту котла. Пароперегреватели выполняют из
гладких труб, а экономайзеры — из гладких или
оребренных (мембранное или поперечное оребре-
ние). Диаметр и толщина стенки труб определяются
давлением среды и температурой стенки. Движение
среды организуется в несколько автономных пото-
ков. Для снижения влияния неравномерности теп-
ловосприятия поверхности делятся на части — сту-
пени (часть поверхности нагрева, ограниченная
коллекторами) с организацией между ними переме-
шивания среды и переброса ее по ширине газохода.
Ступень состоит из пакетов, представляющих собой
заводские блоки. В ступенях движение среды может
быть организовано по прямоточной, противоточной
(при температуре Д < 800 °C) или смешанной схеме.
Выходные ступени пароперегревателей по услови-
ям обеспечения надежной работы металла труб вы-
полняют по прямоточной схеме. В экономайзерах
движение среды организуется по противоточной
схеме.
В соединительном газоходе поверхности кре-
пятся на тягах к каркасу котла или каркасу здания
(при подвесной конструкции). В опускном газохо-
де поверхности опираются на охлаждаемые балки
или крепятся на подвесных трубах, включенных
в пароводяной тракт котла (в газоплотных котлах).
В газоплотном исполнении соединительный и опу-
скной газоходы экранируются мембранными пане-
лями, в которых организуется (на обогреваемой
части) подъемное движение среды. Возможно рас-
положение входных и выходных коллекторов внут-
ри газохода, если температура омывающих их га-
зов -0 < 760 °C.
Число параллельно включенных труб по обог-
реваемой среде
где D — расход среды, кг/с; [pw] — рекомендуемая
7
массовая скорость среды, кг/(м • с); JB1I — внутрен-
ний диаметр трубы, м.
Число труб в змеевике (заходность)
Z=n/Z3M, (1.3)
где Z3M — число параллельно включенных змее-
виков.
22
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
На рис. 1.11 и 1.12 представлены конструкции
пароперегревателя и экономайзера.
а)
По условиям ремонта и обслуживания расстоя-
ние между пакетами но ходу газов должно быть не
менее 0,7 м, а высота пакетов (глубина) — не более
1,2 м. Компактность поверхностей нагрева может
быть достигнута переходом на дополнительный
подгиб труб (рис. 1.13) при минимально допусти-
мом радиусе гиба гг = 1,9с/ или применением ореб-
рения. Для снижения расхода металла, работающе-
го под давлением, высоты пакета и уменьшения за-
грязнения экономайзер в некоторых случаях выггол-
Рис. 1.11. Пароперегревательные змеевиковые по-
верхности:
а — двухпетлевой пароперегреватель высокого давле-
ния; б — промежуточный пароперегреватель блока
800 МВт; / — трубы; 2 — трубы потолочного пере-
гревателя; 3 — теплый ящик; 4 — засыпка ящика;
5 — подвеска; 6 — тяги подвески; 7 — входные кол-
лекторы; 8 — выходные коллекторы; 9 — трубы экра-
нирования нижней части соединительного газохода;
10— сборный коллектор подвесных труб; II — под-
весные трубы; 12 — промежуточный коллектор;
13 — дистанционирующее устройство; 14 — входной
коллектор
Рис. 1.12. Эконо-
майзер:
а — гладкотрубный;
б — с продольным
оребрением (оба бло-
ка 500 МВт); в —
гладкотрубный кот-
ла паропроизводи-
тельностью
210—420 т/ч
§ 1.2]
ТЕПЛООБМЕННЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА
23
няют оребренным (см. рис. 1.12, б). При этом змее-
вики получаются жесткими и специального крепле-
ния труб не требуется. Высота такого пакета не бо-
лее 1 м при S~,!d < 1,5, а при S-]Jd> 1,5 она может
быть увеличена до 1,5 м.
Воздухоподогреватели (рис. 1.14—1.16) выпол-
няются рекуперативными {трубчатыми — ТВП) и
регенеративными вращающимися (РВП). РВП ис-
пользуют в газомазутных котлах и при сжигании
твердых малозольных топлив (Аг < 20 % с содержа-
нием в золе СаО менее 13 %) с остагком при размо-
ле топлива на сите /?90 < 20 %. Уровень подогрева
воздуха в РВП до /гв ~ 350—360 °C.
Рис. 1.13. Приемы создания про-
дольных шагов труб:
а — холодная прямая гибкая труба с
радиусом гиба rr >2d\ б — лирообраз-
ные гибы труб; в — многониточные
змеевики с прямыми и лирообразными
гибами труб
Рис. 1.14. Первая ступень двухпоточного воздухоподогревателя
котла ПК-19
24
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Трубчатые воздухоподогреватели нс имеют ог-
раничений по топливу. Уровень /гв < 470 °C. Они
выполняются в одну (/гв < 320 °C) и две ступени
2500x5500
Рис. 1.15. Регенеративный воздухоподогреватель:
1 — вал ротора; 2 — верхний подшипник; 3 — элек-
тродвигатель; 4 — набивка; 5 — наружный кожух;
6— радиальное уплотнение ротора; 7 — наружное
уплотнение ротора; 8 — нижний подшипник
б)
Рис. 1.16. Схемы набивок регенеративных подо-
гревателей:
а —- гладкие листы; б — волнистые и гладкие дистан-
ционирующие листы; в — волнистые дистанциони-
рующие листы; г — фарфоровая трубка; д —
перфорированная набивка
г)
(7ГВ > 320 °C). Первая ступень многоходовая ("ход =
- 2—6), вторая имеет один, реже два хода.
Трубчатые воздухоподогреватели выполняются
из отдельных кубов (секций). Куб состоит из верти-
кальных стальных тонкостенных труб (8 = 1,5 мм),
закрепленных в трубных досках толщиной 15—
20 мм. Газы движутся в трубах обычно сверху вниз,
воздух — в межтрубном пространстве. Схема дви-
к)
Рис. 1.17. Схемы возможной организации пере-
крестного тока в ТВП:
а — однократный перекрест; б — двукратный, схема
С, противоток; в — трехкратный, схема С, противоток;
г — четырехкратный, схема С, противоток; д — трех-
кратный, схема ZC, противоток; е — трехкратный, схе-
ма ZC, противоток; ж — двукратный, схема Z с
разделением перепускного короба перегородкой попо-
лам, противоток; з — двукратный, схема Z с разделе-
нием перепускного короба на три канала, противоток;
и — трехкратный, схема Z с полным перемешиванием
воздуха между ходами, противоток; к — трехкратный,
схема Z без перемешивания воздуха между ходами,
противоток
§ 13]
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ
25
Таблица 1.4. Геометрические и массовые характеристики РВП
Заводская марки- ровка Наруж- ный диа- метр рото- ра, мм Диа- метр ступи- цы, мм Высота набивки, мм 1Епощадь поверх- ности набивки, м2 Мас- са на- бив- ки, т Число секторов Расчетная площадь 2 проходного сечения, м
хо- лод- ной части горя- чей части хо- лод- ной час ги горя- чей части все- го по воз- духу по га- зам Холодная часть Горячая часть
по воз- духу по газам по воз- духу по газам
РВП-36ОО 3600 422 680 1080 1700 3900 30,2 18 8 8 2,51 3,76 2,69 4,03
PBB-4I 4100 800 710 1310 2152 5069 25,5 24 9 13 3,4 5,0 3,8 5,56
РВП-5100 5100 650 680 1080 2975 7970 25 18 7 9 5,29 7,93 5,67 8,5
ВПР-1 5270 934 600 1420 3500 И 100 48,7 18 7 9 — — — —
ВПР-2 5280 934 1000 — 6150 — — 18 7 9 — — — —
РВВ-54 5400 800 710 1310 3867 8949 44 24 9 13 6,1 8,86 6,7 9,7
РВВ-68 6800 800 710 1310 9600 22 150 97,5 24 9 13 10,11 14,69 11,18 16,15
ВПР-3 7126 950 — 2020 — 24 200 — 18 6 10 — — — —
ВПР-4 7126 950 — 1200 — 14 900 — 18 6 10 — — — —
ВПР-5 7126 950 600 1800 7500 21 000 96,8 18 6 10 — — — —
ВПР-6 7126 950 710 710 7500 9000 63,2 18 6 10 — — — —
ВПР-7 7126 950 600 1200 6370 14 900 75,7 18 6 10 — — — —
ВПР-8 7450 1200 600 1200 6150 13 350 69,7 18 6 9 — — — —
ВПР-9 7450 1200 600 2000 7800 23 400 100 18 7 9 — — — —
РВП-98 9800 — 600 2400 13 250 59 900 — — — — 26,8 26,8 29,5 29,5
РВП-128 12 800 — — — — — — 18 7 9 — — — —
жения потоков теплоносителей — перекрестный
ток но С- или Z-образной схемам (рис 1.17). Компо-
новка груб шахматная (S]/d= 1,2—1,5; S-y/d= 1,05—
1,1), наружный диаметр 40 или 51 мм (большие зна-
чения — для абразивных топлив). Высота хода при-
меняется в пределах от 2,2 до 6,6 м в зависимости от
паропроизводительносги котла, числа параллель-
ных потоков воздуха и его скорости. Рекомендуе-
мые значения скорости газов РКГ и воздуха при-
ведены в § 1.6.
Ступень ТВП опирается на балки, соединенные
с каркасом котла. Температурные расширения вос-
принимаются компенсаторами линзового или пе-
сочного типа Перепуск воздуха осуществляется по
коробам.
Материал труб и трубных досок — сталь 20.
Теплообменная поверхность РВП состоит из
гофрированных волнистых стальных листов (см.
рис. 1.16), заполняющих секторы ротора. По высоте
РВП делится на горячую и холодную части. Холод-
ная часть, подверженная низкотемпературной кор-
розии, выполняется из листов толщиной 6Л = 1,2 мм
при эквивалентном диаметре набивки т/экв = 9,8 мм.
В горячей части 5Л = 0,63 мм, а <7ЭКВ равен 7,8 или
9,6 мм. Частота вращения ротора более 1,5 об/мин.
Обтекание листов газами и воздухом — продоль-
ное. Рекомендуемые значение скорости газов и воз-
духа даны в § 1.6. Расположение оси ротора чаще
всего вертикальное. РВП может использоваться в
качестве первой ступени при двухступенчатой схе-
ме подогрева воздуха. Типоразмеры и характери-
стики выпускаемых РВП приведены в табл. 1.4.
Для снижения низкотемпературной коррозии
холодной части возможно применение эмалирован-
ных покрытий, неметаллических материалов (см.
рис. 1.16, г), подогрева воздуха па входе в воздухо-
подогреватель.
1.3. ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ
1.3.1. СИСТЕМЫ ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЯ
Среди этапов подготовки твердого топлива к
сжиганию ведущая роль отводится организации
сушки и размола до пылевидного состояния, кото-
рые осуществляют в системах пылеприготовле-
ния (СП).
Эти системы делятся на центральные и индиви-
дуальные. Центральные (рис. 1.18) не имеют связи
26
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
с котлом по сушильному агенту. Готовая пыль из
них может подаваться в несколько котлов. В неко-
торых случаях может быть централизована только
сушка топлива (см. рис. 1.18,6).
Индивидуальные пылесистемы связаны непо-
средственно с котлом по сушильному агенту и го-
товой пыли. Они делятся па схемы с прямым вдува-
нием (пыль из мельниц направляется непосредст-
венно в топку) и с промежуточным бункером
(большая часть пыли (85—90 %) собирается в про-
межуточной емкости — бункере пыли).
Индивидуальные пылесистемы бывают замкну-
тыми (рис. 1.19, 1.20, а), когда отработанный су-
шильный агент подается вместе с пылью в топку;
полуразомкнутыми (рис. 1.20, б, в), в которых пыль
из бункера и пыль в отработанном сушильном аген-
те поступают соответственно в основные и сброс-
ные горелки, и разомкнутыми (рис. 1.21), когда от-
работанный сушильный агент после отделения от
него пыли сбрасывается в атмосферу или газоход за
котлом. Размыкание системы может выполняться
как после размола топлива, так и после сушки.
По виду сушильного агента различают воздуш-
ную (см. рис. 1.19, а, г; 1.20, а, б), газовоздушную
(см. рис. 1.19, в, 1.20, в) и газовую сушку топлива
(см. рис. 1.19, б). Газовую и газовоздушную сушку
осуществляют отбором газов из газоходов котла
или топки. При чисто газовой сушке часто исполь-
зуют смесь газов, состоящую из высокотемпера-
турных продуктов сгорания и холодных газов, от-
бираемых за котлом.
В пылесистемах с промежуточным бункером
пыль подается в котел не только отработанным
сушильным агентом, но и горячим воздухом (см.
рис. 1.20, б, в) по пылепроводам, в том числе и с по-
вышенной концентрацией пыли (ПВК). Последние
могут находиться под давлением (ПВКД) или раз-
режением (ПВКР) (рис. 1.22). Разрежение создает-
ся паровым эжектором, давление — компрессором.
Выбор системы пылеприготовления зависит от
влажности топлива Wr и степени его подсушки, оп-
ределяемой влагосъемом, кг/кг,
100- 1ГПЛ
(где И/ПЛ — влажность пыли), способа шлакоудале-
ния, шлакующих свойств топлива, степени взрыво-
опасности.
Рекомендации по выбору системы пылеприго-
товления приведены в табл. 1.6.
1.3.2. УГЛЕРАЗМОЛЬНЫЕ МЕЛЬНИЦЫ
Углеразмольные мельницы классифицируют-
ся по конструктивным признакам и частоте враще-
ния рабочей части. Различают тихоходные (16—
24 об/мин) шаровые барабанные мельницы
(ШБМ), среднеходные (50—300 об/мин) мельницы
(СМ), быстроходные (600—1500 об/мин) молот-
ковые мельницы с тангенциальным подводом топ-
лива и сушильного агента (ММТ) и мельницы-вен-
тиляторы (МВ).
Процессы размола и подсушки топлива npoie-
кают в мельницах одновременно. Размол топлива
осуществляется в ШБМ вследствие удара падаю-
щих шаров и истирания топлива между шарами и
броней барабана, в ММТ и МВ — в результате уда-
ра бильной части, в СМ — вследствие раздавли-
вания и истирания. Пыль из мельницы вносится
Рис. 1.18. Схема центральной системы пылеприготовления:
а — с центральным пылезаводом; б — с сушильным заводом; 1 — мельница; 2 — труба сушилки;
3 — клапан-мигалка; 4 — питатель сырого топлива; 5 — отсекающий шибер; 6 — бункер сырого топлива;
7 — циклон; 8— вентилятор (дымосос); 9 — скруббер; 10 — пылеуловитель; 11 — реверсивный шнек;
12 — шлюзовые затворы; 13 — пылевой бункер (бункер готовой пыли)
§ 1.3]
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ
27
Рис. 1.19. Индивидуальная система пылеприготовления прямого вдувания:
а — молотковыми мельницами и воздушной сушкой; б — с мельницами-вентиляторами и газовой сушкой;
в — с шаробарабанными мельницами и газовоздушной сушкой; г — со среднеходными мельницами и
воздушной сушкой; 1 — короб горячего воздуха; 2 — мельница (с сепаратором); 3, 12, 13 — присадка холод-
ного (3, 12) и слабоперегрегого (13) воздуха; 4 — питатель сырого топлива; 5 — бункер сырого топлива; 6 —
шиберы; 7 — клапан-ми галка; 8 — горелка; 9 — котел; 10 — дугьевой вентилятор; 11 — воздухоподогреватель;
14 — короб вторичного воздуха; 15 — взрывной клапан; 16 — газоход; 17 — смеситель; 18 — устройство
нисходящей сушки; 20 — газозаборное окно; 21 — точка возврата топлива; 22 — мельничный вентилятор;
23 — сепаратор; 24 — коллектор сушильного агента (первичного воздуха)
сушильным агентом, слишком крупные частицы
возвращаются в мельницу для доразмола установ-
ленным за ней сепаратором.
Мельницы выбирают по рекомендациям [17],
учитывающим вероятность износа мелющих орга-
нов и необходимую для экономичного сжигания
топлива тонкость помола. Требуемая тонкость по-
мола зависит от выхода летучих Vda^, а интенсив-
ность износа — от абразивных свойств топлива (со-
держания золы, колчеданной серы) и коэффициен-
та размолоспособности
6г = Ээт/Э, (1.5)
который характеризует сопротивляемость топлива
размолу и определяется отношением расхода элек-
троэнергии Ээт, кВт • ч/т, на помол эталонного топ-
лива к расходу электроэнергии Э, кВт • ч/т, на по-
мол рассматриваемого топлива при воздушно-су-
28
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
хом состоянии и одинаковом начальном грануло-
метрическом составе.
Значения Gr и рекомендуемая тонкость пыли
Я90 для основных энергетических топлив приведе-
ны в табл. 1.5, а рекомендации по выбору типа
мельниц — в табл. 1.7.
В энергетике России ШБМ применяют в пылеси-
стемах с промежуточным бункером для сжигания
низкореакционных топлив с Vda^< 15 %, а также ка-
менных многозольных углей и углей с высоким со-
держанием колчеданной серы (типа подмосковного).
а)
б)
Рис. 1.20
§ 1.3]
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ
29
в)
Рис. 1.20. Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточными бункерами (замкнутая):
а — с транспортом пыли сушильным агентом и с сушкой горячим воздухом; б — с подачей сушильного агента
в сбросные сопла и с воздушной сушкой топлива; в — с подачей сушильного агента в сбросные сопла, с газовой
сушкой топлива; обозначения 1—12, 14—18, 21—24 — те же, что и на рис. 1.19; 13 — трубопровод рециркуля-
ции; 19 — вентилятор горячего воздуха; 20 — сбросное сопло; 25 — питатель пыли; 26 — смеситель; 27 — тру-
бопровод влагоотсоса; 28 — циклон; 29 — перекидной шибер; 30 — реверсивный шнек; 31 — пылевой бункер
Рис. 1.21. Индивидуальная система пылеприготовления с газовой сушкой (разомкнутая,
после размола):
обозначения 1—12, 14—17, 23, 24 — те же, что и на рис. 1.19; 13 — мельничный вентилятор; 18 — золоулови-
тель; 19 — смеситель; 20 — питатель пыли; 21 — пылевой бункер; 22 — реверсивный шнек; 25 — перекидной
шибер; 26 -— циклон; 27 — влагоотсос
30
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Рис. 1.22. Фрагменты индивидуальной системы пыленриготовления с промежуточным бункером и ПВК:
о — ПОД давлением; б — под разрежением; 19 — турбовоздуходувка; 32 — паровой эжектор; остальные обозна-
чения те же, что на рис. 1.19—1.20
Таблица 1.5. Характеристика пыли основных энергетических топлив |17|
Бассейн, месторождение Марка Влажность пыли РКПЛ, % Тонкость пыли /?90, % Плотность топлива, т/м'’ Коэффи- циент размоло- способ- ности Сг
ДЛЯ ШБМ ДЛЯ ММТи МБ для СМ кажущаяся каж Рт насыпная нас Рт
Донецкий ГСШ 1,5—3,0 25 33 28 1,44 0,91 1,35
т 0,5—1,0 10 — 13 1.48 0,93 1,8
ПА 0.5—1,0 8 — 11 1,51 0,95 1,3
АШ 0,5—1,0 7 — — 1,63 1,03 0,95
Ж—ППМ 1,0—1,5 20 22 — 1,58 0,99 1,2
Кузнецкий Г 1,5—3,0 25 33 28 1,35 0,85 1,3
т 0,5—1,0 11 — 14 1,46 0,92 1,6
сс 1,0—2,5 17 — 20 1,42 0,89 1,5
Карагандинский к 0,8—2,0 18 20 21 1,48 0,93 1,4
Экибастузское сс 1,3—3,0 15—25* 15—29* — 1,60 1,00 1,35
Ленгеровское Б 10—15 35 53 45 1,30 0,82 1,8
Подмосковный (в целом) Б 11—16 40 55 — 1,31 0,82 1,7
Трест «Черепеть- уголь» Печорский: Б 11—16 40 60 — 1,34 0,84 1,75
Воркутинское Ж 0,9—2,0 21 26 24 1,41 0,89 1,5
Интинское Днепровский. д 3,5—5,0 25 33 28 1,50 0,95 1,15
Семеновско-Алек- сандрийское Б 14—24 40 60 55 1,06 0,67 1,25
Коростышевское Львовско-Волынский: Б 14—24 40 60 55 1,06 0,66 1,25
Нововолынское Г 2,0—3,5 24 32 27 1,42 0,89 1,2
Бабаевское Б 14—24 40 60 55 1,01 0,64 1,7
Кизеловский Г 0,8—1,5 26 — — 1,52 0,96 1,0
§ 1.3]
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ
31
Окончание табл. 1.5
Бассейн, месторождение Марка Влажность пыли W™, % Тонкость пыли /?90, % Плотность топлива, т/м3 Коэффи- циент размоло- способ- ности Gr
ДЛЯ ШБМ ДЛЯ ММТи МБ ДЛЯ СМ кажущаяся к аж Рт насыпная нас Рт
Челябинский: Б 4,5—11,0 39 57 — 1,48 0,93 1,32
Егоршинское ПА 0,5—1,0 9 — 11 1,57 0,99 1,5
Богословское Б 9,5—14 40 60 52 1,44 0,91 1,2
Ткварчельское Ж 0,8—2,5 25 35 — 1,52 0,96 1,4
Ткибульское Г 1,5—5,0 27 40 — 1,46 0,92 1,1
Ангренекое Б 11—17 30 48 41 1,28 0,80 2,1
Кок-Янгак Д 3,0—0,4 23 30 26 1,44 0,91 1,1
Сулюкта Б 5,0—12,0 30 48 41 1,38 0,87 1,3
Кызыл-Кия Б 10,0—15,0 32 50 42 1,31 0,82 2,0
Шураб Канско-Ачинский: Б 6,5—15,0 30 47 40 1,31 0,83 2,5
Ирша-Бородин- ское Б 12,0—16,0 40 60 52 1,22 0,77 1.2
Назарове кое Б 13—19 40 60 52 1,22 0,75 1,1
Бсрезовское Б 12—16 40 60 52 1,22 0,77 1,3
Боготольское Б 14—21 40 60 52 1,15 0,72 1,4
Абанское Б 12—16 40 60 52 1,24 0,78 1,2
Черемховское Д 2,3—4,5 28 40 32 1,44 0,91 1,3
Азейское Б 5,5—14,0 40 58 50 1,29 0,81 1,12
Гусино-Озерское Б 6,0—13,0 39 57 — 1,32 0,83 1,0
Букачачинское Г 2,0—4,0 25 34 28 1,33 0,84 1,2
Черновское Б 11,0—16,0 38 55 48 1,22 0,77 1,25
Райчихинское Б 12,0—19,0 38 55 49 1.22 0,77 1,3
Ургальское Г 1,3—2,5 25 28 — 1,52 0,96 1,05
Сучанский Г 1,0—2,0 22 28 — 1,52 0,96 1,5
Т 0,5—1,0 14 — 16 1,55 0,97 1,3
Подгородненское Т 0,5—1,0 12 — — 1,68 1,06 1,4
Артемовское Б 9,0—12,0 40 60 — 1,34 0,84 0,92
Реттиховское Б 13,0—21,0 40 60 — 1,14 0,72 1,0
Нерюнгринское СС 2,5—3,5 19 21 22 1,44 0,91 2,1
Сангарское д 2,0—3,5 30 40 32 1,32 0,84 1,1
Верхнеаркаголинское д 6,0—9,0 26 — — 1,36 0,86 1,0
Анадырское д 5,5—7,5 30 — — 1,32 0,83 0,9
д 6,0—9,0 28 — — 1.38 0,87 1,0
Южно-Сахалинский г 1,3—3,5 26 35 28 1,31 0,83 1,1
Б 5—10 40 60 — 1,32 0,83 0,85
Сланец 1,5—2,5 35—40 35—40 — 1,61 1,01 2,5
» 1,5—2,5 35—40 35—40 — 1,72 1,08 2,5
Торф 35—40 40 40 — 1.77 1,11 —
» 35—40 — — — 0,80—0,90 0,40—0,50 —
* Нижний предел принимается для отдаленных электростанций, верхний — для электростанций, располо-
женных вблизи месторождения.
32
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.6. Показатели к выбору
Показатель Тип схемы и
Замк
Индивидуальная с прямым вдуванием
ШБМ ММТ СМ МВ ББМ*
Влажность Wr, %, менее 16 35 16 40 60 16 60 40 14
Съем влаги ДИ7, кг/кг, не более Паропроиз водител ь- ность котла D, т/ч, не мееее 15 0,22 20 0,15 12 0,27 0,43 0,13 0,43 12 0,27 0,1 6—50
Особенности приме- Для взрыве- Для абра- Суш- Сушка топоч- Для При га- При Для
нения схемы безопасных зивных ка го- ними газами сухих зовой воз- сухих
углей углей рячим возду- хом или смесью га- зов и горячего воздуха углей сушке Шпл> 17 душ- ной сушке углей
* ББМ — быстроходнобильная мельница.
Таблица 1.7. Выбор типа мельницы |17]
Топливо Коэффици- енг размоло- способности Тип мельницы Топливо Коэффици- епт размоло- способности Тип мельницы
рекомен- дуемый заменяю- щий рекомен- дуемый заменяю- щий
Антрацит (АШ, АСШ) Без ограни- чений ШБМ — Продукты обо- гащения (мно- гозольные) Ие более 1,2 Более 1,2 ШБМ СМ СМ*2 ММТ*3, ШБМ*4
Полуантрациты и каменный уголь 5^ > 6 % То же ШБМ*' Каменные угли Бурые угли, лигнит, торф, сланцы Не более 1,0 Более 1,0 Без ограни- чений ШБМ СМ МВ ММТ ММТ*3, ШБМ*5 ММТ, ШБМ*6
♦)
Для размола на центральном пылезаводе при Gr < 1,0.
*2
После получения положительного опыта.
* 3 с ydaf> 28 0/о
* 4 При > 6 %.
* 5
При необходимости размола до /?90 < 10 %.
♦ 6
Для бурых углей с высокой абразивностью или с Gr < 0,9.
ММТ и СМ чаще используются в системах пы-
леприготовления с прямым вдуванием для топлив с
Gr > 1, таких как каменные угли с Vda^> 30 %, бу-
рые угли и торф (ММТ). В СМ размалывают угли с
W//< 16 %, при этом используют только воздушную
сушку. ММТ допускают газовоздушную сушку и
иногда устанавливаются в пылесистемах с проме-
жуточным бункером.
Мельницы-вентиляторы устанавливают в сис-
темах пылеприготовления с прямым вдуванием и
газовой сушкой высоковлажных углей с Gr > 1,3 и
торфа.
Температура сушильного агента на входе в
мельницы ограничена: для ШБМ и МВ 450 °C, для
СМ и ММТ 350 °C. При использовании газовой
сушки перед мельницей должны устанавливаться
устройства предварительной подсушки топлива
(см. рис. 1.19, б). Температура отбираемых на суш-
ку газов по условиям надежной работы газоходов
и подсушивающих устройств должна быть не
выше 900 °C
§ 1.3]
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ
33
схемы пылеприготовления |17|
мельницы
путая Разомкнутая
Индивидуальная с пылевым бункером Индивидуальная с пылевым бункером Центральные
ШБМ ММТ ММТ ММТ ШБМ
16 40 16 60 Без ограничений 60 35
0,15 0,25 0,12 0,43 » 0,43 0,22
20 35 — —
Для сухих углей Для влажных углей Целесообраз- нее для AIU и Т при /Г8 > 300 °C Для топок с жидким шла- коудалением (ЖШУ) при недостатке теплоты горя- чего воздуха Целесообразна при приведенной влаж- ности Wn1' ~ 20 %. При Ч/Пл< 20 % обос- новывается технико- экономическими рас- четами Выбор сх водится характер лива и те номическ емы произ- с учетом истик топ- хнико-эко- их расчетов
Таблица 1.8 Выбор числа мельниц |17|
Тип мельницы и схема пылеприготовления Иаропроизводительность козла, т/ч
12—35 50—75 120—270 320—420 500—600 950 1600 2500
Схема с прямым вдуванием: ШБМ 2* 2 2 — — — — —
ММТ 2 2 2—4 3—4 4—6 4—6 6—8 8—10
МВ 2 2 2—4 3—4 4—6 4—6 6—8 8—10
СМ 2 2 2—4 3—4 4—6 4—6 6—8 8—10
Схема с пылевым бункером; ШБМ 1 1 1—2** 1—2** 2 2 4 6
* Для котлов с D < 50 т/ч допускается установка одной мельницы (в случае возможности ее остановок).
** Одна мельница — для неблочных котлов при наличии связи с соседними котлами по пыли.
Число мельниц zM, устанавливаемых на котел,
определяется их типом, системой пылеприготовле-
ния и паропроизводительностью котла (табл. 1.8).
Отечественная промышленность выпускает для
энергетики мельницы определенных типоразмеров,
характеристики которых приведены в табл 1.9—
1.12.
Потребная единичная производительность
мельницы Вм, т/ч, в пылесистемах с промбункером
определяется количеством мельниц и принимае-
мым коэффициентом запаса:
Ям^ЛагЛм. (16)
где Вк — расход топлива на котел. Коэффициенты
запаса /сзап для ММТ и СМ: при двух мельницах —
1,35, при трех— 1,2, при четырех и более— 1,1 [17],
для ШБМ £зап >1,1.
В схемах прямого вдувания предусматривается
постоянная работа всех мельниц, за исключением
времени возможного ремонта и снижения произво-
дительности котла. При установке на котел двух
мельниц производительность одной мельницы при
останове второй должна обеспечить (с учетом се
перегрузки и огрубления качества пыли) 75 % но-
минальной производительности котла. Если уста-
новлено большее число мельниц, при останове од-
ной из них оставшиеся должны обеспечить номи-
нальную производительность котла.
1.3 3. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС СИСТЕМЫ
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЯ
Тепловой расчет системы пылеприготовления
производят по сопоставлению приходных и расход-
ных составляющих теплового баланса 5^прх = ^7рех,
кДж/кг.
2-1937
Таблица 1.9. Шаровые барабанные мельницы [17]
Характеристика Типоразмер ШБМ
220/330 (Ш-6) 250/390 (Ш-10) 287/410 (Ш-12) 287/470 (Ш-16) 320/570 (Ш-25А) 370/850*1 (Ш-50А)
Диаметр барабана £>б, мм 2200 2500 2870 2870 3200 3700
Длина барабана Аб, мм 3300 3900 4100 4700 5700 8500
Производительность (номинальная) В, т/ч 6 10 12 16 25 50
Частота вращения иб, 1/с 21,8 20,6 19,21 19,21 17,8 17,6
*3 Масса мельницы GM, т, не более 27,5 45,0 60,0 63,0 99,0 170,0
Масса загружаемых шаров 4 <7Ш, т, не более Диаметр патрубков, мм: 14 25 30 35 54 100
углеприемных dyr 750 800, 900 900, 1000 900, 1000 1200, 1350 1550, 1700
пылевыдающих dn Тип привода Электродвигатель: 750 Зубчатый п 800, 900 рямозубый 900, 1000 900, 1000 Зубчатый ь 950,1100 осозубый 1250, 1400
тип ДОЗ-4005-842, ДА304-13-44-841 ДА304-14-42-841 ДА304-14-59-841 ДА302-17-44-841 СДМЗ-2-22-34-6044, СДМЗ-2-22-36-6044
мощность Мэл, кВт 200 315 400 500 800 1600
частота вращения иэл, 1/мин 750 750 750 750 750 100
Толщина стенок барабана 5 мм Расчетные показатели при размоле АШ (Gr = 0,95, Я90 = 7 %, R5 = 20 %): 62 61 71 71 78 90
V 0,19 0,217 0,171 0,221 0,239 0,226
Им в, м3/ч 16 400 25 300 34 700 40 200 62 000 116 300
мощность Nq + Naon, кВт 143 253 302 429 720 1500
Эрзм- кВт •ч/т 23,8 25,3 25,2 26,8 28,8 30,0
1 Помимо указанных выпускаются ШБМ 220/235 (Ш-4), ШБМ 287/812 (Ш-30), ШБМ 370/400 (Ш-35), ШБМ 370/675 (Ш-40).
* 2 г-
Определена при размоле кусков АШ размером не более 20 мм с коэффициентом размолоспособности Gr = 0,95 при /?90 = 7 % и крупности дробления с остатком
20 % на сите с сеткой № 5.
* 3
Без массы электрооборудования, шаров и вспомогательного оборудования.
* 4
Удельный расход металла шаров 0,4 кг на 1 т пыли (диаметр шаров 40 мм).
* 5
Включая толщину брони.
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ [Разд.
§ 1.3]
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ
35
Таб ли ца 1.10. Тангенциальные молотковые мельницы [17]
Типоразмер ММТ
Характеристика 1000/470/1000; 1000/470/1000К 1000/950/1000; 1000/950/1ОООК 1000/710/980 1300/1310/750; 1300/1310/750К 1300/2030/750; 13 00/203 0/75 0К 1500/1910/750; 1500/1910/750К 1500/2510/750; 1500/2510/750К 2000/2590/750 (600); 2000/2590/750К (600К); 2600/2550/590К
Диаметр ротора D, мм 1000 1000 1000 1300 1300 1500 1500 2000 2600
Длина ротора (по наружным граням край- них бил) L, мм 470 950 710 1310 2030 1910 2510 2590 2550
Активное сечение ротора /\ м2 0,47 0,95 0,71 1,7 2,64 2,86 3,76 5,18 6,63
Расчетная частота вращения вала п, 1/мин 980 980 980 740 740 740 740 745 1 590
Окружная скорость бил U, м/с 51,4 51,4 51,4 50,4 50,4 58,2 58,2 78,1 80,4
Число рядов бил по длине ротора mt, шт. 4 8 6 11 17 16 21 20 16
Число бил в рядах mD шт. 4 4 4 4 4 6 6 6 8
Максимальное число бил (без разрядки) т, шт. 16 32 24 44 68 96 126 120 128
Ширина била Ь, мм ПО ПО ПО ПО ПО ПО ПО 120 150
Высота била (включая проушины) h, мм 200 200 200 240 240 240 240 310 310
Мощность электродвигателя /V кВт 45 ПО 70 160 250 320 400 800 (630) 1250
Максимальная температура сушильного агента /с а, °C 350 350 350 400 400 450 450 450 450
Допускаемое давление сушильного агента перед мельницей рс а, Па 5000 5000 5000 5000 5000 5000 5000 10 000 10 000
Минимальное расстояние от оси корпуса до стены, обеспечивающее торцевой выем ротора Л, мм 2260 2980 3000 4270 5330 6000 6400 7000 7100
Минимальное расстояние между осями мельниц, обеспечивающее открытие их *2 дверей С, мм 2900 (2820) 2950 2900 3700 3260 5000 5000 (4000) 5000 (4000) 6000 (5100)
*3 Производительность номинальная В, т/ч 3,15 (1,8) 6,3 (3,55) 5,0 10,8 (5,6) 16,0 (12,6) 22,4 (16,5) 28,0 (16,5) 45 (25) 80*4 (50,0)
Мощность холостого хода при полном ком- плекте бил и открытом роторе N* х, кВт 8,1 16,3 12,2 25,1 38,9 75,2 98,9 323,1 490,4
Относительная мощность /V, 2,6 2,6 2,6 2,68 2,68 2,28 2,28 1,73 1,72
Подмосковный уголь: Wr = 33%, 1^= 14%; Производитель- ность В, т/ч 3,3 6,6 5,0 10,8 16,7 23,4 30,6 65,3 76,4
Gr= 1,7;/?90 = 55 %; инерционный малога- баритный сепаратор Удельная произво- дительность на се- чение ротора 5 т/(м2 • ч) 7,0 6,9 7,0 6,3 6,3 8,2 8,1 12,6 11,5
Мощность N, кВт 13,4 27,1 20,2 53,7 83,2 137 180 463,4 778,9
Удельный расход электрической энергии на размол Эрзм, кВт-ч/т 4,1 4,1 4,1 5,0 5,0 5,8 6,9 7,1 10,2
36
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Окончание табл. 1.10
Характеристика Типоразмер ММТ
1000/470/1000; 1000/470/1000К 1000/950/1000; 1000/950/1000К 1000/710/980 1300/1310/750; 1300/1310/750К 1300/2030/750; 1300/2030/750К 1500/1910/750; 1500/1910/750К 1500/2510/750; 1500/2510/750К 2000/2590/750 (600); 2000/2590/750К (600К); 2600/2550/590К
Скорость сушиль- ного агента wc а, м/с 4,5 4,5 4,5 4,1 4,1 5,3 5,3 8,2 7,5
Относительная мощность NIO 1,65 1,66 1,66 2,14 2,14 1,82 1,82 1,59 1,58
Экибастузский уголь: 1ТГ=8%, JKa = 2,0%; Производитель- ность В, т/ч 1,8 3,7 2,7 5,5 8,5 12,5 16,5 44,0 51,8
Gr = 1,35; /?90 = 20 %; центробежный сепа- ратор Удельная произво- дительность на се- чение ротора Вуд, т/(м2 • ч) 3,8 3,9 3,8 3,2 3,2 4,4 4,4 8,5 7,8
Мощность N, кВт 15,9 24,1 32,2 64,2 99,5 163,8 215,5 651,6 1087,6
Удельный расход электрической энергии на размол Эрзм>кВт-ч/т 8,8 8,9 8,7 11,7 11,7 13,0 13,1 14,8 21,0
Скорость сушиль- ного агента в сече- нии ротора wc а, м/с 2,3 2,3 2,4 2,0 2,0 2,7 2,7 5,2 4,7
Относительная мощность Njo 3,29 3,29 3,29 4,27 4,27 3,63 3,63 3,72 3,7
* 1
Мельницы с диаметром ротора 2000 мм могут комплектоваться электродвигателями с п = 600 1/мин.
*2
При перпендикулярном расположении оси мельницы к фронту котла.
*з
Производительность мельницы дается по условному бурому углю — цифры без скобок (W = 33 %, Gr =
= 1,7; /?5 = 20 %; /?2оо = ^5 %; инерционный сепаратор), по каменному углю — цифры в скобках (экибастузский
уголь, Gr= 1,35; /?90 = 15 %; центробежный сепаратор).
*4
Производительность по назаровскому углю в мельнице 2600/2550/590К, а в скобках — по углю с Gr = 1,1;
/?90 = 60 %.
Приходные составляющие теплового баланса:
физическая теплота сушильного агента
^с.а — Xlcc.a^l> G-7)
теплота, выделяющаяся при работе мелющих
органов
9мех — ^'мех’Эрзм1 0&)
теплота присосов холодного воздуха
*7прс — ^прс^1сх.в^х.в- (1-9)
Расходные составляющие теплового баланса:
теплота, затрачиваемая на испарение влаги,
<7исп = Д^(2491 + 1,97/2-/пл), (1.10)
теплота, уносимая с уходящим из установки от-
работанным сушильным агентом
<72 = 0+*npc)Slc2z2; О П)
теплота, затраченная на подогрев топлива,
100 -Wz,fc ц.™ ")
^тл ~ 100 Стл + "пл р^пл- ?тл) ’ (112)
W к 100 -иол)
потери теплоты в окружающую среду q5, опре-
деляются для каждого типоразмера мельницы.
В приведенных зависимостях g] — массовое
количество сушильного агента на 1 кг топлива,
кг/кг; сс а, с2 и с^л — соответственно теплоемкость
сушильного агента перед пылесистемой, за ней и
§ 1.4]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
37
Таблица 1.11. Мельинцы-вентиляторы |17]
Типоразмер
Характеристика /1470 0/1470*1 0/1470 0/1470 0/1500*1 0/980 086/0 0/735 0/750 009/00 0/590 0/500*1 0/490*1
о ^5 ^5 о О О S <2 S
90С о с S S
Диаметр ротора D, мм 900 1000 1050 1050 1100 1600 1600 2100 2120 2700 2700 3300 3400
Рабочая ширина лопаток Ь, мм 250 350 270 400 350 400 600 800 600 650 850 800 900
Отношение b/D 0,278 0,35 0,257 0,381 0,318 0,25 0,375 0,381 0,283 0,241 0,315 0,242 0,265
Окружная скорость рото- ра U, м/с 69,2 76,9 80,8 80,8 84,5 82,0 82,0 80,8 82,0 83,5 83,4 84,5 87,2
Мощность электродвига- теля N, кВт 40 125 75 125 125 200 320 500 400 630 800 800 1000
Производительность по сушильному агенту за мельницей (/ = 135 °C) Им в, тыс. м3/ч 12,5 29 18 25 29 41 60 100 100 135 153 210 273
Коэффициент расхода <р 0,078 0,09 0,072 0,109 0,09 0,069 0,1 0,1 0,08 0,06 0,089 0,06 —
Предельное давление (незапыленный поток, /=135 °С)рв, Па — — — — 232 263 200 — 245 275 — 288 —
Число лопаток гл, шт. 8 8 8 8 8 10 10 12 12 12 |2*2 12 12
Производительность В, т/ч З,6*3 8,О*4 5,2 3 7,2*3 8*3 11,8*3 17,2*3 28,8*3 25*3 35 3 44*3 50*3 90*5
Частота вращения пэл, 1/мин 1470 1470 1470 1470 1500 980 980 735 750 600 590 500 490
*1
Характеристики мельниц приведены по рекламной информации разработчиков.
*2
Данная мельница имеет один ряд предвключенных бил.
3 Указана сушильная производительность при Wr = 56,5 %, И/Пл = 16,5 %, Gr = 1,7; /?90 = 60 %; /?5 = 20 %,
так как для этого топлива она ниже размольной.
4 Производительность при Gr = 1,2, /?90 = 50 %, /?2оо = 25 Л)000 = Ь5 а для 3400/900/490 — при
работе на березовском угле.
♦5
Производительность при работе на березовском угле.
сухого топлива, кДж/(кг • К); /ь /2, tK в, /тл, /пл — со-
ответственно температура сушильного агента в на-
чале и в конце установки, холодного воздуха, сыро-
го топлива и пыли, °C; ГК], И/ПЛ — соответственно
влажность топлива в начале установки и конечная
пыли, % (в отсутствие предварительной сушки
Wy = W ); Амех — коэффициент, учитывающий до-
лю энергии, переходящей в теплоту при размоле;
Эр.зм — удельные затраты электроэнергии на раз-
мол; &прс — коэффициент присоса холодного воз-
духа (в долях g|); кмвх, кпрс принимают по [17].
При тепловом расчете искомой величиной яв-
ляется /р если известно g] и наоборот. Примеры
выполнения расчетов для различных типов мель-
ниц и систем пылеприготовления приведены в [17].
1.4. ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ
УСТРОЙСТВА
1.4.1. ГОРЕЛКИ
Горелки служат для ввода в топку топлива и воз-
духа, последующего их перемешивания и обеспече-
ния устойчивого воспламенения горючей смеси.
38
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.12. Мельницы валковые средиеходные |17]
Характеристика Типоразмер СМ
МВС-90 МВС-105А МВС-125А МВС-140А МВС-180 МВС-225 МВС-260
Диаметр размольного стола Др, мм 900 1050 1250 1400 1800 2250 2600
Диаметр валка (наибольший) DB, мм 690 800 950 1070 1360 — —
Диаметр валка (средний) , мм 640 742 883 996 1268 — —
Число валков z, шт. 2 2 2 2 2 — —
Ширина бандажа валка Ь, мм 185 215 250 275 345 — —
Диаметр сепаратора Дсе, мм 1650 2000 2400 2800 3350 — —
Частота вращения размольно- го стола ир с, 1/мин 78,2 64,6 59,48 50,60 40,2 — —
Мощность электродвигателя привода мельницы и вентиля- тора, находящихся на одном валу, Угл дв, кВт 75 125 200 320 320*1 630 800
Синхронная частота вращения электродвигателя иэл, 1/мин 1500 1000 1000 1000 750 — —
Масса комплекта мелющих элементов GM э, кг 454 784 1226 1786 3160 — —
Масса мельницы (без электро- двигателя) GM, кг 12 100 17 000 23 100 33 950 78 000 — —
Минимальное расстояние ме- *2 жду осями соседних мельниц А, м 3,4 4,0 4,2 4,8 6,2 — —
Производительность 3 В, т/ч 4,5 6,1 10,5 13,3 27,5*4 35*6 57*6
Максимальная температура сушильного агента перед мель- ницей /с а, °C 350 350 350 350 400 — —
Количество сушильного аген- та (при /с а = 250 °C)*5 Гс а, тыс. м'/ч 9—13 15—22 24—34 36—52 50—70 43,5 80
Тип вентилятора ВВСМ-1У ВВСМ-2У ВВСМ-2У ВВСМ-2У, ВВСМ-ЗУ П од наддуве м
1 т
Только мельницы.
*2
При их перпендикулярном расположении к фронту котла, обеспечивающем одновременный съем валков.
3 По кузнецкому углю марки 2СС с Gr = 1,6, /?90 = 10 %, коэффициентом износа /гиз = 0,8.
4 Для экибастузского угля с Gr = 1,35; р”дс = 1,0 кг/м3, Ас = 48 %, /?90 = 15 %, Аиз = 0,82.
*5
Нижний предел количества сушильного агента указан для производительности 50 %, верхний — для мак-
симальной.
*6 Gr = 1,17; Wr = 9,6 кг/м3, А г = 19,77; /?90 = 20 %.
По аэродинамическому способу ввода компо-
нентов горючей смеси горелки подразделяют на
вихревые, прямоточные и плоскофакельные, по ти-
пу сжигаемого топлива — на пылеугольные, газо-
мазутные, газовые, мазутные и комбинированные
пылеугольные (пыль, газ или пыль и мазут).
Пылеугольные вихревые горелки применяют
для сжигания практически всех видов твердого топ-
лива, за исключением фрезерного торфа. Горелки
имеют закручивающие аппараты, устанавливаемые
в каналах ввода пылевоздушной смеси и воздуха. В
зависимости от конструкции закручивающих аппа-
ратов различают лопаточно-лопаточные (ГИЛ),
улиточно-лопапючные (ГУЛ), улиточно-улиточные
(ГУУ), прямоточно-лопаточные (ГПЛ) и прямо-
точно-улиточные (ГПУ) горелки. Первым после
§ 1.4]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
39
индекса Г (горелка) указывается тип закручивающе-
го аппарата по первичному воздуху.
Направление вращения потоков первичного и
вторичного воздуха одинаково, при этом по внут-
реннему каналу (каналам) подается пылевоздуш-
ная смесь.
Конструктивные схемы вихревых горелок по-
казаны на рис. 1 23.
Рекомендуемое число горелок на котел, значе-
ния скоростей по первичному и вторичному и’2
воздуху приведены в табл. 1.13, 1.14.
При тепловой мощности горелки Qr > 40 МВт и
схемах пылеприготовления с прямым вдуванием
подводы вторичного и первичного воздуха
(рис. 1.24) к горелкам выполняют сдвоенными, а
подачу первичного воздуха к одной горелке осуще-
ствляют от различных мельниц. Сдвоенный подвод
вторичного воздуха целесообразно применять для
возможности регулировки процесса смешения топ-
лива с воздухом при работе котла на пониженных
нагрузках. В этих же целях закручивающий аппарат
по вторичному воздуху может выполняться с пово-
ротными лопатками.
Интенсивность перемешивания, дальнобой-
ность факела, стабилизация горения в вихревых го-
релках во многом зависят от крутки потоков, опре-
деляемой конструктивным параметром крутки пк
закручивающих аппаратов.
Для аксиальных лопаточных завихрителей
(рис. 1.25, а)
п,
-/>2> о
л------*g₽;
рв
для тангенциальных лопаточных (см. рис 1.25, б)
nZ)PB
ПК = х
(1.13)
_____________sinPn______________
sin(180/zJ])cos|3J] + (180/-;i)|
При числе лопаток гл > 16
«К = зт-1ё3л (115)
Для улиточных завихрителей (см. рис. 1.25, в)
где £>рв — равновеликий диаметр, м, относится к
кругу, площадь которого равна проходному сече-
нию канала,
Др. = ('17)
Для горелки, состоящей из нескольких кольце-
вых концентрических каналов, суммарная крутка
потока горелки
Р 2
Х^к/Р/^Л^рв/)
»г = -----------г---, (118)
DrpB(Z(P/^
Г~2 2
где Д>грв = - Do ; Da —- диаметр амбразуры, м;
£>о ~ <^о — внутренний диаметр, м (см. рис. 1.23,
1.24); пК1, р,, VP,, DpB/— соответственно параметр
3
крутки, плотность потока, кг/м , скорость потока,
м/с, и диаметр крута, эквивалентного площади /-го
канала горелки; р — общее число кольцевых ка-
налов.
Для прямоточного подвода пылевоздушной
смеси пк = 0.
Численные значения рекомендуемых парамет-
ров крутки приведены в табл. 1.15.
При выполнении горелок с двойными каналами
по первичному или вторичному воздуху параметр
крутки во внутреннем канале принимается равным
75—85 % параметра крутки во внешнем канале. В
контактирующих каналах параметр крутки по вто-
ричному воздуху должен быть больше, чем по пер-
вичному.
Втулочное отношение т = Dq/D3 для бурого и
каменного углей равно 0,3 (для углей марки СС т =
= 0,2). Для слабореакционных топлив т = 0,2—0,25,
для сдвоенных горелок т = 0,3-—0,35. При тепловой
мощности горелки Qr > 70 МВт для углей марок АШ,
ПА и Т т = 0,35—0,5, а для каменных и бурых углей
— 0,34.
Во избежание обгорания лопаток направляю-
щих аппаратов их заглубляют внутрь амбразуры на
величину L = (0,3—0,4)Da.
В топках с жидким шлакоудалением амбразуры
выполняют цилиндрическими, при твердом шлако-
удалении и сжигании углей с > 30 % (кузнец-
кие Г, Д, ГСШ) канал первичного воздуха может
быть прямоточным, а выходная часть иметь диффу-
зорный участок с углом раскрытия 15—20° и дли-
ной до 300 мм.
Горелки изготавливают из стали 3; улитки по
первичному воздуху могут быть литыми; выходную
часть амбразуры во избежание обгорания насадки
выполняют из листовых сталей ОЗХ25Н251 ОТ или
20Х23Н18.
Прямоточные горелки классифицируют по
способу ввода первичного и вторичного воздуха.
Различают горелки с односторонним вводом
(ГПО), а также с чередующимися (Ч) по высоте вво-
дами пыли и воздуха по горизонтальным (ГПЧг) и
вертикальным (ГПЧв) каналам.
40
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
Рис. 1.23. Вихревые горелки:
я — улиточно-лопаточные с двойным каналом по вторичному воздуху; б —- улиточно-улиточные; в -— лопаточ-
но-лопаточные; г — прямоточно-лопаточные; д — прямоточно-улиточные; I—Ill вводы первичного, вторичного
воздуха и воздуха для охлаждения центрального канала; 1 — канал ввода форсунки; 2 — ввод охлаждающего
воздуха; 3 — улитка первичного воздуха; 3' — подвод первичного воздуха; 4, 5 — вводы вторичного воздуха;
4' — улитка вторичного воздуха; 6 — ребро жесткости; 7 — закручиватель лопаточный; 8 — элемент крепления;
9—Н — соответственно каналы подачи воздуха на охлаждение, первичного и вторичного воздуха; 12 — устрой-
ство дистанционирующее; 13 — рассекатель
§ 1.4]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
41
Таблица 1.13. Число и тепловая мощность горелок в зависимости от их типа, расположения
в топке, паропроизводительности котла и способа шлакоудаления |18, 19]
Произ- води- тель- ность котла, т/ч Тепло- вая мощ- ность котла, МВт Расположение вихревых горелок Расположение прямоточных горелок ВВС*
Однофронталь- ное Встречное Однофрон- тальное Встречное Тангенци- альное
ТШУ* ЖШУ* ТШУ ЖШУ ТШУ ЖШУ ТШУ ЖШУ ТШУ ЖШУ ТШУ
75 58 2; 4 (15; 30) 2; 4 (15; 30) 4(15) 2; 4 (15; 30) 2; 3 (25; 30) — — — 4(15) 4(15) —
120 93 4(25) 4(25) 4(25) 4(25) 2; 3 (25) — — — 4(25) 4(25) —
160 124 4; 6 (20; 35) 4(36) 4; 6 (20; 35) 4(35) (25; 35) — — 4(35) 4(35) 4(35) 5; 7(20; 30)
210 155 4; 6 (25; 35) 4(35) 4; 6 (25; 35) 4(35) 4—6 (25; 35) 4(35) — 4(35) 4(35) 4(35) 5; 10 (15; 30)
220 168 4; 6 (35) 4(35) 4; 6 (35) 4(35) 4—6 (25; 35) — 8(25) 4(35) 4(35) 4(35) 5; 10 (25; 35)
320 235 6; 8 (35; 50) 4; 8 (35; 50) 6; 8 (35; 50) 4; 8 (35; 50) 6—8 (35; 50) — 8(35) 6(50) 8(35) 4; 8 (35; 50) 9; 11 (25; 30)
420 310 6; 8 (35; 50) — 6; 8 (35; 50) 4; 8 (35; 50) 6; 8 (35; 50) — 8; 16 (25; 35) 8(35) 8; 16 (25; 35) 4; 8 (35; 70) 10; 12 (23; 28)
500 370 — — 8; 12 (35; 50) 8(50) — — 8; 16 (25; 50) 8(50) 8; 16 (25; 50) 4; 8 (50; 100) 11; 13 (26; 31)
670 580 — -— 12; 16 (35; 50) 8; 16 (35; 75) — — 8; 16 (36; 75) 8(75) 8; 16 (35; 50) 8; 16 (35; 75) 14; 16 (37,5; 43)
820 600 — — 12; 16 (40; 50) 8; 16 (40; 75) — — — — — — —
1000 810 — — 12; 16 (50; 75) 8; 16 (50; 100) — — 16; 12 (50; 75) 8,6 (50; 100) 16—24 (35; 50) 8; 16 (50; 100) 18(45)
1650 1200 — — 12; 24 (50; 100) 10; 16 (75; 125) — — 16; 24 (50; 75) 16(75) 24(50) 16(75) —
2650 2050 — — 32; 48 (35; 50) 16; 24 (75; 125) — — 24 (75) 16 (125) 24; 32; 48 (50; 75; 100) 16 (125) —
3950 3100 — — 32; 48 (75; 100) 24; 32 (100; 125) — — — 24 (125) 32; 48 (75; 100) — —
* ВВС — встречносмещенная схема расположения горелок в топке.
Примечание. В скобках указана тепловая мощность горелки Qr, МВт, для максимального и минимально-
го чисел горелок.
Конструктивные схемы указанных горелок по-
казаны на рис. 1.26. Рекомендуемые значения ско-
ростей приведены в табл. 1.14.
Горелки типа ГПО применяют для сжигания
как слабо-, так и сильнореакционных топлив, ГПЧг
и ГПЧв — для сжигания каменных (К^> 30 %) и
бурых углей [15, 18, 19].
Подвод вторичного воздуха к горелке может
быть одно- и двусторонним, а пылевоздушной сме-
си — по одному или нескольким пылепроводам.
Число горелок выбирают по табл. 1.13.
При проектировании горелок с периферийной
подачей пылевоздушной смеси (см. рис. 1.26, а) по
технологическим соображениям ширина каналов
первичного воздуха должна быть больше 45 мм.
При высоте горелки h > 1,5 м рекомендуется под-
вод вторичного воздуха с двух сторон, а деление
пыли по каналам осуществляется пыледелителем
слоистого типа. В целях равномерной раздачи воз-
духа по высоте горелки в каналах устанавливают
42
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.14. Скорость первичного и»] и вторичного н>2 воздуха на выходе из горелок
при номинальной нагрузке [18, 19]
Гии горелки Тепловая мощность Qr МВт АШ, ПА, Т, СС т Каменные и бурые угли
ЖШУ ТШУ ЖШУ ТШУ
И'], м/с ™2/w\ W], м/с W2/W] W], м/с M'2/W] W], м/с M’j/W']
ГЛЛ, 15 — — 16—18 1,3—1,4 20—22 1,3—1,4 18—20 1,3—1,4
ГУЛ, 25 14—18 1,3—1,4*’ 16—18 1,3—1,4 20—22 1,3—1,4 20—22 1,3—1,4
ГУУ, гпл 35 14—18 КЗ—1,4 18—20 1,3—1,4 22—24 1,3—1,4 22—24 1,3—1,4
50 16—20 1,3—1,4 18—20 1,3—1,4 24—26 1,4—,6 22—24 1,3—1,4
75 18—22 1,5—1,5 — — 24—26 1,4—1,6 24—26 1,5—1,6
100 18—22 1,4—1,5 — — 26—28 1,4—1,6 — —
125 20—24 1,4—1,5 — — 28—30 1,4—1,6 — —
ГПУ 25 — — — — — — 18—20 1,2—1,3
30 — — — — — — 18—20 1,2—1,3
ГПЧг 30 — — — — — — 24—26 1,4—1,8
45 — — — — — — 24—26 1,4—1,8
65 — — — — — — 24—26 1,4—1,8
ГПЧв 25 20—22 1,3—1,4 — — 22—23 1,7—1,8 15—18*2 40—45*3
35 22—24 1,4—1,6 — — 22—24 1,8—2,0 15—18*2 45—50*3
50 23—25 1,5—1,6 — — 23—25 1,8—2,0 15—18*2 45—50*3
75 — — — — 25—26 1,8—2,0 16—18*2 50—60*3
Г11О 15 — — 20—22 1,2—1,4 22—23 1,7—1,8 22—23 1,7—1,8
25 20—22 1,2—1,4 20—22 1,2—1,4 22—23 1,7—1,7 22—23 1,7—1,8
35 22—24 1,4—1,6 22—24 1,4—1,6 22—24 1,8—2,0 22—24 1,8—2,0
50 23—25 1,5—1,6 23—25 1,5—1,6 23—25 1,8—2,0 23—25 1,8—2,0
75 — — — — 25—26 1,8—2,0 25—26 1,8—2,0
100 — — — — — — 25—26 1,8—2,0
125 — — — — — — 25—27 1,8—2,0
ГПЦ пф 20 22—26 1,3—1,6 22—26 1,3—1,6 26—28 1,4—1,6 22—26 1,4—1,6
35 26—28 1,4—1,6 26—28 1,4—1,6 26—28 1,4—1,6 26—28 1,4—1,6
50 26—28 1,4—1,6 26—28 1,4—1,6 26—28 1,7—1,8 26—28 1,4—1,6
75 26—28 1,7—1,8 26—28 1,4—1,6 26—28 1,7—1,8 26—28 1,7—1,8
100 28—30 1,7—1,8 — — 28—30 1,7—1,8 — —
Прямо- 15 — — — — 23—25 1,4—1,5 23—25 1,4—1,6
точные, 20 —т — — — 24—26 1,5—1,7 24—26 1,5—1,7
вес 35 — — — — 24—26 1,5—1,7 24—26 1,5—1,7
45 — — — — 25—27 1,6—1,8 25—27 1,6—1,8
* I
Меньшие значения м^/м^ — для топлив с меньшим выходом летучих.
“ Для влажных топлив при сушке газами и размоле в МВ.
*3
Большие значения — для топлив с W > 50 %.
направляющие перегородки. Предельно допусти-
мое значение h/br < 3,5—4. Для исключения отло-
жения пыли в каналах Ор = 9—10°.
Плоскофакельные горелки (ГПЦпф) с цен-
тральным (Ц) вводом первичного воздуха применя-
ют для сжигания углей марок АШ, ПА, Т, каменных
и бурых углей. Конструкция горелки зависит от ре-
акционной способности топлива (рис. 1.27, а, б).
Угол встречи струй вторичного воздуха 50—
60°. Расстояние между каналами вторичного возду-
ха и расстояние от них до точки пересечения струй
находится в пределах 2,2—2,8 диаметров их выход-
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
43
Рис. 1.24. Вихревая горелка ГЛЛ со сдвоенными каналами ввода первичного и вторичного воздуха
(обозначения те же, что и иа рис. 1.23)
Ь = (1-1,25)^1
Рис. 1.25. Конст-
руктивные схемы
закручивающих ап
паратов:
а — аксиального ло-
паточного; б — тан-
генциального
лопаточного; в —
улиточного
ной части. Меньшие значения, включая и угол
встречи, принимают для слабореакционных топлив
Таблица 1.15. Параметры крутки первичного
И] и вторичного «2 воздуха для вихревых горелок
|18, 19]
Вид топлива Параметр крутки Способ шлако- удале- ния
«1 «2
Улитка Лопа- точный аппарат
АШ, ПА, Т, 2СС, ICC 3,5—4 2,0—2,5 4—5,5 Жидкий
Каменные Г, Д, ГС111 и бурые угли 3,5—4 2,0—2,5 3—3,5 >?
Угли типа эки- басзузского 1,5 1,5 3—3,5 Твер- дый
Т, СС, неокис- ленные угли шахтной добы- чи 1,5 3,5—4 То же
Бурые угли 1,5 1,5 2,5—3 »
(АШ, ПА, Т, СС). Горелки двухпоточные по вто-
ричному воздуху и одно- или двухпоточные по пер-
вичному.
Рекомендуемые значения скоростей в этих го-
релках приведены в табл. 1.14.
Горелки с плоскопараллельными струями при-
меняют на котлах, укомплектованных системами
пылеприготовления прямого вдувания с молотковы-
ми мельницами и гравитационными сепараторами,
при сжигании фрезерного торфа, бурых, а в некото-
рых случаях и каменных углей марок Г и Д [18].
Различают системы с одной и двумя горелками
на мельницу (рис. 1.28). Первую из них применяют
при расположении оси ротора мельниц под углом
(до 20°) или перпендикулярно фронту котла.
44
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Рис. 1.26. Прямоточные горелки с центральным (а),
периферийным (6) и односторонним (в)
вводами вторичного воздуха и с чередующимися
по высоте вводами пыли и воздуха ГПЧг (г)
и ГПЧв (<)):
/ — капал вторичного воздуха; 2 — канал первичного воздуха; 3 — обмуровка; 4 — направляющий
аппарат; 5 — короб первичною воздуха; 6 — труба экрана; 7 — элемент крепления; 8 — фланцы
соединительные
§ 1.4]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
45
Рис. 1.27. Плоекофаксльиые горелки для пнзкорсакционных (а) и высокорсакцнонных (б) топлив:
/ — капал вторичного воздуха; 2 — канал нылевоздушной смеси; 3 — газообразное топливо; 4 — обмуровка;
5 — труба экрана; 6 — запальное устройство; 7 — ввод форсунки; 8 — лючок
Рис. 1.28. Горелки с плоскопараллельными струями:
а — двухструйная; б — одноструйная; 1 — канал вторичного воздуха; 2 — рассекатель; 3 — каналы
первичного воздуха; 4 — обмуровка; 5 — труба экрана; 6 — камера смешения; 7 — направляющие лопатки
Горелки имеют камеру предварительного сме-
шения, длина которой
2
KG, +G2)/G2J Г2(1 +цвп)Ь2
кс" 0,141 Tj (1 + ц) ’ V }
где G], G2 — соответственно расход первичного и
вторичного воздуха, кг/с; Г], Г2 — соответственно
температура сушильного агента за мельницей и
вторичного воздуха, К; цвп, р. — соответственно
концентрация водяных паров и топлива в сушиль-
ном агенте, кг/кг. Выполнение условия (1.19) ис-
ключает возможность загорания пыли из-за возник-
новения в камере смешения обратных токов. Длину
прямого участка камеры смешения обычно прини-
мают равной 0,4—0,5 м; скорость первичного воз-
духа— W] = 10—12 м/с; скорость аэросмеси на вы-
46
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
Рис. 1.29. Конструктивные схемы вихревых горелок для сжигания газа и мазута:
а — газомазутная унифицированная горелка (ГМУ); б — горелка для сжигания природного и коксового газов и
мазута; в — гавовая горелка; 1 — форсунка мазутная; 2 — коллектор газовый; 3, 4 — завихртель соответственно
внешнего и внутреннего канала; 5 — короб воздушный; 6 — запальник, запально-защитное устройство
Таблица 1.16. Скорость аэросмссн на выходе
из амбразуры горелки топок
с плоскопараллельными »га, м/с |18|
Топливо Паропроизводительность котла D, т/ч
30—75 75—100 160—210 320
Фрезерный торф и сланцы 16—20 20—25 25—30 30—35
Бурые и камен- ные угли 15—18 18—22 22—26 26—30
ходе из горелки — на основании рекомендаций
табл. 1.16.
Значение скорости вторичного воздуха ws Рас*
считывают из условия равенства количества движе-
ния в сечении 0—0 и на выходе из горелок I—I. Для
действующих топок котлов D = 13,89—88,89 кг/с
(50—320 т/ч), w2 = 40—70 м/с.
Газомазутные горелки подразделяют по вводу
топлива, аэродинамической организации факела,
количеству воздушных потоков, типу завихрите-
лей, способу ввода газа в поток воздуха, характеру
подвода воздуха к горелке, месту ввода газов ре-
циркуляции. Конструктивные схемы основных ти-
пов горелок изображены на рис 1.29.
Для котлов паропроизводительностью D >
> 27,78 кг/с (100 т/ч) сдавлением парар|1е> 9,8 МПа
был разработан унифицированный ряд вихревых го-
релок с номинальной тепловой мощностью, кратной
15 МВт: 15, 30, 45, 60, 90 МВт (допустимое отклоне-
ние ±15 %), предназначенных для сжигания газа с
теплотой сгорания = 34,8—44,0 МДж/м3 и мазу-
та марок М40—Ml00 (рис. 1.30).
Горелки комплектуются паромеханическими
форсунками. При уменьшении коэффициента рабо-
чего регулирования до 1,5 допускается применение
механических форсунок.
Унифицированные горелки имеют коэффици-
ент регулирования по тепловой мощности не менее
3,3, а коэффициент гидравлического сопротивле-
ния —- не выше 4 при общем перепаде давления в
пределах 2500 Па.
§ 1.4]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
47
Рис. 1.30. Вихревые горелки с центральным подводом газа:
а — с подачей воздуха по индивидуальным коробам; б — с подачей воздуха от общего короба; / — горелка;
2 — экранированная амбразура; 3 — мазутная форсунка; 4 и 5 — осевой и тангенциальный лопаточные завих-
рители; 6 — канал подвода газа; 7 — короб индивидуального подвода воздуха к горелке; 8 — короб общей раз-
дачи воздуха; 9 — газораздающие отверстия
При номинальной нагрузке и расчетных коэф-
фициентах избытка воздуха химический недожог
не превышает 0,1 %, а механический — 0,2 %, ско-
рость воздуха в узком сечении амбразуры wB ном =
= 33—55 м/с. На нижнем пределе нагрузки wB mjn >
> 18 м/с. При нпм = 35 м/с условие > 18 м/с
1 D.nUM J D.llllll
достигается подачей газов рециркуляции через го-
релку (рис. 1.31). При 100 %-ной нагрузке котла
степень рециркуляции газов г = 5—20 % (в среднем
12—15 %). При минимальной нагрузке предельно
допустимое значение гпред определяется условия-
ми устойчивости процесса горения. Температура
горячего воздуха /гв = 150—350 °C, газов рецирку-
ляции, отбираемых перед воздухоподогревателем,
6р = 300—400 °C.
Если число горелок на котел ~г < 8, предпочти-
тельнее индивидуальный подвод воздуха к горелке
(см. рис. 1.30, а), если дг > 8 — от общего короба
(см. рис. 1.30, б). В последнем случае скорость воз-
духа в коробе должна быть не выше 10 м/с.
Отношение количества воздуха, подаваемого в
топку через периферийный (внешний) канал горел-
ки, к количеству воздуха во внутреннем ее канале
К принимают равным 1—2. Доля воздуха, про ходя-
Рис. 1.31. Газомазутиая унифицированная горелка
с каналом ввода газов рециркуляции:
/ — короб газов рециркуляции; 2 — запальник; ос-
тальные обозначения те же, что на рис. 1.30
щего через центральный канал, gn = 0,03—0,05, а
через внутренний
= <120)
Скорость воздуха на выходе из периферийного
канала = 35—55 м/с, из внутреннего W] -
48
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
Таблица 1.17. Размеры унифицированных газомазутных (ГМУ) горелок
Горелка d4 L ^1
ГМУ 15 510 520 325 150 89 700 420
ГМУ 30 640 730 530 325 245 815/1415 820/590
ГМУ 45 840 970 730 325 245 1000/1730 1040/800
ГМУ 60 950 1080 730 325 245 1400/2000 1040/800
ГМУ 90 1080 1220 730 325 245 1800/2450 1040/800
Окончание табл. 1.11
Горелка ^2 /1 / * 12 'з 'б а b
ГМУ 15 1660 250 340 350 450 270 920
ГМУ 30 2225/2945 380/610 510/930/780 435 450 315/495 1300
ГМУ 45 2610/3545 520/760 700/1140/990 480 450 380/605 1600
ГМУ 60 3000/3815 620/760 700/1140/990 850 450 545/700 1700
ГМУ 90 3400/4285 620/800 700/1140/990 1060 450 760/855 2100
* В дроби первая цифра относится к индивидуальному подводу воздуха, вторая — к подаче воздуха от об-
щего короба и вводу рециркуляции газов вместе с воздухом, третья — к вводу рециркуляции через канал го-
релки.
Примечания. 1 Горелки с подводом воздуха от общего короба выполняются, начиная с единичной мощ-
ности 30 МВт.
2. Для размеров L, L}, L2 и т п. в числителе дроби даны значения размеров для горелок с подводом воздуха
по индивидуальным коробам, в знаменателе — при подводе воздуха от общего короба.
= (0,5—0,7)w2; скорость газов рециркуляции м»р =
= w2, а газа в газоподводящем кольцевом канале
м»г < 60 м/с.
Параметр крутки горелки пг определяется из
уравнения
£ = о,18^ + о,б’7</77оа,
(1.21)
где l/Da ~2 — относительное расстояние от амбра-
зуры, где осевая скорость составляет 30 % макси-
мального значения на выходе из горелки; Г(/Ио —
относительное количество эжектируемых струей
газов. Обычно - 1—2, большие значения ха-
рактерны для горелок тепловой мощностью, рав-
ной или более 60 МВт.
Параметр крутки потока во внутреннем канале
с лопаточным завихрителем п^ = (1,25—1,5)иг, при
осевом завихрителе его значение рассчитывают по
(1.13). Для периферийного канала с тангенциально-
лопаточным завихрителем параметр крутки
2 ч
ng} ---
-47^1 >
Лг^2 J
(1-22)
где Г2, Д] — соответственно площадь периферий-
2
пого и внутреннего кольцевых каналов, м ;g2, g} —
соответственно доля воздуха в периферийном и
внутреннем каналах от общего расхода воздуха.
Величина и2 является отправной при выборе
конструктивных характеристик завихрителя.
Принятые значения wj, w2, «|, и2 должны обес-
печивать расхождение между расчетными коэффи-
циентами сопротивления внешнего и внутреннего
каналов, не превышающее 10 %.
Расчет сопротивлений каналов, выбор числа и
диаметров газораздающих отверстий проводят по
рекомендациям [15]. Размеры горелок унифициро-
ванного ряда приведены в табл. 1.17.
Комбинированные горелки устанавливают на
котлах, сжигающих попеременно или совместно
твердое и резервное (газ, мазут) топливо. При рабо-
те одновременно на основном и резервном топли-
вах во избежание больших потерь с механическим
недожогом рекомендуется осуществлять подачу
различных топлив в разные ярусы горелок.
Все горелки должны проходить сертификацию
и аттестацию в установленном порядке.
1.4.2. ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
По виду сжигаемого топлива различают топки
для твердых, жидких и газообразных топлив.
Твердое топливо сжигается в слое или в пыле-
видном состоянии. Слоевые топки могут быть с не-
подвижным, высоко- или низкотемпературным
кипящим (псевдоожиженным) и циркулирующим
слоем, пылеуголъные — с твердым и жидким шла-
коудалением.
§ 14]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
49
В крупных энергетических котлах применяют
пылеугольные и газомазутные топки, где реализу-
ется факельный способ сжигания топлива. Область
использования топок с неподвижным слоем огра-
ничивается котлами паропроизводительностыо D <
< 9,72 кг/с (35 т/ч) и топливами с теплотой сгорания
Qrt > 14,6 МДж/кг, с кипящим слоем — котлами с
D< 116,67 кг/с (420 т/ч) (за рубежом D < 194,44 кг/с
(700 т/ч)).
Независимо от вида сжигаемого топлива конст-
рукция топочных устройств должна отвечать сле-
дующим требованиям [15, 18, 19]:
быть технологичной в изготовлении, удовлетво-
рять требованиям блочности поставки и монтажа,
ремонта, эксплуатации и техники безопасности;
обеспечивать экономичную и надежную работу
в диапазоне нагрузок для топок с ЖШУ 60—100 %
для каменных и бурых углей, 70—100 % для АШ,
ПА, Т; для топок с ТШУ 50—100 %, а в схемах пря-
мого вдувания без отключения мельниц 60— 100 %,
для газа и мазута 40—100 %;
обеспечивать технические нормативы выбро-
сов вредных веществ в атмосферу в соответствии с
действующими государственными стандартами,
исключать по условиям организации процесса
горения возможность высокотемпературной корро-
зии металлов при обязательном обеспечении из-
бытка воздуха в горелках на всех нагрузках не ниже
агор = 1 для газа, мазута и агор = 1,05 для твердого
топлива;
по возможности обеспечивать равномерное
распределение тепловых потоков по периметру
топки, особенно в котлах с мембранными цельно-
сварными панелями;
допускать растопку, а в необходимых случаях и
работу на резервном топливе;
гарантировать безаварийную работу котла меж-
ду установленными сроками капитальных ремонтов.
Помимо этого топки с котлов должны обеспе-
чивать бесшлаковочную работу радиационных и
конвективных поверхностей нагрева котла.
Пылеугольные топки. Способ шлакоудаления
выбирают, исходя из реакционных свойств топлива
(выхода летучих), теплоты сгорания , физико-
химических свойств золы (плавкости, вязкости).
В настоящее время топки с ЖШУ применяют
для сжигания малореакционных топлив марок АШ,
Т, ПА, СС, а в некоторых случаях — бурых и камен-
ных углей типов назаровского, ирша-бородинско-
го, донецкого ГСШ, кузнецкого, имеющих «основ-
ной» состав шлака [(SiO2 + Al2O3)/(Fe2O3 + СаО +
+ MgO)j < 1 и температуру нормального жидкого
шлакоудаления zH ж < 1450 °C [19].
Топки с твердым шлакоудалением применяют
для сжигания бурых, каменных углей, фрезерного
торфа и сланцев. В большинстве случаев они име-
ют призматическую форму (рис. 1.32). В нижней
50
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
части — «холодной воронке», где происходит
охлаждение и грануляция шлака, скаты выполня-
ют с наклоном 50—52° к горизонту. Глубина устья
холодной воронки Ах в = 1—1,2 м. Крупные котлы
(D > 444,44 кг/с (1600 т/ч)) могут иметь две ворон-
ки. В этом случае расстояние от устья воронки до
места пересечения осей нижнего яруса горелок с
осью топки должно быть не менее 10 м.
Через холодную воронку удаляется около 5 %
золы, содержащейся в продуктах сгорания.
Горелки располагают на стенах топки в не-
сколько ярусов (от одного до четырех) по фрон-
тальной, встречной, встречно-смещенной или тан-
генциальной схемам компоновки (см. рис. 1.32).
Рекомендации по выбору типа горелок и спосо-
ба их компоновки в зависимости от вида сжигаемо-
го топлива и тепловой мощности топочного уст-
ройства приведены в табл. 1.18.
Надежная работа топок с ТШУ во многом опре-
деляется отсутствием шлакования экранных по-
верхностей. Одним из определяющих в этом отно-
шении параметров является предельное значение
теплонапряжения лучистой поверхности экранов
2
в зоне активного горения qn г, МВт/м (табл. 1.19).
По допустимому значению [дл г] определяют высо-
ту зоны активного горения
££^1<7лг1 “ <’ - V'/y а \) + :f
аг 2(ят + Ат) Л
где В — расход топлива на котел, кг/с, — тепло-
та сгорания топлива, МДж/кг, \|/ср — коэффициент
тепловой эффективности экрана (см. табл. 1.40);
\|/' = 0,1;от,Ат— ширина и глубина топки, м; zT —
число горелок; /г — площадь амбразуры горелки,
2
м В общем случае
^а.г — “яр^яр> G -24)
где -Яр — число ярусов горелок; Аяр — расстояние
(по осям) между ярусами горелок (см. рис. 1.32).
Для одноярусной компоновки (гяр = 1) Аяр = 3£)а
или Аа г = ЗА, где Davih — соответственно диаметр
амбразуры вихревой и высота прямоточной го-
релки.
Ограничивается и уровень температуры газов
на выходе из активной зоны Q" как по условиям
отсутствия шлакования (максимальная нагрузка),
так и по устойчивости горения на сниженных на-
грузках. Рекомендуемые значения &"Г приведены
в табл. 1.20.
Таблица 1.18. Рекомендуемые конструкции
топок с твердым шлакоудалеиием |18|
Топливо Мощность топочного устройства, МВт Расположение горелок
Каменные угли с Для нешлакую- Однофронталь-
выходом летучих щих углей до ное с вихревыми
Vdaf> 12 % 370 и плоскофакель- ными горелками
Фрезерный торф, сланцы До 235 То же с прямо- точными горел- ками ППС
Бурые угли, фре- зерный торф До 810 То же с прямо- точными круп- носопловыми го- релками при прямом вдува- нии аэросмеси с газовой сушкой
Тощие, бурые, ка- Для каменных и Встречное с вих-
менные угли бурых углей до 3100 ревыми или плоскофакель- ными горелками
Тощие каменные С плоскофа- Тангенциаль-
угли (Vda^> 12 %) кельными го- релками до 235; с прямоточными до 3100 ное с прямоточ- ными и плоско- факельными го- релками
Каменные угли До 170 при схе- Встречно-сме-
(VdaJ>20%), бу- мах пылеприго- щенное с прямо-
рые угли, сланцы товления с пря- мым вдуванием и 810 при схемах с промежуточ- ным бункером пыли точными горел- ками
Каменные угли (Vdqf > 20 %), бу- рые угли До 810 Встречное с крупносопловы- ми горелками
Бурые влажные угли (/о/> 50 %), окисленные бу- рые угли с пони- женной теплотой сгорания летучих (типа бикинских) До 2100 С тангенциаль- ным расположе- нием прямоточ- ных горелок при использовании пылеконцентра- торов
Температуру 0"г в общем случае определяют
на основании позонного теплового расчета топки
[15, 18, 30, 31]. В первом приближении
10°-?4а.г г
100 -q, + + 2В.ВН +
1----------------------->
аг (Ис) +
§ 1-4]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
51
Таблица 1.19. Допустимое значение теплового
напряжения лучистой поверхности [<71Г] в зоне
активного горения, МВт/м2 |18]
Топливо Расположение горелок
однофрон- тальное встреч- ное тангенци- альное
Бурые шлакующие угли (березовские, канско-ачинские, под- московные) 0,7 0,8 —0,87
Каменные угли марки ГСШ* То же СС 0,8—0,9 0,9—1,0 1,15
То же типа экибастуз- ского 1,15 1,23 1,23
* Меньшая цифра — для шлакующих углей.
Таблица 1.20. Температуры конце активного
горения &"г, °C [18]
Топливо Нагрузка котла, %
100 50
Бурые угли (канско-ачин- ские, подмосковные)* 1250—1300 1550
Каменные угли типов Г, Д, ГСШ** 1400—1500 1300—1400
Экибастузский уголь типа СС 1550 1400—1500
* Меньшее значение — для березовских углей.
** Меньшее значение — для шлакующих углей.
+ бф + Ятл + г//рц-б6)
+ ^)г.рц
5,67-10-11£т(О%Л
Др|(Ис)г + г(ИС)грц| ’ }
Здесь механический недожог в конце зоны актив-
ного горения (ЗАГ) г и на выходе из топки qA на-
ходят по табл. 1.21. Теплоту QB, вносимую с возду-
хом в топку, теплоту внешнего подогрева воздуха
Св.вн’ теплоту в случае подсветки факела мазу-
том, распыляемым паромеханическими форсунка-
ми, энтальпию топлива Нтл, кДж/кг, определяют по
п. 1.6.2. Потерю теплоты со шлаком, кДж/кг,
<2 6 =
(1.26)
учитывают в топках с ТШУ только при Аг <
< Qt; /630 ; значение q^ рассчитывают по (1.54); ко-
эффициент теплового изучения топки ет определя-
ют по [12]; г, Дрц — соответственно доля и энталь-
пия газов рециркуляции, вводимых в топку; (Кс)^
(Кс)г — соответственно средняя суммарная теп-
лоемкость газов, определяемая при О = &"г и из-
бытке воздуха а"г = cCj. + Асе,.. Значения а,. приве-
дены в табл. 1.21, присосы в топку принимают рав-
ными 0,02 для газоплотных котлов и 0,05 для котлов
с натрубной обмуровкой. Величина
\|/F« VCp[FCT.a.r + (V'/Vcp - 0«А>
где Дст а г — площадь поверхности стен, ограничи-
вающих зону активного горения, м2.
Для выполнения рекомендаций табл. 1.20 мож-
но варьировагь как значениями величин h& г и qn р
так и долей газов рециркуляции г. По условиям ус-
тойчивости горения твердых топлив рециркуляция
газов в горелки целесообразна при содержании ле-
тучих > 35 % и Q? > 13,5 МДж/кг.
Выполнение условий •7л.г - Ип.г!’ ^а.г “ ^а.гтах
обязательно, но недостаточно для отсутствия шла-
кования.
Помимо этого необходимо, чтобы плотность
2
тепловыделения, МВт/м , в поперечном сечении
топки Fy = g7At,
qF=BQrt/FT (1.27)
и на ярус горелок
*7/'яр — 97^-яр (1 -28)
находилась в пределах, указанных в табл. 1.22.
По условиям выгорания топлива ограничивает-
ся и объем топки УТ. Предельно допустимые значе-
ния теплонапряжения объема, МВт/м3,
qv^BQrt/Vy (1.29)
приведены в табл. 1.21.
Рекомендации по размещению горелок приве-
дены в табл. 1.18 и 1.23.
Топки с жидким шлакоудалением включают зо-
ны активного горения и расплава шлака и охлажде-
ния газов. Для обеспечения высокого температур-
ного уровня газов экраны топок в зоне активного
горения ошиповывают и покрывают огнеупорной
обмазкой.
В отечественной энергетике наибольшее рас-
пространение получили однокамерные открытые и
полуоткрытые топки (рис. 1.33, а, б), в меньшей
степени применяются двухкамерные вихревого ти-
па (рис. 1.33, г, е). Циклонные топки (рис. 1.33, ж, з)
из-за конструктивной сложности применяют огра-
ниченно.
Топки с ЖШУ оборудуют вихревыми, плоско-
факельными и прямоточными горелками, распола-
гаемыми в один или два яруса. Расчетные характе-
ристики топок приведены в табл. 1.24, рекоменда-
52
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.21. Расчетные характеристики камерных топок с ТШУ [31]
№ п/п Топливо Коэффициент избытка возду- ха на выходе из топки ат Теплона- пряжен ие объема qy, кВт/м3 Тонкость пыли, % Потеря теплоты с механи- ческим недожогом, %
Л90 Я1000 в ЗАГ 94а. г в топке д4
1 АШ 1,2—1,25*1 140 6—7 0 15 7—8
2 Т 1,2—1,25*’ 160 8—10 0 10 5
3 Каменные угли (ИЛ^> 25 %) 1,15—1,2*’ 175 20—25 0 8 1,0—1,5*2
4 Отходы углеобогащения 1,15—1,2*' 160 20 0 10 2-3*2
5 Бурые угли с А < < 1 кг-%/МДж 1,2—1,25*3 180 40—50 0,8—1,0 3—4 0,5
6 Бурые угли с Дпр> > 1 кг • %/МДж 1,2—1,25*3 180 40—50 0,8—1,0 5 1-2*2
7 Многозольные бурые угли с теплотой сгорания летучих Qner < 20 МДж/кг 1,2—1,25*3 180 40—50 0,8—1,0 10 3—4
8 Торф 1,2 160 — — — 0,5—1,0
9 Сланцы 1,15—1,2*’ 120 35 0 3 0,5
♦ I
Меньшее значение для газоплотных топок.
♦2 г
Меньшее значение для топлив с X < 1,4 кг • %/МДж.
*3
Большее значение при газовой сушке и низкотемпературном сжигании.
Примечания: 1. Показатели табл. 1.21 справедливы для котлов D> 10 кг/с, а пп. 1, 2 и 4 — для D > 20 кг/с.
2. Для всех топок доля золы, уносимой газами, otyH = 0,95, а потери с химическим недожогом д3 = 0.
3. Показатели д4 даны для нормативных топлив. При отклонении качества топлива q4 =
= ^4)норМ[Лпр/(Лпр)НорМ 1- В Диапазоне нагрузок от 70 до 50 % номинальной q4 возрастает от (<74)норм До
1>5(«74)НОрМ-
4. Значение ос,, учитывает воздух с газами рециркуляции и сушильным агентом при газовой сушке.
5. При сжигании твердого топлива в смеси с газом или мазутом аг принимается как для твердого топлива;
для низкореакционных углей и доле газа (мазута) по теплоте менее 0,5 д4 = 1,2(<74)норм, при доле более 0,5 —
по твердому топливу; для высокореакционных топлив q4 принимается усредненным по теплоте.
6. Значения доданы по условиям горения.
аблица 1.22. Допустимые значения теплового напряжения сечения топок и яруса горелок
при сжигании пылевидных топлив [18, 19, 30]
Число ярусов горелок Способ шлакоудаления Топливо q^, МВт/м2 [Гкал/(м2 • ч)]
1 ТШУ Шлакующие каменные и бурые угли Нешлакующие угли (типа экибастузского) 2,3 (2,0) 3,5 (3,0)
1—2 ЖШУ АШ, ПА, Т, 2СС Каменные угли Г, Д, ГСШ, ICC, бурые угли 5,2 (4,5) 6,4 (6,5)
2—4 ТШУ Нешлакующие типа экиба- стузского Шлакующие каменные и бурые угли 6,4 (5,5) 3,5 (3), D< 1000 т/ч; 4(3,5), D< 1650 т/ч; 4—4,6 (3,5—4,0), D > 1650 г/ч
§ 1.4]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
53
Таблица 1.23 Компоновочные размеры горелок в топке в зависимости от способа шлакоудаления
[1, 18, 19)
Компоновочный размер ТШУ ЖШУ
Вихревые горелки при встречном или однофронтальном расположении
Расстояние между осями горелок 5Г, м: при одноярусном расположении [(1,8—2) + 0,35иг]/?а (1,8 + 0,2«r)Da
при многоярусном расположении [(2,0—2,4) + 0,35лг]Г»а (1,8 + 0,35иг)£>а
Расстояние между ярусами по вертикали Ляр, м Не менее 5Г (0,7—1,0)5;
Расстояние от оси крайних горелок до примыкающих стен 0,75г
^ст> м Расстояние от оси горелок нижнего яруса до начала ската хо- лодной воронки Лгх, м: при коридорном расположении (2,0—2,5)Da (1,8—2,0)£>а
при расположении треугольником вниз на боковых стенах (0,8—1,0)£>а (0,8— 1,0)£>а
Прямоточные горелки при тангенциальном или блочном расположении 1
Ширина амбразуры bQ, м (0,07—0,08)ат для котлов —
Расстояние от нижней кромки амбразуры нижнего яруса горе- лок до начала ската холодной воронки или начала пода Лн к, м: D < 4000 т/ч и (0,05—0,06)аг для D < 1600 т/ч
при поворотных горелках 4й0 —
при неподвижных горелках Зйо (2-2,8)й0
Высота горелки или горелочного блока h (или Лбл), м 4й0 4й0
Условный диаметр крутки dy, м (0,08—0,10)0,. *3 (0,14—0,18)аг
Расстояние между горелками Ль м, не менее 2,560 2,560
Угол наклона горелок к экрану, град, не менее 40 40
Расхождение между наибольшими и наименьшими углами наклона осей горелок (-гор яр > 6), град, не более 10 10
Прямоточные крупносопловые горелки при встречном или однофронтальном расположении 1
Расстояние между осями горелок по горизонтали 5Г, м (3-3,5)й0 —
Расстояние от нижней кромки амбразуры горелки до начала ската холодной воронки, м 2,5ЙО —
Плоскофакельные горелки
Расстояние между осями горелок $Г, м (4-6)й0 (4-6)60
Расстояние от оси крайних горелок до примыкающих стен 5СТ,М (4-6)й0 (4-6)й0
Глубина топки ЬТ, м — (12-14)й0
Относительная высота горелок h/bQ 3—5 3—5
Расстояние от нижнего среза горелки до начала ската холод- ной воронки или пода Лн к, м (3-4)й0 (3-4)й0
Расстояние между ярусами, не менее 1 86О —
Встречно-смещенная схема прямоточных горелок 3
Простенок между горелками Н= ST- Ьо, м (0,12—0,16)6Т (0,18—0,22)йт
Расстояние между осями горелок м, не менее 3,5ЙО 4,Ойо
Расстояние от крайних горелок до приле! ающих стен 5"ст, м 1,7/7
54
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I §
Окончание табл. /21
Компоновочный размер ТШУ ЖШУ
Относительная высота горелок Л/7>0 2—5 2—5
Расстояние от горелок нижнего яруса до середины холодной воронки или начала пода Лв, h^, м 4Л 2h
Плоскопараллельные прямоточные горелки
Калибр горелки 7>0, м D, т/ч:75, 160—210, 210—320, 0,35,0,32—0,4,0,4—0,45 —
Расстояние между горелками по осям м Зб0 + 0,4, но не менее 1 м —
Относительная высота горелок Л//>0 4—6 —
Расстояние от нижней кромки амбразуры до начала ската хо- лодной воронки йгх, м 1—1,5 —
Угол наклона горелок к горизонту а, град 0—10 10—15
Угол наклона осей горелок крайних мельниц к центру топки Р, град 12—18 15—20
Расстояние от оси крайней горелки до боковой стены Уст, м, не менее 4 0,84; > 1,5 1,5
♦ 1 Расстояние между осями ярусов горелок должно удовлетворять условию qn г < [<7Л J-
В горелках котлов с ТШУ воздушные каналы расположены ближе к стенам топки, а в горелках котлов с
ЖШУ — к центру топки.
*3
Для ВСС число ярусов горелок не более двух.
4 Меньшие значения при двух горелках на мельницу.
Рис. 1.33. Конструктивные схемы топок с ЖШУ:
а — открытая; б — полуоткрытая с встречным расположением горелок; в — то же с у-факелом; г — двухкамер-
ная вихревая НПО ЦКТИ; д — двухкамерная с тангенциальной компоновкой горелок; е — двухкамерная МЭИ
с пересекающимися струями; ж, з — с горизонтальным и вертикальным циклонами; 7 — горелка; 2 — граница
ошиповки камеры сгорания (б—е) или активной зоны; 3 — камера охлаждения; 4 — ввод первичного воздуха;
5 — то же вторичного; 6 — шлакоулавливаюший пучок; 7 — циклон
ции по типам топок, горелок, схемам пылеприго-
товления и тонкости помола в зависимости от вида
сжигаемого топлива — в табл. 1 25.
Значения теплового напряжения сечения топ-
ки 7/,-определяются по (1.27), а объема топки qv—
по (1.29). Теплонапряжение (или высота зоны ак-
тивного горения) для открытых топок определяет-
ся по (1.23). При расчете теплонапряжения объема
камеры горения qyr в знаменатель (1.29) подстав-
ляют значение объема камеры горения Кк г
§ 14]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
55
Таблица 1.24 Расчетные характеристики камерных топок с ЖШУ для котлов производительностью
более 10 кг/с [311
Топливо Коэффи- циент избытка воздуха на выходе ♦1 из топки «д Тепловое напряжение сечения зоны активного горения q^, МВт/м2 Тепловое напряжение з объема, кВт/м Тон- кость пыли /?90, % Потеря тепло- ты с механи- ческим недо- жогом, % Доля золы, уносимой газами из топки, ССуН
топки по условиям горения qv камеры ♦2 сгорания 9 Г к. г вЗАГ 9{/а.г втопке ^4
Открытые топки
АШ 1,2—1,25 3,8—4,0 145 450—500 6—7 12 6 0,9
Т 1,2—1,25 5,2 185 600—700 8—10 10 4 0,85
Каменные угли 1,15—1,2 5,2 185 700—800 20—25 8 0,5 0,8
Бурые угли 1,15—1,2 5,2 210 700—800 40—50 5 0,3 0,65—0,8*3
Полуоткрытые топки
АШ 1,2—1,25 4,8—5,0 170 600—700 6—7 12 5 0,9
Т 1,2—1,25 5,2 200 600—700 8—10 10 4 0,85
Каменные угли 1,15—1,2 5,2 200 700—800 20—25 8 0,5 0,7—0,8
Бурые угли 1,15—1,2 5,2 230 700—800 40—50 5 0,3 0,65—0,7
*1
Меньшее значение — для топок с газоплотными экранами.
*2
При открытых топках — экраны зоны ошипованного пояса.
♦3
Меньшее значение аун — для топок с тангенциальным расположением горелок. Для канско-ачинских уг-
лей аун зависит от Ad:
Ас1 5 6 7 8 10
аун 0,9 0,83 0,75 0,7 0,65
Примечания: 1. Значения ат указаны для одноступенчатого подвода воздуха в топку котла (весь воздух
подается равномерно через все горелки, неравномерность значений коэффициентов избытка воздуха по горел-
кам не более ± 5 %). При двухступенчатом подводе ат увеличивают на 0,02—0,05 (уточняется при наладке).
Коэффициент избытка воздуха в горелках аг = ат - Дат.
2. Значения для АШ и Т даны для нормативного топлива. При отклонении качества топлива q4 =
норм !•
3. При разомкнутых системах пылеприготовления аг= 1,15, при сжигании АШ q^ снижают на 1 % (без учета
потери топлива при сбросе сушильного агента).
4. При сжигании пыли в смеси с газом или мазутом ссг принимают как для твердого топлива, — по реко-
мендациям [31].
5. Потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива в топке котла q3 = 0.
Размеры зоны активного горения выбирают из
условий обеспечения выхода жидкого шлака на ми-
нимальной нагрузке котла [19].
Число горелок и скорости по первичному и вто-
ричному воздуху выбирают по табл. 1.13 и 1.14.
По [19] для сжигания углей марок АШ, ПА, Т,
2СС, ICC в топках с вихревыми горелками рекомен-
дуются горелки типа ГЛЛ, а для каменных углей
марок Г, Д, ГСШ и бурых — типа ГПЛ. Параметры
крутки по первичному и вторичному воздуху приве-
дены в табл. 1.15. Тангенциальная схема компоновки
горелок с односторонней подачей топливовоздуш-
ной смеси рекомендуется при сжигании углей марок
АШ, ПА и Т в топках тепловой мощностью до
810 МВт, каменных и бурых углей — до 2050 МВт;
для плоскофакельных горелок эти значения равны
соответственно 3100 и 3070 МВт.
Рекомендации по размещению горелок в топке
(камере горения) приведены в табл. 1.23.
Под в топках с ЖШУ выполняют со слабым на-
клоном к горизонту. Для прямоточных котлов он
равен 8°, а для барабанных — не менее 15°
56
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.25. Рекомендуемые тины топочных устройств, мельниц и схем пылеприготовления для
котлов с ЖШУ [19]
Топливо Топка Схема пылеприготовления /?90, % 1000’%
АШ, ПА, VdaJ< 8 % Однокамерная с встречным рас- положением вихревых или плос- кофакельных горелок 11олуоткрытая с встречным рас- положением вихревых или плос- кофакельных горелок Полуразомкнутая или разомк- нутая с промежуточным бунке- ром, с подачей пыли горячим воздухом (ШБМ) Для сжигания шламов — ра- зомкнутая схема пылеприготов- ления (ШБМ) 7—8 0
Полуоткрытая с восьмигранны- ми предтопками ПО «Сибэнерго- маш», с тангенциальным распо- ложением горелок, с односторон- ним вводом воздуха То же 7—8 0
Г, И°У=8—17%; 2СС, Vdaf = 17—25 % То же Полуразомкнутая с промежу- точным бункером, с подачей пыли горячим воздухом или ПВК (ШБМ) 10—12 0
Каменные угли марок Г, Д, ГСШ, ICC, Vdaf = 25—40 % Однокамерная с встречным распо- ложением вихревых или плоско- факельных горелок, с тангенци- альным расположением горелок С промежуточным бункером и подачей пыли мельничным воз- духом или ПВК (ШБМ) 15—20 0
Полуоткрытая с восьмигранны- ми предтопками ПО «Сибэнерго- маш» и тангенциальным распо- ложением горелок То же 15—20 0
Бурые угли То же Полуразомкнутая или разомк- нутая с промежуточным бунке- ром, газовой сушкой и подачей пыли горячим воздухом или ПВК (ШБМ) 55 1,5
Однокамерная с встречным распо- ложением вихревых или плоско- факельных горелок, с тангенци- альным расположением горелок Полуразомкнутая с пылекон- центратором (ММТ) 55 1,5
Число и диаметр шлаковых леток определяют
из условия предельной удельной нагрузки перимет-
ра летки
где В — расход топлива, кг/ч; Аг — зольность топ-
лива, %; ашл — коэффициент шлакоулавливания
(табл. 1.25); пл — число леток; dn — диаметр летки
(обычно 0,5—1 м). Для однокамерной топки [рл] =
= 500 кг/(м • ч), для двухкамерных, циклонных и
других форсированных топок [/?л] = 2500 кг/(м • ч).
Газомазутные топки в большинстве случаев
выполняют призматическими открытого типа
(рис. 1.34). Нод имеет наклон к горизонту от 8 до
15° для прямоточных и не менее 15° для барабан-
ных котлов.
Наиболее распространенными видами компоно-
вок газомазутных вихревых горелок являются одно-
фронтальная, встречная и подовая (см. рис. 1.34).
Кроме вихревых возможно применение прямо-
точных горелок с организацией сжигания в двухка-
мерных топках (см. рис. 1.33, г, е) при односторон-
нем расположении горелок. К достоинствам этих
схем следует отнести пониженный выброс оксидов
азота в атмосферу.
По нормативным методам [30, 31] значения
допустимого теплового напряжения сечения топки
<7/.- и на один ярус горелок ^-яр должны быть не
выше для барабанных котлов соответственно 4 и
2 э
2 МВт/м , а для прямоточных — 9,5 и 3,5 МВт/м .
Рекомендации по компоновке газомазутных го-
релок приведены в табл. 1.26, расчетные характери-
стики газомазутных топок — в табл. 1.27.
§ 14]
ГОРЕЛОЧНЫЕ И ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
57
Рис. 1.34. Конструктивные схемы газомазутных топок:
а — однофронтальное расположение горелок (возможно размещение горелок
на задней с гене), б — встречное расположение горелок; в — с горизонталь-
ными циклонами; г — подовое расположение горелок
Вид Л
д)
Таблица 1.26. Компоновка газомазутных горелок в топочной камере [30
Компоновочный размер Типы горелок
Вихревые, унифицированные Прямоточные
Однофронтальное расположение Встречное расположение Однофронтальное распо- ложение (рис. 1.34, а)
Расстояние между осями горелок Sr, м (2,5-3)£>а (2,5-3)£>а (3,5-4)6О
Расстояние от осей крайних горелок до ог- раждающих поверхностей Ут, м Не менее 3,0Z)a Не менее 3,5Оа 0,5\
Расстояние от пода до осей нижнего яруса йгх, м Не менее 2,5£>а Не менее 3£)а Лкс - л
Глубина топки Ьу, м Не менее 77)а Не менее 8£>а (12—15)Ь0
Угол наклона горелок а, град — — Равен углу наклона ската камеры горения
Тепловое напряжение объема топки qy, МВт/м3 До 0,3 До 0,3 До 0,3
То же камеры горения qyK р МВт/м — — 0,7
Таблица 1.27. Расчетные характеристики камерных газомазутных топок (D > 45 кг/с) [31[
Топливо Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки с/л Теплонапряжение объ- ема топки по условиям горения qv, МВт/м3 Суммарные потери q3 + <у4, %, при нагрузке котла, %
100 70—100 менее 70
Мазут Газ 1,02—1,03* 0,03—1,05* 200—220 200—220 0.1—0,15 (0,15—0,2)** 0,05—0,07 0,15—0,2 (0,2—0,25)** 0,05—0,1 0,3—0,4 (0,4—0,5)** 0,1—0,15
* Меньшие значения для топок с газоплотными экранами.
** Значения в скобках — для топок, не оборудованных газоплотными цельносварными экранами.
Примечания: 1. Значения ат указаны для одноступенчатого подвода воздуха в топку когла (весь воздух
подастся равномерно через все горелки, неравномерность значений коэффициентов избытка воздуха по горел-
кам не более ±5 %). При двухступенчатом подводе сц. увеличивают на 0,02—0,05 (уточняется при наладке). Ко-
эффициент избытка воздуха в горелках аг = сц. - Дат
2. Для котлов производительностью менее 45 кг/с (160 т/ч) значение q3 + может быть увеличено в 1,5—
2 раза.
3. Значение q3 + <?4 при паропроизводительности котла менее 70 % номинальной при указанных значениях
ат приведено в качестве контрольного, характеризующего нормальную организацию топочного процесса.
4. В эксплуатации при нагрузках менее 70 % номинальной для обеспечения q3 + q^ не более 0,1—0,5 % ат
монотонно увеличивают до 1,05 при всех работающих горелках.
58
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
1.5. ТОКСИЧНЫЕ ПРОДУКТЫ СЖИГАНИЯ
ТОПЛИВА И СНИЖЕНИЕ ИХ ВЫБРОСА
1.5.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
ТЭС, ВЫБРАСЫВАЕМЫХ В АТМОСФЕРУ
При сжигании органических топлив в топках
котлов или камерах сгорания ГТУ и ПГУ образуют-
ся различные продукты сгорания, такие как оксиды
углерода СС\ = СО + СО2, водяные пары П2О, окси-
ды серы SOV = SO2 + SO3, оксиды азота NOV = NO +
+ NO2, полициклические ароматические углеводо-
роды (ПАУ), соединения ванадия V2O5, твердые
частицы и т.п. (табл. 1.28).
Обьемная концентрация СО в продуктах сгора-
ния паровых и водогрейных котлов обычно не пре-
вышает сотых долей процента. Объемная концен-
трация СО2 в уходящих газах существенно выше и
составляет 10—14 % в зависимости от вида сжигае-
мого топлива.
Оксиды азота образуются в результате окисле-
ния как молекулярного азота воздуха, так и азота, со-
держащегося в топливе. Экспериментальные иссле-
дования показали, что основная доля образовавших-
ся в топках котлов NOV (96—100 %) приходится на
монооксид (оксид) азота NO. При типичных услови-
ях факельного сжигания топлив в котлах молярные
концентрации диоксида азота NO2, как правило, пре-
небрежимо малы по сравнению с содержанием NO и
обычно составляют от 0 до 0,0030 %.
Содержащаяся в топливе сера служит источни-
ком образования оксидов серы SOV: сернистого
SO2 (диоксида серы) и серного SO3 (триоксида се-
ры) ангидридов. Суммарный массовый выброс SOV
зависит только от содержания серы в топливе Sr, а
их концентрация в дымовых газах — еще и от коэф-
фициента избытка воздуха а. Как правило, доля
SO2 составляет 97—99 %, а доля SO3 — 1—3 %
суммарного выхода SOV. Фактическое содержание
SO2 в уходящих из коглов газах колеблется от 0,08
до 0,6 %, а молярная концентрация SO3 — от 0,0001
до 0,008 %.
Среди вредных компонентов дымовых газов
особое место занимает большая группа полицикли-
ческих ароматических углеводородов. Многие
ПАУ обладают высокой канцерогенной и (или) му-
тагенной активностью, активизируют фотохимиче-
ские смоги в городах, что требует строгого контро-
ля и ограничения их эмиссии. В то же время неко-
торые ПАУ, например фенантрен, флуорантен, пи-
рен и др., физиологически почти инертны и не яв-
ляются канцерогенно-опасными. ПАУ образуются I
в результате неполного сгорания любых углеводо-
родных топлив, обусловленного торможением ре-
акций окисления углеводородов топлива холодны-
ми стенками топочных устройств, а также неудов-
летворительным смешением топлива и воздуха.
Вследствие большого количества разных ПАУ в
дымовых газах и трудности измерения их концен-
траций принято уровень канцерогенной загрязнен-
ности продуктов сгорания и атмосферного воздуха
оценивать по концентрации наиболее сильного и
стабильного канцерогена — бенз(а)пирена (Б(а)П)
С20н12-
Ввиду высокой токсичности следует особо от-
метить такие продукты сжигания мазута, как окси-
ды ванадия. Ванадий содержится в минеральной
части мазута и при его сжигании образует оксиды
ванадия VO, VO2. Однако при образовании отложе-
ний на конвективных поверхностях оксиды вана-
дия представлены в основном V2O5. Пентаоксид
ванадия V2O5 — наиболее токсичная форма окси-
дов ванадия, поэтому их выбросы учитывают в пе-
ресчете на V2O5.
При сжигании мазута и твердого топлива в вы-
бросах также содержатся твердые частицы, состоя-
Таблица 1.28. Удельные выбросы при факельном сжигании органических топлив в энергетических
котлах
Выбросы Содержание
г/м3 природного газа кг/т мазута кг/т угля
Оксиды серы SOX (в пересчете на SO2) 0—0,01 Примерно 215г (17—19)5'
Оксиды азота NOX (в пересчете на NO,) 5—11 5—14 4—14
Монооксид углерода СО 0,002—0,005 0,005—0,05 0,1—0,45
Углеводороды 0,016 0,1 0,45—1,0
Водяные пары Н2О 1000 700 230—360
Диоксид углерода СО, 2000 Примерно 3000 2200—3000
Летучая зола и шлак — 10Аг 10Аг
Примечание. А , S — соответственно содержание золы и серы на рабочую массу топлива, %.
§ 1.5]
ТОКСИЧНЫЕ ПРОДУКТЫ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВА И СНИЖЕНИЕ ИХ ВЫБРОСА
59
Таблица 1.29. Примерная концентрация
вредных веществ, мг/м3, в продуктах сгорания
при факельном сжигании органических топлив
в энергетических котлах
Выбросы Природ- ный газ Мазут Уголь
Оксиды азота NOX (в пересче- те на NO2) 200—1200 300—1000 350—1500
Сернистый ан- гидрид SO2 — 2000—6000 1000—5000
Серный ангид- рид SO3 — 4—250 2—100
Монооксид уг- лерода СО 10—125 10—150 15—150
Бенз(а)пирен (0,1- (0,2— (0,3—
С20Н12 1,0)10 4,0)10-6 14)1О-6
Твердые части- цы — Менее 100 150—300
щие из летучей золы, сажистых частиц, ПАУ и не-
сгоревшего в результате механического недожога
топлива.
Диапазоны концентраций вредных веществ в
дымовых газах при сжигании различных типов то-
плив приведены в табл. 1.29.
Для расчета выбросов вредных веществ могут
быть использованы следующие отраслевые руково-
дящие документы: РД 34.02.304-95 «Методические
указания по расчету выбросов окислов азота с ды-
мовыми газами котлов»; РД 34.02.305-98 «Методи-
ка определения валовых выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу от котельных установок
ТЭС»; РД 153-34.1-02.316-99 «Методика расчета
выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми
котлами электростанций».
1.5.2. ЕДИНИЦЫ ВЫБРОСОВ ПРОДУКТОВ
СГОРАНИЯ
При расчетном или опытном определении со-
става продуктов сгорания находят значения кон-
центраций их отдельных компонентов. Принципи-
ально концентрации веществ разделяются на объ-
емные Су и массовые Ст.
Объемная концентрация Су представляет собой
отношение объема, занимаемого данным вещест-
вом, к объему всей газовой пробы. Поэтому с помо-
щью объемных концентраций описывают содержа-
ние только газообразных продуктов сгорания, на-
пример NO*, SOV COV и др. Объемная концентра-
ция Су может измеряться в процентах или
миллионных долях (ppm): 1 ppm (part per million)
представляет собой одну миллионную часть объе-
ма (1 ppm = 10"6 = НГ4 % = 1 см3/м3)
Важное преимущество измерения содержания
газовых компонентов в единицах объемной кон-
центрации заключается в том, что объемные кон-
центрации не зависят от давления и температуры
среды и, следовательно, расчетные или опытные
результаты газового анализа не требуют приведе-
ния к каким-либо заданным условиям по темпера-
туре и давлению.
Массовая концентрация Ст характеризует ко-
личество (массу) данного вещества в одном куби-
ческом метре продуктов сгорания. С ее помошью
оценивают содержание в продуктах сгорания как
твердых (например, золы бенз(а)пирена, пентаок-
сида ванадия), так и газообразных компонентов.
Для выражения массовой концентрации использу-
ются единицы грамм на кубический метр или мил-
лиграмм на кубический метр (реже микрограмм на
кубический метр).
В отличие от объемной массовая концентрация
зависит от давления и температуры среды. Поэтому
массовую концентрацию приводят в пересчете на
нормальные условия (0 °C, pQ = 760 мм рт. ст. =
= 101,3 кПа), для чего используют следующее вы-
ражение:
„ну _ „еп 273 + Ро
т ~ т 273 рг
(1.31)
массовая конценграция, полученная
опытным путем при температуре 0г и давлении рг
газовой пробы.
С учетом температуры -0г и давлениярг газовой
пробы перед газоанализатором (последнее прирав-
нивается к фактическому атмосферному давлению)
связь между объемными, ррт, и массовыми, г/м3,
концентрациями устанавливается следующим со-
отношением:
Cmt = ^CVj, (132)
где kt — коэффициент пересчета (табл. 1.30), рав-
ный
237. Р,
' Гм,(273 + вг)р„
где Mj — молекулярная масса /-го вещества, г;
Иду — его молярный объем, л (в качестве первого
приближения за VM может быть принят объем
идеального газа, равный 22,4 л).
Для корректного сопоставления опытных дан-
ных полученные при измерениях массовые или объ-
емные концентрации необходимо пересчитывать
60
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.30. Значения коэффициента пересчета
объемных концентраций в массовые для
реальных газов при нормальных условиях
(0 °C; 101,3 кПа)
Вещест- во Молекуляр- ная масса Л/р г Молярный объем, Рм , л ' Коэффициент пересчета к,-103
О2 32,0 22,39 1,43
СО 28,01 22,4 1,25
со. 44,01 22,26 1,98
H2S 34,08 22,14 1,54
so2 64,06 21,89 2,93
NO 30,01 22,41 1,34
no2 46,01 22,41 2,05
на нормальные условия, в качестве которых при-
няты следующие: коэффициент избытка воздуха
в уходящих газах = 1,4, 0°С и 101,3 кПа (760 мм
рт ст.). В зависимости от применяемых методов из-
мерения и расчетных методик определение содер-
жания газовых компонентов производится в мок-
рых или сухих продуктах сгорания При этом под
сухими продуктами сгорания (сухие газы) подразу-
меваются дымовые газы, в которых произошла кон-
денсация образовавшихся в процессе горения топ-
лива водяных паров из-за их остывания до темпера-
тур ниже температуры насыщения. Поэтому для пе-
ресчета расчетных и опытных концентраций, полу-
ченных для мокрых газов, на стандартные условия
для сухих газов используют следующие формулы:
Гг + 1,0161 (а-1)^
срУ = ср—0----------------------о^; (1-зз)
,ст.у _ „ 273 + Ог Pq
т ~ т 273 рг
+ 1,0161 (а - 1)И°
1/°.г + <1.4-1)1'"
(1.34)
где а — расчетный или опытный коэффициент из-
бытка воздуха в сечении отбора газовой пробы; ,
— соответственно теоретический объем воздуха
и мокрых газов;
т/° т/° г/°
Рс г = Рг - 1н2О — теоретиче-
ский объем сухих газов ( ^ ’ о определяют
по химическому составу сжигаемого топлива или
табличным данным [30, 31]).
Кроме концентраций вредных веществ в каче-
стве экологических характеристик котлов часто ис-
пользуют удельные или валовые (массовые) вы-
бросы.
Массовый выброс Мр г/с, — это количество /-го
вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу с
уходящими газами в единицу времени (за 1 с). Мас-
совый выброс вредного вещества за определенный
период времени (месяц, квартал, год) называется
валовым выбросом (например, т/год).
Удельный массовый выброс тр г/кг или г/м3,
представляет собой количество /-го вредного веще-
ства в граммах, образовавшегося при сжигании 1 кг
з
(или 1 м ) топлива. Часто этот показатель пересчи-
тывают на единицу массы условного топлива (г/кг
или кг/т):
w( = C,Kr (1.35)
или т* = С Vr(Q /(/),
I I Г4*- у.Т «-/’’
где QyT — теплота сгорания топлива в условном
исчислении, равная 29,33 МДж/кг (7000 ккал/кг);
(2, — низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг
(при сжигании газа здесь и ниже вместо Q? под-
ставляют — теплоту сгорания на сухую массу
з
газа, МДж/м ).
Под удельными выбросами (по теплоте) К,,
г/МДж, понимается количество /-го вредного веще-
ства в граммах, отнесенного к 1 МДж освобожден-
ной в топке котла химической энергии топлива’
м,
---- (1.36)
®Ре,
где Вр — расчетный расход топлива, кг/с.
Для пересчета указанных параметров использу-
ют следующие соотношения:
^=0,^/^; (1.37)
^ = ^2"; (1-38)
Л7, = С;ВрИг; (1.39)
Ч = а 40)
Л/; = /и,Вр, (1.41)
где С, — массовая концентрация /-го вещества при
нормальных условиях (0 °C, 101,3 кПа), г/м3; Рг—
объем дымовых газов, м3/кг (м3/м3), определяемый
следующим образом:
если концентрация Ct определена в мокрых
газах,
Рг= Р°г + (а-1)Р°-, (1.42)
§ 1 5] ТОКСИЧНЫЕ ПРОДУКТЫ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВА И СНИЖЕНИЕ ИХ ВЫБРОСА
61
если концентрация Cz определена в сухих про-
дуктах сгорания,
^г= О43)
^.r=^-^i2o> О-44)
где а — коэффициент избытка воздуха для усло-
вий, при которых определяли концентрацию С,.
Удельные выбросы вредных веществ являются
основными параметрами, которые следует контро-
лировать для проверки соблюдения утвержденных
нормативов выбросов и оценки результатов вне-
дрения природоохранных мероприятий.
1.5.3. КЛАССИФИКАЦИЯ И НОРМИРОВАНИЕ
ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ
ДЛЯ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
По степени опасности (токсичности) продукты
сгорания делятся на пять классов:
1) чрезвычайно опасные (Б(а)П, V2O5);
2) опасные (N02, H2S, летучая зола при содер-
жании СаО не менее 35 %);
3) умеренно опасные (NO, S02, SO3, сажа, лету-
чая зола при содержании СаО менее 35 %, пыль не-
органическая);
4) малоопасные (NH3, СО),
5) безопасные (N2, 02, С02, Н20).
Чтобы ограничить загрязнение окружающей
среды, во всех промышленно развитых странах дей-
ствуют природоохранные законодательства. В соот-
ветствии с Законом об охране атмосферного возду-
ха в России наряду с ограничением приземных кон-
центраций регламентируются максимальные удель-
ные выбросы вредных веществ с уходящими газами
энергетических установок.
В настоящее время нормативы удельных вы-
бросов твердых частиц, оксидов азота и серы для
паровых водогрейных котлов регламентируются
ГОСТ Р50831-95 [71 (табл. 1.31—1.33). В стандарте
предусмотрены два уровня нормативов, ограничи-
вающих загрязнение атмосферы при строительстве
новых и при техническом перевооружении и рас-
ширении действующих ТЭС на период соответст-
венно до и после 2000 г. Допустимые удельные вы-
бросы определены в зависимости от вида сжигае-
мого топлива, производительности котла и способа
шлакоудаления.
Нормирование выбросов для действующих на
ТЭС котлов в настоящее время является более гиб-
ким. Например, не вводятся новые нормативы для
тех котлов, которые в ближайшие годы будут вы-
водиться из эксплуатации. Для остальных котлов
нормативы удельных выбросов установлены с уче-
том лучших экологических показателей, достигну-
тых в эксплуатации, а также с учетом мощности
котельных установок, сжигаемого топлива, воз-
можностей размещения нового и показателей
имеющегося пыле-, газоочистного оборудования,
дорабатывающего свой ресурс. При разработке
нормативов для действующих ТЭС также учитыва-
ют особенности энергосистем и регионов.
1.5.4. ВОЗДУХООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
Для снижения вредных выбросов в атмосферу
с дымовыми газами ТЭС могут быть использованы
воздухоохранные мероприятия на разных стадиях
технологического процесса: подготовки топлива,
Таблица 1.31. Нормативны удельных выбросов в атмосферу твердых частиц дли котельных
установок, использующих твердое топливо всех видов |7|
Тепловая мощность котлов Q, МВт (паро- произво ди- тел ьность котла D, т/ч) Приведен- ное содержа- ние золы Лпр, кг • %/МДж Котельные установки, введенные на ТЭС до 31 декабря 2000 г. Котельные установки, введенные на ТЭС с 1 января 2001 г.
Массовый вы- брос твердых частиц на еди- ницу тепло- вой энергии, г/МДж Массовый выброс твердых частиц, кг/т* Массовая** концентра- ция частиц в дымовых газах при а= 1,4, мг/м3 Массовый выброс твер- дых частиц на единицу теп- ловой энер- гии, г/МДж Массовый выброс твердых частиц, кг/т* Массовая концентра- ция частиц в дымовых газах при 3 а = 1,4, мг/м
До 299 Менее 0,6 0,06 1,76 150 0,06 1,76 150
(до 420) 0,6—2,5 0,06—0,20 1,76—5,86 150—500 0,06—0,10 1,76—5,86 150—500
Более 2,5 0,20 5,86 500 0,10 5,86 500
300 и более Менее 0,6 0,04 1,18 100 0,02 0,59 50
(420 и более) 0,6—2,5 0,04—0,16 1,18—4,70 100—400 0,02—0,06 1,59—1,76 50—150
Более 2,5 0,16 4,70 400 0,06 1,76 150
* Топливо в условном исчислении.
** При нормальных условиях (температура О °C, давление 101,3 кПа).
62
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд 1
Таблица 1.32. Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов азота для котельных
установок [7|
Тепловая мощность котлов Q, МВт (паро- производи- тельность котла D, т/ч) Вид топлива Котельные установки, введенные на ТЭС до 31 декабря 2000 г. Котельные установки, введенные на ТЭС с 1 января 2001 г.
Массовый выброс NOX на единицу тепловой энергии, г/МДж Массовый выброс NOX кг/т* Массовая** концентра- ция NOX в дымовых газах при а = 1,4, мг/м3 Массовый выброс NOX на единицу тепловой энергии, г/МДж Массовый выброс NOX кг/т* Массовая** концентра- ция NOX в дымовых газах при а = 1,4, мг/м3
До 299 Газ 0,43 1,26 125 0,043 1,26 125
(до 420) Мазут Бурый уголь 0,086 2,52 250 0,086 2,52 250
ТШУ 0,12 3,50 320 0,11 3,20 320
ЖШУ Каменный уголь 0,13 3,81 350 0,11 3,20 350
ТШУ 0,17 4,98 470 0,17 4,98 470
ЖШУ 0,23 6,75 640 0,23 6,75 640
300 и более Газ 0,043 1,26 125 0,043 1,26 125
(420 и более) Мазут Бурый уголь, 0,086 2,52 250 0,086 2,52 250
ТШУ Каменный уголь 0,14 3,95 370 0,11 3,20 300
ТШУ 0,20 5,86 540 0,13 3,81 350
ЖШУ 0,25 7,33 700 0,21 6,16 570
* Топливо в условном исчислении.
* При нормальных условиях (температура 0°С, давление 101,3 кПа), рассчитанная на сухие газы.
сжигания топлива и охлаждения продуктов сго-
рания.
Мероприятия на стадии подготовки топлива
позволяют снизить выбросы оксидов азота, моно-
оксида углерода СО и полициклических аромати-
ческих углеводородов ПАУ. Высокотемператур-
ный подогрев мазута до 250 °C обеспечивает сни-
жение концентрации NOX на 40—50 % и уменьше-
ние химического недожога топлива по сравнению
с нормальной температурой подогрева (130 °C).
Подогрев мазута осуществляется в паровых или ог-
невых (на малых котлах) подогревателях. Кроме
снижения вредных выбросов возможно некоторое
повышение мощности и КПД котла, а также сниже-
ние критического коэффициента избытка воздуха.
Предварительная термообработка угольной
пыли при температуре 500—700 °C практически в
отсутствие кислорода (а < 0,03) в течение 0,12—
0,19 с снижает образование оксидов азота при сжи-
гании твердых топлив на 40—60 %. Выбросы окси-
дов азота при прочих равных условиях уменьшают-
ся для углей с большим выходом летучих.
Приготовление экологически чистого водо-
угольного топлива (ЭКОВУТ) связано с внедрени-
ем гидротранспорта угля. ЭКОВУТ — искусствен-
ное композитное топливо, представляющее собой
коллоидную дисперсную топливную систему из уг-
ля и воды. Приготовление ЭКОВУТ осуществляет-
ся в районе его добычи в специальных мельницах и
сопровождается низкотемпературной термической
обработкой под давлением. Сжигание ЭКОВУТ ор-
ганизуется в газомазутных котлах без их реконст-
рукции. Процесс горения характеризуется высокой
полнотой выгорания топлива, малым избытком
воздуха в зоне горения (3—5 %), резким снижением
механической неполноты сгорания и полным от-
сутствием химического недожога топлива (СО,
ПАУ). При сжигании ЭКОВУТ выход оксидов азо-
та снижается более чем на 50 % и оксидов серы —
до 70 %.
ТОКСИЧНЫЕ ПРОДУКТЫ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВА И СНИЖЕНИЕ ИХ ВЫБРОСА
63
Таблица 1.33 Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов серы для котельных установок,
использующих твердые и жидкие топлива |17|
Тепловая мощность котлов Q, МВт (паро- производи- тельность котла D, т/ч) Приведенное содержание серы Snp, кг • %/МДж Котельные установки, введенные на ТЭС до 31 декабря 2000 г. Котельные установки, введенные на ТЭС с 1 января 2001 г.
Массовый вы- брос SOX па единицу теп- ловой энер- гии, г/МДж Массо- вый вы- брос SOX, кг/т Массовая** концентрация SOX в дымо- вых газах при а = 1,4, мг/м3 Массовый вы- брос SOX на единицу теп- ловой энер- гии, г/МДж Массо- вый вы- брос SOX кг/т Массовая** концентрация SOX в дымо- вых газах при а = 1,4, мг/м3
До 199 0,045 и менее 0,875 25,7 2000 0,5 14,7 1200
(до 320) Более 0,045 1,5 44,0 3400 0,6 17,6 1400
200—249 0,045 и менее 0,875 25,7 2000 0,4 11,7 950
(320—400) Более 0,045 1,5 44,0 3400 0,45 13,1 1050
250—299 0,045 и менее 0,875 25,7 2000 0,3 8,8 700
(400—420) Более 0,045 1,5 44,0 3400 0,3 8,8 700
300 и более 0,045 и менее 0,875 25,7 2000 0,3 8,8 700
(420 и более) Более 0,045 1,3 38,0 3000 0,3 8,8 700
* Топливо в условном исчислеии.
♦♦При нормальных условиях (температура 0°С, давление 101,3 кПа), рассчитанная на сухие газы.
Мероприятия иа стадии охлаждения про-
дуктов сгорания связаны с включением в газовый
тракт установок азото- и сероочистки. В установ-
ках азотоочистки реализуются селективное ката-
литическое восстановление (СКВ) и селективное
некаталитическое восстановление (СНКВ) окси-
дов азота аммиаком. Степень очистки дымовых га-
зов от оксидов азота в установках СНКВ составля-
ет 50—60 %, а в СКВ — до 90 %. В связи с высокой
стоимостью данных технологий их разрабатывают
главным образом применительно к паровым кот-
лам большой мощности, в первую очередь пыле-
угольным, для которых реализация технологиче-
ских методов подавления образования оксидов
азота в процессе сжигания топлив сталкивается с
наибольшими трудностями. Сероочистку дымо-
вых газов осуществляют в специальных установ-
ках, реализующих сухой, мокросухой или мокрый
методы связывания оксидов серы известняком или
известью. Эффективность сероочистки составляет
от 40 % (сухой метод) до 95 % (мокрый метод).
Более подробно способы сероочистки рассмотре-
ны в книге 4, разд. 9.
Мероприятия на стадии сжигания топлива
нашли наибольшее применение на ТЭС. Это объяс-
няется тем, что на факторы, определяющие выход
NOX, СО, ПАУ (температура в зоне горения, коэф-
фициент избытка воздуха и время пребывания про-
дуктов сгорания в зоне высоких температур), легко
оказывать влияние различными технологическими
(внутритопочными) мероприятиями, добиваясь тем
самым существенного снижения образования вред-
ных веществ.
Самым простым мероприятием, обеспечиваю-
щим снижение NOX до 10—20 %, является переход
на сжигание с пониженными избытками воздуха.
Уменьшение количества воздуха, организованно
подаваемого через горелки, возможно лишь до тех
пор, пока не происходит интенсивного роста про-
дуктов неполного сгорания. Реализация данного
метода обеспечивается наладкой рабочих режимов
и предварительным уплотнением топочной каме-
ры. При этих условиях снижение коэффициента из-
бытка воздуха приводит также к некоторому увели-
чению КПД котла.
Одним из наиболее эффективных мероприятий
для газомазутных котлов является рециркуляция про-
дуктов сгорания в зону горения. Эффективность дан-
ного метода зависит как от доли рециркуляции
(обычно 20—25 %), так и от места ввода рециркули-
рующих газов. Наибольший эффект достигается при
вводе газов рециркуляции через дополнительные
шлицы в горелках или непосредственно в горячий
воздух. При этом снижение оксидов азота составляет
примерно 2—2,5 % на каждый процент подаваемых
продуктов сгорания и достигает 35—50 %.
Впрыск влаги в зону горения при сжигании при-
родного газа и мазута позволяет снизить выбросы
оксидов азота, СО и ПАУ. Обычно ввод влаги в ви-
де воды или пара осуществляется через форсунки,
установленные в горелках. Снижение выбросов
NOX при подаче влаги в зону горения в количестве
5—8 % массы сжигаемого топлива составляет 15—
25 % (впрыск воды оказывает больший эффект
за счет скрытой теплоты парообразования). Вне-
дрение данного мероприятия приводит к некоторо-
му снижению КПД котла в результате увеличения
64
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
потерь теплоты с уходящими газами, а также к воз-
растанию интенсивности низкотемпературной сер-
нистой коррозии конвективных поверхностей на-
грева. В этой связи впрыск влаги рекомендуется в
основном в качестве кратковременного воздухо-
охранного мероприятия при объявлении неблаго-
приятных метеорологических условий (НМУ).
Нестехиометрическое сжигание топлива явля-
ется эффективным мероприятием по снижению
эмиссии оксидов азота. Способ реализуется вследст-
вие неравномерного распределения подачи воздуха
(или топлива) по горелкам. Преимущество метода в
его универсальности по топливу и низких затратах
на внедрение. Метод может быть реализован практи-
чески при любой компоновке горелочных устройств
и позволяет снизить выбросы оксидов азота на 20—
40 % при сжигании твердых топлив и на 25—55 %
при сжигании мазута и природного газа.
При сжигании всех топлив широко использует-
ся метод двухступенчатого сжигания. При его
реализации топливо вводится в топку с недостат-
ком воздуха. Оставшийся воздух, необходимый для
полного сжигания топлива, подается навстречу или
выше основных горелок через специальные сопла
(в случае многоярусной компоновки возможна по-
дача воздуха через верхний ярус горелок с одновре-
менным отключением их по топливу). При этом ос-
новная часть топлива сгорает в первой ступени с
избытками воздуха а < 1, а оставшаяся часть дожи-
гается во второй ступени с а > 1. В результате вы-
ход NOX снижается на 40—60 %.
Для котлов сверхкритического давления, где
двухступенчатое сжигание неприемлемо из-за появ-
ления высокотемпературной сероводородной кор-
розии экранных панелей НРЧ, возможно использо-
вание трехступенчатого сжигания. При его реали-
зации 75—90 % общего количества топлива сжига-
ется в первой зоне с пониженными избытками воз-
духа (а > 1). Подача остальных 10—25 % топлива
осуществляется во вторую ступень с недостатком
воздуха так, чтобы суммарный коэффициент избыт-
ка воздуха первых двух ступеней был ниже стехио-
метрического (а = 0,9—0,95). В третьей ступени
вводится оставшийся воздух, необходимый для за-
вершения выгорания топлива. Характерное отличие
трехступенчатого сжигания — восстановление во
второй зоне оксидов азота, образовавшихся ранее в
нижней зоне. Внедрение трехступенчатого сжига-
ния позволяет снизить выбросы NOX в 2—3 раза.
Применение малотоксичных горелок — одно из
наиболее перспективных мероприятий, снижаю-
щих выбросы NOV СО и ПАУ. Их действие основа-
но на снижении максимальной температуры и за-
медленном смешении воздуха с топливом, что дос-
тигается конструкцией горелки. Применение мало-
токсичных горелок снижает выход оксидов азота
на 30—60 % и не увеличивает эксплуатационные
расходы. В то же время капитальные затраты при
замене горелок довольно значительны, поэтому
внедрять данное мероприятие целесообразно при
проектировании котлов.
1.6. ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ
РАСЧЕТЫ КОТЛА
1.6.1 ТЕПЛОВАЯ СХЕМА И ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА КОТЛА
Тепловая схема (ТС) котла — это совокупность
технических решений по организации движения и
теплообмена потоков теплоносителей в газоходах
и поверхностях нагрева котла, а также по способам
регулирования температуры перегретого пара.
Тепловая схема определяет организацию и ха-
рактер движения продуктов сгорания в газоходах I
котла, последовательность расположения по ходу
газов поверхностей нагрева обогреваемых теплоно-
сителей (воды, пароводяной смеси, пара, воздуха), ’
вид теплообмена в поверхностях нагрева (радиаци-
онный, полурадиационный, конвективный), харак-
тер взаимного движения теплоносителей (прямо-
ток, противоток), способ регулирования температу-
ры перегрева пара в рабочем диапазоне нагрузок
котла.
Исходные данные для разработки ТС формули-
руются техническим заданием (ТЗ) на проектирова-
ние. Граничными условиями формирования ТС яв-
ляются опорные (реперные) точки по температурам
продуктов сгорания и параметрам рабочего тела
(табл. 1.34), характеризующие условия надежности
и экономичности работы котла при требуемых пара-
метрах назначения, определяемых ГОСТ 3619-89
или ТЗ.
На тепловую схему влияют тип котла, его паро-
производительность, вид топлива и его характери-
стики, технологическая схема организации сжига-
ния топлива, степень газоплотности, способ регу-
лирования температуры перегрева.
Пример тепловой схемы котла показан на
рис. 1.35.
Тепловой расчет котла проводится по методи-
ке, представленной в [31], и может быть повероч-
ным или конструкторским.
Поверочный расчет проводят при переводе
котла на сжигание непроектного топлива, перед ре-
конструкцией поверхностей нагрева, для опенки
возможности повышения паропроизводительности
котла или параметров пара.
При поверочном расчете известны все конст-
руктивные характеристики поверхностей нагрева
(диаметр и толщина стенки труб, их шаги, площадь
поверхности нагрева, проходные сечения по газам
§ 1.6J
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
65
Таблица 1.34 Параметры теплоносителей в опорных точках газовоздушною и водопарового трактов
котлов
Параметр Рекомендуемое значение Причина ограничений и обеспечиваемые условия
Газовый тракт
Температура на выходе из топки 0", °C:
твердые топлива См. табл. 1.35 Предотвращение шлакования полурадиа- ционных и конвективных поверхностей
мазут малосернистый Не более 1350 Надежность работы металла труб паропе- регревателей
мазут высокосернистый с повы- шенным содержанием ванадия Не более 1200 Отсутствие высокотемперазурной корро- зии пароперегревателей
газ Из условий обеспечения на- дежности работы металла груб пароперегревателя Обеспечение /ст< [тсг] для принимаемой марки сталей выходных ступеней паропе- регревателя
Температура газов перед плотными трубными пучками в соединительном газоходе ^кпп > °^:
твердые топлива См. табл. 1.35 Предотвращение липких отложений на трубах
мазут Не более 1100 при поперечном шаге 5] < 275 мм и не более 1200 при S| > 275 мм По условиям очистки труб от загрязнений
Температура газов перед промежуточ- ным пароперегревателем Ф^ЛИД ’ При однобайпасной пусковой схеме: 800—850 для твердого топлива и до 900 для газа Обеспечение надежности работы металла труб промежуточного пароперегревателя в пусковых режимах
Температура газов за поворотной ка- мерой , °C Не более 0,95 гшл (7ШЛ — тем- пература начала шлакования [31]) Отсутствие липких загрязнений
Температура газов перед регулирую- щей ступенью ф'ег, °C Не более 545 Надежность работы труб из стали 12X1 МФ в отсутствие охлаждения на но- минальной нагрузке
Температура газов в зоне располо- жения обогреваемых коллекторов 0 , °C кол ’ Не более 750 Надежность работы металла коллекто- ров, стремление к уменьшению толщины стенки
Температура газов перед ТВП второй ступени ^413112 • Не более 515—530 Отсутствие окалинообразования трубной доски
Температура газов за экономайзером <к>°С Не более t'к + 40 (t 'к — тем- пература воды перед эконо- майзером) Получение приемлемых габаритов эконо- майзера
Температура уходящих газов $vv, °C См. табл. 1.36 Снижение скорости низкотемпературной коррозии, уменьшение потерь с уходящи- ми газами
Температура газов в месте отбора на рециркуляцию 0рец, °C Менее 400 Надежность работы подшипников дымо- соса газов рециркуляции
3-1937
66
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Продолжение табл. 1.34
Параметр Рекомендуемое значение Причина ограничений и обеспечиваемые условия
Воздушный тракт
Температура горячего воздуха /гв, °C См. табл. 1.37 Обеспечение условий горения и сушки топлива
Температура воздуха за первой ступе- нью воздухоподогревателя при двух- ступенчатом подогреве , °C Fie менее /'к +15 Получение приемлемых габаритов обеих ступеней ВП, обеспечение достаточного температурного напора на холодном кон- це экономайзера
Температура воздуха на входе в воз- духоподогреватель °C См. табл. 1.38 Защита воздухоподогревателя от низко- температурной коррозии
Во допаровой тракт барабанных (отлов
Допустимая степень кипения воды на выходе из экономайзера^''^ , % Не более 15 Надежность сепарации пара и гидродина- мическая устойчивость течения в выход- ных витках экономайзера
Энтальпия воды на выходе из первой ступени двухступенчатого кипящего экономайзера й" j , кДж/кг й' -(125—167), й' —энталь- пия воды на линии насыщения при давлении р"к за эконо- майзером Гарантированное наличие однофазной среды на входе в экономайзер второй сту- пени
Снижение энтальпии пара в регулято- рах перегрева Айрср кДж/кг 65—68 Обеспечение регулирования температу- ры перегрева при снижении нагрузки и нормативных значениях избытка воздуха в топке
Температура пара за ширмами /" , °C Не более 480—485 Обеспечение надежности работы труб из стали 12X1 МФ
Приращение энтальпии пара в горя- чих ступенях пароперегревателя Айгс, кДж/кг Не более 160—200 Обеспечение надежности работы металла труб
Водопаровой тракт котлов П докритического давленая
Энтальпия среды на входе в экраны НРЧ Й„РЧ, кДж/кг й' -(125—167) Равномерная раздача однофазной среды по трубам экранов НРЧ
Степень сухости пара на выходе из экранов НРЧ АдРЧ , % 75—85 Отсутствие пережога труб
Энтальпия среды на выходе из вынос- ной переходной зоны й''з, кДж/кг й" +(125—167), й"~ эн- тальпия пара на линии насы- щения при давлении за первой зоной Равномерная раздача однофазной среды (пара) по трубам экранов ВРЧ (или СРЧ)
Температура пара перед ППТО ^ППТО > °С Не более 470 Обеспечение надежной работы металла труб
Суммарное приращение энтальпии в ширмах и выходных ступенях Ай, кДж/кг Не более 160—200 Обеспечение надежности работы металла труб, снижение тепловых разверок
Температура пара за экранами ограж- дения газоплотных котлов , °C Не более 470 Надежность работы несущих конструк- ций из стали 12X1 МФ
§ 1.6]
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
67
Окончание табл. 1.34
Параметр Рекомендуемое значение Причина ограничений и обеспечиваемые условия
Тракт сверхкритического давления котлов Пп
Энтальпия воды на выходе из эконо- майзера h"K, кДж/кг Не более г0,3 Дйнрц-] 1,15 4,1868 ] -4-'868- А*(р) — см. рис. 1.36 Стремление к снижению теплогидравли- ческих разверок в трубах НРЧ
Соотношение между внутренним удельным тепловым потоком и массо- вой скоростью в экранах НРЧ 10 <7В1/(Рн’нрч) - 0’42 Отсутствие режима ухудшенного тепло- обмена
Предельное приращение энтальпии среды в экранах без промежуточного перемешивания ДАЭ, кДж/кг Менее 1260 для ленточной на- вивки; 480—628 для верти- кальных экранов с обогревом на подъемном участке движе- ния Обеспечение надежности работы металла труб экранов
Энтальпия среды на выходе из экра- нов топки Лэт, кДж/кг 2572—2800 Возможность выполнения экранов из ста- ли 2X1 МФ с [ZCT] = 540 °C
Энтальпия среды в экранах в зоне ак- тивного горения Л"рЧ , кДж/кг Не более 2090 Надежность работы металла труб экранов НРЧ
Тепло восприятие пароперегре вателя на участке от места установки расто- почного узла до паросборного кол- лектора ДДВ 3, кДж/кг 545—630 Надежность работы котла в пусковых ре- жимах и регулирования температуры пе- регретого пара
Суммарный расход воды на впрыск 6—8 Обеспечение надежной работы металла труб пароперегревателя
Тракт промежуточного перегрева пара
Приращение энтальпии пара низкого давления в ППТО (после ввода байпа- са) ДЛПптО’ кДж/кг 120—160 (не менее 80) Обеспечение требуемой температуры пе- регретого пара при сниженных нагрузках
Приращение энтальпии в пакете па- роперегревателя, включенном после ППТО Примерно 60 % общего прира- щения энтальпии в промежу- точном пароперегревателе Стабильность регулирования температуры пара промежуточного перегрева, надеж- ность работы металла выходной ступени
Желательный диапазон расхода пара через байпас ППТО, % 15—85 (меньшие значения — при минимальных нагрузках) Надежность регулирования температуры пара низкого давления
Впрыск До 2 % при использовании в комбинации с другими спосо- бами регулирования Стремление к снижению потерь КПД цикла
Примерное распределение прираще- ний энтальпии при трехступенчатом пароперегревателе (при наличии ре- туширующей ступени) дЛКПНД1 = ОД—0,5 дЛКПНД2 = 0,3—0,4 ДЛКПНДЗ = ОД—0,3 _ Д/гКПНД./ длкпНД7-г,_ , ВТ ВТ Обеспечение регулирования температу- ры пара промперегрева и надежности ра- боты металла труб
68
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.
Рис. 1.35. ^-диаграмма и тепловая схема котла Пгя-2650-
25-545 БТ (П-67) для энергоблока 800 МВт:
ВП — воздухоподогреватель; ПВ — питательная вода; ВЭ~
экономайзер; ПТ — подвесные трубы; НРЧ I, НРЧ II — нижние
радиационные части I и II хода; ВРЧ — верхняя радиационная
часть; ФБЭ — фестон боковых экранов; ПОТ — потолочный
экран; ЭФ — экраны фронтовой и задней стен горизонтального .
газохода; ЭКГ — экраны конвективного газохода; ППТО —
паро-паровой теплообменник; Ш 1—Ш III— первая — третья'
ступень ширм соответственно; Впрыск I, Впрыск II — впрыски-
вающие пароохладители I и II; КПП— конвективный пакет па-
роперегревателя; ШНД— ширма низкого давления; КПНД —
конвективные пакеты низкого
давления
19
20
16
и обогреваемому теплоносителю), состав и харак-
теристики топлива, параметры назначения.
В задачу поверочного расчета входят определе-
ние КПД котла и расхода топлива, а также парамет-
ров теплоносителей на границах всех поверхностей
нагрева для оценки надежности работы котла на за-
данном виде топлива. Промежуточные температу-
ры теплоносителей и температура уходящих газов
за котлом вначале неизвестны, поэтому расчет ве-
дется методом последовательных приближений.
Температурой уходящих газов 0ух задаются с по-
следующим уточнением. Расчет считается закон-
ченным, если различие между принятым и по
ченным значением 0ух не превышает ±10 °C.
Конструкторский расчет направлен на оп
деление размеров радиационных, полурадиаци
ных и конвективных поверхностей нагрева, обес
чивающих заданные параметры пара на номина
ной наропроизводительности котла в соответстя
с принятой схемой сжигания топлива и теплоя
схемой котла. Температура уходящих газов или
дается ТЗ, или принимается по рекомендацг
табл. 1.36. Пряя проведении расчета для обеспе
ния работы котла в требуемом диапазоне нагру:
учитывают регулирующие воздействия по подд
§ 1.6]
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
69
Таблица 1.35. Рекомендуемые средние по
сечению температуры газов (31 ]
Топливо — уголь, марка Значение [ft" ], °C
перед полурадиаци- онными ширмами перед конвек- тивным паро- перегревате- лем в соеди- нительном газоходе
цельно- сварными гладко- трубны- ми
Донецкие АШ, Т 1200 1150 1000
Донецкие Г, Д 1100 1100 950
Кузнецкий Г 1150 1100 950
Кузнецкие СС, Г 1200 1150 1000
Азейский Б 1200 1200 950
Кизеловский Г 1100 1100 1000
Экибастузский 1250 1250 1100
Подмосковный 1100 1100 1000
Назаровский 1050 1050 900
Ирша-Бородин- 1050 1050 900
ский
Березовский 1050 1050 900
Ангренский 1050 1050 900
Фрезерный торф 1000 1000 900
Сланцы северо- 1000 1000 900
западных место-
рождений
Тугайский Б 1070 1070 930
Примечания: 1. Указанные значения примени-
мы при разверке температур газов по сечению до
100°C. При большей разверке &" уменьшается.
2. Перед фестонированной частью конвективного
пароперегревателя или фестоном температура может
быть выше при условии, что перед плотными пучками
она не будет превышать уровня, указанного в таблице.
3. Для топлив, не указанных в табл. 1.35, при
(SiO2 + А12О3 + TiO2)/(CaO + MgO + К2О + Na2O) <
< 6 или СаО > 13 % (/< 1050 °C при наличии ширм
и не выше 950 °C в их отсутствие.
жанию температуры перегретого пара. Значения
параметров теплоносителей на границах поверхно-
стей нагрева принимаются в соответствии с реко-
мендациями табл. 1.34.
Регулирование температуры перегретого пара
предусмотрено на всех современных энергетиче-
ских котлах для обеспечения требуемого значения
/пе при снижении нагрузки котла или при сжигании
топлива нерасчетного состава.
В прямоточных котлах постоянство /пе обеспе-
чивается поддержанием отношения тепловой на-
грузки к расходу среды по тракту высокого давле-
Таблица 1.36. Температура уходящих газов |31|
Рекомендуемые значения Д при температуре питательно t °C ‘lIB’ v °C ух> 1 ВОДЫ
Топливо 150 215—235 265
Содержание серы (для мазута), %
до 1 1,1—2 2,1—3 >3
Твердое топливо с приведенной влажностью хкг • %/кДж: сухое, 110—120 120—130 130—140
<р<°>7 влажное, 120—130 140—150 150- -160
<р= 1-5 сильно влаж- 130—140 160—170 170- -180
ное, И^>5 Мазут 140 150 160 165
Газ в отсутствие сернистых соеди- нений Не ниже 90
Примечание. Значения температуры Дух и
(см. табл. 1.38) должены обеспечивать требования по
защите воздухоподогревателя от низкотемпературной
коррозии.
среды
ния О ID - const. Впрыски питательной воды в тракт
служат для подрегулировки температуры перегре-
ва и повышения надежности работы металла труб.
70
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.37. Температура горячего воздуха /гв
иа выходе из воздухоподогревателя |31|
Топочное устройство Система пыле- приготовления Топливо t °C ‘г.В’
Топки с Замкнутая, АШ 450—470
ТШУ с воздушной сушкой Т Прочие каменные угли Бурые угли, торф Сланцы 420—450*’ 300—420*' 350—400*2 250—300
Замкнутая, с га- зовой сушкой Бурые угли 300—350*3
Разомкнутая, с Для всех Не более
газовой сушкой топлив 350
Топки с Полу разомкну- АШ 450—470
ЖШУ тая или разомк- нутая, с пода- чей пыли горя- чим воздухом Т 400—450*1
Газо мазут- ные топки — Газ, мазут 230—270*4
*1
Большие значения для окисленных углей 2-й
группы и тощих 2Т.
♦ 2 г
При высоковлажном торфе W > 50 % /гв =
= 400 °C.
* 3
Большие значения при высокой влажности
топлива.
* 4
Для маневренных котлов /гв может быть увели-
чено до 300—320 °C. Увеличение /гв до 300—320 °C
целесообразно при /п в = 280—300 °C.
В котлах Е и Еп постоянство /пе обеспечивается:
впрысками собственного конденсата (дпе > 8 МПа),
применением поверхностных пароохладителей
(рпе < 8 МПа), поворотных горелок; вводом газов
рециркуляции (газ, мазут, высокореакционные топ-
лива с > 40 %). На котлах зарубежных фирм
используют впрыски питательной воды, что обу-
словлено высокой степенью ее очистки.
Регулирование температуры пара промежу-
точного перегрева может быть обеспечено: впры-
ском воды, установкой паро-парового теплообмен-
ника (твердые топлива), вводом газов рециркуляции
(газ, мазут, высокореакционные топлива с >
> 40 %), применением поворотных горелкок, бай-
пасированием части продуктов сгорания, установ-
кой регулирующей ступени. Возможна комбинация
Таблица 1 38. Температура воздуха на входе
в воздухоподогреватель °C [311
Топливо Тип воздухо- подогревателя
трубчатый регенера- тивный
Бурые угли (5^р <0,1), торф,сланцы 50 30
Каменный уголь (5^р <0,1), антрацит 30 30
Бурые угли (5^р >0,1) 80 60
Каменные угли (.!>^р >0,1) 60 50
Мазут, > 0,5 % ПО 70
Мазут, & < 0,5 % 90 50
различных способов, например: регулирующая сту-
пень + рециркуляция газов или ППТО + впрыск.
Во избежание потери экономичности впрыск
при регулировании температуры пара промежуточ-
ного перегрева должен быть не более 2 %.
По условиям устойчивости горения количество
газов рециркуляции, вводимых в зону активного
горения, должно быть не более 40 % при этом Д"г
должно быть не ниже минимально допускаемых
значений (см. табл. 1.20).
Способ регулирования температуры пара проме-
жуточного перегрева выбирают на основании срав-
нительных технико-экономических расчетов [22].
Места установки впрыскивающих регуляторов
перегрева должны обеспечить защиту от пережога
наиболее теплонапряженных поверхностей: ширм,
выходных ступеней пароперегревателей.
Для аварийного регулирования /пе предусмат-
риваются впрыски питательной воды в паросбор-
ные коллекторы.
1.6.2. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА
Коэффициент полезного действия котла т]к
характеризует долю теплоты, затраченной на на-
грев рабочей среды, %,
Г[к = 100 - • = ЮО-д2-<73-94-95-^6, (1.45)
и учитывает потери с уходящими газами <?2, хими-
ческий <73 и механический с/4 недожоги топлива (см.
табл. 1.21, 1.24, 1.27), потери в окружающую среду
<у5 и с теплотой шлака <?6.
§ 1.6]
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
71
Потери с уходящими газами
[/Лтб+(’-'-)^ух
92 = ---------------
-(«Ух-3')^0прс-^0хВКЮ0-^4) ....
-4---2---------, (1.46)
где г—доля газов, отбираемых на сушку (учитыва-
ется только для разомкнутых систем пылеприго-
товления); А/отб, Нук, ЯОпрс, НОк в — энтальпии га-
зов в точке отбора, уходящих газов, воздуха, приса-
сываемого в газоходы котла, и воздуха на входе в
з
воздушный тракт, кДж/кг (кДж/м‘); аух — коэффи-
циент избытка воздуха в уходящих газах
(табл. 1.39); 0' — отношение количества воздуха на
входе в воздушный тракт к теоретически необходи-
мому. Значения 7/отб и Нух определяются по урав-
нению
^• = Я° + (а;.-1)^ + /7зл, (1.47)
„О гг° гг
где Н , Нъ и Нзл — энтальпии газов, воздуха и зо-
лы при температурах Дотб и Дух и соответствующих
избытках воздуха, определяемые по данным кн. 2,
разд. 4.
Располагаемая теплота сгорания I кг твердо-
го (жидкого) топлива
Cp = e>w™ + ('-‘)e1<ap6. (148)
. 3
а I м газа
еР = е/ + "Тл> (’49)
где Qrt, — соответственно низшая теплота сго-
рания твердого (жидкого) топлива на рабочую мас-
су, кДж/кг, и газа на сухую массу топлива, кДж/м3;
физическая теплота топлива кДж/кг (кДж/м3)
^тл — стл2тгг (1-50)
В отсутствие постороннего подогрева /тл = 0
для всех видов твердых топлив, кроме бурых
углей и торфа (/тл = 20 °C). Теплоемкость топлива,
кДж/(кг • К),
ста = 0,0419^ + cdm( 100- Wr)/100. (1.51)
В интервале температур 0—200 °C с^л,
кДж/(кг-К): АШ и Т 0,92—1,05; каменные угли
0,96—1,26, бурые 1,09—1,47; сланцы 1,05—1,3;
торф 1,3—1,8.
Для мазута при /м < 100 °C
стл = 1,89 + 0,0053/м, (1.52)
Таблица 1.39. Присосы воздуха в котлах
и системах пылеприготовления |31]
Объекты Характеристика объектов Присос
Топки Газоплотные 0,02
С металлической обшивкой труб экрана 0,05
С обмуровкой и металличе- ской обшивкой 0,07
С обмуровкой без обшивки 0,10
Поверхно- Газоплотный котел оттопки 0,02
сти нагре- до ВП
ва, газохо- Фестон, ширмы 0
ды и обору- 1-й котельный пучок (D < 50 кг/с) 0,05
дование га- зового
тракта кот- 2-й котельный пучок 0,10
ла (D < 50 кг/с)
Первичный пароперегреватель 0,03
Промежуточный паропере- греватель 0,03
Переходная выносная зона 0,03
Экономайзер (на ступень) 0,02
Трубчатый воздухоподогрева- тель (на ступень) 0,03/0,06
Регенеративный воздухопо- догреватель 0,15/0,2
Электрофильтры 0,1/0,15
Циклоны батарейные 0,05
Скрубберы 0,05
Газоходы за котлом (каждые 10 м) 0,01
Пылеси- С ШБМ при сушке горячим 0,10
стемы с воздухом
промежу- То же при сушке смесью воз- 0,12
точным бункером духа и газов
С ММТ при сушке смесью воздуха и газов 0,06
Со среднеходными мельни- цами 0,06
Пылесисте- С ММТ или среднеходными 0,04
мыс пря- мельницами
мым вдува- нием под разрежени- ем С мельницами-вентиляторами 0,2—0,25
То же под давлением С любыми мельницами 0
а при /м = 100—150 °C
стл= 1,30+ 0,0112/м. (1.53)
Теплота от разложения карбонатов учитывает-
ся только при слоевом сжигании сланцев (к = 0,7).
72
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
Потери </5 выбирают в зависимости от паропро-
изводителыюсти котла:
D, кг/с... 25 75 100 125
q5, % .... 0,75 0,50
D, кг/с... 150 175
0,45 0,40
200 Не менее 250
q5, % . . . 0,30 0,275 0,25 0,20
Потери с физической теплотой шлака q^, %
ашлсшл^шл^
96 = ----5------> (154)
где ашл = 1 - аун — доля золы в шлаке (см.
табл. 1.21, 1,24); теплоемкость шлака сшл = 0,832 +
+ 0,00167/[Ш, кДж/(кг* К); при ТШУ /шл = 600 °C,
при ЖШУ /шл ~ /с + 100 °C (/0 — температура жид-
коплавкого состояния золы). В топках с ТШУ при
зольности Ar < Qr./400 потери qe могут не учиты-
ваться.
Теплота, полезно используемая в котле, кВт,
ек = (О^О6)<Лпе-А„,) + Об(Л„е-Л6) +
+ ХОвпр£(Лпп< " + Авод + бс.к,, <> 55)
Третье слагаемое учитывается только при
впрыске в первичный тракт «сторонней» воды с эн-
тальпией йвпр в количестве DBnpS; D, Dnni, D&,
^н.п> ^пр> ^внрЕ — соответственно расходы пере-
гретого пара; пара на входе в тракты промежуточ-
ного перегрева; среды, байпасируемой помимо ре-
генеративных подогревателей с энтальпией /?б; от-
бора насыщенного пара с энтальпией h" из бараба-
на котла; воды па продувку (при Опр < 0,02.0 тепло-
ту продувочной воды можно не учитывать); впры-
сков в промежуточные пароперегреватели с эн-
тальпией Авпр ; Лпе, /?п в, h's, Л" п;, Л' п/ — энталь-
пии перегретого пара, питательной воды, воды на
линии насыщения при давлении в барабане, пара на
выходе и входе трактов промежуточного перегрева,
кДж/кг; Ссвол, (2С ВОЗ— соответственно количест-
во теплоты, затрачиваемое на подогрев воды или
воздуха, отдаваемых «на сторону». Для воздуха
Сс.воз - Ризб(^0изб ~ ^Овп^р • (1-56)
Здесь Ризб — отношение количества избыточного
воздуха к теоретически необходимому; НОнзб,
^Овп — соответственно энтальпия избыточного
воздуха за котлом и на входе в воздухоподогрева-
тель, кДж/кг (кДж/м‘).
Полный и расчетный расходы топлива на ко-
тел, кг/с (м3/с),
“ = <ерпв)/юо + еВВ|1 + еф; (|Я|
где Оъ вн — теплота, внесенная в топку воздухом
при его внешнем подогреве в калориферах, кДж/кг
(кДж/м3),
е..в« = <₽'-₽»бЖ,„-я<>х.,); (i s?)
(2ф — теплота, внесенная в топку паровым дутьем
(распыл мазуга форсунками),
еф = бф(Лф-24 00), (1.60)
где Оф = 0,30—0,35 кг/кг — расход пара на 1 кг ма-
зута; Лф — энтальпия пара, подаваемого в форсун-
ки, кДж/кг.
Объемы продуктов сгорания и воздуха, а также
тенловосприятие поверхностей нагрева определя-
ют па расчетный расход топлива Вр. Пылссистемы
рассчитывают на полный расход топлива Вк.
1.6.3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТОПКИ
В поверочном расчете искомой величиной яв-
ляется температура газов на выходе из топки, °C,
Г Во0,6
< = —-------------6Т~ 273’ <L61>
A/Bu ’ + Во ’
где Та — адиабатная температура горения топлива,
К; Во — критерий Больцмана (1.64); М — пара-
метр, учитывающий влияние на теплообмен уровня
расположения горелок и степени забалластировки
факела продуктами сгорания (1.72); Ви — эффек-
тивное значение критерия Бугера (1.79).
Адиабатная температура горения, °C, Да =
- Тя - 273 определяется по полезному тепловыде-
лению в гопке, кДж/кг (кДж/м3),
о=о 100 ~ 93 ~ 94 ~ ?6
100 - q4
+ 2ф + ^Л.оТ6/- (1.62)
равному энтальпии продуктов сгорания при избыт-
ке воздуха ос,.. Теплота, вносимая в топку с возду-
хом, кДж/кг (кДж/м3),
Qa [®т — ДСЦ-— — ^(®отб/ — ’)гт/]^гв
+ (Дот + Дапл)//0прс. (1.63)
§ 1-6]
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
73
Рис. 1.37. К определению границ топочного объема и среднего уровня расположения горелок:
а, б — топки с ТШУ; в, г — газомазутные топки; д — двухкамерная топка
Здесь ос, и аотб/ — коэффициенты избытка воздуха в
конце топки (см. табл. 1.21, 1.24, 1.27) и в местах от-
бора газов на рециркуляцию; Дос,, и Дапл — присосы
воздуха в топке и системе пылеприготовления
(см. табл. 1.39); гт/ — коэффициент рециркуляции
газов в низ топки или в горелки; НГВ и ЯОпрс ~~ эн*
тальпии горячего и присасываемого воздуха, кДж/кг
(кДж м3); Егт,//готб/ — суммарная теплота газов ре-
з
циркуляции, кДж/кг (кДж/м ).
Критерий Больцмана
(1-64)
Коэффициент сохранения теплоты
(р= 1-<75/(100-?5). (1.65)
Средняя теплоемкость продуктов сгорания,
кДж/(кг-К) (кДж/(м3 • К)),
Q - Н"
(ИС)еР = ГТР' (166)
а т
При поверочном расчете является искомой
величиной, поэтому ею предварительно задаются
(с последующим уточнением). Энтальпия газов на
выходе из топки Н" определяется при Ь" и ос,.
При различии значений &", принятом предвари-
тельно и полученном по (1.61), не превышающем
30 °C, повторного расчета для уточнения &" не
требуется.
Площадь поверхности стен топочной камеры
2
Дст, м , вычисляется по размерам площадей поверх-
ностей, ограничивающих объем топочной камеры
(рис. 1.37). Площадь поверхности ширм, включен-
ных в объем топки, и двусветных экранов определя-
Рис. 1.38. Угловой коэффициент х гладкотрубного
экрана:
1 — с учетом излучения обмуровки при е > l,4rf; 2 —
то же при е = 0,8<7; 3 — то же при е = 0,5t/; 4 — то
же при е = 0; 5 — без учета излучения обмуровки при
е > Q,5d
ется как удвоенное произведение расстояния между
осями крайних груб экранов (ширм) на освещенную
факелом длину труб.
Коэффициент тепловой эффективности эк-
ранов \|/ зависит от углового коэффициента излу-
чения экранов х, коэффициента теплового сопро-
тивления загрязнений труб £ и способа закрытия
груб изоляцией
Ч/ = х£. (1.67)
Угловой коэффициент гладкотрубных экранов
определяется по рис. 1.38. Для ошипованных и
74
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 140. Коэффициент теплового
сопротивления лучевоспринимающих
поверхностей топки £ (311
Тип экрана Топливо
Настенные глад- Г азообразное 0,65
котрубные и мем- Мазут 0,55
бранные цельно- Пыль АШ Т, камеи- 0,45
сварные экраны в ных и бурых углей
камерных топках средней шлакую- щей способности
Пыль каменных и бурых углей высо- кой шлакующей способности 0,35—0,4
Фрезерный торф 0,45
Сланцы 0,25
Настенные глад- котрубные экраны слоевых топок Все топлива 0,60
Ошипованные экра- ны, покрытые огне- упорной обмазкой » 0,20
Экраны, закрытые шамотным кирпи- чом » 0,10
Примечания: 1. Приведенные значения отно-
сятся к топкам, оборудованным высокоэффективны-
ми средствами очистки от загрязнений.
2. При сжигании экибастузского угля тонкого раз-
мола (Я90 < 15 %) в котлах с q/f- > 3 МВт/м2 Е, = 0,4.
3. Для березовских шлакующих углей £ = 0,35.
плавниковых экранов, для плоскости, проходящей
через оси первого ряда труб ширм (фестона, ко-
тельного пучка), расположенных в выходном окне
топки, а также для плоскости, проходящей через се-
редину холодной воронки топки с ТШУ х = 1.
Значения коэффициента £ приведены в табл. 1.40.
Для ошипованных экранов
£ = 0,53-2,5-1оЛшл, (1.68)
где — температура плавления шлака (в отсутст-
вие данных принимают /шл = /0 - 50 °C; Zo — темпе-
ратура жидкоплавкого состояния золы).
Для гладкотрубных двусветных экранов и то-
почных ширм (кроме ширм-«щек») £ уменьшают
на 0,1, а для цельносварных — на 0,05 по сравне-
нию с данными табл. 1.40.
Для выходного окна топки,
£вЫх=Ч₽- (1-69)
Коэффициент Р учитывает взаимный теплооб-
мен между выходным окном и топкой. При уста-
новке ширм Р равен 0,6 для твердых топлив и 0,8
для газа и мазута. В отсутствие ширм и при нали-
Таблица 1.41. Значения параметра Мо [31|
Тип топки Компоновка горелок м0
Газомазутные С подовыми горелками 0,36
топки С настенным располо- жением горелок 0,4
Пылеугольные Тангенциальная или 0,46
топки с ТШУ встречная Однофронтальная 0,42
Пылеугольные топки с ЖШУ — 0,44
Слоевые топки — 0,46
чии фестона Р = 0,9, котельного пучка Р = 1,0; если
поверхности нагрева за выходным окном отсутст-
вуют, Р = 0,5.
При экранировании топки экранами с различ-
ным значением у
п
vcp= S(vA)//?CT- (17°)
z=i
Для неэкранированных участков стен топки
ц/ = 0.
Параметр М для камерных топок
ЛУ = Мо(1-О,4^г)3^, (1.71)
для слоевых топок
Л/=Л/0(1 +р)ЗуГ, (1.72)
где р = /?/FCT -— соотношение площадей зеркала го-
рения и стен топки. Значения Л/о приведены в
табл 1.41.
Относительный уровень расположения горелок
^г = йг/Ят, (1.73)
где Нт— высота топки (с.м. рис. 1.37); hr—-средний
уровень расположения горелок,
А,
т
/ s«//e,r)y - 0-74)
т
Здесь т — число ярусов горелок; Лу, ((?,) ,£, — со-
ответственно число горелок в j-м ярусе, теплота
сгорания подаваемого в них топлива и загрузка ка-
ждой из них по топливу; hTJ — уровень расположе-
ния горелокj-ro яруса (см. рис. 1.37).
Параметр забалластировки топочных газов
1 + г)
^ = "77------77— > 0-75)
, уП
r0N2 + f0RO2
где Vr — объем газов на выходе из топки без учета
рециркуляции; — соответственно
§ 1.6]
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
75
Таблица 1.42. Коэффициенты теплового поглощения, 1/(м • МПа) |31]
Вид топлива
Коэффициент
Расчетная формула
Газ, мазут
Коэффициент поглощения топочной сре-
дой
Коэффициент поглощения трехатомными
продуктами сгорания
к = кг + ткс
7,8+ 16гНгО
. 710^гп5
Коэффициент поглощения сажистыми
частицами
Твердое топ-
ливо
Коэффициент поглощения топочной сре-
дой
Коэффициент поглощения эоловыми час-
тицами
—1(1,6-10 3<-0,5)
V 21 _/* I «
1 + ат(д /
к кг + АЗЛЦЗЛ + ЛК0КСЦК0КС
Топливо
АШ
Каменный и тощий угли
Бурый уголь, сланцы
Торф
Экибастузский уголь при /?90 < 15 %
0,8
0,75
0,6
1,0
Коэффициент поглощения коксовыми
частицами
^коксМ-кокс
0,25
0,2
0,1
АШ, Т
Каменный уголь
Бурый, сланцы, торф
Примечания: т — коэффициент усреднения, равный для газа 0,1, для мазута 0,3 в газоплотных и
0,6 в негазоплотных топках;
2. r^Q и гп = гн2О + rRO2 — доли водяных паров и трехатомных газов; рзл — концентрация золы в
продуктах сгорания (см. кн. 2, разд. 4).
теоретический объем азота и объем трехатомных
3 3 3
газов в продуктах, сгорания, м /кг(м /м ). Коэффи-
циент рециркуляции
Vй
г = -т^-, (1.76)
Vй
г.отб
,.77 ,,//
где отб — соответственно объем газов, от-
бираемых на рециркуляцию, и за точкой отбора,
3 3 3
м /кг (м /м ).
При ступенчатом сжигании топлива значение
параметра М умножается на коэффициент
^=(l-^gTpB), (1.77)
где — доля третичного воздуха; К = 0,45 при
двухступенчатом сжигании газа и мазута, К = 0,6
при трехступенчатом сжигании пыли и вводе до-
полнительного топлива воздухом, К = 0,2 при трех-
ступенчатом сжигании пыли и вводе дополнитель-
ного топлива газами рециркуляции.
При установке поворотных горелок коэффици-
ент Mq увеличивается (уменьшается) на 0,01 на
каждые 10° угла поворота горелок вниз (вверх).
Эффективное значение критерия Бугера
2
гГ ,,, 1,4Ви + Ви + 2 /,
Ви = 1,61п —------------. (1.78)
1,4Ви2 - Ви + 2
Критерий Бугера
Bu = kps, (1-79)
где к— коэффициент поглощения, 1/(м • МПа);/? —
давление в топке, МПа, 5 — эффективная толщина
излучающего слоя, м.
Формулы для расчета коэффициентов поглоще-
ния лучей kt приведены в табл. 1.42, а толщины из-
лучающего слоя 5 — в табл. 1.43.
Полученное значение &" должно быть сопос-
тавлено с рекомендуемым значением [$''] (см.
табл. 1.35). При поверочном расчете топки должно
проводиться сопоставление с допустимыми значе-
76
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.
Табли ца 1.43. Эффективная толщина излучающего слоя s, м [311
Поверхность нагрева Расчетная формула
Топка 5 = 3,6“ ' СТ
Ширма 1,8
1/А + 1/5] + \/В
Гладкотрубный пучок (45,5, А 5 = 0,96 —1 \ па )
Трубчатый воздухоподо- греватель Мембранные конвектив- ные пучки s = 0,96вн 4о,о9(л) 1 - 1
4йрб(л6) + 1
Примечание, d, dm — наружный и внутрен-
ний диаметры; 5,, S2 — продольный и поперечный
шаги; А, В — высота и глубина ширмы по ходу газов;
/?рб — высота мембраны.
ниями величин qF, qv, dFKC (для ЖШУ), <7азр
<S.rn.ax. OLrmin (ТШУ). ?фп,т (»ШУ).
Специфика конструкторского расчета со-
стоит в определении площади стен топки, обеспе-
чивающей получение нужной температуры О'',
„ 5рСл37Л/'2|(7’а/7’т)-,|2
FCT = —Р—-_и--------~^Т7,------3 (1-8°)
5,67-10 WcpBu ^'(г/
Предполагается, что до расчета FCT уже опреде-
лены габариты топки в плане — ширина от и глуби-
на Ьг, а также компоновочные размеры горелок в
топке. Толщина излучающего слоя и параметр М
из-за неопределенности Нт являются неизвестны-
ми, поэтому в качестве первого приближения целе-
сообразно принять объем топки
Пт = (3-(^'/700))И mjn, (1.81)
где Vr miI1 — минимально допустимый объем топки,
определяемый по формуле (1.29) и табл. 1.21, 1.24,
1.27.
Используя данные п. 1.4.2 и данные по Ит, опре-
деляют /?р М, Fcr, s и находят расчетное значе-
ние FCT по (1.80). Расхождение между принятыми и
расчетными значениями Fcr должно быть не более
2 %, иначе расчет уточняют.
Теплоту Qnh воспринимаемую отдельными
участками экранов топки, определяют на основа-
нии позонного расчета топки [30, 31].
Топку с включенными в ее объем ширмами (по-
перечный шаг ширм 5] > 700 мм) рассчитывают™
рекомендациям [31]
1.6.4. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ПОВЕРХНОСТЯХ
НАГРЕВА
Уравнения теплового баланса по греющему и
обогреваемому теплоносителям и уравнение тепло-
передачи для каждой из поверхностей нагрева, со-
ставленные на 1 кг (1 м ) расчетного топлива, пред-
ставлены в табл. 1.44. При поверочном расчете эн-1
гальпии продуктов сгорания и обогреваемого теп-
лоносителя известны лишь на одной из границ по-1
верхности нагрева, например, известны входные
значения Н' и И", а выходные Н" и /?" не известны, Г
Задаваясь одним из неизвестных значений, из усло-
вия Q6i = Qt по балансовым уравнениям (см. I
табл. 1.44) находят второе. По полученным пара-
метрам теплоносителей определяют температур- I
ный напор Д/ (см. книгу 2, разд. 3), коэффициент те-
плопередачи к и находят QTj. Если g6/, рассчитан- I
ное на основе предварительно принятого значения
энтальпии, отличается от С> не более чем на 2 %, I
расчет считается завершенным В противном слу-
чае его повторяют. Если во второй итерации темпе-
ратура по газам отличается от значения в первой
итерации менее чем на 50 °C, значение к можно не
уточнять. При расчете газоплотных котлов расхож-
дение Q6z и QTi для экранов ограждения допускает-
ся в пределах ±10 %.
Теплота, полученная излучением поверхно-
стью нагрева в районе выходного окна при установ-
ке ширм,
е„ ш = е), (иг»
р
при установке фестона или котельного пучка
О — ^л-в^вых£'*р/
Ил.ф - р
р
(1.83)
где с/л в — тепловой поток в районе выходного ок-
2 7
на, кВт/м ; FBbIX — площадь выходного окна, м ;
— сумма угловых коэффициентов, определяе-
мая по рис. 1.39, а или б; е — коэффициент тепло-
вого излучения факела; Вр — расчетный расход то-
плива, кг/с.
Коэффициент теплопередачи kt, Вт/(м2 • К),
рассчитывают в соответствии с данными табл. 1.45.
При записи формул учтен ряд особенностей тепло-
обмена в котлах: пренебрежимо малые термиче-
ские сопротивления стенки труб и передачи тепло-
ты от стенки к воде или пару сверхкритического
§ 1.6]
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
77
Таблица 1.44. Уравнения для расчета
конвективных поверхностей нагрева
Уравнение Поверхность нагрева Формула
Теплового баланса по газам Все поверхности нагрева + Aaz//Onpc )g - Qaon
Воспри- Ширмы и пароле- D;
ятия тепло- регреватели, вое- Qi = ^h"-h^-
ты обогре- принимающие P
ваемым те- теплоту излуче- -ел,
плоносите- нием из топки
лем Конвективные пароперегревате- ли, экономайзе- ры, переходные зоны прямоточ- ных котлов, не воспринимаю- щие излучение из топки Воздухоподогре- ватели О о II II + 'S'
+ ₽изб)(А/ ~Az)
Теплопере- дачи Все поверхности нагрева <2тГ Ю~3(к^)/Вр
Примечания. 1. Для z-й поверхности нагрева в
формулах приняты обозначения: Н', Н" — соответ-
ственно энтальпия газов перед и за поверхностью,
кДж/кг (кДж/м3); Дос, — присос воздуха; /70прс — эн-
тальпия присосанного воздуха, кДж/кг (кДж/м3)
(обычно /прс = 30 °C; для воздухоподогревателя /прс =
= 0,5(t' +1"), °C); g — доля газов, проходящих че-
рез рассчитываемую поверхность; Сдоп — тепловос-
приятие дополнительных поверхностей нагрева (экра-
нов ограждения), кДж/кг (кДж/м ); Dt — расход сре-
ды через поверхность нагрева, кг/с.
2. В зависимости от наличия или отсутствия в кот-
ле ширм Qni в уравнениях табл. 1.44 трактуется сле-
дующим образом:
Qri.UJ для COOCT-
венно ширм
^л.в^вых., „ B (l-SXp/J-e)) p при установ- ке ширм в отсутствие фестона
Qni a F ТЛ-В ВЫХ - , . . „ . P при установ- ке и ширм и фестона
^л.в^вых., „ . при установ- ке фестона или котель-
ного пучка
б)
Рис. 1.39. Сумма угловых коэффициентов ширм
(а) и конвективных поверхностен (б) при различ-
ных значениях
давления, предполагается отсутствие внутренних
отложений в трубах пароводяного тракта.
Влияние наружных загрязнений труб учитывает-
ся либо коэффициентом загрязнения е, либо коэффи-
циентом тепловой эффективности (табл. 1.46—
1.48, рис. 1.40, 1.41). В третьей и пятой формулах
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.
Таблица 1 45. Коэффициенты теплопередачи в
2
поверхностях нагрева котла к, Вт/(м * К)
Поверхность нагрева Формула
Гладкотрубные ширмы Мембранные (цельносварные) ширмы к-
к_ а1пр
l+(I+^!Ye + -L-P alnp
Конвективные гладкотрубные пучки и фестоны Гладкотрубные экономайзеры, испарительные поверхности, по- верхности нагре- ва котлов СКД с h < 1400 кДж/кг
а 1 а4 <=?!<=» - > । и
Конвективные пучки и фестоны из плавниковых труб, мембран- ные, мембранно- лепестковые, ле- пестковые и с по- перечными реб- рами Регенеративный воздухоподогре- ватель T
1 1 + € 3 + ^5 M lu *4
1 1 1 4- " 1 CC j X । cx^x^ n, об/мин. . 0,5 1,0 1,5
П 0,85 0,97 1,0
Трубчатый воз- духоподогрева- тель a4 a* a" t- > a и
Примечание. Поправка 1 + (QniIQ) учитывает-
ся только для поверхностей, воспринимающих пря-
мое излучение из топки, в остальных случаях QJJl = 0;
л,, х2 — соответственно доли сечения для прохода га-
зов и воздуха; а1пр — приведенный коэффициент те-
плоотдачи для негладкотрубных поверхностей нагре-
ва, Вт/(м К); П — коэффициент, учитывающий
влияние нестационарного теплообмена, зависящий от
частоты вращения ротора регенеративного воздухопо-
догревателя (РВП).
табл. 1.45 для фестонов и котельных пучков Qn-
= Qn ф, для других поверхностей Qn = Qni.
Коэффициенты теплоотдачи конвекцией «] от
газов к стенке и а2 от стенки к обогреваемому теп-
Таблица 1.46. Коэффициенты загрязнения ед.и
ширм при сжигании мазута, 1аза н сланцев [31|
Топливо Условия Коэффициент загрязнения, м • КЯг
Сланцы Виброочистка, =600—850 °C 0,035
Виброочистка, > 850 °C 0,04
Низкочастотное встряхивание 0,03
Мазут aT < 1,03 0,0025
От> 1,03 0,005
Газ — 0,0015
Таблица 1.47. Коэффициенты тепловой
эффективности для конвективных
гладкотрубных и оребренных поверхностей
при сжигании мазута и газа [311
Поверхность нагрева Мазут Газ
Пароперегреватели, котельные пучки, переходные зоны:
с коридорным расположе- нием труб 0,65 0,80
с шахматным расположени- ем труб Экономайзеры и газоводяные подогреватели: 0,60 0,80
холодные ступени 0,65 0,85
горячие ступени 0,65 0,80
Ширмоконвективные поверх- ности 0,65 0,75
Примечание. Приведенные данные по у для
мазута справедливы при сц. < 1,03, при работе кот-
лов с ос,. > 1,03 значение у для всех поверхностей
уменьшается на 0,05; при сжигании газа после ма-
зута без остановки котла на очистку значение у
увеличивается на 0,05 по сравнению с данными по
мазуту; при сжигании смеси топлив принимается
по более загрязняющему топливу.
доносителю рассчитывают по табл. 1.49, а излуче-
нием ал — по табл. 1.50.
Коэффициент использования поверхности на-
гревав процессе теплообмена С, для ширм принима-
ется по рис. 1.42, а для поперечно обтекаемых по-
верхностей £= 1. Значение углового коэффициента
для ширмхр/ принимается по кривой 5 рис. 1.38.
Значения коэффициента кинематической вяз-
2
кости v, м /с, теплопроводности А, Вт/(м • К), кри-
терия Прандтля Рг определяют при средних темпе-
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
79
Таблица 1.48. Коэффициент тепловой эффективности воздухоподогревателей у |31|
Топливо Т рубчатые Регенеративные
С-перекрест Z-nepe- крест
Холодныеступени, одноступенчатые Горячие ступени Не более 0,15 0,15—0,25 Более 0,25
АШ, торф, канско-ачинские угли 0,90 0,75 0,85 0,90 1|/= 1,05- 0,80
Мазут, древесное топливо 0,85 0,90 0,85 -Д«вп
Все остальные виды топлива (кроме газа) 0,90 0,90 0,85
Газ 0,95 0,95 0,90
Примечание. При С-перекресте при наличии межходовых трубных досок V снижается по сравнению с
табличными значениями на 0,15 в двухходовой с одной и в трехходовой ступени с двумя промежуточными
трубными досками, на 0,05 — в трехходовой при одной промежуточной трубной доске и в четырехходовой при
двух промежуточных трубных досках; значения снижаются на 0,05 при сжигании сернистого мазута для РВП
при t' < ПО °C, для ТВП при t' < 90 °C, если ат < 1,03, и при t' <110 °C, если ат > 1,03.
г ВП 1 ВП 1 BI1 1
Рис. 1.40. Коэффициент загрязнения ширм £ при
сжигании твердых топлив:
1 — умеренно загрязняющие; 2 — сильно загрязняю-
щие; 3 — сильно загрязняющие с очисткой
Рис. 1.41. Коэффициент тепловой эффективно-
сти конвективных поверхностей нагрева у
при сжигании твердых топлив:
1 — умеренно загрязняющие и сильно загрязняю-
щие с очисткой; 2 — сильно загрязняющие без
очистки
2
Таолица 1.49. Коэффициенты теплоотдачи а(-, Вт/(м • К) |31]
Поверхность нагрева Теплоно- ситель Вид обтекания Компоновка труб Расчетная формула
Змеевиковые глад- котрубные Газы Поперечное Шахматная коридорная «1 = £(ак + ал)
Ширмы гладкотруб- ные » » Коридорная “l=^a«^+aJ „Г ГО,57 л *1
Ширмы меморанные » » » “i"T‘«h~+lra»J
Гладкотрубные пуч- ки, ширмы Газы, воздух » » Шахматная a = 0,2С C,^[^°’65pr0,33 К .S - d\ v ) „ п г wcA0*6 0,33 а = 0,36 С С — — Рг к а - d\ v J
Продольное обтека- ние однофазным по- током Газы, пар, воздух Продольное — а = 0,023£ —- Рг * С,С,СЬ к V ) i i к
80 КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ [Разд. 1 Окончание табл. Hi
Поверхность нагрева Теплоно- ситель Вид обтекания Компоновка труб Расчетная формула
Пучки мембранные и из плавниковых труб Пучки с поперечны- ми круглыми, квад- ратными ребрами и спирально-ленточ- ным оребрением Регенеративные воз- духоподогреватели Газы Газы, воздух То же Поперечное » Продольное Коридорная Шахматная Шахматная, коридорная Сплошные листы, фарфо- ровые трубы Просечная на- бивка о 0,1ССА-л°’75Рг«зз к л zrf\ v J а =0,14С С V^°,7pr°’33 к ' zd\ v у А Арб al пр = У(<Р-1р«к + ал) + f£(<Pp6aK + an) a = 0,113 С C ¥” Pr°’33 К ' v ) ( 7 тр I' рб r A alnp = |4-/+-^£H<P/jJ«K a =0,023 у — Pr’V.C.C K dA v J 1 1 H J X fwdA 0,7 0 4 a = 0,1 у — Pr ’ C.C K d3\ v J 1 H
Примечания: 1. F^, Арб, F = Е^ + Fp^ — соответственно поверхность труб, не занятая ребрами, самих
ребер и полная поверхность теплообмена; фтр = 1,08 и фрб — отношения коэффициентов теплоотдачи по трубе
и ребру к среднему в пучке; Е — коэффициент эффективности ребра; ц — коэффициент, учитывающий влияние ।
уширения литых ребер к основанию; <р1; — коэффициент, учитывающий неравномерность теплоотдачи по по- I
верхности ребра; Cs, Cz, Ct, Ct, Сн — поправки соответственно на геометрию пучка, число рядов труб, темпера- I
турные условия, длину трубы, тип набивки РВП.
2. Для пучков с поперечными ребрами значение коэффициента и определяется по [31].
Таблица 1.50. Коэффициенты теплового излучения е, 1/(МПа’м), и теплоотдачи излучением ал,
Вт/(м2 • К)
Рассматриваемый случай Расчетная формула
Запыленный газовый поток е = 1 - exp(-kps); к = кг + Азлцзл; _8ез+1 3 1-(А/А)4 a = 5,67 • 10 AyaT у—уу л ’ 2 1 - Т3/Т
Газовый поток при сжигании газообразных или жидких топлив е = 1 - exp(-kps) , к = кг + ткс (светящийся поток); к = кг (несветящийся поток); _8ез+1 31-(7’3/7Э3,6 a = 5,67 • 10 -у- аТ л 2 1-Г3/7
Излучение газового объема на расположенный за ним конвективный трубный пучок а' = ал[1 + Л(Го6/1000)°-25(/об//п)°’07]
Примечание. ез = 0,8 — коэффициент теплового излучения загрязненных стенок; Т 7’— температура
наружного слоя загрязнений и средняя температура газов, К; кг, Азл и цзл— см. табл. 1 42; коэффициент Л, рав-
ный 0,3 для газа и мазута, 0,4 для каменных углей и АШ и 0,5 — для бурых углей, торфа и сланцев; Гоб средняя
температура газов в объеме перед пакетом, К; /о6, /п — соответственно протяженность по ходу газов объема
перед пакетом и самого пакета, м
§ 1.6]
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
81
Таблица 1.51 Поправка на геометрию пучка Cs и число рядов труб Cz при поперечном оребрении |31 ]
Тип пучка
Поправка на геометрию пучка
Коридорный гладкотруб- ный С5 = [1+(2ст,-3)(1 -ст2/2)3]-2 Если ст2 > 2 или о, < 1,5, Су = 1 Если о2<2 и О] > 3, принимается о, = 3
Шахматный Если 0,1 < ф < 1,7, С4. = 0,95ф°’‘
гладкотруб- ный Если 1,7 < ф < 4,5 и о, < 3, Cs. = 0,77ф0,5 Если 1,7 < ф < 4,5 и <7, > 3, Сх = 0,95ф0,1 , ,2 2 °>5 ср = (ст, — 1)/( ст2 - 1), ст2 = (ст,/4 + ст2)
Поправка на число рядов труб
Если/< 10, С, = 0,91 + 0,0125(Z2 - 1)
Если Z> 10, С, = 1
ЕслиИ< 10 и ст, < 3, С, = 3,12Z°’05 - 2,5
Если Z < 10 и ст, > 3, С2 = 4Z0’02 - 3,2
Если Z> 10, Cz = 1
-12 1
Шахматный С = 0,78 ст, ’ -----------—-----+ 1
л 1 2 2 и,5
мембранный [ (ст, + 4ст2) -2
или из плав-
никовых труб
Если Z < 8 и ст, < 3, С, = 1 - 0,017(8-Z)
Если Z< 8 и ст, > 3, С, = 1 -0,0083(8 -2)
Если Z > 8, Cz = 1
Коридорный
мембранный
или из плав-
никовых труб,
в том числе
Если 1,45 < ст2 < 3,5 и ст, < 3, Cs = 0,64
Если 1,45 < ст2 <3,5 и 3 < о, < 5, Су = 0,64-0,035(0, - 3)
Если 1,45 < ст2 < 3,5 и о, > 5, С\. = 0,57
Если Z < 8, Cz = 1 + 0,017(8 - Z)
Если Z > 8, Cz = 1
ширмы
Шахматный
или коридор-
ный с круглы-
ми или квад-
ратными реб-
рами или со
спирально-
ленточным
оребрением
С = (1,36-ф)Г—J-!—-0,14^ ; ф = thx
Чб + 8 >
Шахматный: х = ст,/ст2 - (1,26/урб) - 2
Коридорный: х = 4[(\|/рб/7) + 2 - ст2]
Если Z < 8 и ст,/ст2 < 2, С, = 3,15Z0’06 - 2,5
Если Z< 8 и ст,/ст2 > 2, С2 = 3,52°’03 - 2,72
Если Z > 8, Cz = 1
ратурах теплоносителей в рассматриваемой по-
верхности нагрева (см. кн. 2, разд. 2).
Влияние на процесс теплопередачи геометрии
трубных пучков Cs и числа рядов труб Cz оценива-
ется по данным табл. 1.51.
Поправочный коэффициент Ct = (77 Г^.)0,5 для
дымовых газов и воздуха при продольном обтека-
нии вводится только при их нагревании, при охла-
ждении С( = 1.
Поправка на относительную длину трубы С/
вводится при длине труб lid < 50 [31 ]. Практически
для котлов в подавляющем большинстве случаев
выполняется С/ = 1.
Коэффициент учитывается только для коль-
цевых каналов с односторонним обогревом, в по-
верхностях нагрева котла Cj- 1.
При расчете коэффициентов теплоотдачи излу-
чением значение температуры наружного слоя за-
грязнений 7'3 находят по данным табл. 1.52. Опре-
деление ал ведется при средней температуре газов
7= 0,5(7' + Г"), К.
Рис. 1.42. К определению коэффициента использо-
вания поверхностей нагрева для ширм
Толщину излучающего слоя 5 определяют по
табл. 1.43. Излучение газовых объемов на располо-
женную за ними по ходу газов поверхность нагрева
может быть учтено введением коэффициента а'.
82
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд
Таблица 1.52 Температура наружного слоя загрязнений, К |31]
Топливо Поверхность нагрева Формула
Твердое и жидкое Газ Все топлива Поверхности, расчет которых ведется на коэффициент загрязнения е, (м • К)/Вт Поверхности, расчет которых ведется на коэффициент тепловой эффективности V Фестоны в горизонтальном газоходе Одноступенчатые экономайзеры (б' > 400 °C), вторые ступени экономай- зеров, переходные зоны Одноступенчатые экономайзеры (б' < 400 °C) и первые ступени двухсту- пенчатых экономайзеров Все поверхности нагрева Вторые ступени воздухоподогревателей T=t+ е + — -1— 10 +273 3 1 a2J F rlfl 13 1 з 5р((?л/ + б) з 1 Г3 = /+-— + — - — Р—т 1(Г + 273 3 шД0С1 ос2У ctjJ F Т3 = t + 50 + 273 Т3 = t + 60 + 273 Т3 = t + 25 + 273 Т3 = t + 25+ 273 Т3 = 0,5(бср + Z) + 273
Примечание. Qnj, Q — соответственно количество теплоты, воспринятое за счет прямого излучения!
топки и по балансу, кДж/кг (кДж/м3); otj и а2 — соответственно коэффициент теплоотдачи по греющему и обог-
реваемому теплоносителям (для оребренных поверхностей значение 1/а2 умножается на /77/7вн), Вт/(м2,К); да
экранов ограждения коэффициент загрязнения е = 0,003 м • K/Вт при сжигании мазута, е = 0,005 м • K/Вт да
твердых топлив, для газа е = 0; бср, t — средние температуры теплоносителей, °C.
Для мембранных пучков и пучков из плавнико-
вых труб при коридорной компоновке
фрб=1-^Тг (L84)
^ рб _ , Р
F F
(1.88
при шахматной компоновке
<Ррб =
г- 0,8
0,05(а1^а2) -0,03
2^2-1
(1.85)
причем при Oj > 5 фрб определяют по (1.84), при
этом ст2 = 2о2шахм. При продольном обтекании
<ррб = (ртр = 1. Коэффициент
Е =
f2(<Pp6aK + aJ
th ЛпД
I Р 5рб\б
При круглых ребрах или спирально-ленточной
оребрении
I Э Э
2й5рб 5рб
при оребрении из квадратных ребер
2(? - 0,785?+ 2с5 б) 5 б
=----------------------- + 1 - г (к90)
п“^рб 5рб
В (1.89) и (1.90)0 — диаметр ребра; с — длина сто-
роны квадратного ребра; d— диаметр трубы, $рб —
шаг ребер (см. рис. 1.43), м.
|2(<ррбак + ал)
5Рб\б
(1.86)
Параметр
т =
I 2ССК
5рб\б
(1.91)
где Арб, 5рб — высота и толщина ребра (рис. 1.43), м;
Хрб — теплопроводность металла ребер или плавни-
ков, определяемая при температуре t + 100 °C (/ —
средняя температура в трубах), Вт/(м • К); ак и ал
находят по табл. 1.49, 1.50.
Для поперечного оребрения, включая спираль-
но-ленточное,
5? = J_f 1
F ^Рб1
(1-87)
где ак определяется по формулам табл. 1.49;
Фу? = 1 - 0,058д?Арб. (1-92)
Значение коэффициента ц определяется по
рис. 1.44.
Расчет теплообмена в поверхностях нагрева с
лепестковььм и мембранно-лепестковым оребрени-
ем приведен в [31].
При расчете РВП коэффициенты Сн определя-
ются по табл. 1.53. Значения dy м, приведены в
табл. 1.54.
§ 1.6)
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
83
Рис. 1.43. К определению геометрических характеристик оребренных пучков труб:
а — мембранная поверхность; б — поверхность с поперечными ребрами; в — лепестковая поверхность; г —
плавниковая поверхность; д — мембранно-лепестковая поверхность
Коэффициенты теплоотдачи ос2, Вт/(м • К), от
стенки к пару, воде, воздуху определяются по фор-
мулам табл. 1.49.
Скорости продуктов сгорания, воздуха, воды
или пара, м/с, определяются по формулам:
Вп И (273 +Ф)
IV = _£_£--------
г 273/
Я /(273 + /)
тк = —-----------в
в 273/ НсР ’
Dv
(195)
(1-93)
(1.94)
Здесь И,, / — соответственно объем газов, рассчи-
з
тайный на 1 кг (1 м ) топлива (с учетом газов ре-
циркуляции) при среднем избытке воздуха в газо-
ходе, и теоретически необходимый объем воздуха
при давлении 0,1013 МПа и 0 °C, м3/кг (м3/м3);
О, I — соответственно средняя температура газов
и воздуха, °C; vcp — удельный объем пара или во-
з, г
ды, м /кг; / — площадь поперечного сечения для
прохода продуктов сгорания, воздуха, воды или
Рис. 1.44. К определению коэффициента р.
пара, м , Рср — средний избыток воздуха по воз-
душной стороне в воздухоподогревателе,
Зср = ат - Аат - Аапл + Ррец +
+ ₽изб + S Аа/ + да,/2 (1 96)
Здесь Ррец, Ризб — соответственно относительное ко-
личество рециркулирующего и избыточного воздуха
(проходящего через рассматриваемую z-io ступень
воздухоподогревателя, но не подаваемого в топку),
84
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1|
РВП
Да, — присосы в других ступенях воздухоподогре-
вателя; Да; — присос в рассматриваемой ступени.
Площадь проходного сечения для попереч-*
несмываемых гладкотрубных и мембранных пуч-1
ков труб
f=ab-zxl.rd, (191)1
где а, b — соответственно размеры неэкранирован-
ного газохода в свету, экранированного в осях эк-
ранных груб; Л] — число труб в ряду; /т, d — соот-
ветственно длина и наружный диаметр труб.
Для поперечно омываемых пучков труб с попе-
речными ребрами
Таблица 1.53. Значения коэффициента Сн для
регенеративных воздухоподогревателей [31]
Тип набивки Сн
Металлическая из гладких листов 0,9
Из волнистых и гладких ме- таллических листов неин- тенсифицированная (а = 0, b = 2,4 мм, с - 3 мм) 1,16
Из волнистых и гладких ме- таллических листов интен- сифицированная (а = 2,4, b - 2,4 мм, с = 3 мм) Из волнистых и гладких ме- таллических листов для зна- чений а, b и с, отличных от стандартных 1,6 0,9+ 1,бГ-?7- V (а + b + cj
Эмалированные металличе- ские листы набивки холод- ной части На 5 % меньше
Из керамических и фарфо- ровых трубок Просечная всех видов с по- казателями 0,9
\а + b + с)
°’4 < < 0,75 ; а + b + с 0,07 <h/s<0,.2 х (1+7,7/?/$)
1 . , 2/грб5РбТ
5ll sv&d 1
ab, (1.98)
где О] = S}/d, обозначения Лрб, 5рб и $рб — см. на
рис. 1 43.
Для шахматных пучков при (at - 1)7(0^ “ 1)>
> 1,7 скорость потока максимальна в диагональном
сечении
(1-99)
Проходное сечение при продольном смывании
и движении теплоносителя внутри труб
71 2
(НОО)
а при течении между трубами
,2
f=ab-~, (1.101)
где z — число труб в пучке.
При различиях в значениях сечений на входе f
и выходе f" из поверхности нагрева среднее значе-
ние
УТ
f
(1.102)
Примечание. Обозначения a, b, с, h, s см. на
рис. 1.16.
Таблица 1.54. Характеристики РВП |31|
Для регенеративного воздухоподогревателя
площади для прохода продуктов сгорания и воздуха
Л 2
f~ > (1.ЮЗ)
Тип набивки d3, мм 5Л, мм Ал, мм С, м2/м3
Неинтенсифи- цированная 9,6 0,63 0,89 365
Интенсифици- рованная 7,8 0,63 0,86 440
Г ладкая 9,8 1,2 0,81 325
Из фарфоровых труб 7,8 2,0 0,67 325
Просечная — — — 3900/<7э
где £)вн — внутренний диаметр ротора, м; х, = хг
(при определении сечения для прохода газов) и
х( = хв (при определении сечения для прохода воз-
духа) — часть общею сечения РВП, омываемая га-
зами или воздухом; Ар, кп — коэффициенты, соот-
ветственно учитывающие загромождение ротора
ступицей и перегородками и листами (табл. 1.54,
рис. 1.45); /рви — число РВП на котел.
Число РВП при проектировании нового котла
принимают равным двум при D < 90 кг/с; трем-четы-
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
85
Таблица 1.55. Предельно допустимые по
условиям абразивного износа скорости газов Wr
м/с, иа входе в первый пакет конвективной
шахты на номинальной нагрузке котла |31]
Относительный поперечный шаг ст, = sx/d
Топливо — /?90> 2,8 4,0 5,4
уголь % s s s s s s s s s s s s
II II II II xj II II
Экибастузский 20 6,5 7,2 6,9 7,6 7,3 8,1
Подмосковный 20 7,3 8,1 7,7 8,5 8,2 9,0
АШ 10 12 13,2 12,5 13,9 13,3 14,7
Донецкий Т 15 11,4 12,6 11,9 13,2 12,7 14,0
Карагандин- ский 20 7,0 7,8 7,4 8,2 7,8 8,7
рем при 117 < D < 180 кг/с; и четырем при D >
> 180 кг/с.
Значения скорости продуктов сгорания в газо-
ходах котла ограничиваются абразивным износом
поверхностей нагрева золой. Подробные рекомен-
дации по выбору допустимых скоростей по газам
приводятся в [31 ], а для ряда топлив — в табл. 1.55.
Для неопасных с точки зрения эолового износа по
верхностей топлив рекомендации по выбору й/
представлены в табл. 1.56.
Рекомендуемые значения массовых скоростей
ри; кг/(м • с), в поверхностях нагрева пароводяных
трактов котла приведены в табл. 1.57. Связь между
проходным сечением по обогреваемой среде/ в z-й
поверхности нагрева и pw, определяется уравнением
/P^=Z)„ (1.104)
где Dj — расход среды в z-й поверхности нагрева,
кг/с.
Превышение указанных значений pvv ведет к
избыточному гидравлическому сопротивлению, а
занижение создает опасность пережога труб вслед-
ствие недостаточного отвода от них теплоты. В
экономайзерах нижний предел ргг определяется ус-
ловиями отсутствия внутренней коррозии.
При конструкторском расчете значения №г и pw
задаются (см. табл. 1.55—1.57). Искомыми в этом
случае являются площади для прохода продуктов
сгорания и рабочей среды. Принимая диаметр труб
с/хб и шаги S) и 52 [30], находят число параллельно
включенных труб Znap, число труб в ряду Д] и число
труб в ряду по ходу газов s2.
Площадь поверхности нагрева /\ м2, определя-
ется для гладкотрубной змеевиковой поверхности
нагрева:
Z2
(1.105)
/= 1
Таблица 1.56. Рекомендуемые скорости газов Wr
в отсутствие абразивного износа в конвективных
поверхностях нагрева и скорости газов и воздуха
в воздухоподогревателях (нагрузка
номинальная) |31|
Поверхность нагрева Компонов- ка трубно- го пучка Скорость, м/с
Wr И'в
Экономайзер Первичный, паропе- регреватель: Шахмат- ная 10—15
перлитная сталь То же 12—16 —
аустенитная сталь » 17—20 —
Промежуточный па- роперегреватель (перлитная сталь) » 17—20 —
Те же поверхности Коридор- ная На 30 % вы- ше, чем для шахматной компоновки —
Трубчатый воздухо- подогреватель — 10—13 4,5—6
Регенеративный воздухоподогрева- тель — 9—11 6—8
где Z, — длина труб в z-м по ходу газов ряду, прини-
маемая равной соответствующему размеру газохо-
да; zXi — число труб в z-м ряду.
Для мембранной цельносварной конвективной
поверхности нагрева
г2
F=(nrZ-25np + 2^np)£/r-1/., (1.106)
1 = 1
где 5пр, 2/>пр — соответственно толщина и ширина
металлической полосы, ввариваемой между тру-
бами.
Для поперечно оребренной поверхности нагре-
ва с квадратными ребрами
г = - 5р6) + 2(/6 - п j) +
+ 4^рб]^ + 1'‘"жА’ <1'07)
где /ор, /но -— соответственно оребренная и неореб-
реиная часть трубы в пределах ряда труб, м; =
= -]Д2 — произведение числа труб в ряду на число
рядов труб.
86
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.57. Рекомендуемые значения массовой
скорости рж рабочего тела |4, 311
Поверхность нагрева
Конвективный экономайзер;
некипящий котлов типа Е
кипящий котлов типа Е
прямоточных котлов рпе < ркр
прямоточных котлов СКД
Конвективный промежуточный паро-
перегреватель.
регулирующая ступень на номи-
нальной нагрузке
холодные ступени
выходные ступени
Ширмы;
котлов с рпе = 13,8 МПа
прямоточных котлов СКД
Конвективные пароперегреватели
свежего пара;
холодные ступени (рпе = 13,8 МПа)
горячие ступени (рпе = 13,8 МПа)
горячие ступени (СКД)
Экраны ограждения газоплотных кот-
лов
Радиационные пароперегреватели
котлов типа Е
Нижняя радиационная часть:
газ
мазут
твердое топливо
Верхняя радиационная часть:
газ
мазут
твердое топливо
2
рж, кг/(м • с)
500—700
Более 800
Не более 1200
1100—1300
80—85
180—220
250—320
750—1100
1250—1350
700—800
950—1200
1250—1450
400—1200
950—1150
1500—1600
2500—3000
1600—2200
1100—1200
1200—1300
1100—1200
Примечание Меньшее значение — для газо-
образного топлива и котлов типа Е.
Для поверхности нагрева с круглыми ребрами
или спирально-ленточным оребрением
F=[nrf(Sp6-Sp6) + 5(D2-7) +
+ я05рв], + (1.108)
Jsp6
Поверхность нагрева трубчатого воздухоподог-
ревателя
(1109)
/
Здесь <7ср — средний диаметр труб, м; и /;и —
длина и суммарное число труб в z-м ходе воздухо-
подогревателя.
Поверхность нагрева регенеративного воздухе-1
подогревателя
Л 2
(1.110)
где h — высота набивки, м; С — удельная пло-
3 2 3 I
щадь поверхности 1 м набивки ротора, м /м (см. I
табл. 1.54).
При выполнении поверочного расчета может
оказаться, что имеющаяся площадь поверхности
нагрева пароперегревателя не обеспечивает нуж-
ной температуры перегрева. В этом случае поверх-1
ность пароперегревателя должна быть увеличена
(уменьшена) изменением числа петель ступени
(ступеней) пароперегревателя или изменением чис-
ла ступеней при сохранении AzCTyn = 45—80 кДж/кг.
Параметры теплоносителей должны находиться в
пределах, рекомендованных табл. 1.34, а темпера-
тура стенки труб должна быть не выше допустимо-
го значения: /ст < [/ст].
В воздухоподогревателях во избежание низко-
температурной коррозии температура стенки долж-
на быть выше допускаемой по условиям коррозии
^ст > ^ermin П-
1.6 5. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЛА
Цель аэродинамического расчета — выбор тя-
годутьевых машин на основе определения их про-
изводительности и перепада полных давлений в га-
зовом и воздушном трактах.
В котлах с уравновешенной тягой перепады
давлений в воздушном тракте от места забора воз-
духа из окружающей атмосферы до входа воздуха в
топку и в газовом тракте от топки до выхода газов
из дымовой трубы рассчитывают раздельно. Ос-
новная часть воздушного тракта от вентилятора до
входа в топку находится под давлением, а газовый
тракт — под разрежением. В топке поддерживается
небольшое разрежение, абсолютное давление близ-
ко к атмосферному.
В котлах с наддувом весь газовоздушный тракт
находится под давлением, поэтому его рассчитыва-
ют совместно.
Газовый и воздушный тракты рассчитывают, как
правило, на номинальную нагрузку котла. Основные
исходные данные для расчета потерь давления в па-
кетах поверхностей нагрева котла — скорости и тем-
пературы, живые сечения и др. — принимают из те-
плового расчета или определяют по указаниям [31].
Сопротивления участков тракта рассчитывают
по средним для данного участка условиям (ско-
рость, температура и т.п.), за исключением сосре-
доточенных в начале или конце участка отдельных
местных сопротивлений, которые рассчитывают по
соответствующим условиям. Исходные данные ус-
редняют, как правило, в соответствии с [2, 31].
5 1-6)
ТЕПЛОВОЙ И АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ КОТЛА
87
Перепады давлений рассчитывают по плотно-
сти сухого воздуха при нормальных условиях и по
скорости газов или воздуха при этих же условиях.
В конце расчета необходимо внести поправки на
разницу плотностей газов и воздуха по отношению
к принятой (нормальной); на запыленность и отли-
чие среднего эффективного давления в тракте от
ранее принятого.
Перепад полных давлений, Па, по газовому
тракту при уравновешенной тяге
ДРП = О-111)
где Др — суммарное сопротивление без поправки
на сжимаемость на участке от топки до выхода из
дымовой трубы, Па; £Арс —суммарная самотяга
газового тракта, включая дымовую трубу, Па; рт —
разрежение на выходе из топки, обычно принима-
ется 20 Па.
Перепад полных давлений, Па, в воздушном
тракте
ДРП = дР-Рс-Рт, (1-Н2)
где Др — суммарное сопротивление на участке от
забора воздуха до выхода из горелки, Па; рс — сум-
марная самотяга воздушного тракта, Па; р' =
= р” + pgb' — разрежение в топке на уровне ввода
воздуха, Па; Ь' — разность отметок между выходом
газов из топки и вводом воздуха в топку, м.
Значения самотяги, Па, при температуре окру-
жающего воздуха 20 °C на любом участке газовоз-
душного тракта, включая дымовую трубу
Арс = ±6(р0 - P)g, (1-ПЗ)
где b — разность высот концов рассматриваемого
участка, м; р — средняя плотность потока по высоте
3
участка, кг/м . При движении среды вверх значение
самотяги берется со знаком плюс, при движении
вниз — минус.
При работе когда под наддувом перепад пол-
ных давлений во всем тракте, воздушном и газо-
вом, составляет
Дрп = (Др -Рс)возд + (Ар -Рс)газ - 0,956, (1.114)
где индексы «возд» и «газ» относятся к воздушной
и газовой частям тракта.
Значения указанных выше сопротивлений Ар
определяют по зависимостям, приведенным в [2].
з
Подача дутьевого вентилятора, м /с
Кд.в = ЯрК°(ат-Дат-Дапл +
'хв + 273
+ Давп)' 273 - > (1|15)
объемный расход газов перед дымососом, м /с
0 0 + 273
Гд = вр|Гг + (ад-1Н' 1^—. (1116)
з
где Вр — расчетный расход топлива, кг/с или м /с;
И0 — теоретически необходимое количество возду-
3, ,/0
ха при нормальных условиях, м /кг; Vr —теорети-
ческий объем продуктов сгорания при нормальных
з
условиях и избытке воздуха а = 1,0, м /кг; ад—
соответственно избыток воздуха в топке и перед
дымососом; Аат, Дапл — соответственно присос
воздуха в топке и в системе пылеприготовления;
Давп — переток воздуха в воздухоподогревателе;
/х в, — соответственно температура холодного
воздуха (30 ° С) и газов у дымососа, °C.
з
Расчетная подача тягодутьевой машины, м /с
(1.П7)
расчетное давление (разрежение) тягодутье-
вой машины, Па
рр = Р2дРп- (1.118)
з
где V— расход газа или воздуха, м /с; Арп — пере-
пад полных давлений, Па; z — число параллельно
работающих тягодутьевых машин на котле; Pj,
Р2 — соответственно коэффициент запаса по
подаче и давлению, равный 1,1 и 1,2.
Для выбора тягодутьевой машины, обеспечи-
вающей подачу и давление, определенные выше,
последние необходимо привести к плотности сре-
ды, для которой заводом-изготовителем дается ха-
рактеристика машины. Характеристика тягодутье-
вой машины представляет собой обычно графиче-
ские зависимости создаваемого машиной давления,
потребляемой мощности и коэффициента полезно-
го действия от подачи. Выбор машины производит-
ся из условия потребления наименьшего количест-
ва энергии при эксплуатации (см. разд. 5).
Установленная мощность, кВт, электродвигате-
лей тягодутьевых машин
"«'IVY10 - <"'9)
л;
где (З3 — коэффициент запаса мощности электро-
двигателей, принимаемый равным 1,1; тц — экс-
плуатационный КПД тягодутьевой машины при
расчетном режиме.
Как правило, на один котел устанавливают
два вентилятора и два дымососа, а в случае надду-
ва — два вентилятора. Для мощных котлов допус-
кается установка трех-четырех машин
88 КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ [Разд.
1.7. ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО
ТРАКТА КОТЛА
1.7.1. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Основными критериями оценки надежности ра-
боты обогреваемых труб элемента являются сред-
няя по толщине стенки трубы температура металла
/ст, по которой определяются его прочностные ха-
рактеристики (Z - 1), и температура внешней по-
верхности трубы (Z = 2), по которой проверяется
условие отсутствия окалинообразования
где t — температура рабочей среды в расчетном се-
чении средней трубы, °C; А/ — превышение темпе-
ратуры рабочей среды в расчетном сечении разве-
ренной трубы, °C; </тах — максимальное значение
удельного тепловосприятия в расчетном сечении
средней трубы, Вт/м2, (3 = dn!dm\ ц— коэффициент
растечки теплоты; 5М, 5ВН — соответственно тол-
щина трубы и внутренних загрязнений, м; Хм,
Хвн— соответственно теплопроводность металла
труб и внутренних загрязнений, Вт/(м • К); ос2 —
коэффициент теплоотдачи от стенки к рабочей сре-
де, Вт/(м2 • К).
Обеспечить одинаковую температуру /ст во
всех трубах элемента затруднительно из-за тепло-
вой и гидравлической разверок между трубами эле-
мента, обусловленных заложенными при проекти-
ровании, изготовлении и монтаже неравномерно-
стями и режимами эксплуатации. Наибольшую
температуру /ст имеет труба с наихудшим сочета-
нием отклонений от условий работы средних труб.
Такие трубы называются разверенными.
Для количественной оценки отклонений тепло-
восприятий, расходов, гидравлических сопротив-
лений и т.п. в отдельных трубах от средних значе-
ний вводят следующие коэффициенты:
^коэффициент температурной разверки —
вых
отношение температуры среды на выходе /т из
разверенной трубы (т е. трубы, находящейся в наи-
*
Под элементом понимается группа труб, заклю-
ченных между двумя последовательно расположенны-
ми коллекторами.
более опасных температурных условиях работы) то
„ вых
средней температуре л на выходе из элемента и
ср
ВС
ВЫХ . вых
pT = zT /zcp ; л
2) коэффициент тепловой разверки — отнош;-
ние приращения энтальпии среды в отдельной труб
(витке) к среднему приращению ее в элементе:
Р
Р<у — Д/гт/ДАср,
3) коэффициент гидравлической разверки -J (
отношение расходов среды в отдельной трубе
с г> <
к среднему расходу в трубах элемента £>ср:
pr = DT/Dcp; I 1
4) коэффициент неравномерности тепловое-1
приятия в элементе — отношение среднего удель-
ного тепловосприятия разверенной трубы qx к сред-
нему удельному тепло восприятию элемента <?ср: I
Т|т — <7т/<7ср,
„ min л I
Значение т)т меняется в пределах от г| = 0,25
max , _
до Т]т = 1,5;
5) коэффициент гидравлической неравномер-
ности — отношение полного коэффициента гид-1
равлического сопротивления разверенной трубы I
2.^ к полному среднему коэффициенту гидравличе-
ского сопротивления элемента гср:
Пг ~ “тр/_ср’
6) коэффициент конструктивной нетождест- I
венности — отношение площади обогреваемой по-
верхности отдельной трубы к площади обогре-
ваемой поверхности трубы элемента Fcp, со сред-
ним обогревом:
Пк — ^тр^ср-
Коэффициенты р^, г]к, рт и т]г связаны между
собой соотношениями
Р(/ = пкпт/рг; рг = Р- 1-
. нив . нив
где Дрт , Дрср — соответственно нивелирный
перепад давления для разверенных труб и труб со
средним обогревом; Па (см. книгу 2, разд. 1); Дркол
— разность суммарных потерь давления в коллек-
§ 1.71
ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
89
торах в сечениях присоединения разверенных труб
и труб со средним обогревом, Па; р , рср — соот-
ветственно средняя плотность среды в разверенной
трубе и в трубе со средним обогревом, кг/м ;
Дрср = Д/?тр + 2)ДРМ — гидравлическая состав-
ляющая потерь давления в трубах со средним обог-
ревом, Па; Дрм — соответственно потеря дав-
ления на трение и в местных сопротивлениях, Па
(см. книгу 2, разд. 1).
Для элементов с принудительным движением
среды разверенной является труба с наибольшей
тепловой разверкой. В случае, когда распределение
неравномерностей по конкретным трубам неиз-
вестно, надежность проверяют по тепловой развер-
ке, определенной с совмещением всех неравномер-
ностей. При этом предполагается, что гидродина-
мика элемента устойчива и все входящие в уравне-
ние (1.120) параметры могут быть найдены.
Когда определить температуру стенки не пред-
ставляется возможным в силу нарушения гидрав-
лических режимов, надежность оценивают по кри-
териям, характеризующим надежность гидродина-
мики элемента. К недопустимым с точки зрения на-
дежности гидродинамики относят режимы застоя,
свободного уровня, опрокидывания потока и коле-
бания расхода.
Застой — это медленное движение воды вверх
или вниз, а пара — вверх, при котором возможен за-
стой отдельных паровых пузырей в благоприятных
для этого участках трубы (отводах, гибах, сварных
стыках ит.п.) [4]. Возникает как в элементах с есте-
ственной циркуляцией, так и в элементах с прину-
дительным движением среды.
Свободный уровень появляется в трубах эле-
мента, выведенных в паровое пространство бараба-
на (циклона), когда движущий напор недостаточен
дтя поднятия среды до высшей отметки над уров-
нем воды.
Запаривание труб может произойти при опро-
кидывании потока докритического давления
вследствие скопления в грубе пара, который не мо-
жет преодолеть динамическое воздействие движу-
щейся вниз воды Рассчитать тепловосприятие этой
трубы практически невозможно, поэтому недопус-
тимо любое опрокидывание потока.
Периодические или однократные колебания
расхода и других параметров потока могут происхо-
дить в трубах элемента как с однофазной, так и с
двухфазной средой. Они обусловлены особенностя-
ми теплогидравлических процессов, теплофизиче-
скими свойствами среды, конструктивными харак-
теристиками элемента и режимами эксплуатации.
Для предотвращения появления застоя и опро-
кидывания, а также образования свободного уров-
ня в трубах контуров с естественной циркуляцией
необходимо, чтобы при всех нагрузках котла вы-
полнялись соответственно следующие условия:
ЭЛ ЭЛ
5з ~ Д^в у
1,1(1,2). (1.122)
^пол
где 53 = (60б(р3 + 6П ОФ3)(Р' - p")g — полезный
напор при застое, Па; 6об, Ьп 0 — соответственно
высота паросодержащих обогреваемых участков
подъемной системы и ее части после обогрева, м;
Фз, ф3 — соответственно напорное паросодержа-
ние застоя среднее на обогреваемом участке и на
участке после обогрева, определяемое для наиме-
нее обогреваемой трубы по номограмме рис. 1.46, а
и б (при Ьп 0 < 0,156об ф3 = ф3); — полезный
напор элемента, Па [4]; Допр = Д^р (Ь - Ьп 0) — по-
оУД
лезныи напор опрокидывания; Допр — полезный
напор опрокидывания на I м высоты трубы, Па/м
(см. рис 1.46, в); b — общая высота трубы, м;
&Рв.у ~ £^в.у(1 “ ф3)(р' ~ Р") — потеря напора па
высоте выше уровня воды в барабане Ьъ у, Па.
Значение 1,2 в условиях (1.122) принимается
при отклонении режимов рабо гы котла от расчет-
ных или при наличии наклонных участков общей
высотой более 20 % обогреваемой высоты трубы.
Средняя приведенная скорость пара в трубе с наи-
меньшим обогревом при застое определяется по
формуле
^о=ПтпЛосР>
где — приведенная скорость пара в грубе со
средним обогревом, м/с.
При определении 5^ приведенная скорость
пара в слабообогреваемой трубе уменьшается на
Д Wq Ь, где Д Wq уменьшение приведенной ско-
рости пара вследствие аккумуляции теплоты на 1 м
высоты трубы (определяется но рис. 1.46, г).
В элементах с принудительным движением сре-
ды при докритическом давлении производится
проверка на застой и опрокидывание потока. Коэф-
фициент запаса по застою для этих элементов рас-
считывается по формуле
дРэл/лРз> МО,2),
где Дрэл — Дртр + £ Дрм + дРцив "* д/?уск + &Ркол
полный перепад давления в элементе, Па. Здесь
дРтР’ дРм> дРнив> дРуск’ ДРКОЛ ~ соответственно со-
ставляющие перепада давления на трение, местные
Рнс. 1.46
ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
91
1000 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 2,0 3,0 ТГ'О, м/с
«)
Рис. 1.46. Номограмма для проверки отсутствия
застоя и опрокидывания в иеобогреваемых (а) и
обогреваемых (б) трубах, проверки отсутствия оп-
рокидывания циркуляции (в) и поправка к приве-
денной скорости пара при опрокидывании (г)
сопротивления, нивелирная составляющая, пере-
пад давления вследствие ускорения потока и сум-
марное изменение статического давления в коллек-
торах, Па, определяются по зависимостям, приве-
денным в книге 2, разд. I и [4]; Д/;3 = bg[p' - ф3(р' -
- р")] — перепад давления при застое, Па.
Проверка на опрокидывание потока в элемен-
тах с принудительным движением среды котлов
СКД производится на основе анализа их гидравли-
ческих характеристик. Для котлов докритического
давления необходимость в анализе гидравлических
характеристик возникает, если не выполняется ус-
ловие
^'—<5,47,
V г
где ДЛН = h' - Авх — недогрев воды на входе в эле-
мент; v', v", г — соответственно удельный объем
насыщенной воды, пара и скрытая теплота парооб-
разования.
Отсутствие межвитковых пульсаций среды в
трубах элемента при докритическом давлении про-
веряется по выполнению условия
(Дрэл + Дрш) / Дрпар > П, (1.123)
где П — критерий Петрова, зависящий от давления
и интенсивности теплового потока; Арш, Дрпар —
соответственно перепад давления на шайбе и на па-
росодержащем участке трубы, Па.
Для элементов, в которых движение среды осу-
ществляется в результате естественной циркуля-
ции, следует проверять запас по граничному паро-
содержанию. Считается недопустимым режим, при
котором массовое паросодержание на выходе из
трубхвь1х сравнивается с критическим хкр (при кри-
зисе теплообмена 1 рода) или с граничным хгр (при
кризисе теплообмена 11 рода). Это ограничение
обусловлено не только значительным снижением
коэффициента теплоотдачи ос2> но и наблюдаемым
при этом выпадением солей на внутренней поверх-
ности трубы. Для котлов малых и средних давлений
92
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.
этот критерий оценки надежности может быть за-
менен ограничением кратности циркуляции К > 3.
Таким образом, в элементах с принудительным
движением проверяются коэффициенты запаса по
застою (для слабообогреваемых труб); условия от-
сутствия опрокидывания (по условию (1.123) и ви-
ду гидравлических характеристик трубы и элемен-
та) и отсутствие межвитковых пульсаций; темпера-
турный режим разверенной трубы.
Для элементов, в которых происходит естест-
венная циркуляция, проверяются коэффициенты
запаса по застою, опрокидыванию — для слабо-
обогреваемых труб, введенных в смешивающий
коллектор или под уровень воды в барабане (цикло-
не); коэффициент запаса по свободному уровню —
для слабообогреваемых труб, введенных в барабан
(циклон) выше этого уровня; запас по критическо-
му (граничному) паросодержанию — для наиболее
обогреваемых труб.
1.7.2. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОНТУРОВ
С ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
Замкнутый циркуляционный контур состоит из
труб опускной (рис. 1.47, 1) и подъемной систем,
объединенных верхним барабаном 2 и нижним кол-
лектором 3. Трубы опускных систем современных
энергетических котлов обычно не обогреваются, а
в трубах подъемных систем происходит генерация
пара в результате их обогрева. Подъемная система
простого контура может выполняться из после-
довательно соединенных элементов: подводящих
труб 4, обогреваемой панели 5 и труб, отводящих
пароводяную смесь б в барабан. Циркуляционный
расход G в контуре связан с расходом генерируемо-
го пара D
G = KD,
где К— кратность циркуляции — величина, обрат-
ная массовому паросодержанию. Ее значение для
котлов среднего, высокого и сверхвысокого давле-
ния равно 30—40, 6—14, 5—8 соответственно.
Движение рабочей среды в контуре с естествен-!
ной циркуляцией происходит под действием дви-
жущего напора, возникающего вследствие разли-
чия средних плотностей среды в трубах опускной!
роп и подъемной рпод систем:
*$дв ~ &^к(Роп - Рпод) >
где hK — высота контура, м; g — ускорение свобод-
ного падения, м/с .
В отсутствие обогрева опускных труб основное
изменение плотности происходит на участке подъ-
емных труб, содержащих пар, где истинное среднее!
объемное паросодержание (р значительно растет.
В опускных трубах и на участке до точки закипания.
плотность воды изменяется от плотности на входе
в опускную систему роп до плотности воды на ли-
нии насыщения р'. Средняя плотность воды в опу-
скных трубах мало отличается от плотности воды
на экономайзерном участке, поэтому можно пре-
небречь движущим напором, создаваемым на этом
участке, и считать
5дв = Ф^пар(Р'-Р")>
где ф — среднее истинное объемное паросодержа-
ние на паросодержащем участке подъемных труб;
р" — плотность пара на линии насыщения, кг/м3;
Апар = “ ^эк — высота паросодержащего участка;
Аэк— высота экономайзерного участка, м.
Причинами появления экономайзерного участ-
ка являются исходный недогрев воды, поступаю-
щей из экономайзера, до состояния насыщения при
давлении в барабане (А/?.. = h' - Л") и превыше-
JK
ние давления в точке закипания над давлением
Рис. 1.47. Схема простого циркуляционного контура (а) и зависимость полезных напоров в элементах
контура и гидравлического сопротивления опускных труб от расхода (б)
ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
93
в барабане р6 на величину ртз - рб = Р'ё^пар ~
, оп .эк . оп д эк
-Чид-^гид’ где А^гид’ Д/’гид — соответст-
венно гидравлическая составляющая потерь давле-
ния в опускных трубах и на экономайзером участ-
ке. Поэтому даже в отсутствие исходного подогре-
ва необходим участок для подогрева воды до со-
стояния насыщения при давлении в точке закипа-
ния. Высота этого участка Аэк определяется по фор-
муле
т.з
h3K = Лдо + +
О
Д/?б ~ Д^рп ~ Д^сн +
^уЧ.Т.З +
^^уч.т.з
dh' > Г,. ,
+ aTpg Ак-Адо-£л-
и L____________о
ЭД'
+ Эрх
. оп . эк
^ГНД + Д^ гид
р'ё
X p'g
т.з
хс
О__
G
т.з
где йд0 — высота участка до обогрева, м; —
о
сумма высот обогреваемых подъемных участков до
участка, где находится точка закипания, м; Ауч т 3 —
высота участка, где находится точка закипания, м;
Д/1б — недогрев воды в барабане, кДж/кг; ДЛ0П,
ДАСН— соответственно изменение энтальпии воды
в опускной системе при ее обогреве и за счет сноса
пара из барабана в опускную систему, кДж/кг, оп-
ределяется по рекомендациям [4]; dh'tdp — прира-
щение энтальпии насыщения на единицу измене-
т.з
ния давления, кДж/(кг • Па); Q — сумма тепло-
о
восприятий участков, расположенных до участка с
точкой закипания, кВт; (9уч тз — тепловосприятие
участка, где находится точка закипания, кВт.
Когда точка закипания находится на первом
обогреваемом участке, гидравлическим сопротив-
лением Др^д можно пренебречь.
Недогрев воды в барабане АЛб для чистых отсе-
ков при ступенчатом испарении и промывке пара
питательной водой с расходом Д*прм рассчитывает-
ся с учетом паропроизводительности D4 0 чистого
отсека:
,ч.о , D Д^н^* ^рм
= — -5---------------------
При расчете контуров, включенных в соленые
отсеки и выносные циклоны, АЛб принимают рав-
ным нулю.
Движущий напор циркуляции тратится на пре-
одоление гидравлических сопротивлений при дви-
жении рабочей среды по всему контуру (ввиду ма-
лости перепадом давления на ускорение потока
пренебрегаем):
*дв = д/С+д/С <1124)
. под
где Аргид — гидравлическая составляющая потерь
давления в трубах подъемной системы,
. под . эк . пар
Г1 гид — Д^гид + Д^гид ’
О А ПаР
Здесь Ар — гидравлическая составляющая по-
терь давления на паросодержашей части подъем-
ной системы, Па.
Уравнение (1.124) может быть использовано
для нахождения расхода циркуляции, при котором
достигается равенство движущего напора сумме
гидравлических сопротивлений. Однако на практи-
ке для расчета циркуляционных контуров наиболее
часто используют другую форму записи уравнения
(1.124):
с под оп к оп . .
- Д/’гид = Д/’гид ИЛИ 5пол = Д^гид 0 125>
О СК под
Здесь Л = 5 - Ар — полезный напор кон-
ilUJI До л I ИД 1
тура циркуляции, т е. часть движущего напора, ко-
торая тратится на преодоление гидравлических со-
противлений в опускной системе. Зависимость
ск
Дпол от расхода называют циркуляционной ха-
рактеристикои контура, а Аргид = f(G) — гидрав-
лической характеристикой опускной системы.
Цель расчета циркуляционного контура — оп-
ределение действительных циркуляционных рас-
ходов и полезных напоров в элементах контура для
оценки надежности их работы
Исходными данными для расчета являются гео-
метрические характеристики и тепловосприятия
элементов контура, давление в барабане и исход-
ный недогрев воды. Гидравлическому расчету цир-
куляционных контуров предшествует анализ схе-
мы циркуляции котла, включающий определение
типа контуров (простые или сложные), их взаимо-
связей, выделение элементов с общими коллекто-
рами, составление расчетной схемы. При этом рас-
сматривается возможность замены сложных конту-
ров эквивалентными контурами с последователь-
ным соединением элементов, расчет которых наи-
более прост. Полезный напор в таких контурах ра-
вен сумме полезных напоров элементов, а расход
циркуляции одинаков.
94
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
Основным расчетным уравнением простого
контура является уравнение (1.125), решение кото-
рого можно проводить или методом итераций с ис-
пользованием ЭВМ, или графическим методом, ре-
комендованным в [4] для инженерных расчетов.
Расчет начинается с разбиения контура на участки
с одинаковыми геометрическими характеристика-
ми и близкими удельными тепловосприятиями.
Циркуляционная характеристика контура 5ПОД
строится для условий работы средних труб, т.е. в
предположении отсутствия неравномерности теп-
ловосприятий (т)т= 1). Реальные коэффициенты Г|т
будут использоваться в дальнейшем при оценки на-
дежности циркуляции.
Для построения зависимостей S* = f(G) и
Ар°" = f(G) задаются несколькими (не менее
трех) произвольно выбранными скоростями цир-
куляции Wq. Для экранов, непосредственно вве-
денных в барабан, IVQ принимают в пределах 0,5—
1,5 м/с, для экранов с верхними коллекторами
И'о = 0,5—1,0 м/с. По принятым скоростям и се-
чению труб в участке подъемной системы, где на-
ходится точка закипания, рассчитывают циркуля-
ционные расходы (для каждой принятой скорости
Ifg) и гидравлические сопротивления опускной
системы Ар°дд (при этом можно пренебречь изме-
нениями плотности воды от недогрева и сноса па-
ра). Результаты расчета Ар°дд наносятся в виде
кривой (см. рис. 1.47, б) в координатах А/?°дд —G.
Для дальнейших расчетов необходимо задать
кратность циркуляции К, определить недогрев во-
ды в барабане и рассчитать высоту экономайзерно-
го участка. Для каждой выбранной скорости цирку-
ляции рассчитывают высоту паросодержащего уча-
стка, на котором находится точка закипания, и оп-
ределяют расход пара, средние массовое х , объем-
ное расходное Р и истинное объемное ф паросо-
держания, движущий напор, гидравлические со-
противления и полезный напор циркуляции участ-
ка. Аналогичные расчеты проводят для элементов
подъемной системы, следующих за расчетным уча-
стком. Суммируя полезные напоры элементов при
соответствующих скоростях циркуляции, находят
полезный напор контура и строят циркуляционную
характеристику контура (см. рис. 1.47, б). Точка пе-
ресечения циркуляционной и гидравлической ха-
рактеристик является решением уравнения (1.125).
Координаты ее соответствуют действительному
полезному напору и расходу циркуляции в конту-
ре. Оценкой правильности расчета контура являет-
ся совпадение (в пределах заданной точности) за-
данной кратности циркуляции К с расчетной, поле-
ченной по действительным расходам циркуляцию,
расходу пара.
Подробная последовательность решения цир-
куляционных характеристик контура и гидравли- Н
ческих характеристик опускной системы приведе-
на в [4].
Рабочая точка контура позволяет также опре-|
делить действительные полезные напоры 5ПСЛ на»
каждом элементе подъемной системы, необходи-
мые для расчета коэффициентов запаса по застою,
опрокидыванию и свободному уровню. Примени-'
тельно к схеме контура на рис. 1.47, а проверке на I
надежность подлежат трубы с наименьшими приве-
денными скоростями пара в элементах 5 и б. Расчет
наименьших скоростей пара в слабообогреваемых
трубах производится по действительным наимень-
шим коэффициентам неравномерности тепловое-1
приятия Т]т наим элементов.
Методика расчета сложного циркуляционного
контура определяется особенностями соединений
его элементов. При анализе контура рассматривав I
ется возможность приведения его схемы циркуля-
ции к схеме простого контура заменой участков с
параллельными элементами эквивалентными уча-
стками. Расход среды эквивалентного участка pa-1
вен сумме расходов в заменяемых параллельных
элементах при одинаковых полезных напорах
Пример такого контура приведен на рис. 1.48, а,
где участок с параллельными подъемными ветвя-
ми заменен эквивалентной системой. Циркуляци-
онные характеристики такого контура показаны на
рис. 1.48, б.
В более сложных случаях (рис. 1.49, а) для рас-
чета действительных расходов в элементах контура
целесообразнее использовать равенство полных пе-
репадов давлений между барабаном 5 и общим со-
бирающим коллектором 3 &р$__5 и на пароотводя-
щих трубах 4 Ьр^. Участок с параллельными ветвя-
ми (7, 2) контура опускные трубы — подъемная
система заменяется эквивалентной системой. Рас-
ход в ней равен сумме расходов по ветвям при оди-
наковых полных перепадах &Рз_$. Определение
действительных расходов в элементах показано на
рис. 1.49, б. Расчет контуров циркуляции многоба-
рабанных котлов производится в соответствии с ре-
комендациями [4, 14].
1.7.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ПРЯМОТОЧНОГО КОТЛА
Цель гидравлического расчета — определение
потерь давления в котле, действительных расходов
рабочей среды и зоны устойчивости гидродинами-
ки в элементах пароводяного тракта котла.
§ 1.7)
ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
95
Рис. 1.48. Сложный циркуляционный контур с общей опускной системой (а) и его циркуляционные ха-
рактеристики (б)
Рис. 1.49. Сложный циркуляционный контур с общими отводящими трубами (а) и его циркуляционные
характеристики (б)
Потери давления в пароводяном тракте котла
LpK учитывают при выборе питательного насоса и
рассчитывают при номинальной нагрузке когда по
формуле
&Рк ~ + X А/^арм + ДДохл + Д/’р.п.к»
гДе ХДРЭЛ> ХДРарм > дЛ>хл> д^Р.п.к — соответст-
венно перепад давлений в элементах пароводяного
тракта, арматуре, пароохладителях и регулирую-
щем питательном клапане. Определяют их в соот-
ветствии с рекомендациями [4] по известным тепло-
восприятиям и конструктивным характеристикам
элементов.
Определение расходов в элементах пароводя-
ного трактат. Неудовлетворительный темпера-
турный режим работы металла возникает в разве-
ренных трубах с малыми значениями расходов и
наибольшими приращениями энтальпии рабочей
среды Для расчета температуры металла на внеш-
„ н _
ней поверхности / и средней по толщине трубы
1СТ требуется первоначально определить истинные
расходы рабочей среды в элементах и их разверен-
ных трубах.
Гидравлическая схема прямоточного котла мо-
жет включать несколько параллельных, независи-
мо регулируемых потоков среды, не соединенных
между собой в пределах пароводяного тракта. По-
токи могут разделяться на подпотоки, образуя гид-
равлические контуры в пределах некоторой части
пароводяного тракта. Распределение расходов по
подпотокам зависит от геометрических характери-
стик и тепловосприятий элементов контуров. В та-
ких сложных системах нахождение расходов в раз-
веренных трубах обогреваемых элементов разбива-
ют на два этапа. Первоначально определяют расхо-
ды по параллельным контурам при заданном об-
щем расходе на подпоток, т.е. рассчитывают меж-
поточную разверку, а на втором этапе находят меж-
трубную гидравлическую разверку в элементе.
При определении межпоточной гидравличе-
ской разверки используют методику расчета мало-
трубных систем. В ее основу положена замена
участков пароводяного тракта с параллельными
контурами эквивалентным участком. Для построе-
ния гидравлической характеристики эквивалент-
96
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.
1
а)
- г Г ^У(РО))
Арш
ного участка необходимо иметь гидравлические ха-
рактеристики параллельных контуров, представ-
ляющие собой зависимость перепада давления в
контурах от расхода или массовой скорости рот
Гидравлическая характеристика контура определя-
ется суммированием характеристик последователь-
но включенных в него элементов, перепад давления
в которых при фиксированном значении массовой
скорости равен
ДРэл = £ДРуч ’
где Друч = Дрш + Ддтр + Дрм + Дднив + Друск — по-
теря давления на участке элемента, Па;
2
- — потеря давления в дрос-
uiz 2Рш
сельных шайбах, Па, — коэффициент сопротив-
ления шайбы, определяемый по рекомендациям
[4]; d, с1ш — диаметры трубы и отверстия дроссель-
ной шайбы, м; рш — плотность среды в месте уста-
новки шайбы, кг/м3.
Деление элемента на участки осуществляют с
учетом диаметра труб, положения их в пространст-
ве, направления движения среды, удельных тепло-
вых потоков и агрегатного состояния среды.
Гидравлическая характеристика эквивалентно-
го участка пароводяного тракта строится суммиро-
ванием расходов по параллельным контурам при
одинаковых перепадах давления (рис. 1.50). Истин-
ные расходы в контурах D\, D2 определяют по об-
щему перепаду давления ДрАБ при заданном расхо-
де в подпотоке D.
Обогреваемые элементы 1,2 (см. рис. 1.50) име-
ют, как правило, большое число труб (более 10). Пе-
репад давления в них при найденных расходах Г)\ и
О2 соответствует перепаду в трубах со средним
обогревом. Это дает основание определять истин-
ные расходы среды в разверенных трубах элементов
сме
бор
ум
ог
КС
к
В1
Рис. 1.50. Схема участка пароводяного TpaKia с параллельными контурами (а) и гидравлические харак-
теристики
участков (б)
Рис. 1.51. Гидравлические характеристики эле-
мента (7) и разверенной трубы (2)
Д1
д.
ci
т
3
в
ь
F
как построением гидравлических характеристик
среднеобогреваемых и разверенных труб (рис. 1.51).'
так и по зависимости (1.121).
Гидравлическая разверка в элементах контура в
значительной степени зависит от приращения эн-
тальпии в элементе ДАЭЛ, неравномерности тепло-1
восприятия Т]т, абсолютного давления среды р и
входной этальпии Авх. В экранах паровых коглов
наименьший коэффициент гидравлической развер-
ки рг наблюдается при значениях Авх, близких к экс- I
, экстр
тремальным /?вх . Для сверхкритических давле-
ний наибольшие гидравлические разверки наблюда-
ются при Авхстр = 1300—1600 кДж/кг (рис. 1.52)
[11]. С повышением давления гидравлическая раз-
верка уменьшается. Увеличение ДАЭЛ смещает экс-
тремум коэффициента гидравлической разверки в
, экстр _
зону меньших Авх и увеличивает абсолютную ве-
личину гидравлической разверки. Уменьшение гид-
равлической разверки в экранах достигается огра-
ничением ДАЭЛ путем введения промежуточных
ГИДРОДИНАМИКА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА
97
смешивающих коллекторов и соответствующим вы-
бором энтальпии среды на входе в экраны.
Для перегревательных поверхностей нагрева
уменьшение гидравлической разверки достигается
ограничением ДАЭЛ (для выходных ступеней
конвективных пароперегревателей ДАЭЛ < 160—
170 кДж/кг), применением схемы П подключения
конвективных змеевиковых и схемы Z для ширмо-
вых пароперегревателей.
В элементах с принудительным движением сре-
ды могут быть два вида неустойчивости — аперио-
дическая и колебательная. При оценке апериодиче-
ской неустойчивости строят гидравлические харак-
теристики элементов и анализируют зоны их много-
значности. Движение в контуре (элементе) устойчи-
во, если его характеристика однозначна, т.е. каждо-
му перепаду давления соответствует только один
расход рабочей среды (рис. 1.53, а, б, кривая /). Ес-
ли перепаду давления соответствуют два или более
Рис. 1.52. Зависимости коэффициента гидравличе-
ской разверки от входной энтальпии при различ-
ных давлениях (ДЛЭЛ = 835 кДж/кг, Т]т = 1,4) [111
различных расхода, то гидравлическая характери-
стика неоднозначна (многозначна) (см. рис. 1.53, а,
б, кривая 2), а движение среды в контуре (элементе)
может быть неустойчивым. Вид гидравлической ха-
рактеристики контура (элемента) зависит от соотно-
шения нивелирных перепадов и гидравлических по-
терь давления. В прямоточных котлах с горизон-
тальной навивкой однозначность гидравлической
характеристики может быть достигнута дроссели-
рованием (установкой дроссельных шайб на входе в
трубы) (см. рис. 1.53, а), а при использовании пане-
лей с подъемно-опускным движением среды — их
соответствующей компоновкой [4].
Изменения расхода топлива, давления, расхода
и температуры питательной воды при работе котла
могут приводить к возникновению общекотловой и
межвитковой пульсациям. Первая характеризуется
колебаниями расхода рабочей среды в отдельных
трубных элементах и контурах котла в целом. Как
правило, она является затухающей и после устране-
ния возмущений прекращается. Для межвитковой
пульсации характерно периодическое изменение
расхода в отдельных параллельных трубах парооб-
разующей поверхности (элемента), причем пульса-
ции расхода среды сдвинуты в них по фазе таким
образом, что суммарный расход и перепад давле-
ний между коллекторами остаются неизменными.
С повышением давления рабочей среды вероят-
ность возникновения межвитковых пульсаций
уменьшается. В коглах СКД межвитковые пульса-
ции встречаются реже, а амплитуда их меньше, чем
в котлах докритичсского давления. Пульсации рас-
хода также уменьшаются с ростом массовой скоро-
сти и снижением тепловосприятия элемента. Эф-
фективный способ предотвращения межвитковых
пульсаций — увеличение сопротивления витков
установкой в них дроссельных шайб.
Рис. 1.53. Гидравлические характеристики экранов:
а — экран с горизонтальной навивкой с шайбованием (/) и без шайбования (2); б — панели экранов с верти-
кальными подъемными (/) и опускными (2) трубами
4-1937
98
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Во избежание ухудшения температурного режи-
ма работы труб массовые скорости в них должны
2
быть не менее 2000—2500 кг/(м • с) в экранах ниж-
2
ней радиационной части и 1000—1500кг/(м -с) в
экранах верхней радиационной части (меньшие зна-
чения принимают при сжигании твердого топлива, а
большие — при сжигании мазута).
1.8. КОНСТРУКТИВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
ПО ОРГАНИЗАЦИИ ВОДНОГО РЕЖИМА
Под организацией водного режима котла (в об-
щем случае любой паропроизводящей установки)
понимают совокупность конструктивных, техноло-
гических и организационных мероприятий, обеспе-
чивающих в рабочем геле (воде и паре) содержание
определенных примесей в пределах, установлен-
ных нормативными документами. Главная цель ор-
ганизации водного режима — обеспечение падеж-
ной работы котла и других элементов пароводяно-
го тракта электростанции при любых эксплуатаци-
онных режимах работы.
В конструктивные мероприятия входят: кон-
структивное оформление отсеков испарения, про-
мывки пара, его сепарации, регулирования темпе-
ратуры перегретого пара, раздачи питательной во-
ды и вывода продувочной воды; расположение
внутри барабана котла центробежных циклонов-
сепараторов и схема подсоединения к нему водо-
опускных и пароподъемных труб.
К технологическим мероприятиям относятся
водоподготовка, очистка воды в пароводяном трак-
те станции (конденсатоочистка, например), подго-
товка и ввод корректирующих растворов, поддер-
жание уровня в сепарирующих устройствах котла
(в барабане и выносных циклонах).
К организационным мероприятиям относятся
разработка различных регламентов, определяющих
работу эксплуатационного персонала, порядок от-
бора проб и их анализа. Анализ показателей работы
котла, сбор статистического материала для элек-
тростанций различного типа, его обработка и разра-
ботка норм водного режима также должны быть от-
несены к организационным мероприятиям
Примеси, поступающие в прямоточный паро-
вой котел с питательной водой, частично отлага-
ются на поверхностях нагрева, а большая их часть
уносится с паром.
В трубах прямоточного котла докритического
давления кипение воды происходит на стенке до
тех пор, пока толщина слоя воды не сравняется с
отрывным диаметром пузырей. Затем вода испаря-
ется из утончающейся пленки непосредственно в
парокапельный поток. Момент перехода от омыва-
ния стенки теплопередающей трубы водой к омы-
ванию паром характеризуется массовым паросо-
держанием хгр [(кризис кипения второго рода), см
книгу 2, разд. 3)]. Примеси, содержавшиеся в плев-
ке, остаются на поверхности нагрева, образуя слой
отложений. Именно поэтому эту зону обычно раз-
мещают в части котла с умеренными (пониженны-
ми) тепловыми нагрузками. Примеси, содержащие-
ся в воде, которая в виде капель продолжает движе-
ние в потоке перегретого пара, по мере испарения
воды уносятся с паром. Неслучайно нормы качест-
ва пара и питательной воды по соединениям на-
трия, кремниевой кислоты, удельной электриче-
ской проводимости, приводимые в правилах техни-
ческой эксплуатации (ПТЭ) [26], совпадают.
В прямоточных котлах сверхкритического дав-
ления основная масса примесей, поступающих с
питательной водой, также уносится паром.
Таким образом, для прямоточных котлов основ-
ным способом улучшения качества пара и уменьше-
ния интенсивности образования отложений являет-
ся обеспечение чистоты питательной воды.
В барабанных котлах качество питательной
воды также является фактором, влияющим на чис-
тоту пара и интенсивность образования отложений.
Кроме того, водный режим барабанного котла оп-
ределяется продувкой водяного объема, организа-
цией ступенчатого испарения, промывкой насы-
щенного пара питательной водой, его осушкой в се-
парационных устройствах.
Требуемое нормами качество котловой воды
(табл. 1.58) поддерживают с помощью непрерыв-
ной и периодической продувок.
Таблица 1.58. Нормируемые показатели
качества котловой воды по ПТЭ |26|
Номинальное давление пара
за котлом, МПа
Показатель 13,8 9,8 и ниже
чистый отсек солевой отсек чистый отсек солевой отсек
Избыток фосфатов, мг/дм3 0,5—2 Не более 12 2—6 Не более 30
pH ♦ * 9,0—9,5 Неболее 10,5 Не менее 9,3 Не более 11,2*
Щфф/Шобщ 0,2—0,5 0,5—0,7 Не менее 0,5 Не менее 0,5
* Для котлов давлением 9,8 МПа, питаемых хи-
мически очищенной водой, с разрешения АО-энерго
допускается pH < 11,5; для котлов давлением
3,9 МПа — pH <11,8.
* * Щфф, Щобщ — щелочность соответственно по
фенолфталеину и общая (см. разд. 7), При несоблюде-
нии норм по pH и отношению щелочностей в котло-
вую воду следует вводить едкий натр, в том числе и в
пусковых режимах.
КОНСТРУКТИВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ВОДНОГО РЕЖИМА
99
Продувка котла — это удаление части котло-
вой воды с содержащимися в ней примесями.
Непрерывная продувка осуществляется из бара-
бана или выносных циклонов. Расход воды непре-
рывной продувки котла относительно его паропро-
изводитедьности для установившегося режима рег-
ламентируется следующим образом [26]:
0,5—1,0 % — при восполнении потерь обессо-
ленной водой или дистиллятом испарителей;
0,5—3,0 % — при восполнении потерь химиче-
ски очищенной водой;
не более 5 % — при высокой минерализации ис-
ходной воды, большом невозврате конденсата от по-
требителей и в других подобных случаях. При пуске
котла из монтажа, ремонта или резерва допускается
увеличение непрерывной продувки до 2—5 %.
Периодическая продувка осуществляется из
нижних точек водяного объема, как правило, из ниж-
них коллекторов экранных поверхностей нагрева.
Основное назначение периодической продувки —
удаление нерастворимых примесей.
В практике котлостроения нашло широкое при-
менение ступенчатое испарение, заключающееся
в конструктивном выделении частей водного объе-
ма и их соединении таким образом, что про-
дувочная вода одной части (ступени испарения) яв-
ляется питательной водой следующей за ней части
(ступени).
Питательная вода подается в первую ступень
испарения (чистый отсек), а непрерывная продув-
ка котла выводится из последней ступени (послед-
него из солевых отсеков). На практике наибольшее
распространение получили схемы с двумя (см
рис 1.54) и тремя ступенями испарения.
Барабан котла— конструктивный элемент, ос-
новное назначение которого сепарация насыщен-
ного пара от котловой воды. В барабане, если на
котле не имеется конструктивно оформленных сту-
пеней испарения или если барабан является первой
ступенью испарения, организуются и другие про-
цессы (кроме сепарации пара), определяющие вод-
ный режим котла, раздача питательной воды, про-
мывка пара, ввод корректирующих реагентов.
Качество пара на выходе из барабана определя-
ется в основном давлением, влажностью и про-
мывкой:
Sn = (£p + O))SB, (1.126)
где Sr) — концентрация некоторого вещества в па-
ре; SB— концентрация того же вещества в котло-
вой воде в отсутствие промывки пара; если про-
мывка пара организована, то вместо SB используют
концентрацию вещества в питательной воде Sn в;
ip — коэффициент распределения данного веще-
ства (зависит от давления, для ряда веществ, напри-
мер для кремниевой кислоты, существенна также
зависимость от pH, см. книгу 1, п. 7.4.4); (о — влаж-
ность отводимого от барабана пара. Из уравнения
Рис. 1.54. Схемы двухступенчатого испарения
в барабанных котлах:
/, II— соответственно первая и вторая ступени испа-
рения; I — подъемные трубы; 2 — опускные трубы;
3 — подвод питательной воды; 4 — барабан; 5 — па-
роотводящие трубы; 6 —пароперепускные трубы; 7 —
выносной циклон; 8 — коллектор, 9 — продувка;
10— водоперепускные трубы
(1.126) может быть определено допустимое значе-
ние влажности пара для конкретного котла (давле-
ние, а следовательно, и кр известны) по нормам ка-
чества пара и концентрации в воде SB нормируемых
в паре веществ. При высоких давлениях, когда не-
обходимое качество пара достигается промывкой
его питательной водой, влажность может быть вы-
ше, но не более 0,1 %
Необходимый уровень влажности пара дости-
гается с помощью внутрибарабанных устройств
за счет снижения кинетической энергии пароводя-
ных струй, истекающих из парообразующих труб,
начального разделения пароводяной смеси, вырав-
нивания приведенной скорости пара по зеркалу ис-
парения и его осушки.
Тип и конструктивное оформление применяе-
мых в барабане устройств зависят от единичной
мощности котла и параметров пара Гашение кине-
тической энергии струй пароводяной смеси и на-
чальное разделение последней в барабанах котлов
среднего давления осуществляется с помощью от-
бойных щитков, жалюзийно-дроссельных стенок с
горизонтальным расположением пластин и других
устройств, а в котлах высокого давления — с помо-
щью внутрибарабанных циклонов.
Равномерное распределение пара по сечению
барабана и пароотводящим трубам обеспечивается
с помощью установки соответственно дроссельных
щитов в водяном объеме (дырчатых погруженных
щитов) и дырчатых листов в паровом объеме на вы-
ходе из барабана (пароприемных потолков).
Осушка пара достигается осадительной сепара-
цией в паровом объеме барабана и использованием
в котлах с давлением меньше 11 МПа жалюзийного
сепаратора.
100
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
(Разг §
12
а) б) в)
Рис. 1.55. Схемы типовых внутрибарабанных устройств:
а — для котлов высокого давления с внутрибарабанными циклонами; 6 и в—для котлов среднего и низкого
пения с отбойными щитками и погруженным дырчатым щитом соответственно; 1 — барабан; 2 — ввод парок
дяной смеси; 3 — короб; 4 — циклон; 5 — сливной короб; 6 —крышка; 7 — дырчатый лист промывочного
устройства; 8 — пароприемный потолок; 9 — раздающий короб питательной воды; 10 — пароотводящие труб,
11 — подвод питательной воды; 12 — опускные трубы; 13 — труба аварийного слива воды; 14 — жалюзийны
сепаратор; 15 — погруженный дырчатый щит; 16 — отбойные щитки
Рис. 1.56. Профиль жалюзи, разработанный
НПО ЦКТИ
Размеры барабана определяются допустимой
удельной паровой нагрузкой (средней массовой на-
грузкой па 1 м длины цилиндрической части) аб,
т/(ч • м). Максимальное ее значение при равномер-
ной загрузке зеркала испарения для давлений
11,3—18,1 МПа
(°б)тах ~
где d5 — внутренний диаметр барабана, м; к§ —
критерий Кутателадзе, характеризующий скорость
легкой фазы и соответствующий возникновению
кризисных явлений в двухфазных потоках. Для
котлов без промывки пара при высоком качестве
питательной воды < 0,4—0,6, с барботажной
промывкой Аб < 0,29—0,32 [28].
Схемы типовых внутрибарабанных устройств,
проверенных в эксплуатации и освоенных в произ-
водстве, показаны на рис. 1.55.
Погруженный дырчатый щит (см. рис. 1.55,1
располагают на 50—75 мм ниже наинизшего масса
вого уровня в барабане с расстоянием до его стена
не менее 150 мм для стока воды. Отверстия в погру
женном щите выполняют диаметром не мена
10 мм для предотвращения забивания их шламо»
Щит снабжают закраинами высотой не мена
50 мм, чтобы предотвратить прорыв пара помим,*
щита. Питательную воду подают поверх дырчатой
щита со скоростью не менее 1, но не более 4 м/с и
избежание попадания относительно холодной водя
на противоположную стенку корпуса барабана.
Потолочные дырчатые листы (пароприемный'
потолок) предназначены для выравнивания скоро
с гей пара в паровом объеме барабана и в пароотводя-1
щих трубах и устанавливаются на максимальной
конструктивно выполнимой высоте в барабане. Сте-
пень перфорации определяют из условия обеспече-
ния рекомендуемых значений скорости пара в отвер-
стиях потолочного дырчатого листа (табл. 1.59).
После гравитационной сепарации в паровом
объеме в барабанах с давлением меньше 11,3 МПа
используют жалюзийный сепаратор. Отделение
капель воды в нем происходит вследствие измене-
ния направления движения пароводяного потока'
(как правило, три изменения направления) при про-
хождении криволинейных каналов, образуемых
волнистыми пластинами (рис. 1.56). Капли влаги,
попадая на пластины, смачивают их поверхность и
стекают в виде струек. По расположению в паро-
вом пространстве пакеты жалюзи подразделяют на
горизонтальные (см. рис. 1.55, позиция 14) и на-
клонные, устанавливаемые под углом 10—30° к
вертикали. Наклонные пакеты жалюзи целесооб-
§ 1-8]
КОНСТРУКТИВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ВОДНОГО РЕЖИМА
101
Таблица 1.59. Скорости пара и воды в паропромывочных устройствах и в потолочных дырчатых
листах [25]
Давление рабочей сре- ды в бараба- не, МПа Минимальная ско- рость в отверстиях паропро мы во ч н ых листов, обеспечи- вающая беспро- вальный режим, м/с Максимальная скорость пара в отверстиях па- ропромывоч- ных листов, м/с Максимальная скорость пара, приведенная к полезной площа- ди паропромывоч- ных листов, м/с Расчетная степень пер- форации па- ропромывоч- ных листов, % Рекомендуе- мая скорость в отверстиях потолочного дырчатого листа, м/с Максималь- ная ско- рость воды в сливных ко- робах, м/с
и,з 1,14 2,3 0,15 6,52 4,0—7,0 0,10
15,2 0,73 1,9 0,14 7,36 3,0—6,0 0,09
16,2 0,67 1,7 0,12 7,05 2,8—5,4 0,09
18,1 0,50 1,3 0,09 6,92 2,5—5,0 0,08
Примечания: 1. Отверстия в листах расположены по углам квадрата с шагом 15—20 мм; диаметр отвер-
стий 5—6 мм.
2. Полезную площадь паропромывочных листов определяют как произведение расстояний между крайними
рядами отверстий в продольном и поперечном сечении барабана.
|gG(p' - р")
4
2
(р")
разно применять при высоких удельных нагрузках
барабана. Скорость пара в жалюзийном сепараторе
выбирают из условия отсутствия захвата влаги со
стекающих струй [28]. Значения рекомендуемых
скоростей набегания пара на жалюзи со" с, м/с, оп-
ределяется из зависимости
<.С = *Ж.СА (1127)
где кжс — коэффициент пропорциональности, рав-
ный для горизонтальных пакетов 0,35—0,45, для
вертикальных 1,0—1,3; А =
вспомогательный параметр, м/с; о — коэффициент
. 2
поверхностного натяжения воды, кг/с ; р и р —
соответственно плотность пара и воды на линии на-
, 3
сыщения, кг/м .
При рекомендуемых скоростях пара и началь-
ных влажностях не более 20 % жалюзийный сепа-
ратор обеспечивает конечную влажность на уровне
0,01—0,06 %.
Снижение уноса примесей паром, и в первую
очередь кремниевой кислоты, в котлах высокого
давления достигается промывкой пара питательной
водой в паропромывочном устройстве барабана
(см. рис. 1.55, а), состоящем из барботажных дыр-
чатых листов, устройств подачи питательной воды
на них и сливных коробов.
Для стационарных котлов с барабанами диамет-
рами 1600 и 1800 мм и давлением 11,3—18,1 МПа
изготовляют паропромывочные устройства четырех
типов:
при температуре питательной воды после эко-
номайзера, близкой к температуре насыщения, — с
50%-ной от номинальной паропроизводительно-
сти котла подачей питательной воды на паропро-
мывочные листы и с двусторонним (тип 01) или од-
носторонним (02) сливом;
Таблица 1.60. Типы виутрнбарабанных
циклонов
Тип Внутренний диаметр барабана, мм Наружный диаметр циклона, мм Высота циклона, мм
01 1200—1600 287—292 480—495
02 1500—1600 313—317 515—519
03 Не менее 1800 348—352 645—649
Примечание. Циклоны типа 01 применяют для
барабанов внутренним диаметром 1200—1400 мм в
схемах без паропромывочного устройства, в осталь-
ных случаях наличие или отсутствие паропромывоч-
ного устройства не имеет значения.
при значительном недогреве питательной воды
после экономайзера до температуры насыщения —
с подачей всей питательной воды на паропромы-
вочные листы и с двусторонним (03) или односто-
ронним (04) сливом.
Условия работы паропромывочных устройств
должны соответствовать приведенным в табл. 1.59,
методика их расчета дана в [25].
Начальное разделение пароводяной смеси, га-
шение кинетической энергии двухфазного потока,
а также сепарацию пара осуществляют во внутри-
барабанных циклонах (рис. 1.57, табл. 1.60), позво-
ляющих также снизить ценообразование котловой
воды, устранить захват пара в опускные трубы.
Номинальная паровая нагрузка внутрибарабан-
ного циклона Gu, кг/с, определяется по приведен-
ной скорости пара W'§, м/с (рис. 1.58):
G„=
где р" — плотность пара, кг/м3; d — внутренний
диаметр, м.
102
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
Пароводяная
смесь
Пароводяная
смесь
Рис. 1.57. Внутрибарабаиный циклон:
/ — крышка; 2 — подводящий патрубок; 3 — цилин-
дрический корпус; 4 — направляющие лопатки; 5 —
лопастная вставка
Рис. 1.58. зависимость скорости пара, приведен-
ной к диаметральному сечению циклона, от дав-
ления в барабане при номинальной паровой на-
грузке [24)
Сепарация пара происходит под действием
центробежных сил, создаваемых тангенциальной
подачей пароводяной смеси в циклон, вторая сту-
пень сепарации — гравитационная, осадительная.
Кризис процесса сепарации, характеризующийся
резким увеличением влажности на выходе из цик-
лона, наступает при значениях осевой скорости па-
ра в цилиндрической части 1УЦ, м/с, выше 1,74/4
[см. формулу (1.127)]. Поэтому важно обеспечить
равномерное распределение потока по сечению
циклона. Это достигается установкой в верхней
части циклона специальных пароотводящих уст-
ройств: колпаков или жалюзийных крышек, по-
следние применяют в отсутствие паропромывочно-
го устройства при давлении в барабане бода
5 МПа для циклонов типа 01 и 02. Уровень воды!
барабане должен быть не выше середины подвода-
щего патрубка.
Для предотвращения прорыва пара через щ.1,
клон и организации выхода воды с меньшим гид-
равлическим сопротивлением в нижней части кор-
пуса устанавливают лопастную вставку (как правя
ло, при кратности циркуляции менее 7) или креск
вину. После циклонов вода попадает в поддоны,!
из них — в водяной объем барабана.
Конструкцию, размеры и составные элемент!,
внутрибарабанных циклонов выбирают в соответ-
ствии с требованиями [24]. Ширину патрубка опре-
деляют на основании результатов гидравлических
расчета каждого контура циркуляции, включающе-
го внутрибарабанные циклоны, исходя из условий!
обеспечения их сопротивления в пределах, обус-|
ловленных надежностью циркуляции.
При ступенчатом испарении пар последней сту-1
пени, как правило, осушается в выносных циклонах:
(рис. 1.59). Корпус циклона выполняется из трубы *
426x28 мм для давления 11,5 МПа и 426x36 мм дли
давления 16,5 МПа. Для разделения пароводяной
смеси на воду и пар устанавливают внутреннюю на-
правляющую лопасть, которая вместе с приварен-1
ными к ней донышками образует с внутренней по-
верхностью криволинейный канал, ширину которо-
го рекомендуется принимать равной 15—25 мм.'
Высота щели определяется конструктивно. При рас-1
стоянии между штуцерами, подводящими парово-
дяную смесь, 290 мм высоту щели рекомендуется I
принимать равной 420 мм.
Выравнивание поля скоростей пара по сечению I
циклона достигается использованием дырчатого
листа, располагаемого в верхней части циклона
Суммарную площадь отверстий дырчатого листа
принимают равной 10—20 % площади поперечного
сечения циклона. Диаметр отверстий 6—10 мм.
Высота активного сепарационного объема от верх-
него штуцера ввода пароводяной смеси до дырча-
того листа не менее 1200 мм. Высота водяного объ-
ема в циклоне при номинальной нагрузке и мини-
мальном уровне не менее 1800 мм. В нижней часта
водяного объема устанавливают крестовину, пре-
пятствующую воронкообразованию и захвату пара
в опускные трубы. Подвод пароводяной смеси к ци-
клонам осуществляется выше уровня воды в бара-
бане на 200—500 мм, считая от нижнего штуцера.
Циклоны изготовляют в одиночном исполнении и в
виде блока, состоящего из двух, в отдельных случа-
ях из трех циклонов. Конструкция и основные пара-
метры их стандартизированы [20].
Суммарную производительность и число вы-
носных циклонов выбирают, исходя из расчета схе-
мы ступенчатого испарения с учетом допустимых
нагрузок на циклон (табл. 1.61).
КОНСТРУКТИВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ВОДНОГО РЕЖИМА
103
Таблица 1.61. Допустимые паровые нагрузки на
выносной циклон |20]
Параметр Давление в барабане, МПа
11,5 16,5
Паровая нагрузка, кг/с, не более 3,3 4,4
Приведенная скорость па- ра на выходе из улитки (при ширине щели улитки 20 мм), м/с, не более 6,1 4,9
Коэффициент гидравли- ческого сопротивления на входе в циклон (из груб, подводящих пароводя- ную смесь) £| 1,1 1,1
Коэффициент гидравли- ческого сопротивления на выходе из улитки 1,1 1,1
При расчете контура циркуляции гидравличе-
ское сопротивление выносного циклона, Па, рас-
считывают по формуле
Др
в ц
^Оул '
^0 подв
2~1 (j/2
г 0 подв
р' х
где£],£2 — коэффициенты гидравлического сопро-
тивления (см. табл. 1.61); 1ТОул — скорость цирку-
ляции на выходе из улитки, м/с; Ил0подв — скорость
циркуляции в подводящих трубах (на входе в ци-
клон), м/с; р', р" — соответственно плотность во-
з
ды и пара на линии насыщения, кг/м .
Разность массовых уровней воды в барабане и
выносном циклоне, м, может быть определена но
формуле
^Рв + ^Рп
АН = —Г-----7Г2 + ,
ур (p'-p")g 6
где Дрв — сопротивление водоподводящего (под-
питочного) тракта: от уровня воды в барабане до
места смешения подпиточной воды с водой цикло-
на, Па; Дрп — сопротивление парового тракта вы-
носного циклона (с учетом сопротивления дырча-
того листа), пароотводящих труб до места смеше-
ния с паром в барабане, Па; йб — расстояние по вы-
соте от уровня воды в барабане до выходного сече-
ния пароотводящих труб, м; йб Ф 0 только при под-
воде пара из циклона под уровень воды.
Рис. 1.59. Выносной циклон:
I — штуцер для трубопровода, подводящего котловую
воду; 2 — штуцер для трубопровода непрерывной
продувки; 3 — штуцер для воздушника; 4 — штуцер
для пароотводящего трубопровода; 5 — пароприем-
ный дырчатый щит; 6 — корпус; 7 — штуцеры для
трубопроводов пароводяной смеси; 8 — крестовина;
9 — штуцер для водоопускной трубы; 10 — вставка
для образования улитки
В настоящее время установлено [5], что в водя-
ном объеме котла (с давлением не менее 5 МПа) на-
блюдается распределение концентрации примесей,
однозначно определяемое теплогидравлическими
процессами и принятыми конструктивными реше-
ниями. В сепарационных устройствах — и прежде
всего в барабане — формируются устойчивые токи
котловой воды с различными концентрациями при-
месей. Расчет расходов воды и концентраций воз-
можен с помощью математических моделей, осно-
ву которых составляют балансовые уравнения масс
рабочего тела и примесей для выделенных частей
рассчитываемого объема. Такие расчеты необходи-
мы при проектировании котла, когда выбираются
конструктивные решения.
Сказанное не противоречит одному из ос-
новных положений теории ступенчатого испаре-
ния об идентичности качества котловой и проду-
вочной вод, поскольку оно было сформулировано
104 КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ[Разд. ]
Э.И. Роммом применительно к котлам низкого
давления.
Если в котле отсутствуют конструктивно выде-
ленные отсеки испарения и промывка пара, то кон-
центрацию какой-либо примеси в воде непрерыв-
ной продувки можно рассчитать по формуле
с _ ______1 + Р + О)___„ i?o\
"Р Р + (со + к? + *ос)% " в ’ ( }
где Р, то — соответственно относительная величина
продувки и уноса влаги с паром (в долях паропро-
изводительности); Ар -— коэффициент распределе-
ния примеси (см. кн. 1, разд. 7); кос — коэффициент
осаждения примеси на поверхности нагрева (его
значение может быть рассчитано на основе эмпири-
ческих соотношений, полученных разными автора-
ми для скорости образования отложений; ввиду ма-
лости значения и недостаточности эксперимен-
тальных данных кос в расчетах обычно не учитыва-
ют); х. = ^в/5пр — коэффициент, учитывающий
неравенство концентраций примесей — средней в
котловой воде и в продувке; его значение во мно-
гом определяется конструктивными особенностя-
ми испарительной части котла: % = 1, если подсое-
динение водоспускных и пароподъемных труб к ба-
рабану таково, что обеспечивается полное переме-
шивание в нем котловой воды; %< 1, если продувка
выводится из части водяного объема барабана с по-
вышенной концентрацией примесей; % может су-
щественно превышать единицу, если место вывода
продувки выбрано неудачно, а токи воды в бараба-
не обусловливают создание «непродуваемых» или
«слабопродуваемых» зон со значительным содер-
жанием примесей. При изменении значения % изме-
няется Snp, так как изменяется интенсивность выво-
да примесей другими путями, прежде всего с паром
(при неизменности их поступления с питательной
водой и корректирующим раствором и неизменно-
сти их вывода всеми потоками из испарительной
части котла).
Формулу (1.128) можно применить для любой
конструктивно оформленной ступени испарения
котла, если пар каждой из них не вводится в другие
ступени и если полагагь , что Snp — концентрация
примесей в воде, выводимой из ступени (в следую-
щую ступень или в продувку котла — для послед-
ней ступени), Sn в — концентрация примесей в во-
де, питающей ступень (из предыдущей ступени или
в питательной воде для первой ступени); значения
параметров Риш взяты применительно к рассчиты-
ваемой ступени, а А-р, кос и % — дополнительно учи-
тывают особенности рассчитываемой примеси.
Если в барабане имеется паропромывочное ус!
ройство, то формула для £пр следующая:
(I+f + w)Sn.B-(tpZny + w)5„.y I
= ——(ll!j ,
<
Здесь /пу < 1 — коэффициент эффективности nt >1 (
ропромывочного устройства, отражающий степей |
достижения равновесия в распределении примем
между паром и водой, при этом у — концентре
ция примеси в воде промывочного устройства.
Значение %пу во многом зависит от времени-
контакта пара с промывочной водой; значение SJ
определяется балансом примесей в паропромывом
ном устройстве и, как правило, незначительно пре-
вышает в.
Если для котлов с низким рабочим давлением L
для создания лучшего распределения примесей Л
водяном объеме необходимо конструктивное выде-|
ление отдельных ступеней испарения, то в котлах
современных параметров для достижения практиче-1
ски любого распределения это совершенно необяза-1
тельно. Для обеспечения наилучшего водного режи-
ма (наименьшее содержание примесей в паре и их
минимальное поступление к парообразующим по-’
верхностям нагрева) могут быть сформулированы ।
следующие практические рекомендации (пп. 1—51
относятся к конструктивным, пп. 6—8 — к техно-1
логическим эксплуатационным мероприятиям) [9]: I
1) вывод непрерывной продувки должен осу-
ществляться из зоны котловой воды с максималь-1
ным значением концентрации примесей;
2) в барабане должен быть создан устойчивый
ток воды от зоны с наименьшей концентрацией
примесей (как правило, с избытком питательной
воды) к зоне с наибольшей концентрацией При |
этом наименьшее среднее содержание примесей в
котловой воде (наименьшее значение коэффициен-
та %) достигается при вполне определенной схеме
подсоединения водоопускных и пароподъемных (
труб в схеме раздачи питательной воды. Следует I
особо обратить внимание на недопустимость в ба-
рабане «непродуваемых» или «слабопродуваемых»
зон в диапазоне применяемых режимов работы;
3) питание наиболее теплонапряженных пане- .
лей должно осуществляться из части (частей) водя-
ного объема барабана с минимальным содержани- I
ем примесей, прежде всего сравнительно легко пе- I
реходящих в отложения. Из зоны барабана с макси- |
мальным содержанием примесей (или из послед-
них ступеней испарения) должны запитываться па-
нели с наименьшим теплонапряжением;
4) ввод корректирующих растворов в водяной '
объем должен осуществляться таким образом, чтобы
время пребывания в нем корректирующих компо-
водогрейные котлы и котлы-утилизаторы
105
нентов, например фосфатов, было максимальным.
Это будет способствовать экономии реагентов;
5) положительную роль конструктивно оформ-
ленные ступени испарения могут сыграть при огра-
ничении по каким-либо причинам массы основного
сепарационного элемента котла — барабана. Вы-
бор паропроизводительности солевых отсеков дол-
жен основываться не только на достижении наи-
лучшей чистоты пара, но и на минимизации массы
примесей, поступающей к парообразующим по-
верхностям нагрева;
6) для эффективного вывода примесей из котла
следует использовать переходные режимы работы,
реализуемые в соответствии с регламентом его экс-
плуатации.
Изменение режима работы горелочных уст-
ройств может иметь следствием изменение распре-
деления примесей по водяному объему, в том числе
и с увеличением их суммарного содержания. Хоро-
шо известен эффект увеличения концентрации при-
месей при снижении нагрузки, эффект обратный
«прятанию солей» — выброс примесей. Во всех
случаях увеличения содержания примесей в воде
непрерывной продувки целесообразно увеличение
ее расхода (иногда и включение периодической
продувки), пока концентрации остаются повышен-
ными.
Следует отметить, что нерастворимые примеси
в подавляющем большинстве ведут себя в котловой
воде так же, как и растворимые. Для котлов с есте-
ственной циркуляцией данное положение справед-
ливо для режимов с нагрузкой не менее некоторого
значения. Это объясняется малыми размерами час-
тиц (порядка микрометров), малой скоростью их
осаждения (миллиметрами в минуту), несравнимо
большими скоростями токов котловой воды. Лишь
в застойных зонах может наблюдаться осаждение
нерастворимых примесей и их накопление во время
работы. При останове котла осаждение и наиболее
значительное накопление осадков происходят под
зонами водяного объема, где при работе котла от-
мечались наибольшие концентрации. Необходимо
использовать остановы котла для максимально воз-
можного вывода примесей;
7) уменьшение концентрации примесей в воде
непрерывной продувки при неизменной нагрузке
котла служит сигналом ухудшения качества пара
или создания «непродуваемых» зон в водяном объ-
еме (и наоборот). Это, в частности, следует из урав-
нения (1.128). Если поступление примесей с пита-
тельной водой не изменилось, а вывод с продувкой
уменьшился, это однозначно свидетельствует об
увеличенном выводе другими путями, из которых
унос с паром — наиболее вероятный. Изменение
путей вывода может быть следствием действий экс-
плуатационною персонала (изменение режима го-
релочных устройств, повышение уровня в барабане
и др.), результатом проведенных ремонтных работ
или реконструкции систем сепарации, промывки
пара и т.п.;
8) периодическую продувку следует использо-
вать в первую очередь для удаления лишь выпав-
ших в осадок примесей. При работе котла места вы-
падения примесей — застойные зоны водяного
объема (зоны, где скорости потоков воды близки к
нулю). Из таких зон, а также из нижних точек водя-
ного объема должен предусматриваться вывод пе-
риодической продувки. Для удаления выпавших в
осадок нерастворимых примесей должна быть пре-
дусмотрена периодическая продувка по всем отме-
ченным точкам, но на непродолжительное время
(в целях экономии воды и теплоты).
1.9. ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ
И КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
1.9.1. СТАЛЬНЫЕ ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ
Водогрейные котлы применяют для снабжения
подогретой водой систем отопления и вентиляции,
бытовых и технологических потребителей. Котлы
устанавливают в промышленно-отопительных, ко-
тельных, а также на ТЭЦ для покрытия пиковых
отопительно-вентиляционных нагрузок. Основная
их особенность — работа при постоянном расходе
сетевой воды и включении непосредственно в теп-
ловую сеть. На1рузка котлов регулируется измене-
нием температуры входящей и выходящей воды
путем изменения форсировки топки. Температура
воды на входе в котел 70 °C (в пиковом режиме до
110 °C), температура воды на выходе из котла —
150 °C и более (до 200 °C). Основные параметры и
технические требования на котлы содержатся в
ГОСТ 21563-93 [8] (табл. 1.62—1.63). Котлы пред-
назначены для сжигания газа, мазута и твердого то-
плива. Для них установлена следующая шкала теп-
ловых мощностей, МВт (Гкал/ч): 4,65 (4); 7,5 (6,5);
11,63 (10); 23,3 (20); 35 (30); 58,2 (50); 116,3 (100) и
209,4 (180).
Стальные водогрейные котлы старых типов
ТВГМ, ПТВМ и ЭЧМ заменены новой серией
стальных водогрейных котлов типов KB-ГМ и
КВ-ТК. Новая серия водогрейных прямоточных
котлов мощностью от 4,6 до 210 МВт (табл. 1.64—
1.66) в целях унификации разбита на четыре груп-
пы К первой группе относятся водогрейные котлы
мощностью 4,6 и 7,5 МВт. Котлы предназначены
для сжигания газа, мазута и твердого топлива.
Трубная система котлов поставляется единым бло-
ком. Во вторую группу входят котлы мощностью
11,6, 23,2 и 35 МВт, используемые в качестве ос-
новного источника теплоснабжения и предназна-
ченные для работы на газе, мазуте и твердом топли-
ве. Они поставляются двумя законченными транс-
106
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
Таблица 1.62. Котлы водогрейные стальные стационарные* [8|
Параметр Котлы, работающие в основном режиме Котлы, работающие в основ- ном или пиковом режиме 1
Теплопроизводительность, МВт (Гкал/ч) 4,65; 7,56; 11,63; 17,45; 23,26; 34,89 (4; 6,5; 10; 15; 20; 30) 58,15; 116,3; 209,3 (50; 100; 1 180)
Температура воды на выходе из котла, °C 150 150,200
Разность температур воды на выходе из котла и входе в котел,°C:
при температуре воды на выходе из котла 150 °C:
в основном режиме 80 80
в пиковом режиме — 40
при температуре воды на выходе из котла 200 °C:
в основном режиме — 130
в пиковом режиме — 90
Расчетное (избыточное) давление воды на входе в котел, 7 МПа (кгс/см ), не менее:
при температуре воды на выходе из котла 150 °C 1,63(16,3) 2,55 (25,5)
при температуре воды на выходе из котла 200 °C — 3,1 (31,0)
Абсолютное давление воды на выходе из котла, МПа (кгс/см2), не менее:
при температуре воды на выходе из котла 150°С 10,2 8,5
при температуре воды на выходе из котла 200 °C — 28,5
Допустимый недогрев воды на выходе из котла, °C 30 20
Температура холодного воздуха, °C, не ниже + 10 + 10
* Условные обозначения: КВ — котел водогрейный; Т — твердое топливо; М — жидкое топливо (мазут);
Г — газообразное топливо (индекс типа топки не указывается); Р — слоевая топка (решетка); К — камерная
топка; В — вихревая топка; Ц — циклонная топка; Ф — топка с кипящим слоем; Н — котел с наддувом; С —
сейсмостойкое исполнение. Пример обозначения: КВ-ТС-30, КВ-ГМ-100С.
Примечание. По согласованию между заводом-изготовителем и потребителем допускается изготовлять
котлы теплопроизводительностью, отличающейся до ±5 % от приведенной в таблице.
Таблица 1.63. Коэффициент полезного действия стальных водогрейных котлов при сжигании
различного топлива [8|
Номинальная теплопроизводи- тельность, МВт (Гкал/ч) КПД, %
Камерное сжигание Слоевое сжигание
Жидкое топливо Газообразное топливо Каменный уголь Бурый уголь Каменный уголь Бурый уголь
От 4 до 30 (от 4,65 до 35) 87,0 89,0 — — 83,0 81,0
От 50 до 180 (от 58,2 до 220) 90,0 91,0 88,0 87,0 85,0 83,0
портабелызыми блоками: горизонтальная топка и
вертикальный конвективный газоход. В третью
группу унифицированных котлов входят котлы
мощностью 58 и 116 МВт, предназначенные для ра-
боты на газе и мазуте. Четвертую группу составля-
ют котлы этой же мощности, но предназначенные
для сжигания твердого топлива. Водогрейные кот-
лы мощностью 58, 116 и 210 МВт могут использо-
ваться в качестве основных источников теплоснаб-
жения и пиковых для установки на ТЭЦ
Котельные установки типа KB-ГМ (котел водо-
грейный, газомазутный) тепловой мощностью 4,65;
7,56; 11,63; 23,3 и 35 МВт имеют единый профиль
с Г-образной компоновкой и одинаковые ширину
и высоту, но различаются глубинами топочной ка-
меры и конвективной шахты. Сжигание топлива
осуществляется с помощью одной газомазутной
Таблица 1.64. Стальные водогрейные котлы типа KB-ГМ для работы на газообразном и жидком топливах [27]
Параметр Марка котла, принятая заводом-изготовителем
КВ-Г-4-150 КВ-ГМ-4-150 КВ-Г-6,5-150 КВ-ГМ-6,1-150 КВ-ГМ-10-150 КВ-ГМ-20-150 КВ-ГМ-ЗО-15О
Номинальная теплопроизводитель- ность, МВт (Гкал/ч) 4,65 (4) 4,65 (4) 7,56(6,5) 7,56 (6,5) 11,63 (10) 23,3 (20) 34,9 (30)
Рабочее давление, МПа 0,8—1,4 1,0—2,5 0,8—1,4 1,0—2,5 2,5 2,5 2,5
Расход воды через котел, т/ч 49,5 49,5 80,4 80,4 123,5 247 378
Гидравлическое сопротивление котла, кПа 87 250 90 250 250 250 250
Топливо Газ Г аз/мазут Газ Г аз/мазут Газ/мазут Газ/мазут Г аз/мазут
Низшая рабочая теплота сгорания, МДж/м/МДж/кг 36,1 36,1/40,3 36,1 36,1/40,3 36,1/40,3 36,1/40,3 36,1/40,3
Расход топлива, м3/ч/кг/ч 506 494/478 822,6 797/774 1260/1220 2520/2450 3860/3680
Объем топочной камеры, м3 12,67 16,2 18,9 22,5 38,3 51,2 81,5
Тип, марка горелок Подовые щелевые РГМГ-4 Подовые щелевые РГМГ-6,5 РГМГ-10 РГМГ-20 РГМГ-30
Число горелок, шт. 3 1 3 1 1 1 1
Давление газа/мазута перед горелкой, кПа 5 20/200 5 20/200 20/200 30/200 40/200
2 Площадь поверхности нагрева, м Температура, °C: 86,75 86,75 149,5 199,3 295,1 507,1 718,5
уходящих газов 140 135—215 146 130—220 145—230 155—242 160—250
воды на входе в котел 70 70 70 70 70 70 70
воды на выходе из котла Расчетный КПД %: 150 150 150 150 150 150 150
на газе 92,2 93,9 92,2 94,1 92 89 89
на мазуте Габаритные размеры, мм: — 90,4 — 90,2 88 87 87
длина 4200 6415 5520 7855 6500 9700 11 800
ширина 4186 3510 4186 3510 3200 3200 3200
высота 4102 6705 4102 6705 7300 7300 7300
Масса в объеме поставки, кг 3818 8055 6045 10 937 18 400 26 200 32 400
Изготовитель Монастырищенский машиностроительный завод Дорогобужский котельный завод
ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ И КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
Окончание табл. 1.64
Марка котла, принятая заводом-изготовителем
Параметр КВ-ГМ-30-150М КВ-ГМ-ЗО-15ОМС КВ-ГМ-50-150 КВ-ГМ-50-150С КВ-ГМ-100-150 КВ-ГМ-100-150С КВ-ГМ-180-150 КВ-ГМ-180-150 (модель БКЗ КВ-ГМ 180-150-2)
Номинальная тсплопроизводитсль- ность, МВт (Гкал/ч) 34,9 (30) 58,2 (50) 58,2 (50) 116,3 (100) 116,3 (100) 210(180) 210(180)
Рабочее давление, МПа 1,03 0,98—2,45 1,03 0,98—2,45 1,03 0,8—2,4 2,4
Расход воды через котел, т/ч* 435 1230/618 1230/618 2460/1235 2460/1235 4420/2210 4420/2210
Гидравлическое сопротивление котла. кПа* 250 150/250 150/250 150/250 150/250 150/250 150/250
Топливо Газ/мазут Газ/мазут Газ/мазут Г аз/мазут Газ/мазут Газ/мазут Газ/мазут
Низшая рабочая теплота сгорания, МДж/м 3/М Д ж/кг 36,1/40,3 36,1/40,3 36,1/40,3 36,1/40,3 36,1/40,3 36,1/40,3 36,1/40,3
Расход топлива, м3/ч/кг/ч 3860/3680 6260/5750 6260/5750 12 520/11 550 12 520/11 550 25 300/22 300 25 300/22 300
Объем топочной камеры, м3 81,5 251 251 388 388 461 461
Тип, марка горелок Комбинирован- ные газомазутныс РГМГ-20 РГМГ-20 РГМГ-30 РГМГ-20 Вихревые газомаз ническими утныс с паромеха- форсунками
Число горелок, шт. 6 2 2 3 4 6 8
Давление газа/мазута перед горелкой. кПа 40/200 40/200 40/200 40/200 40/200 20/200 20/200
Площадь поверхности нагрева, м2 Температура, °C: 771,6 1473 1473 2710 2710 5979 5979
уходящих газов 162—250 180—190 180—290 120—175 185—230 182—233 182—233
воды на входе в котел 70 70—110 70—110 70—110 70—110 70—110 70—110
воды на выходе из котла Расчетный КПД, % 150 150 150 150 150 150 150
на газе 91 92,5 93,8 93,0 93,0 88,8 91,7
на мазуте Габаритные размеры, мм: 88 91,1 92,2 92,0 92,0 87,3 90,8
длина 15 000 18 000 7000 18 000 10 500 12 200 14 400
ширина 12 000 12 000 6440 18 000 7800 6900 7300
высота 15 000 15 000 17 500 15 000 17 500 15 600 29 400
Масса в объеме поставки, кг 64 000 85 000 174 000 127 000 175 000 271 000 506 000
Изготовитель Дорогобужский котельный завод АО БЗЭМ Л lO «Сибэнергомаш »
* В числителе дано значение расхода ВОЛЫ ДЛЯ ПИКОВОГО режима, в знаменателе лля основное
тавота
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
сальные водогрейные котлы типа KB-ТС Дороюбужского занояя
Параметр Марка котла, принятая заводом-изготовителем
КВ-ТС-4,0 КВ-ТС-6,5 КВ-ТС-10 КВ-ТС-20 кв-тс-зо КВ-ТС-50
Тсплопроизводительность, МВт (Гкал/ч) 4,65 (4,0) 7,56 (6,5) 11,63 (10) 23,26 (20) 34,89 (30) 58,15(50)
Расход топлива, кг/ч:
ирша-бородинского бурого угля 1280 2060 — — 9550 16 300
минусинского каменного угля 875 1420 2160 4320 6480 12 200
Расчетное давление воды (минимальное на выходе), 2,5 (0,8) 2,5 (0,8) 2,5 (0,8) 2,5 (0,8) 2,5 (1,03) 2,5 (1,03)
МПа
Расход воды, т/ч 49,5 80 123,5 247 370 625/1250*
Гидравлическое сопротивление котла, МПа 0,104 0,107 0,12 0,21 0,15 0,15
Глубина топочной камеры, мм 2496 3520 3904 6144 — 7104
Тип механической решетки ТЛЗМ-1,87хЗ ГЛЗМ-1,87x4 ТЧЗМ-2,7х4 ТЧЗМ-2,7х6,5 ТЧЗМ-2,7x8,0 ТЧЗМ-4,92x8,0
Длина цепной решетки, мм 3000 4000 4000 6500 8000 8000
Ширина цепной решетки, мм 1870 1870 2700 2700 2700 4920
Объем топочной камеры, м3 16,3 22,7 38,5 61,6 185 445
Площадь поверхности нагрева собственно котла, м2:
радиационная 38,66 48,9 55,9 82,8 98,6 —
конвективная (включая фестон) 88,7 150,4 229 417 592 —
полная 127,36 199,3 284,9 509,8 690,6 —
Глубина конвективной шахты, мм 608 1056 768 1408 — 2495
Температура уходящих газов, °C 225 225 220 230 235 —
КПД (брутто), %, при сжигании:
ирша-бородинского бурого угля 81,1 82,1 — — 80,6 85,2
минусинского каменного угля 81,9 82,2 80.9 80,66 80,6 85,2
Общая длина котла, мм 5000 6700 6400 9600 И 700 24 840
Общая длина, включая площадки, мм 5000 6700 7600 10 800 24 840 24 840
Ширина котла (в свету между осями экранных труб), мм 2040 2040 2880 2880 3200
Ширина котла, включая площадки, мм 4000 4000 5460 5460 5580 9600
Высота котла (от отметки 0 или 3600 мм до оси верхне- 3840 3840 4250 4250 9695 11 425
го коллектора), мм
Высота конвективной шахты (от ометки 0 или 3600 мм 3840 3840 6650 6650 7800 14 170
до оси верхнего коллектора), мм
Масса транспортабельного блока или котла, кг 7600 10 300 15 700 22 700 29 900 129 000
* В числителе дано значение расхода воды для основного режима, в знаменателе для пикового.
водогрейные котлы и котлы-утилизаторы
Таблица 1.66. Стальные водогрейные котлы типов КВ-ТСВ и КВ-ТК [8, 27]
Параметр Марка котла, принятая заводом-изготовителем
КВ-ТСВ-10 КВ-ТСВ-20 кв-ткв-зо КВ-ТК-50 КВ-ТК-100-150-4 КВ-ТК-100-150-5 КВ-ТК-100-150
Теплопроизводительность, МВт (Гкал/ч) Расход топлива, кг/ч: 11,63 (10) 23,26 (20) 34,89 (30) 58,15 (50) 116,3 (100) 116,3 (100) 116,3 (100)
ирша-бородинского бурого угля 3140 6290 — — — — —
минусинского каменного угля 9550 12 200 28 900 (экибастузский уголь) 19500 (нюренгринский и кузнецкий камен- ный угли) 29 500
Расчетное давление воды (минимальное на выходе), МПа Расход воды, т/ч 2,5 (0,8) 123,5 2,5 (0,8) 247 2,5 (1,03) 370 2,5(1,03) 625/1250* 2,4 2,4 1236/2460* 2,5
Гидравлическое сопротивление котла, МПа Глубина топочной камеры, мм Тип механической решетки 0,11 3904 ТЧЗМ-2,7х4 0,19 6144 ТЧЗМ-2,7х6 0,15 49 0,15 60 0,25 Камерная топка 0,263 6800 0,263
Длина цепной решетки, мм 4000 6500 — — — — —
Ширина цепной решетки, мм 2700 2700 — — — — —
Объем топочной камеры, м3 Площадь поверхности нагрева собственно котла, м2: 38,5 61,6 185 290 902 900 Примерно 900
радиационная 55,9 82,8 200 255 663 673 673
конвективная (включая фестон) 229 427 373 1830 1800 1462
полная 284,9 509,8 573 821 2493 2473 2135
Глубина конвективной шахты, мм 768 1408 — 3760 4500 4500 4500
Площадь поверхности нагрева воздухопо- догревателя, м2 364 728 1388 2136 8800 8520 8800
Температура горячего воздуха, °C Сопротивление тракта газов, кПа, при сжигании: 210 226 255—263 Примерно 350 400 356 352
ирша-бородинского угля 1,0 1,06 — — — — —
минусинского угля — — 1,27 1,27 0,75 0,40 0,75
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ [Разд. I
Окончание табл. 1.66
Температура уходящих газов, °C 205 218 235 220 192 203 193
КПД (брутто), %, при сжигании:
ирша-бородинского бурого угля 82,8 82,5 81,5 87—88 — — 87,0
минусинского каменного угля — — — — 89,8 89,6 88,0
Общая длина котла, мм 6400 9600 — — — — —
Общая длина котла, включая площадки, мм 8400 12 520 15 500 16 000 18 000 по осям колонн 18 000
Ширина котла (в свету между осями экран- ных труб), мм 2880 2880 3200 3280 7100 12 300 12 300
Ширина котла, включая площадки, мм 5460 5460 5580 10 000 12 300 12 300 12 300
Высота котла (от отметки 0 или 3600 мм до оси верхнего коллектора), мм 4250 4250 9695 25 300 28 200 29 600 29 600
Высота конвективной шахты (от отметки 0 или 3600 мм до оси верхнего коллектора), мм 5650 5650 5900 27300 31 260 29 600 —
Масса транспортабельного блока или котла, кг 15 045 24 900 33 230 22 900 572 900 567000 590 000
Изготовитель Дорогобужский котельный завод ПО «Сибэнсргомаш»
* В числителе дано значение расхода воды для основного режима, в знаменателе для пикового.
ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ И КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
112
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Раз( § 1
ротационной горелки типа РГМГ соответствующей
тепловой мощности с автономным вентилятором.
Котлы геплопроизводительностыо 11,63 (10); 23,26
(20) и 35 (30) МВт (Гкал/ч) унифицированы и изго-
товляются из одних и тех же узлов и элементов.
Водогрейные газомазутные котлы КВ-ГМ-35-
150М, КВ-ГМ-58,2-150 и КВ-ГМ-116,3-150 тепло-
производительностью 35 (30), 58,2 (50), 116,3 (100)
МВт (Гкал/ч) выполнены с П-образной сомкнутой
компоновкой поверхностей нагрева. Вертикальная
призматическая топочная камера котлов полностью
экранирована и оборудована вихревыми газомазуг-
ными горелками типа РГМГ с автономными венти-
ляторами. Газомазутные котлы на 58 и 116 МВт име-
ют соответственно две и три (треугольник вершиной
вверх) газомазутные горелки на фронтовых стенах.
Котлы типов КВ-ГМ-58,2-150 и КВ-ГМ-116,3-150
полностью унифицированы и отличаются лишь глу-
биной топочной камеры и конвективного газохода.
Водогрейный газомазутный котел КВ-ГМ-209-
150 выполнен с Т-образной сомкнутой компонов-
кой поверхностей нагрева (рис. 1.60). Вертикальная
призматическая полностью экранированная топка
котла оборудована шестью вихревыми горелками,
расположенными встречно треугольником с вер-
шиной вверху на боковых стенах. Для уменьшения
образования оксидов азота применена рециркуля-
ция дымовых газов из конвективного газохода в
воздушный тракт перед горелками. Конвективные
газоходы примыкают к боковым стенкам топки.
Разделительные стенки между газоходами и топ-
кой газоплотные. В вертикальных экранированных
опускных шахтах размещаются по два пакета кон-
вективных поверхностей нагрева. Трубная система
котла подвешена к верхней раме несущего каркаса
и свободно расширяется вниз.
Все газомазутные водогрейные котлы оборудо-
ваны дробеочистителыюй установкой для удале-
ния наружных отложений с труб конвективных по-
верхностей нагрева Транспорт дроби в верхний
бункер производится с помощью воздуходувки.
Обмуровка всех котлов — облегченная, нагрубная.
Котлы производительностью от 4,65 до 116,3 МВт
выполнены без несущего каркаса, конструкция кот-
лов свободно расширяется вверх. При работе на ма-
зуте котлы по воде включаются по прямоточной
схеме (вода сначала подается в радиационные по-
верхности топочных экранов, а затем в конвектив-
ные поверхности нагрева), а при работе на газе —
по противотоку. Котлы рассчитаны на работу с
уравновешенной тягой. Диапазон регулирования
нагрузки 20—100 % (для котла КВ-ГМ-209-150
30—100 %) номинальной теплопроизводительно-
сти, причем КПД при нагрузках 40—50 % превы-
шает КПД при номинальной нагрузке. Продолжи-
тельность пуска из холодного состояния до дости-
жения номинальных параметров составляет все>
0,6—0,7 ч.
Для работы на твердом топливе применяц
котлы типов КВ-Р со сжиганием топлива на решг
ке (КВ-ТС — котел водогрейный, твердое топлив
слоевое сжигание, КВ-ТСВ — слоевое сжигание,
воздухоподогревателем и КВ-ТК — твердое топи
во, камерное сжигание). Водогрейные котлы i
слоевым сжиганием твердого топлива типа КВ-<
(КВ-ТС и КВ-ТСВ) выпускают тепловой мощно-
стью от 4,65 до 58,2 МВт (рис. 1.61). Эти коп
снабжают цепными решетками обратного хода
пневмомеханическими забрасывателями. Кота
КВ-ТС выпускают без воздухоподогревателя (ра
ботают на холодном воздухе), а в котлах КВ-ТСЕ >
предусмотрена установка выносного воздухоп^К.
догревателя, обеспечивающего подогрев воздух;
до 210—250 °C. Горизонтальные призматически!
топки, за исключением пода, полностью экраниро-^'
ваны трубами. На котлах применены система воз-
врата уноса угольной пыли и острое дутье. Несу-
щий каркас отсутствует. Котлы могут работать J
изменением нагрузки в пределах 25—100 % номи-
нальной теплопроизводителыюсти.
Водогрейные котлы с камерным сжиганием I
твердого топлива тина КВ-ТК-116,3-150 (КВ-ТК-
100-150) нескольких модификаций выполнены по
П-образпой схеме, имеют вертикальную призмати-1
ческую топку с твердым шлакоудалением и верти-
кальный опускной газоход. Топочная камера экра-
нирована трубами 60x4 мм с шагом 64 мм и обшита у
металлическим листом. Весовые нагрузки от котла'
передаются на несущий каркас. Сжигание камен-
ных углей осуществляется в топках с вихревыми
горелками, размещенных встречно на боковых сте-
нах, а сжигание бурых углей — в топках с угловы-
ми прямоточными горелками, установленных в два
яруса. Диапазон регулирования нагрузки — от 70
до 100 % номинальной теплопроизводительности.
Все водогрейные котлы на твердом топливе
включаются по воде по противоточной схеме: вода I
подводится в конвективные поверхности нагрева, а
отводится из экранов топочной камеры. Трубы па-
кетов конвективных поверхностей нагрева очища-
ют с помощью установки дробевой очистки. Обму-
ровка котлов — облегченная, натрубная. Котлы
рассчитаны на работу с уравновешенной тягой.
Надежность и долговечность работы всех водо-
грейных котлов зависят главным образом от усло-
вий циркуляции воды и стойкости поверхностей на- ।
грева к коррозии. В циркуляционном контуре водо-
грейных котлов недопустимо закипание воды, так
как это приводит к гидравлическим ударам и может
вывести котел из строя. Во избежание поверхност-
ного кипения в трубах необходимо поддержание
определенных скоростей воды при недогреве ее до
кипения на 30—35 °C в условиях максимальной
Й-Й-
§ 1.91
ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ И КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
113
Рис. 1.60. Водогрейный газомазутный котел КВ-ГМ-209-150 J29]
нагрузки. Водогрейные котлы в течение большей
части отопительного сезона эксплуатируют с пони-
женными нагрузками и останавливают на длитель-
ный срок в летний период. Эти особенности работы
водогрейных котлов способствуют наружной и
внутренней коррозии поверхностей нагрева. Наибо-
лее эффективный способ снижения низкотемпера-
турной сернокислотной и кислородной коррозии —
Рис. 1.61. Котел водогрейный КВ-Р-58,2-150 со слоевой топкой
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ [Разд. I
5 19)
ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ И КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
115
повышение температуры воды на входе в котел.
При кратковременной работе на мазуте (в пределах
1100 ч в год) рекомендуется поддерживать темпе-
ратуру воды на входе в котел не менее 70 °C, а
при сжигании только сернистых мазутов — около
110 °C. При работе на природном газе и других топ-
ливах, не содержащих серы, температура воды на
входе в котел должна быть выше точки росы, т.е. не
менее 60 °C. Поддержание указанных температур на
входе в водогрейный котел достигается смешением
выходящей из котла воды с обратной сетевой водой,
т.е. рециркуляцией горячей воды. Защита от мест-
ной коррозии заключается в систематической очи-
стке поверхностей нагрева от золовых отложений
(дробеочистка).
В котлах некоторых систем наряду с получени-
ем подогретой воды вырабатывается также техно-
логический пар низкого давления (комбинирован-
ные пароводогрейные котлы). Основной особенно-
стью комбинированных пароводогрейных котлов
является необходимость регулирования паровой и
водогрейной нагрузок, а также наличие двух раз-
личных циркуляционных контуров: одного для вы-
работки воды, другого для выработки пара. Комби-
нированные пароводогрейные котлы создаются на
базе серийных прямоточных водогрейных котлов.
Перевод серийного водогрейного котла на комби-
нированную выработку пара и горячей воды осуще-
ствляется выключением экранных панелей из гид-
равлическою контура водогрейного котла и образо-
ванием из них парообразующего контура с естест-
венной циркуляцией. Для этого экранные панели
включаются на выносные циклоны с уравнитель-
ной емкостью. Использование всех топочных экра-
нов как испарительных поверхностей нагрева се-
рийных водогрейных котлов обеспечивает при но-
минальной нагрузке получение до 45 % теплоты в
виде пара давлением от 1 до 2,3 МПа и до 60 % те-
плоты в виде горячей воды.
Комбинированные пароводогрейные котлы на
базе серийных водогрейных котлов КВ-ГМ-116,3-
150 и КВ-1 М-209,4-150 предназначаются для рабо-
ты в качестве пиковых котлов на ТЭЦ и в крупных
промышленно-отопительных котельных при зна-
чительных расходах пара на технологические нуж-
ды. Такие котлы могут также изготавливаться на
базе серийных водогрейных котлов, предназначен-
ных для слоевого и камерного сжигания твердого
топлива.
1.9.2. КОТЛЫ-УТИЛИЗАТОРЫ
Котлы-утилизаторы относятся к классу котлов
специального назначения и подразделяются на соб-
ственно котлы-утилизаторы (КУ) и энерготехноло-
гические котлы (ЭТК).
К ЭТК относятся установки, без которых ос-
новной технологический процесс не протекает или
претерпевает существенные изменения при их от-
ключении. К ним относятся системы принудитель-
ного охлаждения технологических агрегатов, а так-
же котлы для охлаждения технологической продук-
ции, шлаковых отходов и др. (см. книгу 4, разд. 2).
К КУ относятся установки, в отсутствие кото-
рых основной технологический процесс может про-
текать без изменений. Это КУ, устанавливаемые за
газотурбинными установками (ГТУ), а также КУ на
отходящих газах мартеновских печей, конвертеров
и других печей в черной и цветной металлургии.
Энергетические котлы-утилизаторы предназна-
чены для выработки пара и горячей воды в резуль-
тате использования теплоты выхлопных газов ГТУ,
что позволяет существенно повысить общую эко-
номичность ТЭС.
Отличительной особенностью энергетических
котлов-утилизаторов является отсутствие у них то-
почной камеры для сжигания топлива. При этом
температурный перепад на входе в КУ обычно со-
ставляет всего 20—40 °C. В некоторых конструкци-
ях КУ для повышения температуры отходящих из
ГТУ газов в целях получения большей паровой
мощности осуществляется сжигание топлива в спе-
циальных дожигающих устройствах в газоходе за
ГТУ или в регистровых горелках перед поверхно-
стями нагрева КУ. При этом, если содержание О2 в
отходящих из ГТУ газах не ниже 13 %, дополни-
тельная подача атмосферного воздуха не требуется.
Для повышения эффективности комбинирован-
ного цикла ПГУ температура уходящих из КУ газов
постоянно снижается и составляет в настоящее вре-
мя около ПО °C. Наиболее эффективный путь сни-
жения температуры уходящих газов состоит в ути-
лизации теплоты за счет подачи в КУ воды с воз-
можно более низкой температурой. Поэтому при
проектировании КУ значения температуры пита-
тельной воды на входе задаются все более низкими.
В некоторых КУ она лишь на несколько градусов
выше расчетной температуры точки росы дымовых
газов.
По конструкции КУ разделяются на одно- и
двухкорпусные, вертикального и горизонтального
профиля, барабанные (с естественной циркуляцией
среды в контуре) и прямоточные (с принудитель-
ной циркуляцией), с одним или несколькими (до
трех) контурами давлений.
Существующие барабанные и прямоточные КУ
производят пар докритического давления. Однако в
последнее время в связи с совершенствованием
ГТУ и ростом температуры отходящих газов за ру-
бежом введены пилотные прямоточные котлы-ути-
лизаторы на сверхкритические параметры пара
(24 МПа/570 °C).
116 КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ[Разд. 1
Рис. 1.62. Вертикальный котел-утили-
затор П-86 для установки за ГТУ мощ-
ностью 16 МВт
ВЭ — водяной экономайзер; ПП —
пароперегреватель; ЦН —
циркуляционный насос
Современные КУ выполняются газоплотными
за счет обшивки металлическим листом.
Пароводяной тракт котлов состоит из эконо-
майзерных, испарительных и пароперегреватель-
ных поверхностей в соответствующих контурах
давлений. Часто для более глубокого снижения
температуры уходящих газов на котле-утилизаторе
устанавливают дополнительные экономайзерные
поверхности или газовый подогреватель конденса-
та, работающие в отдельном контуре. Все поверх-
ности нагрева включаются по противоточной схе-
ме. В пароперегревателе высокого давления ис-
пользуют трубы из легированной стали, а в осталь-
ных поверхностях нагрева — из углеродистой.
Барабанные КУ вертикального профиля для по-
вышения надежности работы выполняют с прину-
дительной циркуляцией среды в испарительном
контуре. В барабанных КУ с горизонтальной ком-
поновкой движение среды в испарительных конту-
рах всех давлений осуществляется естественной
циркуляцией.
Поверхности нагрева КУ изготавливают из
труб малого диаметра (32—42 мм) с наружным (ча-
ще спиральным) оребрением. Скорость газов в КУ
при омывании поверхностей нагрева обычно огра-
ничивают 18 м/с, чтобы не вызывать чрезмерного
повышения сопротивления газового тракта и по-
требления энергии на собственные нужды.
КУ вертикального профиля, как правило, име-
ют самоопорную конструкцию с установкой на не-
сущие балки здания котельной ( рис. 1.62). КУ го- 1
ризонтального профиля выполняют с подвеской I
поверхности нагрева к каркасу котла через проме- I
жуточные металлоконструкции (рис. 1.63).
Рабочий диапазон нагрузки составляет от 50— I
60 до 100 % номинальной. Температуру пара обыч- I
но регулируют с помощью байпасов пароперегре-
вателей. В КУ, предназначенных для работы на
скользящих параметрах пара, регулирование дав-
ления и температуры пара не предусматривается.
Выбросы оксидов азота из котлов-утилизато-
ров даже при условии сжигания в них дополнитель-
ного топлива меньше, чем из обычных паровых и
водогрейных котлов аналогичной тепловой мощно-
сти, и удовлетворяют действующим нормативным
требованиям.
Современные котлы-утилизаторы оснащаются
системами контроля технологических параметров,
защит и блокировок, а также системами автомати-
ческого регулирования, необходимыми для опера-
тивного управления, безопасной эксплуатации,
экономичной работы.
Модульные конструкции большинства КУ и
блочность их поставки обеспечивают проведение
монтажа в основном поставочными блоками без
применения открытой сборочно-укрупнительной
площадки.
Технические характеристики некоторых отече-
ственных энергетических котлов-утилизаторов при-
ведены в табл. 1.67.
5 1.10)
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
Рис. 1.63. Горизонтальный котел-утилизатор П 83 для ИГУ мощностью 345 МВт
Табли ца 1.67. Технические характеристики котлов-утилизаторов АО «Подольский
машиностроительный завод» [10]
Характеристика Тип котла-утилизатора
П-83 П-86 (П-86-1) П-87 (П-88) П-90
Профиль (компоновка) котла Г оризонтальный Вертикальный* Горизонтальный Вертикальный
Тип котла Барабанный Барабанный с при- нудительной цир- куляцией в испари- тельном контуре Барабанный Барабанный с при- нудительной цир- куляцией в испари- тельных контурах
Число корпусов 2 1 2 1
Число контуров давления 2 1 2 2
Температура газов на входе, °C 520 600* 540 (510) 540
Паропроизводительность по кон- турам давления, т/ч 169x2/42x2 72(60) 230,3x2/54,4x2 (154x2/39,6x2) 242/56
Давление пара по контурам, МПа 8,0/0,7 2,5 (4,0) 8,0/0,65 (7,3/0,7) 8,0/0,65
Температура пара по контурам, °C 470/200 255 (450) 520/200 (481/227) 515/200
Аэродинамическое сопротивле- ние газового тракта, Па 2900 2660(3100) 2900 3060
* С дожигающим устройством
118
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд
1.10. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ
КОТЛА
1.10.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Расчетное давление. Под расчетным давлени-
ем р следует понимать избыточное давление рабо-
чей среды, по которому производится расчет на
прочность элемента энергооборудования. За рас-
четное давление принимается расчетное давление
рабочей среды на выходе из котла (номинальное
давление при номинальной температуре и паропро-
изводительности) с учетом гидравлического сопро-
тивления в тракте на участке между расчетным эле-
ментом и выходом рабочей среды из котла у Др, а
для заполненных водой элементов еще и давления
столба воды, расположенного над нижней частью
расчетного элемента //р, МПа:
Р=Рном+ ЕДР + Яр.
Расчетная температура. Под расчетной тем-
пературой стенки t следует понимать температуру
металла, по которой выбирают допустимое напря-
жение для рассчитываемого элемента котла.
Расчетную температуру стенки необогревае-
мых элементов котла принимают равной темпера-
туре содержащейся в них рабочей среды.
За расчетную температуру стенки обогревае-
мых элементов котла следует принимать средне-
арифметическое значение температуры наружной
и внутренней поверхностей стенки в наиболее на-
гретой части элемента, определяемой тепломеха-
ническим расчетом или измерением.
Расчетную температуру стенки элемента котла
в некоторых случаях допускается определять без
тепломеханических расчетов по упрощенным фор-
мулам, приведенным в табл. 1.68.
Допускаемое напряжение. Под номинальным
допустимым напряжением следует понимать на-
пряжение, используемое для определения расчет-
ной толщины стенки детали по принятым исход-
ным данным и марке стали.
Допустимое напряжение [о] определяют для
выбранной марки стали в соответствии с темпера-
турой стенки (см. книгу 1, п. 9.5.1).
1.10.2. РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ЭЛЕМЕНТОВ
КОТЛА
Номинальная толщина стенки обечаек бараба-
на, цилиндрической части прямого коллектора,
трубы или трубопровода, выпуклого днища или ко-
нического перехода должна быть не менее опреде-
ленной по формуле:
5 = + С,
где sR — расчетная толщина стенки, определенная
по заданным значениям расчетного давления и но-
минального допустимого напряжения с учетом
лабления по формулам табл. 1.69, мм; с — прибаи
к расчетной толщине стенки, мм (определяется^
гласно [21]).
Номинальную толщину стенки колена след
принимать наибольшей из значений, получена
для внешнего, внутреннего и нейтрального уча«
ков колена или змеевика:
s = max{j/{ } + с (/ = 1, 2, 3).
Значения sR следует рассчитывать соглас
табл. 1.69.
1.10.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ
ПРОЧНОСТИ
Расчетный коэффициент прочности ф представ
ляет собой относительную величину, ис польз) ]
мую в формулах для определения толщины стенки
расчетной детали и учитывающую ослабление oil
верстиями и сварными швами. Расчетный коэффи!
циент прочности элемента ф принимают равны!
либо минимальному из значений коэффициент!
прочности сварных соединений ф^ и отверстий ш
либо их произведению в зависимости от расстоя-
ния между кромкой ближайшего к шву отверстия!I
центром сварного шва.
Коэффициенты прочности сварных соединении
приведены в книге 1, п. 9.4.3.
Снижение прочности одиночным отверсти-
ем. Одиночным отверстием считают отверстие!
кромка которого удалена от кромки ближайшем
отверстия на расстояние более 2 J(Da - s)(s - с).I
Коэффициент прочности цилиндрической, км
нической и сферической оболочек или выпуклом
днища, ослабленных одиночным отверстием,
--- ---+ 1,75
J(Da~S)(S-C)
где d— диаметр отверстия, мм.
Для плоских днищ и крышек
Снижение прочности рядом отверстий. Под
рядом понимают отверстия, расстояние между
кромками которых не превышает значения
2 J(Da - s)(s - с). Формулы для определения ко-
эффициента прочности для различных схем рядов!
приведены в табл. 1.70.
} 1.10]
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
119
Таблица 1.68 Упрощенные формулы для определения расчетной температуры стенки элемента котла
Элементы котла Условия Расчетная формула
Барабаны Вынесенные из газохода, надежно изолированные 1 ~ hn
Неизолированные, расположенные в конвективных газохо- дах при температуре газов: 1г < 600 °C t = ttn + 1,25 + 10 °C
600 < /г < 900 °C t = tm + 2,55 + 20 °C
Неизолированные, подверженные облучению факелом или t = tm + 45 + 30 °C
Коллекторы горящим слоем топлива Необогреваемые экономайзеров, экранов и насыщенного па- 1 = lm
ра котлов с естественной и принудительной циркуляцией, входные экономайзеров прямоточных котлов Необогреваемые (кроме входных) экономайзеров прямоточ- / — tnl + хД/
ных котлов и перегревателей (кроме перегревателей насы- щенного пара) котлов всех типов Обогреваемые, содержащие воду, пароводяную смесь или насыщенный пар при температуре в газоходе: /г < 600 °C / = /,„ + 5 + хД/ + 10 °C
600 < /г < 900 °C t = tm +2s + xAt + 20 °C
/г > 900 °C t = tm + 3s + хД/ + 30 °C
Трубы поверхно- Вертикальные и слабонаклонные котельные трубы котлов / = /„, + 60 °C
стей нагрева с естественной и принудительной циркуляцией при р < < 16 МПа и при максимальных удельных тепловосприяти- 2 ях поверхности нагрева <?тах < 407 кВт/м ; Трубы конвективных перегревателей котлов с р < 2,5 МПа и / = /m + 70°C
Zn.n - 425 °С ПРИ tfmax 70 кВт/м2 Трубы первичных перегревателей, расположенных в зоне с i = tm + 50 °C
/г < 650 °C, независимо от рабочего давления котлов Для экономайзеров некипящего типа котлов с естественной t = tm + 30 °C
и принудительной циркуляцией Для конвективных экономайзеров прямоточных котлов / = tm + 40 °C
Примечание. tm — температура рабочей среды (для насыщенного пара принимается при расчетном дав-
лении), °C; /п п — температура перегретого пара, °C; s — толщина стенки, мм; /г — температура газов, °C;
Ы — превышение температуры рабочей среды, поступающей в коллектор из отдельных змеевиков, над сред-
ней ее температурой, °C; х — коэффициент перемешивания среды, принимаемый равным 0,5 (при торцевом
подводе среды равным нулю).
1.10.4. УКРЕПЛЕНИЕ ОТВЕРСТИЙ
Наибольший допустимый диаметр неукрепленно-
го одиночного отверстия в цилиндрических элементах
и выпуклых днищах определяется по формуле:
d0 = (“ !>75] №>а~ s)(s - с),
где <р0 — минимально допустимое значение коэф-
фициента прочности элемента котла, ослабленного
отверстиями, определяется по соответствующей
формуле для вычисления толщины стенки.
Если диаметр отверстия d превышает значение
допустимого диаметра т/0, такое отверстие необхо-
димо укрепить с помощью штуцера, приварной на-
кладки, местного утолщения оболочки вокруг от-
верстия или комбинируя указанные способы.
Сумма компенсирующих площадей укреп-
ляющих отверстие должна удовлетворять условию
Е/ = Л +Л +Л
где fs, fn, fw — соответственно компенсирующая
площадь штуцера, накладки, наплавленного метал-
120
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 1
2
ла сварных швов, мм ; — минимальная расчетная
толщина стенки элемента, мм, при ф = 1 и с = 0.
Коэффициент прочности элемента, ослаблен-
ного одиночным укрепленным отверстием, опреде-
ляют по формуле:
Г, 1
Фс = 4>d 1 +.................... '
L 2(s - с) ,J(Da-s)(s-c)J
где — коэффициент прочности при ослабленш
тем же отверстием, но без укрепления.
Таб ли ца 1.69. Определение расчетной толщины стенки
Схема
Цилиндрические барабаны и
коллекторы
Формула
pD*
Sr 2ф[о]+р’
рР
Sr 2ф[о]-р’
где Da, D — соответственно наружный
и внутренний диаметр расчетной дета-
ли, мм; р — расчетное давление, МПа;
ф — коэффициент прочности; [о] —
номинальное допустимое напряжение,
МПа
Область применения
Для барабанов и коллекторов, содер-
жащих воду, пароводяную смесь или
насыщенный пар,
s-c _ s-c
< 0,2 или —— < 0,3 ;
для коллекторов, содержащих перегре
тый пар,
Т^0-25
Трубы поверхностей нагрева и
трубопроводов:
прямые
колена и змеевики
PDa
Sr 2фи,[о]+р’
где фи, — коэффициент прочности при
ослаблении сварными соединениями
sR =5лК,У, (/= 1,2, 3),
где Kj — торовый коэффициент коле-
на; Y/— коэффициент формы колена
PDa
Sr 2фи,[о]+р’
4<+1
K'—Y
Da
R/Da> 1,0
5 1.Ю]
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
121
Окончание табл. 1.69
Формула
для бесшовных конических переходов
s =______________ЕР.____
R 2|o]cosa-p
для конических переходов с продоль-
ным сварным швом
s _______________
R 2(pwl<j]cosa-p ’
где а — угол конусности
Область применения
для а < 15°
0,003 < < 0,25
для 15 < а < 45°
0,003 < ^ < 0,25 и
’ Р
где Ро — внутренний диаметр меньше-
го основания конического перехода,
мм
Эллиптические и полусфериче-
ские днища
pPa Da
SR~ 4<р[и] +р 2Аа ’
0,5 > h/P > 0,2
0,5 > ha/Pa > 0,2
D
PDa Р_
Sr 4<р[сг]-р 2h
0,1 >^^>0,0025
Плоские днища и крышки:
круглые плоские днища
КР
к=ктк}
S1/?
где Кт — коэффициент, зависящий от
конструкции днища и изменяющийся в
пределах от 35 до 55;
К, = 0,5 + ^0,25-—5
1 s0 (21Ч-Р)
где [о], — допустимое напряжение для
металла цилиндрической детали, МПа;
рР .
5° 2|о|-р'
для днища без отверстия: Ко = 1,0
для днища с отверстием
d
Р
d\2
Pj
круглые плоские крышки
s. а = К Р -Е-,
1Л т
где Кгп — коэффициент, зависящий от
схемы соединения и имеющий значе-
ния в диапазоне от 0,41 до 1,25
122
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. I
Табли ца 1.70. Формулы для определения коэффициента прочности для различных схем рядов
отверстий
Название схемы
Схема ряда
Расчетная формула
Продольный ряд от-
верстий с одинаковым
шагом в цилиндриче-
ских оболочках или
ряд любого направле-
ния в эллиптических и
сферических днищах
Поперечный ряд от-
верстий с одинаковым
шагом в цилиндриче-
ской и конической
оболочках
Шахматное располо-
жение отверстий в ци-
линдрической и кони-
ческой оболочках
Коридорное располо-
жение отверстий
^=2 —
В продольном направлении
di 1а '
в окружном (поперечном) направлении
в косом направлении:
b
1 - 0,75
2
Ll + (b/a) J
(p^min ЧЦ.ЧЦ.ЧЦ
В продольном направлении
l-d
в поперечном направлении:
Ч = 2—;
J 1.10]
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛА
123
Окончение табл. 1.70
Название схемы
Ряд отверстий с неоди-
наковыми диаметрами
и шагами
Схема ряда
Несколько отверстий
в плоских днищах
и крышках
Несколько одиночных
отверстий, располага-
ющихся в одном на-
правлении с рядом от-
верстий
Зубчатый ряд с равно-
мерным расположени-
ем отверстий:
а) продольный
б) поперечный
Расчетная формула
Коэффициент снижения прочности
принимают равным наименьшему зна-
чению коэффициентов снижения проч-
ности для каждой пары соседних от-
верстий. Диаметр отверстия принима-
ют равным среднеарифметическому
значению диаметров соседних отвер-
стий в ряду
Ф‘'=] + м (W
dr [ drJ
Максимальная сумма длин хорд отвер-
стий в наиболее ослабленном диамет-
ральном сечении
= max{(J] + <73); (ftj + b3)}
I—/, II—II — диаметральные сечения
{o.o ряд
4>d
где <pj — коэффициент снижения
прочности для одиночного отверстия;
<рРЯД — коэффициент снижения проч-
ности для ряда отверстий
/-—-===
° 71 +(Уа)2
1 - 0,75
~ (b/а)2 '
2
Ll +(b/a) J
«Р^ппп (ц,(р^
1 - 0,75
' {b/д')2 ~
2
Ll +{b/a) J
<Pj=min
124
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. .
Расчет компенсирующих площадей укрепляю-
щих деталей производится в соответствии с [21].
1.10.5. ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ НА УСТАЛОСТЬ
Расчет на малоцикловую усталость является
поверочным и выполняется после выбора основ-
ных размеров детали.
Поверочный расчет на малоцикловую уста-
лость можно не проводить, если повреждаемость
от действия всех видов нагрузок удовлетворяет од-
новременно двум условиям:
У—— < 1
g3KB <
|0]"
где Nj — число циклов нагружения данного типа;
[jVz] — допустимое число циклов нагружения по рас-
четным кривым малоцикловой усталости [21] в зави-
симости от амплитуды напряжений аа, аа = За —
. Д/?
для цикла пуск-останов; а = 3 — а — для циклов
a Р
колебаний давления (исключая пуск-останов); аа =
= 2EaAt — для температурных циклов всех видов,
а — приведенное напряжение от внутреннего дав-
ления, МПа, Е—модуль упругости, МПа; а — коэф-
фициент линейного расширения, 1/°С, Д/ — темпе-
ратурный размах, °C; оэкв — эквивалентные напря-
жения от весовых нагрузок, самокомпенсации и
внутреннего давления (определяется для номиналь-
ного режима), МПа; [а] — номинальное допустимое
напряжение, МПа.
Расчет на усталость проводится для всех основ-
ных этапов эксплуатации (пуска, рабочего режима,
останова). Для каждой точки, где предполагаются
наибольшие напряжения, определяют три главных
нормальных Oj, а2, а3 (с учетом местных концен-
траторов) напряжения. Затем определяют эквива-
лентные напряжения (П| - а2), (а2 - а3), (П] - а3)
детали в заданные моменты времени:
('>7 = 1—3).
Для каждого цикла нагружения определяют ре-
жимы с максимальным и минимальным значением
эквивалентных напряжений:
max min
с _ 3 V . с _ 3 U
° max г ’ °min ~ г >
max ^min
где £|Пах, £тш — модули упругости, соответствую-
щие температуре, при которой эквивалентные на-
пряжения принимают максимальные и минималь-
ные значения, МПа.
В расчете на усталость используется размах эк-
вивалентных напряжений Да,,,.
^t^max \nin)>
где Et — модуль упругости при максимальной тем-|
пературе цикла, МПа.
Расчетная амплитуда напряжений:
Да
__UJ
2
где [а]111ах, [a]mjn — допустимые напряжения, сооы
ветствующие температуре, при которой эквива-
лентные напряжения достигают соответственно
максимального и минимального значения, МПа.
Для оценки допустимой амплитуды перемен-1
ных напряжений [оа] при заданном числе циклов А'
или допустимого числа циклов [AQ при заданной
амплитуде напряжений аа используется принцип
суммирования повреждений:
N
[АЧ
где aT/z — условный предел длительной прочности
при растяжении, МПа (рекомендуется принимать
ax/z = 1,5[а]); ас — максимальное расчетное напря-
жение, определенное с учетом ползучести при но-
минальном режиме эксплуатации, МПа; Dc — пара-
метр, характеризующий допустимое повреждение
от совместного действия усталости и ползучести;
т — показатель степени в уравнении длительной
прочности.
Значения [аа] для заданного числа циклов N и
[Д'] для заданной амплитуды аа определяются по
кривым малоцикловой усталости согласно [21]. За-
висимость Dc как функции повреждаемости, вы-
званной ползучестью, представлена в [21].
Повреждаемость от ползучести можно не учиты-
вать, если l,25(ac/aT/z) < 0,5; при l,25(ac/oT/z) > 1,0
допускается не более 1000 циклов пуск-останов.
Сварные швы в расчетной точке детали вдвое умень-
шают допустимое число циклов по сравнению с по-
лученными по кривым малоцикловой усталости в
отсутствие швов.
Оценка долговечности детали, работающей в
условиях нагружения циклами различного типа
(при неизменных значениях номинального режи-
ма), производится по формуле
jv_
[АН/
£
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
125
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Айзен Б.Н., Ромашко И.Е., Сотников И.А. Го-
релочные устройства котлов ЗиО. М. Энергоатомиз-
дат, 1984.
2. Аэродинамический расчет котельных устано-
вок (нормативный метод) / Под ред. С. И. Мочана. —
3-е изд Л.: Энергия, 1977.
3 Водогрейные котлы Дорогобужского котельно-
го завода (каталог). Дорогобуж: Дорогобужский ко-
тельный завод, 1992.
4. Гидравлический расчет котельных агрегатов
(нормативный метод) / Под ред. В. А. Локшина.
Д. Ф. Петерсона, А. Л. Шварца. М.: Энергия, 1978.
5. Горбуров В И., Зорин В.М., Харитонов IO.B.
Распределение растворимых примесей в водяном объ-
еме парогенерирующих устройств И Вестник МЭИ.
1996. №3. С. 41—50.
6. ГОСТ 3619-89. Котлы паровые стационарные.
Типы, основные параметры. М.: Изд-во стандартов,
1990.
7 ГОСТ Р 50831-95. Установки котельные. Теп-
ломеханическая часть. Общие технические требова-
ния М Изд-во стандартов, 1996.
8 ГОСТ 21563-93. Котлы водогрейные стальные
стационарные. М.: Изд-во стандартов, 1994.
9. Зорин В.М., Горбуров В.И. Об организации
водного режима в паропроизводящих установках//Те-
плоэнергетика. 2000. № 6. С. 41—45.
10. Каталог-справочник Подольского машино-
строительного завода. Подольск: ОАО «Машино-
строительный завод ЗиО-Подольск», 2000.
11 Котельные и турбинные установки энергобло-
ков мощностью 500 и 800 МВт. Создание и освоение /
Под общ. ред. В. Е. Дорощука и В. Б. Рубина. М.:
Энергия, 1979.
12. Котлы большой мощности (отраслевой ката-
лог). М.: НИИЭинформэнергомаш, 1985.
13. Котлы малой и средней мощности и топочные
устройства. Отраслевой каталог. М.: НИИЭинформ-
энергомаш, 1987.
14. Лебедев И.К. Гидродинамика паровых котлов
Учебное пособие для вузов. М.: Энергия, 1978.
15. Методические указания по проектированию
топочных устройств энергетических котлов / Под ред.
Э. X. Вербовецкого и Н. С. Жмерика. СПб.: Изд-во
НПОЦКТИ, 1996.
16. Семеновкер И.Е. Котлы фирмы «Мицубиси»
нового типа блоков СКД и ультраСКД И Теплоэнерге-
тика. 1994. № 8. С. 70—75.
17 Расчет и проектирование пылепригоговитель-
ных установок котельных агрегатов (нормативные .ма-
териалы). Руководящие указания / Под ред.
В.В. Митора. Л.. Изд. ЦКТИ, 1971.
18. Проектирование топок с твердым шлакоуда-
лением / Под ред. В.В. Митора и Ю.Л. Маршака. Л.:
Изд. ЦКТИ, 1981.
19. Проектирование топок с жидким шлакоудале-
нием / Под ред. Ю.Л. Маршака и В.В. Митора. М.: Изд.
ВТИ, 1983.
20. ОСТ 108.030.03-83. Циклоны выносные паро-
вых стационарных котлов. Л.: Изд. ЦКТИ, 1984.
21. Нормы расчета па прочность стационарных
котлов и трубопроводов пара и горячей воды (РД
10-249-98). Сер. 10. Вып. 6. — М.: Государственное
унитарное предприятие «Научно-технический центр
по бозопасности в промышленности Госгортехнадзора
России», 2001.
22. Тепловые схемы котлов / А.А. Паршин,
В.В. Митор, А.Н. Безгрешнов и др. М.: Машинострое-
ние, 1987.
23 РД 24.030.60 89. Горелки вихревые пылеуголь-
ные, пылегазовые и компоновка их с гопками Методы
расчета и проектирования. Л.: Изд. ЦКТИ, 1990.
24. РД 24.130.03-88. Методические указания. Про-
ектирование внутрибарабанных циклонов паровых
стационарных котлов. Л.: Изд. ЦКТИ, 1989.
25. РД 24.130.04-88 Методические указания Про-
ектирование паропромывочпых устройств паровых
стационарных котлов. Л.: Изд. НПО ЦКТИ, 1989.
26. РД 34.20.501 95. Правила технической экс-
плуатации электрических станций и сетей Российской
Федерации. М.: Служба передового опыта ОРГРЭС,
1996.
27 Роддатис К.Ф., Полтарецкий А II. Справоч-
ник по котельным установкам малой производитель-
ности / Под ред. К Ф Роддатиса. М.; Энергоатомиз-
дат, 1989.
28. РТМ 108.030.05-75. Расчет и проектирование
внутрикотловых схем и сепарационных устройств ба-
рабанных котлов высокого давления. Л.: ЦКТИ, 1976.
29. Сидельковский Л.Н., Юренев ВИ. Котель-
ные установки промышленных предприятий. М.:
Энергоатом издат, 1988.
30. Тепловой расчет котельных агрегатов (норма-
тивный метод) / Под ред. Н. В. Кузнецова. М.: Энер-
гия, 1973.
31. Тепловой расчет котлов (нормативный
метод). — 2-е изд. СПб.. Изд-во НПО ЦКТИ, 1998.
РАЗДЕЛ ВТОРОЙ
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
2.1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЯДЕРНОЙ
ЭНЕРГЕТИКИ, ПЕРСПЕКТИВЫ И ТЕНДЕНЦИИ
РАЗВИТИЯ
Темпы роста энергопотребления в мире в пери-
од до 2030 г. оцениваются примерно 2 % в год [37,
96]. Тенденция развития энергетики в XXI в. —
стремление к более равномерному потреблению
энергии на душу населения и по регионам мира.
Прогнозируется как минимум удвоение производ-
ства энергии к середине XXI в. со следующей
структурой потребления энергоресурсов электро-
энергия — 20—30 %; теплота, транспорт, техноло-
гии— 80—70 %. Данные о потреблении первичных
энергоресурсов в мировом сообществе приведены
в § 1.1 книги 1 настоящей справочной серии.
В настоящее время органическое топливо явля-
ется основным источником энергии в мировой энер-
гетике и сохранит эту роль в начале XXI в. Однако
для долгосрочного решения энергетической пробле-
мы ему следует искать альтернативу. Наиболее ре-
альная перспектива энергообеспечения в XXI в. —
ядерная энергетика (ЯЭ).
Широкомасштабное, надежное и безопасное
производство энергии должно удовлетворять сле-
дующим основным требованиям: разнообразие
(диверсификация) источников получения энергии;
гарантированная (верифицированная) обеспечен-
ность энергоресурсами; приемлемые безопасность
и воздействие па окружающую среду и человека.
Эти требования предопределяют необходимость
использования различных источников энергии (уг-
ля, нефти, газа и ядерной энергии), доли которых в
общем энергопроизводстве должны быть сопоста-
вимы. Это относится к крупным энергосистемам,
обеспечивающим все потребности общества в
энергии.
За последнее время произошли существенные
изменения в структуре топливопотребления Запад-
ной Европы, особенно в электроэнергетике, где
сильно снизилось потребление нефти и угля. Эги
изменения обусловлены развитием ЯЭ, которая се-
годня производит более 30 % всей электроэнергии,
потребляемой Западной Европой.
Основными преимуществами ЯЭ являются вы-
сокая концентрированность и практическая неог-
раниченность топливного ресурса. Компактность
ядерного топлива делает АЭС географически неза-
висимыми от источника сырья, энергопроизводст-
IUU П-ЛЛИЧ11ЫХ
во достаточно устойчиво при кратковременнойп*
литической и экономической нестабильности, ш
ходы локализуемы и имеется необходимый избЛ
ток энергии и нейтронов для устранения их из сре-
ды обитания. Кроме того, географическое распре-
деление запасов урана па Земле намного более рав-
номерно, чем ресурсов органического топлива. I J
Развитие мирной ядерной энергетики начало(| I
в 1954 г. с пуском в Советском Союзе Первой атом- !
ной электростанции в г. Обнинске электрической ,
мощностью 5 МВт с уран-графитовым реакторох
Затем последовал интенсивный рост числа АЭС i
80-м годам в мире насчитывалось примерно 3 I
действующих ядерных реакторов общей установ-1
ленной электрической мощностью около 200 ГВт
[80], ЯЭ обеспечивала около 10 % общемировою!
производства электроэнергии.
Одновременно произошел отбор типов ядер-
ных энергетических реакторов которые утверди-
лись в современной ядерной энергетике: реакторов
с обычной и тяжелой водой под давлением, с кипя-
щей водой, газографитовых, на быстрых нейтронах!
с натриевым теплоносителем и водографитовых!
(РБМК). Прочие реакторные концепции пока не'
вышли за предел нескольких прототипов. Среди!
них важно отметить высокотемпературные газоох-1
лаждаемые реакторы (ВТЕР), реакторы со свинце-1
во-висмутовым теплоносителем и жидкосолевые I
реакторы, которые обладают большим потенциа-1
лом развития в структуре ядерной энергетики буду-1
щего. Современная структура мировой ЯЭ по ти- I
пам реакторов приведена в табл. 2.1.
Прогнозируется рост мощностей АЭС, прежде I
всего в странах Азии (Китае, Южной Корее, Индии,
Японии), а также в некоторых странах Восточной I
Европы (Чехии, Словакии) и СНГ (России, У край- I
не, Казахстане). У целого ряда стран есть камере- I
ние вступить в «ядерный энергетический клуб»
(Турция, Иран, Индонезия, Вьетнам).
Согласно прогнозам МАГАТЭ [81 ] доля ядерной
энергетики в мировом электропроизводстве в бли-
жайшие 20—25 лет сократится до 12—15 %, несмот-
ря на некоторый рост суммарной мощности.
Для эффективного функционирования системы
ЯЭ как одного из основных источников энергии
XXI в. потребуются определенные структурные из-
менения.
В будущем предполагается трехкомпонентная
структура ЯЭ, в которой наряду с традиционными
аолица Z. 1 . Суммарная мощность орут iо, МВт, энергоблоков стран мировою сообщества с реакторами различи
Страна С водой под давлением (ВВЭР, PWR) Кипящие водо-водяные (BWR) Тяжеловод- ные (PHWR) Тяжеловодные с кипящей водой (HWLWR) Г азоохлаждаемые с графитовым замедли- телем (AGR, GCR) Водографи- товые (РБМК) Быстрые (БН, FBR) Всего
Аргентина — — 1750(3) — — — — 1750 (3)
Армения 408 (1) — — — — — — 408(1)
Бельгия 5836(7) — — — — — — 5836 (7)
Болгария 3760 (6) — — — — — — 3760 (6)
Бразилия 1966 (2) — — — — — — 1966 (2)
Великобритания 1258 (1) — — — 12 890(34) — — 14 148 (35)
Венгрия 1840 (4) — — — — — — 1840 (4)
Германия 15 426 (13) 6643 (6) — — — — — 22 069 (19)
Индия — 320 (2) 3400 (12 + 2) — — — — 3720 (14 + 2)
Иран 2000 (0 + 2) — — — — — — 2000(0 + 2)
Испания 5950 (7) 1485 (2) — — — — — 7435 (9)
Канада — — 10915 (14) — — — — 10 915 (14)
КНР 5458 (7) — 1456 (0 + 2) — — — — 6914(7 + 2)
Литва — — — — — 2600 (2) — 2600(2)
Мексика — 1329 (2) — — — — — 1329 (2)
Нидерланды 481 (1) — — — — — — 481 (1)
Пакистан 325 (0 + 1) — 137(1) — — — — 462 (1 + 1)
Россия 12 594 (13 + 3) — — — — 12 048 (15 + 1) 600(1) 25 242 (29 + 4)
Румыния — — 1412(1 + 1) — — — — 1412(1 + 1)
Словакия 3520 (4 + 4) — — — — — — 3520 (4 + 4)
Словения 652 (1) — — — — — — 652 (1)
США 68 577 (69) 33 156 (35) — — — — — 101 733 (104)
Тайвань 1902 (2) 3242 (4) — — — — — 5 144 (6)
Украина 15 808 (13 + 4) — — — — — — 15 808 (13 + 4)
Финляндия 1020 (2) 1740 (2) — — — — — 2760(4)
Франция 65 588 (58) — — — — — 250 (1) 65 838 (59)
Чехия 3714 (4 + 2) — — — — — — 3714(4 + 2)
Швейцария 1772 (3) 1507 (2) — — — — — 3279 (5)
Швеция 2835 (3) 6988 (8) — — — — — 9823 (11)
ЮАР 1930 (2) — — — — — — 1930 (2)
Южная Корея 13 045 (12 + 2) — 2794 (4) — — — — 15 839 (16 + 2)
Япония 19 366 (23) 25 591 (27+ 1) — 165 (1) — — 280 (1) 45 402 (52 + 1)
Итого 257 031 (258 + 18) 82 001 (90+ 1) 21 864 (35 + 5) 165 (1) 12 890 (34) 14 648 (17 + 1) 1130(3) 389 729 (438 + 25)
Примечание. В скобках приведено число действующих плюс строящихся реакторов.
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ ПЕРСПЕКТИВЫ И ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ
128
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд } 2.
твердотопливными тепловыми и быстрыми реакто-
рами будут использоваться специальные реакторы-
«выжигатели» с жидким циркулирующим топли-
вом для сжигания прежде всего трансплутониевых
актиноидов (Np, Am, Cm, Bk, Cf) и трансму гации
(ядерного превращения в безопасные нуклиды) не-
которых продуктов деления. Это возможно потому,
что получение 200 МэВ энергии и почти трех ней-
тронов при делении одного ядра урана или плуто-
ния позволяет использовать часть энергии и ней-
тронов для ликвидации вредных последствий про-
цесса деления ядер. Важной особенностью трех-
компонентной структуры должна стать целостная
организация всего жизненного цикла ЯЭ, обеспечи-
вающая как производство топлива и оборудования
для реакторов и АЭС, так и обращение с материала-
ми и отходами на завершающей стадии цикла
функционирования АЭС.
Ядерно-энергетические мощности АЭС России
и перспективы ввода этих мощностей представле-
ны в п. 1.3.4 книги 1. Для условий России недоис-
пользование возможностей ЯЭ может крайне отри-
цательно отразиться на положении дел в части
ТЭК, в основе которой лежит использование орга-
нического топлива. Однако при продуманном под-
ходе к формированию структуры ТЭК ЯЭ явится
необходимым дополнением части энергетического
комплекса, базирующейся па органическом топли-
ве, помогающим облегчить решение транспортных
задач, обеспечить надежность снабжения энергией,
решить экологические проблемы ТЭК и компенси-
ровать значительные трудовые затраты на добычу
и транспортировку органического топлива.
В период 1994—1998 гг. доля ЯЭ в производст-
ве электроэнергии в России составляла около 12 %
(примерно 100 млрд кВт ч в год).
Серьезные аварии на АЭС в Три-Майл-Ай ленде
(США) и Чернобыле привели к существенным из-
менениям во взглядах на ЯЭ и ее развитие. Однако
перспектива исчерпания легкодоступных и деше-
вых ресурсов органического топлива, рост энерго-
потребления и проблемы ограничения выбросов и
Снижения парникового эффекта позволяют прогно-
зировать дальнейшее развитие ядерной энергетики
России.
С начала 90-х годов наступил второй этап раз-
вития ЯЭ, характеризующийся переоценкой тен-
денций и перспектив ЯЭ, поиском новых решений,
особенно проблемы безопасности. Произошел пе-
ресмотр основных принципов создания нового по-
коления АЭС ддя ЯЭ будущего в направлении:
ухода от форсирования параметров и высоких
энергонапряженностей;
снижения единичной мощности;
предпочтения моноблочных конструкций с ин-
тегральной компоновкой первого контура;
обеспечения безопасности по принципам я
щиты в глубину», заключающимся в подборе фи
ческих характеристик активной зоны, приемахк
струирования и использовании систем пассивна
срабатывания, позволяющих детерм и нистичез
исключить возможность тяжелых аварий;
нового (интегрального) подхода к оценке э<
комичности и конкурентоспособности;
перенесения акцентов на проблемы ядерно
топливного цикла;
рок
пы?
срс
ТЫ!
НЮ
зво
ОД1
КО'
ка)
создания для функционирования многокомп
нентной системы ЯЭ реакторов повышенной без!
пасности — на тепловых нейтронах, быстрых peai
эк<
че
м
торов-размножителей и реакторов «выжигателей
радиоактивных отходов (РАО).
В концепции безопасных реакторов нового п.
колония рассматриваются как пути совершенств»
вания существующих ядерных реакторов, так и и
вые подходы, главный принцип которых макс
мальное использование свойств и средств безопас-
ности, реализованных в конструкции реактора il
систем безопасности, действующих на уровне физи-
ческих процессов и получивших название вну/npen-J
не присущих свойств безопасности. Сюда же отно-
сится принцип детерминистического исключенщ]
возможности возникновения некоторых аварий. ]
Внутренне присущие свойства безопасности!
определяются совокупностью физико-техниче-1
ских характеристик активной зоны и реакторной]
установки (РУ) в целом, а детерминистическое ис-
ключение некоторых тяжелых аварий достигается
как целенаправленным конструированием, таки,
в большей мере, выбором сочетаний топливо —
теплоноситель — конструкция. Одним из путей
также является использование систем безопасно-
ле
(С
в(
в
н
У’
Р
Р
в
с
г
Е
1
J
сти, базирующихся на пассивных принципах сра-
батывания на основе фундаментальных законов
природы и естественным образом протекающих
процессов, не требующих подвода энергии извне:
гравитации, перепадов давления, термического
расширения, естественной циркуляции сред, теп-
лопередачи, излучения и т.п.
Конкурируя с крупными ТЭС (в частности, с
угольными) в больших энергосистемах, ЯЭ вынуж-
денно шла по пути увеличения единичных мощно-
стей реакторов. Несмотря на прогнозировавшиеся
масштабы развития ЯЭ на основе новых блоков еди-
ничной электрической мощностью до 2000 МВт,
они пока оказались невостребованными. Вероятнее
всего, ближайшая перспектива развития ЯЭ будет
связана с реакторами средней и малой мощности.
Типов и конструкций РУ повышенной безопас-
ности достаточно много. Среди них есть как уже
сложившиеся (эволюционные), так и новые, во
многом нетрадиционные конструкций [96]. Эволю-
ционное направление характерно для блоков боль-
шой мощности. Инновационное направление с ши-
§ 2.1]
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ, ПЕРСПЕКТИВЫ И ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ
129
роким использованием новых решений и пассив-
ных систем безопасности характерно для блоков
средней и малой мощности. Кроме того, важно учи-
тывать, что, как показывают оценки, снижение еди-
ничной мощности в 10 раз (с 1000 до 100 МВт) по-
зволяет снизить риск аварии в 1000 раз [37].
В настоящее время нельзя выделить какое-либо
одно из направлений развития ядерных технологий,
которое решило бы все задачи, стоящие перед ЯЭ
как целостной системой, такие как безопасность,
экономичность, ресурсообеспеченность, экономи-
ческая приемлемость, нераспространение ядерных
материалов.
В существующих коммерческих реакторах —
легководных (PWR, BWR и ВВЭР); тяжеловодных
(CANDU); газографитовых (магноксовых и AGR);
водографитовых (РБМК) невозможно расширенное
воспроизводство топлива, и период их использова-
ния определяется запасами относительно дешевого
урана. Принципиальный недостаток этих реакто-
ров — высокий уровень внутренне присущего им
риска, связанного с большими эффектами реактив-
ности, высоким давлением теплоносителя, а также
с возможностью интенсивного выделения большо-
го количества энергии в результате пароцирконие-
вой реакции.
Наиболее проработанными среди перспектив-
ных концепций являются реакторы с тяжеломе-
талпическим теплоносителем и жидкосолевые ре-
акторы (ЖСР).
Использование в качестве теплоносителя тяже-
лых металлов и сплавов (РЬ, РЬ—Bi, Pb—Mg) харак-
теризуется отсутствием избыточного давления в
первом контуре системы, негорючестью теплоноси-
теля, обладающего высокой температурой кипения,
минимальными потерями теплоносителя вследствие
отсутствия испарения и химических взаимодействий
с воздухом и водой. Данная концепция реакторов по-
вышенной безопасности технологически достаточно
освоена (опыт эксплуатации аналогичных транс-
портных РУ составляет около 80 реакторо лет).
Применяемая для этих реакторов средней и малой
мощности интегральная (модульная) компоновка
оборудования первого контура в едином корпусе по-
зволяет осуществлять аварийный отвод остаточной
теплоты к воздуху через корпус реактора.
Реакторы типа ЖСР, предполагаемые в качест-
ве «выжигателей» долгоживущих РАО, обладают
большим потенциалом в плане безопасности, тер-
модинамических показателей и топливоиспользо-
вания, но доведение их до уровня промышленного
внедрения потребует времени и затрат. Достаточно
проработаны и конструкции газоохлаждаемых вы-
сокотемпературных реакторов, отличающиеся
хорошими термодинамическими характеристика-
ми, высоким уровнем самозащищенности при не-
большой единичной мощности. Но реакторы дан-
ного типа обладают значительным запасом хими-
ческой энергии, которая может выделиться при
окислении графита. Кроме того, пока не найдены
приемлемые способы улучшения их характеристик
топливоиспользования.
В существующих проектах РУ повышенной
безопасности с водяным теплоносителем вноси-
мые усовершенствования имеют в основном эво-
люционный характер.
Для РУ эволюционных проектов ВВЭР-1000
(В-392) и ВВЭР-640 основное внимание направле-
но на обеспечение падежного прекращения цепной
реакции деления в аварийных ситуациях за счет
пассивных средств и внутренне присущих реактору
свойств, а также надежного и длительного пассив-
ного охлаждения остановленного реактора, удер-
жание и охлаждение расплава активной зоны. С
этой целью осуществляют функциональное и про-
странственное разделение систем защиты, дубли-
рование и резервирование систем обеспечения
безопасности, увеличивают запас воды в корпусе и
первом контуре. Используют пассивные устройст-
ва и системы безопасности, учитывающие возмож-
ность длительного перерыва в энергоснабжении;
двойную защитную оболочку, рассчитанную на
внутреннее давление (стальную) и внешние воздей-
ствия (бетонную). ВВЭР-640 имеет пониженную
энергонапряженпость активной зоны (65,4 кВт/л),
увеличенную эффективность механических систем
управления и защиты (СУЗ), выгорающие поглоти-
тели, организованный вокруг корпуса бассейн-вы-
городку с водой для аварийного отвода теплоты,
систему аварийного охлаждения активной зоны с
увеличенным запасом воды и систему пассивного
отвода теплоты с эффективными водо-водяными
теплообменниками.
Одним из возможных факторов повышения
внутренней безопасности ректоров типа ВВЭР мо-
жет стать переход на более тонкие твэлы (диамет-
ром до 7 мм).
Принципиально иной конструктивный подход
к повышению безопасности водо-водяных реакто-
ров осуществлен в проекте ВПБЭР-600, предусмат-
ривающем интегральную компоновку с размеще-
нием парогенераторов внутри реакторного корпу-
са. В составе РУ отсутствуют внешние циркуляци-
онные петли теплоносителя первого контура, име-
ется страховочный корпус, а системы безопасности
аналогичны системам безопасности ВВЭР-640.
Примером кардинального повышения безопас-
ности в рамках освоенной технологии водяного теп-
лоносителя является проект атомной станции тепло-
снабжения — АСТ-500, в конструкции которой реа-
лизованы черты «внутренней» и «пассивной» безо-
пасности: естественная циркуляция во всех нормаль-
ных и аварийных режимах, малая энергонапряжен-
иость активной зоны, медленное протекание всех
5-1937
130
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.
эксплуатационных и аварийных режимов, большие
запасы теплоносителя в первом контуре, пассивные
системы аварийного теплоотвода, интегральная ком-
поновка в едином корпусе первого контура и тепло-
обменников, наличие второго (страховочного) кор-
пуса на полное давление (см. п. 2.5.2).
Ведутся НИОКР по следующим типам перспек-
тивных реакторов: легководным реакторам со
сверхкритическим давлением; тяжеловодным реак-
торам с охлаждением углекислым газом и твэлами
в магниевой оболочке; энергетическим импульс-
ным реакторам с разделенными по времени процес-
сами генерации теплоты и теплоотвода.
На современном этапе развития ЯЭ происходит
перераспределение интересов к различным ядер-
ным энергетическим установкам (ЯЭУ), прежде
всего из-за влияния фактора безопасности. Иссле-
дования показали, что концепция внутренней безо-
пасности ядерных реакторов легче реализуется для
блоков средней и малой мощности вследствие, в ча-
стности, возможности снижения энергонапряжен-
ности активной зоны. Одновременно для этих энер-
гоблоков легче реализовать принцип модульности
конструкции, упростить системы управления, за-
щиты и безопасности. У них мало количество запа-
сенной теплоты и радионуклидов Оценки показы-
вают, что и по экономическим показателям АЭС
малой и средней мощности могут конкурировать с
традиционными крупными АЭС [14].
Развитие АЭС средней мощности может быть
связано с комбинированным производством элек-
троэнергии и теплоты, созданием атомных котель-
ных, энерготехнологических центров на базе про-
ектов ACT и высокотемпературных гелиевых реак-
торов.
Иное положение с потребностями в АЭС малой
мощности. Большинство богатых природными ре-
сурсами регионов в России не просто удалены от
источников органического топлива, но и трудно-
доступны, что не только значительно повышает
стоимость завозимого органического топлива, но и
не позволяет гарантировать надежность его постав-
ки. Потребность в электрогенерирующих мощно-
стях в этих регионах достигает десятков гигаватт, в
них завозится более 100 млн т (в условном исчисле-
нии) органического топлива.
Используя имеющийся опыт и промышленную
базу транспортных ЯЭУ малой мощности, можно
спроектировать и наладить серийный выпуск
транспортабельных ЯЭУ электрической мощно-
стью 1; 5 и 50 МВт. Емкость только российского
рынка этих установок оценивается примерно в
2000, 1000 и 100 шт. соответственно.
Для таких реакторов наиболее целесообразна
интегральная компоновка, т.е. модульные конст-
рукции, поэтому они могут быть полностью изго-
товлены в заводских условиях и в сборе доставле-
ны на площадку, что существенно сокращает сро;
и затраты на строительство, внешнюю инфрастрц. г
туру, повышает качество изготовления и наде»,
ность ЯЭУ, облегчает задачу вывода их из экспл> I
тации. После истечения планового ресурса работа
достигающего 8—15 лет без перегрузки топлив
установка может быть демонтирована, доставлен
на предприятие по переработке и заменена повой. I
Назначение ЯЭУ малой мощности может был1
многоцелевым: производство электроэнергии, би-*
товой и промышленной теплоты, опреснение воды
нефтехимия и производство химической продув!
ции, привод компрессоров газоперекачивающий
станций и т.п. [38].
Одним из кардинальных путей повышения безо-!
пасности АЭС является их подземное расположе-И
пие. Опыт сооружения подземных АЭС ограничен
пока такие станции сооружены только в Норвегии и
во Франции. Однако интерес к подземному распо-'
ложению АЭС проявили Россия, США, Великобри-!
тания, Швеция, Германия и ряд других стран В Рос-
сийской Федерации была разработана «Концепция!
подземного размещения атомных станций» [15]. I
Предполагается, что энергоблоки подземной
АЭС могут располагаться как в выработке в скаль-
ном ьрунте, так и в котловане, засыпаемом после!
завершения строительства. Безопасность подзем-
ной АЭС обеспечивают прочность грунта, его плот-1
ность и состав, а также толщина слоя грунта над!
объектом. Этот слой рассматривается как дополни-
тельный контейнмент, гарантированно не разру-
шаемый при любых внутренних и внешних воздей-
ствиях, а также как тепловой резервуар, облегчаю-
щий отвод эперговыделения при аварии [3]. Кроме
того, толщина слоя грунта должна быть достаточ-
ной, чтобы не только обеспечить необходимое про-
тиводавление, которое могло бы уравновесить дав-
ление в защитной оболочке при максимальной ава-
рии, но и поглотить радионуклиды возможного ава-
рийного выброса.
Глубина скальных выработок в проектах под-
земных АЭС достигала 400 м, однако при достаточ-
ной прочности скального массива толщина слоя по-
роды над защитной оболочкой могла быть ограни-
чена 40—60 м [35]. Для АЭС котлованного типа
толщина слоя грунта над оболочкой составляет от
10 до 20 м. Во избежание попадания радионукли-
дов в грунтовые воды вокруг подземной выработки
с размещенными в ней энергоблоками АЭС предпо-
лагалось сооружение системы контроля, сбора и
отвода возможных утечек.
Степень защищенности подземной АЭС от
внешних и сейсмических воздействий заметно по-
вышается по сравнению с наземной АЭС.
Подземное расположение АЭС предусматрива-
ет несколько возможных вариантов компоновки,
начиная с варианта размещения в подземной выра-
§2.2]
РЕАКТОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
131
ботке только радиационно-опасных объектов (ре-
акторных отделений, спецводоочисток, систем пе-
реработки радиоактивных отходов и их хранили-
ща) и заканчивая вариантом размещения под зем-
1ей все цехов и систем АЭС.
Российские и зарубежные проектные разработ-
ки подземных ядерных энергетических объектов
предполагают строительство АЭС с реакторами раз-
личных типов электрической мощностью от не-
скольких мегаватт до 1300 МВт.
Оценки показали, что сооружение подземной
АЭС средней и большой мощности потребует уве-
личения капитальных затрат на 15—45 % по срав-
нению с затратами на сооружение наземной АЭС
равной мощности и увеличения продолжительно-
сти строительства на 2—3 года, однако с учетом за-
трат на вывод АЭС из эксплуатации и захоронение
радиоактивных отходов удорожание составит при-
мерно 10 % [3].
2.2. РЕАКТОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
2.2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ЯДЕРНЫХ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕАКТОРОВ
Ядерный реактор — это установка, в которой
осуществляется управляемая самоподдерживаю-
щаяся цепная реакция деления ядер.
В данном разделе рассматриваются гетероген-
ные энергетические реакторы, которые можно
классифицировать по различным признакам:
I.FIo спектру нейтронов (распределению ней-
тронов по энергии):
реакторы на быстрых нейтронах — большая
часть деления ядер вызывается нейтронами с энер-
гией десятки и сотни килоэлектрон-вольт;
реакторы на тепловых нейтронах — основная
часть делений вызывается нейтронами с энергиями
меньше 1 эВ;
реакторы на промежуточных нейтронах — со
спектром, занимающим промежуточное положение
между первым и вторым типами реакторов.
2. По применяемым материалам:
по используемому топливу —
по физико-химическому составу:
а) металлическое;
б) керамическое;
в)дисперсное;
по нуклидному составу:
. ,235., 238, п
а) уран-урановое ( и— и);
„ ,239п 238. п
б) плутонии-урановое ( Ри— U);
. ,234.. 232т,,
в) уран-ториевое ( и— Th),
. ,235,, 239п 238, п
г) смешанное ( U— Ри— U);
по роду замедлителя — замедлитель применя-
ют в реакторах на тепловых нейтронах. В качестве
замедлителя используют элементы (или их соеди-
нения), слабо поглощающие нейтроны и располо-
женные в начале Периодической системы элемен-
тов Д.И. Менделеева. Наиболее значимыми и рас-
пространенными являются вода, графит, тяжелая
вода;
по роду теплоносителя — для охлаждения ре-
акторов применяют воду (кипящую и некипящую),
газы, жидкие металлы.
3. По конструктивным особенностям:
корпусные — теплоноситель движется одним
потоком; реактор имеет герметичный корпус, рас-
считанный на давление теплоносителя;
канальные — теплоноситель движется внутри
труб (каналов), несущих давление.
На практике реакторы классифицируют также
по агрегатному состоянию теплоносителя — кипя-
щие и некипящис, по компоновке основного обо-
рудования первого контура — с вынесенным обо-
рудованием (петлевой) и интегральной компонов-
кой и др.
2.2.2. НЕЙТРОННО-ФИЗИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРО
В основе ядерной энергетики лежит выделение
энергии в цепной реакции деления тяжелых ядер.
Скорость протекания любой /-й ядерной реакции,
взаимод/с, (см. книгу 1, § 6.8)
R, = 2,ФИ,
где 2, — среднее по спектру нейтронов и объему
макроскопическое сечение z-го взаимодействия,
см1; Ф — средняя по спектру нейтронов и объему
2
плотность потока нейтронов, нейтр/(см -с); И —
/- 3
объем, см .
В одном акте деления освобождается около
200 МэВ (см. книгу 1, табл. 6.20), поэтому мощ-
ность, выделяемая при делении,
А=СЕ/ФИ, (2.1)
-17
где С ~ 3,2 • 10 , МВт/деление; Ly — среднее по
спектру нейтронов и объему макроскопическое се-
чение деления, см .
Коэффициент размножения. Важнейшей ха-
рактеристикой цепной реакции деления служит
отношение числа нейтронов данного поколения qn
к числу нейтронов предыдущего поколения <?„_].
Для бесконечной однородной среды эта величина
называется коэффициентом размножения ней-
тронов в бесконечной среде (в дальнейшем ис-
пользуется термин коэффициент размножения) и
обозначается К^. Часто используется и другое оп-
ределение коэффициента размножения — отноше-
ние усредненных по энергии и пространству ско-
132
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд
ростей генерации и поглощения нейтронов (см.
книгу 1, § 6.8)
= Ч» = <У/Х/Ф>
<^ф> ’
где Vy — среднее число вторичных быстрых ней-
тронов на один нейтрон, поглощенный топливом;
v -1
— макроскопическое сечение поглощения, см
Аналогом Кт для реактора служит эффектив-
ный коэффициент размножения
^эф — ^оаР,
где р— вероятность избежать утечки нейтронов
из реактора, зависящая от формы и размера реакто-
ра, определяемых геометрическим параметром /?2,
а также от структуры и состава реактора, в первом
приближении определяемых площадью миграции
Лг, которая равна 1/6 среднего квадрата смешения
нейтрона от места рождения до места поглощения,
р= 1/(1 + В2М2). (2.2)
Используя понятие А"эф, можно определить, как
изменяется во времени количество нейтронов
(плотноегь потока нейтронов, скорость генерации
нейтронов, мощность) в реакторе. Пусть в какой-то
момент мощность реактора равна N, тогда в сле-
дующем поколении мощность будет равна A'^V.
Если среднее время жизни нейтронов одного поко-
ления /, скорость изменения мощности
dN/dx = Лг(/Сэф-1)//. (2.3)
Решая уравнение (2.3), получаем
Мт) = ^ехр{т(А’эф-1)//}. (2.4)
Из (2.4) следует, что мощность реактора не меня-
ется во времени, если А”эф = 1. Такое состояние назы-
вается критическим. Для данного состава реактора
2
и М определены, поэтому из условия критично-
сти при использовании (2.2) можно определить гео-
метрический параметр критического реактора
2 2
#кр =(Кос-\)/М2
При заданной форме реактора можно опреде-
лить критические размеры и критический объем
Икр и соответственно критическую массу Мкр реак-
тора [7].
Из (2.4) следует, что если А^ф > 1, мощность ре-
актора экспоненциально возрастает, если А'эф < 1,
мощность реактора убывает во времени. Эти со-
стояния называются соответственно надкритиче-
ским и под критическим.
Реактивность. Для определения состояния ре-
актора используют понятие реактивности
р, =1-1/Кэф. (2.5)
Очевидно, что в критическом состоянии р* = О,
в надкритическом р* > 0 и подкритическом р* < 0.
При работе реактора происходит убыль топЛ
ва, испытавшего деление (2.1), поэтому реактор
имеют заведомо надкритические размеры (в эне
гетических реакторах на тепловых нейтронах Л
гружается 25—40 критических масс), а работа рЖ
актора на стационарном уровне (А^ф = 1) обеспечив
вается системой управления и защиты. Эта жеск-1
тема обеспечивает переход реактора с одной мощЖ
ности на другую, включая пуск и останов. Измен»!
ние реактивности происходит вследствие вьгораИ
ния топлива, изменения температуры и плотностей
материалов реактора. Изменение мощности приво
дит к неравномерному изменению температур раз
личных материалов. Так, с ростом мощности тем-1
пература топлива возрастает больше, чем темпера-1
тура теплоносителя. Кроме того, температура топ-1
лива быстрее реагирует на изменение мощностиЖ
так как в топливе выделяется 94—97 % всей энер-В
гии деления.
Для учета сказанного в рассмотрение вводятся!
коэффициенты реактивности.
Температурный коэффициент реактивностЛ
ос,. определяется как приращение реактивности прЛ
изменении температуры на 1 К
ат = ЭР</ЭГ»ЭЛ-эф/^ЭГ.
Очевидно, можно рассматривать ос, как для!
реактора в целом (равномерный разогрев от внеш-1
него источника при пуске реактора), так и для от-1
дельных материалов (например, для теплоносите-1
ля, топлива).
Повышение температуры в реакторе приводит
к термическому расширению материалов и умень
шению их плотностей р, а следовательно, к умень-
шению макроскопических сечений [см. книгу I,
формула (6.341)]. Для учета этого фактора вводят
плотностный коэффициент реактивности
сср = Эрф/Эр = Э^Эф//Сэф Эр.
Очевидно, вследствие существенного различия
коэффициентов расширения материалов (теплоно
сителя, оболочки, топлива) коэффициенты реак-
тивности для компонентов реактора различны.
Это видно на примере, когда теплоносителем
служит кипящая вода. При кипении изменение
плотности теплоносителя обусловлено изменением
истинного объемного паросодержания ср (при усло-
вии, что плотность паровой и жидкой фаз заменю
различается). Для учета этого фактора вводят паро-
вой коэффициент реактивности
% = Эрф / Эф « ЭА'эф//Сэф Эф .
Как уже отмечалось, при изменении мощности
N прежде всего изменяются температура и плот-
5 2.2]
РЕАКТОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
133
ность топлива. Для учета этого вводят мощност-
ный коэффициент реактивности
aN= Эрф/ЭА~ЭКэф/КэфЭА'.
Коэффициенты реактивности имеют разные
знаки, а интегральный вклад изменения отдельных
параметров в А'эф определяется не только коэффи-
циентами реактивности, но и абсолютным измене-
нием этих параметров. Поэтому при проектирова-
нии реакторов дополнительно вводят понятие эф-
фектов реактивности
axAx = (dp*/3x)Ax,
гдеДх— абсолютное изменение какого-либо пара-
метрах (Г, р, (р, /V и т.п.)
Для безопасной эксплуатации реакторов сум-
марный эффект реактивности должен быть отрица-
тельным и малым по абсолютной величине. Кроме
того, отдельные коэффициенты реактивности
должны быть заведомо отрицательными. Так, для
разных типов реакторов мощностный коэффициент
реактивности при любых режимах эксплуатации
должен быть отрицательным.
Важен не только знак вводимой в реактор реак-
тивности, но и ее численное значение. Время жизни
одного поколения нейтронов I зависит от состава
реактора и вводимой реактивности. Если р* мень-
ше эффективной доли запаздывающих нейтронов
Рэф (определяется долями запаздывающих нейтро-
нов нуклидов Р, (см. книгу 1, табл. 6.19) с учетом их
вклада в процесс деления), то изменение мощности
(2.4) определяется значением /, рассчитываемым с
учетом времени жизни запаздывающих нейтронов
Аф (при малых значениях реактивности (2.5), р* ~
Ч^ф-О);
МО = M)exP<TpyMp
Для разных типов реакторов /эф изменяется в
пределах 10-3—10~6 с, а Рэф — в пределах (2—
7)10-3. Если р* > Рэф, то время жизни одного по-
коления нейтронов определяется временем жизни
мгновенных нейтронов /м « 10 8 с, т е. процесс ста-
новится практически неуправляемым.
Выгорание топлива. Работа реактора сопро-
вождается изменением изотопного состава, кото-
рое условно называют процессом выгорания. Важ-
нейшие эффекты выгорания — деление, радиаци-
онный захват нейтронов и радиоактивные превра-
щения (см. книгу 1, § 6.8). Уменьшение числа деля-
щихся ядер определяется не только делением, но и
радиационным захватом. Доля ядер, испытавших
деление,
су/(оу+ ас.) = 1/(1 + cc/cf) =
= 1/(1 + a). (2.6)
Значение а существенно зависит от энергии
нейтрона и вида делящегося нуклида. Так, при
235
энергии нейтронов Е = 0,025 эВ сх ~ 0,17 для U и
239
0,36 для Ри, а при Е ~ 0,5 МэВ соответственно
0,13 и 0,06.
Важнейшей характеристикой экономичности
АЭС является глубина выгорания топлива рш,
МВт • сут/кг U, — энерговыработка, отнесенная к
массе загруженного топлива МТ:
рш = №/Л/т.
Масса выгоревшего топлива АЛ/Т приблизи-
тельно равна массе образовавшихся нуклидов
(шлаков) Мш, поэтому глубину выгорания можно
определить в относительных единицах
р'ц = Л7Ш/Л'/Т = АЛ/Т/Л/Т.
В энергетическом реакторе желательно иметь
большее значение рш, однако существует некое
предельное значение этой величины, определяемое
в первую очередь стойкостью твэлов. Существен-
ная часть продуктов деления при рабочих темпера-
турах находится в газообразном состоянии, поэто-
му стойкость твэлов зависит от вида топлива и теп-
лоносителя, материала оболочки и конструкции
твэла. Время достижения предельной глубины вы-
горания называется кампанией топлива 7’т.
Выгорание топлива и накопление шлаков обу-
словливают уменьшение первоначальной избыточ-
ной реактивности. Когда р* достигнет нуля, реак-
тор останавливают и топливо перегружают. Пери-
од от пуска реактора до момента, когда, р* = 0 на-
зывается кампанией реактора Т^.
Существуют различные режимы перегрузки
реактора. Для корпусных реакторов (например,
ВВЭР) процесс перегрузки связан с разгерметизаци-
ей реактора, поэтому состав топлива выбирают та-
ким, чтобы кампания реактора Тр (при работе реак-
тора на номинальной мощности) и период проведе-
ния планово-предупредительного ремонта состав-
ляли примерно один календарный год. Однако при
этом глубина выгорания не достигает предельного
значения, поэтому выгружают часть топлива, имею-
щую наибольшую глубину выгорания (в начальный
период для улучшения экономических показателей
производят загрузку топлива с разным содержанием
делящегося нуклида), и в ак гивную зону загружают
свежее топливо. Такой способ перегрузки называют
частичным. В зависимости от числа перегрузок п за
Гт различают двух-, трех- и более частичные режи-
мы перегрузок. В этом случае при каждой перегруз-
ке выгружается \/п часть загруженного топлива.
Для ВВЭР-1000 при двухчастичном режиме пере-
грузок средняя глубина выгорания достигает 27, а
при трехчастичном — 40 МВт • сут/кг U.
134
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 1
Для канальных реакторов (РБМК) в установив-
шемся режиме используют квазинепрерывный ре-
жим перегрузок, когда ежедневно выгружают
один-два канала с максимальной глубиной выгора-
ния. В этом случае глубина выгорания зависит от
обогащения и составляет 20—25 МВт • сут/кг U.
В реакторах на быстрых нейтронах отрица-
тельные эффекты, связанные с накоплением про-
дуктов деления, существенно меньше, кроме того,
эти реакторы имеют большую энергонапряжен-
ность активной зоны, поэтому глубина выгора-
ния в них существенно выше и достигает 100—
150 МВт • сут/кг U.
Сырьевые ядра (238U, 232Th) тоже испытывают
деление (см. кн. 1, рис. 6.11). Вклад в баланс ней-
тронов в результате деления четных ядер сущест-
венно зависит от типа реактора. Отношение числа
нейтронов, возникающих в результате деления не-
четных и четных ядер, к числу нейтронов, возни-
кающих при делении только нечетных ядер, назы-
вают коэффициентом размножения на быстрых
нейтронах ц. В реакторах на тепловых нейтронах р
незначительно отличается от единицы (1,05 для
ВВЭР и 1,02 для РБМК). В реакторах на быстрых
нейтронах доля деления четных ядер существенно
возрастает и ц достигает 1,15—4,20.
Воспроизводство топлива. Не менее важным
процессом, происходящим на сырьевых ядрах, яв-
ляется воспроизводство топлива при радиацион-
ном захвате нейтронов [см книгу 1, формула
(6.344)]. Для количественной характеристики про-
цесса образования новых делящихся ядер вводят
понятие коэффициента воспроизводства (КВ).
Строго говоря, КВ относится к случаю, когда загру-
жаемый и получаемый делящиеся нуклиды одина-
, 239., 239., 233.. 233... „
ковы (например, Ри— Ри, U— U). Когда
загружается один делящийся нуклид, а образуется
„ /235., 233.. 235тт 239.. .
другой ( U— U, U— Ри), необходимо ис-
пользовать термин коэффициент конверсии.
Существуют разные способы определения КВ.
За основу принимают отношение скорости накоп-
ления новых делящихся ядер к скорости выгорания
загруженных в реактор делящихся ядер. Для коэф-
фициента конверсии не учитывают различия ней-
тронно-физических характеристик образующихся
и сгорающих нуклидов.
Воспроизводство делящихся ядер важно для
ядерной энергетики и является ее существенным
отличием от традиционной энергетики, так как,
сжигая 1 кг загруженного в реактор делящегося ма-
териала, получают КВ, кг, нового, сжигая новое то-
2
пливо, получают (КВ) , кг, и т.д. В результате, имея
1 кг первичного материала, можно получить (Сс
учета потерь при переработке), кг
1 +КВ + (КВ)2+ ... = 1/(1 - КВ),
если КВ < 1.
При КВ > 1 может использоваться практически
238 232
весь воспроизводящий материал U, Th). В
этом случае сырьевая база ядерной энергетики
238
(только при использовании U) возрастет при-
мерно в 140 раз.
Для определения влияния различных фактора
на КВ нужно рассмотреть баланс нейтронов На
один поглощенный делящимся нуклидом нейтроне
учетом деления четных ядер р и радиационного за-
хвата делящимся нуклидом (2.6) имеем Vyр/(1 +с)
вторичных нейтронов. Для поддержания цепной
реакции деления нужен один нейтрон. Часть ней-
тронов поглощается в теплоносителе и конструкци-
онных материалах, часть нейтронов покидает реак-
тор в процессе утечки, всего теряется q нейтронов.
Оставшиеся нейтроны испытывают радиационный
захват в сырьевых нуклидах.
Тогда имеем
КВ = Vyp/(1 + а) - 1 - q.
В идеальном случае q ~ 0 (нет потерь на вред-
ное поглощение и утечка нейтронов из реактора
крайне мала)
КВ = Vy |д/(I + а) - 1.
В реальных условиях q 0: в реакторах на теп-
ловых нейтронах q ~ 0,5, а в реакторах на быстры)
нейтронах q ~ 0,2.
Так как Vy растет с увеличением энергии ней
тронов [см. книгу 1, формула (6.342)], сс уменьши
ется, а р возрастает, различие реакторов на быст
рых и тепловых нейтронах становится принципи
альным. В реакторах на тепловых нейтрона:
КВ < 1; в тяжеловодных КВ < 0,8, в ВВЭР и РБМ1
КВ ~ 0,5. В реакторах на быстрых нейтронах i
Pu-Pu цикле КВ ~ 1,5—1,7.
Особого внимания заслуживает случай, когд;
внутренний коэффициент воспроизводства (отно
шение скорости накопления делящихся ядер в ак
тивной зоне к скорости выгорания первичных деля
щихся ядер) КВА = 1 (в реакторах на быстрых ней
тронах новые делящиеся нуклиды нарабатываютс.
как в активной зоне, так и в зоне воспроизводства1.
При КВА = 1 загрузка близка к критической. Неко
торый избыток реактивности р* < [3Эф необходиг
для управления реактором — компенсации темпе
ратурных и мощностных эффектов реактивность
обеспечения оперативного запаса реактивности дл
перехода с одной мощности на другую. При таки
запасах реактивности исключается возможност
разгона на мгновенных нейтронах, т.е. реактор об
ладает внутренней ядерной безопасностью (дл
S 2.2]
РЕАКТОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
135
сравнения в ВВЭР-1000 на начало кампании р* ~
~~ 40Рэф).
2.2.3. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ И СИСТЕМЫ
РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ
К реакторной установке относят следующие
основные конструктивные элементы и системы: ак-
тивную зону, отражатель и зону воспроизводства
(экран), биологическую защиту, системы управле-
ния и защиты реактора, перегрузки топлива, кон-
троля и обеспечения безопасности, теплосъема.
В активной зоне (АЗ) происходит цепная реак-
ция деления ядер. АЗ пространственно-гетероген-
ного реактора состоит из тепловыделяющих эле-
ментов, замедлителя, теплоносителя, внутрикор-
пусных устройств и органов управления и защиты
реактора.
Тепловыделяющий элемент (твэл) представля-
ет собой топливный сердечник, заключенный в гер-
метичную оболочку с концевыми деталями, пре-
дотвращающими утечку продуктов деления и взаи-
модействие топлива с теплоносителем. В большин-
стве случаев твэл энергетического реактора имеет
цилиндрическую форму. В реакторах типа ВТГР
твэл имеет сферическую форму.
В настоящее время в качестве топлива чаще
всего используют диоксид урана UO2, в реакторах
типа ВТГР—карбид урана UC, диспергированный в
графитовой матрице. Диоксиды урана, плутония и
тория имеют высокую температуру плавления (по-
рядка 3100 К), допускают высокие степени выгора-
ния без заметного распухания (увеличения объема
при облучении) и нарушения геометрических раз-
меров твэлов. При выгорании до 9 % распухание
составляет 0,33 % на 1 % выгорания и не зависит от
температуры в интервале 1033—2253 К, при выго-
рании более 9 % распухание интенсифицируется и
изменение объема составляет в среднем 0,7 % на
1 % выгорания [10]. Для топлива в виде металличе-
ских сплавов распухание в несколько раз больше.
Ситуация резко изменяется, если температура топ-
лива в центре превышает температуру плавления.
При плавлении более 70 % поперечного сечения
стержня распухание диоксида урана достигает 5—
7 % на 1 % выгорания.
Существенный недостаток UO2 — его сравни-
тельно низкая теплопроводность X, Вт/(м • К)
(рис. 2.1), которая незначительно уменьшается при
облучении [69]:
X = -^ 4150 + 2,54 • 10"14/,
р0 211 + Т
где р — плотность диоксида урана, кг/м3; р0 =
= 10 953 кг/м3 — плотность спеченного диоксида
урана; Т—температура UO2, К.
Рис. 2.1. Зависимость теплопроводности диоксида
урана от температуры
Таблица 2.2. Конструкционные материалы,
используемые в качестве оболочек твэлов
ядерных реакторов
Материал Максимальная рабочая темпера- тура материала, К Область применения
Сплавы циркония 673 Реакторы с водным теплоносителем
Сплавы алюминия 543 То же
Аустенитные нержавею- щие стали 973 Реакторы на быст- рых нейтронах с натриевым тепло- носителем
Низкая теплопроводность обусловливает боль-
шие градиенты температуры топливного сердечни-
ка. Диоксиды — это керамика, поэтому вследствие
больших температурных градиентов возникают
высокие механические напряжения, приводящие к
растрескиванию и возможному разрушению топ-
ливных таблеток.
Силициды и нитриды урана во многом лишены
этих недостатков, кроме того, они имеют большую
плотность, однако их поведение под действием из-
лучения до конца не исследовано. Кроме того, сла-
бо изучена их совместимость с материалами обо-
лочки твэлов (табл. 2.2).
Между оболочкой и сердечником оставляют за-
зор для компенсации распухания и термических
расширений. Контактный слой заполняют материа-
лом с высокой теплопроводностью (гелием, натри-
ем и т.п.), который должен быть инертным по отно-
шению к оболочке и сердечнику.
Диоксид урана обладает очень хорошей со-
вместимостью с большинством материалов, ис-
пользуемых для изготовления оболочек (табл. 2.3).
Замедлитель. Нейтронно-физические характе-
ристики замедлителей представлены в книге 1,
табл. 6.18 и 6.21. Легкая вода имеет очень хорошие
замедляющие свойства, поэтому реакторы с легко-
водным замедлителем при той же мощности более
компактны по сравнению с реакторами с другими
замедлителями.
Недостаток легкой воды — способность погло-
щать тепловые нейтроны в значительно большей
степени, чем графит и тяжелая вода. Это приводит
136
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Раз- §
Таблица 2.3. Совместимость UO2 с различными
материалами
Материал Температура материала, К Примечание
Алюминий Примерно 773 Относительно мед- ленное взаимодей- ствие о образовани- ем UA12 и uai3
Цирконий 873 Медленная реак- ция, цирконий ох- рупчивается
Нержавеющая сталь 1673 Нет взаимодейст- вия
Деаэрированная вода с нейтраль- ным или повы- шенным pH 613 Устойчива в тече- ние 300 сут
Углекислый газ 1173 Хорошая стойкость
Натрий; натрий- калий 873 Хорошая стойкость плотного UO2
к тому, что в водо-водяных реакторах используют
топливо с более высоким обогащением (3,5—
4,5 %), чем в реакторах на тепловых нейтронах дру-
гих типов (кроме высокотемпературных).
Графит имеет малое сечение поглощения теп-
ловых нейтронов, поэтому реакторы с графитовым
замедлителем могут работать на низкообогащен-
ном и даже природном уране. Рассеивающие и за-
медляющие свойства графита значительно ниже,
чем у легкой воды, поэтому реакторы с графито-
вым замедлителем имеют значительно большие
размеры и более низкие удельные энергонапряжен-
ности по сравнению с легководными реакторами.
Минимальным сечением поглощения из всех за-
медлителей обладает тяжелая вода. Однако сравни-
тельно высокая стоимость производства тяжелой
воды, высокие требования, предъявляемые к герме-
тичности контура вследствие большой гигроско-
пичности (при поглощении легкой воды существен-
но ухудшаются нейтронно-физические характери-
стики тяжелой воды) и повышенной по сравнению
с легкой водой наработкой трития, сдерживают ее
широкое использование в ядерной энергетике.
Теплоноситель. Теплоносители ядерных реак-
торов должны обладать следующими свойствами:
малыми коррозионной агрессивностью и эрозион-
ным воздействием по отношению ко всем материа-
лам активной зоны; высокими теплоемкостью и те-
плопроводностью, малой вязкостью; высокой тем-
пературой кипения и низкой температурой плавле-
ния, высокой температурной и радиационной стой-
костью; взрывобезопасностью; малой активацией.
Жидкометаллические теплоносители имеют вы-
сокую температуру кипения при низком давлении.
Вследствие хороших теплопередающих свойств
па
по
НС
п<
б(
П]
п<
3
к
п
р
применение жидкометаллических теплоноситА i
особенно целесообразно при высоких уделы»
энерговыделениях (ядерные реакторы на бысг.
нейтронах). Однако большинство жидкометалл ••
ских теплоносителей при комнатной темперав
находятся в твердом состоянии. Последнее обо
тельство требует создания системы подогревав
плавления металлов, что усложняет конструкд
реакторной установки. Калий, натрий и эвтеа
натрий—калий бурно реагируют с водой и вод
хом, что представляет серьезную опасность.
Водный теплоноситель по многим показаге!
наиболее приемлем для использования в ядерн
реакторах. Основной недостаток водного теплой
сителя — низкая температура кипения. Для nos J
шения температуры кипения приходится сущег J
венно повышать давление водного теплоноситет <
что, в свою очередь, требует использования тол.г- 1
стенных корпусов.
Газовые теплоносители имеют очень низкие
плоемкость и теплопроводность, поэтому требуе, |
ся очень высокое давление. Однако они слабо ам.
вируются, обладают низкой коррозионной акта
ностью, могут иметь очень высокую температур,
Последнее обстоятельство позволяет создав?
АЭС с газотурбинными установками.
Система теплосъема обеспечивает отвод теп-
лоты из активной зоны и ее передачу к паротурбин
ной (газотурбинной) установке. Различают одно-
двух- и трехконтурные установки.
Одноконтурные установки можно реализовал
либо при кипении водного теплоносителя в актив-
ной зоне (АЭС с реакторами РБМК и ВК) с паро-'
турбинной установкой, либо при использовании га-
зового теплоносителя (АЭС с реактором ВТГР)
газотурбинной установкой. Возможность создана
одноконтурных АЭС обусловлена низкой активно-!
стью рабочего тела: растворимость примесей в па-
ре (они дают наибольший вклад в активность вод-!
ного теплоносителя), собственная активность воды
и активность газового теплоносителя малы. При
использовании газового теплоносителя использу-
ется петлевая компоновка: теплота от твэлов в АЗ I
передается к теплоносителю, который поступает':
по главным трубопроводам в газовую турбину и
затем через систему регенерации с помощью газо-
дувок в реактор. При использовании кипящего вод-
ного теплоносителя возможны два варианта: петле-1
вой вариант, когда пароводяная смесь по отводя-
щим каналам поступает в сепаратор, после сепара-!
ции вода подается в реактор, а пар — на вход тур-
бины и после конденсации и прохождения системы
регенерации теплоты поступает в контур циркуля-1
ции в виде подпитки (РБМК); интегральный вари-
ант компоновки, когда сепарация пара происходи! !
в корпусе реактора, вода по опускному участку по-
ступает на вход в активную зону, а пар по главным
§ 2-2]
РЕАКТОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
137
паропроводам подается на вход в турбину и дальше
после конденсации и системы регенерации в опуск-
ной участок реактора (ВК).
В двухконтурных паротурбинных установках
пар генерируется в парогенераторе (активность ра-
бочего тела во втором контуре обусловлена только
протечками теплоносителя из первого контура). В
петлевом варианте компоновки теплота в активной
зоне передается теплоносителю первого контура,
который по главным трубопроводам поступает в
парогенератор, где происходит передача теплоты
рабочему телу второго контура. Второй контур
включает парогенератор, главные паропроводы,
турбину, конденсатор и систему регенерации теп-
лоты. Первый контур помимо главных трубопрово-
дов включает главные циркуляционные насосы
(ВВЭР). В варианте интегральной компоновки (ре-
актор БРЕСТ) парогенератор находится в общем
контейменте с реактором и теплоноситель после
прохождения через парогенератор поступает в
опускной участок, где расположены главные цир-
куляционные насосы. Второй контур аналогичен
контуру в петлевом варианте двухконтурной АЭС.
Трехкоптурные установки применяются на АЭС
с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым те-
плоносителем. Из-за возможной реакции натрия с
водой между первым контуром и контуром с паро-
турбинной установкой предусмотрен промежуточ-
ный контур с натриевым теплоносителем. Практика
проектирования и эксплуатации показала предпоч-
тительность интегральной компоновки, когда глав-
ный циркуляционный насос и промежуточный теп-
лообменник находятся в одном корпусе с реактором.
Отражатель. Материалы, окружающие актив-
ную зону и возвращающие обратно часть уходящих
из нее нейтронов, в совокупности образуют отра-
жатель. В реакторах на тепловых нейтронах в каче-
стве отражателя используют обычно те же материа-
лы, что и для замедлителей. Примерная толщина
боковых отражателей в реакторах на тепловых ней-
тронах: ВВЭР — 12—15 см; РБМК — 100 см; тяже-
ловодный — 80—100 см.
В реакторах на быстрых нейтронах роль отра-
жателя выполняют экраны, в которых накапливает-
ся новое топливо.
Биологическая защита. В работающем реак-
торе образуются сс-, Р-, у- и нейтронное «-излуче-
ния. По происхождению излучения можно разде-
лить следующим образом:
первичные у- и п-излучения, возникавшие в про-
цессе деления; этот источник существен только во
время работы реактора;
вторичное активационное у-излучение, испус-
каемое во время распада радиоактивных ядер, об-
разующихся при захвате нейтронов. Активации
подвергаются постоянно облучаемые части реакто-
ра (отражатель, корпус, защита, конструкционные
материалы активной зоны, внутрикорпусные уст-
ройства), замедлитель, теплоноситель и содержа-
щиеся в них примеси;
у-излучение радиоактивных продуктов деле-
ния, особенно велико после останова реактора, ко-
гда прекращается первичное излучение.
Для снижения нейтронного и у-излучсний до
предельно допустимых уровней необходимо соз-
дать биологическую защиту от переоблучения пер-
сонала, защиту напряженных элементов конструк-
ции от радиационных повреждений и перегревов
(тепловая защита); прежде всего это относится к
корпусу под давлением, а также к массивным дета-
лям внутрикорпусных устройств каналов и топлив-
ных кассет. Заряженные частицы (сс, Р и др.) вслед-
ствие малого пробега до поглощения обычно не
играют роли при расчете защиты реактора.
В зависимости от назначения и типа реактора
биологическая защита может быть сплошной или
раздельной. При сплошной защите реактор и инте-
гральные элементы системы теплосъема окружены
со всех сторон. 11ри раздельной защите реактор и
основные элементы системы теплосъема размеще-
ны в различных помещениях, каждое из которых
имеет свою защиту. Это позволяет обслуживать ос-
новные элементы теплосъема во время останова
реактора при значительно более низких уровнях
облучения. При раздельной защите различают пер-
вичную (защита активной зоны реактора) и вторич-
ную (защита системы теплосъема реактора).
Первичная защита предназначена для ослабле-
ния потока нейтронов из активной зоны реактора,
чтобы уменьшить активацию рабочего тела и обо-
рудования.
Вторичная защита предназначена для сниже-
ния нейтронного и у-потоков до предельно допус-
тимых значений.
При проектировании защиты реактора необхо-
димо:
выбирать для защиты недорогостоящие мате-
риалы. Чаще всего в качестве защиты от у-излуче-
ния применяют материалы с большим атомным но-
мером (железо, чугун, свинец), а для защиты от
нейтронов — воду, бетон с соответствующими до-
бавками, бор и др.;
установить предельно допустимые уровни из-
лучения в обслуживаемых и полуобслуживаемых
помещениях. При работающем реакторе предельно
допустимые уровни устанавливаются за вторичной
защитой, при остановленном — за первичной;
определить энергию и интенсивность излуче-
ния различных источников (активной зоны, конту-
ра первичного теплоносителя), для которых проек-
тируется защита;
при расчете первичной и вторичной защиты не-
обходимо учитывать теневую защиту — самоэкра-
138
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. II
нирующее свойство оборудования и помещений,
которые расположены вблизи реактора.
Трубопроводы первого контура из-за большой
активности теплоносителя необходимо делать как
можно короче. С этой точки зрения наиболее при-
емлема интегральная компоновка.
С учетом многократного рассеяния первичного
излучения, возникновения вторичного излучения и
активации оборудования расчет защиты представ-
ляет собой сложную оптимизационную задачу [II].
Система управления и защиты реактора (СУЗ)
служит для пуска и останова реактора, поддержа-
ния заданного уровня мощности, перехода на дру-
гой уровень мощности и аварийного останова реак-
тора. Она включает исполнительные органы, при-
воды, систему охлаждения. Органы управления ре-
активностью реактора должны выполнять следую-
щие основные функции: компенсацию запаса реак-
тивности, автоматическое регулирование, аварий-
ную защиту, поддержание неравномерностей энер-
говыделения ниже заданного уровня. В соответст-
вии с этими функциями СУЗ состоит из компенси-
рующей, регулирующей и аварийной систем.
Компенсирующие системы (КС) служат для
компенсации значительных изменений реактивно-
сти, связанных с выгоранием топлива, переходом
от холодного состояния реактора к рабочему. Мо-
жет быть выполнена либо в виде регулирующих
стержней (механическая, например, в РБМК), либо
введением поглотителя в теплоноситель (введение
борной кислоты в первый контур ВВЭР), либо вве-
дением выгорающих поглотителей в твэлы, или в
виде специальных стержней.
Регулирующие стержни (PC) поддерживают
мощность постоянной или изменяют ее по заданию
оператора. Различают стержни ручного (РР) и авто-
матического (АР) регулирования.
Стержни аварийной защиты (АЗ) обеспечива-
ют быстрое прекращение реакции деления (останов
реактора) при возникновении аварийной ситуации.
Механизм воздействия на реактивность систем КС,
PC, АЗ одинаков.
Каждая из этих систем может выполнять и дру-
гие функции, поэтому во многих случаях функции
различных систем объединяются и система стано-
вится универсальной.
В качестве материалов стержней СУЗ исполь-
зуют элементы, хорошо поглощающие нейтроны:
В, Cd, Hf, Ей, Ойит.п.
Использование жидкого поглотителя сущест-
венно уменьшает число механических СУЗ и по-
зволяет избежать искажений нейтронного поля
вблизи вводимых стержней и тем самым умень-
шить неравномерность энерговыделения.
Система перегрузки топлива служит для замены
выгоревшего топлива свежим, перестановки кассет и
извлечения поврежденных. Выполняется либо I
виде специальной разгрузочно-перегрузочной ме-
тины РЗМ (ВВЭР, РБМК), размещаемой в реактор
ном помещении, либо в виде перегрузочной систе-
мы, размещаемой частично в корпусе реакторе!
(РБН) и позволяющей производить перегрузку ба I
разгерметизации корпуса.
Системы контроля и обеспечения безопасна-!
сти. Для обеспечения экономичной и безопасной'
эксплуатации реакторной установки необходима!
точная и оперативная информация о распределении
полей энерговыделения, температуры и других те-1
плофизических и нейтронно-физических парамет-И
ров внутри активной зоны. Эту задачу выполняю!!
системы внутриреакторного контроля, в состав ко-
торых в общем случае входят датчики, линии связи I
электронная измерительная аппаратура, а также
ЭВМ, алгоритмы и программы для обработки полу-
ченной информации. Основные системы внутрире-
акторного контроля:
система контроля нейтронно-физических пара-'
метров (плотности потока нейтронного поля, пе-
риода изменения нейтронного потока, поля энерго-!
выделения по объему реактора и изменения его во
времени и т.п.);
система контроля теплотехнических парамет-
ров (распределения температуры па выходе из топ-
ливных кассет, перепада давления по активной зо-
не, температуры замедлителя в графитовых и тяже-
ловодных реакторах и т.п.);
система контроля механических характеристик
оборудования,
система контроля герметичности оболочек
(КГО) твэлов.
Кроме того, на АЭС проводят диагностику со-
стояния основного теплотехнического оборудова-1
ния реакторной установки, которая служит для оп-
ределения первопричины его ненормальной рабо-
ты, прогнозирования вероятного появления неис-
правностей, а также степени их опасности для даль-
нейшей эксплуатации оборудования.
На АЭС предусматривают как активные, гаки
пассивные защитные системы безопасности,
предназначенные для предотвращения или ограни-
чения повреждений ядерного топлива, оболочек
твэлов, первого контура и предотвращения ядер-
ных аварий.
В комплексе защитных систем должно быть
предусмотрено не менее двух систем отвода тепло-
ты от реактора, основанных на различных принци-
пах действия и обеспечивающих требуемую эффек-
тивность при не зависящем от исходного события
отказе одной из систем. Конструктивное оформле-
ние систем безопасности зависит от типа реактора
и рассматривается в дальнейшем.
§ 2.21
РЕАКТОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
139
2 2.4. ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛООБМЕНА В ЯДЕРНЫХ
РЕАКТОРАХ
Энерговыделение в топливе пропорционально
плотности потока нейтронов (см. (2.1)). Распреде-
ление потока нейтронов зависит от состава и фор-
мы активной зоны и материала отражателя. В одно-
родной активной зоне цилиндрического реактора
распределение подчиняется закону
ч л, г <2,405Л лг
= (27)
где Jq — функция Бесселя нулевого порядка; R,
Н — соответственно радиус и высота активней зо-
ны, м; 5Г, 5г— соответственно эффективная добав-
ка отражателя по радиусу и высоте, м.
Эффективная добавка определяет уменьшение
критических линейных размеров активной зоны при
добавлении отражателя. Для энергетических реак-
торов эффективная добавка мала по сравнению с
линейными размерами и существенно не влияет на
коэффициенты неравномерности энерговыделения
по реактору (отношение максимального энерговы-
деления к среднему): коэффициент неравномерно-
сти энерго выделения по радиусу Кг, по высоте Kz и
по объему Kv = KrKz. Для активной зоны без отра-
жателя Kz = л/2 ~ 1,51, Кг~ 2,32 и Kv ~ 3,64.
Реальная структура активных зон энергетиче-
ских реакторов неоднородна. Это обусловлено же-
ланием уменьшить коэффициенты неравномерно-
сти энерговыделения (повысить среднюю удель-
ную энергонапряженность) и увеличить среднюю
глубину выгорания выгружаемого топлива (сни-
зить топливную составляющую в эксплуатацион-
ных затратах). Коэффициент неравномерности
энерговыделения по высоте энергетических реак-
торов не намного меньше, чем для реактора без от-
ражателя. Коэффициент неравномерности энерго-
выделения по радиусу регламентируется Госатом-
надзором РФ и должен быть не выше 1,35 при ра-
боте на номинальной мощности.
Без учета коэффициента запаса на неточность
изготовления кассет и коэффициента запаса на не-
точность поддержания заданной мощности коэф-
фициент неравномерности энерговыделения по
объему равен 2,30 для ВВЭР-1000 и 2,55 для
РБМК-10000, что значительно меньше, чем для од-
нородной активной зоны.
При теплогидравлических расчетах принимают
целый ряд ограничений:
по температуре — максимальная температура
топлива должна быть не выше температуры плав-
ления; температура оболочки должна быть ниже
допустимой для данного топлива и теплоносителя
(см. табл. 2.2); температура графита в РБМК долж-
на быть не выше допустимой, выше которой начи-
нается его резкое распухание;
не допускается объемное кипение теплоносите-
ля в реакторах типа ВВЭР;
скорость теплоносителя имеет те же ограниче-
ния, что и в традиционной энергетике.
При теплогидравлических расчетах есть не-
сколько отличий от расчетов в обычной энергетике.
Рассчитывая топливный сердечник, учитывают,
что в топливе выделяется 94—97 % всей энергии
(зависит от состава реактора и уточняется в ходе
нейтронно-физического расчета), однако в тепло-
носитель поступает около 100 %, так как около 3—
6 % выделяется в оболочках, кассетах, дистаннио-
нирующих решетках, механических СУЗ и тепло-
носителе. Из сказанного следует, что необходимо
проводить теплогидравлический расчет органов
СУЗ, особенно если они расположены в специаль-
ных каналах (РБМК). В стержнях СУЗ ВВЭР, сде-
ланных из нержавеющей стали с 3 %-ным содержа-
нием бора, средняя плотность энерговыделения со-
ставляет 2—3 МВт/м3. В реакторах РБМК стержни
выполнены в виде трубок, заполненных карбидом
бора В4С, и средняя плотность энерговыделения в
них составляет 5—6 МВт/м3. В реакторах на быст-
рых нейтронах в стержнях из В4С плотность энер-
говыделения достигает 100 МВт/м3. Предельная
температура контакта В4С с оболочкой из нержа-
веющей стали 873 К.
Часть энергии (1,0—1,5 %) выделяется в защите
реактора, что необходимо учитывать при ее проекти-
ровании и предусматривать систему теплоотвода с
учетом реального распределения источников энерго-
выделения, зависящего от спектра излучения.
Основное отличие реакторов от теплогенери-
рующих установок традиционной энергетики —
остаточное энерговыдепение в активной зоне
после останова реактора. При выгорании топлива
накапливаются продукты деления, испытывающие
Р- иу-распад. Количество накопившихся в топливе
радионуклидов зависит от мощности реактора и
времени работы на мощности. В пределе доля
энерговыделения достигает 6,5 % полного энерго-
выделения при делении. После останова реактора
энерговыделение медленно снижается во времени:
Л'(т)/Л'о = 0,065[<0>2 - (т + Г)”°’2],
где Л'о — тепловая мощность реактора перед оста-
новом, Вт; т — время после останова, с; Г — время
работы реактора на мощности Уо перед остановом.
Ниже представлено относительное изменение
мощности, %, в зависимости от времени после ос-
танова т реактора ВВЭР-1000 при длительности его
работы на номинальной мощности в течение 1 года:
т....... 1ч I сут 10 сут 1 мес 6 мес 1 год 10 лет
100 Мт)
— 1,63 0,73 0,35 0,23 0,096 0,067 0,030
/v0
140
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд,?
2.3. РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
ОДНОКОНТУРНЫХ АЭС
2.3.1. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
И ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕАКТОРА РБМК
В начале настоящего параграфа рассматривает-
ся реакторная установка с канальным кипящим ре-
актором РБМК.
Отличительными признаками реактора РБМК
считаются: 1661 технологический канал с топли-
вом и теплоносителем, что допускает поканальную
перегрузку топлива; наличие графитового замедли-
теля, в котором установлены каналы; легководный
кипящий теплоноситель в контуре многократной
принудительной циркуляции с прямой подачей от-
сепарированного пара в турбину.
Достоинствами реакторной установки данного
тина являются отсутствие толстостенного корпуса
и парогенераторов; возможность квазинепрерыв-
ной перегрузки топлива на ходу; пониженное дав-
ление теплоносителя; относительно малый запас
реактивности; аккумулирование теплоты графито-
вой кладкой; потенциально высокая способность
контура работать в условиях естественной цирку-
ляции теплоносителя; возможность регулировать
расход теплоносителя в каждом канале, осуществ-
лять индивидуальный контроль целостности кана-
лов и контролировать параметры теплоносителя в
каждом канале, относительно высокий коэффици-
ент использования мощности; низкое обогащение
топлива.
К недостаткам реакторных установок РБМК
можно отнести большие размеры реактора, раз-
ветвленность системы подвода-отвода теплоноси-
теля, значительное количество конструкционных
материалов в активной зоне реактора, а следова-
тельно, заметный захват нейтронов этими материа-
лами, радиоактивность пара, подаваемого в турби-
ну. Более значимым недостатком являлось изна-
чально завышенное графитоурановое отношение
для активной зоны, достигавшее 120 и обусловли-
вающее максимальное значение коэффициента раз-
множения нейтронов именно в обезвоженной ак-
тивной зоне В рабочем состоянии, когда по кана-
лам активной зоны двигалась пароводяная смесь, а
по каналам системы управления и защиты — вода
автономного контура охлаждения СУЗ, коэффици-
ент размножения уменьшался и реактор работал ус-
тойчиво. Обезвоживание (запаривание) технологи-
ческих каналов или обезвоживание каналов СУЗ
могло приводить к росту коэффициента размноже-
ния, а следовательно, к росту мощности, средств
для компенсации которого было предусмотрено не-
достаточно. Реактор РБМК имел положительный
паровой эффект реактивности. Не была исключена
вероятность образования в активной зоне локаль-
ных критических масс. Быстродействие систем
СУЗ было недостаточным, а введение положите.и
ной реактивности системой СУЗ на начальном эта-1
пе ввода ее стержней в активную зону могло прими
дить к росту мощности. Указанные положительные!
эффекты реактивности не могли быть подавлены1!
отрицательным температурным эффектом, об)-
словленным разогревом топлива [2].
Реакторная установка включает реактор!
РБМК-1000, контур многократной принудительной И
циркуляции (МПЦ) и вспомогательные системы!
(рис. 2.2). Пароводяная смесь (со средним массо-
вым паросодержанием х ~ 15 %) поступает по инди-1
видуальным пароводяным коммуникациям в бара-1
бан-сепаратор (БС), где разделяется на пар и воду. I
Насыщенный пар давлением 7,0 МПа из четы-1
рех БС поступает по восьми паропроводам (дна-1
метром 400 мм) к двум турбинам К-500-65/3000. I
На базе опыта эксплуатации реактора РБМК-1
1000 создан реактор РБМК-1500 при тех же разме-1
рах активной зоны и параметрах теплоносителя. I
Форсирование мощности до 1500 МВт достигнуто
в основном за счет разработки тепловыделяющей
сборки (ТВС) новой конструкции, в которой преду-
смотрены интенсификаторы теплообмена. Вслед-
ствие интенсивного орошения поверхностей нагре-
ва твэлов среднее массовое паросодержание на вы-
ходе было увеличено до 21 % при достаточном за-
пасе до кризиса теплообмена.
Основные характеристики реакторов типа
РБМК приведены в табл. 2.4. Реактор размещен в
бетонной шахте размером 21,6x21,6x25,5 м и со-
стоит из набора вертикальных каналов с топливом
и теплоносителем (рис. 2.3), вставленных в цилин-
дрические отверстия квадратных в плане графито-
вых колонн сечением 25x25 см, верхней и нижней
защитных плит.
Верхняя и нижняя части каналов выполнены из
легированной стали, а центральная труба размером
88x4 мм — из сплава Zr + 2,5 % Nb, имеющего дос-
таточно высокую коррозионную стойкость и меха-
нические свойства, удовлетворяющие требованиям
конструкции.
Предусмотрена возможность дистанционной
замены ТВС технологического канала (ТК) па рабо-
тающем реакторе. В верхней головке канала на
пробке подвешена через штангу кассета с двумя
ТВС. Каждая ТВС состоит из 18 твэлов, длина теп-
ловыделяющей части 3,5 м. Твэл представляет со-
бой трубку диаметром 13,5x0,9 мм из циркониево-
го сплава с таблетками из диоксида урана. Регули-
рование расхода воды через каналы производится в
соответствии с изменением мощности ТК регули-
рующими клапанами, установленными на подводя-
щих трубопроводах.
Теплота, выделяющаяся в кладке, отводится те-
плоносителем.
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ОДНОКОНТУРНЫХ АЭС
141
Рис. 2.2 Принципиальная схема контура МПЦ реактора РБМК-1000 со вспомогательными системами
(на одну сторону реактора):
I — реактор; 2 — барабан-сепаратор (2 шт., диаметр 2300 мм); 3 — всасывающий коллектор диаметр 900 мм;
4 — главный циркуляционный насос (ГЦН) (4 шт., р - 1,6 МПа), 5 — напорный коллектор диаметр 900 мм;
6— распределительный групповой коллектор (22 шт., диаметр 300 мм); / — система охлаждения боковой защи-
ты отражателя и стержней СУЗ; // — система очистки гелия; III — система продувки и расхолаживания; IV —
система аварийного охлаждения реактора (CAOP); V — система уплотнения ГЦН
Таблица 2.4. Основные характеристики реакторных установок типа РБМК
Характеристика РБМК-1000 РБМК-1500
Мощность, МВт:
электрическая 1000 (2x500) 1500(2x750)
тепловая 3200 4800
КПД брутто, % 31,3 31,3
Расход воды, циркулирующей в активной зоне, 10 3 кг/с 10,4 8,9
Первоначальная загрузка урана, т 192 189
Проектное обогащение топлива в стационарном режиме пере- грузок, % 2,0 2,0
Средняя глубина выгорания топлива в стационарном режиме, МВт-сут/кг U 20 20
Средняя удельная энергонапряженность активной зоны, MBt/mj 4,2 6,3
Средняя удельная энергонапряженность топлива, кВт/кг 16,7 25,4
Средняя плотность теплового потока, МВт/м2 0,35 0,53
Активная зона:
высота, м 7,0 7,0
диаметр, м 11,8 11,8
Число топливных каналов 1661 1661
Число каналов СУЗ 211 211
Число твэлов в канале 18 18
Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщина), мм 13,5/0,9 13,5/0,9
Давление в барабане-сепараторе, МПа Параметры пара перед турбиной: 7,0 7,0
давление, МПа 6,5 6,5
температура, °C 280 280
142
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. ?
Окончание табл. 2.1
Характеристика РБМК-1000 РБМК-1500
Барабан-сепаратор
число 4,0 4.0
диаметр, м 2,3 2,6
длина, м 30,07 30,07
Рис. 2.3. ТВС реактора РБМК-1000:
несущий стержень; 2 твэл; 3 хвостовик; 4 — переходник; 5 — штифт; б — подвеска; 7 — втулка;
8 — дистанционирующая решетка; 9 — концевая решетка; 10 — наконечник; II — гайка; 12 — труба каркаса;
13 — ячейки дистан ционирую щей решетки
! 2.3)
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ОДНОКОНТУРНЫХ АЭС
143
Для снижения термического сопротивления и
предотвращения окисления графита полость клад-
ки заполнена медленно циркулирующей смесью ге-
лия и азота, которая служит одновременно и для
контроля целостности каналов.
На каждую половину реактора установлено по
два барабана-сепаратора, объединенных перемыч-
ками по водяному и паровому объемам.
Система управления и защиты реактора осно-
вана на перемещении (под действием гравитации и
независимых электроприводов) твердых стержней-
поглотителей в специально выделенных каналах,
охлаждаемых водой автономного контура.
В реакторе предусмотрены следующие основ-
ные системы контроля и управления: 1) физического
контроля поля энерговыделения по радиусу и высоте
с помощью датчиков прямой зарядки; 2) управления
и защиты реактора; 3) пускового контроля (реакти-
метры, пусковые выемные камеры); 4) контроля рас-
хода воды по всем каналам специальными шарико-
выми расходомерами; 5) контроля целостности труб
каналов (КЦТК) по влажности и по температуре
газа, заполняющего полость графитовой кладки;
6) контроля герметичности оболочек гвэлов.
Вся информация поступает в информационно-
управляющую ЭВМ и выдается оператору в удоб-
ном для него виде.
Автоматическое отключение реактора происхо-
дит в следующих случаях: 1) общего обесточивания
собственных нужд; 2) превышения скорости роста
или заданного уровня мощности; 3) отключения
стопорными клапанами обоих турбогенераторов;
4) сокращения более чем в 2 раза подачи питатель-
ной воды; 5) отключения двух ГЦН в контуре охла-
ждения; 6) выхода давления или уровня в сепарато-
рах контура МПЦ за предельно допустимые значе-
ния; 7) большой течи контура МПЦ.
В остальных случаях частичных отказов обору-
дования предусмотрено лишь автоматическое кон-
тролируемое быстрое снижение мощности реакто-
ра (со скоростью до 4 %/с) до уровня, соответст-
вующего мощности оставшегося в работе оборудо-
вания.
При отключении турбогенераторов от сети
мощность снижается до уровня, обеспечивающего
питание собственных нужд блока.
2.3.2. ВОПРОСЫ БЕЗОПАСНОСТИ РЕАКТОРА
РБМК
Авария па Чернобыльской АЭС, имевшая реак-
тивностный характер, привела к пересмотру мно-
гих аспектов надежности и безопасности реактор-
ной установки РБМК, был выполнен значительный
объем работ по их повышению для работающих
энергоблоков. Это относится как к совершенство-
ванию физических свойств активной зоны реакто-
ра, так и к изменению системы блокировок и защит,
модернизации системы СУЗ и увеличению быстро-
действия ее элементов, совершенствованию конст-
рукции твэлов и ПЗС, восстановлению геометрии
отверстий для каналов в колоннах графитового за-
медлителя, реконструкции некоторых технологи-
ческих систем реактора, увеличению надежности
работы защиты реактора как по скорости роста
мощности, так и по прекращению его работы
Выше отмечалось, что определяющим недос-
татком реактора РБМК являлось завышенное атом-
ное отношение ядер углерода к ядрам урана, дости-
гавшее 120. Для новой модификации реактора
РБМК, сооружаемого па V энергоблоке Курской
АЭС, количество замедлителя в объеме активной
зоны значительно уменьшено (квадратные в плане
колонны графитовой кладки заменены восьмигран-
ными колоннами). Это обусловило получение от-
рицательного парового коэффициента реактивно-
сти, а следовательно, исключило возможность раз-
гона реактора при обезвоживании активной зоны
Реактор РБМК имел недостаточный запас опе-
ративной реактивности и положительный паровой
эффект реактивности. Для уменьшения этого эф-
235
фекта обогащение топлива по U было увеличе-
но с 2 до 2,4 %; кроме того, в активную зону были
установлены вместо ТВС 80 каналов с дополни-
тельными поглотителями [2]. Ведется эксплуата-
ция ТВС с уран-эрбиевым топливом и топливом с
измененной (введением центрального отверстия)
геометрией таблеток, заменой стальных дистан-
ционирующих решеток циркониевыми [41, 51].
Оперативный запас реактивности для номинально-
го режима работы реактора был доведен до 48 эф-
фективных стержней СУЗ, а минимальный запас
реактивности — до 30 стержней. Увеличение запа-
са реактивности, кроме всего прочего, достигалось
и некоторым снижением выгорания топлива Па-
ровой коэффициент реактивности был уменьшен с
(4—5)Р до (0,5—О,7)|3 (где [3 — доля запаздываю-
щих нейтронов), тем самым была исключена воз-
можность неконтролируемого роста мощности ре-
актора. Была дополнительно внедрена быстродей-
ствующая аварийная защита с полным вводом
стержней этой защиты в активную зону за 2,5 с.
Стержни существующей аварийной защиты были
модернизированы, и время их погружения в актив-
ную зону сокращено с 18 до 12 с. Число исполни-
тельных стержней защиты было увеличено. Кроме
того, были введены защиты по снижению расхода
в контуре многократной принудительной циркуля-
ции и защиты по снижению давления и расхода в
контуре охлаждения СУЗ. Реконструкция парога-
зовой системы энергоблоков исключила возмож-
ность разрушения реактора в результате разрыва
технологических каналов. Был введен регламент
усиленного контроля металла контура МПЦ и
144
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. § 2
модернизирован ряд элементов технологических
систем, включая арматуру на напоре и всасе ГЦН,
элементы ГЦН и их напорных и всасывающих пат-
рубков, все запорно-регулирующие клапаны, что
снизило вероятность отказов на линиях подачи те-
плоносителя в активную зону. Были модернизиро-
ваны дренажные системы, установлены фильтры и
сужающие устройства на входе в раздающие кол-
лекторы контура МПЦ.
Все эти мероприятия кардинально повысили
надежность и безопасность работы действующих
реакторов РБМК.
К особенностям канальных реакторов, облег-
чающим обеспечение безопасности при разрывах
контура, относятся ограничение масштабов утечек
теплоносителя при разрывах труб вследствие
уменьшения их диаметра при увеличении числа
петель охлаждения; использование питательной
воды и питательных насосов в качестве независи-
мого источника аварийного охлаждения активной
зоны при разрывах контура; поканальный кон-
троль запасов до кризиса, герметичности оболочек
твэлов и целости технологических каналов; извле-
чение и замена на ходу топливных сборок, поте-
рявших герметичность [2].
В целях обеспечения безопасной работы реакто-
ра предусмотрены системы и средства заглушения
цепной реакции, управления полем нейтронов, ох-
лаждения активной зоны при отказах отдельных
систем и узлов. Системы управления, контроля, сиг-
нализации, защит, блокировок и автоматического
регулирования обеспечивают выполнение этих ус-
ловий в результате соответствующего выбора схем
и параметров оборудования и управляющих воздей-
ствий, а также резервирования каналов этих систем.
Наиболее специфичны проблемы и средства
обеспечения безопасности при разгерметизации
контура охлаждения реактора (аварии с потерей те-
плоносителя), в том числе при максимальной про-
ектной аварии (МПА) — разрыве напорного коллек-
тора. Разрывы труб малого диаметра 50 и 70 мм для
поканального подвода и отвода теплоносителя или
грубы канала диаметром 80 мм приводят к сравни-
тельно малому истечению теплоносителя (до
30 кг/с) и компенсируются системами регулирова-
ния и резервами основного оборудования блока.
Топливная сборка поврежденного канала охлаж-
дается прямотоком или противотоком, причем пря-
моток заведомо больше номинального расхода, про-
тивоток может быть и больше, и меньше номинала
(при частичном разрыве).
Поврежденный канал обнаруживается систе-
мой контроля целостности технологических кана-
лов, при этом реактор аварийно останавливают и
расхолаживают для ремонта или замены канала.
При нарушении герметичности оболочек твэ-
лов поврежденного канала радиоактивные продук-
ты не выбрасываются в окружающую среду, а
падают в локализующие устройства.
Наиболее опасны разрывы больших трубопр!
водов контура между насосами и активной зоноч
так как при этом может сразу прекратиться пода-i
воды в большую группу каналов. Поэтому нуж.
подача охлаждающей воды в каналы из независ
мого источника — системы аварийного охлажд!
иия реактора (САОР) (рис. 2.4). САОР состоит ми
двух независимых баллонных подсистем кратка
временного действия (около 3 мин), подключенные
через быстродействующие клапаны к коллектора»
этой системы, из которых вода поступает в разды
точные групповые коллекторы. Кроме того, в кол )
лекторы САОР поступает вода и от питательные
насосов.
Быстродействующие клапаны открывают
при превышении давления в помещениях и паде-,
нии уровня в сепараторах или перепаде давлении!
между напорным коллектором и сепаратором. По-
сле опорожнения баллонов САОР до допустимого^
уровня включаются насосы САОР, подающие в ак-
тивную зону воду из бакового хозяйства АЭС с рас-1
ходом примерно 140 кг/с или в дальнейшем из ло-
кализующего устройства.
Другой важный аспект безопасности АЭС —
обеспечение сохранности строительных конструк-1
ций здания и локализации выбросов активного теп-
лоносителя при разрывах трубопроводов. Трубо-1
проводы большого диаметра и оборудование кон-1
тура циркуляции канальных реакторов размещают-
ся в прочных боксах, рассчитанных на избыточное I
давление, которое установится в них при разрыве
самого крупного трубопровода (0,1—0,3 МПа). Из I
прочных боксов парогазовая смесь через специаль-
ные клапаны сбрасывается в локализующее уст-1
ройство барботажно-конденсационного типа, обо-
рудованное теплообменными и спринклерными ус-
тановками и обеспечивающее прием, конденсацию
и выдержку образующейся при аварии парогазовой
смеси. Общий объем этих помещений 15 тыс. м .
Барботер-конденсатор имеет 776 труб диаметром
400 мм в верхней и 280 мм в нижней части.
2.3.3. РАЗВИТИЕ КОНСТРУКЦИИ
УРАН-ГРАФИТОВОГО КИПЯЩЕГО РЕАКТОРА
Причины аварии на Чернобыльской АЭС были
обусловлены не физической сущностью уран-гра-
фитового реактора, поэтому в перспективе возмож-
на замена реакторов типа РБМК уран-графитовыми
реакторами нового поколения [55, 73].
Из проектов таких реакторов заслуживает вни-
мания многопетлевой уран-графитовый реактор ти-
па МКЭР-800 (рис. 2.5), который, сохраняя поло-
жительные качества РБМК, в полной мере реализу-
ет свойства внутренней безопасности, присущие
§2.3]
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ОДНОКОНТУРНЫХ АЭС
145
Рис. 2.4. Система аварийного охлаждении реактора РБМК-1000:
/ — реактор; 2 —барабан-сепаратор; 3 — ГЦН; 4 — регулятор питания; 5 — питательный насос; 6 — стопор-
ный клапан; 7 — турбогенератор; 8 — бак с водой; 9 — насосы САОР; 10 — гидроаккумулирующий узел
САОР; 11 — быстродействующий клапан САОР; 12 — напорный коллектор; 13 — раздаточный коллектор;
14 — коллектор САОР; 15 — ограничитель течи
уран-графиговому реактору, и соответствует по
критериям безопасности современным требова-
ниям, установленным для реакторов повышенной
безопасности.
Активная зона реактора МКЭР-800 содержит
1580 ТВС, загруженных 140,6 т UO2. Давление теп-
лоносителя составляет 7,2 МПа, температура теп-
лоносителя на входе в активную зону 268 °C, на вы-
ходе — 285 °C.
Реактор МКЭР-800 с помощью средств безо-
пасности может быть автоматически переведен в
безопасное состояние при любых отклонениях па-
раметров и любых эксплуатационных состояниях.
Реактор оснащен двумя независимыми системами
останова (стержневой и жидкостной), каждая из ко-
торых способна перевести его из любого рабочего
режима в подкритическое состояние.
Нейтронно-физические характеристики актив-
ной зоны во всем диапазоне рабочих режимов обес-
печивают безопасность и надежность:
отрицательные паровой и мощностный коэф-
фициенты реактивности делают невозможным раз-
гон реактора при скачке мощности и уменьшении
расхода теплоносителя, т.е. полностью исключают
аварию, подобную аварии на Чернобыльской АЭС;
паровой эффект реактивности обусловливает
снижение мощности реактора на начальных фазах
аварийного процесса, связанного с потерей тепло-
носителя, даже в случае блокировки аварийной за-
щиты;
минимальное значение парового коэффициента
реактивности обеспечивает непревышение экс-
плуатационных пределов повреждения твэлов при
авариях, связанных с увеличением реактивности
вследствие роста давления в контуре или падения
температуры питательной воды.
Для надежного охлаждения активной зоны при
авариях с отказами оборудования и в условиях дли-
тельного полного обесточивания реактор оснащен
пассивной системой, способной охлаждать реак-
торную установку свыше 12 ч без подвода электро-
питания.
При разрыве контура циркуляции аварийное
охлаждение осуществляется подачей питательной
воды; при потере ее предусмотрена гидробаллон-
ная система охлаждения, которая подает воду толь-
ко в негерметичную петлю.
Система аварийного сброса пара обеспечивает
целостность реактора при одновременном разрыве
канальных труб примерно в 100 технологических
каналах, т.е. во всех каналах одной циркуляцион-
ной петли.
146
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
Рис. 2.5. Реакторная установка МКЭР-800:
7 — бассейн-барботер; 2 — контейнмент; 3 — бассейн-охладитель; 4 — система пассивного расхолажива>
5 — предохранительный клапан; 6 — разгрузочно-загрузочная машина; 7 — паропровод; 8 — сепаратор п
9 — опускной трубопровод; 10 — паросброс аварийный; II — пароводяные коммуникации; 72 — обратный
пан; 13 — инжектор; 14 — реакюр; 15 — водяные коммуникации; 16 — трубопровод продувки
<ие крупногабаритного оборудования и
эв большого диаметра позволяет раз-
борудование реакторной установки в
ючке приемлемых размеров, которая
рассчитана на внутреннее избыточное давлег
0,25 МПа. Реакторная установка МКЭР-800 расе
тана на землетрясение интенсивностью 8 баллов
шкале Рихтера.
5 2 2j
РЕАКТОРЫ. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ
147
2.3.4. КОРПУСНЫЕ КИПЯЩИЕ ВОДО-ВОДЯНЫЕ
РЕАКТОРЫ
Корпусные кипящие водо-водяные реакторы
(BWR — Boiling Water Reactor) по типу уран-вод-
ной решетки, конструкции и материалам активной
зоны принципиально не отличаются от не кипя-
щих водо-водяных реакторов (ВВЭР или PWR).
Отличия заключаются в значительном паросодер-
жании теплоносителя в объеме активной зоны и
наличии в корпусе реактора блока паросепараци-
онных устройств. Данные реакторы могут рабо-
тать как в режиме естественной, так и в режиме
принудительной циркуляции теплоносителя и, как
правило, в прямом цикле — с подачей пара непо-
средственно в турбину.
Допустимое среднее истинное объемное паро-
содержание ф в активной зоне корпусного кипя-
щего реактора для сохранения устойчивости его ра-
боты, должно быть не выше 40 %. Кипящий кор-
пусной реактор обладает некоторым избытком (по
сравнению с ВВЭР) органов компенсации избыточ-
ной реактивности (доля объема активной зоны, за-
нимаемого компенсирующими и регулирующими
стержнями, в кипящем реакторе составляет при-
мерно 15 %, а в реакторе ВВЭР — около 7 %) Этот
избыток объясняется тем, что компенсация избы-
точной реактивности в кипящих реакторах выпол-
няется исключительно с помощью стержневых по-
глотителей в отличие от ВВЭР, где применяется
борное регулирование. Бор достаточно хорошо
растворятся в паре, поэтому борное регулирование
при работе кипящего реактора использоваться не
может. Спектр нейтронов в активной зоне корпус-
ного кипящего реактора из-за наличия в ней пара
несколько более жесткий, чем у ВВЭР. Это обу-
словливает некоторое увеличение наработки плу-
тония в тепловыделяющих сборках кипящих рас-
творов по сравнению с ВВЭР. Обогащение топлива,
загружаемого в активную зону кипящих реакторов,
равно 2,5—3,0 %, тогда как для ВВЭР (PWR) оно
составляет от 3 до 4,9 %.
Корпусные кипящие реакторы не получили рас-
пространения в отечественной ядерной энергетике;
опыт их сооружения ограничился пуском в 1965 г.
опытно-промышленного кипящего корпусного реак-
тора ВК-50 тепловой мощностью 140 МВт и элек-
трической мощностью 50 МВт. Диаметр активной
зоны реактора 1,8 м, высота 2,0 м. Активная зона на-
брана из 85 ТВС, каждая из которых содержит
126 твэлов диаметром 10,2 мм Обогащение топлива
2,0 %. Реактор генерирует 220 т пара в 1 ч при давле-
нии до 10 МПа- Существуют разработки более мощ-
ных отечественных корпусных кипящих реакторов.
В странах мирового сообщества корпусные ки-
пящие реакторы применяются достаточно широко:
так, в США действуют 35 энергоблоков с реактором
BWR, в Японии — 29 энергоблоков, в Швеции — 8
энергоблоков. Единичная мощность действующих
реакторов BWR достигает 1356 МВт [72].
На рис. 2.6 показана характерная схема корпус-
ного кипящего реактора BWR (фирмы General Elec-
tric) электрической мощностью 1220 МВт с прину-
дительной циркуляцией теплоносителя с помощью
встроенных в корпус струйных насосов. Активная
зона реактора состоит из ТВС квадратного в плане
сечения, каждая из которых кроме твэлов содержит
трубки с водой для выравнивания энерговыделения.
Органы СУЗ выполнены крестообразными; распо-
ложены в межкассетных зазорах (рис. 2.7) и вводят-
ся в активную зону снизу. Реактор оборудован бло-
ком осевых центробежных сепараторов пара и бло-
ком жалюзийных сепараторов. Центробежные сепа-
раторы служат для первичного разделения парово-
дяной смеси, а жалюзийные — для осушки отсепа-
рированного пара [13J.
Наиболее характерные параметры действую-
щих реакторов BWR приведены в табл. 2.5.
Совершенствование реакторов BWR направле-
но на увеличение их безопасности, упрощение экс-
плуатации и технического обслуживания. Так, в ре-
акторе BWR-90 применены встроенные в корпус
циркуляционные насосы и приводы СУЗ с плавным
перемещением. Система безопасности реактора
разделена на четыре автономные независимые сис-
темы и дублирована.
Системы BWR-90 отвечают современным тре-
бованиям безопасности, из которых наиболее важ-
ные касаются конструкции защитной оболочки,
рассчитанной на воздействия, сопутствующие тя-
желой аварии (включая плавление активной зоны).
Оболочка облицована сталью и заполнена азотом.
Газ из оболочки сбрасывают через систему фильт-
ров. В нижней части шахты реактора BWR-90 пре-
дусмотрен водяной бассейн вместимостью 500 м3
для удержания расплава топлива при плавлении ак-
тивной зоны.
Реактор BWR-90 может быть заглушен тремя
независимыми способами: гидравлическим вводом
стержней СУЗ, вводом стержней СУЗ индивидуаль-
ными электродвигателями, а также интенсивной
подачей борированной воды в объем активной зо-
ны [91].
В основу проектов корпусных кипящих реакто-
ров ABWR II SBWR положена уже апробированная
технология BWR. Были приняты проектные реше-
ния, относящиеся как к конструкции корпуса реак-
тора и его защитной оболочки, так и к САОР систе-
мам, контроля и управления, циркуляции теплоно-
сителя. Если в реакторе ABWR [88] используют
традиционную для мощных кипящих реакторов
принудительную циркуляцию теплоносителя с по-
мощью встроенных в корпус насосов, то в реакторе
SBWR применяют естественную циркуляцию. Над
148
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд
Рис. 2.6. Схема реактора BWR:
1 — циркуляционный насос; 2 — активная зона; 3 — контур принудительной циркуляции; 4 — центробежный
сепараторы; 5 — жалюзийные сепараторы; 6 — паропровод к турбине; 7 — питательный трубопровод; 1
8 — струйный насос; 9, // — запорный клапан; 10 — регулирующий клапан
Таблица 2.5. Характеристики действующих реакторов BVVR
Характеристика АЭС (страна)
Гранд-ГАЛФ-1 (США) Касивадзаки-Карива-6 (Япония)
Мощность брутто, МВт 1306 1356
Диаметр активной зоны, м 4,80 5,16
Высота активной зоны, м 3,81 3,71
Топливо ио2 ио2
Обогащение топлива первой загрузки, % 235U 1,71 2,6
O6oi ащение топлива при перегрузке, % 235U 2,81 3,5
Число ТВС 800 872
Число твэлов в ТВС 62 60
Диаметр твэла, мм 12,27 12,30
Высота твэла, мм 3810 4066
Материал оболочки твэла Zr-2 Zr-2
Глубина выгорания топлива, МВт • сут/кг U 28,0 39,5
Давление теплоносителя (замедлителя), МПа 71,7 71,7
Температура на входе в активную зону, °C 278 216
Температура на выходе из активной зоны, °C 288 287
Год ввода в эксплуатацию 1984 1996
активной зоной реактора расположен тяговый уча-
сток значительной (около 10 м) высоты, обеспечи-
вающий необходимую кратность циркуляции теп-
лоносителя, а при разгерметизации контура — у
личение временного промежутка до обезвожи
ния активной зоны.
5 24]
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС
149
Таблица 2.6. Проектные характеристики усовершенствованных реакторов BVVR
Характеристика BWR-90 (ABB Atom) ABWR-1356 (GE) SBWR (GE)
Установленная мощность, МВт:
тепловая 3800 3926 1800
электрическая нетто 1374 1356 (брутто) 600
Размеры корпуса реактора (высота/внутренний диаметр), м — 21,0/7,1 23,0/6,3
Проектный срок службы, годы 60 60 60
Число ТВС 700 873 732
Число твэлов в ТВС 63 64 —
Вид топлива UO2 uo2 uo2
Линейная мощность твэла (средняя), В г/см — 196 162(140)
Масса топлива в активной зоне, т 126 — 62
Удельная энергонапряженнос гь активной зоны, кВт/л 52 51 41,5
Глубина выгорания топлива, МВт • сут/кг U — 38,0 38,0
Давление в корпусе реактора, МПа 7,0 7,3 7,2
Температура теплоносителя (вход/выход), °C 215/286 216/289 —/286
Вероятность повреждения активной зоны, 1/реакторо • год — 1 • 10'5 Менее 1 • IO6
Средняя коллективная доза облучения персона- ла, чел • Зв/год 0,5 0,5 Менее 1
Рис. 2.7. Модуль активной зоны реактора BWR
из четырех ТВС и стержня СУЗ:
/ — твэл; 2 — трубка с водой; 3 — стержень крепле-
ния; 4 — стержень СУЗ
Проектные характеристики усовершенствован-
ных реакторов BWR приведены в табл. 2.6. Как сле-
дует из данных табл. 2.6, параметры реакторов
BWR-90, ABWR и SBWR близки (за исключением
мощности SBWR, равной 600 МВт), однако удель-
ная энергонапряженносгь активной зоны SBWR за-
метно ниже, чем у BWR-90 и ABWR (при достаточ-
но большой глубине выгорания топлива), что повы-
шает безопасность работы реактора, а вероятность
повреждения активной зоны у SBWR примерно на
порядок ниже, чем у ABWR [94].
В проекте реактора SBWR около 60 % систем
подобны системам реактора ABWR, однако неко-
торые системы упрощены. В САОР реактора
SBWR не входят насосы и дизель-генераторы, а за-
паса воды во внешнем верхнем бассейне (вне за-
щитной оболочки) достаточно на 72 ч работы в ава-
рийном режиме.
2.4. РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС
2.4.1. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РЕАКТОРОВ
ТИПА ВВЭР
В реакторную установку двухконтурной АЭС
входят реактор, парогенераторы, циркуляционные
трубопроводы с главными запорными задвижками
(или без них), главные циркуляционные насосы.
К реакторной установке относятся также систе-
мы, важные для безопасности: компенсации давле-
ния, аварийные, дренажные, очистки воды первого
контура. Т ехнологическая схема реакторной уста-
новки с водо-водяным реактором ВВЭР-440 изо-
бражена на рис. 2.8.
Реакторы типа ВВЭР используют легкую воду
в качестве замедлителя и теплоносителя. Особен-
150
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. ?|
Рис. 2.8. Технологическая схема реакторной установки с водо-водяным реактором (применительно
к ВВЭР-440):
/ — система поддержания давления в первом контуре; II — система непрерывной очистки и расхолаживания1
1 — парогенератор; 2 — барботер; 3 — компенсатор давления; 4 — регулирующий клапан; 5 — реактор;
6 — ионитный фильтр; 7 — катионитный фильтр; 8 — главная запорная задвижка; 9 — главный циркуляцией]
ный насос; ТРП — теплообменники расхолаживания и разогрева петель; ПВ — питательная вода; НУЗ — наем
сы уплотнения главной запорной задвижки; КВ ГЦН — коллектор воздушников главного циркуляционного
насоса; НЧК — насосы чистого конденсата; ВВД — воздушники высокого давления; РТП — регенеративный
теплообменник продувки; ДО — доохладитель продувки; А — азот; С — сдувка газов; ПК — предохранитель-
ные клапаны; ЭН — электронагреватели
ность водо-водяных реакторов — тесное располо-
жение твэлов в уран-водной решетке. Типичное
значение отношения объемов воды и топлива рав-
но примерно двум, что в сочетании с хорошими те-
плофизическими свойствами воды обеспечивает
высокие удельные энерговыделения в активной зо-
не и возможность использовать изготовленный в
заводских условиях корпус, работающий под дав-
лением 12—16 МПа. В современных реакторах
ВВЭР используется борное регулирование.
Тесные топливные решетки обеспечивают от-
238
носительно большую долю делений U на быст-
рых нейтронах. Компактная структура активной зо-
ны с минимальным количеством конструкционных
материалов позволяет достичь сравнительно хоро-
шего использования тепловых нейтронов.
Спектр нейтронов в используемых тесных ре-
шетках сравнительно жесткий, существенное зна
чение приобретают процессы деления и поглоиЛ
ния в надтепловой области энергий. Водо-водяные
реакторы характеризуются большими отрицатель-1
ными значениями температурного и мощностт-\
го эффектов реактивности в процессах разогрева и
вывода на мощность. Поэтому реакторы типа
ВВЭР обладают динамической устойчивостью.
Большое отрицательное значение температур-
ного коэффициента реактивности и периодическая
перегрузка топлива приводят к тому, что реактор
в холодном состоянии в начале кампании имеет
существенную избыточную реактивность (около
20 %). Для компенсации этой реактивности наряду
с борным регулированием используются и органы
СУЗ. Загрузка реактора обычно в 30—40 раз превы-
шает критическую массу.
§ 2 4]
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС
151
При нарушениях однородности решетки (водя-
ные зазоры между кассетами, трубки, заполненные
водой, и т.п.) наблюдаются всплески потока тепло-
вых нейтронов, что приводит к деформации поля
энерговыделения. Поэтому в ВВЭР зазоры между
кассетами обычно не превышают 3 мм.
2.4.2. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
И КОНСТРУКЦИЯ ВВЭР
Первым отечественным промышленным ВВЭР
был реактор I блока Нововоронежской АЭС
(НВАЭС) электрической мощностью 210 МВт
(ВВЭР-210), введенный в эксплуатацию в 1964 г.
Следующая качественная ступень (второе по-
коление) развития ВВЭР — установка ВВЭР-440.
Она положена в основу первой крупной серии
АЭС, поскольку экономические показатели сдела-
ли эти станции конкурентоспособными со станция-
ми на органическом топливе.
Эти реакторы применяются и в ряде зарубеж-
ных стран.
Третье поколение представлено реакторами
ВВЭР-1000. Продольный разрез реактора ВВЭР-
1000 изображен на рис. 2.9. Основные характери-
стики ВВЭР приведены в табл. 2.7.
Одним из ответственных узлов реактора типа
ВВЭР является корпус. Металл корпуса находится
в условиях интенсивного нейтронного облучения в
течение всего срока службы, который составляет
30 лет. При этом должна быть обеспечена высокая
прочность металла при достаточном уровне пла-
стичности и хорошая коррозионная стойкость. В
современных конструкциях предусматривается
возможность периодического контроля металла
корпуса с использованием неразрушающих мето-
дов. Для изготовления корпусов реакторов ВВЭР-
440 используется сталь марки 48ТС-3, для корпу-
сов реакторов ВВЭР-1000 освоена марка перлит-
ной стали 15Х2НМФА. Днище корпуса имеет вид
полусферы. Крышки, как правило, делают либо по-
лусферическими, либо эллиптическими. Уплотне-
ние между цилиндрической частью корпуса и
крышкой осуществляется с помощью прокладок,
зажимаемых шпильками. Внутри корпуса установ-
лена цилиндрическая обечайка (шахта реактора),
которая служит для размещения в ней активной зо-
ны и организации потока теплоносителя. Активная
зона представляет собой группы твэлов, которые
объединяются в ТВС.
В качестве основного конструкционного мате-
риала активной зоны использован сплав циркония,
содержащий 1 % ниобия, что позволило обеспечить
как хороший баланс нейтронов и достаточно высо-
кие параметры теплоносителя, так и удовлетвори-
тельную термодинамическую эффективность теп-
лосилового цикла.
Первая загрузка реактора содержит топливо
(диоксид урана) различного обогащения. Топливо с
обогащением 4,4 % загружается в периферийную
часть активной зоны, а с обогащением 2,5 % — в
центральную часть зоны. При частичных перегруз-
ках выгоревшее топливо выгружается из централь-
ной части, свежее топливо загружается в перифе-
рийную зону. Такой режим перегрузки топлива
принят для всех реакторов ВВЭР.
Компенсация избыточной реактивности в об-
щем случае осуществляется подачей борной кисло-
ты в теплоноситель (борное регулирование), меха-
ническими органами СУЗ и выгорающим поглоти-
телем Основное преимущество борного регулиро-
вания — существенное уменьшение неравномерно-
сти энерговыделения по объему активной зоны. С
помощью этого способа производится компенса-
ция медленных эффектов реактивности: выгорание
топлива, стационарное отравление ксеноном и са-
марием, расхолаживание активной зоны. Для ком-
пенсации быстрых изменений реактивности ис-
пользуются механические органы СУЗ.
В настоящее время применяются регулирую-
щие органы в виде пучков тонких поглощающих
стержней, размещенных в центральных ТВС.
Стержни вводятся в специальные направляющие
трубки. Такие регуляторы получили название кла-
стеры, а само регулирование — кластерное.
2.4.3. СИСТЕМА ПОДДЕРЖАНИЯ ДАВЛЕНИЯ
В ПЕРВОМ КОНТУРЕ
Система компенсации давления предназначена
для создания давления при пуске, поддержания по-
стоянного давления в первом контуре, необходимого
при нормальной эксплуатации реактора, и ограниче-
ния его отклонений, вызываемых изменениями тем-
пературного режима контура охлаждения. Принци-
пиальная схема системы поддержания давления в
первом контуре АЭС с реактором ВВЭР-440 пред-
ставлена на рис. 2.8.
«Паровая подушка» в компенсаторе давления
держит под рабочим давлением всю реакторную
установку. Для поддержания среды в компенсаторе
давления на линии насыщения используются на-
греватели, размещенные в нижней части компенса-
тора давления. Часть нагревателей находится по-
стоянно в работе для возмещения тепловых потерь,
остальные включаются по команде регулятора дав-
ления.
Для конденсации пара в компенсаторе приме-
няется впрыск теплоносителя из «холодных» ниток
первого контура реактора. При изменении нагрузки
реактора в его контуре охлаждения изменяется
средняя температура, а вследствие этого изменяет-
ся объем теплоносителя. Изменения объема вос-
принимаются компенсатором давления.
152
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 2
Рис. 2.9. Продольный разрез водо-водиного реактора электрической мощностью 1000 МВт (ВВЭР-1000):
1 — канал ионизационной камеры; 2 — машина осмотра корпуса; 3 — нижняя секция теплоизоляции; 4 — кор-
пус реактора; 5 — верхняя секция теплоизоляции; 6— металлоконструкция радиационно-тепловой защиты; 7 —
анкерные связи опорной фермы; 8 — опорная ферма; 9 — опорное кольцо корпуса, 10 — теплоизоляция зоны
патрубков; 11 — шпонка упорного кольца; 12 — упорное кольцо; 13 — сильфон; 14 -— теплоизоляция; 15 —
каркас; 16 — траверса; 17 — привод СУЗ; 18 — крышка; 19 — шпилька; 20 — верхняя плита; 21 — защитная
труба; 22 — нижняя плита блока защитных труб; 23 — тепловыделяющая сборка; 24 — выгородка; 25 — шахта
реактора с днищем
§ 2.4]
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС
153
Таблица 2.7. Основные характеристики серийных реакторов типа ВВЭР
Характеристика ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Мощность, МВт'
электрическая 440 (2x220) 1000(1x1000)
тепловая 1375 3000
КПД брутто, % 32,0 33,0
Расход воды через реактор, 10 м /ч 40,5 84,0
Число петель главного реакторного контура (число парогенераторов) 6 4
Первоначальная загрузка урана (в пересчете на металлический), т 42 66
Среднее обогащение первой загрузки, % 2,5 2,5/3,0*
Максимальное проектное обогащение топлива в стационарном режиме пе- 3,6 3,6/4,4*
регрузок, %
Средняя глубина выгорания топлива в стационарном режиме, МВт сут/кг U 28,6 28/40*
Средняя удельная энергонапряженность активной зоны, МВт/м 83 111
Средняя удельная энергонапряженность топлива, кВт/кг 33 45,5
Средняя плотность теплового потока, МВт/м 0,378 0,545
Давление теплоносителя на выходе из активной зоны, МПа 12,25 15,7
Температура воды на входе (выходе) в реактор (из реактора), °C 269 (299) 289,7 (320)
Подогрев в реакторе, °C 30,0 30,3
Скорость воды, м/с:
в главных трубопроводах 9,6 9,3
во входных патрубках 9,6 9,3
в активной зоне 3,5 5,3
Диаметр и высота корпуса, м 3,84x11,8 4,5x10,88
Эквивалентный диаметр активной зоны, м 2,88 3,12
Размеры оболочек твэлов (диаметр/толщина), мм 9,1/0,65 9,1/0,65
Число твэлов в кассете 126 312
Число топливных кассет в активной зоне 349 163
* Числитель — двухлетний цикл работы, знаменатель — трехлетний.
При повышении температуры воды первого
контура в компенсатор давления поступает тепло-
носитель, что приводит к росту давления в компен-
саторе. Вследствие этого происходит отключение
групп электронагревателей. При росте давления от-
крываются клапаны впрыска «холодного» теплоно-
сителя. Если, несмотря на впрыск, происходит
дальнейший рост давления, то срабатывает клапан
сброса пара в барботер.
При понижении температуры воды объем теп-
лоносителя в контуре уменьшается, что вызывает
понижение уровня воды в компенсаторе давления.
Паровая подушка увеличивается, и давление падает.
Вода в компенсаторе находится при температуре
насыщения, поэтому падение давления приводит
к вскипанию воды, что уменьшает скорость падения
давления. Последнее обстоятельство вызывает
включение групп нагревателей. Управление рабо-
той электрических нагревателей и клапанами впры-
ска и сброса осуществляется регулятором давления.
Для защиты реакторной установки от превыше-
ния давления на компенсаторе устанавливают не
менее двух предохранительных клапанов. Барботер
предназначен для приема протечек пара через пре-
дохранительные клапаны и пара при аварийном
срабатывании предохранительных, клапанов. Бар-
ботер также используют в режимах пуска и остано-
ва. Технические характеристики системы поддер-
жания давления установки ВВЭР-440:
Возможная скорость разогрева компенсатора
давления, °С/ч:
максимальная.................... .... 40
минимальная..........................20
Точность регулирования давления, МПа....±0,10
Точность регулирования уровня, мм.......±100
Наибольшее давление, МПа............. 13,3
Наименьшее давление, МПа...... .....10,9
Давление срабатывания предохранительных
клапанов, МПа..........................14,5
154
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. ?
При проектировании системы в основу положе-
ны следующие принципы.
1. Система должна обеспечивать полную ком-
пенсацию температурных расширений теплоноси-
теля в следующих режимах: плавного изменения
мощности от нагрузки собственных нужд (10 %) до
100 % и обратно, сброса нагрузки турбинами со
100 % до нагрузки собственных нужд, обесточива-
ния всех ГЦН с одновременным быстрым остано-
вом реактора.
2. В переходных и аварийных режимах, проте-
кающих с ростом давления, предельное давление
теплоносителя должно быть не выше расчетного.
Предохранительные клапаны срабатывают только в
том случае, если в самом компенсаторе отказывает
система впрыска «холодного» теплоносителя или
происходит останов более одной трети всех ГЦН.
3. В перечисленных режимах не должно возни-
кать объемное кипение теплоносителя в наиболее
горячих точках контура и не должны оголяться
электрические нагреватели компенсатора давления.
Расчет динамики блока ВЭР-440 показал, что
выбранный объем компенсатора (около 40 м )
обеспечивает требуемое отклонение давления во
всех переходных режимах и удовлетворительное
протекание аварийных режимов при разуплотне-
нии первого контура. Соотношение между объема-
ми пара и воды в компенсаторе объема принято
равным 2 : 3.
2.4.4. БЕЗОПАСНОСТЬ АЭС С РЕАКТОРАМИ
ТИПА ВВЭР
Безопасность АЭС с ВВЭР достигается:
1) применением надежного оборудования и сис-
тем нормальной эксплуатации (топливных кассет,
корпуса реактора, насосов, парогенераторов и т.п.);
2) высоким качеством изготовления и монтажа
оборудования;
3) контролем состояния оборудования на всех
этапах его эксплуатации;
4) разработкой и реализацией эффективных за-
щитных мер и устройств для предотвращения воз-
никновения аварий и компенсации возникающих
нарушений;
5) разработкой и реализацией мер, направлен-
ных на локализацию распространения радиоактив-
ных веществ при аварии.
К специфическим особенностям реакторной ус-
тановки ВВЭР относятся: наличие главного цирку-
ляционного контура (ГЦК), состоящего из сосудов и
трубопроводов большого диаметра и содержащего
радиоактивную воду с высоким давлением и темпе-
ратурой, системы управления и защиты реактора,
состоящей из механических поглотителей и борной
системы, поддерживающей требуемую концентра-
цию борной кислоты Надежная работа этих систем
и оборудования является определяющей для обес-
печения безопасности АЭС с ВВЭР, при этом:
предусматривается максимально возможна |
независимость устройств безопасности от систем
нормальной эксплуатации и друг от друга;
учитывается возможность отказа одного из не-
зависимых активных устройств безопасности, в I
силу чего предусматривается как минимум дву-Н
кратное, а в тех случаях, когда имеется верой-И
ность совместного отказа устройств безопасности
и нарушения нормальной эксплуатации, трехкрат-1
ное их резервирование;
предусматривается двукратное резервирование
независимых пассивных устройств безопасности,
если возможен отказ;
оборудование и системы, обеспечивающие I
безопасность (включая системы электроснабжения I
и контрольные приборы) сохраняют свою работо-
способность в условиях, возникающих в системе
герметичных помещений, при любой проектной I
аварии в течение времени, предусмотренного на |
ликвидацию аварийных условий и расхолаживание
реактора.
Весь реакторный контур, включая парогенера-
тор, расположен внутри цилиндрической железобе- I
тонной оболочки диаметром 45 м. Имеются три не-1
зависимые системы аварийного охлаждения реак-1
тора (рис. 2.10).
При нарушении герметичности реакторного I
контура и небольшом истечении теплоносителя I
включаются насосы высокого давления и подают
борированный раствор в контур. Если течь развива-
ется до разрыва, соответствующего условному диа-
метру примерно 50 мм, и давление в реакторе пада-
ет, то в пространство над активной зоной и под ак-
тивной зоной автоматически начинает поступать
вода из гидроаккумулирующих емкостей. Имеются
четыре такие емкости, каждая вместимостью 60 м3.
Одновременно автоматически включаются насосы
низкого давления, которые подают воду непосред-
ственно в реакторный контур и спринклерные уста-
новки. Назначение последних — недопущение су-
щественного повышения давления внутри герме-
тичного колпака за счет пара, образующегося при
испарении теплоносителя. Собирающаяся в приям-
ках вода через теплообменники расхолаживания
теми же насосами низкого давления снова закачи-
вается в контур и спринклерные установки.
С помощью предусмотренных систем аварий-
ного охлаждения активной зоны (гидроаккумули-
рующих емкостей, подключенных попарно к вход-
ному и выходному объемам реактора, групп высо-
конапорных и низконапорных насосов) предотвра-
щаются плавление диоксида урана и повышение
температуры оболочек твэлов более 1200 °C.
На действующих в настоящее время АЭС с
ВВЭР в главном циркуляционном контуре исполь-
5 2-41
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС
155
Рис. 2.10. Принципиальная схема устройств локализации и аварийного охлаждения активной зоны
на АЭС с ВВЭР-1000:
/ — ГЦН; 2 — парогенератор; 3 — гидроаккумулирующая емкость; 4 — реактор; 5 — компенсатор давления;
6 — бак аварийного запаса раствора борной кислоты; 7 — насосы аварийного впрыска борного раствора высо-
кого давления; 8 — насосы аварийного расхолаживания низкого давления; 9 — спринклерные насосы; 10 — ох-
ладители; 11 — бак запаса концентрированного раствора борной кислоты
зуют малоинерционные герметичные насосы, элек-
троснабжение которых осуществляется от трех не-
зависимых источников питания, что исключает
возможность мгновенного отключения более чем
двух ГЦН. При полном обесточивании АЭС (от-
ключение внешней сети и закрытие стопорных кла-
панов собственных турбогенераторов) охлаждение
активной зоны в течение не менее 100 с после оста-
нова реактора осуществляется работой ГЦН на
энергии
электромеханического
выбега основных
генераторов и специальных генераторов расхода,
находящихся на одном валу с турбинами.
Для реакторов ВВЭР-1000 в целях увеличения
надежности теплоотвода применены насосы с выне-
сенным за
пределы
ГЦК электродвигателем, снаб-
женным
специальным
маховиком, обеспечивающим
медленный
спад
расхода
при отключении ГЦН.
Повышенная инерционность насосов позволяет
допустить
перерывы электроснабжения длительно-
стью 2
—3 с без срабатывания аварийной защиты и
обеспечивает надежное охлаждение
реактора при
его остановке
при
более длительной потере элек-
тропитания
ГЦН.
Для контроля за состоянием теплового режима
работы топливных кассет реакторы
ВВЭР снабжа-
ются системами
внутриреакторного
контроля (ВРК).
Предельно допустимое количество дефектов
твэлов, допускаемое проектами АЭС с ВВЭР, со-
ставляет 1 % с дефектами типа газовой неплотно-
сти и 0,1 % с прямым контактом теплоносителя и
диоксида урана. Суммарная удельная радиоактив-
ность продуктов деления в теплоносителе ГЦК, со-
ответствующая такой неплотности твэлов, состав-
" о
ляет (1,8—3,7)10 Бк/л на момент отбора пробы
при 100 %-ной тепловой мощности реактора.
Все системы и сооружения, обеспечивающие
радиационную безопасность АЭС, рассчитывают
на возможность длительной работы с указанными
предельными значениями активности теплоносите-
ля без нарушения действующих санитарных норм.
Реально достигаемые на действующих блоках с
ВВЭР значения удельной активности теплоносите-
ля в 10—100 раз ниже предельных значений.
Эффективность поглотителей СУЗ без добавки
борной кислоты в теплоноситель недостаточна для
обеспечения подкритичности реактора во всех воз-
можных состояниях. Поэтому при проектировании
АЭС с ВВЭР принимают специальные меры, ис-
ключающие непредусмотренное попадание небо-
рированной воды в ГЦН. Перегрузку топлива на
АЭС с ВВЭР осуществляют при заполнении реак-
тора раствором борной кислоты.
156
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
{Разд. 2
2.4.5. РАЗВИТИЕ ВОДО-ВОДЯНЫХ РЕАКТОРОВ
В разрабатываемых проектах реакторных уста-
новок с водо-водяными реакторами вносимые усо-
вершенствования имеют по отношению к базовым
проектам в основном эволюционный характер с
применением как апробированных принципиаль-
ных решений, так и апробированного основного
оборудования.
В табл. 2.8 приведены основные характеристи-
ки усовершенствованных водо-водяных реакторов.
Реактор Sizewell В (Великобритания) и голов-
ной блок серии № 4 АЭС Chooz (Франция) по своим
характеристикам и параметрам близки к отечест-
венному реактору ВВЭР-1000, однако представля-
ют собой эволюционное развитие предшествую-
щих серий и относятся к современному поколению
водо-водяных реакторов. Их экономическая эффек-
тивность повышена без радикальных изменений
концепции, но при кардинальной компьютериза-
ции системы контроля и управления [82, 86].
В совместном франко-германском проекте ре-
актора EPR использованы четыре физически разде-
ленных канала систем аварийного охлаждения ак-
тивной зоны, увеличены относительные объемы те-
плоносителя в компенсаторах давления и во втором
контуре циркуляции, разработана малоинерцион-
ная система аварийного теплоотвода. Конструкция
защитной оболочки рассчитана на сценарии с раз-
рушением корпуса реактора, воспламенением во-
дорода внутри оболочки, паровым взрывом внутри
корпуса реактора, выходом расплава активной зо-
ны из корпуса [78].
Проект Sistem 80+ (совместная американо-гер-
манская разработка) предусматривает регулирова-
ние мощности реактора вводом в активную зону ре-
гулирующих стержней (вместо изменения концен-
трации бора в замедлителе-теплоносителе). Пред-
полагается использовать топливо с выгорающими
поглотителями (гадолинием и эрбием). Объем теп-
лоносителя в контуре увеличен. Система аварийно-
го охлаждения реактора имеет четыре тракта пода-
чи охлаждающей воды, включая прямое инжекти-
рование воды в корпус реактора. Аварийная систе-
ма питательной воды — пятый, резервный тракт.
Разработана автоматизированная система управле-
ния, которая позволяет решить проблему перехода
к интегральному управлению АЭС [89].
Проект APWR разработан фирмами Японии и
США. APWR — эта усовершенствованный, стан-
дартизованный реактор повышенной безопасности,
надежности и экономичности. В системах безопас-
ности реактора степень резервирования принята
равной четырем (вместо степени резервирования,
равной двум, применявшейся ранее). Системы
безопасности выполнены разнотипными и отделе-
ны от систем нормальной эксплуатации [93].
Реактор АР-600 (США) создан в рамках про-
граммы по разработке реактора средней мощности
[75]. Целью программы было достижение наиболь-
шего упрощения ядерной установки с одновремен-
ным усилением безопасности, в том числе с помо-
щью пассивных средств безопасности, без исполь-1
зования непрерывной работы активных элементов I
Системы ослабления аварий в проекте АР-600, кро-
ме систем пассивного охлаждения активной зоны и
защитной оболочки, включают автоматическую
систему понижения давления, объем для локализа-
ции расплава активной зоны, дожигатель водорода,
средства для залива объема под корпусом реактора
на случай отказа автоматической системы.
По сравнению с современными реакторными
установками в проекте АР-600 на 60 % меньше кла-
панов, на 75 % меньше трубопроводов, на 35 %
меньше мощных насосов и на 80 % меньше кабелей
управления. Вследствие простоты установка может
быть сооружена за 3—4 года
Работы по проектам АЭС с отечественными
реакторами ВВЭР нового поколения начались в
1989 г. в рамках государственной научно-техниче-
ской программы «Экологически чистая энергети-
ка». На первом этапе реализации требований к
АЭС нового поколения осуществлялась модерни-
зация существующих проектов с активными систе-
мами безопасности в направлении упрощения кон-
струкции, оптимизации теплотехнических пара-
метров и повышения эффективности использова-
ния топлива, а также в направлении повышения
надежности и безопасности эксплуатации станций
во всех нормальных и аварийных режимах и осо-
бенно в неблагоприятных условиях запроектных
аварий, связанных с потерей теплоотвода от актив-
ной зоны реактора.
На втором этапе в проектах АЭС наряду с тра-
диционными активными системами безопасности
применяются пассивные системы. Среди этих про-
ектов атомная электростанция большой мощности
нового поколения с реактором ВВЭР-1000 (АЭС
НП-1000), атомная электростанция средней мощ-
ности с реакторной установкой ВВЭР-640 (АЭС
HII-500) и атомная электростанция средней мощно-
сти (600 МВт) с реактором повышенной безопасно-
сти ВПБЭР-600 [3]
Третий этап создания АЭС нового поколения
должен завершиться разработкой реактора и АЭС
на его основе, обладающих свойствами внутренней
самозащищенности и внутренней безопасности и
соответственно не требующих специальных систем
безопасности. Работы в этом направлении, как и во
всем мире, находятся в стадии научных исследова-
ний и концептуальных разработок.
К настоящему времени завершен проект
первой очереди АЭС нового поколения — АЭС-92
с применением реакторной установки В-392
Таблица 2.8. Характеристики усовершенс! boi
Характеристика Sizcwcll В (Westing- house) № 4 (Framatome) EPR (NPI) System 80+ (АВВ-СЕ)
Установленная мощность, МВт:
тепловая 3411 4270 4250 3914
электрическая брутто 1188 1470 1500 1350
Проектный срок службы, годы Более 40 — 60 60
Размеры корпуса реактора (вы- сота/внутрснний диаметр), м 13,5/4,4 13,6/4,5 — 14,6/4,6
Число ТВС 193 205 241 241
Число твэлов в ТВС 264 264 — 236
Вид топлива (обогащение, % 235U) UO2 (3,1) UO2 (3,1) UO2 (4,9) UO2 (3,3; 2,8; 1,9)
Линейная мощность твэла (средняя), Вт/см 41,3 179 155 184 (170)
Удельная энергонапряженность активной зоны, кВт/л 103,3 105,2 — 95,9
Глубина выгорания топлива, МВт • сут/кг U — 39 55—60 31,7
Температура теплоносителя (на выходе), °C 323 329,6 326 324
Давление в корпусе реактора, МПа 15,5—15,8 15,5 15,5 15,8
Вероятность повреждения ак- тивной зоны, 1/рсакторо • год Менее 1,0- 10-6 — Менсе 10"6 2,8 10"6
Вероятность значительного вы- броса радиоактивности, 1/реакторо год Менее 1 ю-6 — _7 Менсе 10 —
Состояние Запущен в 1995 г. Запущен в 1996 г. Проектиро- вание Лицензирован в 1994 г.
канных jici ководных рсакюров
APWR (Westinghouse- Mitsubishi) АР-600 (Westing- house) ВВЭР-1000 (ОКБ «Г идропресс») ВВЭР-640 (ОКБ «Гидропресс») ВПБЭР-600 (ОКБМ)
3970 1810 3300 1800 1800
1350 630 1000 640 630
60 60 60 50 60
16,2/5,1 12,0/4,5 — — 20,1/5,4
193 145 — — 151
345 264 — — 293
UO2 (3,2) 1Ю2 (4—5) — ио2 (3,45) UO2(1—4)
— 125 — — 108
79 74 — 64,5 69,4
— 55—60 40—50 45 47—49
329 324 325—330 327 325
15,7 15,0 16 15,7 15,7
1,5 • 10-6 1,2- 10"6 — 10“* Менее 10~8
— 3•10-8 -7 Менее 10 10“7 Менсе 10*8
Сооружение Лицензиро- вание В разработке
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС
158
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.
Рис. 2.11. Принципиальная схема реакторной установки ВВЭР-1000 (В-392) повышенной безопасности:
1 — бак-приямок запаса борного раствора; 2 — пассивная система быстрого ввода борного раствора; 3 — пас-
сивная система быстрого отвода остаточной теплоты; 4 — компенсатор объема (КО); 5 — предохранительный
клапан КО; 6 — барботер; 7. 8 — гидроемкости САОР на давление соответственно 6 и 1,2 МПа; 9 — защитная
оболочка; 10 — фильтр газоочистки; 11 — предохранительный клапан ПГ; 12 — насос аварийной подпитки
парогенератора; 13 — парогенератор; 14 — реактор; 15 — главный циркуляционный трубопровод; 16 — глав-
ный циркуляционный насос; 17, 23 — баки борного раствора; 18 — насосы системы подпитки первого контура,
19 — насос спринклерной системы; 20 — дизель-генератор; 21, 22 — насосы аварийного впрыска борного рас-
твора высокого давления; 24 — насос САОР; 25 — насос технической воды
с дополнительными системами безопасности.
Проект (рис. 2.11) предусматривает четырехпетле-
вую реакторную установку ВВЭР-1000 электриче-
ской мощностью 1000—1100 МВт с вертикальны-
ми парогенераторами. Увеличено число органов
регулирования. Предусмотрена система быстрого
ввод бора (с использованием пассивных принци-
пов) при отказе основной системы АЗ Во всех ре-
жимах работы мощностный коэффициент реактив-
ности реактора отрицателен; предел безопасной
эксплуатации с точки зрения повреждения твэлов
в новом проекте ужесточен.
Важнейшей особенностью нового проекта яв-
ляется наличие системы пассивного отвода теп-
лоты, которая действует во всех режимах проект-
ных и запроектных аварий и предназначена для
гарантированного отвода теплоты от активной зо-
ны реактора при потере активных систем расхола-
живания или всех источников электропитания.
Предусмотрена система залива активной зоны при
авариях с потерей теплоносителя, исключающая
обезвоживание активной зоны
В качестве основной локализующей системы
принята двойная защитная оболочка. Расчетное из-
быточное давление для внутренней оболочки
0,4 МПа, проектная температура 150 °C. Допусти-
мая утечка из внутренней оболочки не более 0,3 %
объема среды в 1 сут. Кроме того, в комплекс пока-
} г.4)
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ ДВУХКОНТУРНЫХ АЭС
159
лиз)ющих систем безопасности входит система
аварийного сброса среды из оболочки и очистки
выбросов на фильтрах, а также система улавлива-
ния и удержания расплавленного топлива.
В проекте В-410 разрабатывается реакторная
установка, обладающая увеличенной до 3300 МВт
тепловой мощностью и повышенной экономично-
стью. Безопасность реакторной установки обеспе-
чивается следующими основными решениями:
совершенствованием активной зоны и улучше-
нием характеристик внутренней самозащищенно-
сти путем увеличения длины твэлов и выравнива-
ния поля энерговыделения по объему активной
зоны, использованием выгорающего поглотителя,
включаемого непосредственно в топливо;
уменьшением поглощения нейтронов конст-
рукционными материалами,
изменением стратегии перегрузки топлива
(применением активной зоны с «малой утечкой
нейтронов»), позволяющей повысить экономиче-
ский эффект на 5—7 % при увеличении выгорания
топлива или продолжительности кампании и
уменьшить флюенс нейтронов на корпус реактора,
улучшением маневренных характеристик топ-
лива;
повышением эффективности аварийной защи-
ты для снижения мощности и расхолаживания ак-
тивной зоны до 100 °C без ввода борного раствора
в теплоноситель;
увеличением ресурса работы основного обору-
дования до 50—60 лет;
применением в проекте концепции «течь перед
разрушением» при проектировании опорных кон-
струкций оборудования, трубопроводов и опреде-
лении нагрузок на внутрикорпусные устройства
оборудования при проектных авариях разрыва тру-
бопроводов первого и второго контуров;
совмещением активных систем аварийного ох-
лаждения с системами нормальной эксплуатации;
при этом требования к быстродействию систем, вы-
текающие из необходимости обеспечения охлажде-
ния при авариях, снижены в связи с усилением роли
пассивных систем при обеспечении безопасности.
В проекте АЭС НП-500 используется реактор-
ная установка нового поколения ВВЭР-640 (В-407).
Это четырехнетлевая установка тепловой мощно-
стью 1800 МВт с горизонтальными парогенерато-
рами. Эффективность использования топлива уве-
личена на 30—35 % по сравнению с действующими
реакторами ВВЭР-440.
Предполагается применение двойной цилинд-
рической защитной оболочки (внутренней — гер-
метичной стальной, наружной — железобетонной).
Предусматривается установка фильтров на герме-
тичной оболочке и ловушки для локализации рас-
плава активной зоны.
Проект рассчитан на строительство АЭС в раз-
личных климатических условиях и в сейсмических
районах с максимальным расчетным землетрясени-
ем 8 баллов по шкале Рихтера.
Повышение безопасности АЭС осуществляется
в результате преимущественного использования
пассивных систем безопасности для аварийного ох-
лаждения активной зоны и отвода остаточного теп-
ловыделения от реактора. Эксплуатационные пре-
делы повреждения топлива в 10 раз меньше, чем
на действующих АЭС с реакторами ВВЭР-440 и
ВВЭР-1000. Проект ВВЭР-640 отвечает современ-
ным стандартам безопасности.
Реакторная установка ВПБЭР-600 разрабатыва-
ется на основе многолетнего опыта создания и экс-
плуатации ядерных судовых установок, реакторов
на быстрых нейтронах и реакторных установок
атомных станций теплоснабжения. Основные прин-
ципиальные решения: интегральная конструкция
реактора, размещение его в страховочном корпусе и
использование полностью пассивных средств безо-
пасности различного принципа действия.
Реакторная установка ВПБЭР-600 (рис. 2.12) об-
ладает свойствами самозащищенности. Она вклю-
чает водо-водяной реактор интегральной компонов-
ки, в корпусе которого размещены активная зона с
рабочими органами СУЗ, прямоточный парогенера-
тор, в днище корпуса встроены ГЦН, в крышку —
электромеханические приводы СУЗ. Установка
имеет также теплообменники-конденсаторы систе-
мы аварийного отвода теплоты.
Особенностью конструкции интегрального ре-
актора является расположенный между его корпу-
сом и активной зоной большой заполненный водой
зазор, выполняющий роль радиационной защиты.
В результате флюенс нейтронов снижается до
5-1016 нейтр/см2, т.е. исключается изменение
свойств металла корпуса реактора под воздействи-
ем излучения.
Вследствие пониженной энергонапряженности
активной зоны реактора стало возможным умень-
шить содержание борной кислоты в теплоносителе
и отказаться от регулирования ее концентрации
при эксплуатации. Пониженное содержание бора
обусловливает отрицательные значения коэффици-
ента реактивности по температуре теплоносителя
во всем диапазоне эксплуатационных температур и
парового коэффициента реактивности.
Реактор и все системы, работающие при давле-
нии первого контура, размешены в страховочном
корпусе, который служит дополнительным барье-
ром на пути распространения радиоактивности.
Применение второго (страховочного) прочного
корпуса является пассивным средством поддержа-
ния уровня теплоносителя выше активной зоны
Локализация аварий и устранение любых воз-
можных аварийных ситуаций (с введением поло-
160
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
(Разд, i
Рис. 2.12. Принципиальная схема реакторной установки ВПБЭР-600:
1 — система подпитки; 2 — система очистки и борной компенсации реактивности; 3 — система пассивного от-
вода теплоты; 4 — емкость с раствором бора; 5 — система аварийного ввода борного раствора; 6 — блок теп-
лообменника; 7 — защитная оболочка; 8 — страховочный корпус; 9 — привод СУЗ; 10 — промежуточный
теплообменник; 11, 13 — самосрабатывающее устройство прямого действия; 12 — система непрерывного отвода
теплоты; 14 — теплообменник-конденсатор; 15 — парогенератор; 16 — реактор; /7 — главный циркуляционный
насос
жительной реактивности, нарушением теплоотво-
да от реактора, истечением теплоносителя первого
контура) достигаются пассивными средствами без
использования энергии извне.
2.5. АТОМНЫЕ СТАНЦИИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
(ACT)
2.5.1. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
И КОНСТРУКЦИЯ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ
ACT предназначены для производства низкопо-
тенциальной теплоты (130—150 °C) для отопления
жилых и промышленных комплексов. Принципи-
альная схема ACT показана на рис. 2.13.
В состав реакторной установки входят первый
контур, второй (промежуточный) контур и контур
сетевой воды.
Основные характеристики реакторной установки
АСТ-500:
Тепловая мощность реактора, МВт.....500
Параметры теплоносителя первого контура:
давление, МПа...................2,0
температура воды на входе/выходе из
активной зоны, °C ... ............131/208
Параметры промежуточного контура:
давление, МПа......................1,2
температура воды на входе/выходе из
теплообменника первого, второго конту-
ров, °C ............................90/160
Параметры тепловой сети:
давление, МПа......... .......2,0
температура в напорном/обратном кол-
лекторах, °C........................144/64
Параметры активной зоны:
з
удельная энергонапряженность, МВт/м . 27,0
диаметр твэла, мм / тип топлива 13,6/UO2
Глубина выгорания топлива, МВт-сут/кг . . 15
Длительность кампании топлива, годы 6
Число перегрузок за кампанию...........3
Конструктивная схема реактора с размешенны-
ми в нем теплообменниками представлена на
рис. 2.14. Корпус реактора представляет собой гер-
метичный сварной сосуд с двумя фланцевыми разъ-
емами, который состоит из нижней и верхней час-
§2.5]
АТОМНЫЕ СТАНЦИИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ (ACT)
161
Рис. 2.13. Принципиальная схема атомной станции теплоснабжения тепловой мощностью 500 МВт
(АСТ-500):
I — подпитка первого контура; 2 — продувка первого контура; 3 — реактор с естественной циркуляцией;
4 — активная зона реактора; 5 — компенсатор давления второго контура; 6 — теплообменник системы расхо-
лаживания с естественной циркуляцией; 7 — подпитка второго контура; 8 — продувка второго контура; 9 —
насос циркуляции второго контура; 10 — водо-водяной подогреватель сетевой воды; 11 — регулирующий кла-
пан; 12 — сетевой насос; 13 — подпиточный насос тепловой сети; 14 — деаэратор подпитки; 15 — защитная
оболочка
тей корпуса и крышки. В корпусе реактора разме-
щены активная зона, теплообменники первого и
второго контуров. Активная зона набрана из 121
ТВС, расположенных по треугольной сетке с шагом
243 мм. ТВС содержит пучок твэлов, заключенных
в шестигранный чехол из сплава циркония разме-
ром «под ключ» 238 мм и толщиной 1,5 мм. В кон-
струкции предусмотрены индивидуальные тяговые
трубы, обеспечивающие гидравлическое профили-
рование расхода теплоносителя по ТВС в соответ-
ствии с их тепловой нагрузкой.
Твэл выполнен из трубки размером 13,6x0,9 мм
из циркониевого сплава и заполнен таблетками из
спеченного диоксида урана. Твэлы в ТВС располо-
жены в узлах правильной треугольной решетки с
шагом 17,8 мм.
Для частичной компенсации запаса реактивно-
сти на выгорание в ТВС вместо шести твэлов уста-
навливают поглощающие элементы, представляю-
щие собой трубку из циркониевого сплава разме-
ром 13,6x0,9 мм, заполненную бором в алюминие-
вой матрице.
Для контроля за нейтронно-физическими и теп-
логидравлическими параметрами активной зоны
вместо одного из твэлов устанавливают направляю-
щую циркониевую трубу размером 13,6x0,9 мм,
которая служит для размещения зонда, содержаще-
го термопреобразователи и датчики нейтронного
потока.
Активная зона рассчитана на работу в режиме
частичных перегрузок с интервалом между ними
2 года. В первой загрузке используют топливо с обо-
гащением урана 1,0; 1,6; 2,6 %, в стационарном
режиме работы подпитку осуществляют топливом
с обогащением урана 1,6 и 2,0 %.
Для управления мощностью реактора в каждой
ТВС (за исключением центральной) располагается
регулятор. Он состоит из 18 подвижных поглощаю-
щих стержней, объединенных общей траверсой.
Стержни размещаются в направляющих цирконие-
вых трубках размером 18x1 мм, дистанционируемых
в пучке вместе с твэлами. Поглощающий стержень
представляет собой трубку из нержавеющей стали
размером 12,5x1,2 мм, заполненную карбидом бора.
Подвижные поглощающие стержни из трех или
четырех ТВС объединяются и образуют рабочий
орган системы управления и защиты реактора. Сис-
тема состоит из 36 рабочих органов, каждый из ко-
торых перемешается своим приводом.
СУЗ обладает достаточной эффективностью для
выполнения всех плановых режимов работы и спо-
собна перевести реактор из любого состояния в под-
критическое при условии несрабатывания наиболее
эффективного органа воздействия на реактивность.
Наряду с электромеханической СУЗ преду-
смотрена страховочная борная система воздейст-
вия на реактивность. Она рассчитана на гипотети-
ческую аварию с зависанием в крайнем верхнем
положении значительного числа рабочих органов
6-1937
162
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 2
Рис. 2.14. Конструктивная схема реакторной уста
новки АСТ-500:
1 — активная зона; 2 — нижняя часть страховочного
корпуса; 3 — нижняя часть корпуса реактора;
4 — шахта тягового участка корпуса естественной
циркуляции; 5 — теплообменник первого и второго
контуров; 6 — верхняя часть корпуса реактора;
7 — крышка реактора; 8 — приводы СУЗ; 9 — верх-
няя часть страховочного корпуса
СУЗ. Для контроля потока нейтронов используют
импульсно-токовые камеры, размещенные между
внутрикорпусной шахтой и корпусом реактора.
Теплообменники первого и второго контура!
размещены равномерно в зазоре, образовании I
внурикорпусной шахтой и корпусом реактора Теп-
лообменники трубопроводами второго контура I
объединены в три петли, которые при обнаружении!
неплотности трубных систем могут отсекаться пои
входу и выходу задвижками, расположенными не-
посредственно на страховочном корпусе. Коня-1
рукция теплообменника предусматривает движе- II
ние теплоносителя первого контура в межтрубнсм
пространстве. Для организации потока геплоносн-1
теля первого контура каждый теплообменник снаб-1
жен индивидуальным чехлом. Незначительные!
перепады давления между контурами определяки]
минимальный уровень механических напряжений! I
конструкциях теплообменника.
Верхний объем реактора над уровнем теплоно-1
сителя выполняет функцию компенсатора давленм I
первого контура. Отвод теплоты из активной зоны I
осуществляется естественной циркуляцией тепло-1
носителя во всех режимах работы; подъемная часть I
контура циркуляции включает участок с индивиду-
альными тяговыми трубами и расположенный над |
ними общий тяговый участок.
2.5.2. СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ РЕАКТОРНОЙ
УСТАНОВКИ ACT
Безопасность реакторной установки ACT обес-1
печивается:
1) системой аварийной защиты реактора, пред-
назначенной для прекращения, замедления или ог-
раничения цепной реакции при возникновении ава-
рийных ситуаций или отклонений от условий нор-
мальной эксплуатации,
2) системой аварийного расхолаживания (САРХ)
реакторной установки, предназначенной для обеспе-
чения надежного отвода остаточного тепловыделе-
ния при аварийных ситуациях, связанных с невоз-
можностью теплоотвода тепловой сетью и системой
нормального расхолаживания. Петли САРХ подклю-
чены к петлям второго контура или к петлям
го контура;
3) отводом остаточного тепловыделения из
активной зоны естественной циркуляцией тепло-
носителя через активную зону и теплообменнш
первого—второго контуров;
4) применением второго (страховочного) кор
пуса, в который, вмонтирован основной корпус
реактора, что обеспечивает безопасность реактор
ной установки в случае аварии с разгерметизаций
оборудования первого контура. Система двойно!
запорной арматуры на трубопроводах первого ков
тура в пределах страховочного корпуса ограничи
вает выбросы активного теплоносителя из реактор
и обеспечивает уровень теплоносителя в реактор
выше активной зоны при разгерметизации труб ил
§2.6]
РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
163
оборудования систем первого контура вне страхо-
вочного корпуса.
При закрытии арматуры обеспечивается отсе-
чение объема реактора от вспомогательных систем
первого контура. Применяемые запорные клапаны
относятся к типу арматуры, закрывающейся при
снятии электропитания с управляющих систем,
имеют пневмоприводы с дистанционным и автома-
тическим управлением. Таким образом, барьерами
на пути распространения радиоактивности являют-
ся: 1) оболочки твэлов; 2) корпус реактора; 3) стра-
ховочный корпус; 4) соответствующий выбор дав-
ления во втором и третьем контурах.
2.6. РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
2.6.1. ОСОБЕННОСТИ РЕАКТОРОВ НА БЫСТРЫХ
НЕЙТРОНАХ (БР)
Ядерная энергетика в долгосрочной перспек-
тиве имеет принципиально более широкие воз-
можности по сравнению с традиционными источ-
никами энергии вследствие осуществления вос-
производства ядерного топлива в БР (о физике
процессов см. § 2.2).
Наиболее эффективными теплоносителями для
БР являются жидкие металлы (Na, К, Pb, Hg), эвтек-
тические сплавы (Na + К и Pb + Bi), газы (Не, водя-
ной пар, диссоциирующий газ N2O4). При исполь-
зовании химически неагрессивного теплоносителя
появляется, возможность реализации двухконтур-
ной схемы теплоотвода.
Специфика спектра быстрых нейтронов опреде-
ляет не только нейтронно-ядерные процессы, но и
конфигурацию активной зоны. Состав активной зо-
ны (по видам топлива, теплоносителя, конструкци-
онного материала) и ее композиция (объемные доли
составляющих компонентов) должны обладать ми-
нимальной способностью замедлять, непродуктив-
но поглощать и рассеивать нейтроны. В спектре бы-
стрых нейтронов малы микроскопические сечения
всех реакций — как деления, так и захвата, поэтому
в БР, несмотря на отсутствие эффектов отравления и
шлакования, критическая масса должна быть до-
вольно большой по сравнению с тепловыми реакто-
рами (обогащение топлива 10—20 % по делящимся
нуклидам), а также необходима высокая концентра-
ция поглотителей в стержнях СУЗ.
Характеристики реактора по воспроизводству
вторичного ядерного горючего и безопасности оп-
ределяются его формой, размерами и составом.
В энергетических БР активная зона с высокообога-
щенным топливом окружена зонами воспроизвод-
238
ства (экранами) с сырьевым материалом ( U или
Th). Зоны воспроизводства также могут разме-
щаться и внутри активной зоны в качестве внут-
ренних зон воспроизводства (ВЗВ) различных кон-
фигураций [65, 661.
При выборе состава и формы активной зоны
приходится находить компромисс между противо-
речивыми требованиями: повышенное воспроиз-
водство требует высокой доли топлива, ведущей к
высоким объемным тепловым нагрузкам, и всту-
пающей в противоречие с необходимостью интен-
сивного теплоотвода, требующей, в свою очередь,
повышения долей теплоносителя и конструкцион-
ного материала; стремление улучшить баланс ней-
тронов (соотношение между паразитным и продук-
тивным поглощением нейтронов) вступает в проти-
воречие с желанием снять с единицы объема больше
тепловой мощности энергии; с увеличением утечки
нейтронов в зоны воспроизводства повышается не
только КВ, но и критическая масса реактора.
В реакторах на быстрых нейтронах активная
зона имеет форму уплощенного цилиндра с отно-
шением диаметра к высоте DHI » 3 — компромисс
между стремлением обеспечить минимальную
критическую массу и иметь большую утечку ней-
тронов в зону воспроизводства, а также минимизи-
ровать пустотный эффект реактивности, зависящий
от формы, размера и состава активной зоны.
В реакторах большой мощности определяющим
фактором становится гидравлическое сопротивле-
ние при увеличении высоты активной зоны
С развитием БР для расширенного воспроизвод-
ства топлива неразрывно связано требование о замк-
нутости топливного цикла этих реакторов, т.е. о пе-
реработке отработавшего топлива с возвратом деля-
щихся нуклидов в топливный цикл.
Реализация программы внецрения БР началась
с создания исследовательских реакторов и экспери-
ментального энергетического реактора БОР-60
мощностью 60 МВт (1969 г), а затем опытно-про-
мышленного реактора БН-350 (пущен в 1973 г.,
Казахстан). Современный этап развития БР харак-
теризуется накоплением опыта работы крупного
промышленного блока с БН-600 на Белоярской
АЭС (III блок, 1980 г.).
2.6.2. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА И ПАРАМЕТРЫ АЭС
С РЕАКТОРАМИ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
Теплоносителем современных промышленных
БР как в России, так и за рубежом выбран натрий,
сочетающий благоприятные нейтронно- и теплофи-
зические свойства: сравнительно небольшие сече-
ния радиационного захвата и замедления нейтро-
нов; хорошую совместимость с реакторными мате-
риалами; малую упругость насыщенного пара при
рабочих температурах, позволяющую иметь низкое
давление в контуре теплоносителя; высокие тепло-
проводность и коэффициент теплоотдачи, позволя-
ющие снимать большие тепловые нагрузки (до
164
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
(Разд
Рнс. 2.15. Принципиальная тепловая схема-АЭС с реактором БН-600:
1 — реактор; 2 — промежуточный теплообменник натрий-натрий; 3 — ГЦН второго контура; 4 — буферная
емкость; 5 — промежуточный пароперегреватель; 6 — испаритель; 7 — пароперегревагель; 8 — паровая турби-
на; 9 — конденсатный насос; 10 —- конденсатоочистка; // — пар из отборов турбины; 12 — регенеративные
подогреватели низкого давления; 13 — деаэратор; 14 — питательный насос; 15 — регенеративные подогревате-
ли высокого давления; 16— пар из отборов турбины; 17 — насос расхолаживания; 18— конденсатный насте;
19 — охладитель; 20 — редукционно-охладительная установка
500 МВт/м3) и получать высокие параметры тепло-
носителя (до 550 °C) и рабочего тела (пар закри-
тических параметров).
Вследствие высокой химической активности
натрия по отношению к кислороду и воде быстрые
реакторы с натриевым теплоносителем имеют
трехконтурную схему отвода теплоты. В первом
контуре осуществляется теплосъем с активной зо-
ны; второй — промежуточный — контур служит
страховкой от возможных серьезных последствий
аварий при разгерметизации парогенераторов (ПГ)
с попаданием воды в натрий, третий — паросило-
вой — контур не специфичен для АЭС с БР и отли-
чается от контуров АЭС с реакторами на тепловых
нейтронах более высокими параметрами пара, по-
зволяющими использовать стандартные турбоуста-
новки (ТУ).
Принципиальная схема трехконтурной АЭС
показана на рис. 2 15, основные параметры реакто-
ра БН-600 и перспективных проектов БН-800 и
БРЕСТ-300 приведены в табл. 2.9.
Максимальная температура теплоносителя
обусловлена требованием обеспечения длительной
работоспособности твэлов с оболочками из аусте-
нитных нержавеющих сталей, чьи прочностные ха-
рактеристики заметно снижаются при температуре
выше 750 °C, которой и определяется предельно
допустимая температура натрия. Среднюю рабо-
чую температуру на выходе из реактора выбирают
с большим запасом (в 150—200 °C) с учетом факто-
ров неравномерности подогрева теплоносителя в
различных ячейках из-за регулярных и статистиче-
ски случайных факторов и устанавливают около
550 °C. Нижняя температура натрия в цикле во
многом обусловлена давлением вырабатываемого
пара.
Абсолютное давление натрия задается давлени-
ем газа (аргона) в газовых подушках над активной
зоной. Максимальное давление в первом контуре
БР с учетом его перепада в активной зоне не превы-
шает 1 МПа. Давление в промежуточном контуре
поддерживают более высоким, чем в первом, чтобы
избежать попадания радиоактивного натрия в чис-
тый контур.
Максимальная скорость натрия в пределах
активной зоны составляет 8—9 м/с, свинца —
1,8 м/с.
2.6.3. КОНСТРУКЦИИ РЕАКТОРОВ НА БЫСТРЫХ
НЕЙТРОНАХ
В зависимости от компоновки оборудования
первого контура БР имеют петлевую (БН-350) или
интегральную (баковую) конструкцию (БН-600,
проекты БН-800, БРЕСТ-300).
Интегральная компоновка более компактна, но
относительно сложна по конструкции и ремонто-
пригодности. Петлевая компоновка обеспечивает
простоту конструкции и хорошую ремонтопригод-
ность, лучшие условия для естественной циркуля-
«2-6]
РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
165
Таблица 2.9. Основные характеристики паропроизводящнх установок АЭС с реакторами на быстрых
нейтронах
Характеристика БН-600 БН-800 БРЕСТ-300 [3]
Мощность, МВт:
электрическая 600 800 300
тепловая 1470 2100 700
Число петель теплоотвода 3 4 8
Диаметр/высота корпуса, м 12,8/12,6 12,9/14 5,5—11,5/19
Количество теплоносителя в контурах, т 770 + 830 760+ 1025 Около 6000
Высота/диаметр активной зоны 1,04/2,06 0,95/2,45 1,1/2,3
Температура теплоносителя в активной зоне (вход/выход), °C 377/550 354/547 420/540
Расход теплоносителя, кг/с 6900 8600 40 000
Максимальная энергонапряженность твэла, кВт/м 47 48 43
Состав топливо/теплоноситель/сгаль, % 45/33/22 39/38/23 —/60/—
Топливо ио2 UO2 + РиО2 UN + PuN
Глубина выгорания топлива (максимальная/средняя), МВт • сут/кг 10/6,3 12/10 6—10/5—9
Обогащение топлива по зонам профилирования, % 17/21/26 20/24/26,5 14/14/14
Число ТВС (по зонам) 136 + 94 + 139 211 + 156+ 198 57 + 72 + 56
Число органов СУЗ/суммарная эффективность, Др, 27/9,08 30/8,2 40/1,88
в том числе:
автоматических регуляторов (АР) 2/0,48 2/0,40 4/0,08
компенсаторов выгорания (КС) 19/5,7 18/4,5 12/0,03
аварийной зашиты (АЗ, АЗ-ТК) 6/2,9 10/4,0 8+ 16/0,5 + 1
Размер ТВС под ключхтолщина чехла, мм 96x2 94,5x2,5 148,4/—
Диаметр твэлов активной зоны, мм 6,9x0,4 6,6x0,4 9,1; 9,6; 10 4
Диаметр твэлов бокового экрана, мм 14,1x0,4 14,1x0,4 —
Число твэлов ТВС активной зоны 127 127 114
Число твэлов ТВС бокового экрана 37 37 Pb-отражатель
Время между перегрузками, эф. сут 160 НО 300
Расход теплоносителя промежуточного контура, кг/с 6300 8400 —
Температура теплоносителя в парогенераторе (вход/выход), °C 520/330 505/309 540/420
Температура воды/napa в парогенераторе, °C 241/507 210/490 340/520
Давление пара, МПа 13,7 13,7 24,5
Параметры промышленною перегрева, МПа/°С 2,4/505 —/470 —/500
Обшая пароироизводительность, т/ч 7 Поверхность теплообмена, м : 1960 2650 1500
испарителя 410 266,5 —
пароперегревателя 146 162 —
Число и тип турбин ЗхК-210-12,8 К-800-12,8 К-300-23,6
ции, однако вероятность утечек натрия из-за раз-
ветвленности контура выше.
В качестве основного конструкционного мате-
риала для контуров и оборудования используют
сталь 08X18Н9 [61].
Конструкция реактора БН-600 представлена
на рис. 2.16.
Выравнивание подогрева теплоносителя по ра-
диусу активной зоны осуществляется наряду с ор-
ганизацией трех кольцевых подзон с разным обога-
щением топлива профилированием в них расхода
теплоносителя. В напорном коллекторе размещены
специальные дроссельные втулки, в которые встав-
ляются хвостовики ТВС, подобранные соответст-
венным образом для профилирования расхода
166
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.
Рис. 2.16. Реактор на быстрых нейтронах БН-600 (интегральная компоновка):
1 — напорная камера; 2 — нейтронная защита; 3 — активная зона; 4 — насос первого контура; 5 — малая по
воротная пробка; 6 — большая поворотная пробка; 7 — электродвигатель насоса первого контура; 8 — колонка
СУЗ; 9, 10 — подвод и отвод натрия второго контура; 11 — промежуточный теплообменник; 12 — корпус с ко
жухом и теплоизоляцией; 13 — напорный трубопровод
J 261
РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
167
теплоносителя в активной зоне и в экранах. Всплы-
тие ТВС под напором теплоносителя предотвраща-
ется с помощью гидростатической разгрузки, при
которой входное сечение в хвостовике существен-
номеньше сечения рабочей части ТВС, а ниже кол-
лектора организована практически застойная зона
натрия.
Центробежные ГЦН с консольным валом и дву-
мя направляющими подшипниками (нижний —
гидростатический на натрии, верхний — гидроди-
намический масляный) имеют плавное регулирова-
ние частоты врещения электродвигателя в диапазо-
не 250—1000 об/мин (что оказалось излишним по
опыту эксплуатации).
Натрий-натриевые промежуточные теплооб-
менники кожухотрубного типа с противоточным
движением теплоносителей, вертикальным труб-
ным пучком, с подводом и отводом теплоносителя
в верхней части.
Активная зона набирается из шестигранных
ГВС, заключенных в прочный чехол. Стержневые
твэлы в ТВС размещаются в узлах «тесной» тре-
угольной решетки с относительным шагом 1,15 и
дистанционируются проволокой с однозаходной
спиральной навивкой. Твэлы активной зоны содер-
жат в центральной части обогащенное топливо, а
в верхней и нижней частях — сырьевой материал
зон воспроизводства. Боковая зона воспроизводст-
ва набирается из ТВС, содержащих только сырье-
вой материал по всей длине твэлов. Материал обо-
лочек твэлов — аустенитная нержавеющая сталь
08Х16Н15МЗБ [61].
В качестве топлива в современных БР исполь-
зуют смесь диоксидов урана и плутония; для пер-
спективных БР намечены технологически пока не
освоенные более плотные виды топлива — карби-
ды и нитриды урана и плутония.
Система перегрузки топлива предназначена для
перестановки ТВС внутри реактора, извлечения их
из реактора и установки в промежуточное хранили-
ще, отмывки и передачи их на длительное хране-
ние. В обратном порядке осуществляют загрузку
новых ТВС. Механизм перестановки (цанговый за-
хват на длинной штанге) наводят на нужную ячейку
с помощью двух эксцентрических поворотных про-
бок в крышке реактора. Зазоры между ними уплот-
няются сплавом олово—висмут, не изменяющим
своего объема при отвердевании.
Отработавшие ТВС перемещают во внутрикор-
пусное хранилище для выдержки и снижения оста-
точного тепловыделения до приемлемого уровня для
проведения последующих операций. Хранилище
размещается в кольцевом пространстве за защитой
вокруг экрана на уровне активной зоны. Из внутри-
корпусного хранилища ТВС удаляют с помощью
стационарного механизма через проем в верхней
части корпуса (элеватор). ТВС помещают в пенал
с натрием, установленный на тележке, движущейся
по наклонным направляющим к проему. Затем се
загружают в промежуточное хранилище с вращаю-
щимся барабаном в баке с натрием, расположенное
непосредственно вблизи реактора. После окончания
перегрузки при работающем реакторе ТВС посте-
пенно извлекают из промежуточного хранилища и
передают на пароводяную отмывку от натрия, а да-
лее помещают в водяной бассейн на длительное хра-
нение. Дефектные ТВС без отмывки помещают на
хранение в пеналы со свинцом.
Высокая температура плавления натрия (97 °C)
обусловливает необходимость разогрева всего обо-
рудования и трубопроводов с натрием перед пер-
вым пуском реактора. Разогрев осуществляется сис-
темой электроразогрева общей мощностью 25 МВт,
нагревательные элементы которой размещаю тся па
наружной поверхности корпусов и трубопроводов
под слоем теплоизоляции. На остановленном реак-
торе теплоноситель достаточно хорошо разогрева-
ется вследствие остаточного тепловыделения; для
поддержания его в разогретом состоянии хватает
рассеиваемой мощности от работающих на снижен-
ной мощности ГЦН. Система электрообогрева на
БН-600 имеет около 2000 отдельных зон обогрева
с независимым автоматическим регулированием
температуры. Для пуска свежего реактора может
потребоваться от 3 до 5 нед.
Возможность замораживания натрия представ-
ляет собой одно из технологических преимуществ
в целях отсекания участков контура для ремонта,
уплотнения штоков арматуры.
Вне корпуса реактора находятся вспомогатель-
ные системы для очистки теплоносителя и инерт-
ного газа, система приемки и дренирования тепло-
носителя, а также транспортно-технологическое
оборудование. Необходимую чистоту натрия под-
держивают с помощью холодных ловушек.
Система управления пуском БР аналогична
системе для тепловых реакторов. Отличительная
особенность БР состоит в более широком диапазо-
не изменения потока нейтронов, составляющем
10—12 декад (порядков) от подкритического со-
стояния до номинальной мощности. Для сокраще-
ния этого диапазона до 6—7 декад в реактор вводят
пусковые источники нейтронов с интенсивностью
до 109—1010нейтр/с.
2.6.4. СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ БР
Подход к обеспечению безопасности БР основы-
вается на принципах защиты в глубину (см. §2.1).
В БР падение реактивности в результате выго-
рания топлива в значительной степени компенси-
руется накоплением вторичного горючего в актив-
ной зоне и зонах воспроизводства, что упрощает
систему компенсации реактивности. Но вследст-
168
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд 2
вне малой доли запаздывающих нейтронов и мало-
го времени жизни нейтронов по сравнению с теп-
ловыми реакторами в БР должно быть более бы-
строе срабатывание АЗ и выше точность поддер-
жания мощности системой автоматического регу-
лирования.
Средства управления и контроля БР и тепловых
реакторов аналогичны. Управление реактором осу-
ществляется вертикальным перемещением стерж-
ней СУЗ с помощью электромеханических приво-
дов. Стержни, содержащие обогащенный бор, дви-
жутся в полых направляющих, помещаемых в ячей-
ки активной зоны вместо ТВС. Рабочие органы СУЗ
разделены на группы по их функциональному на-
значению: стержни автоматического регулирования
обладают сравнительно невысокой эффективно-
стью, но наибольшей скоростью перемещения;
стержни аварийной защиты при нормальной работе
реактора выведенью из зоны высоких потоков ней-
тронов. вводятся с помощью ускоряющих пружин
(они содержат наибольшую концентрацию поглоти-
теля — до 80 % по 10В); самая многочисленная груп-
па — компенсаторы выгорания, мощностных и тем-
пературных эффектов реактивности (КС-ТК) наибо-
лее существенно влияют на нейтронно-физические
харак геристики реактора.
Измерение и контроль мощности осуществля-
ется с помощью нескольких типов нейтронных
детекторов: ионизационных камер, размещенных
снаружи корпуса реактора и используемых при
работе на мощности; высокотемпературных камер
деления, контролирующих реактор в подкритиче-
ском состоянии и пусковых режимах.
Для предотвращения потери теплоносителя из
активной зоны корпус БН-600 и трубопроводы
вплоть до отсечной арматуры заключены в страхо-
вочные кожухи, равнопрочные с основным обору-
дованием, с системами контроля их целостности.
На ПГ установлены приборы ранней диагностики
протечек натрия, которые предупреждают разви-
тие крупных аварий. На петлях второго контура
установлены разрывные мембраны для сброса дав-
ления и удаления выделившегося водорода при
авариях ПГ.
Основными защитными системами безопасно-
сти являются система аварийной защиты (АЗ), рас-
смотренная выше, и система аварийного расхола-
живания (САР).
Нормальное расхолаживание, а также аварий-
ное при сохранении внешнего энергоснабжения
производят по соответствующему регламенту с ис-
пользованием оставшихся в работе штатных конту-
ров теплоотвода — через теплообменники и ПГ
При нарушении энергоснабжения расхолаживание
идет за счет выбега насосов и турбогенераторов.
Затем предусмотрено использование резервных
дизель-1-енераторов Подача воды в ПГ из деаэрато-
ров в режиме расхолаживания обеспечивается ава-
рийными питательными насосами. В БН-600 до2'л
номинальной тепловой мощности реактора можи
отводиться естественной циркуляцией тепловое»
гелей по первому и второму контурам.
2.6.5. РАЗРАБОТКА РЕАКТОРОВ СЛЕДУЮЩЕГО
ПОКОЛЕНИЯ
К настоящему времени разработаны техниче-
ские проекты БН-800 и БН-1600. Их основные про-
ектные параметры, за исключением мощности, ана-
логичны. Большая часть конструктивно-компоно-
вочных решений по реакторной установке БН-8ЭД
аналогична решениям по БН-600 [3], использована
существенная часть оборудования, а основные от-
личия сводятся к следующему:
увеличен объем активной зоны вследствие уве-
личения числа ТВС;
увеличены зазоры между чехлами ТВС до 5 мм
для повышения выгорания топлива;
сокращено число механизмов перегрузки (один
вместо двух) увеличением числа поворотных про-
бок (три вместо двух);
изменена конструкция опорного узла корпуса в
целях повышения прочности и вибростойкости
опорного пояса, снижения напряжения в днище
корпуса, уменьшения габаритных размеров поко-
вок, сокращения числа сварных швов;
предусмотрена дополнительная система расхо-
лаживания реактора с помощью воздушных холо-
дильников, включенных параллельно основной
трассе теплоносителя второго контура;
вместо натриевого промежуточного перегрева
пара введен перегрев острым паром;
число модулей в секции каждого парогенерато-
ра сокращено до 20 (вместо 24).
Реактор БН-1600 создается для серийных про-
мышленных АЭС большой мощности. Компоно-
вочные решения во многом сходны с решениями
БН-600 и БН-800, реактор интегральной компонов-
ки, диаметр корпуса около 19 м.
Для повышения безопасности установок БН-800
и БН-1600 предусмотрены следующие меры:
введены дополнительные усовершенствования
в электромеханическую и электронную части сис-
темы защиты реактора. Признано целесообразным
разработать систему визуального наблюдения под
слоем натрия,
совершенствуется система пожарной безопас-
ности и разрабатываются новые средства контроля
при возникновении и тушении натриевого пожара,
в частности пассивные средства тушения пожаров
(унифицированные средства герметизации потен-
циально опасных помещений; легкие вещества, га-
сящие разлитый по поверхности пола натрий, глав-
ное преимущество которых возможность заблаго
§2.6)
РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
169
временного рассредоточения их по поверхности
пола помещения);
совершенствуется система отвода остаточного
тепловыделения введением автономных контуров
естественной циркуляции, включая третий, воз-
душный контур;
предполагается вернуться к обсуждению целе-
сообразности дополнительной внешней оболочки,
рассчитанной на падение самолета и внутреннее
давление от максимального пожара натрия.
Реакторы на быстрых нейтронах обладают
большим потенциалом обеспечения безопасности,
реализация которого не представляет принципи-
альных трудностей. Это связано с внутренней фи-
зической устойчивостью процессов в активной
зоне БР, возможностью минимизации эффектов ре-
активности до уровня меньше доли запаздываю-
щих нейтронов, отсутствием высокого давления
в первом контуре, большими запасами до темпера-
туры кипения теплоносителя, высоким уровнем его
естественной циркуляции. При переходе от натрия
к теплоносителю на основе свинца (свинец—вис-
мут) добавляется фактор отсутствия запасенной
химической энергии.
Достоинства тяжелометаллического теплоно-
сителя — высокая температура кипения и незначи-
тельная активация, малое замедление и поглоще-
ние нейтронов и как следствие возможность полу-
чения отрицательного пустотного эффекта реак-
тивности и увеличения доли теплоносителя в ак-
тивной зоне для повышения уровня естественной
циркуляции.
Главные недостатки свинца как теплоносителя
— высокая температура плавления (327 °C) и корро-
зионная активность, худшие по сравнению с натри-
ем теплофизические свойства, токсичность. Вслед-
ствие этого необходима сложная система очистки
теплоносителя для поддержания определенного его
качества по кислороду, специальные технические
средства, предотвращающие всплывание элементов
активной зоны и оборудования. В настоящее время
необходимы большие объемы НИОКР для прора-
ботки технологии и обоснования использования
свинца в качестве теплоносителя.
Возможность реализации принципов внутрен-
не присущей безопасности может быть продемон-
стрирована концепцией реакторов БРЕСТ со свин-
цовым теплоносителем. В проекте двухконтурной
реакторной установки БРЕСТ-300 (см. табл. 2.9) со-
четание физико-технических свойств БР с особен-
ностями свинцового теплоносителя, мононитрид-
ного уран-плутониевого топлива (высокая плот-
ность— около 14 т/м3 и теплопроводность пример-
но в 7 раз выше, чем у оксида), конструкторских
решений по активной зоне и контурам охлаждения
позволяет обеспечить устойчивость реактора к тя-
желым авариям.
БРЕСТ-300 имеет полуинтегральную конструк-
цию, активная зона и все основное оборудование
первого контура размещены в стальном корпусе
переменного диаметра (рис. 2.17). Такая интеграль-
но-петлевая компоновка, при которой ПГ и ГЦН
вынесены за пределы основного корпуса, примене-
на для снижения последствий аварии с разрывом
трубок ПГ, а также позволяет снизить габаритные
размеры и объем свинцового контура.
Циркуляция свинца через активную зону и ПГ
осуществляется не непосредственно напором насо-
сов, а создаваемым ими различием уровней «холод-
ного» и «горячего» теплоносителя. В такой циркуля-
ционной схеме первого контура теплоноситель при
движении дважды выходит на свободный уровень,
что позволит отсепарировать основную массу паро-
вых пузырей при аварии с разгерметизацией ПГ
Для радиального выравнивания как подогревов
свинца, так и максимальных температур оболочек
твэлов осуществляется профилирование энерговы-
деления и расхода свинца применением твэлов раз-
личных диаметров по трем радиальным зонам.
Для исключения возможности производства
плутония оружейного качества и получения более
глубокого отрицательного пустотного эффекта реак-
тивности вокруг активной зоны БРЕСТ-300 вместо
традиционных для БР урановых экранов-бланкетов
создан свинцовый отражатель.
Важнейшие характеристики естественной безо-
пасности БРЕСТ-300 — небольшие значения мощ-
ностного эффекта и полного запаса реактивности,
это позволяет использовать для регулирования ре-
актора малые эффекты, связанные с изменением
утечки нейтронов, расширением элементов актив-
ной зоны, изменением геометрии.
Органы СУЗ по принципу действия подразделя-
ют на активные, срабатывающие по командам опе-
ратора или по сигналам датчиков контроля (АЗ, АР,
компенсации реактивности КР), и пассивные, сраба-
тывающие при превышении допустимых парамет-
ров (пассивные стержни АЗ). Относительно неболь-
шие размеры активной зоны, свинцовый отражатель
и эффекты реактивности позволяют разместить
органы СУЗ в отражателе и управлять реактором,
воздействуя на утечку нейтронов. Для этого исполь-
зуют столбы свинца с пневматически изменяемыми
уровнями и сборки поглощающих элементов из
W2B5 с пневматическими или гидравлическими
приводами.
Разрабатывается также аналогичный по конст-
рукции и принципиальным подходам проект реакто-
ра большой электрической мощности БРЕСТ-1200.
Таким образом, концепция реакторов типа
БРЕСТ направлена на удовлетворение современ-
ных требований к ЯЭУ по нераспространению
ядерных материалов, повышенной безопасности,
170
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
Рис. 2.17. Принципиальная схема реактора БРЕСТ-300:
1 — опорные стояки; 2 — разделительная обечайка; 3 — хранилище ТВС; 4 — парогенератор; 5 — бетонная
шахта; 6 — поворотные пробки; 7 — насос; 8 — корпус; 9 — термозащита; 10 — СУЗ; И — активная зона
экономичности и минимизации экологического
влияния.
2.7. ГАЗООХЛАЖДАЕМЫЕ РЕАКТОРЫ
2.7.1. ГАЗООХЛАЖДАЕМЫЕ РЕАКТОРЫ
С УГЛЕКИСЛОТНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
АЭС с газоохлаждаемыми ядерными реакторами
рассматривали как перспективные с начала развития
ядерной энергетики. Основное развитие получили
газоохлаждаемые реакторы двух типов: с углеки
слотным и гелиевым теплоносителями (табл. 2.10).
На начальном этапе развития для энергоблоков
с газографитовыми ядерными реакторами в каче-
стве теплоносителя использовали углекислый газ.
а в качестве ядерного топлива — металлический
уран естественного обогащения. Оболочки твэлов
выполняли из магнокса (сплава на основе магния)
с оребрением (рис. 2.18). Особенностью конструк-
ции подобных реакторов являлись интегральная
компоновка парогенераторов и наличие перегру-
J 2.7)
газоохлаждаемые реакторы
171
Таблица 2.10. Характеристики газоохлаждаемых реакторов
Характеристика ГГР AGR AVR IITGR TI ITR В Г-400
Место сооружения, страна Великобри- Хинкли- Юлих, Форт-Сенг- Уинтроп, Россия
та ния Пойнт-Б, Великобри- тания Германия Врейн, США Германия (проект)
Год ввода в эксплуатацию 1962 1976 1967 1977 1982 Проект
Тепзовая мощность, МВт 1500 1494 46 842 750 1000
Электрическая мощность нетто, МВт 472 621 13,2 330 300 400
Теплоноситель СО2 СО2 Не Не Не Не
Давление газа, МПа 2,8 4,0 1,0 4,9 4,0 5,0
Температура газа на вы- ходе из реактора, °C 414 600 950 770 750 950
Теплонапряженность активной зоны, МВт/м3 0,74 2,27 2,3 6,3 6,0 6,9
Вид топлива Уран метал- лический ио2 ис ио2 + ис ио2 ио2
Тип твэла Стержневой Стержневой Шаровой Блочки Шаровой Шаровой
Материал оболочки топ- лива Магнокс Сталь МТ с РуС и SiC* МТ с РуС и SiC М3' с РуС и SiC МТ с РуС и SiC
Обогащение по 235(J, % 0,72 2,5 93 93 93 6,5
Воспроизводящее топливо 238и 238и Th Th Th 238и
Глубина выгорания топлива МВт • сут/кг U Параметры водяного пара: 3,6 18 130 100 113 70
давление, МПа 3,5 13,2 6,9 16,6 17,3 17,5
температура, °C 340 500 505 538 530 535
Тип корпуса и его форма ПНЖБ, сферический ПНЖБ, цилиндриче- ский Стальной, цилиндриче- ский ПНЖБ, цилиндриче- ский ПНЖБ, цилиндриче- ский ПНЖБ
Пере! рузка топлива Непрерыв- Непрерыв- Непрерыв- Периодиче- Непрерыв- Непрерыв-
ная ная ная ская ная ная
* МТ с РуС и SiC — микротопливо с покрытием из пироуглерода и карбида кремния.
зонной машины, позволяющей осуществлять пере-
грузку «на ходу».
Первые газографиговые реакторы сооружались
в металлических корпусах цилиндрической, потом
и сферической формы диаметром до 20 м. В даль-
нейшем нашел применение корпус из предвари-
тельно напряженного железобетона (ПНЖБ) диа-
метром до 30 м при толщине стенок 3,3 м. Активная
зонатакого реактора (рис. 2.19) представляла собой
кладку из графитовых блоков 200x200 мм с цен-
тральным отверстием диаметром 105 мм, в котором
размещались цилиндрические твэлы из металличе-
ского урана природного обогащения [1].
Развитием газографитовых реакторов с углеки-
слотным теплоносителем явилось создание в Вели-
кобритании усовершенствованных реакторов AGR,
в которых вместо металлического природного ура-
на использовали топливо из диоксида урана с обо-
гащением 2 5 % и оболочки твэлов из стали марки
XI8H9T. Но и они не получили дальнейшего разви-
тия в связи со значительной коррозией углероди-
стой стали в углекислом газе при температуре
600 °C, что обусловливало необходимость сниже-
ния температуры, а соответственно и мощности на
20—25 %.
2.7.2. ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ РЕАКТОРЫ
С ГЕЛИЕВЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
Исследования показали, что по сравнению с ре-
акторами с углекислотным теплоносителем высо-
котемпературные реакторы с гелиевым теплоноси-
телем (ВТГР) в большей степени удовлетворяют
требованиям ядерной и радиационной безопасно-
сти, обладают более экономичным топливным цик-
лом и меньше влияют на экосферу.
Преимущество гелия перед другими теплоно-
сителями в его химической инертности, вследствие
172
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 2
Рис. 2.18. Общий вид магноксового твэла:
а — продольное оребрение с винтообразными пластинами; б — винтообразное оребрение с прямыми
пластинами
Рис. 2.19. Реактор АЭС «Уилфа»:
1 — опора внутрикорпусных устройств; 2 — парогенератор; 3 — радиационная защита парогенератора; 4 — ка-
налы для прохода стержней СУЗ и перегрузки топлива; 5 — активная зона; 6 — газодувка; 7 — опорная конст-
рукция кладки
чего ядерное топливо и конструкционные материа-
лы активной зоны могут работать при высоких тем-
пературах. Гелий обладает хорошими ядерно-фи-
зическими свойствами: он практически не погло-
щает нейтроны и не активируется под облучением.
Хотя по удельной теплоемкости и затратам мощно-
сти на прокачку гелий уступает некоторым тепло-
носителям (например, СО2), однако, обладая хоро-
шей теплопроводностью, гелий даже при умерен-
ных давлениях (4—5 МПа) обеспечивает хорошие
5 2.7J
ГАЗООХЛАЖДАЕМЫЕ РЕАКТОРЫ
173
условия теплосъема. Основной недостаток гелия —
его высокая текучесть, что обусловливает жесткие
требования к герметичности оборудования первого
контура. Технически эта проблема была решена.
Характерными особенностями ВТГР наряду с
применением гелия являются использование гра-
фита в качестве замедлителя, отражателя и основ-
ного конструкционного материала активной зоны
и применение в качестве ядерного топлива микро-
твэлов — сферических кернов диаметром менее
I мм из оксидов или карбидов урана с защитным
покрытием из высокотемпературных материалов:
пироуглерода и карбида кремния. Многослойные
покрытия из этих материалов, нанесенные на сфе-
рические керны, способны удержать внутри керна
газообразные и твердые продукты деления при ра-
бочих температурах до 1600 °C. Микротвэлы име-
ют также специальный пористый слой из изотроп-
ного пироуглерода, нанесенный на керн и служа-
щий объемом для сбора газообразных продуктов
деления.
Твэлы ВТГР представляют собой графитовую
матрицу, в которой диспергированы микротвэлы.
Применение микротвэлов позволяет обеспечить
малую удельную активность первого контура при
глубоком выгорании ядерного топлива и высоких
температурах топлива и теплоносителя. Невозмож-
ность расплавления керамического топлива в виде
микротвэлов, отрицательный мощностный и тем-
пературный коэффициенты реактивности, невоз-
можность образования вторичной критической
массы, самопроизвольное прекращение цепной
реакции деления при «тяжелой» аварии с полной
потерей гелиевого теплоносителя делают ВТГР
наиболее безопасными из всех энергоблоков с
ядерными реакторами других типов.
На начальном этапе развития ВТГР (американ-
ский проект реактора «Форт-Сент-Врейн») его ак-
тивную зону собирали из графитовых блоков шес-
тигранной формы размером под ключ 360 мм и вы-
сотой до 800 мм. Блоки были пронизаны цилиндри-
ческими каналами, в которых размещались топлив-
ные компакты наружным диаметром 12,5 мм и вы-
сотой 50 мм, и цилиндрические каналы для прохода
гелиевого теплоносителя (диаметром 18 мм). При-
меняли интегральную компоновку парогенерато-
ров и газодувок в корпусе из ПНЖБ. Конструкции
реактора и графитового блока представлены соот-
ветственно на рис. 2.20 и 2.21.
Вторым направлением развития ВТГР явилась
конструкция активной зоны на основе твэлов шаро-
вой формы. Наружный диаметр шарового твэла
равен 60 мм, внутри него размешена графитовая
матрица сферической формы диаметром около
50 мм, в которой диспергированы микротвэлы. Эта
концепция была реализована в опытно-промыш-
ленном реакторе THTR-300 (рис. 2.22). Основные
Рис. 2.20. Принципиальная схема реакторной
установки с HTGR АЭС «Форт-Сент-Врейн»:
1 — газодувка; 2 — модуль парогенератора; 3 — ак-
тивная зона; 4 — канал для СУЗ и перегрузки топли-
ва; 5 — канал для ионизационной камеры; б —
охлаждаемая опорная конструкция зоны; 7 — корпус
реактора из ПНЖБ
характеристики опытно-промышленных ВТГР при-
ведены в табл. 2.10.
Использование шаровых твэлов (рис. 2.23) дает
возможность достаточно просто организовать их
непрерывную загрузку-выгрузку при работе реак-
тора на номинальной мощности без ощутимых по-
терь гелиевого теплоносителя, позволяет увели-
чить глубину выгорания топлива и повысить коэф-
фициент нагрузки реактора [6]
174
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
|Разд|
/7® ® ® © © ® ® ® ® ® ®\\
>7 © ® ® ®® ® © ® ® ©® ®\\
//® ® ® ® ® © \\
//® «® р © ® © © ® © «®Ь ® V.
//©«ХЬзУ® ® ®® © ®®\W®® \ч
/7®®©®®®®®®®© © ®® ®®\\
//® © ®@ ®® © ®® ® ®® ® © ®® ®\\
/7© ® ® ®® ® @® ® ©® ® ®® ® ®® ©'Х _
07® ® ® ® ® ®® ® @® © © ® ® ® ®© ® ®А J»
7® ® ® © ©® ® ®®/-^\®@ ©®® ®®® @\\
;®®© ®®® ®® ®7( /)Г©®©©®®®®«»
X© ®® ®@® © ®®ч^<® ® ®®@ ®®@ ®//
\\® ® © ® © ©® © ® ® © @® © © ® ® © ®/7
/\\® ®® ®®@@®© ©®© ®®©@®®//
\\® @®@©®®@®® @®@ в®©®#
/Ж® ® ®® © @® © ® ®® ® ®@ ©®//
1 \\©®© @® @®®® © ®@@®®/7
@® © ©®ОТ\®® ©®® ®//
\\ ® © © ® ©31®3 ® ® ® ® ®//
\\ © ® © @®ХфУ® © © ® ® //
\\ ® ©® © © ® ® © ® © ®/7
—*4л
Рис. 2.22. Схема реакторной установки THTR-Зи
I — парогенератор; 2 — газодувка; 3 — железобетон!
ный корпус; 4 — активная зона с шаровой засыпкой
твэлов
Рис. 2.21. Графитовый блок активной зоны реак-
тора «Форт-Сент-Врейн»:
1 — каналы для твэлов диаметром 15,9 мм; 2 — кана
лы для прохода теплоносителя диаметром 21 мм; 3 -
каналы для выгорающих поглотителей, диаметром
12,7 мм; 4 — графитовая пробка; 5 — отверстие да
захвата перегрузочной машины; 6 — установочный
штифт; 7 — канал потока гелия; 8 —
гнездо
а) 6)
Рис. 2.23. Шаровые твэлы:
а — твэл с резьбовой пробкой;
б — прессованный твэл; 1 —
резьбовая пробка; 2 — графито-
вая оболочка; 3 — графитовая
матрица; 4 — наружная зона (без
топлива); 5 — делящийся и вос-
производящий материал
§2.7]
ГАЗООХЛАЖДАЕМЫЕ РЕАКТОРЫ
175
Применение в активной зоне уран-графитовых
твэлов и гелиевого теплоносителя уменьшает пара-
зитный захват нейтронов и позволяет достигать вы-
1 соких значений коэффициента воспроизводства то-
плива (КВ ~ 0,6—0,8).
В ВТГР могут быть применены различные топ-
ливные циклы — как чисто урановый (на слабообо-
гащенном уране, который в принципе может быть
реализован без химической переработки), так и с
использованием тория и плутония, причем для
ВТГР особенно выгоден ториевый цикл, КВ топли-
ва в котором может достигать единицы. Благодаря
высоким температурам газа на АЭС с реакторами
ВТГР могут быть использованы паровые турбины
с современными высокими параметрами пара (/ =
= 545 °C, р = 17—24 МПа). КПД таких энерго-
блоков может достигать 40—43 %. Однако требова-
ния безопасности (при возможном попадании пара
из разгерметизированных трубок парогенератора в
активную зону не исключено появление положи-
тельной реактивности), стремление к переходу на
более высокоэкономичный цикл преобразования
энергии, успехи в разработке газовых турбин и вы-
сокоэффективных (95 %) рекуператоров, необхо-
димость повышения конкурентоспособности ВТГР
на мировом рынке производства электроэнергии
побудили разработчиков к переходу на прямой га-
зотурбинный цикл. Этот цикл более перспективен
как для снижения капитальных затрат, так и для по-
вышения маневренности АЭС и использования ее в
регулируемом режиме и позволяет повысить КПД
энергоблока до 47—50 %. Кроме того, ВТГР пер-
спективны и в плане применения тепловой энергии
реактора для различных высокотемпературных
процессов (в металлургии, химическом производ-
стве и т.п ). В России был разработан технический
проект энерготехнологической установки с реакто-
ром ВГ-400 электрической мощностью 400 МВт с
температурой гелия 950 °C для одновременного
производства водорода и электроэнергии. Концеп-
ция и технические решения реактора ВГ-400 близ-
ки к проекту реактора THTR-300, который был по-
строен в Германии.
Активная зона реактора, образованная свобод-
ной засыпкой шаровых твэлов, расположена в цен-
тральной полости корпуса, а теплообменное обору-
дование (высокотемпературные теплообменники,
парогенераторы) — в его периферийных полостях.
В активной зоне предполагается использовать прин-
цип однократного прохождения твэлами активной
зоны за кампанию. В установке применен промежу-
точный гелиевый контур, который предотвращает
попадание радиоактивных продуктов деления в кон-
тур технологического теплоносителя. Принципиаль-
ная компоновка установки показана на рис. 2.24.
2.7.3. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ КОНСТРУКЦИИ
УСТАНОВОК С ГАЗООХЛАЖДАЕМЫМИ
РЕАКТОРАМИ
Гелиевый реактор па быстрых ней тронах
(БГР-300). НИКИЭТ совместно с РПЦ «Курчатов-
ский институт» (РНЦ КИ) разработал проект про-
тотипа реактора БГР-300 со стержневыми твэлами
в стальных оболочках и кассетами с засыпкой мик-
ротвэлов. Движение гелиевого теплоносителя про-
дольно-поперечное. Корпус БГР-300 из ПНЖБ
рассчитан на давление 16 МПа. Разрабатывались
варианты одноконтурной схемы с гелиевой турбо-
установкой и двухконтурной схемы с давлением
во втором контуре меньшим, чем давление гелия.
Однако существенным недостатком проекта БГР
была необходимость отвода остаточного тепловы-
деления активной системой циркуляции теплоно-
сителя с использованием энергоисточников быст-
рого включения. При тяжелой аварии с потерей
гелиевого теплоносителя такая система не могла
должным образом функционировать и, следова-
тельно, не обеспечивалась радиационная безопас-
ность установки.
Атомная базовая технологическая установка
АБТУ-Ц-50. Наиболее проработанным отечествен-
ным проектом установки с газоохлаждаемым реак-
тором и шаровыми твэлами являлся технический
проект атомной базовой технологической установ-
ки АБТУ-Ц-50 электрической мощностью 50 МВт
с радиационными контурами, образованными цир-
кулирующими в них шаровыми твэлами. Высоко-
температурный реактор ВГР-50 тепловой мощно-
стью около 140 МВт имел стальной силовой корпус
с размерами, аналогичными размерам серийного
корпуса ВВЭР-1000. Мощность у-излучсния, гене-
рируемая установкой, составляла около 500 кВт,
или 0,4 % тепловой мощности реактора, что соот-
ветствовало у-излучению 25 • 106 г-экв Ra и позво-
ляло организовать промышленное производство
радиационно-химической продукции (радиацион-
но-модифицированного полиэтилена, полимер-бе-
тона, полимер-древесины) и выполнять стерилиза-
цию медикаментов и белковых продуктов.
Высокотемпературные модульные ядерные
реакторы с гелиевым теплоносителем. В Герма-
нии выполнены проекты модульного ВТГР с инте-
гральной компоновкой парогенератора (при двух-
контурном исполнении) и гелий-гелиевого теплооб-
менника с газотурбинной установкой, исключающей
возможность попадания водяного пара и воды в ак-
тивную зону. Тепловая мощность модуля 256 МВт.
Фирма «Интератом» концерна «Сименс» разра-
ботала проект «Модуль-реактор» тепловой мощно-
стью 170—200 МВт с двухконтурной схемой и раз-
дельным размещением реактора и парогенератора
(или гелий-гелиевого теплообменника) в стальных
176
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 2
Б—Б
5
Рис. 2.24. Реактор ВГ-400:
1 корпус, 2 активная зона, 3 — теплообменник; 4 — газодувка; 5 — парогенератор; 6 — промежуточны!
подогреватель; 7 — подвеска ионизационной камеры; 8 — исполнительный механизм; 9 — загрузочные каналы
/0 — графитовый отражатель; II — канал разгрузки
корпусах, соединенных коаксиальным газопрово-
дом. Основные характеристики проектов приведе-
ны в табл. 2.11.
При научном руководстве РНЦ
институт» были разработаны модульные ВТГР
шаровыми твэлами для
энергетических и
J 2.7J
ГАЗООХЛАЖДАЕМЫЕ РЕАКТОРЫ
177
Таблица 2.11. Основные проектные характеристики ВТГР модульного типа с шаровыми твэлами
Характеристика Реакторная установка
АБТУ-Ц-50 HTR-100 ВГМ-200 «Север-10» PBMR HTR-10
Разработчик, страна ВНИИАМ, ХРБ, ОКБМ, ВНИИАМ, ИСТ ЕСКОМ, 1NET,
РНЦ КИ Германия ИАЭ, СССР РНЦ КИ, РФ ЮАР Китай
Тепловая мощность, МВт 137 256 200 10 256 10
Электрическая мощность, МВт 50 100 80 3,0 НО —
Технологическое произ- водство Модифици- рованный полиэтилен — Водород Горячая вода — —
Годовая производитель- ность 5000 т — 28- 107 м3 1400 Гкал — —
Топливо Диоксид Диоксид Диоксид Диоксид Диоксид Диоксид
урана урана урана урана урана урана
Обогащение урана, % 21 8 8 21 8 —
Форма твэла, наружный диаметр, мм Сфера, 60 Сфера, 60 Сфера, 60 Сфера, 60 Сфера, 60 Сфера, 60
Теплонапряженность, МВт/м3 6 4,2 3,1 2,3 3,7 —
Глубина выгорания топлива, МВт • сут/кг 175 80 80 80 80 —
Давление/температура ге- лия, МПа/°С 4/850 7/700 7/950 1/850 7/950 —
Число твэлов/число пэ- лов* в активной зоне 1,2- 105/104 3,3 • 105/— 3 • 1 о5/— 1,5- 104/— 3,3- 105/11 • 104 —
Схема РУ Двухкон- Двухкон- Двухкон- Двухкон- Однокон- Однокон-
турная турная турная турная турная турная
* ПЭЛ — поглощающий элемент.
технологических установок с одновременным про-
изводством электроэнергии и теплоты для энерго-
технологических целей [4].
Наиболее проработанным был проект модуль-
ного реактора ВГМ-200 тепловой мощностью
200 МВт (см. табл. 2.11). Реактор ВГМ имеет цилин-
дрическую активную зону диаметром 3 м и высотой
9мео свободной засыпкой шаровых твэлов, переме-
щающихся по принципу многократной циркуляции.
Удельная мощность активной зоны 3 МВт/м3.
Реакторная установка имеет один основной кон-
тур охлаждения реактора и одну вспомогательную
систему охлаждения. Движение теплоносителя осу-
ществляется в активной зоне сверху вниз. Основной
контур охлаждения включает в себя главную цирку-
ляционную газодувку, высокотемпературный теп-
лообменник и парогенератор.
ВГТР модульного типа с металлическими кор-
пусами имеют систему пассивного отвода остаточ-
ного тепловыделения с гарантированным непревы-
шением уровня допустимых температур. Ядерная
безопасность ВТГР основана на отрицательном тем-
пературном коэффициенте реактивности и практи-
ческом отсутствии захвата теплоносителем нейтро-
нов в активной зоне. Радиационная безопасность
ВТГР обеспечивается конструкцией микротвэлов,
удерживающей продукты деления топлива в кернах
при температуре до 1600 °C практически неограни-
ченное время, а при температуре 2000 °C в течение
нескольких часов в инертной гелиевой среде.
Реакторные установки с ВТГР малой мощ-
ности. ВНИИАМ совместно с РНЦ «Курчатовский
институт» разработал проект компактной реактор-
ной установки «Север-10» с ВТГР. Активная зона
реактора выполнена в виде засыпки шаровых твэ-
лов и имеет тепловую мощность 10 МВт. Особен-
ностью реакторной установки является интеграль-
ное размещение в верхней части стального корпуса
гелий-воздушного теплообменника, а в нижней
части корпуса — хранилища для выгоревших ша-
ровых твэлов (рис. 2.25). Таким образом, без соору-
жения хранилища твэлов обеспечивается работа
установки в течение 60 лет с трехкратной загрузкой
активной зоны «свежими» твэлами. Корпус реакто-
ра транспортабелен воздушным путем. Предпола-
гается работа по двухконтурной схеме с газотур-
бинной установкой. В качестве рабочего тела во
втором контуре используют воздух. Радиационная
178
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
Рис. 2.25. Реакторная установка «Север-10» с ВТГР:
I — биологическая защита; 2 — хранилище отработавших твэлов; 3 — активная зона с шаровыми твэлами;
4 — засыпка из сыпучего материала; 5 — газовоздуходувка
защита в реакторе исключает активацию аргона,
содержащегося в воздухе. Ядерная и радиационная
безопасность реакторной установки «Север-10»
обеспечивается пассивными способами отвода ос-
таточного тепловыделения даже при «тяжелой»
аварии с разрушением корпуса реактора [5]. Основ-
ные характеристики РУ приведены в табл. 2.11.
Опытные ВТГР малой мощности сооружаются
в Японии и Китае. Реакторная установка с модуль-
ным ВТГР и одноконтурной гелиевой турбоуста-
Таблица 2 12 Основные характеристики модульных ВТГР с блочными твэлами
Характеристика Реакторная установка
HTTR HTGR-450 ГТ-МГР
Разработчик, страна JAERI, Япония Дженерал Атомик, США Дженерал Атомик, ORNL, США, ОКБМ, РНЦ КИ, РФ
Тепловая мощность, МВт 30 450 600
Электрическая мощность, МВт — 180 286
Схема РУ Двухконтурная Двухконтурная Одноконтурная
Давление/температура, МПа/°С 4/1000 7/750 7/850
5 2.8)
ТЯЖЕЛОВОДНЫЕ РЕАКТОРЫ
179
новкой для выжигания оружейного плутония раз-
рабатывалась в США
В настоящее время в рамках Российско-амери-
канского соглашения ведутся работы по разработке
концептуального проекта модульного газоохлаж-
даемого реактора с прямым газотурбинным циклом
ГТ-МГР тепловой мощностью 600 МВт (табл. 2.12).
Реактор и компоненты газотурбинной установки
размещены в стальных корпусах. В кольцевой ак-
тивной зоне применены твэлы призматической
формы на основе микротоплива с керамическими
защитными покрытиями. Этот реактор, помимо вы-
работки электроэнергии в традиционном урановом
цикле, обладает универсальными возможностями
по сжиганию оружейного плутония до уровня,
обеспечивающего невозможность его повторного
использования для военных целей.
В ЮАР при научно-технической поддержке ря-
да стран, включая и Россию, разрабатывается кон-
цептуальный проект PBMR (с реактором модуль-
ного типа с шаровыми твэлами и гелиевой турби-
ной). Центральная часть активной зоны реактора
заполнена графитовыми шарами без топлива, а в
кольцевой части размещаются твэлы. Это позволя-
ет отвести остаточное тепловыделение при тяже-
лой аварии пассивными способами и обеспечить
радиационную безопасность энергоблока.
2.8. ТЯЖЕЛОВОДНЫЕ РЕАКТОРЫ
Реакторы называют тяжеловодными, так как в
качестве замедлителя нейтронов в них использует-
ся тяжелая вода (D2O). Тяжелая вода имеет самый
большой коэффициент замедления по сравнению с
легкой водой и графитом, т.е. поглощение нейтро-
нов в ней минимально. Это дает возможность ис-
пользовать в данных реакторах в качестве ядерного
топлива природный уран. Пробег нейтронов в тя-
желой воде велик (по сравнению с пробегом в лег-
кой воде), поэтому размеры тяжеловодных реакто-
ров значительно превышают размеры легководных
реакторов равной мощности. Тяжеловодные реак-
торы применяют в таких странах, как Канада, Ин-
дия, Китай, Республика Корея, Пакистан, Аргенти-
на, Румыния, Япония.
В качестве теплоносителя в тяжеловодных реак-
торах обычно применяют как тяжелую воду (это ре-
акторы PHWR), так и легкую воду (реакторы
HWL-WR), по существуют прототипы тяжеловод-
ных реакторов, в которых в качестве теплоносителя
используется газ (реакторы HWGCR). Максималь-
ное распространение получили реакторы PHWR
(CUNDU — Canada Deuterium Uranium). Принципи-
альная схема реактора представлена на рис. 2.26.
Горизонтальный бак (бак-каландр), изготов-
ленный из нержавеющей стали (а в некоторых слу-
чаях из цирконий-ниобиевого сплава), пронизан с
Рис. 2.26. Принципиальная тепловая схема
реактора PHWR:
1 — компенсатор давления; 2 — паропровод к тур-
бине, 3 — парогенератор; 4 — циркуляционные на-
сосы первого контура; 5 — коллекторы; 6 — органы
регулирования; 7 — бак-каландр; 8 — труба каланд-
ра с рабочим каналом; 9 — теплообменник охлажде-
ния замедлителя; 10 — циркуляционный насос
замедлителя
торцов трубами каландра и заполнен тяжелой во-
дой. Рабочие каналы с ТВС размещены в трубах ка-
ландра и образуют активную зону реактора. Бак-ка-
ландр находится в бетонном боксе, заполненном
легкой водой, которая выполняет функцию биоло-
гической и тепловой защиты. Теплоноситель (тя-
желая вода) подается индивидуально в каждый
рабочий канал с одного торца бака-каландра, омы-
вает твэлы ТВС в канале, нагревается и выходит из
канала с другого торца бака, направляясь в пароге-
нератор. Первый контур подобного реактора имеет
обычно две петли охлаждения; давление в контуре
составляет около 10 МПа.
Рабочие каналы проходят через оба торцевых
слоя биологической защиты, что позволяет присое-
динять к каналам стыковочные узлы перегрузоч-
ных машин. Рабочие каналы, находящиеся в преде-
лах активной зоны, изготовлены из сплава Zr-4,
слабо поглощающего тепловые нейтроны.
180
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.!
Пространство в баке между трубами каландра
заполнено тяжелой водой с близким к атмосферно-
му давлением. Температуру замедлителя (тяжелой
воды) в баке-каландре поддерживают на уровне
70 °C. Давление в баке невелико, тонкостенные тру-
бы каландра, изготовленные из алюминиевого спла-
ва, слабо поглощают тепловые нейтроны что наряду
с другими факторами положительно сказывается на
балансе нейтронов и позволяет получить относи-
тельно высокое значение коэффициента воспроиз-
водства, приближающееся к 0,9. Давление теплоно-
сителя несут рабочие каналы. Для сведения к разум-
ному минимуму перетечек теплоты теплоносителя
к замедлителю, зазор между трубой каландра и гру-
бой рабочего канала заполняют газом. Рост темпе-
ратуры замедлителя обусловлен в основном внут-
ренним тепловыделением в его объеме вследствие
замедления нейтронов и поглощения энергии
у-квантов. Тепловыделение достигает 6—7 % теп-
ловой мощности реактора. Теплоотвод от замедли-
теля осуществляется автономным контуром охлаж-
дения. В качестве топлива используется диоксид
урана природного обогащения (0,714 % по изотопу
?35
U). В каждый рабочий канал помещают 12 ТВС
длиной 492 мм. ТВС состоит из стержневых твэлов
(рис. 2.27). Оболочка твэла изготовлена из сплава
Zr-4. Тепловыделяющие сборки в каждом рабочем
канале автономны, что позволяет проводить пере-
грузку топлива на ходу, проталкивая отработавшие
сборки по длине канала. Эту операцию выполняют
с помощью двух перегрузочных машин, располо-
женных с торцов бака-каландра. Стыковочные узлы
каждой машины стыкуются с каналом, уплотняются
с ним и удаляют элементы герметизации канала.
Загрузочная машина подает ТВС в капал, проталки-
вая ее на полную длину, а машина выгрузки прини-
мает с противоположного торца выгоревшую ТВС.
Режим рабо гы реактора с перегрузкой на ходу
позволяет иметь минимальную топливную загруз-
ку активной зоны, а следовательно, и свести к ми-
нимуму устройства компенсации избыточной реак-
тивности. Система компенсации состоит из герме-
тичных камер, заполненных легкой водой, выпол-
няющей роль поглотителя тепловых нейтронов.
Уровень воды в камерах может изменяться от мак-
симума до нуля. Компенсация избыточной реак-
тивности осуществляется также подачей в замедли-
тель раствора сильных поглотителей тепловых ней-
тронов (бора или гадолиния). Кроме того, для вы-
равнивания эпюры энерговыделения в бак-каландр
вводятся регулирующие стержни из нержавеющей
стали. Оперативное снижение мощности выполня-
ется стержнями, содержащими кадмий.
Аварийный останов реактора осуществляется
сбросом в объем бака-каландра вертикальных
стержней аварийной защиты, содержащих кадмий,
с одновременным интенсивным впрыском в замед-
Рис. 2.27. Тепловыделяющая сборка реактора
CANDU:
I — таблетка из диоксида урана; 2 — твэл; 3 — дис-
танционирующий выступ; 4 — концевая решетка
литель раствора нитрата гадолиния. В отдельных
конструкциях тяжеловодных реакторов аварий-
ный останов может осуществляться сбросом за-
медлителя из бака-каландра в специальный сброс-
ной бак [13].
В состав систем безопасности реактора, кроме
двух систем аварийного останова, входят система
аварийного охлаждения активной зоны и система
локализации, снижающая давление в защитной
оболочке при аварии с потерей теплоносителя и от-
водящая остаточную теплоту.
4 2.9]
ОТРАБОТАВШЕЕ ЯДЕРНОЕ ТОПЛИВО И РАДИОАКТИВНЫЕ ОТХОДЫ
181
Таблица 2.13. Характеристики реакторов |72] тяжеловодных
Тип реактора (АЭС, страна)
Характерис гика PHWR («Дарлингтон-4», Канада) HWLWR («<I>yreH(ATR)», Япония)
Электрическая мощность, МВТ 935 165
Теплоноситель d2o Н2О (с кипением)
Диаметр актив- ной зоны, м 5,66 4,05
Высота актив- ной зоны, м 5,94 3,70
Топливо ио2 UO2 + РиО2
Обогащение топ- лива первой за- oz 235., грузки, % U 11риродное 1,5U/1,4MOX
Обогащение топ- лива при пере- грузке, % 235и I [риродное I,9U/2,0MOX
Число ТВС 6240 224
Число твэлов в ТВС 37 28
Диаметр твэла, мм 13,1 16,5
Высота твэла, мм 492 4045
Материал обо- лочки твэла Zr-4 Zr-2
Глубина выгора- ния топлива, МВт • сут/кг 7,79 17
Давление тепло- носителя, МПа 104 66,7
Температура теп- лоносителя в ак- тивной зоне (вход/выход), °C 265/313 277/284
Основные параметры тяжеловодных реакторов
типа PHWR приведены в табл. 2.13.
Если в качестве теплоносителя в тяжеловод-
ном реакторе применяют легкую воду (реактор
HWLWR) реактор может быть с кипением тепло-
носителя в активной зоне (см. табл. 2.13) В этом
случае бак-каландр и трубы каландра имеют вер-
тикальное расположение. На вход рабочих кана-
лов подают легкую воду, которая по ходу движе-
ния в канале нагревается до кипения и частично
испаряется. Пароводяная смесь поступает из рабо-
чих каналов в барабан-сепаратор, в котором пар
отделяется от воды и направляется в турбину, а во-
да возвращается в циркуляционный контур.
Наличие легкой воды в рабочих каналах актив-
ной зоны реактора HWLWR несколько ухудшает
баланс нейтронов и обусловливает необходимость
применения в данном реакторе слабообогащенного
топлива.
Система компенсации избыточной реактивно-
сти и органов регулирования в кипящих тяжело-
водных реакторах с легководным теплоносителем
в принципе те же, что и в реакторах с тяжеловод-
ным теплоносителем.
Развитие реакторов типа CUNDU идет по пути
повышения безопасности. Так, для реакторов
CUNDU-3 (электрическая мощность 450 МВт) и
CUNDU-9 (1050 МВт) системы безопасности и
штатной эксплуатации разделены, а система ава-
рийного останова включает две независимые под-
системы: жидкостную и стержневую. Система ава-
рийного охлаждения активной зоны усовершенст-
вована, и, например, для реактора CUNDU-3 авто-
матически срабатывает при аварии с небольшой
течью из корпуса реактора. Защитная оболочка из
предварительно напряженного железобетона, рас-
считанная на повышенное давление, локализует
реактор и парогенераторы и может выдерживать
флуктуации давления, что позволило отказаться от
системы орошения в целях конденсации пара внут-
ри оболочки во время аварии. Реакторы оборудо-
ваны двумя независимыми системами защиты от
тяжелых аварий [77, 84].
2.9. ОТРАБОТАВШЕЕ ЯДЕРНОЕ ТОПЛИВО
И РАДИОАКТИВНЫЕ ОТХОДЫ
Эксплуатация ядерного реактора сопровождает-
ся наработкой радиоактивных отходов, и важней-
шим условием развития ядерной энергетики являет-
ся последовательная реализация концепции гаран-
тии безопасности населения, персонала и окружаю-
щей среды. Гарантия безопасности может быть
обеспечена надежной локализацией радиоактивных
отходов, их должной обработкой, хранением и захо-
ронением [28].
При работе блока радиоактивные отходы нака-
пливаются в виде продуктов деления в отработав-
шем ядерном топливе, а также в виде жидких, твер-
дых и газообразных отходов.
Отработавшее ядерное топливо (ОЯТ). На
атомных электростанциях основное количество наи-
более радиологически значимых нуклидов (более
99,5 %) находится в ядерном топливе тепловыделяю-
щих сборок.
В табл. 2.14 приведены основные радиацион-
ные характеристики облученного ядерного топлива
для реактора ВВЭР-1000.
Образование высокоактивных радионуклидов, в
том числе долгоживущих а-активных искусствен-
ных трансурановых элементов (гехнеция, плутония,
нептуния, америция, кюрия и др.), обусловливает
большую потенциальную опасность отработавшего
182 РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ [РаздВ }
Таблица 2.14. Интегральные удельные радиационные характеристики облученного топлива реакторИ i
ВВЭР-1000* {
Выдержка Активность, Бк Керма-эквивалент**, нГ р • м2/с Теплота распада, кВт
полная Р- Y-
0 7,64+ 18 2,67 + 11 2,59 + 3 1,28 + 3 1,29 + 3 1
1 мин 5,23 + 18 1,55 + 11 1,35 + 3 6,10 + 2 7,30 + 2 j
1 ч 2,83 + 18 6,56+ 10 5,08 + 2 2,05 + 2 2,98 + 2 j
1 сут 1,56+ 18 2,58+ 10 1,92 + 2 7, 60 + 1 1,13 + 2
1 мес 5,40+ 17 6,85 + 9 5,90 + 1 2,82 + 1 3,01 + 1
0,5 года 1,77+ 17 1,57 + 9 1,98+ 1 1,28+ 1 6,82 + 0 1
1 год 9,99 + 16 6,85 + 8 1,12 + 1 8,11+0 2,97 + 0
3 года 3,46 + 16 2,91 + 8 3,53+0 2,22 + 0 1,26 + 0 1
10 лет 1,34+ 16 9,03 + 7 1,03 + 0 6,03 - 1 3,87-1 1
30 лет 7,61 + 15 4,33 + 7 5,62 - 1 3,54-1 1,85-1 1
* Удельные характеристики относятся к топливу, длительность облучения которого в реакторе составил
870 сут при работе на удельной мощности 43,6 МВт/т и энерговыработке в 37,9 ГВт- сут/т.
** Керма — отношение суммы начальных кинетических энергий d£ всех заряженных частиц, образовании!
косвенно ионизирующим излучением в элементарном объеме к массе dm вещества в этом объеме. Керма-эквы
валент — мощность воздушной кермы фотонного излучения с энергией фотонов больше заданного пороговой
значения Е точечного изотропного излучающего источника, находящегося в вакууме, на расстоянии от исто
ника, умноженная на квадрат этого расстояния [23].
18
Примечание. Запись 7,64 + 18 означает 7,64 • 10 Бк.
топлива АЭС, которая может сохраняться на протя-
жении тысяч лет. Часть этих радионуклидов (уран,
плутоний, а в будущем, возможно, и другие деля-
щиеся изотопы трансурановых элементов) после ра-
диохимической переработки может быть вновь ис-
пользована в топливном цикле как ядерное топливо;
часть радионуклидов может быть подвергнута дли-
тельному нейтронному облучению в реакторах для
снижения общей активности и/или общей радио-
токсичности (т.е. подвергнута трансмутации), одна-
ко в конечном счете при любых технологиях даль-
нейшего использования ОЯТ и любой организации
топливного цикла останется определенное количест-
во высокотоксичных долгоживущих радионуклидов,
не подлежащих использованию и являющихся высо-
коактивными радиоактивными отходами, которые
должны быть захоронены.
Отработавшие тепловыделяющие сборки вре-
менно хранят в бассейне выдержки энергоблока,
затем в хранилище отработавшего ядерного топли-
ва (ХОЯТ). В дальнейшем сборки должны быть вы-
везены с территории АЭС на радиохимический
комбинат для регенерации, в ходе которой ТВС
вначале разделывают (концевые элементы ТВС от-
деляют от твэлов), затем пучки твэлов расчленяют
на короткие отрезки, после чего отрезки растворя-
ют в азотной кислоте. Полученный раствор топли-
ва центрифугируют (или фильтруют) для отделе-
ния от него нерастворившихся продуктов деления и
продуктов коррозии. После этого из раствора выде-
ляют уран и плутоний в виде уранил-нитрата и нит-
рата плутония, которые, проходя технологическую 1
цепочку, превращаются в порошки оксида уранам I
плутония, направляемые в промежуточные храни-I
лища, а затем на линию производства твэлов.
Жидкие радиоактивные отходы (ЖРО). Ос-И
новными источниками образования ЖРО являю™
следы продуктов деления, активированные продуй-
ты коррозии и активированные примеси, находя-!
щиеся в теплоносителе первого контура.
Ограничение распространения радиоактивных!
продуктов и выхода их в окружающую среду обес-1
печивается последовательной реализацией принци-1
па эшелонированной зашиты, основанной на приме !
нении системы барьеров.
Источниками загрязнения теплоносителя пер-1
вого контура продуктами деления при работе блока!
являются: дефекты твэлов с газовой неплотностью
(или более значимыми повреждениями), поверхно-1
стное загрязнение оболочек твэлов, активирован-!
ные примеси и продукты коррозии.
Поддержание проектного значения удельной!
активности теплоносителя первого контура на дос-
таточно низком уровне при работе энергоблока
обеспечивается постоянной очисткой теплоносите-
ля первого контура с помощью высокотемператур-
ных и ионообменных фильтров и периодической
дегазацией теплоносителя.
Активация теплоносителя первого контура
обусловлена осколочной активностью, так как при
работе энергоблока возможно попадание продух-
5 2.9]
ОТРАБОТАВШЕЕ ЯДЕРНОЕ ТОПЛИВО И РАДИОАКТИВНЫЕ ОТХОДЫ
183
235
тов деления U в теплоноситель первого контура
в результате процессов, которые могут протекать в
активной зоне реактора: выхода в теплоноситель
ядер-продуктов деления, присутствующих в каче-
стве загрязнений на внешних поверхностях твэлов;
^деления газообразных и летучих продуктов де-
ления из-под оболочки твэлов через микро дефекты
в оболочке (газовая негерметичность твэлов), появ-
ляющиеся в процессе работы реактора в результате
воздействия излучения и нарушения водного режи-
ма теплоносителя первого контура; выхода продук-
тов деления всего спектра в контур в результате
прямого контакта теплоносителя с топливом при
значительном повреждении оболочек твэлов, и
коррозионной активностью теплоносителя, уро-
вень которой будет определяться активацией про-
дуктов коррозии конструкционных материалов,
проходящих с теплоносителем через активную зо-
ну реактора; примесей теплоносителя при прохож-
дении его через активную зону реактора; пленки
продуктов коррозии на конструкционных материа-
лах активной зоны реактора.
Кроме того, не исключена возможность присут-
ствия в теплоносителе первого контура следов
трансурановых элементов из-за возможного нару-
шения герметичности твэлов.
По объемной активности ЖРО подразделяют на
слабоактивные (активностью менее 3,7 • 105 Бк/л),
среднеактивные (от 3,7 • I05 до 3,7 • 1О10 Бк/л) и вы-
сокоактивные (более 3,7 • 1О10 Бк/л) [28].
В среднем на один энергоблок с реактором
з
ВВЭР-1000 образуется в год до 30 тыс. м радиоак-
тивных вод, требующих переработки. В них может
содержаться до 50 т солей. На один блок с реакто-
3
ром РБМК-1 000 образуется до 100 тыс. м радиоак-
тивных вод, в которых содержится до 100 т солей
[31,32]
ЖРО перерабатывают на установках глубокого
выпаривания, а затем кондиционируют (включают
в связывающие компоненты: битум, цементный
раствор, стекло или керамику).
Твердые радиоактивные отходы (ТРО) обра-
зуются в период нормальной эксплуатации АЭС,
при ремонтных работах и авариях.
Все ТРО делят на три группы в зависимости от
генерируемой ими мощности дозы у-излучения, их
удельной а- или [3-активности или поверхностного
загрязнения а- или |3-излучателями (табл. 2.15).
Твердые радиоактивные отходы, образующие-
ся на АЭС с реакторами типа ВВЭР, РБМК и БН,
однотипны и представляют собой отработавшее
оборудование и материалы. Как правило, по объе-
му преобладают отходы низкой удельной активно-
сти (70—80 % объема), причем 40—60 % из них
составляют органические отходы.
Таблица 2.15. Классификация твердых
радиоактивных отходов АЭС [28|
Параметр Группа отходов
1(низкоак- тивные) 11 (средне- активные) Ill (высоко- активные)
Мощность дозы излучения, мЗв/ч Объемная актив- ность, Бк/кг: 1 10~4— 0,3 0,3—10 Более 10
Р" 7,4 • 104— 3,7- 106 3,7- 10б— 3,7- 109 Более 3,7- 109
а Поверхностное загрязнение, 2 част/(см • мин): 7,4- 103— 3,7- Ю5 3,7 • 105— 3,7 • 108 Более 3,7- 108
Г 5- 102— 1 • 104 1 • ю4— 1 • 107 Более 1 • 107
а 5—1 • 103 1 • 103— 1 • 106 Более 1 • 106
В среднем в расчете на 1 год нормальной экс-
плуатации энергоблока с реактором ВВР-440 обра-
зуется 200 м3 ТРО, для энергоблока с ВВЭР-1000 —
300 м3, для энергоблока с РБМК-1000 — 500 м3 и
для энергоблока с БН-600 — 300 м3 ТРО [53].
Все ТРО на АЭС складируют в специальных по-
мещениях, в которых их сортируют по категориям и
уровням активности. ТРО 1 группы делятся на сжи-
гаемые, прессуемые, переплавляемые и не подлежа-
щие переработке. ТРО каждой категории загружают
в специальные контейнеры, конструкция которых
обеспечивает безопасное обращение с ТРО и воз-
можность их механизированной погрузки и разгруз-
ки. Биологическая защита контейнеров должна
обеспечивать мощность дозы на расстоянии 1 м от
контейнера не более 10 мбэр/ч.
Для временного хранения ТРО на АЭС преду-
смотрены железобетонные ячейки специально обо-
рудованного хранилища в спецкорпусе или в от-
дельно стоящем хранилище (ХТРО). ХТРО пред-
ставляют собой заглубленные бетонированные ем-
кости, гидроизолированные от осадков и подзем-
ных вод. Сплошная наружная гидроизоляция дни-
ща и стен подземной части ХТРО может быть вы-
полнена из профилированного полиэтилена. При-
нятая толщина стен и перекрытий хранилища обес-
печивает его должную механическую прочность.
Вокруг ХТРО пробурены контрольные пробоот-
борные скважины, из которых периодически отби-
рают пробы воды для определения наличия в них
радиоактивных веществ.
184
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Раз* 1
В соответствии с проектами действующих АЭС
хранилища ТРО рассчитаны на временное хранение
и могут заполняться отходами I и II групп в течение
10 лет. Хранилища ТРО III группы рассчитаны на
заполнение и хранение отходов в течение 30 лет.
Прессование сокращает объем отходов в 3—6
раз, сжигание — в 80—100 раз. Зольный остаток по-
сле сжигания ТРО собирают в упаковки, исключаю-
щие его распыление, и направляют на захоронение.
Установка сжигания ТРО оборудуется системой
очистки уходящих газов и выбросной трубой [56].
Газообразные радиоактивные отходы. В про-
цессе работы реакторной установки при неоргани-
зованных протечках теплоносителя первого конту-
ра, активных сред системы обработки борсодержа-
щих вод, переработки и хранения трапных вод, сис-
темы временного хранения сорбентов и других
сред в воздух необслуживаемых помещений зоны
строгого режима энергоблока возможно выделение
радиоактивных инертных газов и аэрозолей.
Кроме того, потенциальными источниками ра-
диоактивных продуктов в воздухе помещений кон-
тролируемой зоны являются газы и аэрозоли, обра-
зующиеся при ремонтных работах; водяные пары,
выходящие в центральный зал при вскрытии реак-
тора; водяные пары из бассейна выдержки в перио-
ды перегрузки топлива.
Максимальная расчетная активность в герме-
тичном объеме при работе энергоблока на мощно-
сти близка к допустимым концентрациям по от-
дельным радионуклидам, а в сумме ориентировоч-
но составляет по инертным радиоактивным газам
до 7000 Бк/л, по иоду до 6,5 • 10 Бк/л, по аэрозо-
лям до 12 Бк/л.
Максимальная расчетная активность воздуха в
основных необслуживаемых помещениях вне гер-
метичного объема поддерживается ниже допусти-
мых концентраций по отдельным радионуклидам, а
в сумме составляет по инертным радиоактивным
газам до 0,015 Бк/л, по иоду до 0,06 Бк/л, по аэрозо-
лям до 0,3 Бк/л.
Выброс радиоактивных веществ в атмосферу из
вентиляционной трубы реакторного отделения в но-
минальном режиме работы энергоблока определя-
ется неорганизованными протечками теплоносите-
ля первого контура в помещениях реакторного отде-
ления и сдувками (отводами газа) из технологиче-
ского оборудования. Основной выброс радиоактив-
ных веществ из вентиляционной трубы реакторного
отделения осуществляется системой спецвентиля-
ции и системой очистки газовых сдувок (СГО). Очи-
стка радиоактивного выброса на фильтрах спецвен-
тиляции снижает активность выброса на два поряд-
ка. Радиоактивные инертные газы перед выбросом
в вентиляционную трубу предварительно выдержи-
вают в специальных емкостях: криптон в течение
51 ч, ксенон в течение 773 ч.
2.10. ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ I
ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
2.10.1. ЗАДАЧИ И КЛАССИФИКАЦИЯ
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
Те пл о гидравлические расчеты ядерной паро-1
производящей установки проводят с целью поъ-1
чить информацию о распределении скоростей!I
давлений теплоносителя по контуру циркуляцщИ
при известных характеристиках и геометрии кон-1
тура, средствах циркуляции, температурных поте 1
и тепловых потоках при известных тепловыдие-И
ниях, расходах теплоносителя. Тепло гидравличе-
ские расчеты позволяют решать и обратные зада-
чи: 1) подбирать геометрию или средства циркуля-
ции так, чтобы обеспечить необходимые расходы
и температуры теплоносителя; 2) определять рас-
ход теплоносителя и поверхность теплообмена
обеспечивающие необходимые параметры тепло-
носителя при заданной мощности.
Тепловые и гидравлические расчеты ведута
совместно, поскольку поля температур (энталь-
пий), скоростей и давлений влияют друг на друга,
особенно сильно это влияние проявляется в сжи-
маемых и двухфазных потоках, в которых измене-
ния энтальпий влекут за собой изменения плотно-
сти теплоносителя.
В общем случае выполняются расчеты cwai/uo-l
парных (на номинальной мощности и на промежу-
точных уровнях), нестационарных (переходных с
одного уровня мощности на другой) и аварийных
режимов (при отказах оборудования АЭС и различ-
ных авариях, в том числе с потерей теплоносителя)
Между температурным режимом реактора и со-
стоянием теплоносителя, с одной стороны, и проте-,
кающими в реакторе нейтронно-физическими про-
цессами — с другой, имеется тесная взаимосвязь,
особенно в реакторах с сильно изменяющимися по
высоте активной зоны свойствами теплоносителя
Теплогидравлические расчеты должны быть увяза-
ны с нейтронно-физическими расчетами. Поэтому
соответствующие программные комплексы вклю-
чают программы нейтронно-физического и тепло-
гидравлического расчетов реактора, работающие в
итерационном режиме.
2.10.2. ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОЙ РАБОТЫ
Параметры установки ограничены пределами
ее безопасной работы. Пороговые значения пара-
метров определяются, как правило, прочностью
материалов, стойкостью элементов реактора и обо-
рудования или возникновением новых механизмов
процесса, качественно меняющих закономерности
явлений.
i 2.Ю]
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
185
В водоохлаждаемых реакторах наиболее важ-
ными показателями безопасной работы являются:
1) температура топлива /0 или линейная плот-
ность теплового потока qt. Для UO2 температура
/0 не должна достигать температуры плавления,
которая для необлученного топлива равна пример-
но 2800 °C. Максимальная линейная плотность
теплового потока должна быть не выше
500 Вт/см С ростом температуры диоксида урана
происходит изменение его структуры. При /с1 =
= 1300—1400 °C (/с— температура начала измене-
ний структуры UO2) происходит переход к порис-
той равновесной структуре, а при /с2 = 1700—
1800 °C — к столбчатой, при этом = 300—
400 Вт/см [20]. В ходе изменения структуры UO2
существенно увеличивается выход радиоактивных
летучих продуктов деления (иода, инертных га-
зов), что приводит к увеличению давления под
оболочкой твэлов. Во избежание этого долю UO2,
находящуюся при температуре выше tc, ограничи-
вают 5 %;
2) температура оболочек твэлов из сплавов
циркония; она не должна длительно превышать
360 °C, поскольку при более высоких температу-
рах ускоряется наводороживание и наступает
чрезмерное охрупчивание оболочек;
3) напряжения и деформации в оболочках твэ-
лов и трубах каналов, несущих давление; допуска-
ются деформации около 1 %;
4) число циклов, темп изменения режима рабо-
ты твэлов и установки в целом (мощности, давления
и температуры). В этой связи приходится нередко
ограничивать разности температур между связан-
ными элементами (в особенности в переходных ре-
жимах), например в потоках теплоносителя, пита-
тельной воды, воды аварийной подпитки и т.п.;
5) температура /об и деформация оболочек твэ-
лов и их взаимодействие с теплоносителем (содер-
жание гидридов и доля участия в пароциркониевой
реакции) при максимальной проектной аварии с по-
терей теплоносителя. На основе существующего
уровня знаний в этой области в настоящее время
принимают /об < 1200 °C при условии, что доля
циркония, участвующего в реакции О2 + Zr, состав-
ляет не более 18 %;
6)критические плотности теплового потока
т книгу 2, п. 3.11.3), при которых поверхность
>лов осушается и перегревается. Минимальные
засы л, = —=-—— = min до кризиса теплоооме-
3 <7(Z)
обычно составляют 1,3—1,5 (см. п. 2.10.6) хотя
значения нередко ниже (при «мягком» кризисе);
7) минимальные зазоры между твэлами; они
определяются условиями, при которых резко сни-
жается критический поток, а также зависят от кон-
струкции дистанциопирующих элементов и рас-
стояния между ними. Минимальный размер зазора
составляет около 1 мм;
8)глубина выгорания (или время кампании
топлива тк). Значение тк ограничено в основном
общей и коррозионной стойкостью твэлов, а также
изменениями объема, обусловленными радиацией,
и составляет для диоксидных твэлов с цирконие-
вой оболочкой примерно 3—5 лег;
9) концентрации примесей в воде (pH, жест-
кость, хлориды, кислород, оксиды конструкцион-
ных материалов); они не должны длительно превы-
шать нормируемые пределы показателей водного
режима, чтобы избежать чрезмерных отложений па
твэлах, коррозионного воздействия и активации.
Кроме того, следует также указать на ограниче-
ние таких параметров, как коэффициенты реактив-
ности, влияющие на нейтронно-физическую устой-
чивость работы реактора. В рабочем диапазоне не
должно быть положительных значений мощностно-
го коэффициента реактивности, чтобы исключить
неустойчивую работу установки (см. п. 2.2.2).
Запасы, коэффициенты и эффекты реактивно-
сти при возможных изменениях количества, плот-
ности и температуры компонентов активной зоны
и теплоносителя, а также скорость и изменения
реактивности системой управления и защиты и ее
надежность должны при всех мыслимых условиях
гарантировать возможность гашения цепной реак-
ции и исключать рост мощности с малым перио-
дом удвоения.
В этом смысле важно иметь минимальные и
неположительные изменения реактивности при
уменьшении количества теплоносителя, росте его
температуры и увеличении мощности.
2.10.3 ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЕ В РЕАКТОРНЫХ
МАТЕРИАЛАХ
Распределение эперговыделения во времени.
На рис. 2.28 показан закон высвобождения энергии
деления во времени (т — время от момента деления
735
" U). Имеющаяся информация достоверна лишь
при т > 0,1. Подъем кривой связан с постепенным
высвобождением энергии радиоактивного распада
продуктов деления (см. книгу 1, п. 6.8.2). Эта энер-
гия составляет примерно 7 % энергии деления.
Роль радиоактивного распада становится осо-
бенно заметной при быстром, например аварий-
ном, останове реактора. После введения в актив-
ную зону аварийных стержней — поглотителей
нейтронов — интенсивность делений снижается
почти скачком, а затем по истечении 2—3 мин
постепенно спад интенсивности приближается
186
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.!
к экспоненциальному с убыванием вдвое прибли-
зительно за 1 мин. Начинает превалировать радио-
активный распад. На рис. 2.29 показано, как меня-
ется тепловыделение в долго работавшем реакторе
после сброса стержней аварийной защиты (АЗ).
Уменьшение реактивности (см. п. 2.2.2) при вводе
стержней АЗ превышало долю запаздывающих
нейтронов в 4 раза (см. книгу 1, § 6.8).
Распределение тепловыделения в топливе.
Осколки деления, имеющие короткие пробеги, ос-
тавляют всю энергию в твэлах, так что в них выде-
ляется не менее 84 % энергии, освобождающейся в
процессе деления (см. книгу 1, п. 6.8.2).
Рис. 2.28. Интегральное тепловыделение Qj в за-
висимости от безразмерного времени т, отсчиты-
235.,
ваемого от момента деления U
Рис. 2.29. Тепловыделение в реакторе после сбро-
са стержней аварийной защиты (эффективность
погруженных стержней превышает долю запазды-
вающих нейтронов в 4 раза):
Qo — тепловыделение до погружения поглотителей
нейтронов; Q{ — тепловыделение после погружения
поглотителей нейтронов; Q2 — компонент
тепловыделения, не связанный с радиоактивностью;
Q3 — компонент тепловыделения, связанный с радио-
активностью; т — время от момента погружения
поглотителей нейтронов
Значительная часть энергии (3-частиц и некотЛ
рая доля энергии у-квантов также остаются в тоЛ
ливе. Вся эта энергия (около 95 %) превращаете»
в теплоту в пределах твэла. В связи с этим распре-И
деление тепловыделения по твэлам реактора с хо-|
рошей степенью точности повторяет распредели
ние полного энерговыделения, подсчитанного иИ
условия, что вся энергия, связанная с делениемИ
высвобождается там, где это деление произошло. |
Вычислительные программы наряду с потока-И
ми нейтронов позволяют рассчитать распределение И
полного энерговыделения, нормированного на ус-1
ловно заданную мощность реактора. Перераспре-И
деление этой энергии между твэлами и другими ма-
териалами, входящими в элементарную яче«1
ядерного реактора (замедлителем, теплоносите-
лем, конструкционными материалами), слабо изме-
няет тепловыделение в топливе. Важно правильно
произвести пересчет с условно заданной в расчете
мощности на реальную. В настоящее время тепло-
вая мощность реактора экспериментально может
быть определена с погрешностью не менее 3 %.
Точность расчета распределения полного энер-
говыделения по реактору с помощью вычисли-
тельных программ достаточно высокая. Для малых
реакторов погрешность обычно не превышает 2 %.
Для больших энергетических реакторов с такой
точностью может быть вычислено распределение
лишь по части реактора, имеющей размер, пример-
но равный длине миграции нейтрона. Погреш-
ность расчета по реактору в целом обычно состав-
ляет 10—20 %.
Локальное тепловыделение в единице массы
топлива энергетического реактора с системой |
внутриреакторного контроля и станционной ЭВМ
может быть определено с погрешностью 4—6 %.
Тепловыделение в топливном элементе определя-
ется с меньшей точностью.
Тепловыделение в сильных поглотителях.
Необходимо достаточно точно знать тепловыделе-
ние в органах управления, чтобы обеспечить их на-
дежную работу.
В зависимости от типа нейтронной реакции
высвобождаемая энергия остается в поглотителе
полностью (и—a-реакция) или частично (п—у-ре-
акция).
Энерговыделение в /-м слое поглотителя (2П/
можно определить по результатам нейтронно-фи-
зического расчета реактора
Qni~ 1еап/Фп/,
где ЛАП- — ядерная плотность /-го слоя, ядро/м3;
оап/-— усредненное микроскопическое сечение
2 .
поглощения нейтронов ядрами /-го слоя, м ; Ф|П —
2
средний поток нейтронов в /-м слое, нейтр/(м *с);
Д£ — энерговыделение на один поглощенный ней-
5 210]
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
187
Таблица 2.16. Макроскопические сечения поглощения энергии у-квантов, испущенных
при радиационном захвате, отнесенные к плотностям материалов, см2/г
Поглотитель Источник
н2о С Fe Zr Cd Sm Gd
0,025 0,019 0,021 0,020 0,024 0,026 0,023
0,023 0,017 0,018 0,018 0,021 0,023 0,021
А1 0,023 0,019 0,020 0,020 0,022 0,023 0,022
Fe 0,023 0,023 0,024 0,023 0,024 0.024 0,023
Zr 0,023 0,027 0,027 0,026 0,025 0,025 0,024
и 0,032 0,039 0,044 0,037 0,043 0,045 0,034
Таблица 2.17. Энерговыделепне при поглощении одного нейтрона
Ядро Н С В Li Fe Zr Cd Sm Gd
Реакция п—у п—у л—а* п—а п—у п—у п—у п—у п—у
Энергия, МэВ 2,2 5,5 2,8 4,8 7,8 8,2 9,1 8,0 7,8
* В 95 % случаев энергия а-частицы составляет 2,3 МэВ, а уносимая у-квантом 0,5 МэВ.
трон, Дж; (Лц— вероятность выделения энергии от
поглощения нейтрона в i-м слое.
Дополнительно необходимо учесть энергию
поглощаемых в i-м слое у-квантов, рожденных в j-м
поглотителе,
^у(/ ~ nJ^auJ^nJ^^y^ij’
где — энергия у-квантов на один поглощенный
нейтрон, Дж.
В дальнейшем проводят обычный теплофизи-
ческий расчет с внутренними источниками тепло-
ты (см. книгу 2, и. 3.3.7).
Точный расчет выполняется с помощью метода
Монте-Карло [7]. При очень грубых оценках доста-
точно учесть только внутренние источники и вычис-
лить вероятность w по приближенным формулам.
Для п—ос-реакции w = I; для п—у-реакции оце-
нить значения w в цилиндрическом многослойном
поглотителе можно по формулам
Wj: = 8zEo/.(ln2 + 0,25 Inr./8Z);
(2.8)
wii = (.wlj')j = i + 0,1258ZEOZZ,
где i, j — индексы слоев, поглощающих и испус-
кающих у-кванты; 8, — толщина слоя г; rj — радиус
слояу; Yaij — сечение потери энергии у-кваптами в
слое i, усредненное по спектру источника у, отне-
сенное к плотности материала р,.
Сечения Soz/ и энерговыделение на один погло-
щенный нейтрон приведены в табл. 2.16 и 2.17.
Тепловыделение в корпусе реактора и био-
логической защите. Тепловыделение в корпусе
реактора обычно связано с поглощением у-квантов,
выходящих из реактора или образующихся в самом
корпусе при поглощении нейтронов. Вклад от об-
лучения быстрыми нейтронами в тепловыделение
в корпусе обычно мал, поскольку между активной
зоной и корпусом имеется отражатель, замедляю-
щий нейтроны.
Опасность облучения у-квантами полностью
определяется разогревом, возникающим при их по-
глощении. Тепловые нейтроны, падающие на
стальной корпус, следует рассматривать как потен-
циальные у-кванты с суммарной энергией 7,8 МэВ
на нейтрон. Если толщина корпуса невелика (кор-
пус рассчитан на низкое давление), то значительная
часть нейтронов может поглотиться за корпусом —
в бетоне или воде, породив у-кванты с суммарной
энергией соответственно 8 или 2 МэВ. Образую-
щиеся при поглощении нейтронов как в корпусе,
так и рядом с ним у-кванты имеют определенную
вероятность потерять всю свою энергию или хотя
бы ее часть в корпусе.
Точный расчет тепловыделения в корпусе дос-
таточно сложен и проводится обычно по програм-
ме, основанной на методе Монте-Карло. Для очень
грубых оценок применяют методику геометриче-
ских факторов и факторов накопления, разработан-
ную применительно к расчету защиты. Поток энер-
гии нерассеянных у-квантов, возникающих в актив-
ной зоне, на корпус можно определить по следую-
щей асимптотической формуле:
.0 I -ТИ( 1 ...„
У 2е lznP^°) ° +
^-Ру(°)Г0 +
• 0
Г1 +
.2
1 d Ру
3 2
Eq dx
v2 dx
где 7’— толщина отражателя; Ео, S — макроскопи-
ческие сечения взаимодействия у-квантов с мате-
риалами активной зоны и отражателя, отнесенные
к плотности материала (табл. 2.18); ру(х) — плот-
ность генерации энергии у-квантов в активной зоне
188
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 2
Таблица 2.18. Сечения взаимодействия с у-квантами, отнесенные к плотностям материалов, смтг
Поглотитель Энергия у-кванта, МэВ
0,5 1 2 3 4 6 8 10
Н2О 0,097 0,071 0,049 0,040 0,034 0,028 0,024 0,022
С 0,087 0,064 0,044 0,036 0,030 0,025 0,022 0,020
А1 0,084 0,061 0,043 0,036 0,031 0,027 0,024 0,023
Fe 0,084 0,060 0,042 0,036 0,033 0,031 0,030 0,030
Zr 0,087 0,058 0,041 0,036 0,035 0,034 0,034 0,035
и 0,19 0,077 0,048 0,044 0,044 0,045 0,049 0,051
Таблица 2.19. Значения множителя Ga при токовом факторе накопления для алюминия
Оптическая толщина ТХ Энергия у-кванта, МэВ
0,5 1 2 3 4 6 8 10
2 8,4 5,6 3,9 3,1 2,7 2,2 1,9 1,8
4 17 9,9 6,2 4,7 3,8 3,1 2,6 2,3
7 35 18 10 7,2 5,7 4,4 3,6 3,1
10 60 27 14 9,8 7,6 5,7 4,6 4,0
Таблица 2.20. Отношение Eu/S как функция энергии у-кванта
Вещество Энергия у-кванта, МэВ
0,5 1 2 3 4 6 8 10
Н2О, Л1, Fe 0,34 0,44 0,54 0,60 0,65 0,71 0,76 0,79
Zr 0,39 0,45 0,56 0,64 0,71 0,79 0,84 0,88
и 0,72 0,62 0,66 0,73 0,80 0,86 0,90 0,92
на расстоянии х от плоской границы с отражателем;
Г„ = (ТЕ + п + 2) 1 — геометрические факторы,
которые определяют эффективную долю у-квантов,
летящих в интересующем нас направлении.
Ни разу не рассеянные у-кванты — это лишь
часть у-квантов, проходящих через отражатель и
падающих на корпус. Необходимо еще учитывать
те у-кванты, которые до того, как попали на корпус,
испытали рассеяние. Однако отношение суммар-
ной энергии дошедших до корпуса у-квантов к
энергии ни разу не рассеянных у-квантов невелико.
Это отношение называют токовым фактором нако-
пления 5ТОК, а формулу для потока энергии у-кван-
тов на корпус записывают в виде
Токовый фактор можно выразить через фактор
для поглощенной энергии Ва\
где Ga(y) = J Ва(у')е у ; у = TL — «опти-
У
ческое расстояние» до источника.
В табл. 2.19 приведены значения Ga для алю-
миния. Эти же данные могут быть использованы
для ядер не тяжелее ядер железа. Значения отноше-
ний Еа/Е даны в табл. 2.20.
В корпусе, рассчитанном на высокое давление,
тепловыделение на единицу поверхности равно /у.
В тонком корпусе оно находится как разность дня
внутренней и наружной поверхностей. К энергии
у-квантов, приходящих из активной зоны, добавля-
ется энергия у-квантов, возникающих при поглоще-
нии тепловых нейтронов в отражателе и самом кор-
пусе. В последнем случае надо рассчитывать вероят-
ность поглощения испущенного у-кванта в плоских
слоях корпуса. Для оценки этой — вероятности вме-
сто (2.8) можно воспользоваться формулами
(2 9)
wu = (wlJ')l / + 0>758Ло„,
где С = 0,577
Расчет радиационного нагрева биологической
защиты аналогичен расчету радиационного нагрева
корпуса. Однако из-за сильного ослабления у-излу-
чения корпусом и присутствия в защите легких эле-
ментов соотношение между радиационным и ней-
тронным нагревом здесь может измениться в пользу
j 2.Ю]
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
189
нейтронного. Оценки этой составляющей тепло-
выделения можно проводить, используя, как и рань-
ше, геометрические факторы и факторы накопле-
ния. Точный расчет выполняют методом Монте-
Карло [7].
Расчет распределения температур в корпусе
реактора можно найти, записав уравнение тепло-
проводности с внутренними источниками теплоты
(см. книгу 2, п. 3.3.7).
Если в результате расчета окажется, что пере-
пады температур в корпусе или бетоне чрезмерны,
то для уменьшения потока нейтронов на корпус в
отражателе располагают стальные экраны впере-
межку с легкими материалами (лучше всего с во-
дой). Тепловыделение в экранах не так опасно, как
в корпусе, так как они не несут больших механиче-
ских нагрузок.
2.10.4. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА РЕАКТОРА
Тепловые и гидравлические расчеты реактора
проводят при проектировании ядерной энергетиче-
ской установки для обоснования работоспособно-
сти элементов активной зоны.
Реактор является частью контура циркуляции
установки. Для выполнения расчетов должны быть
заданы геометрические и технологические характе-
ристики реактора и контура охлаждения. К ним от-
носятся: 1) геометрические характеристики реакто-
ра, контура циркуляции и теплообменного обору-
дования — форма, длины площади живых сече-
ний Sj, и поверхностей теплообмена; 2) гидравли-
ческие характеристики контура и средств циркуля-
ции— коэффициенты гидравлических сопротивле-
ний всех локализованных и распределенных эле-
ментов контура, дающих вклад в потери напора,
обусловленные трением, изменением проходного
сечения или местных сопротивлений; напорные ха-
рактеристики циркуляционных наосов (Q-, //-ха-
рактеристики); высотные отметки и число ходов
для теплоносителя; конструктивные особенности
теплообменников, парогенераторов; 3) теплофизи-
ческие параметры — общая мощность реактора N и
ее распределение по каналам; высотная неравно-
мерность тепловыделения; распределение плотно-
сти теплового потока по радиусу и высоте канала
или тепловыделяющей сборки q(r, д); исходные па-
раметры теплоносителя (давление и температура
на входе в реактор); теплофизические особенности
парогенератора, теплообменников.
Теплофизические расчеты обычно проводят
итерационно. Как правило, вначале считают темпе-
ратурный режим известным и проводят гидравли-
ческий расчет, затем, зная приближенное распреде-
ление давления по контуру, уточняют тепловой ре-
жим, а далее и гидравлический расчет.
Особую сложность представляют расчеты неста-
ционарных режимов, когда поля температур, скоро-
стей, давлений изменяются во времени. В этом слу-
чае для «медленных» процессов можно выбрать
такой малый временной шаг, когда можно пренеб-
речь изменением параметров внутри этого шага и
считать процесс квазистатическим. В настоящее вре-
мя расчеты нестационарных процессов проводят на
ЭВМ с использованием вычислительных программ
типа RELAP, КОРСАР, ТРАП и др. [33, 92].
2.10.5. ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
КАНАЛА РЕАКТОРА
В результате теплогидравлических расчетов ре-
актора определяют гидравлические сопрошвления
топливных каналов (кассет) (рис. 2.30), температур-
ные режимы топливной сборки и окружающего ка-
нал замедлителя, запасы до кризиса теплообмена во
всех стационарных и переходных режимах.
Расчет сводится к решению системы уравнений
сохранения массы, количества движения и энергии
б)
Рис. 2.30. Поперечный разрез топливных
каналов уран-графитового (а) и водо-водяпого (б)
реакторов
190
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд 2
для теплоносителя и уравнении теплопроводности
для замедлителя и твэлов.
Расчеты, как правило, проводят в одномерном
приближении. В этом случае перечисленные выше
уравнения сохранения примут вид
= 0;
от ос
dG dGw гт с Л
-г- + + т Я + Spg cosgz = -S-f-
Эт Э" н д~
е dh гт
Sp— + G— = qFI +
ОТ 05
(др др\„ (ди\2
1Эт dz) ^\д=)
dt, 1 д Vn9'
(2.10)
где 5 — площадь проходного сечения канала; р —
давление; G — расход теплоносителя через канал;
р — плотность; w — скорость; П, Пт — периметр и
обогреваемый периметр; тн — касательные напря-
жения; g— ускорение свободного падения; h — эн-
тальпия теплоносителя; qv — объемная плотность
тепловыделения; с — удельная теплоемкость.
На входе в канал при z = 0 имеем следующие на-
чальные условия: G = С0(т); р = р0(т); t = /0(т). На
поверхностях контакта заданы граничные условия
2 L4 +i
где — коэффициент сопротивления трения; £м —
коэффициент местного сопротивления.
Интегрирование системы (2.10) для стационар-
ной задачи без учета работы сил давления и дисси-
пации энергии приводит к следующей системе ра-
венств:
G - Gq- const;
-р(-) +Р0 = д^(") =
+°21[1+£^'8(-’-г')]А-
oL^r / J2pS
z
- g / p cos yr dz = Друск + bp.^ + bpT
0
A(z) = A0 + —j^zdz,
0
где dr — гидравлический диаметр.
(2.П)
Рис. 2.31. Распределение температур теплоносите-
ля t и стенки Гст по длине канала z:
I — конвективный участок; II — участок кипения не-
догретой жидкости; III — участок объемного кипения;
ts — температура насыщения
В результате расчет параметров теплоносителя
сводится к вычислению потерь на ускорение ДруСк, 1
трение Д/?тр и изменений по длине гидростатиче-
ского напора Дрг и энтальпии. Плотность теплоно-
сителя является функцией энтальпии и давления
p(z) = p[A(z), p(z)], поэтому расчет распределения
давления по длине проводится методом последова-
тельных приближений. В качестве первого прибли-
жения (иногда и единственного) используется до-
пущение, что p(z) = p[A(z), р0], тогда гидравличе-
ский расчет сводится к определению Друск, Др^,
Дрг, а тепловой — к определению температуры по-
верхности нагрева
/ст(з) = /[A(z)] + q(z)/a.(z), (2.12)
где а — коэффициент теплоотдачи. Методически
целесообразно разделить канал на три участка
(рис. 2.31): I конвективный (или экономайзерный)
(А < А'; /ст < /Л.); II кипения недогретой жидкости
(поверхностного кипения) (А < А7; /ст > /v); III объ-
емного кипения теплоносителя (А > А"; /ст > /v).
Гидравлический расчет конвективного
участка канала. На конвективном участке плот-
ность теплоносителя практически зависит только
от энтальпии. Составляющие перепада давления
определяются следующими формулами:
потери на ускорение
потери на трение
G2r 2у^м/
i₽Tp = Tlj7d-' + G
oSTdr ‘ S (z,)
J 2.W)
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
191
потери гидростатического давления
Z
Д/?г = g|pcosxgr dr,
В
где у — угол наклона канала по отношению к вер-
тикали.
В практике расчетов принято делить канал на
участки постоянного сечения, вычислять на этих
участках средние плотность или удельный объем
теплоносителя и рассчитывать интегралы на каж-
дом участке.
В каналах постоянного проходного сечения
Друск = (С2/52)[о(с)-о0]; (2.13)
2 2
! (2.14)
| 25 г 25 i
Дрг = gp-cosyr. (2.15)
Коэффициент трения для канала определяется
по формуле
£ = £осшстсгсф’ (216)
где — коэффициент сопротивления гладкой
трубы.
При расчетах каналов реакторов значения
обычно определяются по формуле Филоненко [22]:
= (1,82 IgRe - 1,64)2
Множитель сш учитывает шероховатость по-
верхности и вычисляется по выражению
сш = (1 + O,146A/c/KRe°’8)0’25, (2.17)
где Д — абсолютная шероховатость; dK — диаметр
канала. Более точные значения коэффициента тре-
ния шероховатых труб %осш приведены в книге 2,
рис. 1.11. Множитель ст учитывает неизотермич-
ность потока. Обычно
ст = К/ц)л, (2.18)
где л = 0,11 при нагревании и л = 0,25 при охлаж-
дении.
Множитель ст отражает неподобие геометрии
канала и круглой трубы. Поэтому для трубы сг = 1,
а для каналов с пучками стержней сг можно опреде-
лить по формуле [45]
сг=[е/(1-е)2(е-3-21пе/(1-е))]~0,25-
- 0,526 ехр[-Ю(€0-Е)], (2.19)
где Е = 5Т/(5Т + S) — плотность пучка стержней.
В неограниченной квадратной решетке стерж-
ней плотность пучка Е
Е = (л/4)(с//а)2 = Eq(cZ/<t)2 ,
Рис. 2.32. Зависимость коэффициента сг от отно-
сительного шага aid в треугольной (У) и квадрат-
ной (2) решетках
в треугольной решетке
Е = (л/2ТЗ)(с//а)2 = Eq(c//<2)2 ,
где а — шаг решетки; d — диаметр стержней; Ео —
плотность пучка при касании стержней (плотная
упаковка):
для квадратной решетки
Ео = л/4 ;
для треугольной
Eq = л/2-Л .
В сложных пучках, где имеются ячейки обоих
типов, в качестве Ео следует брать среднее значе-
ние, т.е.
/ 2 х
Ел = (л/4)\ h + — m /(« + m),
< Тз >
где п — число ячеек квадратной формы; m — число
ячеек треугольной формы.
На рис. 2.32 показана зависимость коэффици-
ента сг. от относительного шага в треугольной и
квадратной решетках. Если относительный шаг
решетки a/d> 1,4, то значение экспоненты в (2.19)
пренебрежимо мало.
Множитель Сф — фактор различия ячеек пучка
(фактор формы). В пучках с одинаковыми ячейка-
ми фактор Сф = I. Если пучок состоит из ячеек, зна-
чительно различающихся по геометрическим ха-
рактеристикам, то фактор формы Сф Ф 1.
Для расчета этого множителя следует разде-
лить весь пучок линиями, соединяющими центры
стержней на ячейки, ввести для каждой ячейки
такие характеристики, как плотность ячейки Ед.,
гидравлический диаметр d^, коэффициент неподо-
бия ск, и из условия равенства потерь давления
в ячейках записать соотношение
к Ск°к _ пСгСФ G2
^•2^р 2S р
где dr — гидравлический диаметр канала.
192
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 2
Полагая для Л-й ячейки
54-О,31б4(С^к/(5^))-0'25,
разрешая равенство относительно расхода в ячейке
Gk и суммируя расходы в ячейках, получаем фор-
мулу для коэффициента формы пучка
7
Г S 1 -V
еФ = I Vе*) (W
Массовые скорости в ячейках определяются из
равенства
Коэффициенты ст, сш, сг находят по формулам
(2.17)—(2.19). Множитель учитывает влияние
на условия теплообмена неравномерности распре-
деления тепловой нагрузки и вычисляется по фор-
муле [45]
sk
Gl
$ %
сФ7|(^/б/г)
ск)
_5
7
(2.20)
где I = 3dr — длина релаксации.
На входных участках при q = const
сц= [1 - exp(-z//)]-1.
Для неплотных пучков стержней с относитель-
ным шагом 1,4 > — >1,2 можно считать, что
а
Gk/Sk = (G/SXdk/dr)5n. (2.21)
К местным сопротивлениям обычно относят
вход, выход потока из канала, арматуру, изгиб тру-
бы и т.д. Коэффициенты сопротивления таких эле-
ментов приведены в книге 2, п. 1.6.2.
В каналах реакторов местными сопротивления-
ми являются также дистанционирующие решетки
ТВС. Коэффициент сопротивления простых дис-
танционирующих решеток в диапазоне чисел
Рейнольдса 104 < Re < 105 можно рассчитать по
формуле
= 6,5(Sp/S)2,
где 5р — площадь, занимаемая решеткой в плане;
5 —- проходное сечение для теплоносителя без ре-
шетки.
Коэффициенты сопротивления специальных
решеток определяются экспериментально.
Тепловой расчет конвективного участка
канала. Тепловой расчет сводится к определению
температур стенки по длине и построению распре-
деления вида (2.12). Для этого необходимо знать
коэффициент теплоотдачи а. Расчет этого коэффи-
циента подробно рассмотрен в книге 2, § 3.6. По-
этому здесь приводится лишь одна формула, учи-
тывающая условия обогрева и геометрические раз-
меры канала:
а = аостсшсгсд. (2.22)
Для определения коэффициента теплоотдачи в
гладкой круглой трубе clq используется формула [48]
Как правило, неодинаковое тепловыделение в
различных топливных элементах приводит к нерав-
номерному распределению температур теплоноси-
теля по поверхностям нагрева.
Для учета этого следует разбить пучок, как ука-
зывалось ранее, на ячейки. Расходы в ячейках мож-
но вычислить по (2.20) или (2.21).
Распределение энтальпий теплоносителя (и со-
ответственно температур) можно найти, решив сис-
тему уравнений [64]
dhk
dz
к п^кп
21_______
ск
g'kj
NUqQ
oc0cf (£0/8)RePr
Х 1,07 + 1 1,7ДТ8(Рг2/3 - 1)
(2.23)
где суммирование проводится по п поверхностями
j ячейкам; qkn — плотность теплового потока в А-й
ячейке на п-й поверхности; Fkn — п-я поверхность
теплообмена в к-й ячейке; g'kj — погонный турбу-
лентный поток между к-й и j-й ячейками:
SkJ 8(^ + Sy)
Здесь 5 — ширина зазора между к-й и j-й ячейками.
При неравномерном тепловыделении по раз-
личным элементам канала температуру поверхно-
стей теплообмена вычисляют по формуле (2.12), но
с использованием характеристики к-й ячейки:
^wkn^ ~ {к£~) + Чкп^к-
Часто необходимо знать температурный режим
наиболее «горячей» части пучка стержней.
Выделив «горячую» ячейку, можно ввести ко-
эффициент неравномерности подогрева
= ^к~ ~ Й0),
который вычисляется решением системы уравнений
где — коэффициент сопротивления гладкой тру-
бы, см. (2.16); Nuoo — число Нуссельта для стаби-
лизированного участка.
dhk^knk S'k(hk-h)
d. " Gk - Gk
dh/dz = qI7/G
(2-24)
193
§ 2.10]
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
и имеет вид
*ДЛ =
ЧкПк G ?| 1 \д^')П
qfl Ск JaaJ G
х exp -
) dr'.
Детальный геплогидравлический расчет следу-
ет проводить в каналах с существенной радиальной
неравномерностью тепловыделения при наличии
в топливной сборке сложных элементов и необо-
греваемых участков. Такие расчеты, как правило,
требуют двухмерного рассмотрения теплогидрав-
лических процессов.
Достаточно подробное описание температурно-
го режима сложных топливных сборок можно полу-
чить, используя метод ячеек. Для этого нужно раз-
бить пучок на ячейки описанным выше способом и
рассматривать поток теплоносителя в ячейках как
систему взаимодействующих струй.
Состояние теплоносителя в ячейках можно опре-
делить из решения системы дифференциальных
уравнений сохранения массы, количества движения
и энергии для всех ячеек. Эта система дифференци-
альных уравнений для к-й ячейки имеет вид
dCt/d.-+X^ = O;
1 AGkwk Чпк
sk— + ~s;~g^z +
+ ^|/‘Г»-/Л“'7| +
- (2-25)
dr
AGkhk 1
Систему уравнений необходимо дополнить со-
отношениями для поперечного конвективного Ikj и
турбулентного (диффузионного) l'kj токов из к-й
ячейки ву-ю.
Обычно полагают, что конвективный ток опре-
деляется разностью давлений в соседних ячейках.
Эта разность давлений расходуется на преодоление
трения и инерции жидкости в соседних ячейках
Значения 1к. обычно определяют из равенства
Л
Турбулентный ток Гк-, зависит от интенсивно-
сти турбулентности в соседних ячейках Как и
раньше, можно использовать соотношение
, ^ + LG
к n / / Q
kJ~ 8(Sk + Sj) ’
Большое распространение для расчета l'kj
получила формула, предложенная Роу,
0,038 „ -0,1.— ,
4y = -jr-Re (pw)</r,
где Г зависит от формы ячейки: для квадратной
Г- 1, для треугольной Г = 0,79, pw —-средняя мас-
совая скорость в ячейках к и у; dr —- гидравличе-
ский диаметр для двух соседних ячеек к nj. Более
подробно расчет Гк/ рассматривается в [62].
Тсплогндравлнческий расчет участка кана-
ла с кипением состоит в вычислении распределе-
ний температур, давлений и паросодержания по
длине канала.
Можно считать, что участок кипения начинает-
ся в том сечении, где температура стенки tw равна
температуре насыщения Zs. при данном давлении
(в действительности необходим перегрев стенки
для образования пузырьков пара). На участке кана-
ла, где энтальпия потока лежит в пределах Ан к <
< h < h', реализуется кипение с недогревом (Ан к —
энтальпия начала кипения). Обычно всю область
кипения с недогревом делят на две. неразвитого и
развитого кипения.
Температурный режим области неразвитого
кипения обычно имеет характер перехода от кон-
вективной теплоотдачи к теплоотдаче с кипением
В этой области при условии акип > аконв распре-
деление температуры стенки описывается функ-
цией [16]
/„(-“) - Zs = —th^7-------F- ’ <226)
акип /акип)ср
где акип, «конв — соответственно коэффициент те-
плоотдачи при кипении и конвективном теплооб-
мене (расчетные формулы для определения акип
рассмотрены в книге 2, § 3 11).
Начало участка развитого кипения обычно свя-
зывают с началом отрыва пузырей пара от поверх-
ности нагрева, возникновением движущейся паро-
вой фазы в потоке.
Сечение начала интенсивного парообразования
при кипении с недогревом (Л = Ао) определяется по
соотношению [45]
ААН при7<7 = 7,5 (^|./frp"v'))0’08(pwa'r/p')0’2,
где Ан „ = А' - Ао; А' — энтальпия в сечении, где
жидкость имеет температуру насыщения; Ао — эн-
7-1937
194
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. ?
тальния в сечении начала интенсивной генерации
пара; г — теплота парообразования.
Для двухфазной смеси теплогидравлический
расчет основан на решении системы одномерных
уравнений сохранения массы, количества движения
и энергии. Систему можно представить в виде
и пара
1 dG"
S dz
1
S dr
q-n и
"У “ xrA + хжЛ:
(2.30|
Эр 1 dG л
э + = °’
Эт S oz
_1_эс 1 э_с^
S Эт + S Э~ S'
Эр Т11^ А
- - "V + pgcosgz;
OZ D
Эр, I Эб, q П
Величины
РЖ(1-Ф) + РПФ °”
Рж(’ - <Р)Аж + РгЛ ,
--------------------- h
р
Рж(1 -<P)w/\ + pn(PW/zAn
Рж( I -<p)w' + pn(pw"
(2.27)
(2.28)
называют соответственно удельным объемом по ко-
личеству движения массы смеси, энтальпией смеси
и расходной энтальпией смеси, где ср — истинное
объемное паросодержание [см. книгу 2, п. 1.15.3];
хд — действительное массовое расходное паросо-
держание, индексы: «ж» —- жидкость; «п» — пар.
На участке объемного кипения смеси (см.
рис. 2.31) после установления термодинамического
равновесия плотности и энтальпии фаз равны рав-
новесным значениям, т.е.
Рж ~ Р > Рп ~ Р > ^ж ~ •>
Тогда расходная энтальпия смеси
й - й'(1 -хд) + h"xa = h' + гхд.
На участках канала, где термодинамическое
равновесие не достигнуто, необходимо рассмот-
реть состояние каждой фазы отдельно.
В стационарном потоке для расчета истинного
объемного паросодержания ср можно воспользо-
ваться двумя уравнениями системы (2.27), которые
записываются отдельно для жидкости
1 dG'
s’dT = 'x- + xn;
1 ёС'Лж
S dz
(2.29)
где хп — скорость конденсации пара; хж — ско-
рость парообразования.
Используя уравнение сохранения энергии
G^ = 9Z7t, (2.31)
получаем
ЙЛж 1 Г<7ж хп<Лп-Лж)5-| I
= ------ _ +--------- ------ . (2.32)
dh 1 — эсдЬ q дП л
Ч I г‘?.|
ih (Л„-Ля)1« qfl J ' 1
На основе этих уравнений разрабатываются
различные методики расчета паросодержания при
кипении с недогревом. Здесь рассмотрены две из
них. В первой [43] полагается, что йп = h". Тогда
<?ж /?'-Лж
—;------- vs—;— ехр -2——— -------
<7(1 -*д) h - й0 L h ~ho
^S(h" - h'~hK_
qn ~Xd) h' ~hO ’
Э/1Ж
~dh
7^V’exp
й-(й'-й0)~
. 2 (Л'-Йо)
. (2.34)
Решение неоднородного уравнения (2 34) име-
ет вид
й' - йж
й'-й0
h~hq\
й'-й0?|
Г эЛ-Ао1
ехр -2 ———
L h - *oJ
и распределение энтальпии жидкости по длине
канала вычисляется из дифференциального урав-
нения
бйж
~dh
1 + 2
h~ho\
A'-AoJ
г /-м
ехР -2Г—г
. “ ло.
(2.35)
с учетом уравнения (2.31). Истинное объемное па-
росодержание определяется по формуле
Ф =
1 +
(2.36)
5 2.10|
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
195
при условии, что коэффициент скольжения Ks, рав-
ный отношению истинных скоростей w"/w',
где wq — скорость циркуляции; ркр — давление в
критической точке; Р — расходное объемное паро-
содержание.
Вторая методика [44] требует решения диффе-
ренциального уравнения
Лж - Лн к
dx 1
*77 = th' 3’5
rah
-Ск5~(р -------- |1 +5ехр(-20<р)], (2.38)
к qlJ^ \ г J
где Ск — константа конденсации, равная 17 м *;
^Н.К ~ ~ ^Н.К‘
Сечение начала кипения с недогревом и коэф-
фициент скольжения определяются по формулам'
AAh.kPw 0,2 0,6
-------- = 43,5 Re Рг ;
Ч
KS=KSC^
сн p = 71 - ехр(-20ф).
Истинное объемное паросодержание вычисля-
ется по формуле (2.36).
В книге 2, п. 1.15.3 приведены методики, осно-
ванные на прямой аппроксимации ср от балансово-
го массового паросодержания (без учета неравно-
весности смеси) в каналах с равномерным обогре-
вом по длине. Эти формулы достаточно просты, не
требуют применения вычислительной техники и
могул быть использованы для получения оценоч-
ных значений действительных объемных паросо-
держаний в трубах с адиабатным движением двух-
фазной смеси.
Изменение давления по длине канала на участ-
ке кипения с недогревом рассчитывают так же, как
и для канала на участке объемного кипения (см. ни-
же), но вместо балансового паросодержания хбал
используют действительное х , определенное с
учетом неравновесности. Расчетные формулы для
определения истинного объемного паросодержа-
ния в трубах на участке объемного кипения приве-
дены в книге 2, § 1.15. При расчетах каналов реак-
торов можно также пользоваться формулой (2.36).
Расчет гидравлических сопротивлений при адиа-
батном движении двухфазных потоков в трубах при-
веден в книге 2, и. 1.15.4. Он сводится к вычислению
суммы потерь давления на ускорение A/?VCK, трение
Vp + х^—-ijj в зависимости от массового иаро-
содержання х при различных массовой скорости
ри» и давлении р:
2
I — гомогенная модель: 1 — ри» = 500 кг/(м • с);
2 — pw = 1000 кг/(м2 • с); 3 — pw = 2500 кг/(м2 • с)
Д/’тр и изменений гидростатического напора Ар,. Пе-
репады давления на ускорение в каналах постоянно-
го сечения вычисляют по (2.13) с заменой о(г) па
и* (л) [см. (2.27) и (2.28)], потери на трение — по
(2.14) с заменой £, на ^дв. Коэффициент гидравличе-
ского сопротивления канала £,дв при течении двух-
фазной смеси можно рассчитать по формуле
U = (2.39)
Множитель \|/ учитывает влияние режимов те-
чения на законы трения (факгор негомогенности
смеси) и может быть найден из выражения [45]
бы' \-0.2х[ о pg 2
у=1+х±^-11 1+0,57х’ (1-х) х
/
_________1________
-0,2 + Fr°’5(p"/p')
где Fr0 — число Фруда, рассчитанное по скорости
циркуляции. На рис. 2.33 показано изменение ко-
эффициента ц/[1 + x(i//t>" - 1)] в зависимости от
196
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд
массового паросодержания х, массовой скорости
pw и давления р. Этот коэффициент представляет
собой отношение потери давления на трение при
течении двухфазного потока к потерям давления в
однофазном потоке при одинаковых pw на входе.
Средний удельный объем v, входящий в (2.14),
определяется по формуле
о = ц'(1 -лд) + v"xa.
Распределение плотности теплового потока и
«горячей» ячейке определяется соотношением I
„(--)= (М
где q — средняя плотность теплового потоп
q = AT/F; F — площадь поверхности теплообмен
на;У(г) — коэффициент, учитывающий форму пол
тепловыделения, /(;) ~ sin + '> Н — высоп
2 10.6. РАСЧЕТ ЗАПАСА ДО КРИЗИСА
ТЕПЛООБМЕНА
Режим работы твэлов зависит от плотности те-
плового потока и условий теплоотвода. Одним из
важных расчетных параметров, характеризующих
надежность теплоотвода, является коэффициент
запаса до кризиса теплообмена. Этот коэффициент
определяю! как число, на которое надо умножить
номинальную мощность канала (или всего реакто-
ра), чтобы получить мощность, при которой в кана-
ле может возникнуть кризис теплообмена, т.е. про-
изойдет нарушение нормальных условий охлажде-
ния твэлов.
Расчет запаса до кризиса теплообмена сводится
к отысканию наиболее теплонапряженного канала
или кассеты и расчету критических плотностей те-
плового потока в этом канале.
Расчет характеристик наиболее теплонанря-
женного канала. Если в реакторе имеется п каналов,
то мощность наиболее теплонапряженного канала
или кассеты определяется следующим образом:
АС
Л/тах = —Кг’ (2-4°)
где Л^т — номинальная тепловая мощность реакто-
ра; Кг — коэффициент радиальной неравномерно-
сти поля тепловыделения. Тепловая мощность и
максимальные мощности каналов (кассет) реакто-
ров ВВЭР-440 и РБМК-1000 приведены ниже.
ВВЭР-440
РБМК-1000
2VT, МВт 1375 3200
Кг. 1,35 1,3
п 349 1661
МВт 5,3 2,5
Теплогидравлические характеристики канала
рассчитывают с использованием методик и фор-
мул, рассмотренных в п. 2.10.5. Задача таких расче-
тов — определение параметров теплоносителя
вблизи «горячего» стержня, где складывается наи-
более напряженная тепловая обстановка.
активной зоны; 5 — эффективная добавка отража-
теля; К2 — коэффициент осевой неравномерности
для синусоидального распределения поля тепло-
выделения,
<Д1 + 25/tf,
sin----------
2(7/4-28)
— коэффициент радиальной неравномерности
тепловыделения в канале (кассете), А"м — коэффи-
циент, учитывающий возможность превышения
мощности за счет неточности работы системы регу-
лирования и неточности измерения параметров ре-
актора; Кмех —так называемый «механический»!
коэффициент тепловыделения, который учитывает
статистический разброс плотности и обогащения
топлива Такой разброс может привести к избыточ-
ному тепловыделению по сравнению с номиналь-
ным, и поэтому К^ех > 1.
Для реакторов типов ВВЭР и РБМК коэффици-
енты Кк, Км, Кдмсх следующие:
ВВЭР 1,15—1,20 РБМК 1,05
- 1,10—1,12 1,10—1,12
мех 1,15 1,10
По значениям q(z) вычисляют энтальпии потока в горячей ячейке. распределение
Расчет распределения критических тепло-
вых нагрузок </Kp(z). Критическая плотность теп-
лового потока зависит от параметров теплоносите-
ля, геометрии канала и вида тепловыделения (см.
книгу 2, п. 3.11.3).
Применительно к реакторам типа ВВЭР расчет
можно вести по двум формулам, предложенным в
ИАЭ им. И.В. Курчатова [90] и ОКБ «Гидропресс»
[70]. Формула ИАЭ им. И.В. Курчатова представля-
ет собой связь безразмерной критической нагрузки
Q =__-----------------------------
КР 1/3 i/3zv^ l/3/pwc/Б5
rp'lSdT(g^ 1 (-}
(где а' — температуропроводность) с обобщенной
относительной энтальпией
5 2.10]
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
197
где We — число Вебера.
Окончательно
We
——------ 0,286Х(г)
We + Л ’
е«р = —------------------------------ (2.42}
о v
где /= 75,6б/т — длина релаксации; А = 25.
Формула ОКБ «Гидропресс» имеет вид
ЛНПГ/1 .-0,5 + 0,105/7
<7^ = 0,795(1 -хд)
-0,127 + 0,311(1 -х )
) д (1-0,0185/?)F,(2.43)
х (pw)
где
кр
^d(z')
9(2)
F =
— фактор формы; / - /( = 0,72 м — длина релакса-
ции. Чтобы вычислить распределение критической
плотности теплового потока по длине канала, удоб-
но <7кр представить в виде зависимости
<7кР = /(Pw> ДЛвх)>
где ДАВХ = h' - йвх. Используя уравнение теплового
баланса
д
4^(r')dz'
~----л----AAbx
pwd BX
формулу (2.42)
разом:
можно записать следующим об-
We
We + А
кр
lf^d2
го«-
l,144We1/5
pwd
1/5
+ 0,286—-We
-----------Г-------------. (2.44)
619,6 exp
in/PWflf ч 1/5
P'gdr(ga') —т-1 I
\ И Z -1
Формулу (2.42) можно использовать также для
расчетов критических тепловых нагрузок в каналах
реакторов РБМК-1000.
Расчет запаса до кризиса теплообмена. Зная
распределение q(z) и критическую плотность теп-
лового потока, вычисляют их отношение
ОД = ^кр(--)/^). (2.45)
Минимальное значение А^3(г) определяет запас
канала до кризиса теплообмена по мощности. Запа-
сы до кризиса K3(z) должны быть не меньше 1,2.
Эти значения определяются статистическим раз-
бросом опытных данных и неточностью измерения
параметров теплоносителя в реакторе.
2.10.7. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕНА В ЗАКРИЗИСНОЙ
ОБЛАСТИ И ПРИ ПОВТОРНОМ СМАЧИВАНИИ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
Температурный режим оболочек твэлов в за-
кризисной области определяется характером кри-
зиса теплообмена, который может возникать как в
стационарных условиях (см. п. 2.3.6.), так и в ава-
рийных и переходных режимах, связанных с неста-
ционарными процессами охлаждения активной зо-
ны реактора.
При подаче охлаждающей воды из сис темы ава-
рийного охлаждения на осушенные и разогретые
твэлы возникает фронт повторного смачивания (ув-
лажнения), процессы в котором аналогичны кризи-
су теплообмена и который разделяет режимы тепло-
обмена по длине активной зоны на три области:
1) теплообмен в смоченной зоне, характери-
зующийся теплоотдачей вследствие кипения при
вынужденной конвекции;
2) теплообмен непосредственно во фронте сма-
чивания, сопровождающийся резким повышением
температуры в результате перехода от пузырьково-
го режима кипения к пленочному;
3) теплообмен в несмоченной зоне, который
можно рассматривать как теплообмен в закризис-
ной области. В этой области поток пароводяной
смеси имеет, как правило, дисперсную структуру —
капли жидкости распределены в паре, который пе-
регрет относительно температуры насыщения. Та-
кой поток является преимущественно неравновес-
ным, и действительное массовое паросодержание в
немхд меньше балансного jc6ajl. Экспериментальные
и расчетные исследования закризисного теплообме-
на в стационарных условиях показали, что термоди-
намическую неравновесное гь можно не учитывать
при малых тепловых потоках (q < 0,5 МВт/м2) и
2
больших массовых скоростях [pw > 1000 кг/(м • с)].
Для обоснования безопасности реакторных ус-
тановок используют компьютерные программы —
зарубежные RELAP, TRAC, отечественные ТРАП,
198
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.1
КОРСАР и др. [33], которые сложны и требуют зна-
чительных затрат машинного времени. В последнее
время достигнут определенный прогресс в верифи-
кации российских теплогидравлических кодов
КАНАЛ-97 и КОРСАР на стандартных задачах по-
вторного залива ВВЭР [9].
Тем не менее для оценки уровня теплоотдачи
приобретает практическое значение создание отно-
сительно простых инженерных расчетных методик,
достаточно полно отражающих последователь-
ность процессов теплоотвода в условиях аварийно-
го охлаждения активной зоны реактора.
Оценочный расчет теплоотдачи в несмочен-
ной зоне в зависимости от положения фронта по-
вторного смачивания применительно к реакторам
типа ВВЭР можно проводить по формуле [71]
,^(27.6+1,5^)°* р46)
I + 9,6: - 1,39:
где z — расстояние от фронта повторного смачива-
ния, м. Условия применимости формулы: р = 0,1 —
0,5 МПа; pw - 25—250 кг/(м2 • с), z = 0,01—2,5 м.
В (2.46) коэффициент теплоотдачи отнесен
к разности температур Д/Ст = zCT - /v, а расстояние z
можно определить для оболочки твэла из цирко-
ниевого сплава по скорости фронта повторного
смачивания и, м/с, в данный момент времени из
выражения [60]:
-3 0 7
и = 3,7 • 10 (pw) ’ (1 - ZCT/1200) х
х(1+0,07>^д),
(2-47)
где Д/нед = ts - 1ж — недогрев во фронте смачива-
ния; /ст — температура стенки, К.
Формула (2.46) обобщает опытные данные на
трубах без имитаторов дистанционирующих реше-
ток. Формула (2.47) получена на основе опытов на
семистержневой сборке и с погрешностью ±15 %
описывает экспериментальные данные при р =
= 0,1 МПа изменении массовых скоростей pw от 10
2
до 75 кг/(м • с) и локального недогрева во фронте
от 0 до 75 °C.
Расчет теплоотдачи при повторном смачива-
нии разогретых поверхностей применительно к ка-
нальным водоохлаждаемым реакторам можно про-
водить по формуле [15]
Nu = 0,392Re°’455(p"/p') • [1 - 0,229Ac +
+ 0,512/Ас], (2.48)
где
XI а^экв д
Nu = —-— ; а = ——
Х 'сЛ
Re =
рц4кв
ц
А* -*бал -’фр-
Паросодержание во фронте смачивания Хфром
ределяют последовательно для нескольких досл-1
точно малых интервалов времени, для которых»
ставляют уравнения теплового баланса на оснок
рассчитываемой скорости смачивания. При этом
принимают Х[фр = твх и используют следующее»
отношение:
и = 0,309^4-^(p'Vp'^Re0’52 , (2.451
где
х ехр(-19/со) — граничное массовое паросодер-
жание [19]; со = рм'л/^/(ор/); d— диаметр капа-1
ла; р' — плотность жидкости на линии насыщенна I
р, ср, 8 — соответственно плотность и теплеем-1
кость материала стенки канала и ее толщина.
Формулы (2.48) и (2.49) описывают экспери-1
ментальные данные в следующем диапазоне пара-
2
метров: р = 3—7 МПа; ри> = 75—470 кг/(м • с);д =1
= 100—600 кВт/м2, /ст = 400—900 °C; балансное
паросодержание изменялось от-0,4 до +0,6.
Для расчета закризисного теплообмена в об-
ласти низких массовых паросодержаний (от -0,071
до 0,1) рекомендуется формула [95]:
а = 1525A"(pWp'z)°’2(PrCT п)3, (2.50)
где а = q/(zCT - /ж); Ргст п — число Прандтля, вычне-1
ленное по параметрам пара у стенки канала; /ж-
температура теплоносителя, вычисленная по урав- |
нению теплового баланса. Формула справедлива в I
э
диапазоне изменения pw от 900 до 2100 кг/(м"-с), I
2
q — от 0,2 до 0,8 МВт/м . Данные получены в коль-1
цевом и семистержневом каналах.
Как уже упоминалось, в области закризисной |
теплоотдачи при определенных режимных парамет- |
рах наблюдается термическая неравновесность
двухфазного потока, которая характеризуется зна-
чительным перегревом пара относительно темпера-
туры насыщения. Такая неравновесность может за-
метно сказаться на методиках расчета теплоотдачи.
Для оценки термической неравновесиости, опреде-
ления действительного паросодержания и коэффи-
циентов теплоотдачи предложен целый ряд расчет-
ных методик [33, 36, 42, 74, 79]. Однако пока отсут-
ствуют общепринятые инженерные методики рас-
чета для широкого диапазона параметров и каналов
различной формы. Можно отметить, что в сборках
пучков стержней эффект термической неравновес-
ное™ проявляется заметно слабее, чем в трубах
в связи с перемешивающим воздействием дистан-
ционирующих решеток. В то же время в гладких
« 2.10]
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
199
трубах при тех же параметрах термическая неравно-
весность потока играет заметную роль и приводит
к некоторому ухудшению теплоотдачи. При анали-
зе аварийных режимов обычно принимают во вни-
мание расчетные методики и экспериментальные
данные, дающие консервативные результаты по те-
плоотдаче. В связи с этим целесообразно привести
хотя бы некоторые наиболее простые предельные
соотношения, которые наглядно показывают связь
между основными параметрами в явном виде.
Одним из них является уравнение Бардзони—Мар-
тини, с помощь которого определяют действитель-
ное паросодержание [76]:
хд = 1 -(J -хкр)ехр[-хбал-хкр)], (2.51)
гделкр — относительная энтальпия в зоне кризиса
теплообмена, которая может быть определена и по
х^р (см. книгу 2, п. 3.11.3, а также [19]).
В конечном счете одной из основных задач рас-
чета закризисного теплообмена является определе-
ние максимальной температуры стенки в этой об-
ласти Возможны два случая изменения температу-
ры стенки в данной зоне.
В первом случае температура стенки после
возникновения кризиса растет непрерывно. Такие
„ О
режимы наблюдаются обычно при высоких хгр,
низких давлениях и массовых скоростях. Во вто-
ром случае — при высоких давлениях и массовых
2
скоростях [более 2000 кг/(м • с)] — поток стремит-
ся к равновесному состоянию и температура стен-
ки имеет относительно небольшой пик вблизи зоны
кризиса. Однако существует довольно значитель-
О
ная промежуточная область параметров по хгр, р и
pw, где пик температуры устанавливается на доста-
точно удаленном расстоянии от места кризиса.
Подобное же явление наблюдается и в условиях
повторного смачивания поверхностей нагрева при
аварийном охлаждении, когда несмоченная зона
имеет значительную протяженность (более 1 м).
В этом случае закризисная зона теплоотдачи созда-
ется как бы искусственно, так как значения относи-
тельной энтальпии во фронте смачивания обычно
О
значительно меньше хгр, чем для стационарной
закризисной теплоотдачи. В данном случае также
применима формула (2.51), однако в ней вместо
Хкр, принимается Хфр, при условии, что Хфр > 0.
Таким образом, расчет закризисного теплооб-
мена состоит из двух частей: в первой рассчитыва-
ют теплоотдачу в переходной области до достиже-
тах
ния <ст , во второй — для уже установившегося
режима. Существует целый ряд довольно сложных
методик для расчета теплоотдачи в обеих зонах
[42, 74]. Однако может быть рекомендован упро-
щенный подход, состоящий в том, что в первой
области используют формулы, учитывающие изме-
нение теплоотдачи от точки наступления кризиса
„ max
до точки с температурой / в виде
а =
CL + ГУ
пер ^конв>
где апер можно рассчитать по (2.46) или [87]
а = 1,664 • 105 ехр (-0,671 ^А/ст).
Эту формулу можно использовать в широком диа-
пазоне давлений 4 <р < 20 МПа и массовых скоро-
2
стей 340 < pw < 1500 кг/(м • с). Для расчета аконв
можно использовать формулу
Nun = 0,023 Re°’8Pr^(cT), (2.52)
где Nun = <7</экв/(/ст - /П)ХП; т = 0,4; Re =
Р^экв
М"
. Число Ргп(ст) (по температуре
пара или стенки) выбирается по наименьшему зна-
чению Nun. Действительное паросодержание хд
может быть рассчитано по формуле (2.51).
По найденному коэффициенту теплоотдачи оп-
ределяют температуру стенки
^ст q!&- *" /п,
а /п находят по формуле из [26]
( 0>]
Л'бал Лгр
Здесь п = 1,2 + 0,75(10 5Re)1,6; Re = pW3KB/p";
*гр — см. формулу (2.49).
Для расчета средней теплоотдачи в сборке
стержней при стационарной закризисной теплоот-
даче рекомендуется следующая формула [26]:
Nu = Nu"/T. (2.53)
Число Nu" находят по соотношению [391:
Nu" = 0,023 {Re РгГ|(ст) [хбал +
+ (p'7p')(l -хбал)]}°’8>',
где у = 1 - 0,1(р'/р" - 1)0>4(1 -х)0,4; Nu" = ad/X";
а = q/(гст - /,); Re = pwd/p".
Коэффициент К, представляющий собой отно-
шение среднего коэффициента теплоотдачи в сбор-
ке к коэффициенту теплоотдачи в трубе, рассчиты-
вают по формуле [22]:
1,1а/</-0,26,
где aid — относительный шаг.
200
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.!
В сборке стержней вследствие неравномерного
распределения расхода теплоносителя по каналу
возможна разверка температур по сечению. Мини-
мальный коэффициент теплоотдачи в этом случае
определяется следующим образом:
Numin = Nu/’
где/= 0,3 + 0,8(41/4/- I)0,25.
Для расчета теплоотдачи в равномерно обог-
реваемых трубах разрабатываются скелетные таб-
лицы значений коэффициента теплоотдачи на ос-
нове тщательного анализа экспериментальных дан-
ных, полученных из разных источников. Наиболее
полной версией таких таблиц является версия
1997 г [12], разработанная совместно российскими
и канадскими специалистами для параметров: дав-
ление 4—20 МПа, массовая скорость 250—
2
2000 кг/(м • с), относительная энтальпия (паросо-
держание) от -0,2 до +0,2, тепловая нагрузка 0,2—
1,0 МВт/м , диаметр трубы 10 мм. Скелетные таб-
лицы имеют определенные преимущества по срав-
нению с прямыми расчетными методиками, слож-
ность которых повышается из-за сложной зависи-
мости коэффициента теплоотдачи от рассматривае-
мых параметров в широком диапазоне их измене-
ния. Недостатком указанных таблиц можно считать
привязку к одному диаметру труб. Однако возмож-
на экстраполяция данных на другие диаметры
с учетом того, что значения а, сравнительно слабо
зависят от диаметра в сравнительно небольшом
диапазоне его изменения (8—12 мм).
Теплопроводность спеченного ПО2 Хц0 за-1
висит от температуры, плотности и длительное™ I
облучения в нейтронном поле.
Приближенно зависимость , Вт/(см-К)1
от температуры Т, К, описывается формулой [69]
Хио (Г) = 55/(560 + Т) + 0,942 • 10~12Т’3. (2.56
В процессе работы реактора диоксид урана за-
метно изменяет свою структуру. Большие градиен-
ты температуры, развивающиеся в таблетках диок-
сида, создают большие термические напряжения,
которые вызывают растрескивание таблеток и как
следствие этого некоторое уменьшение
Чю2-
Принимая зависимость теплопроводности сер-
дечника от температуры Лс =/(7') по (2.56), получа-
ем следующую неявную связь между температурой
Т, К, и радиусом г.
£/Г, _Г—V]
4л L \4/HJ J
55 In
Г+ 560
Тст + 560
0,94g • 10~12 4 4
4 L Zст । ’
Максимальная температура на оси сердечника
То вычисляется из выражения
<// 7о + 56°
— = 55 In----------+
4л Тст + 560
2.10.8. РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ТВЭЛА
-12 4 4
+ 0,236-10 (TG-TCJ) (2.57)
Температура внутренней поверхности оболочки
твэла на расстоянии z от входа в активную зону
/об(") при известной температуре теплоносителя на
входе в реактор /вх рассчитывается по формуле:
'об(-) = 'вх + Д'(-) + ?(-)/<* +
Для расчета допустимых плотностей потока
удобно ввести в (2.57) температуру теплоносителя
7'тн. В этом случае при условии, что оболочка (ин-
декс «об») тонкая и зазор (индекс "заз») достаточно
мал, можно записать
+ (д(л)</0/2Хоб)1п(^0/с/1), (2.54)
где Д/(л) — подогрев теплоносителя в ячейке;
q(z) —плотность теплового потока; А.об, d\ — соот-
ветственно теплопроводность и внутренний диа-
метр оболочки; е/0 — диаметр твэла.
Температура в центре топливного сердечника с
наружным диаметром <7Н и отверстием б/внут без
учета зависимости теплопроводности сердечника
Хс от температуры
4л
= 55 In
TQ + 560
qt
Гст + 560 + —
nd^k
'о(-) = 'об(-) +
5Г-1|ПТ +
2^заз <*н
^(“)^внут (
----"---- 1------ “ 2 П d------
4ХС [\“внут/ у^внут,
где Хзаз — теплопроводность газа в зазоре
(2.55)
-12
+ 0,236 • 10
Т4 _
'о
тн + ndQk
(2.58)
где к = (8заз/Хзаз + 50б/\)б + 1 /ос)-* — коэффициент
теплопередачи.
Из (2.58) можно найти максимальную темпера-
ТУРУ 7"о ПРИ заданном значении линейной плотно-
сти теплового потока qt.
Для необлученного топлива отношение
\аз^заз (в среднем по всей поверхности топлива)
2
составляет примерно 5000 Вт/(м • К)
- 1
§ 2.12]
ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С ВВЭР
201
2.11. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ
ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС
На двух- и трехконтурных паротурбинных АЭС
рабочий пар производится в парогенераторах —
рекуперативных теплообменных аппаратах, в кото-
рых теплота от первичного теплоносителя передает-
ся рабочему телу через теплопередающую поверх-
ность.
В общем случае ПГ может включать в себя сле-
дующие элементы, обогреваемые теплоносителем:
водяной экономайзер, испаритель, пароперегрева-
тель и промежуточный пароперегреватель. Проме-
жуточный перегрев пара может осуществляться
в специальных теплообменных аппаратах, не вхо-
дящих в состав ПГ.
Парогенераторы классифицируются:
а) по виду теплоносителя: с водным, жидкоме-
таллическим, газовым, органическим и другими
теплоносителями;
б) по способу организации движения рабочего
тела в испарителе: с естественной циркуляцией, с
многократной принудительной циркуляцией, пря-
моточные; в других элементах ПГ движение рабо-
чего тела принудительное, однократное;
в) по числу корпусов, в которые заключена те-
плолередающая поверхность: однокорпусные (все
элементы ПГ расположены в одном корпусе); мно-
гокорпусные (отдельные элементы имеют само-
стоятельные корпуса, соединенные трубопровода-
ми теплоносителя и рабочего тела); секционные
(ПГ состоит из нескольких соединенных парал-
лельно по теплоносителю и рабочему телу секций,
имеющих общие системы регулирования расхода
питательной воды); секционно-модульные (секции
состоят из отдельных модулей — теплообменни-
ков, в которых располагаются элементы ПГ).
2.12. ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С ВВЭР
2.12 1. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ПАРОГЕНЕРАТОРОВ БЛОКОВ ВВЭР-440
И ВВЭР-1000
Парогенераторы отечественных блоков АЭС с
ВВЭР представляют собой горизонтальные одно-
корпусные теплообменные аппараты с естествен-
ной циркуляцией рабочего тела.
В настоящее время на АЭС с ВВЭР-440 и
ВВЭР-1 ООО, построенных по российским проектам,
эксплуатируется соответственно примерно 170 и 80
парогенераторов горизонтального типа, которые по
сравнению с вертикальными ПГ имеют определен-
ные преимущества. Прежде всего, существенно
меньшую нагрузку зеркала испарения и возмож-
ность получения пара с влажностью 0,2—0,5 % при
использовании наиболее простых способов сепара-
ции (в некоторых вариантах ПГВ-1000 используют
только гравитационную сепарацию в сочетании с
пароприемным дырчатым листом); как правило,
больший запас воды; отсутствие прямых условий
для осаждения и накопления нерастворимых при-
месей на теплопередающих трубах и коллекторах
(цилиндрических трубных досках) теплоносителя;
возможность использования ПГ для расхолажива-
ния реакторного контура при сниженном уровне
воды; достаточно высокую надежность в эксплуа-
тации.
Основные теплогидравлические и конструкци-
онные характеристики парогенераторов приведены
в табл. 2.21. В каждой из шести циркуляционных
нетель реактора ВВЭР-440 установлено по одному
парогенератору (рис. 2.34). Подогрев питательной
воды до температуры насыщения, генерация пара и
сепарация осуществляются в одном корпусе.
Снизу к центральной части корпуса приварены
входной и выходной коллекторы теплоносителя
(рис. 2.35). Коллекторы расположены симметрично
относительно вертикальной оси ПГ на расстоянии
750 мм от нее. К переходным кольцам коллекторов
приварены трубопроводы для подвода и отвода те-
плоносителя. В верхней части коллекторы уплотня-
ются съемными крышками, которые позволяют
иметь доступ к местам завальцовки труб теплопе-
редающей поверхности для ремонтных работ. Один
из вариантов уплотнения крышки коллектора пока-
зан на рис. 2.36.
Для присоединения труб теплопередающей по-
верхности в коллекторе в шахматном порядке про-
сверлены отверстия. Трубки развальцовываются на
всю толщину стенки коллектора энергией взрыва.
Внутренняя поверхность труб — электрохимполи-
рованная; внешняя — шлифованная Применение
аустенитной нержавеющей сз ади в первом контуре
осуществлено в целях уменьшения выхода продук-
тов коррозии в теплоноситель.
Теплопередающая поверхность состоит из
U-образных труб без сварных швов с коридорным
расположением внутри пучка. Трубы в пучке дис-
танционированы с помощью фигурных и плоских
пластин, что обеспечивает необходимую жесткость
дистанционирующей решетки (рис. 2.37).
Питательная вода подводится к ПГ по трубо-
проводу, приваренному к патрубку входа питатель-
ной воды; к последнему приварена также труба, со-
единяющая патрубок с коллектором питательной
воды. Вода из коллектора по раздающим трубам
поступает в межтрубное пространство на сторону
входного (раздающего) коллектора теплоносителя,
что выравнивает паровую нагрузку на зеркале ис-
парения. Вода до температуры насыщения нагрева-
ется вследствие конденсации части пара в меж-
трубном пространстве.
202
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.!
Таблица 2.21. Основные характеристики Окончание табл. 2.i
горизонтальных ПГ АЭС с ВВЭР Характеристика ВВЭР-440 ВВЭР-1000 1
Характеристика ВВЭР-440 ВВЭР-1000 Коллектор теплоносителе ч
Число на один блок 6 4 Материал перфориро- 08Х18Н10Т 10ГН2МФА]
Тепловая мощность, 230 750 ванной части
МВт Внутренний диаметр и 800x136 834x168 1
Паропроизводитель- 125 408 толщина стенки на участ-
ность (расчетная), кг/с ке завальцовки труб, мм
Давление пара на выхо- 4,6 6,3 Число рядов отверстий 76 ПО
де, МПа для завальцовки труб
Температура пара, °C 259 278,5 (по высоте)
Температура питатель- 223 220 Шаг между отверстиями 23 21,8
ной воды, °C в горизонтальном ряду,
Расход теплоносителя, 1390 4224
кг/с Корпус 111
Температура теплоноси- 297/270 Материал 22К 10ГН2МФА
320/289
теля (вход/выход), °C Внутренний диаметр, мм 3210 4000
12,3 15,7 Толщина центральной обечайки, мм 135 145
Давление теплоносите- ля, МПа
Толщина боковых обеча- 75 105
Скорость теплоносителя 2,7 4,2 ек, мм
в трубах, м/с Длина корпуса, м 11,8 14,53
Среднелогарифмиче- 21,9 22,9 Коллектор пи тательной во ды
ский температурный на- пор, °C Внутренний диаметр 150 270
Коэффициент теплопе- редачи (с учетом загряз- 4,3 5,4 коллектора, мм Длина, м 5720 9300
2 нений), кВт/(м • К) Число раздающих труб 52 16
Средняя/максимальная плотность теплового по- 2 тока, кВт/м 90/215 123/255 Внутренний диаметр раздающих труб, мм 20 —
Жалюзийные сепараторы
Тепловая мощность еди- 22,8 30,7 Число рядов 2 8
ницы объема, занятого Угол наклона ряда к го- 16 60
теплопередающей по- ризонту, град
верхностью, МВт/м3 Высота над уровнем во- 560 650
Средняя скорость пара, ды, мм
м/с: Погруженный дырчатый лист (ПДЛ)
на выходе с зеркала 0,24 0,382 Расстояние от оси верх- — 260
4 испарения него ряда труб, мм
на входе в жалюзий- 0,323 0,38 Диаметр отверстий, мм — 15
ный сепаратор Шаг расположения от- — 52
Влажность пара на выхо- де из ПГ, %, не более 0,25 0,25 верстий (по квадрату'), мм Внутренний диаметр тру- бопроводов подвода и от- 495 870
7 еплопередающая поверхность вода теплоносителя, мм
Площадь, м2 2577 6115 Внутренний диаметр 244 382
Материал труб 08Х18Н10Т 08Х18Н10Т трубопроводов подвода
Диаметр и толщина стен- 16x1,4 16x1,5 питательной воды, мм
ки труб, мм Внутренний диаметр 437 580
Число труб 5536 11 000 трубопроводов отвода
Средняя длина труб, м 9,3 П,1 свежего пара, мм Запас воды на единицу 430 150
Шаг между трубами по 24 19 электрической мощно-
высоте пучка, мм сти, кг/МВт
Шаг между трубами по 29,5 23 Масса ПГ, т 163 321
ширине пучка, мм Масса ПГ на единицу те- 0,713 0,428
Масса труб, т 26 66,7 пловой мощности, т/МВт
5 212)
ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С ВВЭР
203
Вход тепло-
носителя
Выход тепло-
носителя
10
12
Вход питательной воды
Рис. 2.34. Парогенератор ПВГ-440:
1 — люк-лаз; 2 — паровой коллектор; 3 — горячий кол-
лектор; 4 — сепарационные жалюзи; 5 — опоры трубного
пучка; 6 — труба подвода питательной воды; 7, 11 —
штуцер продувки; 8 — штуцер дренажа; 9 — раздающий
коллектор питательной воды; 10 — корпус парогенерато-
ра; 12 — теплообменные трубы; 13 — холодный коллек-
тор; 14 — защитная выгородка
Сепарация пара осуществляется в объеме над
зеркалом испарения. Гравитационная (осадитель-
ная) сепарация дополняется осушкой пара в жалю-
зийном сепараторе. Жалюзи — волнообразные пла-
стины, выполненные из тонкого (0,8 мм) листа ста-
ли 12Х18Н10Т. За сепаратором расположен дырча-
тый пароприемный щит для выравнивания распре-
деления пара по паровому объему ПГ.
На корпусе имеются отверстия со штуцерами
для присоединения уровнемеров; вдоль нижней об-
разующей расположены отверстия и штуцера для
непрерывной и периодической продувок.
Конструкция опор ПГ (ленточные шарнирные
устройства) обеспечивает свободное перемещение
ПГ, компенсирующее тепловое удлинение трубо-
проводов.
Продольный и поперечный разрезы ПГ блока
ВВЭР-1000 показаны на рис. 2.38.
Корпус ПГ и коллекторы теплоносителя изго-
товляют из стали 10ГН2МФА, имеющей более вы-
сокие прочностные характеристики по сравнению
со сталью 22К и аустенитными сталями. Коллекто-
ры со стороны, омываемой теплоносителем, плаки-
руют нержавеющей наплавкой толщиной 8 мм.
Коллекторы расположены симметрично относи-
тельно вертикальной оси ПГ. Трубки воздушников
коллекторов и контроля протечек выводятся через
отверстия в стенке верхней конической части кол-
лекторов и через штуцеры на боковой образующей
корпуса ПГ. Расположение труб в трубном пучке —
шахматное; дистанционирование труб — такое же,
как в ПГ блока ВВЭР-440.
Питательная вода подводится к ПГ по трубо-
проводу, приваренному к патрубку входа питатель-
ной воды. Коллектор питательной воды располо-
жен над трубным пучком в паровом пространстве.
В него вварены раздающие трубы, расположенные
между дырчатым щитом и трубным пучком на «го-
рячей» половине ПГ.
Дырчатый погруженный щит с коэффици-
ентом перфорации 8 % предназначен для вырав-
нивания скорости выхода пара с зеркала испаре-
204
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 1
0 712
0 620
Рис. 2.36. Уплотнение верхней части
теплоносителя:
0 480
0 495
0 560
0J245.
Рис. 2.35. Коллектор теплоносители:
/ — трубка воздушника; 2 — скоба; 3 — фланец; 4 —
камера; 5 — кольцо переходное; б — штуцер дренажа
ния. Для стока воды между щитом и корпусом име-
ется зазор шириной 150 мм. Предусмотрен также
зазор между щитом и днищами, обеспечивающий
доступ к нижней части трубного пучка для осмот-
ра. По всему периметру к щиту приварены закраи-
ны, препятствующие выходу пара, минуя дырча-
тый щит.
Для обеспечения допустимой скорости пара на
входе в жалюзийный сепаратор его пакеты установ-
лены под углом 60° к горизонту. Отсепарированная
в жалюзи вода по системе сливных корыт и труб
отводится под уровень воды.
1 — коллектор; 2 — патрубок люка; 3 — шпонка;
4 — крышка люка; 5 — крышка коллектора; 6 —
трубка контроля протечек
Сухой насыщенный пар по десяти пароотв
щим трубам диаметром 219x16 мм поступает в
лектор пара и из него в паропровод.
Горизонтальные ПГ блоков ВВЭР-440 пре
длительный срок безаварийной эксплуатации Г
генераторы блоков ВВЭР-1000 потребовали оп|
ленной доработки.
Для предотвращения растрескивания колле
ров теплоносителя в эксплуатируемых ПГ вы
йены следующие мероприятия:
«разневолена» (освобождена от защемле
верхняя часть коллекторов;
проведена низкотемпературная (450 °C) те
обработка перфорированной части;
модернизирована система водопитания и
дувки: убрана часть водораздающих труб со ст
ны холодного торца ПГ и добавлены трубы
ПДЛ) со стороны горячего торца, в результате
пик концентраций примесей из наиболее тепл
пряженной зоны в районе горячего (входного)
J 2.12]
ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С ВВЭР
205
Рис. 2.37. Элементы днстанционнрования змееви-
ков теплопереданицей поверхности ПГ:
/ — фигурная пластина; 2 — стойка; 3 — промежу-
точная пластина; 4 — трубка теплопередающей по-
верхности
лектора сместился в район холодного торца; со сли-
ва воды с ПДЛ в холодный торец организован вы-
вод непрерывной продувки;
введен коррекционный водно-химический ре-
жим.
Для вновь изготовляемых ПГ предусмотрено:
выполнение коллекторов из стали 10ГН2МФА
повышенной чистоты;
сверление отверстий по технологии, сводящей
к минимуму остаточные напряжения;
гидравлическая запрессовка труб на всю тол-
щину стенки коллекторов с механической доваль-
цовкой выходных участков.
Кроме рассмотренных ПГ выполнен также про-
ект ПГВ-640 для АЭС с ВВЭР повышенной безо-
пасности электрической мощностью 640 МВт. По
сравнению с ПГВ-1000 этот парогенератор имеет
меньшие тепловую мощность (450 МВт), удельную
2
тепловую нагрузку (105 кВт/м ), диаметр корпуса
(3,8 м), среднюю длину труб (около 10 м), более
свободное их размещение в пучке (шаг 25 мм, кори-
дорное расположение). Конструкционные материа-
лы основных элементов ПГ те же, что в ПГВ-1000
2.12.2. ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
НАСЫЩЕННОГО ПАРА
Преимущества вертикальных ПГ по сравнению
с горизонтальными следующие: возможность даль-
нейшего повышения мощности при выдерживании
габаритных условий его транспортабельности; бо-
лее совершенная (хотя и более сложная) система
сепарации пара; организованный контур естествен-
ной циркуляции, позволяющий создать устойчи-
вую гидродинамику пароводяной смеси в пучке;
возможность обеспечения меньшей неравномерно-
130
а)
Рис. 2.38
206
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.!
б)
Рис. 2.38. Парогенератор ПГВ-1000:
а — продольный разрез: / — трубные пучки поверхности теплообмена; 2 — люк-лаз; 3 — аварийный подвод
питательной воды; 4 — паропровод к турбине; 5 — подвод питательной воды; 6 — штуцера контроля плот
ности первого и второго контуров; 7 — штуцер периодической и непрерывной продувки; 8 — коллектор;
9 — штуцер дренажа; б — поперечный разрез: / — вход питательной воды; 2 — жалюзийный сепаратор
пара; 3 — погружной дырчатый лист; 4 — коллектор выхода теплоносителя; 5 — коллектор входа теплоно
сителя
ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С ВВЭР
207
стн паровой нагрузки на выходе из пучка (особенно
в ПГ с эвольвентными ширмами).
На рис. 2.39 изображена конструкция одного
из вариантов вертикального ПГ, производящего
насыщенный пар и имеющего следующие характе-
ристики [27]:
Тепловая мощность, МВт..................792
Пзропроизводительиость, кг/с............414
Параметры пара:
давление, МПа .... ..............7,2
температура, °C...................... 286,4
влажность, %........ ................0,2
Температура питательной воды, °C..... 200
Расход теплоносителя, кг/с........... 4070
Параметры теплоносителя:
давление, МПа ... ............ 16
температура, °C:
на входе ... 322,3
на выходе.........................288
Площадь теплопередающей
поверхности, м2 ........................ 7835
Масса труб, т..... ..............87
Диаметр труб, мм ....................... 16x1,5
Число труб........ .............. 11 880
Число ширм..............................330
Внутренний диаметр коллектора, мм .... 1250
Число циклонных сепараторов............. 156
Диаметр циклонных сепараторов, мм....... 248x3
Длина перфорированной части сепаратора,
мм .... ............................ 1100
Число пакетов жалюзийных сепараторов . . 78
Размер пакета, мм ...................... 780x400
Внутренний диаметр корпуса ПГ, мм....... 4000
Толщина корпуса, мм..................... 105
Высота корпуса, м.......................16,8
Масса ПГ, т.............................408
Запас воды на единицу электрической мощ-
ности, кг/МВт........................... 125
Пучок труб теплопередающей поверхности со-
бран из ширм, радиально установленных относи-
тельно коллектора теплоносителя. Каждая ширма
состоит из нескольких W-образных змеевиков,
скрепленных дистанционирующими элементами.
Змеевики каждой ширмы завальцованы в верти-
кально расположенный по центральной оси ПГ
круглый коллектор. Внутренними перегородками
коллектор разделен на две камеры: раздающую
(верхнюю) и собирающую (нижнюю).
Рис. 2.39. Вертикальный ПГ АЭС с ВВЭР
(проект):
1 — люк-лаз; 2 — корпус; 3 — кожух трубного пучка;
4 — штуцеры уровнемеров; 5 — жалюзийный сепара-
тор; б — люк-лаз; 7 — штуцер аварийного подвода
воды; 8 — штуцер непрерывной продувки; 9 — шир-
ма пучка труб тсплопередающей поверхности; 10 —
штуцер периодической продувки; // — коллектор те-
плоносителя; 12 — разделительная обечайка коллекто-
ра; 13 — раздающий коллектор питательной воды;
14 — штуцер дренажа
Питательная вода подается в нижнюю часть ПГ,
подогревается до температуры кипения на эконо-
майзерном участке и поступает в испарительный
участок. После испарительного участка установле-
208
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. 1
ны циклонные сепараторы с осевым подводом к
ним пароводяной смеси. Окончательную осушку
пара осуществляют в вертикальных жалюзийных
сепараторах. Отсепарированная вода из циклонов и
жалюзийных сепараторов по кольцевому каналу,
образованному корпусом и кожухом трубного пуч-
ка, поступает в испарительный участок, где смеши-
вается с нагретой до температуры кипения пита-
тельной водой. Таким образом, контур естествен-
ной циркуляции имеет выделенные подъемный
(межгрубное пространство испарительной части
пучка труб) и опускной (кольцевой канал) участки,
что улучшает условия движения пароводяной сме-
си в межтрубном пространстве. Материалы для
труб, коллектора, корпуса такие же, как и в гори-
зонтальном ПГ блока ВВЭР-1000. Выделение эко-
номайзерного участка позволяет увеличить сред-
ний температурный напор в ПГ.
Определенный интерес представляет проект
подобного ПГ с «пучком расхолаживания», в кото-
ром трубный пучок разделен на две части — верх-
нюю и нижнюю. Вертикальный цилиндрический
коллектор внутренними выгородками делится на
две части для параллельного питания теплоносите-
лем верхнего и нижнего пучков. Патрубки подвода
и отвода теплоносителя расположены между ними.
Компоновку трубных пучков, расположение
патрубков подвода и отвода теплоносителя выби-
рают так, что при снятой крышке реактора теплоно-
ситель заполняет трубы теплопередающего пучка и
образует контур естественной циркуляции: реак-
тор — ПГ. Таким образом, нижний теплопередаю-
щий пучок играет роль теплообменника расхола-
живания.
2.12.3. ПАРОГЕНЕРАТОРЫ ПЕРЕГРЕТОГО
ПАРА
Параметры реакторов ВВЭР позволяют осуще-
ствлять в ПГ слабый перегрев пара до 25—30 °C,
что повышает КПД станции и облегчает работу па-
ровпускных устройств турбины.
В принципе перегрев пара возможен в ПГ с есте-
ственной циркуляцией как горизонтальной, так и
вертикальной конструкции. Однако сложности раз-
мещения в одном корпусе испарительных и перегре-
вательных поверхностей нагрева, разделенных сепа-
рационными устройствами, практически непреодо-
лимы для горизонтального ПГ существенной еди-
ничной мощности.
Для ПГ АЭС с ВВЭР перегрев пара наиболее
приемлем в прямоточном варианте. В конструк-
торских бюро России были разработаны проекты
нескольких вариантов таких ПГ. На рис. 2.40 изо-
бражена конструкция, разработанная в ОКБ «Гид-
ропресс».
Рис. 2.40. Прямоточный прямотрубный ПГ:
1 — входная камера теплоносителя; 2 — трубная дос
ка; 3 — трубы поверхности теплообмена; 4 — патру-
бок выхода пара; 5 — коллектор питательной воды;
б — корпус ПГ; 7 — кожух трубного пучка; 8 —
трубная доска; 9 — выходная камера теплоносителя
212]
ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С ВВЭР
209
Теплоноситель движется сверху вниз внутри
рямых труб теплопередающей поверхности, за-
альцованных в трубные доски. Питательная вода
одается в кольцевой коллектор, из которого
вступает в кольцевое пространство между корпу-
сы и кожухом трубного пучка и продвигается
низ. По мере движения она нагревается вследст-
ие конденсации пара, поступающего через проре-
и в кожухе. Через прорези в нижней части кожуха
,агретая до ts вода поступает к теплопередающей
юверхности, где испаряется. Пар перегревается
। верхней части поверхности, через прорези в ко-
кухе попадает в кольцевую полость и через пат-
>убки, расположенные в зоне начала перегрева,
лводится в паропровод.
Расположением патрубков входа питательной
юды и выхода перегретого пара можно изменять
шину участков корпуса ПГ с разной температурой,
добиваясь минимального различия термических
расширений пучка труб и корпуса. Таким образом
решается проблема компенсации температурных
напряжений прямотрубной системы.
2.12.4. ОСОБЕННОСТИ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ
АЭС С РЕАКТОРАМИ PWR
Ядерная энергетика зарубежных стран (США,
Франции, ФРГ, Японии и др.) развивается в основ-
ном на базе водо-водяных реакторов, охлаждае-
мых водой под давлением (PWR). Парогенерато-
ры, разрабатываемые ведущей в этой области фир-
мой «Вестингауз», представляют собой однокор-
пусные вертикальные с погруженной теплопере-
дающей поверхностью аппараты, вырабатываю-
щие насыщенный пар. С 1961 г. (ввод в эксплуата-
цию АЭС «Янки») фирмой разработаны модифи-
кации ПГ с единичной электрической мощностью,
возрастающей с 46 до 325 МВт при соответствую-
щей мощности блока 185—-1300 МВт.
На рис. 2.41 изображена типичная конструкция
ПГ фирмы «Вестингауз» [67]. Питательная вода по-
дается в полость, образуемую кожухом трубного
пучка и корпусом, где она смешивается с сепара-
том. Системой раздающих труб 80 % питательной
воды подается на горячую ветвь трубного пучка, а
20 % — на холодную, что выравнивает их паропро-
изводитель ность. Выбранная конструкция дистан-
цнонирующей решетки имеет приемлемые гидрав-
лические сопротивления в подъемной системе, что
обеспечивает необходимую кратность циркуляции.
Для уменьшения интенсивности коррозионных
процессов на АЭС применяют 100 %-ную конден-
сатоочистку (трубчатка конденсаторов изготовлена
из титана).
Один ПГ для блоков электрической мощно-
стью 1300 МВт вырабатывает около 556 кг/с пара
при давлении 7,0—7,7 МПа и температуре 284 °C.
Рис. 2.41. Вертикальный ПГ для АЭС с PWR:
1 — камера подвода теплоносителя; 2 — трубная дос-
ка; 3 — корпус ПГ; 4 — трубы поверхности теплооб-
мена; 5 — первая ступень сепарации; 6 — вторая
ступень сепарации; 7 — камера отвода теплоносителя;
8 — перегородка
210
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд!
Параметры теплоносителя: давление 15,8 МПа,
температура на входе 330, на выходе 294 °C. Мате-
риал труб поверхности нагрева — никельсодержа-
щие сплавы (инкаялой).
2.13. ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С НАТРИЕВЫМ
ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
С 1980 г. на Белоярской АЭС работает энерго-
блок с реактором с натриевым теплоносителем
БН-600. В каждой циркуляционной петле реактора
(три петли) установлено по одному ПГ, состоящему
из восьми секций (рис. 2.42), соединенных парал-
лельно по теплоносителю (натрию) и рабочему телу.
Ниже представлены характеристики ПГ:
Тепловая мощность, МВт.................490
Паропроизводительность, кг/с......... 181,5
Давление пара, МПа..................... 14,2
Температура пара, °C .................. 505
Температура питательной воды, °C....... 240
Давление пара промежуточного перегрева,
МПа ...................................2,45
Температура пара промежуточного
перегрева на выходе/входе, °C......... 505/300
Расход теплоносителя, кг/с. . 1770
Давление теплоносителя, МПа........ 0,38
Масса ПГ, т. ...... , ....... 600
Секция ПГ состоит из трех модулей: испарите-
ля, пароперегревателя и промежуточного паропе-
регревателя (табл. 2.22). Конструкция модулей
одинакова. Прямые трубы теплопередающей по-
верхности завальцованы в трубные доски. Натрий
движется в межтрубном пространстве, продольно
омывая пучок труб; рабочее тело внутри труб. Тру-
бы в пучке располагаются по треугольной решетке.
Корпус модулей отделен от потока натрия кожу-
хом, защищающим корпус от воздействия возмомИ
ных изменений температуры натрия. Трубные дос- И
ки изолируются от непосредственного соприкосно-И
вения с потоком натрия вытеснителями и изслн-Н
рующими прокладками. Трубы в пучке истанцно
нируются с помощью решеток, расположенных hj
расстоянии 830 мм одна от другой. Компенсаиш
разных температурных удлинений корпуса итрчбВ
осуществляется с помощью сильфонного устройсяН
ва, установленного на корпусе. Основной и промо И
жуточный пароперегреватели соединены потепто- I
носителю параллельно. Из этих модулей натриЯ
поступает в испаритель.
Корпус, камеры и пучок труб основного и про- Н
межуточного пароперегревателей изготовлены и I
стали 12Х18Н9Т; трубный пучок и корпус испари-
теля — из стали 12Х2М. Питательная вода подает-
ся во входную камеру испарителя. Чтобы недопус
тить попадания капель влаги в пароперегреватеъ,!
пар в испарителе перегревается до 360 °C.
Появление протечек воды в натрий фиксирует-
ся по содержанию водорода в натрии, отводимом
из под верхних трубных досок, что позволяет обна-
ружить модуль, в котором появилась течь. Конст-
рукция ПГ обеспечивает возможность локализации
аварии при появлении течи отключением одной
секции и последующей заменой в ней только повре-
жденного модуля.
Металлоемкость ПГ блока БН-600 на единицу
электрической мощности составляет 3 т/МВт, что
примерно в 2 раза больше металлоемкости ПГ бло-
ка ВВЭР-1000. Уменьшить металлоемкость можно!
увеличив мощность секций, что осуществлено в по-
следующих проектах ПГ для БН-800 (и большой
мощности). При этом уменьшаются также размерю
парогенераторной установки и затраты на монтаж,
В этих ПГ промежуточный пароперегреватель ot-J
сутствует.
Значительное снижение удельной металлоем-
кости (в 4—6 раз по сравнению с секционно-мм
Таблица 2.22. Характеристики модулей ПГ блока БН-600
Характеристика Пароперегреватель Испаритель Промежуточный пароперегреватель
Температура теплоносителя (вход/выход), °C 520/450 450/320 520/450
Диаметр и толщина стенки труб, мм 16x2 16x2 25x2
Шаг между трубами в пучке, мм 33 28 33
Число труб в модуле 241 333 241
Длина одной трубы, м 12,8 14,8 12,56
Толщина трубной доски, мм 185 185 100
Диаметр и толщина стенки корпуса, мм 630x20 630x16 630x20
Диаметр и толщина стенки камер теплоносите- 864x32 1060x30 1064x32
ля, мм
§ 2.13)
ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС С НАТРИЕВЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
211
Рис. 2.42. Секция ПГ АЭС с реактором БП-600:
Л — модуль промежуточного пароперегревателя;
Б — модуль испарителя; В — модуль основного
пароперегревателя; а — вход натрия в ПГ; б —
выход натрия из ПГ; в — вход питательной воды
в испаритель; г — выход пара из испарителя; д —
вход пара в пароперегреватель; е — выход пара
из пароперегревателя; ж, з— вход пара в промежу-
точный пароперегреватель и выход из него; 1,2 —
выходная камера и корпус промежуточного паропе-
регревателя; 3 — входная камера пара промежуточ-
ного пароперегревателя; 4 — выходная камера пара
испарителя; 5 — трубки теплопередающей поверхно-
сти испарителя; 6 — корпус испарителя; 7 — вход-
ная камера питательной воды; 8 — дроссельный
щит; 9 — раздающая камера натрия испарителя;
10 — тепловая изоляция трубной решетки;
II — трубная доска; 12 — входная камера пара
пароперегревателя; 13 — корпус пароперегревателя;
14 — выходная камера пара пароперегревателя
дульной конструкцией) достигается в корпусных
ПГ, например в корпусном ПГ АЭС «Суперфе-
никс» (рис. 2.43). На центральную трубу навиты 17
слоев труб из сплава инкаллой-800. За пределами
корпуса трубы объединены раздающими и соби-
рающими камерами. В верхней части корпуса име-
ются свободный уровень натрия и аргоновая по-
душка [24].
Рис. 2.43. Парогенератор АЭС «Суперфеникс»:
I — ремонтный люк; 2 — вход натрия; 3 — выход па-
ра; 4 — трубы поверхности нагрева; 5 — вход пита-
тельной воды; 6 — выход натрия; 7 — уровень
натрия; 8 — газовая полость
Высота корпуса 22,44 м, диаметр 2,878 м; ак-
тивная длина теплообменных труб 91 м. В корпус-
ном ПГ осложняются ремонт поврежденного уча-
стка, замена разгерметизированных труб теплопе-
редающей поверхности и т.п.
Основные характеристики некоторых из про-
мышленных вариантов ПГ с натриевым теплоноси-
телем приведены в табл. 2.23.
212
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[РаэдЛ
Таблица 2.23. Харак1ернстики парогенераторов АЭС с натриевым теплоносителем
Характеристика Маркировка блока
БН-350 «Феникс» (Франция) БН-600 «Суперфеникс» (Франция) БН-800 Г
Год пуска 1973 1974 1970 1987 — |
Электрическая мощность блока, МВт 350 250 600 1200 800
Тепловая мощ- ность блока, МВт 1000 568 1470 3000 2100
Число параллель- ных петель 6 3 3 4 3
Конструкция ПГ Интегральная, испари- тель — трубки Фильда, пароперегреватель — U-образные трубы Секционная, S-образный трубный пу- чок Секционно- модульная с прямыми трубами Интегральная, спиральные тру- бы Секционная с прямыми трубами
Тип ПГ С многократной циркуляцией Прямоточный Прямоточный Прямоточный Прямоточный
Температура на- трия (вход/вы- ход), °C 450/265 527/350 520/320 525/345 505/310
Температура во- ды/пара, °C 158/435 246/510 240/505 235/490 210/490
Давление пара на выходе, МПа 4,9 16,8 14,2 18,4 13,7
2.14. ОСНОВЫ РАСЧЕТОВ
ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС
2.14.1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
При проектировании ПГ обязательны несколь-
ко расчетов: тепловой, конструкционный, гидроди-
намический, сепарации и водного режима.
Цель теплового расчета — определение пло-
щади теплопередающей поверхности Д в соответ-
ствии с основным уравнением теплопередачи;
Др = 0/(АД/ср), (2.59)
где Q — тепловая мощность; к — коэффициент те-
плопередачи; Д/Ср — средний температурный на-
пор между теплообменивающимися средами
(обычно рассчитывается как среднелогарифмиче-
ский).
Для повышения точности расчет проводят по-
интервально, т.е. разбивая ПГ на части примерно с
одинаковой тепловой мощностью в пределах каж-
дой из зон с различными условиями теплообмена.
Погрешность определения Fp (расчетной поверхно-
сти теплообмена) будет 1 %, если в пределах каж-
дой части (участка) ПГ теплоемкость теплоносите-
ля с^], коэффициент теплопередачи к и температур-
ный напор Д/ будут изменяться не более чем на
10%. В этом случае уравнение (2.59) решают для
каждого выделенного участка, а поверхность на-
грева ПГ рассчитывают суммированием F ; по
всем участкам. Значения тепловой мощности для
каждого из участков или зоны теплообмена рассчи-
тывают по уравнениям теплового баланса.
Для повышения обоснованности расчета (в ча-
стности, средних температурных напоров) строят
t,Q-диаграмму с учетом характерных зон теплооб-
мена.
На рис. 2.44 представлена /,(?-диаграмма для
ПГВ-1ОО0. Фактически здесь совмещены /^-диа-
граммы двух теплообменных устройств: смеши-
вающего типа, в котором на струях подаваемой в
ПГ питательной воды конденсируется пар, нагре-
вая се до температуры насыщения (штриховые ли-
нии на диаграмме), и поверхностного типа, в кото-
ром теплота от теплоносителя передается кипящей
воде через стенки теплопередающих труб (сплош-
ные линии на диаграмме).
Проведенные испытания ПГВ-1О00 показали,
что в районе входного коллектора теплоносителя,
где его температура максимальна, кратность цирку-
ляции рабочего тела невысока (не более 2). Послед-
ние ряды груб здесь омываются потоком, истинное
объемное паросодержание которого <р > 0,8. Про-
ОСНОВЫ РАСЧЕТОВ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС
213
Рис. 2.44. Г,(/-диаграмма парогенератора
ПГВ-1000
Рис. 2.45. ^-диаграмма прямоточного парогене-
ратора
цесс теплоотдачи к такому потоку (парокапельно-
чу) в условиях поперечного смывания труб изучен
недостаточно. Поэтому, а также с учетом сравни-
тельно небольшого размера этой зоны теплообмена
ее в расчете не учитывают, т.е. достаточно обосно-
ванно принимают, что условия теплообмена на
всей поверхности труб ПГ одинаковы.
В парогенераторе со встроенным экономайзер-
ным участком (например, ПГ вертикального типа с
ширмовыми поверхностями нагрева) могут быть
выделены зоны подогрева воды с продольным и по-
перечным обтеканием труб.
На рис. 2.45 представлен примерный вид
I,(5-диаграммы для прямоточного парогенератора
при противоточном движении теплообмениваю-
щихся сред. Здесь, как правило, выделяют следую-
щие характерные зоны со стороны рабочего тела:
/—участок конвективного теплообмена воды; II —
участок кипения недогретой до ts жидкости; III —
участок развитого кипения при температуре насы-
щения; IV — участок ухудшенного теплообмена;
/'—участок конвективного теплообмена пара.
Начало // участка характеризуется температу-
рой начала развитого поверхностного кипения /н к,
которая может быть определена из уравнения [34]:
= ;7, q
г гр'мДгр'у')
р" А
Р' - Р'7
°''РЛ5
(2.60)
X
где ср —- средняя теплоемкость воды в интервале
температур /н к и ts, Дж(кг • К); q — плотность теп-
2
лового потока на участке II, Вт/м ; р, р — соот-
ветственно плотность воды и пара на линии насы-
щения, кг/м ; w0 — скорость воды при р, м/с; v —
2
кинематическая вязкость воды при ts, м /с; Рг —
число Прандтля.
Начало участка III рассчитывают из условия
достижения потоком энтальпии насыщения й';
в этом сечении массовое паросодержание потока
(рассчитанное по балансу подведенной тепловой
мощности) = 0. Начала IV и V участков соответ-
ствуют сечениям, в которых массовое паросодер-
жание становится равным хгр и единице (расчет
хгр — см. книгу 2, п. 2.3).
Теплоотдача к термодинамически равновес-
ным потокам в достаточной степени изучена, а ко-
эффициенты теплоотдачи могут быть рассчитаны
по уравнениям, приводимым, например, в [22] или
в разд. 3 книги 2 настоящей справочной серии. Ска-
занное относится и к расчету коэффициентов теп-
лоотдачи от теплоносителей.
С учетом сравнительно небольшой величины
(по Q или по Fp) участка II и точности определения
в нем коэффициента теплопередачи участок II
можно не учитывать в тепловом расчете, присоеди-
нив одну его часть к участку I, а оставшуюся к уча-
стку III. Новая граница между участками I и III (без
участка II) определится по температуре воды //_///
следующим образом:
*ст/// ~ ‘s + п ’
1L
Ч—Ш ~ 1стШ ’
где — температура стенки трубы со стороны
рабочего гела на участке развитого кипения с
удельным тепловым потоком q{11 и коэффициентом
теплопередачи oiy^; q{ и а{ — соответственно
удельный тепловой поток и коэффициент теплоот-
дачи, рассчитанные для участка подогрева пита-
тельной воды (конвективного теплообмена).
214
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд. I
Коэффициент теплоотдачи к рабочему телу на
участке /К (ухудшенная теплоотдача; Оух = ос/{/) мо-
жет быть рассчитан по формуле [39]:
Г) о л о
Nu" = 0,023 (Re") ’ Prc; х
0 R
х |х + (р"/р')(1-х)1 ’у, (2.61)
wdB
где Nu" = ——— и Re" = —— — числа Нус-
Л v
сельта и Рейнольдса, рассчитанные по параметрам
сухого насыщенного пара; Ргст — число Прандтля
для пара при температуре стенки; х — среднее
массовое расходное паросодержание; у = 1 -
- 0,1[(р7р" - 1)(1-х)]0,4.
Для повышения точности расчета термодина-
мические параметры рабочего тела в прямоточном
парогенераторе нужно определять с учетом паде-
ния давления при его движении по зонам теплооб-
мена.
Для ПГ с натриевым теплоносителем (для бло-
ка с БН-600) перепады давления можно принять
(с последующим уточнением): в испарителе Дри =
= 0,1—0,15 МПа, в основном и промежуточном
пароперегревателях Дрп = Дрпп = 0,2—0,25 МПа.
При расчете коэффициента теплопередачи
обычно учитывают следующие термические сопро-
тивления (помимо сопротивлений теплоотдаче со
стороны теплоносителя и рабочего тела): материа-
ла стенки трубы, оксидной пленки и отложений
примесей.
Термическое сопротивление стенки круглой
трубы рассчитывают по формуле
dv dH
= (W)
где dH, dB — соответственно наружный и внутрен-
ний диаметры; dp — расчетный диаметр, по которо-
му определяют площадь теплопередающей поверх-
ности, обычно dp = dH; Хст — теплопроводность ма-
териала труб при 1СТ (см. книгу 2, разд. 3).
Термическое сопротивление оксидной пленки
может быть принято: для нержавеющих аустенит-
ных сталей (08Х18Н10Т и др.) R0K = (0,5—1)х
-5 2
хЮ м • K/Вт; для углеродистых сталей R0K =
= (6—12)10“5 м2 • К/Вт [54].
В прямоточных ПГ (на участках до х,.р) и в ПГ
с естественной циркуляцией (если возможность
образования отложений не исключена) необходимо
определять термическое сопротивление отложений
/?отл = ^отл^отл- Толщина 50ТЛ и теплотворность
Хотл зависят от условий эксплуатации. Чтобы не
допустить интенсификации коррозионных процес-
сов под слоем отложений их толщина должна был
не более 0,2 мм.
Теплотворность для солей жесткости ХОТ1=
2
= 1,7—2,3 Вт/(м • К); для оксидов железа и мел
Хотл = 3,5—5 Вт/(м2 • К).
Фактическую площадь теплопередающей по-
верхности ПГ принимают
F=K3Fp, (2.6)i
где К3 = 1,02—1,05 — коэффициент, учитывающий
возможный выход из строя теплопередающих труб,
сопротивление отложений учтено в расчете F
(обычно принимаются меры для исключения воз-
можности образования отложений); К3 = 1,1—1,1!
с учетом образования отложений (в расчете Гр н:
учитывается /?отл).
2.14.2. КОНСТРУКЦИОННЫЙ РАСЧЕТ
Цель конструкционного расчета — определе-
ние размеров всех элементов конструкции ПГ: пуч-
ка труб, корпуса, коллекторов и т.п.
При выполнении конструкционного расчета ис-
пользуют уравнения геометрии для определена
проходных сечений для теплоносителя и рабочего
тела на основе эскизных построений; уравнения не-
разрывности, связывающие проходные сечения, ско-
рости и расходы теплообменивающихся сред; урав-
нения расчета на прочность (см. книгу 1, разд. 9).
Так, из уравнения неразрывности для теплоно-
сителя, текущего внутри труб,
G_ = —^wTp_n_, (2.64)
где GT, — соответственно массовый расходи
плотность теплоносителя; dB — внутренний диа-
метр труб; может быть определено число труб
при выбранной скорости wT.
На первых этапах эскизных проработок могут
быть полезны приводимые ниже соотношения.
Парогенератор для АЭС с ВВЭР. Пучок труб.
Если теплопередающая поверхность образуется
трубами, расположенными по углам прямоуголь-
ника (коридорное расположение) или треугольника
(шахматное), то часть площади поперечного сече-
ния ПГ STp, занятая пучком из лтр, может быть оце-
нена по формуле:
$тр = лтр^1п^2п^Рп» (2.65)
где 51л — шаг между трубами (расстояние между
осями двух соседних труб) в горизонтальном ряду
5’2л — шаг между двумя соседними рядами труб п<
высоте пучка; Рл — коэффициент, учитывающш
неполное заполнение трубами рассчитываемо)
ОСНОВЫ РАСЧЕТОВ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС
215
части поперечного сечения ПГ (учитывает наличие
зазоров между пакетами труб, между пакетами и
корпусом ПГ и т.п.). Для ПГ блоков с ВВЭР-440 и
ВВЭР-1000 = 0,75—0,80.
При выборе значений и нужно учиты-
вать их влияние на размеры корпуса ПГ и условия
естественной циркуляции: с уменьшением Sin и 52и
уменьшается диаметр корпуса, но увеличивается
гидравлическое сопротивление пучка труб, что мо-
жет привести к ухудшению теплоотвода.
Для горизонтальных ПГ длина труб в пучке не-
одинакова: она минимальна для центральных и мак-
симальна для периферийных рядов.
Полученная в результате теплового расчета
общая длина труб L должна быть распределена по
рядам.
"р пз,
i=] J=]
где np — число горизонтальных рядов; п31 —
число U-образных труб в т-м горизонтальном ряду;
/ —длинау-го змеевика в i-м ряду. Число рядов /?р
и число змеевиков п3( определяют по эскизу грубно-
, _ .max .max
го пучка с учетом /. < / , где /тр —максималь-
ная длина труб выбранного сортамента, выпускае-
max _ . _ —
мыхзаводами. В настоящее время /тр = 14—15 м.
Коллекторы теплоносителя (раздающие и со-
бирающие камеры). Высота hK и внутренний диа-
метр коллектора с/в к на участке завальцовки труб
связаны с числом присоединенных труб следую-
щим уравнением:
^в.к^к^к ~ ^тр^к^к’
где 5]к — шаг между отверстиями для присоедине-
ния труб по окружности внутренней поверхности
коллектора (на участке завальцовки).
Внутренний диаметр коллектора (на участке
присоединения груб) принимают равным до 900 мм
для горизонтальных и до 1500 мм для вертикаль-
ных ПГ. Отверстия для завальцовки труб распола-
гают в шахматном порядке для горизонтальных ПГ,
в вертикальных ПГ возможно шахматное и кори-
дорное расположение вне зависимости от компо-
новки трубного пучка.
Минимальные значения 5'1к и S2k принимают
равными (1,3—1,4)е/в; при меньших значениях резко
увеличивается толщина с генки коллектора. Для ПГ
блока ВВЭР-440 рк = 0,68; для ПГ блока ВВЭР-1000
Рк = 0,83. Учитывается уменьшение числа трубок в
нижних рядах, крепление к стенке коллектора тру-
бок воздушника, контроля утечек и т.п. Для верти-
кальных ПГ Рк = 1. Для трубного пучка вертикаль-
ных ПГ, составленного из плоских ширм, можно
записать
^Тр ~ ПШ^З.Ш’
где пш — число ширм; п3 ш — число змеевиков в
ширме. Если число ширм равно числу змеевиков,
присоединенных к горизонтальному ряду отвер-
стий пТ в коллекторе, то число змеевиков в ширме
^з.ш ~ ^тр^г — ПВ ’
где пв — число змеевиков, присоединенных к вер-
тикальному ряду отверстий коллектора.
Для уменьшения диаметра корпуса, лучшего
использования внутрикорпусного объема можно
увеличить число ширм и уменьшить число змееви-
ков в ширме, при этом
^з.ш ~
где тш — число ширм, образованных змеевиками,
присоединенными к одному вертикальному ряду
отверстий в коллекторе. Обычно тш - 2—3.
Расчет трубных досок см. в [43, 54].
Корпус ПГ. В горизонтальных ПГ внутренний
диаметр корпуса dB кор выбирают из условий разме-
щения пучка труб с дистанционирующими и кре-
пежными деталями и сепарационных устройств:
\ор = я4кор/4 = + 5с ’
где 5кор — площадь поперечного сечения корпуса;
Sc — часть площади поперечного сечения, необхо-
димая для размещения сепарационных устройств;
Sc зависит от высоты уровня воды над пучком труб,
высоты парового объема (от уровня воды до ниж-
них кромок жалюзийных сепараторов) и размеров
сепараторов.
Наружный диаметр корпуса ПГ dH кор = dB кор +
+ 25кор, где 6кор — толщина стенки корпуса, опре-
деляемая расчетом на прочность. Его часто ограни-
чивают возможностями транспортировки ПГ по
железной дороге: dH кор < 4,3 м.
Длина корпуса
^кор ~ ^н.кор + 2(/пр + £ц.т) + 2^дн>
где 4ip — длина прямого участка центрального
змеевика первого горизонтального ряда труб;
5ПТ— ширина первого сверху ряда пучка труб;
Лдн — высота эллиптических днищ корпуса. Точ-
ное значение /кор определяют при составлении эс-
киза ПГ.
В вертикальном ПГ (см. рис. 2.39) внутренний
диаметр корпуса на участке расположения трубно-
го пучка определяется как
^в.кор ~ ^н.кор + 2(^п.т + \.к) ’
где т — ширина пучка труб; 5К к — ширина коль-
цевого канала между кожухом трубного пучка и
корпусом. Кольцевой канал является опускным
216
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.!
участком контура естественной циркуляции, и зна-
чение SK к выбирают таким, чтобы скорость воды в
канале не превышала 2,5 м/с.
Внутренний диаметр корпуса на участке распо-
ложения циклонов, м,
<коо^пС + 2\к>
о.кир ПС к.к
где dnc — диаметр плиты, на которой крепятся ци-
клоны, м. При расположении циклонов на плите по
вершинам равносторонних треугольников со сто-
роной
> /2 л/з ~ ,
dnc = ’ (2.66)
где пс. — число циклонов, размешенных на плите.
Если d" значительно превышает d', то на
в.кир 1 в. кор
участке расположения сепараторов выполняется
ПГ большего диаметра. Длина корпуса ПГ, м,
^кор — ^П.Т + + ^Ж.С’
где hn т, hc, Лжс — соответственно высота пучка
труб, циклонных и жалюзийных сепараторов.
Входные и выходные патрубки теплоносителя
и рабочего тела, коллектор и трубы раздачи пи-
тательной воды. Внутренние диаметры этих кон-
струкционных элементов ПГ определяются допус-
тимой скоростью среды в них и соответствующи-
ми размерами труб по ГОСТ. Максимально допус-
тимая скорость движения воды в трубопроводе
составляет 9—11 м/с, пара (среднего давления)
40—50 м/с.
ПГ с натриевым теплоносителем. В этих ПГ
диаметр труб теплопередающей поверхности
выбирают в интервале 12 < dH < 28 мм. Скорость
воды на экономайзерном участке испарителя 0,5 <
< w2a < 3 м/с. Общее число труб в модулях испари-
теля лтр и находят по уравнению неразрывности.
Далее рассчитывают число труб, ко горое можно
разместить в корпусе модуля, п^ и . При располо-
жении труб по вершинам равносторонних треуголь-
ников значения п^ и определяют из уравнения:
71 7,7
4«кор - 2\.к - 25КОЖ) - <р,<>600 ,
где dB кор — внутренний диаметр корпуса модуля, м;
5К к — ширина кольцевого канала между корпусом
и кожухом трубного пучка, м, 5К к = 0,03—0,05 м;
5КОЖ — толщина кожуха, м, 5КОЖ = (5—10)10-3;
5Тр — шаг между трубами в пучке, м, минимальное
значение Srp = (1,3—1,4)е/н по условиям прочности
трубной доски. Число модулей испарителя
= «Tp.t/'W
Скорость натрия в межтрубном пространстве
(уравнение неразрывности)
где р]и — средняя плотность натрия в испарителе
кг/м3; 5М п — площадь живого сечения межтрубно-
2
го пространства, м ; допустимое значение
0,5—4 м/с.
Чтобы не усложнять конструкцию ПГ, чисто
модулей испарителя тк, пароперегревателя mn и
промежуточного пароперегревателя тП п принима-
ют одинаковым. Диапазон скоростей пара: в основ-
ном пароперегревателе 10 < w2n < 20 м/с; в проме-
жуточном 30 < w2n < 50 м/с [54].
Расчет на прочность деталей ПГ см. в [43]и
в книге 1, разд. 9.
2.14.3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
Расчет ПГ включает в себя определение гидрав-
лических сопротивлений в трактах теплоносителя
и рабочего тела, а также характеристик естествен-
ной циркуляции. Наиболее важные составляющие
гидравлического сопротивления — сопротивления
трения, местные, нивелирное, ускорения. Формулы
для расчета сопротивлений приведены в кн. 2,
п. 1.6.2. При этом необходимо иметь в виду, что ре-
жим течения теплоносителя турбулентный с квад-
ратичным законом сопротивления трения. Абсо-
лютная шероховатость для электрополированных
труб из нержавеющей стали может быть принята
0,002 мм. Значения коэффициентов местного со-
противления приведены в табл. 2.24.
Сопротивление трения при продольном обтека-
нии пучка труб рассчитывают по формулам [54]
При поперечном обтекании пучка труб гидравличе-
ское сопротивление включает в себя сопротивле-
ние трения и местное сопротивления:
Др2 = е₽/2. (2.67)
Здесь — коэффициент сопротивления попереч
ного пучка, зависящий от режима течения и харак-
теристик пучка — шага в поперечном направлении
Sj, шага в продольном направлении (в нанравленин
движения среды) S2, числа рядов труб в пучке в на-
правлении движения д2:
для шахматных пучков
= (4 + 6,622)Re-°-28 при (5i /dH) < (S2/dH)-
£п = (5,4 + 3,4z2)Re-°’28 при (5, /dH) > (S2/dH)
для коридорных пучков
£п = (6 + 9r2)Re-°’26(S1 МНГ0’23;
} 2.14]
ОСНОВЫ РАСЧЕТОВ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС
217
Таблица 2.24. Значения коэффициентов местного
сопротивления
Вид местного сопротивления Значение
Вход в трубу из коллектора:
dB к > 350 мм 0,5
dBK <350 мм 1 (при > 5К)
1,4 (при 5тр < 5К)
Выход из трубы в собирающий коллектор 1,2
Выход из раздающих труб в меж- трубное пространство 1
Поворот на 90° в межтрубном про- странстве 1
Плавный поворот в трубах (змее- виках) 0,5
Паре приемный щит (скорость пара в отверстиях щита в 1,45 раза выше скорости в пароотводящих трубах) 1,5
Жалюзийный сепаратор (зависит от геометрических характеристик проходных каналов) 3—10
Re = wdjv — число Рейнольдса; w — скорость по-
тока в самом узком сечении, м/с; р — плотность
з
(средняя) потока, кг/м ; Ер — коэффициент, учиты-
вающий угол набегания (угол атаки) Р потока:
₽, град..... 90 80 70 60 50 40 30 10
Ер.
1,0 1,0 0,95 0.83 0,69 0,53 0,38 0,15
циркуляции в
вертикаль-
Контур естественной
ном ПГ (см. рис. 2.39) включает в себя опускной уча-
сток— кольцевой канал между корпусом и кожухом
трубного пучка и подъемный — участок парообразо-
вания (трубный пучок) и циклоны. Задача расчета —
определение кратности циркуляции = Gu/Gn), где
6Ц— расход воды по опускному участку; Gn — па-
ропроизводителъность ПГ.
Методика расчета А'ц аналогична приведенной
в [54] или книге 2, п. 1.6.3.
Гидравлическое сопротивление опускного
участка Дроп включает в себя сопротивление тре-
ния и местные сопротивления — сужения, измене-
ния направления движения, входа в опускной уча-
сток и выхода из него — в соответствии с геомет-
рией, определяемой конструкцией (см. формулы
п. 1.6.2 книги 2). Движущий напор естественной
циркуляции зависит от истинного объемного паро-
содержания на участке парообразования <рпар.
При определении движущего напора целесооб-
разно участок парообразования трубного пучка
разбить по вертикали на интервалы (линт — число
интервалов) и для каждого из них определить ис-
тинное объемное паросодержание на выходе
w"
<Р, = —-----;-----,
w0, + w0. + и’а
где —соответственно приведенные скоро-
сти пара и воды, м/с, рассчитываемые по расходам
пара Gn( и воды GB1, и геометрическим характеристи-
кам поперечного сечения, определяющим проход-
ные площади межтрубных зазоров, wa — параметр
относительного движения фаз, м/с, определяемый по
формуле ВТИ для давлений р =1,1—12,5 МПа:
wa = (0,65 - 0,1
(2.68)
где р — давление, МПа; dr — гидравлический диа-
метр, м.
Среднее паросодержание на участке парообра-
зования определяется по формуле:
и
<Рпар= Х(Ф,-Фл)/2.
i = 1
Расчет гидравлического сопротивления при
движении пароводяной смеси в межтрубном про-
странстве необходимо выполнять по участкам с
одинаковым характером омывания труб потоком
(продольное, поперечное), с равными площадями
живых сечений, если эти характеристики изменяют-
ся по высоте пучка; для расчета используют форму-
лы п. 2.10.5 и книгу 2, пп. 1.16.4, 1.17.3. Если для
принятой в ПГ конструкции пучка труб теплопере-
дающей поверхности отсутствуют данные по расче-
ту коэффициента гидравлического сопротивления,
то расчет выполняется для гомогенной структуры
двухфазного потока; подъемный участок контура
включает также циклоны-сепараторы. Для каждой
конструкции сепаратора гидравлическое сопротив-
ление определяют экспериментально; для сепарато-
ра на рис. 2.41 Дрс - 10 кПа, для сепаратора на
рис. 2.39 Дрс < 30 кПа [57].
Если в результате расчета контура кратность
циркуляции будет отличаться от рекомендуемой,
то следует изменить геометрические характеристи-
ки опускного участка (ширину опускного зазора), а
возможно, и характеристики трубного пучка так,
чтобы кратность циркуляции Дц равнялась 4—6.
В случае параллельно включенных парогенери-
рующих труб, на входе в которые вода недогрета до
температуры насыщения, например в модуле испа-
рителя ПГ для блока БН-600, важнейшей частью
гидравлического расчета является определение
устойчивости двухфазного потока в трубах. Для
этой цели необходимо построить гидравлическую
характеристику труб испарителя, т е. зависимость
218
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
[Разд.!
Др, = f(Gj) и определить условия ее однознач-
ности.
2.14.4. РАСЧЕТ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТРОЙСТВ
Горизонтальные ПГ. Для расчета сепарацион-
ных устройств необходимо определить следующие
характеристики:
приведенную скорость пара при проходе через
зеркало испарения, м/с,
< = Gn/(p"53„),
где S3 и — площадь зеркала испарения, м;
истинное объемное паросодержание при барбо-
таже пара через слой воды над дырчатым щитом
или верхним рядом пучка груб, отн. ед. [57],
Фб = w',/(w'' +wa),
где р — давление пара, МПа; wa — см. формулу
(2.67);
действительный уровень воды в работающем
ПГ (над погруженным дырчатым щитом или верх-
ним рядом труб), м,
\ = М1 - Фо)>
где Лм — массовый уровень воды над дырчатым
щитом, определяемый массой выносимой на него
воды /гм = 0,1 м;
высоту парового объема, м:
— ^Ж.С ~ ^g»
где /гжс — расстояние от погруженного дырчатого
щита или верхнего ряда труб до нижней кромки жа-
люзийных сепараторов.
Влажность пара на входе в жалюзийные сепара-
торы зависит от hn и w'q . При hn < (Лп)кр резко уве-
личивается влажность пара. Получена следующая
зависимость для (Лп)кр [57]:
(An)Kp = 0,087[w'/F(p)|1’3, (2.69)
где F(p) — параметр, учитывающий влияние давле-
ния на процесс гравитационной сепарации,
/%р) = 3,45 • 10347(р"/р')2/(р'-р")6 .
Если размеры корпуса ПГ не позволяют полу-
чить Лп > (Лп)кр, то необходимо определить высоту
парового объема (Ап)^, при которой влажность пара
на входе в жалюзийные сепараторы равна допусти-
мой по условиям их надежной работы [57]
(п ) доп ~ п )кр Л л/^доп Шкр 5
где (Одоп — допустимая влажность пара на входе в
жалюзийный сепаратор, может быть принята рав-
ной 0,02—0,05; сокр — влажность пара, соответст-
вующая (окр = (0,02—0,04)10-2; /«-показа-
тель степени, характеризующий скорость увеличе-
Рнс. 2.46. Одноступенчатый сепаратор с осе
подводом пара:
/ — перфорированный корпус сепаратора; 2 —
точный завихритель; 3 — патрубок входа пароводяной
смеси
ния влажности с уменьшением высоты парового
объема, для ПГ блоков ВВЭР т = 9.
В горизонтальных ПГ скорость выхода пар
зеркала испарения на входных по теплоносите
участках (wp) больше средней. Значение (и^
определяют расчетом паропроизводительности
отдельным участкам теплопередающей поверхно
сти. В ПГ блока ВВЭР-440 (м<') /<'« 2 В
4 V 'вх U
блока ВВЭР-1000 погруженный дырчатый i
уменьшает неравномерность выхода пара в пг
вой объем. При принятой конструкции ш
- М [57].
5 2.15]
ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ И ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЯДЕРНОГО ЭНЕРГОБЛОКА
219
Вертикальные ПГ выполняются с принуди-
тельной сепарацией пара в центробежных сепара-
торах-циклонах с осевым или радиальным подво-
дом пароводяной смеси.
Выход
пара
Рис. 2.47. Сепара-
тор-циклон глубо-
кой осушки пара:
/ — внешний кор-
пус сепаратора; 2 —
завихрители; 3 —
внутренний перфо-
рированный корпус;
4 — трубка для кре-
пления завихрите-
лей; 5 —
противозахватное
устройство
0 121
--
Вход парово-
дяной смеси
Выход
пара
0 80
На рис. 2.46 представлен центробежный сепа-
ратор с осевым подводом пара. Пароводяная смесь
по патрубку входа поступает к лопаточному завих-
рителю и получает вращательное движение Цен-
тробежной силой вода отжимается к стенке и через
отверстия в ней отводится в объем между сепарато-
рами, Пар выходит из сепаратора через верхний
торец. При расходе пара через сепаратор Gc =
= 2,5—2,7 кг/с влажность пара на выходе составля-
ет 5—8 %, необходима вторая ступень сепарации.
В осевых сепараторах с более глубокой осуш-
кой пара (рис. 2.47) [57] последовательно установ-
лены три лопаточных завихрителя. Вода, отжимае-
мая к стенке, через отверстия в стенке внутреннего
корпуса входит в кольцевой канал между внутрен-
ним и внешним корпусами, проходит завихритель
противозахватного устройства, в котором из воды
выделяется захваченный ею пар, и выходит затем в
объем между сепараторами. Пар выходит из сепа-
ратора через верхний торец.
Необходимое число сепараторов: пс = Gn/Gc,
где Gc — расход пара через сепаратор, обеспечи-
вающий требуемую влажность пара, кг/с. Диаметр
плиты, на которой устанавливаются сепараторы,
рассчитывают по (2.66).
Вторая ступень сепарации в вертикальных ПГ —
жалюзийные сепараторы, устанавливаемые верти-
кально. В некоторых конструкциях зарубежных вер-
тикальных ПГ (США, ФРГ) применяют сепараторы
с радиальным (тангенциальным) подводом парово-
дяной смеси [57].
2.15. ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ
И ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЯДЕРНОГО
ЭНЕРГОБЛОКА
Жизненный цикл ядерного энергоблока вклю-
чает в себя проектирование блока и его сооруже-
ние, ввод энергоблока в эксплуатацию и его экс-
плуатацию (включая этап подготовки блока к про-
длению срока службы или выводу из эксплуата-
ции), продление срока службы блока (если это воз-
можно), вывод энергоблока из эксплуатации.
Ядерные энергоблоки обладают, как правило,
значительной единичной мощностью и относитель-
но длительным сроком службы (30—50 лет). За пе-
риод эксплуатации оборудования блока происхо-
дит его износ, физическое и моральное старение, в
результате чего снижаются его надежность и безо-
пасность эксплуатации. Это приводит к необходи-
мости остановки блока для проведения работ по
продлению срока его службы или выводу из экс-
плуатации (рис. 2.48).
Продление срока службы (ПСС) — наиболее
вероятная альтернатива выводу большинства энер-
гоблоков АЭС из эксплуатации в ближайшем буду-
щем. Программы ПСС выполняются в ряде стран
220
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
Рис. 2.48. Направления, варианты н этапы прекращения эксплуатации энергоблоков АЭС
Таблица 2.25. Предельный срок службы
компонентов оборудования АЭС с реакторами
BWR
Оборудование Срок службы, годы Причины, ограничивающие срок службы
Корпус реактора 70 Термическая усталость
Внутрикорпус- ное оборудова- ние 50 Коррозионное растрески- вание под напряжением
Защитная обо- лочка 150 Усталостное разрушение
Турбина 25 Коррозионное растрески- вание под напряжением
Г енераторы 30 Усталостное разрушение
Трубопровод первого контура 50 Коррозионное растрески- вание под напряжением
мирового сообщества (Россия, Япония, США, Гер-
мания, Франция и др ).
Так, в США в рамках программы ПСС Мини-
стерство энергетики и некоторые ведущие реакторо-
строительные и энергетические фирмы выполнили
значительный объем работ по планированию капита-
ловложений, мониторингу состояния оборудования,
оценке предельных сроков службы оборудования
АЭС и причин, их ограничивающих. В табл. 2.25
приведены результаты работ, выполненных фирмой
«Дженерал электрик» для АЭС с реакторами BWR
по определению сроков службы оборудования энер-
гоблоков [50].
Решение о продолжении эксплуатации ядерно-
го энергоблока по истечении проектного срока
службы требует экономической оценки по схеме
затраты—выгоды.
Затраты на ПСС состоят из прямых и косвенных
Долгосрочные выгоды от ПСС включают в себя
отсрочку затрат на вывод энергоблока из эксплуата-
ции, возможность производства более дешевой элек-
троэнергии вследствие улучшения характеристик
энергоблока в результаге его реконструкции или мо-
дернизации.
Краткосрочные преимущества ПСС заключа-
ются в улучшении эксплуатационной готовности и
КПД энергоблока, возможном повышении уровня
мощности, улучшении цикла ядерного топлива,
снижении эксплуатационных расходов.
Важным этапом является экономическое обос-
нование периода эксплуатации, в течение которого
затраты на реализацию мероприятий по приведе-
нию АЭС к современным требованиям безопасно-
сти будут возмещены. По оценкам западных спе-
циалистов [83] стоимость выработки электроэнер-
гии при продлении срока службы на 10 лет энерго-
блоков с реакторами BWR-1000 обеспечит превы-
шение затрат на продление срока службы в 6—
8 раз. В России результаты выполненных расчетов
[17, 40] близки к западным, но в настоящее время
требуют уточнения в связи с принятием Федераль-
ного закона «Об использовании атомной энергии»
и ужесточением норм радиационной безопасности.
Вместе с тем при продлении срока службы энерго-
блока с реактором РБМК-1 000 до 40 лет стоимость
дополнительно произведенной энергоблоком элек-
троэнергии, приведенная ко времени осуществле-
12.15]
ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ И ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЯДЕРНОГО ЭНЕРГОБЛОКА
221
Таблица 2.26. Оценка затрат и выгод от
мероприятий по ПСС для АЭС с реактором PWR
электрической мощностью 600 МВт
(курс доллара 1987 г.)
Мероприятие Затраты, млн долл. Выгоды, млн долл.
Замена внутри- реакторных устройств 13 70,3 (сокращение вне- плановых остановок реактора на 120 сут) 5,3 (экономия на 2,5 % затрат на топливный цикл)
Замена пароге- нераторов 70 150,0 (повышение мощности парогенера- торов на 60 МВт) 0,5 (уменьшение экс- плуатационных расхо- дов)
ння затрат на продление срока службы с нормати-
вом дисконтирования 10 % в год, составит 1,6 млрд
долл.
Дополнительный экономический эффект будет
подучен от отсрочки затрат на снятие энергоблока
с эксплуатации. Для энергоблоков с реакторами
РБМК эти затраты оцениваются от 180 млн [85] до
490 млн долл, на блок (см. табл. 2.29) [63]. При при-
нятой норме дисконтирования перенос этих затрат
на 10 лет равносилен их снижению до 70 млн и
200 млн долл, соответственно.
В качестве иллюстрации экономической эффек-
тивности ПСС в табл. 2.26 приводятся результаты
модернизации энергоблока с реактором PWR [50].
В целом удельные затраты на ПСС блока с реак-
тором PWR на 20 лет оцениваются в 1100 долл/кВт,
если время остановки для осуществления замены
оборудования будет равно 24 мес. Эти затраты бы-
стро уменьшаются, если программа ПСС потребует
более длительной (на 36—48 мес) остановки энерго-
блока.
К 2010 г. завершается проектный срок службы
15 энергоблоков, установленных на АЭС России, а
к 2020 г. — всех 29 энергоблоков суммарной элек-
трической мощностью около 20 ГВт. Предполага-
ется, что безопасная эксплуатация этих энергобло-
ков может быть продлена на 10—15 лет.
В России в настоящее время действует концеп-
ция продления срока службы реакторов ВВЭР пер-
вого поколения [29], основанная на следующих по-
ожениях: 1) к моменту окончания проектного сро-
ка службы должен быть проведен детерминистиче-
ский и вероятностный анализ безопасности блока;
2) на блоке должны быть выполнены мероприятия,
компенсирующие наиболее существенные дефици-
ты безопасности, выявленные в результате анализа;
3) должны быть проведены оценки и обоснование
остаточного ресурса систем энергоблока, опреде-
ляющих его безопасность; 4) должна быть обосно-
вана техническая возможность продления срока
службы энергоблока.
Уровень безопасности для энергоблока с про-
дленным сроком службы будет считаться приемле-
мым, если доказано, что целостность защитных
барьеров при продленной работе обеспечена, а кри-
терии безопасности, соответствующие мировым
стандартам, выполняются в полном объеме. Сум-
марная частота серьезных повреждений активной
зоны должна быть не более 10 4 на реактор в год.
Особое внимание при осуществлении програм-
мы ППС согласно действующей концепции будет
обращено на обоснование остаточного ресурса не-
заменяемых элементов: корпуса (для реактора
ВВЭР), внутрикорпуспых устройств, оборудования
бетонной шахты реактора, основных здании, соору-
жении и строительных конструкций.
Срок эксплуатации энергоблока с реактором
ВВЭР прежде всего определяется ресурсом корпу-
са реактора. Исчерпание этого ресурса происходит
из-за радиационного охрупчивания металла корпу-
са и его сварных швов под действием излучения.
Пластические свойства металла корпуса восстанав-
ливают его высокотемпературным отжигом.
Остаточный ресурс внутрикорпусных устройств
определяют в ходе исследования состояния металла
с выявлением возможных дефектов и изменения гео-
метрических характеристик этих устройств.
Остаточный ресурс зданий и сооружений оце-
нивают в ходе их инженерного обследования. При
этом особое внимание уделяется зданиям, сооруже-
ниям и строительным конструкциям, важным для
безопасности энергоблока, таким, например, как
гермоограждения систем безопасности.
Все виды перечисленных исследований будут
иметь в своей основе анализ «истории» эксплуата-
ции энергоблока, включая базы данных по эксплуа-
тации основного оборудования энергоблока и его
систем, трубопроводов, конструкций и сооруже-
ний; по циклам их нагружения и ресурсным харак-
теристикам, техобслуживанию, ремонтам и модер-
низациям.
На основании обследований должно быть вы-
полнено расчетное обоснование безопасной экс-
плуатации оборудования энергоблока на период
предполагаемого продления срока службы. Разра-
батываются перечень мероприятий, которые долж-
ны быть реализованы для получения разрешения на
продление эксплуатации энергоблока, специальная
конструкторская и технологическая документация;
проводится модификация регламента эксплуата-
ции и технического обслуживания; внедряются до-
полнительные системы контроля и оценки техниче-
ского состояния оборудования.
222
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
(Разд !
По разным причинам в России и других странах
ряд энергоблоков не подлежит модернизации и
должен быть выведен из эксплуатации.
Вывод ядерного энергоблока из эксплуата-
ции трактуется как «процесс осуществления меро-
приятий после удаления ядерного топлива, исклю-
чающий его использование в качестве источника
энергии и обеспечивающий безопасность персона-
ла и окружающей среды» [30,46]. В сводах положе-
ний по безопасности МАГАТЭ понятие вывода из
эксплуатации трактуется как «...процесс оконча-
тельного прекращения эксплуатации...».
Помимо окончания проектного (или продлен-
ного) срока службы основанием для прекращения
эксплуатации ядерного энергоблока могут служить
предъявление дополнительных (по сравнению с
проектными) требований по обеспечению надеж-
ности и безопасности оборудования, систем и
строительных конструкций, выявление экономиче-
ской нецелесообразности продолжения эксплуата-
ции энергоблока, специальные решения компетент-
ных органов, авария на энергоблоке, обусловившая
невозможность возобновления его эксплуатации
В соответствии с определением МАГАТЭ су-
ществуют три стадии вывода ядерного энергоблока
из эксплуатации:
I) хранение под наблюдением;
2) частичный демонтаж с ограниченным исполь-
зованием площадки;
3) полный демонтаж с неограниченным исполь-
зованием площадки.
Принципы концепции вывода ядерных энерго-
блоков из эксплуатации [30], действующей в Рос-
сии, состоят в следующем:
вывод из эксплуатации энергоблока АЭС, как
правило, проводится после исчерпания проектного
(или продленного) ресурса работы или в случае
технической невозможности обеспечения дальней-
шей безопасной эксплуатации блока;
при планировании вывода из эксплуатации
энергоблоков АЭС необходимо исходить из прин-
ципа реновации (полного восстановления или за-
мещения) выбывающих энергомощностей новы-
ми, усовершенствованными и более безопасными
блоками:
для строительства новых энергоблоков целесо-
образно использовать существующие площадки
АЭС;
при необходимости следует использовать пере-
профилирование («конверсию») выводимых из экс-
плуатации энергоблоков АЭС.
Технологическая последовательность вывода
энергоблоков АЭС из эксплуатации, рекомендуе-
мая [30] и исходящая из фактического состояния
площадок АЭС России и отсутствия в стране в на-
стоящее время региональных могильников для за-
хоронения высокоактивных радиоактивных отхо-
дов, состоит из нескольких этапов.
Останов ядерного энергоблока. Суть данного
этапа состоит в прекращении эксплуатации энерго-1
блока и переводе его в ядернобезопасное состоят» I
После останова энергоблока ядерное топим I
полностью выгружают из реактора, а системы я
оборудование готовят к обследованию.
На этапе длительной выдержки может прово- I
диться демонтаж или перепрофилирование «чисто I
го» оборудования. Период длительной выдержки I
энергоблока должен составлять 30 лет (например
в США и Канаде продолжительность выдержки
также 30 лет, в Великобритании — 100 лет) [29,59] I
Демонтаж и захоронение оборудования энерго-1
блока. В ходе реализации предыдущих этапов долж- I
но быть принято окончательное решение: выведен-
ный из эксплуатации энергоблок подлежит пере-I
профилированию, либо его следует захоронить на
штатном месте, либо полностью ликвидировать.
Частичный демонтаж радиоактивного обору-
дования (кроме реакторной части блока) и его захо-
ронение в штатных или дополнительных хранили-'
щах (могильниках) на территории промплощадкп
АЭС может проводиться на всех энергоблоках, вы-
водимых из эксплуатации. Будет демонтироваться
оборудование и трубопроводы, не имеющие значи-
тельной наведенной активности. Реактор и другое
радиоактивное оборудование будут при этом вы-
держивать на штатных местах в безопасном состоя-
нии, в максимальной изоляции от внешней среды,
обеспечиваемой уже существующими дополни-
тельно возведенными локализующими барьерами. ]
Предполагается, что демонтаж высокорадио- |
активного оборудования энергоблока будет выпол-
няться методом фрагментации с применением дис-
танционно-управляемых комплексов (ДУК), а при
низкой активности компонентов с помощью плаз-
менной резки металла без применения ДУК.
В этот период выполняют первоочередные ра-
боты по консервации отдельного технологическо-
го и энергетического оборудования, также работы,
связанные с дезактивацией оборудования, сбором
и концентрированием жидких радиоактивных от-
ходов.
Временная выдержка (консервация) ядерного
энергоблока. На данном этапе должны быть осуще-
ствлены работы и реализованы режимные меро-
приятия, гарантирующие безопасность остановлен-
ного энергоблока на длительный период.
Необходимо завершить вывоз с промплощадки
отработавшего ядерного топлива, закончить строи-
тельство и ввести в эксплуатацию дополнительные
сооружения для хранения радиоактивных отходов,
выполнить дезактивационные работы, задейство-
вать ужесточенную систему радиационного кон-
троля и физической охраны зданий и сооружений,
I 2.15]
ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ И ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЯДЕРНОГО ЭНЕРГОБЛОКА
223
Таблица 2.27. Суммарная активность, Ku,
основных элементов конструкции реактора
РБМК-1000 и ее изменение во времени
Элементы Время выдержки, годы
конструкции реактора 1 5 10 50
Графитовая кладка 1,4 + 05 5,5 + 04 2,3 + 04 4,2 + 03
Трубы техноло- гических кана- лов и каналов СУЗ 5,1 +05 4,3 + 04 1,9 + 04 1,0 + 04
Штанги каналов охлаждения от- ражателя 2,0 + 06 9,2 + 05 3,7 + 05 9,8 + 04
Кожух реактора 8,5 + 05 3,3 + 05 9,8 + 04 3,4 + 03
Внутренняя обечайка бака водяной защиты 5,6 + 05 2,1 +05 6,4 + 04 2,3+03
Примечание. Запись 1,4+ 0,5 означает 1,4* 105 Кн
создать дополнительные радиационные барьеры и
закончить комплексное обследование состояния
зданий, сооружений, систем и оборудования. На
выполнение работ данного этапа ориентировочно
отводится 3—5 лет.
Длительная выдержка энергоблока в безопас-
ном состоянии — это содержание его в радиацион-
но-безопасном состоянии для персонала, населения
и окружающей среды, когда на реакторном и дру-
гом радиоактивно загрязненном оборудовании не
ведутся демонтажные работы. Цель длительной
выдержки — снизить стоимость работ по демонта-
жу реакторного оборудования в результате сниже-
ния активности конструкционных материалов
вследствие естественного распада радионуклидов
В табл. 2.27 приведены расчетные зависимости
снижения активности элементов конструкции
реактора РБМК-1000 в период его длительной
выдержки [68].
Разрушение бетона и строительных железобе-
тонных конструкций будет выполняться с помо-
щью навесных гидравлических пневматических ус-
тановок, навесных клин-молотов, бетоноломов и
гидроклиновых установок.
Полный демонтаж и захоронение реакторной
части энергоблока. После завершения этапа дли-
тельной выдержки (30 лет) радиоактивное обору-
дование энергоблока подлежит либо демонтажу и
транспортировке в специальные долговременные
хранилища радиоактивных материалов, либо захо-
ронению на штатных местах. В этом случае преду-
смотрен демонтаж реакторной установки с захоро-
нением радиоактивных материалов в могильниках
на промплощадке АЭС (если не планируется пол-
ная ликвидация АЭС). На демонтаж реакторной ус-
тановки современного энергоблока потребуется
5—10 лет.
Демонтаж корпуса реактора как одна из заклю-
чительных фаз процесса вывода энергоблока из
эксплуатации представляет, особенно для корпус-
ных реакторов, достаточно сложную проблему, до-
пускающую различные варианты исполнения.
С учетом возможного продления срока службы
энергоблока срок эксплуатации, например, корпуса
реактора ВВЭР (PWR) может достигать 50 лет; в свя-
зи с этим материал демонтируемого корпуса (даже
после этапа его 30-летней выдержки) может быть от-
несен к твердым радиоактивным отходам третьей и
частично второй группы. Уровень излучения корпу-
са и шахты реактора таков, что участие персонала на
любой стадии демонтажа должно быть исключено.
Имеющийся ограниченный опыт и разработанные
проекты демонтажа корпусных реакторов [25] пред-
ставляют различные варианты решения проблемы.
Согласно одним вариантам корпус реактора
предполагалось транспортировать с места демонта-
жа целиком в защитной бетонной упаковке (АЭС
Shippingport, США) или также целиком перемещать
по специально выполненному туннелю к месту захо-
ронения в скальном грунте (АЭС Lovisa в Финлян-
дии). Другие варианты (АЭС WAGR в Великобрита-
нии, АЭС Niederaichbach в Германии, АЭС JPDR в
Японии) предусматривали фрагментацию корпуса
на штатном месте дистанционно-управляемыми ма-
нипуляторами.
В качестве приемлемых вариантов демонтажа
корпуса водо-водяного реактора могут рассматри-
ваться [25]:
демонтаж корпуса целиком, корпус поднимает-
ся ДУК, помещается в специальный чехол первич-
ной упаковки и транспортируется к месту захоро-
нения;
расчленение корпуса на крупные фрагменты
дистанционно специальными манипуляторами па
подвижной платформе; фрагменты загружаются в
упаковки и направляются на площадку хранения;
расчленение корпуса на фрагменты, удобные
для контейнеризации, с помощью ДУК, оснащенно-
го универсальным набором демонтажного инстру-
мента, средствами наблюдения, дозиметрического
контроля и дистанционного управления (рассматри-
вается в качестве основного метода демонтажа);
демонтаж корпуса фрагментацией в стружку мо-
жет выполняться ДУК, оснащенным набором фрезе-
ровальных головок; стружка загружается в упаков-
ки, прессуется и транспортируется в хранилище [8].
Самостоятельную проблему представляет де-
монтаж графитовой кладки канальных реакторов с
водным теплоносителем (в России это реакторы
малой мощности ЭГП-6, реакторы средней мощно-
сти АМБ-100, АМБ-200 и реакторы РБМК-1000).
224 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Таблица 2.28. Затраты на вывод из эксплуатации ядерных энергоблоков с реакторами PWR
(по оценкам МАГАТЭ [50|)
Страна Электрическая мощность установки, МВт Удельные затраты долл/кВт Общие затраты, млн долл. (1988 г.) I
Бельгия 1390 149 207
Великобритания 1175 323 380
Испания 950 202 268
Италия 945 — 477
США 1144 113 130
Финляндия 1000 189 189
Франция 1390 149 208
ФРГ 1256 221 280
Япония 1100 170 221
Таблица 2.29. Затраты на вывод из эксплуатации энергоблоков АЭС России с учетом захоронения
радиоактивных отходов, млн долл. (1998 г.)* |63]
Тип энергоблока Подготовитель- ный этап Консервация Длительная выдержка Полный демонтаж Суммарные затраты
Макси- мальные Мини- мальные Макси- мальные Мини- мальные Макси- мальные Мини- мальные Макси- мальные Мини- мальные Макси- мальные Мини- мальные
ВВЭР-440 23 20 79 71 26 23 156 141 284 256
ВВЭР-1000 34 31 119 107 38 34 234 211 425 383
РБМК-1000 44 39 153 137 49 44 300 269 546 489
БН-600 23 20 79 71 26 23 156 141 284 256
ЭГП-6 15 14 53 48 17 16 106 95 191 173
* При продолжительности этапа полного демонтажа 7 лет.
За 30—40 лет эксплуатации канального уран-
графитового реактора не исключена возможность
аварий с нарушением герметичности твэлов, огра-
ниченным разрушением труб технологических ка-
налов и проливом теплоносителя в объем графито-
вой кладки. В результате подобной аварии в кладку
поступают продукты деления ядерного топлива и
активность ее согласно оценкам может достигать
10 7—10 5 Ku/см3, что определяет необходимость
дистанционного демонтажа кладки с применением
ДУК. Подобный дистанционно управляемый ком-
плекс разработан для реакторов МБ. Комплекс со-
стоит из портала с тележкой грузоподъемностью
5 т, защитного настила, телескопического подъем-
ника грузоподъемностью 1 т, подъемника транс-
портных контейнеров грузоподъемностью 15 т, ма-
нипуляторов грузоподъемностью 20 и 60 кг, стерео-
телевизионной передающей установки с видеокон-
трольным устройством, системы диагностики из-
влекаемых из кладки графитовых блоков гамма-ло-
катором, системы управления.
Предполагается, что извлекаемые из кладки
графитовые блоки будут сортироваться по уровню
активности и загружаться манипулятором в специ-
альную корзину, а затем транспортироваться в за-
щитный бокс. После повторного радиационного
контроля блоки будут загружаться в защитный кон-
тейнер. Крышка контейнера герметизируется свар-
кой. В контейнер по специальному патрубку пода-
ется консервант (эпоксифурановая смола), пропи-
тывающий графитовые блоки, пагрубки контейне-
ра заглушаются, и контейнер транспортируется на
площадку хранения.
Демонтаж современного ядерного энергоблока
может длиться 5—10 лет. Общая продолжитель-
ность процесса вывода из эксплуатации энергобло-
ка АЭС России согласно [30] составит 40—45 лет
Вывод современного ядерного энергоблока из
эксплуатации потребует значительных экономиче-
ских затрат (табл. 2.28 и 2.29).
Полная ликвидация ядерного энергоблока или
АЭС в целом имеет целью восстановление терри-
тории промплощадки до уровня, позволяющего
неограниченно использовать эту территорию насе-
лением.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бедениг Д. Газоохлаждаемые высокотемпера-
турные реакторы; Пер. с нем. / Под ред. Ю.И. Митяева.
М.: Атомиздат, 1975.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
225
2. Безопасность АЭС с канальными реакторами /
А.Н. Ананьев, Л. А. Белянин, А. П. Еперин и др. М.:
Энергоатомиздат, 1996.
3 Белая книга ядерной энергетики / В.В. Орлов,
ММ Селиверстов, В.А. Тищенко и др. М.: Изд. ГУП
НИКИЭТ, 1998.
4. Богоявленский Р.Г., Брегер А.Х., Путилов А.В.
Концепция комплексного использования ядерного топли-
ва для развития атомной энергетики // Теплоэнергетика.
1994. №5. С 18.
5. Богоявленский Р.Г., Гребенник В.Н., Понома-
рев-Степной Н.Н. Автономная атомная электростан-
ция предельной безопасности с реактором малой мощ-
ности для электроснабжения потребителей в удален-
ных районах севера России И Теплоэнергетика. 1993.
№8. С. 15—21.
6 Богоявленский Р.Г., Кондитеров М.В., Ники-
форов Ю.Д. Перегрузка шаровых твэлов в реакторных
установках. М.: Энергоатомиздат, 1982.
7 Бриксман Б.Л., Бондарев В.Д., Захаров Л.Н.
Расчет спектра гамма-излучения водяного реактора
методом Монте-Карло И Атомная энергия. 1974. Т. 37.
Вып.З.С. 208—211.
8. Былкин Б.К., Барела А.И., Шпицер В.Я. Тех-
нологический комплекс для демонтажа реакторов ти-
па ВВЭР // 2-е заседание Рабочей группы по снятию с
эксплуатации АЭС. М_: Интератомэнерго, 1995.
9. Виноградов В.Н., Ложкин В.В., Сергеев В.В.
Верификация российских теплогндравлических кодов
на стандартных задачах повторного залива ВВЭР И
Труды Всероссийской научно-технической конферен-
ции по обеспечению безопасности АЭС с ВВЭР. Т. 5.
Подольск, 2001.
10 Герасимов В.В., Монахов А.С. Материалы
ядерной техники. М.: Энергоатомиздат, 1983.
11. Голубев Б.П. Дозиметрия и защита от ионизи-
рующих излучений. — 4-е изд. М.: Энергоатомиздат,
1986.
12. Греневельд Д., Ефанов А.Д., Кириллов П.Л.
Скелетная таблица для коэффициента теплоотдачи в
закризисной области при течении воды в трубе (версия
1997 г.) // Труды Международной конференции « Геп-
лофизика-98» по теплофизическим аспектам безопас-
ности ВВЭР. Обнинск: ГНЦРФ ФЭИ, 1998. Т. 1.
С. 365—371.
13. Дементьев Б.А. Ядерные энергетические ре-
акторы.— 2-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1990.
14. Заключение центрального жюри конкурса
проектов атомных станций малой мощности —
АССМ. Российское ядерное общество. М., 1994.
15 Звонарев Ю.А., Комендантов А.С., Кузма-
Китча Ю.А. Экспериментальное исследование харак-
теристик теплообмена при повторном смачивании по-
верхностей нагрева // Теплоэнергетика. 1984. № 5.
С. 64-66.
16. Ивашкевич Л.Л. Коэффициент теплоотдачи в
переходной области от конвекции к кипению при вы-
нужденном движении жидкости в каналах // Тепло-
энергетика. 1963. № 10. С. 76—79.
17. Игнатенко Е.И., Никифоров С.Н. Атомная
энергетика России сегодня и завтра // Вестник электро-
энергетики. 1994. № 1. С. 48—58.
18. Исследование нестационарного кризиса и по-
вторного залива в канале сложной геометрии /
А.С. Комендантов, Ю.А. Кузма-Китча, Ю.А. Звонарев
и др. //Тезисы докладов VII Всесоюзной конференции
«Двухфазный поток в энергетических машинах и аппа-
ратах». Л., 1985. Т. 2. С. 385—387.
19. Исследование ухудшения теплообмена в кольце-
вых каналах/Э.Ф. Гальченко, В.В. Сергеев, Ю.И. Юрков,
О.В. Ремизов//Теплоэнергетика. 1984. № 10. С. 44.
20. Карлсон В Гидродинамика и теплопередача в
водоохлаждаемых реакторах // Безопасность ядерной
энергетики / Под ред. Дж. Раста и Л. Уивера: Пер. с
англ. М.: Атомиздат, 1980. С. 80—96.
21. Кац В.Л., Кузнецов Ю.А. Основные положе-
ния концепции подземного размещения атомных стан-
ций И Энергетическое строительство. 1994. № 5—6.
С. 15—18.
22. Кириллов П.Л., Юрьев Ю.С., Бобков В.П.
Справочник по теплогидравлическим расчетам (ядер-
ные реакторы, теплообменники, парогенераторы). М.:
Э нер го ато м издат, 1990.
23. Козлов В.Ф. Справочник по радиационной
безопасности. — 5-е изд. М.: Энергоатомиздат, 2001.
24. Кокорев Б.В., Фарафонов Б.А. Парогенерато-
ры ядерных энергетических установок с жидкометал-
лическим охлаждением М.. Энергоатомиздат, 1990.
25. Колядко А.А, Лобов Ю.П., Зимин В.К. Ана-
лиз вариантов технологии демонтажа корпуса реакто-
ра ВВЭР-440 // Тяжелое машиностроение. 1992. № 4.
С. 19—22.
26. Комендантов А.С., Кузма-Китча Ю.А., Бур-
дунии М.Н. Исследование переходной и закризисной
областей теплоотдачи к термически неравновесному
потоку // Тезисы докладов VII Всесоюзной конферен-
ции «Двухфазный поток в энергетических машинах и
аппаратах». Л., 1985. Т. 1. С. 157—159.
27. Конструкция вертикального парогенератора
насыщенного пара ПГВ-250 с экономайзерным участ-
ком/Л.И. Артемьев, Е.П. Константинов, А.М. Моринг
и др. //Труды ЦКТИ. 1982. Вып. 199. С. 9—17.
28. Концепция по обращению с радиоактивными
отходами на АЭС / Концерн «Росэнергоатом» Мин-
атомэнерго РФ. М., 1993.
29. Концепция продления срока эксплуатации
энергоблоков с ВВЭР-440 первого поколения / Кон-
церн «Росэнергоатом» Минатомэнерго РФ. М., 1999.
30. Концепция снятия с эксплуатации энергобло-
ков АЭС / Минатом СССР. М., 1991.
31. Коростелев Д.П. Обработка радиоактивных
вод и газов на АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1988.
32. Кузнецов В.В. Переработка и хранение радио-
активных отходов И Атомная техника за рубежом.
1991. № 11. С. 3—7.
33. Кузнецов Ю.Н. Теплообмен в проблеме безо-
пасности ядерных реакторов. М.: Энергоатомиздат,
1989.
8-1937
226
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
34 Кутепов А.М., Стерман Л.С., Стюшин Н.Г.
Гидродинамика и теплообмен при парообразовании.
М.. Высшая школа, 1977.
35. Мельников Н.Н., Конухии В.П., Наумов В.А.
Анализ мирового опыта проектирования подземных
атомных станций // Подземные атомные станции. Апа-
титы, ГоИ КНЦРАН. 1992.
36. Методика расчета теплоотдачи в сборке
стержней с обогреваемым кожухом в условиях аварий-
ного охлаждения ВВЭР//А. Л. Воронин, Л.П. Кабанов,
РХ. Хасанов, Чук Нам Динь//Теплоэнергетика. 1990.
№ 10. С. 49—53.
37. Мировая энергетика в XXI веке: международное
аналитическое исследование. Приложение В. 1: Концеп-
ция ядерной энергетики будущего / Е.П. Велихов,
Н.Н. Пономарев-Степной, А.Ю. Гагаринский и др. М.:
Энергетический центр Всемирной федерации ученых,
2001.
38. Мировая энергетика в XXI веке: международное
аналитическое исследование. Приложение В. 3: Реакторы
малой мощности / Е.П. Велихов, Н.Н. Пономарев-Степ-
ной, А.Ю. Гагаринский и др. М.: Энергетический центр
Всемирной федерации ученых, 2001.
39. Миропольский З.Л. Теплоотдача при пленоч-
ном кипении пароводяной смеси в парогенерирующих
трубах И Теплоэнергетика. 1963. № 5. С. 49—52.
40. Михайлов В.Н., Адамов Е.О. Атомная энерге-
тика России: реалии и перспективы И Теплоэнергети-
ка. 1993. №6. С. 23—27.
41. Модернизация и совершенствование твэлов и
ТВС РБМК / А.К. Панюшкин, В.А. Цибуля, В.В. Рябов
и др. // Сборник докладов Международного семинара
Ядерного общества России. М., 1996.
42. Ннгматулин Б.И., Кухаренко В.Н. Теплоот-
дача в закризисной области теплообмена в парогене-
рирующем канале с парокапельным потоком //Тепло-
физика высоких температур. 1991. Т. 29. № 3. С. 557—
563.
43. Нормы расчета на прочность элементов реак-
торов, парогенераторов и трубопроводов атомных
электростанций, опытных и исследовательских ядер-
ных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973.
44. Обобщение экспериментальных данных по ис-
тинным объемным паросодержаниям при кипении с не-
догревом в трубах / Ю.С Молочников, Т.П. Баташова,
В.Н Михайлов и др. // Теплоэнергетика. 1982. № 7.
С. 47—50.
45. Осмачкин В.С. Особенности теплообмена в
ядерных реакторах, охлаждаемых несжимаемыми не
кипящими жидкостями //Труды Третьей международ-
ной конференции по мирному использованию атомной
энергии. Женева. 1965. Т. 8. Доклад Р/326.
46. Основные положения по снятию с эксплуата-
ции блоков АЭС, отработавших проектный срок служ-
бы (Руководящий документ эксплуатирующей органи-
зации РД ЭО 0013-95) / Концерн «Росэнергоатом»
Минатомэнерго РФ. М., 1993.
47. Основы теории и методы расчета ядерных
энергетических реакторов / Г.Г. Бартоломей, Г.А. Бать,
В.Д. Байбаков, М. С. Алхутов. М.: Энергоатомиздя I
1989. I
48. Петухов Б.С., Гении Л.Г., Ковалев С А. Теп- В
лообмен в ядерных энергетических установках. М В
Атом изд ат, 1974.
49. Пономарев-Степной Н.Н., Проценко A.I
Гребенщиков В.Н. Состояние работ по ВТГР в мире'
Вопросы атомной науки и техники. Сер. Атомно-водо |
родная энергетика и технология. 1984. Вып. 2(18 I
С. 3—12.
50. Проблемы старения парка АЭС // Атом-ревю I
Ядерная энергетика, военные программы. М.: ЦНИИ-1
атоминформ. 1993. №2. С. 19—37.
51. Пути совершенствования твэлов реакторе! I
РБМК/Ю.К. Бибилашвили, А.А. Белов, А.В. Кулеши
и др. И Сборник докладов Международного семинар! I
Ядерного общества России. М.: Ядерное общество,
1996.
52. Радиационные характеристики облученного!
ядерного топлива: Справочник / В.М. Колобашкиц I
П.М. Рубцов, П.А. Ружанский и др. М.: Энергоатомит-1
дат, 1983.
53. Радиоактивные отходы. Проблемы и реше-1
ния. (Части 1 и 2) И 2-я Ежегодная конференция Ядер I
ного общества. М : Ядерное общество, 1992.
54. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки I
атомных электростанций. — 3-е изд. М.: Энергоатом-
издат, 1977.
55. Рябев Л.Д. Проблемы и перспективы атомной i
энергетики в России // Сборник докладов Международ-1
ного семинара «Уроки Чернобыля. Технические аспек-1
ты». Десногорск. М.: НИКИЭТ. 1996. Т. 1. С. 1—10.
56. Санитарные правила обращения с радиоак-
тивными отходами (СПОРО-85) / Минздрав СССР. М,I
1986.
57. Сепарационные устройства АЭС / А.Г. Агеев,
В.Б. Карасев, И.Г. Сергеев и др. М.: Энергоатомиздат,!
1985.
58. Сергеев В.В., Ремизов О. В., Гальченко Э.Ф,
Закризисный теплообмен в кольцевом канале с двух-1
сторонним обогревом // Атомная энергия. 1986. Т. 6.1
Вып. З.С. 172—176.
59. Скачек М.А. Вывод из эксплуатации ядерного I
энергоблока. М.: Изд-во МЭИ. 1998
60. Скорость фронта смачивания в семистержне-1
вой сборке из циркониевого сплава при параметрах!
аварийного охлаждения ВВЭР / В В. Земля нухин,
Л.П. Кабанов, П.Л. Макаровский и др. / Препринт
ИАЭ-4118/3. М, 1985.
61. Сокол И.Я., Ульянин Е.А., Фельдган-
длер Э.Г. Структура и коррозия металлов и сплавов//
Атлас: Справочное издание. М.: Металлургия, 1989.
62. Теплофизические исследования для обеспече-
ния надежности и безопасности реакторов водо-водя-
ного типа. Семинар СЭВ. Будапешт, 1978 Т. 2.
С. 759—846.
63. Технико-экономический расчет стоимости вы-
вода из эксплуатации энергоблоков АЭС / С.А. Немытое,
В.К. Зимин, М.А. Скачек, С.М. Скачек. М.: Исследова-
тельский центр «ЭРКО», 1998.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
227
64. Токаренко В.Ф. Система уравнений для неста-
ционарного теплового потока при конвективном теп-
лообмене в каналах с турбулентным движением не-
сжимаемой жидкости // Теплофизика высоких темпе-
ратур. 1979. Т. 17. № 2. С. 31—37.
65. Усынин Г.Б., Карабасов А.С., Чирков В.А.
Оптимизационные модели реакторов на быстрых ней-
тронах. М.: Атомиздат, 1981.
66 Усынин Г.Б., Кусмарцев Е.В. Реакторы на бы-
стрых нейтронах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
67 Федоров Л.Ф., Титов В.Ф., Рассохин Н.Г. Па-
рогенераторы атомных электростанций. М.: Энерго-
атомиздат, 1992.
68 Шапошников В.А. Разработка основных по-
ложений стратегии вывода из эксплуатации первого
энергоблока Ленинградской АЭС: Дис.... канд. техн,
наук М., 2001.
69 Экспериментальное определение зависимо-
сти коэффициента теплопроводности двуокиси урана
от температуры в условиях реакторного облучения /
Б.В. Самсонов, Ю.Г. Спиридонов, Н А. Фомин,
В.А. Цыканов // Атомная энергия. 1975. Т. 38. Вып. 6.
С. 412.
70 Экспериментальные исследования и стати-
стический анализ данных по кризису теплообмена в
пучках стержней для реактора ВВЭР / Ю.А. Безруков,
В.И. Астахов, В.Г. Брантов и др. // Теплоэнергетика.
1976. №2. С. 13—18.
71. Эмпирические зависимости для основных ха-
рактеристик теплоотвода при параметрах послеава-
рийного охлаждения ВВЭР / Л.П. Кабанов, В.М. Мор-
дашев, С.П. Никонов и др. // Препринт ИАЭ-3171. М.,
1979.
72. Энергетика: цифры и факты. М.: ЦНИИатом-
информ, 2001. Вып. 1.
73. Adamov Е. е.а. Facilities wnh MKER-800 (800
MW multiloop boiling-woter power reactor) as a reactor
sistem having unproved safety // ICONE’4. 1996. Vol. 2.
P 145—150.
74. Analyris G.Th. Developmental assessment of
RELAPS5/MOD3/1 with separate effect and integral test
experiments: model changes and options // Nucl. Engng
and Design. 1996. Vol. 163. P. 125—148.
75. Andersen T.S. Westinghouse advanced in passiv
plant safety//ARS’94. 1994. P 661—665.
76. Barzzoni G., Martini R. Post-dry-out heat trans-
fer an experimental study in a vertical tube and a simpl
transfer theoretical method for predicting thermal non
equilibrium // Proc. 7-th Intern. Heat Transfer Conf.
Munchen. 1982. P. 411—416.
77. Bredahl D.W., Shalaby B.A., Grant S.D.
CANDU3: The enhanced CANDU system // ARS’94.
1994. P. 870—877.
78. Buchner H., Fabian H. Active or passive sistem
designs Quantitative evaluation and limitation of different
functional principles // ARS’94. 1994 P. 399—406.
79. Elias E., Sanchez V., Hering W. Development
and validation of a transition boiling model for RELAP5 /
MOD3 reflood simulation // Nucl. Engng and Design.
1998. Vol. 183. P. 269—286.
80. Energy and nuclear power planning in developing
countries // IAEA. Technical Report Series № 245. Aus-
tria, Vienna. 1985.
81. Energy, electricity and nuclear power estimates
for the period up to 2015 // IAEA. Reference Data Series
№ 1. Austria, Vienna. 1992.
82. First 1450 MWe PWR starts up // Nucl. Eng. In-
tern. 1996. Vol. 41. №506. P. 2.
83. Gonzelnnik E.f. The dollars and sense of the ex-
tension //Electrical World. October 1987. P. 57—62.
84. Hart R.S. The CANDU9 // ARS’94. 1994.
P. 680—695
85. Joint parallel nuclear alternatives study for Rus-
sia. United States Department or Energy and Ministry of
Atomic Energy or Russian Federation. May 1995.
86 Kovan D., Chooz B. EDF’s first № 4 plant //Nucl.
Eng. Intern. 1996. Vol. 41. № 500. P. 33—36.
87. Mattson R. I. e.a. Regression analisis of post —
CHF — flow boiling data // Proc. V Intern. Heat Transfer
Conf. Tokio. 1974. Vol. 38. P. 115—119.
88. Nedderman J. Kashiwazaki-Kariva // Nucl. Eng.
Intern. 1996. Vol. 41. №498. P. 13—16.
89. Newman R.E., Brunzell P., Ehlers K. Evolution-
are Drack und Siedewasserreaktoren // Atomwirtschaft
Atomtechnik. 1994. Bd 39. № 1. S. 41—46.
90 Osmachkin V.S. Problems of transient critical
heat flux in rod bandies // VI Intern. Heat Transfer Conf.
Toronto (Canada). 1978. Vol. 5. P. 59—64.
91 Pedersen T.J., Jonson N.O. BWR 90, the ad-
vanced evolucionary BWR. some safety aspects or the de-
sign//ARS’94. 1994. P.643—650.
92. Relap5 / MOD3 code manual. User’s guide and in-
put requirements. NUREG/CR-5535 INEL-95/0174 1995.
Vol. 2.
93. Takakuwa K. e.a. Advanced PWR in Japan //
1CONE’3. 1995. P. 663—666.
94 Upton H.A. e.a. SBWR design update: passively
safe, nuclear power generation for the twenty first century
//1CONE’4. 1996, Vol. 2. P. 379—393.
95. Voikov V.P., Kramerov A.Ya., Savvatimsky
G.I. Features of transient following loss-coolant acci-
dents and emergency core cooling systems in pressure —
tube boiling water reactor // Proc, of a specialist’s meet-
ing organized by IAEA and held in Budapest. 1983.
P. 134—143.
96 World Energy Outlook: 1996 Edition.
1EA/OECD, 1996.
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
3.1. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ПАРОТУРБИННЫХ
УСТАНОВОК
Паротурбинная установка (ПТУ) — одна из
основных частей тепловой или атомной электро-
станции. Ее главное предназначение — преобразо-
вание тепловой энергии пара в электрическую, от-
даваемую с шин электростанции потребителям.
Экономичность ТЭС или АЭС, в первую очередь
термодинамическая, в существенной мере опреде-
ляется экономичностью ПТУ.
Пароводяным трактом ПТУ называется сово-
купность аппаратов, механизмов, коммуникаций и
арматуры, по которым проходит рабочее тело ПТУ.
Тепловая схема ПТУ — это технологическая
схема, отражающая процессы передачи и преобра-
зования тепловой энергии. В нее включают: во-пер-
вых, оборудование пароводяного тракта с техноло-
гическими связями как между его элементами, так
и с другим оборудованием электростанции; во-вто-
рых, электрогенератор, в котором механическая
энергия на валу турбины преобразуется в электри-
ческую, и электродвигатели насосов, обеспечиваю-
щих движение рабочего тела по элементам схемы.
Как графический документ тепловая схема выпол-
няется в соответствии с ГОСТ 2.701-84 (см. также
разд. 3 книги 1 настоящей справочной серии).
В зависимости от степени детализации разли-
чают принципиальные и развернутые (полные) те-
пловые схемы.
Принципиальная тепловая схема отражает суще-
ство технологического процесса (см. рис. 3.1, 3.2,
3.85,3.88, атакже [24]). Такие схемы разрабатывают-
ся на стадии принятия основополагающих решений.
На принципиальной схеме параллельно включенное
однотипное оборудование, в том числе и резервное
(теплообменные аппараты, насосы), изображают
только 1 раз, при этом полностью отражают последо-
вательно включенные элементы. Трубопроводы по-
казывают одной линией независимо от числа парал-
лельных потоков. Арматуру, входящую в состав тру-
бопроводов или установленную на агрегатах, не по-
казывают, за исключением важнейшей и случаев, ко-
гда без изображенной арматуры затруднено понима-
ние реализуемых в установке процессов.
Развернутая тепловая схема отражает полную
совокупность оборудования и коммуникаций (вклю-
чая резервы), составляющих или связанных с основ-
ным пароводяным трактом и обеспечивающих режи-
мы работы ПТУ, предусмотренные проектом, в том I
числе пусковые, останова, частичной нагрузки, ава-
рийные. Развернутая тепловая схема является ре-
зультирующим документом, составляемым на осно-
ве детальных схем отдельных систем, входящих в
состав установки.
В состав пароводяного тракта ПТУ входят: паро-
вая турбина (с паровпускными устройствами, систе-
мой уплотнения вала и штоков клапанов и т.д.) кон-
денсационная установка, система регенеративного
подогрева питательной воды (иначе — система реге-
нерации), оборудование и коммуникации (в пределах
электростанции) для отпуска потребителям, включая
и собственные нужды электростанции, теплоты с го-
рячей водой (теплофикационная установка) и паром
(для нужд промышленного производства). В состав
пароводяного тракта может включаться и другое обо-
рудование: испарители и паропреобразователи, ис-
пользующие теплоту пара, конденсаторы вторичного
пара и др. В пароводяной тракт атомной электростан-
ции входит система промежуточных осушки (сепара-
ции) пара турбины и парового его перегрева.
В состав конденсационной установки обычно
входят: конденсаторы пара, отработавшего в турби-
не, насосы, откачивающие конденсат и подающие
его в систему регенерации (часто в деаэратор), ос-
новные и пусковые эжекторы, обеспечивающие ва-
куум в конденсаторе, охладители (конденсаторы) па-
ра после отсасывающих устройств (эжекторов), уста-
новка для очистки конденсата и некоторое другое
оборудование, включенное в тракт основного кон-
денсата до первого регенеративного подогревателя.
Система регенерации обеспечивает повышение
термического КПД цикла посредством подогрева ос-
новного конденсата и питательной воды за счет кон-
денсации части пара, не полностью отработавшего в
турбине и выведенного из нее после некоторых сту-
пеней (из так называемых точек отбора). Основными
элементами системы регенеративного подогрева яв-
ляются подогреватели, подключенные к отборам
турбины. Между ними могут включаться другие те-
плообменные устройства: конденсатор испарителя,
сальниковый подогреватель, узлы смешения основ-
ного потока с дренажами из других систем ПТУ и
т.п. В систему регенерации, как правило, включают
деаэратор, после которого устанавливается пита-
тельный насос (деаэрационно-питательная установ-
ка). Питательный насос делит подогреватели на две
группы: высокого (ПВД) и низкого (ПНД) давления.
§3.1]
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
229
После промежуточного перегрева
Рис. 3.1. Принципиальная тепловая схема турбоустаиовки К-800-23,5 ЛМЗ:
/ — блок клапанов; 2, 3, 5 — цилиндр высокого, среднего и низкого (3 шт.) давления соответственно; 4 — уп-
лотнения вала турбины; 6 — сетевые подогреватели; 7 — конденсатор; 8 — конденсатный насос (КН) первого
подъема; 9 — расширители дренажей; 10— эжекторы водоструйные; 11 — конденсатоочистная установка
(БОУ); 12 — конденсатные насосы второго и третьего подъемов; 13 — подогреватели низкого давления смеши-
вающие; 14 — сальниковый подогреватель; 15 — подогреватели низкого давления поверхностные; 16 — конден-
сатор приводной турбины питательного насоса; 17 — турбопривод питательного насоса (ТИН); 18 — деаэратор
(Д); 19 — питательный насос (ПН); 20 — регулирующие клапаны; 21 — ПВД (две нитки, начиная от деаэрато-
ра); 22 — электрогенератор (ЭГ); 1 — основной контур рабочего тела; II— пар из отборов турбины и его кон-
денсат; 111 — паровоздушная смесь; IV — сетевая вода; V — техническая вода
В состав ПТУ входят также системы смазки, ре-
гулирования, защиты, охлаждения электрогенера-
тора (элементы системы охлаждения, использую-
щие рабочее тело ПТУ, включаются в ее пароводя-
ной тракт) и некоторые др.
Паротурбинные установки могут работать в со-
ставе как энергоблоков (паропроизводящая установ-
ка плюс ПТУ, рабочее тело которых не может сме-
шиваться с рабочим телом других блоков), так и не-
блочных электростанций (с поперечными связями).
Для снижения влажности пара в последних сту-
пенях турбины и повышения экономичности ее ра-
боты необходим промежуточный перегрев пара.
Его наличие делает технически необходимой блоч-
ную схему паропроизводящая установка — ПТУ, в
которой тракт промежуточного перегрева индиви-
дуален для каждой турбины и поперечные связи
между этими трактами недопустимы. АЭС и АТЭЦ
выполняются только по блочной схеме с одной или
двумя турбинами на реактор.
Тепловые схемы ПТУ неблочных электростан-
ций по составу оборудования могут не отличаться от
схем блочных установок. Однако здесь в отсутствие
промежуточного перегрева предусматриваются по-
перечные связи между пароводяными трактами от-
дельных ПТУ. Так, все деаэраторы неблочных элек-
тростанций питаются паром от одной сборной маги-
страли, а подача пара от каждой турбины в эту ма-
гистраль не определяется расходом конденсата в со-
ответствующей ПТУ. Также расход воды через
230
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
Рис. 3.2. Принципиальная тепловая схема ПТУ К-1000-5,9/50 ЛМЗ:
ПГ— парогенератор; П — подогреватель; СН — сетевой насос; Т — теплообменник (сетевой подогреватель);
КЭУ — конденсатор эжектора уплотнений; ЭУ — эжектор уплотнений; СПП — сепаратор-пароперегреватель;
ДН — дренажный насос; ОЭ — основной эжектор; остальные обозначения те же, что на рис. 3.1
ПВД, которые подключены к одной станционной
напорной магистрали питательной воды, может от-
личаться от полученного при расчете данной турбо-
установки. Деаэраторы, питательные насосы не вхо-
дят в комплектную поставку ПТУ (в том числе при
сооружении объекта «под ключ») и выбираются
проектировщиком электростанции в зависимости от
ее схемы и фактических условий работы. Пример
тепловой схемы неблочной электростанции приве-
ден в разд. 6.
Если на электростанции (например, на ТЭС с ба-
рабанными котлами) не предусматривается очистка
основного конденсата от примесей, обусловленных
присосами охлаждающей воды в конденсаторах, то
его закачка в деаэратор производится одной группой
конденсатных насосов с давлением 1,6—1,8 МПа. На
ТЭС с прямоточными котлами с давлением 12,75 МПа
и выше, а также на АЭС предусматривается очистка
конденсата в блочной обессоливающей установке. В
этом случае перекачка конденсата осуществляется
двумя группами насосов—конденсатными насосами
первого (с давлением 0,8—0,9 МПа) и второго (1,4—-
1,6 МПа) подъемов с установкой БОУ между ними.
В этом случае существенно уменьшается давление, на
которое необходимо рассчитывать фильтры БОУ.
Конденсатные насосы первого подъема, как
правило, тихоходные, что позволяет им работать с
небольшим подпором на всасе; вследствие этого
они имеют значительное число и неоптимальные
характеристики ступеней. Конденсатные насосы
второго подъема оказывается возможным выпол-
нить на оптимальную частоту вращения. При этом
экономичность всей установки повышается. Необ-
ходимость двух и более групп конденсатных насо-
сов обусловливается также включением в схему по-
догревателей смешивающего типа (см. п. 3.9.1).
Питательная установка обеспечивает надежную
подачу питательной воды в паропроизводящую ус-
тановку (в котел, парогенератор или реактор) во
всем диапазоне расходов. При мощности питатель-
ных насосов 10 МВт и более целесообразно приме-
нение турбопривода (см. § 3.8). При меньшей мощ-
ности создание приводной турбины экономически
себя не оправдывает. Подвод пара к приводной тур-
бине предусматривается от одного из отборов глав-
ной турбины (нередко после промежуточного пере-
грева; рис. 3.2) или из коллектора собственных нужд.
53.2]
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
231
Протечки пара через лабиринтовые уплотне-
ния турбины из различных камер уплотнений от-
водятся в один из ПВД, деаэратор, в один из ПНД
ши в сальниковый подогреватель. Значительный
поток пара из уплотнений штоков клапанов турби-
ны может направляться в саму турбину, как, на-
пример, показано па рис. 3.2. В предпоследние ка-
меры лабиринтных уплотнений цилиндров низко-
го давления, а нередко и других цилиндров подво-
дится пар из коллектора уплотнений, в котором
посредством регулирующего клапана поддержива-
ется постоянное давление (около 0,102 МПа). Из
последних (концевых) камер пар отсасывается
эжектором и затем конденсируется в соответст-
вующем теплообменнике.
Тепловая схема предусматривает также реше-
ние задачи о способе приготовления добавочной
воды (например, термическое обессоливание) и
месте ввода ее в цикл. Часто применяется химиче-
ское обессоливание с подачей добавочной воды в
конденсатор турбины. Схемы теплофикационных
установок рассматриваются в § 3.10.
3.2. ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
3.2.1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
И КЛАССИФИКАЦИЯ
Паровая турбина — это двигатель с враща-
тельным движением рабочего органа — ротора,
преобразующий в механическую работу кинетиче-
скую энергию подводимого рабочего тела — пара.
Паровая турбина — часть паротурбинной уста-
новки характеризуемая приводимыми ниже пара-
метрами.
Начальные параметры — это давление и тем-
пература свежего пара перед стопорными клапана-
ми турбины. Параметры после промежуточного
перегрева — давление и температура пара перед
стопорными клапанами перед частью среднего дав-
ления (для турбин ТЭС и АЭС) или частью низкого
давления (для турбин АЭС).
Давление за турбиной — давление в выхлопном
патрубке на расстоянии 1 м от периферийного ряда
трубок конденсатора.
Параметры отбираемого пара — это давление
и температура в камерах отбора турбины.
Температура питательной воды — температу-
ра воды на выходе из регенеративной системы при
ее расходе, равном расходу свежего пара.
Номинальные значения основных параметров —
значения, указанные заводом-изготовителем турби-
ны для номинального режима работы.
Номинальная мощность конденсационной и
теплофикационной турбин — мощность турбогене-
ратора, указанная изготовителем, при которой тур-
бина может работать неограниченное время, не
превышающее заданный срок службы, при номи-
нальных параметрах
Максимальная мощность конденсационной
турбины — мощность при полностью открытых ре-
гулирующих клапанах при номинальных значени-
ях основных и других параметров и чистой проточ-
ной части.
Максимальная мощность теплофикационной
турбины — наибольшая мощность, которую долж-
на длительно развивать турбина при определенных
соотношениях расходов отбираемого пара (в соот-
ветствии с диаграммой режимов) и давлений пара в
отборах и противодавлении при номинальных зна-
чениях всех других основных параметров и чистой
проточной части.
Удельный расход теплоты брутто турбо-
установкой — расход теплоты на турбину, отне-
сенный к сумме мощностей генератора и турбин-
ных приводов вспомогательных агрегатов.
Удельный расход пара — расход свежего пара,
отнесенный к сумме мощностей генератора и тур-
бопривода питательного насоса.
Государственные стандарты 24278-89 [10] и
24277-91 [9] предусматривают изготовление паро-
вых турбин следующих типов:
К — конденсационные;
П -— теплофикационные с производственным
отбором пара;
Т — теплофикационные с отопительным отбо-
ром пара;
ПТ — теплофикационные с производственным
и отопительным отборами пара;
Р — с противодавлением без регулируемого от-
бора пара;
ПР — теплофикационные с противодавлением
и с производственным отбором пара;
ТР — теплофикационные с противодавлением
и отопительным отбором пара;
КТ — конденсационные с отпуском теплоты на
теплофикацию;
ТК — теплофикационные с регулируемыми
отопительными отборами пара с выработкой мощ-
ности в части низкого давления турбины при мак-
симальной теплофикационной нагрузке.
Для ТЭС изготавливаются все типы турбин,
кроме ТК; для АЭС не производятся турбины типов
П, Р, ПР и ТР.
Номинальные значения основных параметров
турбин ТЭС должны соответствовать данным, при-
веденным в табл. 3.1, с допустимыми отклонениями
по мощности турбины и по давлению свежего пара
±5 %; температур свежего пара и пара промежуточ-
ного перегрева ±8 °C при температуте до 535 °C, а
при более высоких температурах ±5 °C, питатель-
ной воды ±10 °C. Для турбин АЭС номинальные
значения и допуски на отклонения устанавливаются
232
ПАРОТУРБИН НЫЕ УСТАНОВ КИ
[Разд.З
Таблица 3.1. Номинальные значения основных параметров турбин ТЭС [10]
Мощность турбины, МВт Давление свежего пара, МПа Температура свежего пара, °C Температура промежуточного перегрева пара, °C Температура питательной воды, °C
50—100 (9,0); 12,8 (500; 520; 535); 555 — 230
100—185 12,8(16,2; 18,0)
180—215 (520; 535; 560); 540; 565 (520; 535; 560); 540; 565 250
160—225* 17,0* 540;560 540; 565 260*
250 (16,2); 23,5 (520; 535); 540; 560 (520; 535); 540; 560 270
300—600 (16,2; 18,0); 23,5
800—1600 23,5 540; 560 540; 560
* Значения уточняют при проектировании.
Примечания: 1. Изготовление турбин, значения параметров которых заключены в скобки, допускается по
требованию заказчика.
2. Для турбин парогазовых циклов параметры устанавливают в технических условиях.
в технических условиях и технических заданиях на
конкретные типы турбин.
Обозначение турбины должно включать в се-
бя: тип, номинальную мощность, максимальную
мощность (для турбин типов Т и ПТ), МВт, номи-
нальные давления свежего пара, отбираемого пара
(для турбин типов П, ПТ и ПР) и пара за турбиной
(для типов Р, 11Р и ТР), МПа. Для турбин АЭС ука-
зывается частота вращения, с 1 Допускается до-
бавление к обозначению номера заводской моди-
фикации.
Приведем примеры обозначений турбин:
К-300-23,5 — конденсационная турбина номи-
нальной мощностью 300 МВт на начальное давле-
ние 23,5 МПа;
ПТ-140/165-12,8/1,45 — теплофикационная
турбина с производственным отбором пара но-
минальной мощностью 140 МВт, максимальной
мощностью 165 МВт, начальное давление пара
12,8 МПа, давление пара производственного от-
бора 1,45 МПа;
К-1000-5,9/25-1 — конденсационная турбина
номинальной мощностью 1000 МВ г, начальное
давление пара 5,9 МПа, частота вращения 25 с
первая заводская модификация этого гипораз-
мера.
Пределы регулирования давления отбираемо-
го пара и пара за турбинами типов П, Т, ПТ, Р, ПР,
ТР и КТ для ТЭС регламентируются ГОСТ 24278-
89 (табл. 3.2). Для турбин АЭС они устанавлива-
ются техническими условиями и заданиями на
турбину. Аналогичным образом согласуются эко-
номические показатели турбоустановок: удель-
ные расходы теплоты для конденсационных тур-
бин и теплофикационных турбин для конденсаци-
онного режима, удельные расходы пара для теп-
Таблица 3.2. Пределы регулирования давления
отбираемого пара турбин типов П, Т, ПТ, Р, ПР,
ТР и КТ
Номинальное дав- ление отбираемого пара и пара за тур- биной (противодав- ление), МПа Пределы регулирования давле- ния отбираемого пара и пара за турбиной (противодавления), МПа
нижний верхний
0,08 04; 0,05; 0,15; 0,20;
0,06 0,25; 0,30
0,09 0,04; 0,05; 0,15; 0,20;
0,06 0,25; 0,30
0,10 0,04; 0,05; 0,15; 0,20;
0,06 0,25; 0,30
0,12 0,07 0,25
0,30 0,20 0,40
0,50 0,40 0,70
0,70 0,50 0,90
1,00 0,80 1,30
1,30 1,00 1,55
1,45 1,20 1,75; 2,05
1,75 1,45 2,05
3,05 2,85 3,23
лофикационных режимов для турбин типов П, Т,
ПТ, КТ, Р, ПР и ТР.
3.2.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ТУРБИН
ПЕРЕГРЕТОГО И ВЛАЖНОГО ПАРА
Типовые структурные схемы конденсацион-
ных турбин перегретого пара мощностью 200 МВт
и выше приведены на рис. 3.3.
}3.2|
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
233
Рис. 3.4. Структурные схемы теплофи-
кационных турбин мощностью 100—
250 МВт с отопительными отборами
пара:
77 — верхний отопительный отбор;
Т2 — нижний отопительный о:бор; I —
турбина Т-100/120-12,8; Т-175/210-12,8
(ЦВД с возвратным потоком пара) ТМЗ;
2 — Т-180/210-12,8 ЛМЗ; 3 — Т-250/300-
23,5 ТМЗ; остальные обозначения те же,
что на рис. 3.3
Рис. 3.3. Структурные схемы конденсационных турбин
мощностью 200—1200 МВт:
С — подвод свежего пара; ХП — отвод пара на промежуточ-
ный перегрев; ГП — подвод пара от 1ДСД к ЦНД; К — отвод
пара в конденсатор; Р — ресивер; I — турбина К-200-12,8
ЛМЗ; 2 — К-300-23,5 ДМ3; 3 — К-300-23,5 «Турбоатома»;
4 — К-500-23,5 ЛМЗ; К-500-23,5 «Турбоатома»; 5 —
К-800-23,5 ЛМЗ, К-1200-23,5 ЛМЗ
Отечественные турбины мощностью 300 МВт
(рис. 3.3) имеют цилиндр среднего давления, со-
вмещенный с одним потоком низкого давления
(ЦСНД), через который проходит 1/3 расхода пара,
выходящего из части среднего давления; остальные
2/3 расхода направляются в двухпоточный цилиндр
низкого давления (ЦНД).
Типовая структурная схема турбин перегретого
пара мощностью
200,
500, 800 и
1200 МВт имеет
один
цилиндр
высокого давления (ЦВД), один ци-
линдр среднего давления
(ЦСД), от одного до четы-
рех
ЦНД.
Цилиндры высокого давления — однопоточ-
ные с
прямым
или возвратным потоком пара (см.
типовые
ЦВД),
цел
одно- или двухпоточные,
ЦНД
двухпоточные (см. рис. 3.3).
Типовые структурные схемы теплофикаци-
онных турбин с отопительными отборами пара
представлены на рис. 3.4. Турбины мощностью
100—200 МВт имеют три цилиндра, из которых
ЦВД и ЦСД однопоточиые, а ЦНД двухпоточный.
Турбина Т-180/210-12,8 ЛМЗ имеет промежу-
точный перегрев пара (рис. 3.4, поз. 2) в отличие
Здесь и далее приводятся сокращенные названия
турбостроительных заводов. Их официальные назва-
ния: ЛМЗ — акционерное общество открытого типа
«Ленинградский металлический завод» (г. Санкт-Пе-
тербург); КТЗ — открытое акционерное общество
«Калужский турбинный завод»; ТМЗ — акционерное
общество «Турбомоторный завод» (г. Екатеринбург);
ХТЗ — открытое акционерное общество «Турбоатом»
(г. Харьков, Украина).
234
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
от гурбин ТМЗ Т-100/120-12,8 и Т-175/210-12,8,
выполненных без промежуточного перегрева
(рис. 3.4, поз. /). Турбина Т-250/300-23,5 ТМЗ име-
ет выделенный двухпоточный ЦСД2, в котором
выполнены верхний и нижний отопительные отбо-
ры. Выделение двухпоточного ЦСД2 обусловлено
необходимостью уравновешивания переменных
осевых усилий, действующих на ротор турбины, и
большими размерами подводящих и отводящих
паропроводов теплофикационных отборов.
Турбины влажного пара для АЭС (рис. 3.5),
как правило, имеют один ЦВД, после которого
расположен сепаратор — промежуточный паропе-
регреватель, и несколько (от одного до четырех)
инд.
В некоторых турбинах применяется ЦВСД —
ЦСД, совмещенный с ЦВД (турбина К-500-5,9/25
«Турбоатома»), или отдельный ЦСД (турбина
К-1000-5,9/25-1 «Т урбоатома»).
Отличительной особенностью турбин К-500-
5,9/25 и К-1000-5,9/25-1 является также примене-
ние боковых конденсаторов (см. § 3.7). Тепло-
вые испытания турбины К-1000-5,9/25-1 на Юж-
но-Украинской АЭС показали высокую эконо-
мичность турбоустановок этого типа, превышаю-
щую экономичность турбоустановок с нижним
расположением конденсаторов и без выделенно-
го ЦСД (турбины К-1000-5,9/25-2). Преимущест-
во установок первой модификации заключается
также в большей простоте фундамента, мень-
шем объеме машинного зала, т.е. в меньших ка-
питальных затратах.
Типовые конструкции цилиндров высокого
давления турбин перегретого пара. ЦВД с пря-
мым потоком пара (типовая конструкция «Турбо-
атома») выполняется двухкорпусным, применяет-
ся для турбин К-300-23,5 и К-500-23,5 (рис. 3 6).
Продолжением фланцев в передней и задних час-
тях цилиндра являются лапы, с помощью которых
корпус опирается на стулья подшипников. Наруж-
ный корпус ЦВД имеет входные и выходные пат-
рубки. К входному патрубку присоединяется
(сваркой) перепускной паропровод, идущий от ко-
лонки клапанов На конце паропровода имеется
штуцер, входящий в горловину входного патрубка
внутреннего корпуса. Штуцер уплотнен компрес-
сионными разрезными кольцами
Выходной патрубок соединен с паропроводом
промежуточного перегрева («холодной ниткой»
промежуточного перегрева), по которому пар по-
ступает в котел на перегрев.
Внутренний корпус, как и наружный, имеет
горизонтальный фланцевый разъем. Свежий пар
поступает во внутренний корпус через штуцер,
упомянутый ранее.
Рис. 3.5. Структурные схемы турбин влажного
пара мощностью 220-1000 МВт:
СПП — сепаратор-пароперегреватель, I — турбина
К-220-4,3 «Турбоатома», 2 — К-500-6,4/50 «Турбо-
атома», К-750-6,4/50 «Турбоатома», К-1000-5,9/50
ЛМЗ; 3 — К-500-5,9/25 «Турбоатома»; 4 —
К-1000-5,9/25-1 «Турбоагома»; 5 — К-1000-5,9/25-2
«Турбоатома»; остальные обозначения те же, что
на рис. 3.3
Ротор ЦВД — дисковый, цельнокованый. Рабо
чие лопатки имеют цельнофрезерованные или при
крепленные бандажи.
ЦВД с возвратным потоком пара (рис. 3.7) при
меняется для турбин К-300-23,5, К-500-23,5, К-800
23,5, К-1200-23,5 ЛМЗ и турбин Р-100-12,8/1,45
ПТ-135/165-12,8/1,45, Т-175/210-12,8, Т-250/300-23,
ТМЗ. Пар поступает во внутренний корпус в сред
Рис. 3.6. Цилиндр высокого давления прямоточной конструкции турбины перегретого пара:
1 — блок регулирования и управления турбиной; 2 — опорные подшипники; 3 — концевые уплотнения; 4 — наружный корпус; 5 — обойма; 6 — внутренний корпус;
7 — пароподводящие трубы; 8 — упорный подшипник; 9 — корпус среднего подшипника; 10 — ротор ЦСД; 11 — болты, скрепляющие фланцы наружного корпуса;
12 — ротор ЦВД; 13 — патрубок отбора пара на ПВД; 14 — выходной патрубок
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
Рис. 3.7. Цилиндр высокого давления с возвратным потоком пара турбины перегретого пара:
1 блок регулирования и управления турбиной; 2 — корпус переднего подшипника; 3 — концевые уплотнения; 4 — пароподводящие трубы; 5 — внутренний корпус;
6— наружный корпус; 7 — среднее уплотнение; 8 — обойма; 9 — упорный подшипник; 10 — корпус среднего подшипника; 11 — ротор ЦСД; 12 — ротор ЦВД;
13 — диск регулирующей ступени; 14 — выходной патрубок
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ/
г
Рис. 3.8. Цилиндры среднего (слева) и низкого (справа) давления турбины перегретого пара:
/ — обойма; 2 — внутренний корпус ЦСД; 3 — наружный корпус ЦСД; 4 — регулирующий клапан; 5 — ресивер; 6 — выходной патрубок ЦСД; 7 — концевое
уплотнение ЦСД; 8 — опорные подшипники; 9 — концевое уплотнение ЦНД; 10 — внутренний корпус ЦНД; 77 — выходной патрубок ЦНД; 72 валоповоротное
устройство; 73 — патрубки отбора пара на ПНД; 14 — вал ротора ЦНД; 15 — ротор ЦСД; 16 — патрубки отбора пара на регенерацию
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
238
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
ней части цилиндра, проходит через несколько сту-
пеней в левой части ЦВД, протекает между внут-
ренним и наружным корпусами в противополож-
ном направлении, проходит через оставшиеся сту-
пени ЦВД и затем через выходной патрубок выво-
дится из цилиндра.
Типовые конструкции цилиндров среднего
давления турбин перегретого пара. ЦСД крупных
турбин выполняются одно- и двухпоточными. Одно-
поточные ЦСД используются в турбинах К-210-12,8,
Т-180/210-12,8 ЛМЗ, К-500-23,5 «Турбоэтома»,
Т-100/120-12,8, Т-175/210-12,8, Т-250/300-23,5 ТМЗ;
двухпоточные ЦСД — в турбинах К-500-23,5, К-500-
16,3, К-800-23,5, К-1200-23,5 ЛМЗ. ЦСД турбины
К-800-23,5 ЛМЗ (в левой части рис. 3.8 изображен
один из двух потоков ЦСД) в зоне подвода пара име-
ет двухсгенную конструкцию.
Наружный корпус имеет четыре входных
патрубка, к которым подсоединены регулирую-
щие клапаны. В нижней половине наружного
корпуса находятся патрубки регенеративных от-
боров пара.
Типовые конструкции ЦВД турбин влажно-
го пара. ЦВД турбин влажного пара при мощности
более 220 МВт обычно выполняют двухпоточными
(рис. 3.9).
Для предотвращения щелевой эрозии некото-
рые элементы статора — диафрагмы, обоймы, ко-
зырьки в местах стыковки их половин и опорные
поверхности — имеют наплавки из нержавеющей
стали. В последних конструкциях внутренний кор-
пус и диафрагмы в связи с этим выполняются цели-
ком из нержавеющей стали.
В ступенях ЦВД влажнопаровых турбин при-
меняются влагоудаляющие устройства.
Типовые конструкции цилиндров низкого
давления. ЦНД, как правило, двухпоточные. Типо-
вой ЦНД конструкции ЛМЗ (см. рис. 3.8) применяет-
ся для турбин К-300-23,5, К-500-23,5 и К-800-23,5.
Цилиндр состоит из средней части и двух выходных
патрубков, соединенных вертикальными технологи-
ческими фланцами. Средняя часть цилиндра имеет
двухкорпусную конструкцию.
Цилиндр опирается на фундаментные плиты с
помощью опорных балконов, приваренных снару-
жи выходных патрубков. Пар к ЦНД подводится
двумя паропроводами, присоединенными через
яинзовые компенсаторы к верхней половине сред-
ней части ЦНД.
Выходные патрубки в нижней части приварива-
ются к горловинам конденсатора.
Ротор ЦНД выполняется с насадными дисками с
пятью рабочими колесами в каждом потоке. Рабо-
чая лопатка последней ступени имеет длину 960 мм.
На верхних частях выходных патрубков расположе-
ны атмосферные клапаны для аварийного выпуска
пара при давлении в конденсаторе, превышающем I
атмосферное.
Типовой ЦНД (рис. 3.10) конструкции ЛМЗИ
предназначен для использования в турбинах пере- I
гретого и влажного пара К-1200-23,5 и К-1000- 1
5,9/50. Двухпоточный ЦНД имеет двухкорпусную I
конструкцию. Внутренний сварной корпус (обой- I
ма) несет диафрагмы первых четырех ступеней и I
подвешивается в наружном корпусе. Стенки виуь I
реннего корпуса образуют три камеры регенерата-1
ных отборов пара.
Наружный корпус образуется средней свар- I
ной цилиндрической частью и двумя выходными I
патрубками также сварной конструкции, соеди-1
ценными между собой вертикальными технологи-1
ческими фланцами. В нем устанавливается внут-1
ренний корпус и отдельно диафрагма пятой сту-1
пени. Рабочие лопатки пятой ступени выполняют-
ся в зависимости от проектного давления в кон-
денсаторе в двух модификациях: длиной 1200 мм
из титанового сплава либо длиной 1000 мм из не-
ржавеющей стали
По периметру выходных сечений патрубков на-
ружный корпус приваривают к горловинам конден-
саторов. Цилиндр имеет выносные опоры, устанав-
ливаемые на фундаментные рамы.
Типовой ЦНД для турбин влажного пара с час-
тотой вращения п = 25 с конструкции «Турбо-
атома» (рис. 3.11) применяется для турбин мощно-
стью 500—1000 МВт в двухконтурных схемах АЭС
с реакторами типа ВВЭР-1000. Цилиндр имеет од-
нокорпусную конструкцию. Подводящие паропро-
воды крепятся к двум патрубкам на верхней поло-
вине цилиндра. Корпус ЦНД состоит из средней
цилиндрической части и двух выходных патруб-
ков, присоединяемых к средней части вертикаль-
ными фланцами Корпус имеет горизонтальный
разъем.
Выходные патрубки — сварные с боковым вы-
ходом пара на обе стороны. По периметру выход-
ных сечений патрубки присоединяются через пере-
пускные короба и компенсаторы к боковым кон-
денсаторам. Выходные патрубки нижней части ци-
линдра имеют пружинные опоры, частично разгру-
жающие опорные лапы средней части и фундамент,
на который опирается средняя часть.
Подшипники — выносные, установлены в стуль-
ях, опирающихся на фундаментные рамы.
Ротор ЦНД — сварной, дисковой конструкции.
«Турбоатом» разработал ЦНД с семью ступенями и
подвальным расположением конденсатора. В вари-
анте с семиступенчатым ЦНД турбина мощностью
1000 МВт выполняется без ЦСД (см. рис. 3.5). Ра-
бочие лопатки последних ступеней ЦНД обеих мо-
дификаций турбин имеют длину 1450 мм.
Подробное описание конструкций турбин со
держится в [41].
Рис. 3.9. Цилиндр высокого давления турбин влажного пара:
1 — блок регулирования и управления турбиной; 2 — концевые уплотнения; 3 — обойма; 4 — внутренний корпус; 5 — диафрагма; 6 — наружный корпус; 7 — опорный
подшипник; 8 — полумуфта ротора; 9 — выходные патрубки
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
8027
Рис. 3.10. Цилиндр низкого давления турбин перегретого и влажного пара:
1 — опорные подшипники; 2 — концевые уплотнения; 3 — выходной патрубок; 4 — ротор; 5 — внутренний корпус; б — фундаментные рамы;
7 -- патрубки отбора пара на ГТ1 <71 _________
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИХ
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
241
Рис. 3.11. Цилиндр низкого давления тихоходных турбин:
1 — опорные подшипники; 2 — концевые уплотнения; 3 — выходные патрубки; 4 — ресивер 5 — ротор;
6 — валоповоротное устройство
3.2.3. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБИН
И ТУРБОУСТАНОВОК ТЭС И АЭС
Основные теплотехнические характеристики
турбин и турбоустановок мощностью 12—
1200 МВт, выпускаемых в России и Украине для
привода электрических генераторов, приводятся в
табл. 3.3—3.7.
В конструктивной схеме проточной части ука-
зываются число ступеней и число потоков в соот-
ветствующей части турбины, а также тип регули-
рующей ступени: 1Р — одновенечная, 2Р — двух-
венечная.
В табл. 3.8 даны характеристики отборов пара
для регенеративного подогрева питательной воды в
турбоустановках мощностью более 50 МВт.
242
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разц.З
Таблица 3.3 Технические характеристики конденсационных турбин ЛМЗ
Показатель Турбина
К-1200- 23,5-3 К-1000- 5,9/50 К-800- 23,5-5 К-500- 23,5-4 К-300- 23,5-3 К-210- 12,8-3* К-200- 12,8-7 К-210- 12,8-8
Мощность номинальная, МВт 1200 1074 800 525 300 210 200 210
Частота вращения, с" Параметры свежего пара: 50 50 50 50 50 50 50 50
давление, МПа 23,5 5,88 23,5 23,5 23,5 12,8 12,8 12,8
температура, °C Параметры пара после про- межуточного перегрева: 540 274,3 540 540 540 540 540 535
давление, МПа 3,5 0,51 3,3 3,75 3,65 2,34 2,4 2,43
температура, °C 540 260 540 540 540 540 540 535
Производительность нере- гулируемого отбора пара на теплофикацию, ГДж/ч 188 838 586 293,3 — — — —
Число отборов пара на реге- нерацию 9 8 8 8 8 7 7 7
Температура питательной воды, °C 274 218 274 276 275 242 247 248
Номинальная температура охлаждающей воды, °C 12 20 12 12 12 12 Воздуш- ное охла- ждение конден- сатора 30
Давление в конденсаторе, кПа 3,5 4,9 3,4 3,3 3,4 3,9 9,8—3,1 8,7
Расход охлаждающей воды 3 3 через конденсатор, 10 м /ч 108 170 73 51,5 36 25 — —
Максимальный расход све- жего пара, кг/с 1097,2 1630,5 736,1 458,3 270,8 186,1 186,1 186,1
Конструктивная схема тур- 1 ЦВД + 2ЦНД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1ЦВД +
бины 1 ЦСД + 1 ЦВД + 1 ЦСД + 1 ЦСД + 1 ЦСД + 1 ЦСД + 1 ЦСД + щсд+
Конструктивная схема про- точной части (число ступе- ней): зцнд 2 ЦНД зцнд 2 ЦНД 1 ЦНД 1 ЦНД 1ЦНД 1 ЦНД
ЦВД 8 2x5 1Р+ 11 1Р+ 11 1Р+ 11 1Р+11 1Р+ 11 1Р + 11
ЦСД 2x8 — 2x9 2x11 12x5 11 11 11
ЦНД 2x5 2x5 2x5 2x5 2x5 2x4 2x3 2x3
Число выходов пара 6 8 6 4 3 2 2 2
Длина рабочей лопатки по- следней ступени, м 1,2 1,2/1,0 0,96 0,96 0,96 0,765 0,55 0,755
Средний диаметр послед- ней ступени, м 3,0 3,0/2,8 2,48 2,48 2,48 2,1 1,9 2,105
Длина турбины,м 47,9 51,6 39,7 29,95 21,3 20,31 19,22 19,22
Удельная масса турбины, кг/кВт 1,57 2,40 1,62 2,0 2,3 2,6 2,3 —
* В настоящее время ЛМЗ выпускает модернизированную турбину К-215-12,8, а также
К-225-12,8 с длиной рабочей лопатки последней ступени 0,96 м.
разработал
132)
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
243
Таблица 3.4. Технические характеристики конденсационных турбин «Турбоатома»
Показатель Турбина
К-500- 23,5-2 К-300- 23,5 К-160- 23,5 К-1000- 5,9/25-1 К-1000- 5,9/25-2 К-750- 6,4/50 К-500- 6,4/50 К-220- 4,3-3
Мощность номинальная, МВт 500 300 160 1100 1114 808 547 235
-1 Частота вращения, с Параметры свежего пара: 50 50 50 25 25 50 50 50
давление, МПа 23,5 23,5 12,8 5,88 5,88 6,37 6,45 4,31
температура, °C Параметры пара после промежуточного пере- грева: 540 560 565 274,3 274,3 280 280,4 254,9
давление, МПа 3,65 3,53 2,8 1,12 1,14 0,49 0,29 0,265
температура, °C 540 565 565 250 250 263 263 240
Число отборов пара для регенерации 9 9 7 7 7 5 7 8
Температура питатель- ной воды, °C 265 265 229 223 220 190 168 225
Номинальная температу- ра охлаждающей воды, °C 12 12 12 15 15 15 12 5
Давление в конденсато- ре, кПа 3,50 3,43 3,43 3,7—4,5 3,7 4,4 3,9 з,о
Расход охлаждающей воды через конденсато- ры, 103 м3/ч 2x25,74 34,805 20,812 159,92 169,8 122,6 4x20,72 36,55
Максимальный расход свежего пара, кг/с 458 264 143 1761 1761 — 798 395
Конструктивная схема 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВСД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД +
турбины Конструктивная схема проточной части (число ступеней): 1 ЦСД + 2 ЦНД 1 ЦСНД + 1 ЦНД 1ЦНД + 1ЦНД 1 ЦСД + зцнд з цнд 4 ЦНД 4 ЦНД 2 ЦНД
ЦВД 1x10 1X1 1 1x7+ 1x8 1x7 2x7 2x6 2x5 1Р + 5
ЦСД 1X11 1x12 +1x5 — 2x4 — — — —
ЦНД 2x5 2x5 2x6 2x5 2x7 2x5 2x5 2x5
Число выходов пара 4 3 2 6 6 8 8 4
Длина рабочей лопатки последней ступени, м 1,03/1,05 1,05 0,78 1,45 1,45 1,03 0,852 1,03
Средний диаметр по- следней ступени, м 2,52 2,55 2,125 4,15 4,15 2,53 2,352 2,53
Длина турбины, м 29,5 39,5 14,44 56,8 50,7 40,6 40,0 23,3
Удельная масса турби- ны, кг/кВт 1,93 2,19 2,43 3,2 2,85 2,2 2,9 3,3
244
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.3
Таблица 3.5. Технические характеристики некоторых турбин с противодавлением
Показатель Турбина
Р-12-3,4/0,5 Р-50/60-12,8/1,3 Р-40-12,8/3 Р-102/107-12,8/1.45-2’
Завод-изготовитель Мощность, МВт: КТЗ ЛМЗ ТМЗ ТМЗ
номинальная 12 52,7 40 102
максимальная 12,8 60 43 107
Частота вращения, с 1 Начальные параметры пара: 50 50 50 50
давление, МПа 3,43 12,75 12,75 12,75
температура, °C 435 555 565 555
Давление пара за турбинной, МПа 0,5 1,3 3,1 1,45
Максимальный расход свеже- го пара, кг/с 33,4 130,6 131 211
Схема проточной части 1Р + 7 1Р+ 16 1Р + 8 1Р + 12
Длина лопатки последней сгу- — 122 — 127
пени, мм Средний диаметр последней ступени, м — 931 — 1127
Длина турбины,м — 8,856 7,66 8,82
Удельный расход пара, кг/(кВт ч) 9,33 7,4 11,4 7,77
Удельная масса турбины, кг/кВт 2,1 2,7 2,59 1,38
* Турбина имеет две модификации: Р-105/125-12,8/3/0,8-П и Рн-80-12,8/0,8-3.
Таблица 3.6. Технические характеристики турбин ТМЗ
Показатель Турбина
Т-250/300- 3,5*’ Т-185/220- 12,8-2*2 Т-110/120- 12,8-5*3 ПТ-140/165- 12,8/1,45-2*4 ПТ-50/60- 12,8/0,7 Т-5 5/65- 12,8/0,6*5 ТК-450- 500-5,9/50
Мощность, МВт'
номинальная 250 185 НО 142 50 50 450
максимальная 300 215 120 167 60 60 500
Частота вращения, с 1 Начальные параметры пара: 50 50 50 50 50 50 50
давление, МПа 23,5 12,8 12,8 12,8 12,8 12,8 5,87
температура, °C Параметры пара после промежуточного пере- грева: 540 555 555 555 555 555 274,3
давление, МПа 3,68 — — — — — 0,97
температура, °C Пределы изменения давления пара в регули- руемом отборе, кПа: 540 — — — 260
верхнем 59—196 59—290 59—245 59—245 59—245 59—245 59—294
нижнем 49—147 49—196 49—196 39—117 50—200 49—196 39—196
Максимальная тепло- вая нагрузка, ГДж/ч 1465 1170 770 586 160 420 2093
Р-21
ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС
245
Окончание табл. 3.6
Показатель Турбина
Т-250/300- 3,5*' Т-185/220- 12,8-2*2 Т-110/120- 12,8-5*3 ПТ-140/165- 12,8/1,45-2 *4 ПТ-50/60- 12,8/0,7 Т-55/65- 12,8/0,6*5 ТК-450- 500-5,9/50
Номинальный произ- водственный расход отбираемого пара, кг/с —_ -— — 88,89 32,8 — —
Температура питатель- ной воды, °C 263 232 232 232 230 232 215
Давление пара за тур- биной, кПа 5,8 5,0 5,6 6,2 5,4 5,1 9,06
Расход охлаждающей воды через конденса- тор, т/ч 28 000 27 000 16 000 12 400 — 7000 66 000
Температура охлаж- дающей воды, °C 20 20 20 20 20 20 27
Максимальный расход свежего пара, кг/с 272 211 135 211 83,3 73,6 —
Конструктивная схема 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД + 1 ЦВД +
турбины Конструктивная схема проточной части (чис- ло ступеней): 2ЦСД + 1 ЦНД 1 ЦСД + 1 ЦНД 1 цсд + 1 ЦНД 1 ЦСД + 1 ЦНД 1 ЦСНД 1 ЦСНД 1 ЦСД + 2 ЦНД
ЦВД 1Р + 11 1Р+ 12 2Р + 8 1Р+ 12 2Р + 8 1Р + 8 2x6
ЦСД 11+6 9 14 — — — 2x6
ЦНД 2x3 2x3 2x2 12 15 16 2x3, 2x4
Число выхлопов 2 2 2 1 1 1 4
Длина лопатки послед- ней ступени, мм 940 830 550 830 550 550 940
Средний диаметр по- следней ступени, мм 2,39 2,28 1,915 2,28 — — 2,39
Удельный расход пара, кг/(кВт • ч) 3,6 4,25 4,3 5,55 5,48 4,9 6,84
Длина турбины, м 26,6 21,4 18,6 15,3 — 13,62 33,9
Удельный расход теп- лоты, кДж/(кВт • ч) 8145 8790 9080 9440 — 11 262
1 В настоящее время ТМЗ выпускает модернизированную турбину Т-255/305-23,5-5. На ее базе спроектиро-
ваны три модификации для дальнего теплоснабжения (с трехступенчатым нагревом сетевой воды до 150 °C) и для
работы с пониженным коэффициентом теплофикации (нагрев воды до 106 °C).
♦7
На базе гурбины Т-185 /220-12,8-2 разработана .модификация Тп-185/215-130-4 с длиной рабочей лопатки
последней ступени 0,66 м для температуры охлаждающей воды 27 °C.
3 Выпускается модификация Т-116/125-12,8-7 на повышенный расход свежего пара (141 кг/с) и пара отборов,
а также серия модификаций Тп-115/125-12,8 для технического перевооружения ТЭЦ.
4 Имеются две модификации ПТ-140/165-12,8/1,45-3 и ПТ-150/165-12,8/0,9-4 с длиной рабочей лопатки по-
следней ступени 0,66 м для температуры охлаждающей воды 27 °C.
5 Имеется модификация Т-60/65-12,8 на увеличенный расход свежего пара.
246
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Раз|1
Таблица 3.7. Технические характеристики теплофикационных турбин ЛМЗ
Показатель Турбина
Т-180/210-12,8-1 Т-180/215-12,8-2 ПТ-80/100-12,8/4,3 Г -6075-12,8/1)
Мощность, МВт:
номинальная 180 180 80 60
максимальная 210 215 100 75
Частота вращения, с-1 Начальные параметры пара: 50 50 50 50
давление, МПа 12,8 12,8 12,8 12,8 !
температура, °C Параметры пара после промежу- точного перегрева: 540 540 555 565 j
давление, МПа 2,49 2,49 — — !
температура, °C Пределы изменения давления пара в регулируемом отборе, кПа: 540 540 — — рт
верхнем 59—196 59—196 49—245 —
нижнем 49—147 49—147 29—98 70—250
Тепловая нагрузка, ГДж/ч Номинальный расход отбираемого пара, кг/с: 1089 1089 284 — W
производственный — — 51,3 38,9
теплофикационный 128 128 — —
Число оборотов пара на регенера- цию 7 7 7 7
Температура питательной воды, °C 248 248 249 247
Давление пара за турбиной, кПа 8,65 6,27 — —
Расход охлаждающей воды через конденсатор, т/ч 22 000 22 000 8000 —
Расчетная температура охлаждаю- щей воды, °C 27 20 20 —
Максимальный расход свежего па- ра. кг/с 186 186 130 —
Конструктивная схема турбины Конструктивная схема проточной части (число ступеней): 1ЦВД +1ЦСД + 1 ЦНД 1 ЦВД + 1 ЦСД + 1 ЦНД 1ЦВД +1 ЦНД 1ЦВД+1ЦНД
ЦВД 1Р+ 11 1Р+ 11 1Р+ 16 1Р +16
ЦСД (ЧСД) И 11 1Р + 9 1Р + 8
ЦНД(ЧНД) 2x4 2x4 1Р + 2 1Р + 3
Число выходов пара 2 2 1 1
Длина рабочей лопатки последней ступени, мм 640 755 665 665
Средний диаметр последней ступе- ни, мм 2090 2205 2000 —
Длина турбины,м 20 753 20 753 14 845 —
Удельный расход пара, кг/(кВт ч) 3,65 3,65 5,6 —
Удельная масса турбины, кг/кВт 2,75 2,75 3,53 —
Удельная масса турбины с конден- сатором, кг/кВт 4,07 4,07 4,32 —
{3.2) ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ ТЭС И АЭС 247
Таблица 3.8. Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов
нрн номинальном режиме
Тип турбины Номер отбора Подогреватель Давление, МПа Температура, °C Количество отбираемого пара, т/ч
К-1200-23,5-3 ЛМЗ I ПВД9 6,2 354 286
11 ПВД8 3,9 295 309
III ПВД7 1,8 450 127
Турбопривод ПН 1,8 450 176
IV Деаэратор 0,9 355 87
V ПНД5 0,4 280 118
VI ПНД4 0,25 218 106
VII ПНДЗ 0,12 150 92
VIII ПНД2 0,05 80 96
IX ПНД1 0,02 60 112
К-800-23,5-5 ЛМЗ 1 ПВД8 6,05 343 175
II ПВД7 3,78 286 211
III Турбопривод ПН 1,64 442 127
ПВД6 1,64 440 107
IV Деаэратор 1,08 385 5,0
V ПНД4 0,58 311 91
VI ПНДЗ 0,284 231 87,6
VII Испаритель 0,114 147 —
ПНД2 0,114 147 118,3
VIII ПНД1 0,021 60 87,6
К-500-23,5-4 ЛМЗ 1 ПВД8 6,13 346 101,7
(при нагрузке 525 МВт) II ПВД7 4,2 297 157,6
111 ПВД6 1,87 446 88,5
IV Турбоприводы 1,187 383 97,7
Деаэратор 1,187 383 19,0
V ПНД4 0,473 267 50,0
VI ПНДЗ 0,263 203 60,4
Собственные нужды 0,263 203 35,0
станции
VII ПНД2 0,107 122 73,8
VIII ПНД1 0,0187 58,5 50,6
К-1000-5,9/50 ЛМЗ — СПП 5,71 272 546,5
I ПВД7 2,43 223 344,1
II ПВД6 1,5 198 335,7
III Деаэратор 0,94 177 120,0
IV ПНД5 0,579 157 278,2
Турбопривод ПН 0,548 250 149,0
V ПНД4 0,268 184 141,1
VI ПНДЗ 0,132 123 122,2
VII ПНД2 0,0672 89 154,5
VIII ПНД1 0,0268 67 177,7
К-300-23,5-3 ЛМЗ I ПВД8 6,25 349 64,9
11 ПВД7 4,02 293 95,1
III ПВД6 1,56 402 37,2 + 1,6*
Турбонривод 1,56 422 108
IV Деаэратор 1,03 366 14,4*
V ПНД4 0,50 276 37,9
VI ПНДЗ 0,23 230 23 + 6,0**
VII ПНД2 0,085 114 45,6 + 0,8*
VIII ПНД1 0,015 56 26,5
248 ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ [Разд 3
Продолжение табл. J.J
Тип турбины Номер отбора Подогреватель Давление, МПа Температура, °C Количество отбираемого пара,т/ч
К-210-12,8-3 (6) ЛМЗ I ПВД7 3,855 403 30
11 ПВД6 2,52 347 36
III ПВД5 1,187 477 18
Деаэратор 1,187 477 18
IV ПНД4 0,627 393 21
V ПНДЗ 0,27 289 17
VI ПНД2 0,125 207 24
VII ПНД1 0,026 78 22
Т-180/210-12,8-1 ЛМЗ I ПВД7 4,12 386 31,8
п ПВД6 2,72 333 49,9
III ПВД5 + деаэратор 1,26 447 17,9 + 2,9
IV ПНД4 0,658 360 28,5
V ПНДЗ 0,259 249 21,8
VI ПНД2 0,098 152 7,8
VII ПНД1 0,049 98 1,6
Р-50/60-12,8/1,3-2 ЛМЗ 1 ПВДЗ 3,8 389 22,9
11 ПВД2 2,25 324 22,5
III ПВД1 Зависит от включения деаэратора и ПНД станции
К-500-23,5 «Турбоатома» I ПВД9 5,74 336 100
II ПВД8 4,07 294 143 + 4,05***
111 ПВД7 1,7 432 77
IV Деаэратор 1,098 374 34,4
Турбопривод ПН 1,098 374 98,9
V ПНД5 0,52 286 46,4
VI ПНД4 0,29 223 44,4
VII ПНДЗ 0,155 169 34
VIII ПНД2 0,082 113 7,1 +5,85*
IX ПНД1 0,016 56 28,8
К-1000-5,9-25 I ПВД7 2,87 231,5 333,8
« Турбоатома» II ПВД6 1,22 207,7 275,3
Турбопривод ПТН 1,065 250 124,9
III ПВД5 1,122 185 182,0
Деаэратор ПНД4 1,122 185 176,2
IV ПНД4 0,582 189 161,7 + 5,2*
V ПНДЗ 0,312 135,2 275,1
VI ПНД2 0,08 94,3 203,2 + 6,5*
VII ПНД1 0,021 62,4 179,13
К-500-6,4/50 I Деаэратор 1,12 185 29,15
«Турбоатома» 11 ПНД5 0,619 160 125,1
III ПНД4 0,346 138 141,76
IV ПНДЗ 0,14 188 57,609
V ПНД2 0,065 120 56,9 + 5,6*
VI ПНД1 0,0258 66 76,359
К-220-43,1 «Турбоатома» 1 ПВД8 2,786 229,8 66,132
II ПВД7 1,93 210,7 65,61
III ПВД6 1,288 196,2 59,08
Деаэратор 1,288 191,2 44,33
IV ПНД5 0,508 152,4 42,8 + 2,18*
V ПНД4 1,03 134,4 58,19
VI ПНДЗ 0 127 168 23,996
VII ПНД2 0,058 101 23,45 + 0,639
Т-220-43,1 «Турбоатома» VIII ПНД1 0,029 68,4 35,517
53.21 ПАРОВЫЕ ТУР БИ НЫ ТЭС И АЭС 249
Окончание табл. 3.8
Тип турбины Номер отбора Подогреватель Давление, МПа Температура, °C Количество отбираемого пара, т/ч
Т-250/300-23,5-2 ТМЗ 1 ПВД8 5,76 345 51,3
II ПВД7 4,07 300 93,9
Турбопривод ПН 2,48 485 151
III ПВД6 1,69 435 35,3
IV Деаэратор 1,00 365 15,4
V ПНД5 0,559 340 19** + 12,5*
VI ПНД4 0,28 230 39
VII ПНДЗ 0,093 135 17,3
VIII ПНД2 0,027 — —
IX ПНД1 — — —
Т-110/120-12,8-4 ТМЗ I ПВД7 3,32 379 17,5 + 2*
11 ПВД6 2,28 337 27,8
III ПВД5 1,22 266 16,9
Деаэратор 1,22 266 6,6
IV ПНД4 0,57 190 11,4 + 6,2*
V ПНДЗ 0,294 130 22,2
VI ПНД2 0,098 — 7,0
VII ПНД1 0,037 — 0,6
ПТ-140/165-12,8/1,45-2(3) 1 ПВД7 3,36 375 36,4
ТМЗ II ПВД6 2,28 325 36,4
III ПВД5 1,47 275 35,3 +4,8*
Деаэратор 1,47 275 11,2
IV ПНД4 0,53 183 32,1
V ПНДЗ 0,25 27 32,7
VI ПНД2 0,08 — 84
VII ПНД1 0,02 — —
ПТ-80/100-12,8/1,3 ЛМЗ 1 ПВД7 4,41 420 26,0
11 ПВД6 22,5 348 32,0
III ПВД5 1,27 265 10,5
Деаэратор 1,27 265 13,0
IV ПНД4 0,39 160 28,0
V ПНДЗ 0,098 — —
VI ПНД2 0,033 — —
VII ПНД1**** 0,033 — —
ПТ-50/60-12,8/0,7 ТМЗ I ПВД7 3,41 396 10,9+ 1,5*
II ПВД6 2,17 347 14,8
III ПВД5 1,128 274 6,1
Деаэратор 1,128 274 4,2
IV ПНД4 0,43 197 2,8 + 5,8
V ПНДЗ 0,27 138 10,7
VI ПНД2 0,098 — 3,5
VII ПНД1 0,04 — 0,2
Р-100-12,8/1,45 ТМЗ I пвдз 3,4 385 34,0
II 11ВД2 2,28 335 31,0
III ПВД1 1,47 284 38,2
* Пар из уплотнений.
** Пар из турбопривода.
*** Пар из деаэратора.
**** Последние выпуски без ПНД1.
250
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд J
3.3. СТУПЕНИ ПАРОВЫХ ТУРБИН
3.3.1. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
СТУПЕНЕЙ
Одновенечная ступень паровой турбины состо-
ит из неподвижных сопловых лопаток, образую-
щих кольцевую решетку (сопловую решетку), и
вращающихся рабочих лопаток, установленных на
роторе и образующих рабочую решетку (рабочий
венец).
Различают два основных типа одновенечных
ступеней: активные и реактивные. Исторически
сложилось так, что в России (и в СССР) наиболее
часто в турбинах используются активные с упенн
Реактивные ступени чаще применяются в турбина
зарубежных фирм наравне с активными.
В активных ступенях (рис. 3.12) сопловую ре-
шетку / устанавливают в диафрагму 2, по внутрен-
нему диаметру которой располагают диафрагмен-
ные уплотнения 3; ротор 4 состоит из вала и дисков
5, на которых крепятся рабочие лопатки 6 с боль-1
шим (130—150°) поворотом потока.
Реактивные ступени (рис. 3.13) характеризуют-
ся тем, что профили сопловой 1 и рабочей 2 решето!
выполнены конгруэнтными. Сопловые (неподвиж-
Рис. 3.12. Одповенечная активная ступень ЦВД турбин перегретого пара
Рис. 3.13. Одновенечная реактивная ступень
«3 3)
СТУПЕНИ ПАРОВЫХ ТУРБИН
251
Рис. 3.14. Двухвенечная ступень
ные) лопатки крепятся в корпусе 3, а рабочие (вра-
щающиеся) лопатки располагаются на роторе 4
обычно барабанного типа. Сопловые и рабочие ло-
патки современных реактивных ступеней выполня-
ются, как правило, с бандажами 5, на которых раз-
мещают развитые лабиринтные уплотнения 6.
Ступени с длинными лопатками выполняют с
переменной степенью реактивности.
Двухвенечная ступень (рис. 3.14) состоит из по-
следовательно расположенных сопловой решетки,
первого рабочего венца, направляющей решетки и
второго рабочего венца. Направляющая решетка
отличается от сопловой решетки меньшей конфу-
зорностью каналов.
Двухпоточные ступени с радиальным сопло-
вым аппаратом (РСА) и осевым рабочим — коле-
сом (ОК) — ступени РСАОК (рис. 3.15), предло-
женные МЭИ, нашли применение в двухпоточных
ЦСД и ЦНД паровых турбин фирмы АВВ вместо
осевых ступеней. При этом уменьшается длина ро-
тора цилиндра, улучшается аэродинамика подвода
пара к ступени (за счет использования двухзаход-
ной улитки), повышается КПД преобразования
энергии в первой ступени цилиндра. По данным
фирмы АВВ, использование таких ступеней в ЦСД
и всех ЦНД мощной паровой турбины повышает
вырабатываемую мощность турбины на 1—1,5 %.
Ступень низкого давления с периферийным и
внутриканальным влагоудалением (рис. 3.16) име-
ет полую диафрагму со щелями для отвода парово-
Рис. 3.15. Радиалыю-осевая ступень со спираль-
ным подводом:
1 — радиальный сопловой аппарат; 2 — осевое рабо-
чее колесо; 3 — спиральная камера
Рис. 3.16. Ступень ЦИД турбины влажного вара
с периферийным и внутриканальным влагоудале-
нием:
1 — влагозаборные шели; 2 — влагоотводящие кана-
лы; 3 — влагоприемный паз; 4 — камера отбора;
5 — каналы отвода влажного пара
дяной смеси через каналы в камеру регенеративно-
го отбора. Периферийное влагоудаление (также в
камеру отбора) производится за сопловой решет-
кой и за рабочими лопатками.
Основные типы надбандажных уплотнений
представлены на рис. 3.17. Радиальные зазоры в
надбандажных уплотнениях выбираются в преде-
лах (0,001—0,0015)dy где d — диаметр уплотне-
ния. Осевые зазоры определяются относительными
тепловыми смещениями ротора и статора, которые,
в свою очередь, зависят от расстояния от ступени
до упорного подшипника. Для ступеней, располо-
женных около упорного подшипника, осевые зазо-
ры находятся в пределах 2,0—2,5 мм.
252
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
(Разд.З
Рис. 3.17. Типы надбандажных уплотнений
Рис. 3.18. Типы корневых уплотнений
Для ступеней высокого давления из уплотне-
ний, показанных на рис. 3.17, а и б, второе предпоч-
тительней для сохранности зазоров при тепловых
прогибах корпусов. Уплотнения, представленные
па рис. 3.17, вид обеспечивают большую вибро-
устойчивость ротора по отношению к низкочастот-
ной вибрации, чем уплотнения, показанные на
рис. 3.17, а и б, но вследствие больших зазоров
(8а > 8,.) имеют несколько большие утечки пара,
снижающие КПД ступеней.
Корневые уплотнения (рис. 3.18) предназна-
чены для уменьшения утечки пара из прикорневой
зоны ступени. Уплотнения, изображенные на
рис. 3.18, а и в, применяются в тех случаях, когда
диск имеет разгрузочные отверстия и уплотнение
корневого зазора уменьшает утечку пара из проточ-
ной части через эти отверстия Уплотнение, пока-
занное на рис. 3.18, в, кроме того, повышает вибро-
устойчивость ротора. Уплотнение, представленное
на рис. 3 18, б (предложено МЭИ), следует приме-
нять при дисках без разгрузочных отверстий, при
этом ступень будет иметь меньшие потери от утеч-
ки, чем при уплотнениях двух других типов.
Диафрагменные и концевые уплотнения состо-
ят из шести подвижных сегментов, устанавливае-
мых по окружности в кольцевом пазу диафрагмы
или обоймы уплотнений свободно (с зазорами).
Они прижимаются пластинчатыми пружинами и
давлением пара к ротору турбины, обеспечивая ма- I
лый зазор.
Последние ступени конденсационных турбин
отличаются большими размерами сопловых и рабо-
чих лопаток.
3.3.2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ СТУПЕНЕЙ
ПЕРЕГРЕТОГО И ВЛАЖНОГО ПАРА
Принимаются известными из предваритель-
ных расчетов следующие величины, относящиеся
к ступени: средние (или корневые) диаметры d},d2
(или и d2K) (рис. 3.19); изоэнтропный теплопе-
репад ступени АА0; степень реактивности на сред-
нем диаметре р = А/?0р/А/?0, где АЛОр — располагае-
мый теплоперепад рабочей решетки на среднем
диаметре; расход пара D через ступень; давление
Pq, температура /0 и скорость с0 перед сопловой ре-
шеткой (сечение 0—0 на рис. 3.19) на среднем диа-
метре б0; угловая скорость ротора го.
Требуется рассчитать (или выбрать по реко-
мендациям) высоты решеток /1н и /2р, треугольни-
ки скоростей (рис. 3.20), т.е. скорости q, с2, Wj, w2,
углы ос1? Р], р2, внутреннюю мощность ступени Аб
относительный внутренний КПД ступени г|0;.
Параметры пара (давление и температура),
скорости и углы потока в сечениях 1—1 и 2—2
J 3.3]
СТУПЕНИ ПАРОВЫХ ТУРБИН
253
Рис. 3.19. Основные параметры ступени
Угол Ct] выбирается обычно в пределах 12—16°
для активных и реактивных ступеней высокого и
среднего давления;
3) угол выхода потока в каналы рабочей решетки
Pl = arctg(wlo/w]M);
4) скорость выхода пара из каналов рабочей ре-
шетки (в относительном движении)
w2 = Ф<о2/ = уГ(2рАА0 + w? + «2 - w^)j
где у — коэффициент скорости, вычисляемый по
1/2
соотношению ф = (1 - £р) ; здесь £р — коэффици-
ент потерь энергии в рабочей решетке, определяе-
мый по рекомендациям § 3.4;
5) скорость выхода пара из ступени
. 2 Л
С2 ~ (с2и + С2а) ’
где с2ы - W'2COsP2 - W2j с2а = w2s*nP2’ и2 = ^2^-
Угол Р2 выбирается из условия оптимальной
перекрыши; обычно Р2 = Р] ~ (3—5), град;
6) угол выхода пара из ступени
«2 = arctg(c2o/c2„);
7) потери располагаемой работы в сопловой ре-
шетке
Рис. 3.20. Треугольники скоростей ступени
ААС
8) потери располагаемой работы в рабочей ре-
шетке
аде. 3.19) рассчитываются на средних диаметрах
। и «/j по следующим зависимостям:
1) скорость выхода пара из каналов сопловой
2 1/2
с( = фс1г = ф[2АА0( 1 - р) + с0]
; <р — коэффициент скорости, вычисляемый по
1/2
рмуле <р = (1 - £с) ; здесь — коэффициент по-
зь энергии в решетке, определяемый по рекомен-
циям § 3.4; cJf — теоретическая скорость;
2) скорость входа пара в каналы рабочей решет-
(в относительном движении)
2 2 1/2
И'1 = +
= eicosa] - wla = с^тсср = co^/2.
9) потери с выходной скоростью
2
ААВС = с2/2;
10) параметры р}, v^t, tl( определяют по
А,5-диаграмме (рис. 3.21) по таблицам водяного
пара как параметры в конце изоэнтропного расши-
рения до энтальпии
h\t = hQ~ -Р)-
Параметры и Zj находят по давлению рх и
энтальпии А| = А1Г + ААС;
11) параметры р2, t>2p /2( определяют по значе-
ниям энтальпии А2( = А] - ААор, используя А,5-диа-
грамму или таблицы для водяного пара;
254
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
1Разд1
Рис. 3.21. Процесс в ступени в ft,s-диаграмме
12) высоты сопловой /1н и рабочей /2р1 лопаток
рассчитывают по формулам
Dx v 1 /
/1Н =------з—:-----; since. =aJtx\
ЛНСС1Л s,na]3
^2и2/
Z2p = nu w d sinB ; Sln₽13 = °2//2;
nBpw2/"2SinP23
где Dx и Z?2 — расходы пара через сопловую и ра-
бочую решетки; цс, цр — коэффициенты расхода
сопловой и рабочей решеток (см. § 3.4); ах, <т2 —
размеры узких сечений сопловой и рабочей реше-
ток; /], /2 — шаги сопловой и рабочей решеток (см.
рис. 3.19); v1P v2/ — удельные объемы пара в узких
сечениях сопловой и рабочей решеток при изоэн-
тропном течении; c]t, w2( — скорости в узких сече-
ниях сопловой и рабочей решеток при изоэнтроп-
ном течении.
При дозвуковых скоростях на выходе из реше-
ток параметры в узких сечениях можно считать
равными параметрам за решетками. При сверхзву-
ковых скоростях на выходе из сопловых или рабо-
чих решеток расчет имеет особенности [22, 43];
13) удельная работа пара на рабочих лопатках
Lu = с\ии\ +с2ии2’
14) коэффициент полезного действия на рабо-
чих лопатках
До.л — Lu/Eq,
где Ео = Ай0 - (хвсс2)/2 ; здесь хвс — коэффи-
циент использования выходной скорости после-
дующей ступени (0 < хв с < 1); для регулирующей и
последней ступеней хвс - 0; для промежуточной
ступени хв с » 1;
15) мощность ступени рабочих лопатках
16) относительный внутренний коэффициент I
полезного действия
По/ — — ^у — ^тр ~ ~ ^вл)>
где £у, ^р, £п, £вл — относительные потери coot- I
ветственно утечек; трения, парциального подводан I
от влажности.
Сумма названных дополнительных потерь ко-
леблется в широких пределах в зависимости отгео-
метрических и режимных параметров ступеней
Типичные значения этих составляющих следую-
щие: = 0,005—0,05 (большие значения в ступе
нях высокого давления); = 0,001—0,002Дп = |
= 0—0,05 (растут с уменьшением степени парци-
альное™ ступени); £,вл = 0—0,10 (примерно про-
порциональны степени начальной влажности пара
перед ступенью). Методы детального расчета до-
полнительных потерь приведены в [43];
17) внутренняя мощность ступени
= Wlor
Детальный тепловой расчет ступеней с учетом I
переменности параметров потока по высоте лопа- I
ток приведен в [43].
3.3.3. ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБИННЫХ СТУПЕНЕЙ
Одновенечная ступень является основным ти-
пом ступеней современных паровых турбин. Эко- I
комичность ступени зависит от правильного под-
бора лопаточных профилей и их размеров, от выбо-
ра перекрыт А] и А2, осевых Ьа и радиальных 6гза-
зоров и способа их уплотнения.
Активные и реактивные турбинные ступени
различаются значениями степени реактивности на
среднем диаметре. Для активных ступеней рср =
= 0,05—0,25, а для реактивных рср = 0,5. Разница®
степени реактивности приводит к существенным
изменениям оптимального значения параметра
w/Сф (от 0,48—0,55 до 0,67—0,72 соответственно),
срабатываемого теплоперепада (при одинаковых
w), формы профилей и конструкции ступени (см.
рис. 3.12 и 3.13).
Из-за более низких потерь в конфузорной рабо-
чей решетке относительный лопаточный КПД т]ол
реактивной ступени на 2—3 % выше, чем активной.
Однако из-за большего теплоперепада на рабочую
решетку и увеличенного диаметра уплотнения вала
под сопловым аппаратом и над рабочим колесом
потери от утечек £у в реактивных ступенях значи-
§3.3]
СТУПЕНИ ПАРОВЫХ ТУРБИН
255
тетьно больше, что отражается на значении относи-
тельного внутреннего КПД т]0/.
Для оценки экономичности и сравнения актив-
ных^ реактивных ступеней на рис. 3.22 представ-
лены кривые г|0;, полученные расчетом по эмпири-
ческим зависимостям, основанным на обобщении
результатов испытаний турбинных решеток в ста-
тических условиях и ряда ступеней в эксперимен-
тальных турбинах [1]. Анализ кривых показывает,
что для хорошо уплотненных ступеней эффектив-
ность преобразования энергии (при высотах лопа-
ток более 20—30 мм) оказывается выше в реактив-
ных ступенях.
В активных ступенях с малыми высотами лопа-
ток (/] < 15—20 мм) часто используют меридио-
нальное профилирование соплового аппарата, а ло-
патки рабочего колеса выполняют с диффузорно-
конфузорными межлопаточными каналами [(ло-
патки группы Ак (см. табл. 3.9)]. Такое профилиро-
вание повышает КПД ступеней на 2—3 %.
Двухвенечные ступени выполняют обычно как
ступени скорости с малой степенью реактивности.
Ступени скорости дают возможность эффективно
преобразовать в механическую энергию сравни-
тельно большие теплоперепады и тем самым сни-
зить температуру пара, уменьшить число ступеней,
упростить конструкцию турбины.
Двухвенечные ступени для околозвуковых ско-
ростей (0,9 < Мф < 1,4, где число Мф определено по
фиктивной скорости Сф = + с^ ) предназна-
чены для преобразования в работу теплоперепадов
ДЛ0 = 180—270 кДж/кг.
В таких ступенях применяют [11] решетки как
группы А (для дозвуковых скоростей), так и груп-
пы Б (для околозвуковых скоростей). В ряде орга-
низаций (МЭИ, ЦКТИ и др.) разработаны опти-
мальные комбинации решеток для двухвенечных
ступеней с различным объемным расходом пара.
Проточная часть типичной двухвенечной регули-
рующей ступени для околозвуковых скоростей по-
казана выше (см. рис. 3.14). Для двухвенечных сту-
пеней также целесообразно применять эффектив-
ные методы уплотнения периферийных и корне-
вых зазоров и меридиональное профилирование
соплового аппарата ступени при малых высотах
лопаток.
КПД Г)о/ двухвенечных ступеней для околозву-
ковых скоростей можно оценить по обобщенным
данным, представленным на рис. 3.23. Средний
диаметр ступени d= 700 мм; осевые зазоры по бан-
дажу 66, = 1,5 мм; радиальные зазоры по уплотни-
тельным гребням = 0,8 мм; число гребней z = 2;
толщина выходных кромок сопл Акр = 0,6 мм; тол-
щина выходных кромок рабочих и направляющих
Рис. 3.22. Зависимости относительного внутренне-
го КПД для активных (сплошные линии) и реак-
тивных (штриховые) ступеней от отношения ско-
ростей и/сф и высот сопловых лопаток
Рис. 3.23. Зависимости внутреннего относительно-
го КПД двухвенечиой ступени от отношения ско-
ростей и/Сф и высот сопловых лопаток
лопаток Дкрл - 0,4 мм; хорды сопловых лопаток
6| = 500—56 мм; хорды рабочих и направляющих
лопаток 62 ~ 25—28 мм, эффективные углы на вы-
ходе из решеток: сопловой сс1Эф = 14—16°, первой
рабочей ₽2эф = 17,5—19°, направляющей а'1эф =
= 23—26°, второй рабочей - 29—34°; число
Re = Сфб]/vу > 5 • 105; число Мф = 0,7—0,9.
256
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
(Разд!
Наибольший КПД двухвенечных ступеней дос-
тигается при суммарной степени реактивности Хр =
= 0,13—0,16. При этом степень реактивности перво-
го венца Р] = 0,03—0,04, направляющего аппарата
рн = 0,08—0,10. Обеспечение указанных степеней
реактивности по ступеням осуществляется соответ-
ствующим выбором отношений площадей по вен-
цам, которые для типовых ступеней имеют следую-
щие значения: для первой рабочей решетки У7! /Fc -
= 1,5—1,55, для направляющей F /Fc = 2,35—2,50,
для второй рабочей F2p/Fc = —3,8
Для ступеней, рассчитанных на теплоперепа-
ды, соответствующие числам Мф < 2, созданы оп-
тимальные комбинации профилей [1], в которых
сопловая решетка состоит из профилей с расши-
ряющимися межлопаточными каналами [12], а для
рабочих лопаток первого венца применяют профи-
ли группы В [12].
3.4. ТУРБИННЫЕ РЕШЕТКИ
Различают следующие типы турбинных реше-
ток: сопловые (направляющие, неподвижные) и ра-
бочие (вращающиеся); реактивные (конфузорные)
и активные; дозвуковые (группа А), околозвуковые
(группа Б) и сверхзвуковые (группа В).
Геометрические параметры профиля и решет-
ки указаны на рис. 3.24. Важнейшими из них явля-
ются: b — хорда решетки; В — ширина решетки;
I — высота решетки; t — шаг решетки, а — ширина
межлопаточного канала на выходе; 0Су фу) — угол
установки профиля в решетке; стах — максималь-
ная толщина профиля; Г] и г2 — радиусы входной и
выходной кромок
Газодинамическими параметрами, определяю-
щими режим течения в решетке, служат углы входа
потока в решетку сс0, Р], числа Маха М и Рейнольд-
са Re. К режимным параметрам следует отнести
также степень турбулентности е и степень влажно-
сти потока пара;у0
Аэродинамическими характеристиками pert
ток являются: Л
1) коэффициенты потерь энергии, определи-
мые по формулам:
;С=1-(С]/С1,)2, ;p=l-(M-2/w2,)2; I
2) коэффициент расхода
р, = D!Dt,
где Dt = — теоретический расход; здесь
F\ —площадь выходного сечения; — удельный
объем на выходе при изоэнтропном расширении;
3) углы выхода потока на решетки ci], Р2.
В настоящее время основным методом оцени
аэродинамических характеристик и выбора профи-
лей является использование атласов и нормалей, i
которых собраны и обобщены экспериментальные
данные по большому числу разнообразных профи-
лей. Так, в [12] приведены характеристики более
чем 60 типов профилей, которые можно разбить на
группы (табл. 3.9).
Одним из основных геометрических парамет-
ров, определяющих коэффициент потерь энергиив
решетке, является относительный шаг 1 = tlb Раз-
мер оптимального относительного шага <опт зави-
сит в основном от углов входа сс0(р1) и выхода
О|(Р2) потока и определяется по рекомендациям
[12] или по табл. 3.9.
Хорда Ь, максимальная толщина стах, радиусы
входной Г] и выходной г2 кромок профиля опреде-
ляются из условии прочности, удобства техноло-
гии и минимального коэффициента полных потерь
энергии.
Минимального коэффициент полных потерь
достигается при хордах сопловой 61опт и рабочей
&2опт Решеток, определяемых эмпирическими зави-
симостями:
^1опт“87^1; ^2опт~47^2’
Рис. 3.24. Геометрические параметры решетки
где /] и /2 — высоты сопловой и рабочей решеток.
Потери, возникающие в решетках профилей,
разделяются на две группы:
1) профильные £пр, состоящие из потерь трения
£тр и кромочных £кр;
2) концевые £кон, связанные с пространствен-
ным характером течения и конечной высотой ре-
шетки.
Сумма этих составляющих равна коэффицие
ту полных потерь энергии:
^Пр + ^кон — ^Тр + ^экр + ^КОН'
Определение коэффициентов потерь энергш
возможно двумя способами. Первый заключается]
использовании атласов профилей и нормалей [12]
J 3.4]
ТУРБИННЫЕ РЕШЕТКИ
257
Таблица 3.9. Характеристика профилей решеток
Обозначение профиля «1 (Рг), гРад а0(Р1)> град ^огп «У (Ру), град М(Л1Т
С-9009А 7—11 70—120 0,72—0,85 27—31 0,65—0,95
С-9012А 10—14 70—120 0,72—0,87 31—35 0,60—0,85
С-9015А 13—17 70—120 0,70—0,85 35—40 0,50—0,85
С-9018А 16—20 70—120 0,70—0,80 40—44 0,50—0,85
С-9022А 20—24 70—120 0,70—0,80 43—46 0,60—0,95
С-9038А 30—36 70—120 0,60—0,73 60—67 0,65—0,95
С-5515А 12—18 45—75 0,72—0,87 51—57 0,70—0,95
С-6035А 32—38 45—85 0,42—0,65 70—75 0,70—0,95
Р-2314 Ак 12—16 20—30 0,60—0,75 75—80 0,75—0,95
Р-2617А 15—19 23—35 0,60—0,70 75—80 0,75—0,95
Р-3021 А 19—24 25—40 0,58—0,68 77—81 0,70—0,90
Р-3 525А 22—28 30—50 0,55—0,65 78—82 0,60—0,85
Р-462 9А 25—32 44—60 0,45—0,58 75—80 0,55—0,85
Р-5033А 30—36 47—65 0,43—0,55 76—80 0,55—0,85
Р-2314 Ак 12—16 20—30 0,60—0,75 75—80 0,70—0,95
С-9015Б 13—17 70—120 0,70—0,85 35—40 0,85—1,10
Р-2617Б 15—19 23—45 0,57—0,65 76—81 0,80—1,10
С-9008В 7—10 70—120 0,60—0,70 27—31 1,40—1,80
С-9012В 10—14 70—120 0,58—0,68 39—43 1,40—1,70
Р-2118В 16—20 19—24 0,60—0,70 86—89 1,30—1,60
Р-2729Б 26—33 25—35 0,42—0,50 84—88 0,95—1,30
Р-9025Б 22—28 70—120 0,55—0,72 41—46 0,90—1,20
Р-16017В 15—20 135—162 0,85—1,00 16—20 1,55—1,80
Примечание. Обозначение профилей. С — сопловые; Р — рабочие; первые две (три) цифры — расчетный
угол входа потока; вторые две цифры—угол выхода потока; А — дозвуковые; Ак—дозвуковые для малых высот
лопаток; Б — околозвуковые; В — сверхзвуковые.
На рис. 3.25 и 3.26 в качестве примеров приведены
аэродинамические характеристики профилей С-
9012А и Р-2617А.
Второй способ заключается в использовании
обобщенных зависимостей для отдельных коэффи-
циентов потерь и эмпирических формул для учета
влияния геометрических и режимных параметров.
По этому способу коэффициент суммарных потерь
при дозвуковых скоростях определяется по формуле
[(;тр0 + АСИе)^шср + $кр]( 1 + Ы1\ (3.1)
где — коэффициент потерь трения, зависящий
только от углов входа и выхода потока,
г ллэло <0,6831
^ = 0,0302 -^-^— +
V^ + 0,0457e“"'
₽2
Д^>е— приращение коэффициента потерь трения в
зависимости от числа Re - b[Cit/vlt (или Re =
= b2W2l/V2t), здесь — кинематическая вязкость
пара,
A£Re = 5,8 • 104/Re1>25;
£шер — коэффициент, учитывающий влияние ше-
роховатости на изменение потерь трения,
^шер
Ьм о,4|
тр.гл
к
шер
Ь ,
°’15» °-2
Re
Здесь <шер— абсолютная шероховатость поверхно-
сти, мм, значения которой приведены ниже:
L
шер
Шлифованные лопатки......... 0,001—0,002
Фрезерованные и тянутые
лопатки..................... 1,015—0,025
Лопатки точного литья....... 0,06—0,025
Коррелированные и занесенные
солями лопатки..............0,1—0,4
9-1937
У
b = 51,46 мм
Номер точки 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
кш 0 0,80 3,35 5,33 10,24 15,28 20,33 25,32 30,52 35,46 40,50 43,02 46,80 48,37 49,80 51,46
Усп» мм 3,35 7,69 11,72 13,3 14,87 14,67 13,64 12,25 10,36 8,36 6,04 4,85 2,97 2,12 1,39 0,40
У вог> мм 3,35 1,15 0 0,60 3,32 4,91 5,65 5,86 5,45 4,68 3,52 2,83 1,60 1,02 0,43 0,40
Рис. 3.25. Профиль и аэродинамические характеристики сопловой
решетки С-9012А
Номер точки 0 7 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
мм 0 1,0 2,0 4,0 6,0 8,5 11,0 13,5 16,0 18,5 21,0 23,0 24,5 25,1 25,05
УсП’ мм 0,2 2,25 4,04 7,35 10,03 12,70 14,47 15,3 15,43 14,87 13,49 11,40 7,95 5,45 0,53
Увог> мм 0,2 0,35 1,95 3,57 4,7 5,64 6,12 6,17 5,8 5,0 3,65 2,07 0,45 0 0,63
Рис. 3.26. Профиль и аэродинамические характеристики активной
рабочей решетки Р-2617А
260
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд
В формуле (3.1) кромочные потери
Ако
С«р = 0.2= 0,2
<Т2
^пр2эфй’
* |<он = (0,2522 • 10 6Ар3 + 0,5663)у .
^пр 1
Здесь А(3 = 180 - (р| + |32), град.-
Расчет коэффициента суммарных потерь по
(3.1) дает значения, близкие к приведенным в атла-
се [12].
Угол выхода потока для дозвуковых скоростей
определяется с учетом угла отгиба спинки профиля
S в косом срезе решетки (см. рис. 3.24) по формуле
о , Г 5'ПР2эФ 1
LCOS<02^ + 8)J
где Р2эф = arcs in a2/l2-
Коэффициент расхода решетки профилей мож-
но с достаточной точностью определить по формуле
где = 0,7—0,75; — коэффициент суммарных
потерь [см. (3.1)], подсчитанный при условии
Акр = °-
При течении влажного пара через сопловые и ра-
бочие решетки возникают дополнительные потери,
которые можно оценить для ступени в целом как
АЛ„п ,,
5ш = 7Г = 2-1°.»Уо + °.35(2'2->'о)1,
Ллг0 сф
где у0, у2 — степени влажности пара перед ступе-
нью и за ней.
Для приближенной оценки влияния влажности
на коэффициенты потерт, и расхода можно восполь-
зоваться кривыми, приведенными на рис. 3.27.
В решетках при больших числах Re (Re > 5 • 105)
повышение степени турбулентности вызывает уве-
личение коэффициента потерь, которое можно оце-
нить [12] по формуле
Спре^прО=1+0.О55(е-ео),
где £пр0 — коэффициент профильных потерь при
степени турбулентности е0 = 1 %.
Обтекание решеток неравномерным и неста-
ционарным потоком при больших числах Re
(Re >5*10) приводит к возрастанию коэффициен-
та потерь энергии. Однако надежные оценки этого
влияния в настоящее время затруднительны из-за
недостаточного количества данных.
Сопловые решетки для около- и сверхзвуковых
скоростей характеризуются [12] суживающимся
межлопаточным каналом и вогнутой формой спин-
Рис. 3.27. Изменение коэффициента потерь (я)
н коэффициента расхода (б) в зависимости от
начальной влажности пара (профиль С-9012А;
7 = 0,75; Ы1 = 0,7; av = 34°; Дкп = 1,7 мм;
У кр
b = 72 мм)
Рис. 3.28. Коэффициенты минимальных профиль
ных потерь для околозвуковых и сверхзвуковых
решеток:
1 — реактивные; 2 — активные с дозвуковым входом
3 — активные со сверхзвуковым входом
ки профиля в косом срезе (0,9 < < 1,5) или ра
ширяющимся межлопаточным каналом (М^ > 1,!
Рабочие решетки для сверхзвуковых скорост
обычно выполняют с малой степенью реактива
сти, с острыми входными кромками и межлопатс
ным каналом постоянного сечения.
Коэффициенты профильных и полных поте
в сопловых и рабочих решетках можно оценг
по рис. 3.28 или по рекомендациям [12].
3.5. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
МНОГОСТУПЕНЧАТЫХ ТУРБИН
Тепловой расчет многоступенчатой турбины
турбоустановки предполагает оценку процесса
h,5-диаграмме для всей проточной части турбин
Для оценки процесса в А,5-диаграмме определяй
ся потери давления в стопорном и регулируют
J3.5J
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ МНОГОСТУПЕНЧАТЫХ ТУРБИН
261
। клапанах в перепускных ресиверах между цилинд-
рами турбины, в тракте промежуточного перегрева
пара, во внешнем сепараторе и пароперегревателе
да турбин АЭС), в выходном патрубке турбины и
I потери с выходной скоростью из последней ступе-
ни турбины, а также КПД отдельных отсеков тур-
бины [22,43].
Потери давления в стопорных и регулирующих
шпаках от состояния пара перед стопорными кла-
панами до состояния его перед соплами первой сту-
пени оцениваются по соотношению
Д/?о = (0,02—О,О5)/?о,
где — давление перед стопорными клапанами.
Меньшие потери давления соответствуют аэроди-
намически отработанным клапанам, а также комби-
нированным стопорно-регулирующим клапанам.
Относительный внутренний коэффициент по-
лезного действия регулирующей ступени для пере-
гретого пара оценивается по следующим формулам.
для одновенечной ступени
I Рс и
(По,) =</c[0,83-0,15/(Di>0)|; (3.2)
для двухвенечной ступени
II Р с П
(%,) =</c[O,8-O,15/(Dpo)|, (3.3)
где D — расход пара через ступень, кг/с; г>0 —
удельный объем перед соплами ступени, м3/кг;
К с—коэффициент, определяемый соотношения-
ми (рис. 3.29):
1 2 3
^/с = 4>47м/сф"5’4(м/сф) +0’9(“/сф) ;
II 2 3
^/с=8,75м/Сф-20,7(м/сф) +6,5(«/Сф) .
Коэффициент полезного действия отсека
(группы ступеней без отборов, в каждой из которых
используется энергия выходной скорости предыду-
щей ступени, а энергия выходной скорости послед-
ней ступени теряется полностью ЦВД и ЦСД) оце-
нивается по формуле
ГР Г 0 2 ^- 700)
где
>0 -Уг С
*вл=1-0,8(1-уву) —-г — ;
2 <
Сср = 0,5(£>0 + £>г) — средний расход пара через от-
1/2
сек, кг/с; L>cp = (о0 vz) — средний удельный объем
пара, м /кг; Do, Dz, vG и vz — расходы, кг/с, и удель-
е: 3,
ные объемы, м /кг, пара на входе и выходе из отсе-
Рис. 3.29. Поправочный коэффициент на отклоне-
ние отношения скоростей u/c^ от оптимального
значения:
„I -
^и/с — для одновенечных ступеней; Ки1с — для
двухвенечных ступеней
г АР
ка; Нф — располагаемый теплоперепад группы
ступеней, кДж/кг; уву — коэффициент, учитываю-
щий эффективность влагоудаления (для обычного
периферийного влагоудаления без удаления влаги
в регенеративные отборы уву = -0,02; при наличии
регенеративных отборов уву = 0,1; при развитой
системе внутриканальной сепарации уву = 0,15);
г/q — располагаемый теплоперепад ступеней,
работающих на влажном паре;у0 иу2— влажности
до отсека и после него.
По (3.4) оцениваются КПД группы ступеней
для частоты вращения п = 50 с-1; для частоты вра-
щения п = 25 с-1 КПД проточной части ЦВД умень-
шается на 0,2 %, а КПД ЦСД не изменяется.
Коэффициент полезного действия проточной
части низкого давления, работающей при п = 50 с *,
подсчитывается по формуле
п";д = 0,87 1 +
Н*д - 400)
__________ ь
10 000 J вл
Д/,вс Dk
—— — ,(3.5)
Н.Д И.Д
где Д/?в с — потери с выходной скоростью из по-
следней ступени, кДж/кг,
— теплоперепад части низкого давления
(ЧНД), кДж/кг; DK — расход пара в конденсатор
262
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
через последнюю ступень, кг/с; Do — расход па-
ра на входе в ЦНД, кг/с; ок — удельный объем пара
за последней ступенью, м /кг; Q = n<72/2 — пло"
щадь, ометаемая рабочими лопатками последней
2
ступени, м ; 9К — отношение среднего диаметра к
высоте рабочей лопатки последней ступени.
При частоте вращения п = 25 с-1 КПД ЧНД уве-
личивается на 1 %.
Потери давления на дросселирование пара при
расчетном режиме в элементах тракта между ци-
линдрами турбины оцениваются ориентировочно
следующим образом:
1) в перепускных трубопроводах между корпу-
сами турбины
Дрпт = (0,02—0,03)рпт,
где рп т — давление в перепускных трубопроводах;
2) в газовом промежуточном пароперегревате-
ле и трубопроводах между турбиной и паропере-
гревателем
^Рп.п ~ О’^П.П’
где рп п — давление перед стопорным клапаном
части среднего давления (ЧСД);
3) в органах парораспределения перед ЧСД или
ЧНД
Дрр = (0,02—0,04)рр,
где рр — давление перед регулирующими клапана-
ми ЧСД или ЧНД;
4) во внешнем сепараторе и двухступенчатом
пароперегревателе влажно-паровой турбины и тру-
бопроводах между турбиной и сепаратором
Дрс = (0,06-0,11)рс,
где рс — давление в трубопроводе перед сепарато-
ром; здесь большие значения потерь давления отно-
сятся к пониженному разделительному давлению.
Потери давления в выходных патрубках совре-
менных конденсационных турбин при ориентиро-
вочных расчетах принимаются равными нулю, если
нет точных данных о коэффициенте потерь приме-
няемого в турбине пагрубка. Если известны аэроди-
намические характеристики выходного патрубка, в
частности коэффициент полных потерь £,полн, то по-
тери давления в нем можно определить по следую-
щей формуле:
/ с2 >2
АР..„ = ₽2; -Рк = , (3.6)
где p2z — статическое давление за последней ступе-
нью турбины; рк — статическое давление на входе
в конденсатор; с2 — выходная скорость из послед-
ней ступени.
При £полн > 1 в выходном патрубке имеют место I
потери давления, т.е. p2z >при £полн < 1 в выход- I
ном патрубке имеет место восстановление давое- I
ния, т.е. p2z <р^.
Коэффициент полных потерь выходных пат- I
рубков конденсационных турбин £полн = 0,6—1,4. I
Малые значения коэффициента £полн относятся х I
выходным патрубкам современных мощных паро- I
вых турбин.
Механический КПД турбины оценивается по I
формуле
чм = 1-(д^м/^),
где — отношение затрат мощности натре- I
ние в подшипниках, привод масляного насоса (если I
он имеется на валу турбины), трение при вращении
муфты к внутренней мощности турбины; значения
ДЛ<М/Л;. представлены на рис. 3.30.
Коэффициенты полезного действия электри-
ческих генераторов мощностью 200—1200 МВт
изменяются в пределах 97,7—-98,8 %.
Расчет проточной части турбины производится
после расчета тепловой схемы турбоустановки (см.
§ 3.12), из которого получают расходы пара по всем
отсекам (группам ступеней) турбины.
Распределение теплоперепадов по ступеням тур-
бины производится на основе оценки теплоперепа-
дов отдельных ступеней. Теплоперепад ступени
турбины Д/?о зависит от ее среднего диаметра d, от-
ношения окружной скорости рабочих лопаток на
среднем диаметре к фиктивной скорости Сф и час-
тоты вращения ротора п. Теплоперепад ступени по
параметрам торможения, кДж/кг, вычисляется по
формуле
ДА0 = 12,3—М
(«/^) 7
(3.7)
Теплоперепад по статическим параметрам для
промежуточной ступени меньше теплоперепада по
J 3.5)
ТЕПЛОВОЙ расчет многоступенчатых турбин
263
параметрам торможения на значение энергии вход-
. 2 /о л
мои скорости с2/2 и определяется по формуле
7 ( пУ1
ДА0=12,3------4-J [1-
2
- (1 - p)sin а.| |,
(3-8)
где d—средний диаметр, м; п — частота вращения,
с’1; eq — угол выхода потока из сопловых лопаток,
град; р — степень реактивности ступени.
Оптимальное отношение (м/сф)опт ступени ле-
жит в следующих пределах:
1)для двухвенечных ступеней со степенью ре-
активности р = 0,02—-0,12
(М/Сф)опт = 0,22-0,3;
2) для одновепечных ступеней со степенью ре-
активности р = 0,02—0,4
(и/сф)опт= 0,42—0,55;
3)для ступеней реактивного типа со степенью
реактивности р = 0,5
(ы/сф)опт= °,55—0,65.
Выбор (м/Сф)опт зависит от степени реактив-
ности, высоты рабочих лопаток, степени парци-
альности ступени. Для высоты рабочих лопаток
/2 > 20—25 мм и степени парциальности е = 1,0
оптимальное значение (д/сф)опт может подсчиты-
ваться по формуле
(w/cd>)
Ф ОПТ
(р COSCC]
271 -р
(3.9)
Для ступеней с малыми высотами рабочих ло-
паток, а также ступеней со степенью парциально-
сти е< 1,0 из-за больших потерь на трение вентиля-
цию, утечки пара выбираются пониженные значе-
ния (п/сф)0ПТ
Выбор среднего диаметра ступени зависит от
ряда условий. Диаметр регулирующей ступени оп-
ределяется ее теплоперепадом ДЛр'с . Для мощных
турбин ДАо'С = 80—100 кДж/кг, для турбин сред-
ней мощности и турбин, работающих с перемен-
ной нагрузкой, AAqC = 120—200 кДж/кг, причем
при меньших значениях указанных теплоперепа-
дов применяется одновенечная ступень, а при
больших — двухвенечная.
В части высокого давления (ЧВД) при цельно-
кованом роторе средний диаметр ступени не пре-
вышает 1,1 —1,2 м по условиям изготовления по-
ковки ротора Кроме того, диаметр ступеней ЧВД
определяется из условия экономичности проточ-
ной части, особенно для турбин средней и неболь-
шой мощности. Для повышения КПД ступеней
уменьшается их диаметр, и в результате увеличива-
ется высота лопаток и, следовательно, КПД про-
точной части.
Диаметр первой нерегулируемой ступени опре-
деляется по формуле
Д(и/Сф)и,,
- Ц]Л2л71 - р sin ОС] е 7! -
(З.Ю)
где / — удельный объем пара на выходе из сопло-
вой решетки, который определяется по Л,5-диа-
грамме по приближенно оцененному теплоперепа-
ду сопловой решетки, м /кг; Ц] — коэффициент
расхода сопловой решетки; р — степень реактивно-
сти ступени; ОС] — угол выхода потока из сопловой
решетки, град; е — степень парциальности сопло-
вой решетки; /] — высота сопловых лопаток, м
Теплоперепад сопловой решетки в первом при-
ближении оценивается в 30—40 кДж/кг. Для мощ-
ных турбин е - 1, для турбин малой мощности е < 1.
Угол ОС] принимается в пределах 11—14° для ступе-
ней активного типа и 14—25° для ступеней реак-
тивного типа, причем более низкие значения выби-
раются для турбин меньшей мощности, более высо-
кие — для турбин большей мощности. Высота со-
пловых лопаток должна быть не менее 12 мм.
Для турбин с частотой вращения ротора 50 с
диаметр первой нерегулируемой ступени должен
находиться в пределах 0,6—1,2 м. Если в расчете
получают d < 0,6 м, то или применяют парциаль-
ный подвод пара, или повышают частоту вращения
ротора.
Диаметр последней ступени конденсационной
турбины оценивается по формуле
7>г = (£29/л)|/2, (3.11)
где Q = — торцевая площадь выхода послед-
ней ступени, 0 = d^l^z — отношение диаметра по-
следней ступени к высоте лопатки этой ступени.
Для мощных конденсационных турбин 6 выбирает-
ся в пределах 2,7—3 (редко 2,5).
Торцевая площадь выхода последней ступени
определяется по формуле
£2 = Dkuk/c2> (3.12)
где Z)K —- расход пара через последнюю ступень,
кг/с; ук — удельный объем пара за последней сту-
пенью, определяемый из h,5-диаграммы по предва-
з
рительной оценке процесса в турбине, м /кг;
с2 = —скоростьпара за последней ступе-
нью, м/с.
264
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
(Разд.1
Значение АЛвС выбирается из технико-эконо-
мических расчетов в пределах 16—30 кДж/кг (ино-
гда до 54 кДж/кг). На значение допустимой потери
энергии с выходной скоростью в первую очередь
влияет стоимость топлива, а кроме того, применяе-
мая система водоснабжения конденсаторов и тем-
пература охлаждающей воды.
Для мощных турбин, рассчитанных на частоту
СЛ -1
вращения п = 50 с , предельная торцевая площадь
2
выхода последней ступени составляет 8—10 м при
2
стальной рабочей лопатке и 12 м при титановой
лопатке. Для ненапряженных последних ступеней
2
торцевая площадь составляет 5—7 м . Если торце-
вая площадь выхода последней ступени турбины
существенно превышает указанные значения пре-
дельной площади, применяют разделение потоков
пара в ЦНД.
Средние диаметры промежуточных ступеней
назначают по известным диаметрам первой нерегу-
лируемой и последней ступеней для одноцилинд-
ровой турбины или последней ступени проектируе-
мого отсека с учетом требования обеспечения плав-
ной проточной части в меридиональном сечении.
Для турбины с противодавлением и для ЧВД кон-
денсационной турбины, как правило, корневой
диаметр ступеней (диаметр посадки рабочих лопа-
ток на диск) выполняют постоянным в целях уни-
фикации хвостовиков рабочих лопаток.
Отношения скоростей и/с^ вдоль проточной
части назначают в зависимости от степени реактив-
ности ступеней в соответствии с (3.9), а также с
учетом высоты лопаток и степени парциальности
ступеней. Степень реактивности на среднем диа-
метре рассчитывается по формуле
р= 1 -(1 - рк)(1 - I/O)’’8, (3.13)
где рк — степень реактивности у корня рабочих
лопаток (выбирается в пределах 0,04—0,1); 0 —
отношение диаметра ступени к высоте рабочей
лопатки.
По выбранным диаметрам и отношению скоро-
стей w/Сф на основании (3.8) определяют теплопе-
репады ступеней вдоль проточной части, затем на-
ходят средний теплоперепад ступени для предпо-
лагаемого числа ступеней и далее определяют их
число
C(i + ?T)
длОср
(3.14)
где —теплоперепад отсека (группы ступеней),
отсчитанный по изоэнтропе от значений парамет-
ров пара перед отсеком до давления за ним, кДж/кг;
дт — коэффициент возврата теплоты для отсека;
А/?Оср — среднеарифметическое значение изоэн-
гропных теплоперепадов ступеней отсека.
Коэффициент возврата теплоты определяете!
по формуле
где кт — коэффициент, равный 4,8 • 10 4 для отсек I
из ступеней, работающих только в области пере- I
гретого пара, и 2,8* 10-4 для отсеков, у которых I
процесс расширения переходит из области перегре- I
того пара в область влажного; относительный внут- I
ренпий КПД ступеней отсека т]0/ в этой формуле I
принимается по приближенной оценке.
Для принятого на основании (3.14) числа ступе- I
ней уточняется распределение теплоперепадов m I
ступеням, чтобы обеспечить выполнение условия I
Елл0 = ^(1+?т).
При детальном расчете ступеней (см. п. 3.3.2) I
учитываются следующие особенности. Уточняют- I
ся расходы пара по отдельным ступеням и отсекам, I
полученные в результате расчета тепловой схемы. I
Вычисляются утечки пара через концевые уплотне- I
ния и уплотнения штоков клапанов по выбранным
диаметрам уплотнений, числу гребней в уплотне-
нии и зазорам. При детальном рассмотрении каж-
дой ступени необходимо также учитывать утечки
через диафрагменное уплотнение.
Расчет каждой ступени должен включать оцен-
ку использования энергии выходной скорости пре-
дыдущей ступени. Для ступеней, расположенных
за большой камерой, т.е. для первых ступеней в от-
секе, энергия выходной скорости предыдущей сту-
пени не используется (коэффициент использования
выходной скорости равен нулю). Поэтому распола-
гаемый теплоперепад для первых ступеней отсеков
АА0, подсчитанный по статическим параметрам,
выбирают большим, чем аналогичный теплопере-
пад последующей ступени, на значение энергии
выходной скорости данной ступени (1—4 кДж/кг).
Для всех ступеней, которые следуют непосредст-
венно за предыдущей ступенью (между ступенями
нет «разрыва», нет большой камеры), и для расчет-
ных режимов работы коэффициент использования
выходной скорости следует принимать равным
единице.
Для упрощения технологии изготовления лопа-
точного аппарата в нерегулируемых ступенях вы-
сокого давления профили как сопловых, так и рабо-
чих лопаток стараются выполнить одинаковыми,
для чего углы выхода потока из сопловой и рабочей
решеток принимают одинаковыми вдоль проточ-
ной части, отношение скоростей w/Сф, степень ре-
активности рк у корня рабочих лопаток и корневой
J36|
ПЕРЕМЕННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
265
диаметр также поддерживают приблизительно по-
стоянными.
В ступенях низкого давления для сохранения
павности меридиональных обводов проточной
части приходится отказываться от условия посто-
янства углов выхода потока и увеличивать эти углы
для уменьшения высоты лопаток. В ступенях низ-
кого давления существенно растут степень реак-
тивности на среднем диаметре, отношение скоро-
стей и/сф, а также веерность ступени. При отноше-
нии dll < 10—15 лопатки ступени выполняют про-
филированными по высоте.
3.6. ПЕРЕМЕННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ
ПАРОВЫХ ТУРБИН
3.6.1. ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА
ТУРБИНЫ И ЕЕ ЭЛЕМЕНТОВ ПРИ ПЕРЕМЕННОМ
РЕЖИМЕ РАБОТЫ
Для изменения расхода пара через турбину
применяются следующие способы парораспре-
деления.
[.Дроссельное парораспределение — измене-
ние расхода пара через турбину достигается дрос-
селированием всего потока пара, поступающего в
турбину, в одном или нескольких регулирующих
клапанах, после которых пар направляется в об-
щую сопловую коробку первой ступени.
2. Сопловое парораспределение — пар к турби-
не подводится через несколько регулирующих кла-
панов, каждый из которых питает отдельную со-
пловую коробку (группу сопл) ступени, при этом
клапаны открываются поочередно. Ступень, к со-
плам которой подводится пар описанным спосо-
бом, называется регулирующей.
3. Обводное парораспределение сочетается
или с дроссельным, или с сопловым парораспреде-
лением При обводном парораспределении увели-
чение расхода пара при открытых регулирующих
клапанах перед первой ступенью достигается от-
крытием обводного регулирующего клапана, пар
после которого направляется в одну из промежу-
точных ступеней в обход первой или нескольких
первых ступеней. Через обводной регулирующий
клапан может поступать как свежий пар, так и пар
из камеры регулирующей ступени; в последнем
случае говорят о парораспределении с внутренним
обводом.
Оттипа парораспределения существенным обра-
зом зависит тепловая экономичность турбины при
режимах частичной нагрузки. Расчет турбины при
частичной нагрузке или при различных отклонениях
параметров пара проводится на основе известных
характеристик ее проточной части при расчетном
режиме.
При расчете переменного режима работы сту-
пени связь между расходом и параметрами пара для
суживающихся сопл при неизменной площади их
выходных сечений устанавливается формулами:
1) при €|п > £Кр
£1 -£кр£оУ'
1 ~ £|<Р / -
1/2
(3-15)
2
?0 = х0 е0 ~
где е1п =Pi/pon — отношение давления за соплом к
давлению полного торможения перед соплом при
данном режиме работы; екр — критическое отно-
шение давлений (для перегретого водяного пара
равно 0,546); d0 = DIDq — относительный расход,
т.е. отношение расхода через сопла при данном ре-
жиме работы D к критическому расходу через со-
пла Dq, кг/с, при максимальном давлении перед со-
плами в рассматриваемой группе режимов; х0 =
1/2
= [(л’о^’о)/(/70п/^Оп)j ’ vo — удельный объем пара
перед соплами при параметрах р0, Го; иОп — удель-
ный объем пара перед соплами при давлении /?Оп;
£0 ~РОп^Ро — отношение давления торможения пе-
ред соплами /?Оп при данном режиме к максималь-
ному давлению торможения перед соплами р0 в
рассматриваемой группе режимов; gj =pj /рц — от-
ношение давления за соплами р} при данном режи-
ме к максимальному давлению торможения перед
соплами Pq в рассматриваемой группе режимов;
2) при е1п < екр
70 = х0£0, (3.16)
при этом
/>0 = 0,647^^0/^, (3.17)
где F| — площадь поперечных сечений сопловых
каналов на выходе, м .
Формулы (3.15) и (3.16) при х0 = 1 и екр = 0,546
представлены на рис. 3.31 в виде сетки =/(еь ео).
называемой сеткой расходов А.В. Щегляева.
Для расширяющихся сопл Лаваля связь между
расходом и параметрами пара описывается теми же
соотношениями, что и для суживающихся [форму-
лы (3.15)—(3.17)], при условии, что вместо екр в
(3.15) необходимо подставлять Екрр, которое вы-
числяются по приближенной зависимости:
+ С3-18)
где Fmjn и Fi — площади минимального и выходно-
го сечений расширяющихся сопл.
В расчетах расширяющихся сопл при екр р < е1п
следует пользоваться (3.16). При определении мак-
симального критического расхода по (3.17) для рас-
ширяющихся сопл следует подставлять F( = Fmjn,
266
' ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
(Рэзд.З
т.е. площадь минимального проходного сечения
этих сопл.
Г 1ри расчетах переменного режима группы сту-
пеней используются следующие соотношения, ус-
танавливающие связь между расходом и парамет-
рами пара в этой группе при условии, что площади
проходных сечений для потока пара в этих ступе-
нях остаются неизменными.
1. При дозвуковых скоростях в проточной части
2. Для конденсационных турбин или отсеков,
в которых р] < р0> формула (3.19) преобразуется
к виду
D/D0 = x0(p01/p0). (3.21)
D
= хо
Г 2 2 л 1/2
Pqi ~Р11
2 2
\-Ро-Р\ J
(3.19)
3. Для случаев, когда в проточной части отсека
хотя бы в одной из решеток возникают звуковые
или сверхзвуковые скорости, связь между расхо-
дом и давлением описывается формулой (3.21).
При расчетах переменного режима ступени
изменение степени реактивности при небольшом
отклонении основной характеристики ступени
н/Сф от расчетного ее значения (м/Сф)0 следует оп-
ределять по формуле
где х0 = J(povq)/(Po\ ^oi) >D— расход пара через
группу ступеней для данного режима при давлениях
перед отсеком р01 и за отсеком р\ Dq — расход пара
для расчетного режима при давлениях перед отсеком
Ро и за отсеком р0 и — давление и удельный
объем перед группой ступеней при расходе пара Do;
Роь и01 — то же при расходе пара D.
Если отсек имеет малое число ступеней (от
одной до трех), можно пользоваться более точной
зависимостью
Ар
1 “Ро
(0,5 - р0)
А(ц/сф)
<“/сф>0
(3,22)
D
- 2 2
Л)1 ~Р\1 ~
2 2
L Ро ~Р\ ~
2л 1/2
~ ~ £кр)КЛ,0| ~Рц)
7
~ “ екр)1(Ро ~Р\)
(3.20)
где индексом «0» отмечены величины при расчет-
ном режиме, а буквой Д — отклонения реактивно-
сти и отношения скоростей и/с$ от расчетного
режима.
Отклонения степени реактивности для ступе-
ней с различной реактивностью можно проследить
по рис. 3.32. Оценка КПД ступени при нерасчетном
режиме производится построением треугольников
скоростей по известным параметрам пара перед
ступенью, давлению за ступенью и оцененной по
(3.22) степени реактивности. КПД ступени при не-
расчетном режиме можно оценивать также с помо-
щью характеристик, известных для модельных сту-
пеней, и поправок к этим характеристикам.
На рис. 3.33 изображены процессы расширения
пара в турбине в h,5-диаграмме для дроссельного
парораспределения при расчетном и нерасчетном
режимах. Линия ab соответствует расчетному ре-
жиму, т.е. режиму без дросселирования пара (регу-
лирующие клапаны полностью открыты), линия
J36J
ПЕРЕМЕННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
267
Рис. 3.32. Изменение степени реактивности р при
отклонении «/Сф от расчетного значения для сту-
пеней с различными расчетными р
S
Рис. 3.33. Процессы расширения пара в Л,5-диа-
грамме для турбины с дроссельным парораспре-
делением
acd—режиму частичной нагрузки, причем отрезок
ас соответствует процессу в регулирующих клапа-
нах (частично открытых), а отрезок cd— процессу
в проточной части турбины.
Относительный внутренний КПД для всей тур-
бины определяется по формуле
г1о/ = <///о = Пщ7др>
— КПД проточной части лопа-
турбины; удр — коэффициент
показывающий долю исходного
где = H'/Hq
точного аппарата
дросселирования,
теплоперепада турбины, которая перерабатывается
в лопаточном аппарате ее проточной части.
Для определения давленияр^ при частичной на-
грузке используется формула (3.19) для турбин с
противодавлением или ЧВД турбин с регулируе-
мым отбором, если ни в одной из ступеней не дости-
Рис. 3.34. Коэффициенты дросселирования для
турбин с различным противодавлением
гается критическая скорость пара; при критическом
режиме течения в указанных турбинах, а также при
любых режимах в конденсационных турбинах при-
меняется формула (3.21).
Для турбин с начальными параметрами пара
pG = 12,7 МПа и Го = 565 °C на рис. 3.34 приведены
зависимости коэффициентов дросселирования от
относительного расхода пара и противодавления.
Зависимость КПД лопаточного аппарата про-
точной части т]^ от относительного расхода пара
через турбину может быть найдена на основе де-
тального поступенчатого расчета проточной части
при нерасчетных режимах.
Для приближенных расчетов КПД T]' можно
использовать следующий способ. Во всех ступенях,
кроме последней ступени конденсационной турби-
ны, теплоперепады можно считать постоянными, и
поэтому КПД этих ступеней неизменны. В послед-
ней ступени тенлоперепад при частичной нагрузке
находится по давлению перед ступенью, определяе-
мому из (3.20), и давлению за ступенью, определяе-
мому по характеристикам переменного режима кон-
денсатора [5, 41]. Используемый теплоперепад тур-
бины определяется суммированием используемых
теплоперепадов последней ступени и всех предше-
ствующих ступеней. Неточность указанного спосо-
ба возрастает при малых значениях относительного
пропуска пара, так как в этом случае изменяются
теплоперепады не только в последней ступени, но и
в предшествующих ступенях.
На рис. 3.35 представлены результаты расчета
переменного режима работы турбины с противодав-
лением при дроссельном парораспределении. При
расчетном режиме турбина имеет следующие пара-
метры: мощность — 60 МВт, давление свежего пара
р0 ~ 12,7 МПа, температуру свежего пара /0 =
= 565 °C, давление за турбинойр2 = 2,3 МПа. Давле-
ние перед последней ступенью обозначено р..
268
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд 3
Рис. 3.35. Расчетные характеристики турбины
с противодавлением и дроссельным парораспреде-
лением при частичных нагрузках
Рис. 3.36. Процесс расширения пара в /(^-диа-
грамме для потоков в регулирующей ступени
При сопловом парораспределении расчет тур-
бины на переменных режимах работы разделяется
на два этапа: I) расчет регулирующей ступени;
2) расчет нерегулируемых ступеней.
В регулирующей ступени поток пара при со-
пловом парораспределении разделяется на два —
поток недросселированного пара, проходящий че-
рез полностью открытые регулирующие клапаны,
и поток дросселированного пара, проходящий че-
рез частично открытый клапан (клапаны). Процесс
расширения пара в регулирующей ступени для этих
потоков в И,s-диаграмме представлен на рис. 3.36.
Изменение состояния в пределах сопл и рабочих
лопаток для потока через полностью открытые кла-
паны изображается линией IA, а для потока через I
частично открытый клапан — линией ИВ. ТочкаС I
на изобаре р^ соответствует состоянию пара за
регулирующей ступенью после изобарного смеше-
ния обоих потоков.
Приведем порядок расчета переменного режи- |
ма регулирующей ступени, подвод пара к которой
при расчетном режиме осуществляется в три со-
пловые коробки тремя регулирующими клапана-
ми. Пусть число сопл в сопловых коробках равно
Др -ХЦ, Дщ. Предварительно вычисляется давление
за регулирующей ступенью р^ по (3.19) или (3.21).
Далее находят распределение потоков пара по ре-
гулирующим клапанам и давления за этими клапа-
нами. По расходу пара через регулирующую сту-
пень при расчетном режиме Do и числу сопловых
каналов за каждым регулирующим клапаном опре-
деляют расходы пара через каждый клапан при
расчетном режиме:
°по = D„: (З.И)
П + “II + “III
По этим расчетным расходам и относительно-
му давлению в камере регулирующей ступени
Pq\/Pq определяют критические расходы через со-
пла соответствующих клапанов, используя сетку
расходов [см. рис. 3.31 или формулы (3.15), (3.16)]
при давлении перед соплами pG:
=-°10^00’
^П* =-Dno^oo;
diii* = £>ino/?oo-
При частичном пропуске пара в турбину D по сетке
расходов для полностью открытых клапанов опре-
деляют относительный расход qQ и соответствую-
щие расходы через клапаны:
^1 = <7оС1*’ А1 = <7о^ц*
Расход пара через частично открытый клапан
находят как разность расхода пара в турбину и
суммы расходов через полностью открытые кла-
паны:
Dm = D - - Dn. (3.24)
По отношению расходов пара через сопла, к ко-
торым подводится пар частично открытым клапа-
ном, и соответствующего критического расхода
53.61
ПЕРЕМЕННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
269
через эти сопла и относительному давле-
нию в камере регулирующей ступени (относитель-
ному давлению за соплами) р\ /р$ с помощью сетки
расходов находят относительное давление за час-
тично открытым клапаном (перед соплами, к кото-
рым подводится пар этим клапаном).
По результатам таких расчетов строят диа-
грамму расходов по группам сопл и давлений за
клапанами при частичных нагрузках (рис. 3.37),
которые определяют внутренний КПД и мощность
регулирующей ступени. Для нахождения парамет-
ров в камере регулирующей ступени строят вспо-
могательную зависимость использованного тепло-
перепада от отношения давлений посредством рас-
чета этой ступени на переменный режим. Пример
такой зависимости представлен на рис. 3.38. Для
частичной нагрузки регулирующей ступени мож-
но найти использованные теплоперепады дроссе-
лированного и недросселированного потоков, про-
текающих через эту ступень. Осредненный ис-
пользованный теплоперепад обоих потоков (теп-
чоперепад регулирующей ступени)
Д/>,= ^ДЛ,1 + ^ДА,П, (3.25)
где DA и Dfi — расходы недросселированного и
дросселированного потоков пара.
Энтальпия пара за регулирующей ступенью по-
сле смешения обоих потоков определяется как раз-
ность энтальпии свежего пара и использованного
теплоперепада регулирующей ступени:
Л] = Л0-АА,.
Расчет нерегулируемых ступеней при частич-
ном расходе пара проводится так же, как и расчет
проточной части лопаточного аппарата при дрос-
сельном парораспределении.
В результате расчетов регулирующей и нерегу-
лируемых ступеней определяют использованный
теплоперепад при режиме частичной нагрузки для
всей турбины суммированием использованных теп-
лоперепадов регулирующей и нерегулируемых сту-
пеней. Разделив использованный теплоперепад на
располагаемый для всей турбины, можно найти
внутренний относит ельный КПД турбины при рабо-
те ее в режиме частичной нагрузки.
Для изменения мощности турбины наряду с
описанными способами парораспределения (дрос-
сельным, сопловым и обводным при постоянном
давлении свежего пара перед стопорными клапана-
ми) в условиях эксплуатации применяют также
способ скользящего давления-, изменение расхода
пара посредством снижения давления в водопаро-
вом тракте котла при фиксированном положении
регулирующих клапанов. Способ скользящего дав-
ления применим как для действующих, имеющих
Рис. 3.37. Распределение потоков пара между
группами сопл (а) и давлений (б) за регулирую-
щими клапанами в турбине с сопловым парорас-
пределением
Рис. 3.38. Зависимость использованного гепло-
нерепада регулирующей ступени от отношения
давлений
дроссельное или сопловое парораспределение, так
и для вновь проектируемых турбин.
Процессы расширения пара в ЧВД конденсаци-
онной турбины с промежуточным его перегревом и
дроссельным парораспределением при постоянном
и скользящем начальных давлениях показаны на
270
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
(Разд.З
Рис. 3.39. /(^-диаграмма процесса расширения
пара в ЧВД конденсационной турбины с дрос-
сельным парораспределением при постоянном
и скользящем начальных давлениях:
------- ,--------— соответственно постоянное
и скользящее начальные давления
рис. 3.39. При дроссельном парораспределении в
режиме частичной нагрузки энтальпия перед пер-
вой ступенью равна энтальпии при номинальной
нагрузке; при скользящем давлении энтальпия пара
при частичной нагрузке возрастает на А/?д , а тем-
пература пара перед первой ступенью поддержива-
ется постоянной. При частичной нагрузке давление
пара перед первой ступенью при скользящем дав-
лении и /0 = const будет несколько выше, чем при
постоянном давлении и Ло = const (для одинаковых
расходов пара в обоих случаях). Давление за ЧВД
также будет несколько выше при скользящем дав-
лении, чем при дроссельном парораспределении
Располагаемый теплоперепад ЧВД при скользящем
давлении и частичной нагрузке несколько выше,
чем при дроссельном парораспределении, из-за по-
вышенной температуры перед первой ступенью по
сравнению с дроссельным парораспределением.
3 ак как изменение располагаемого теплоперепада
ЧВД при частичных нагрузках невелико, то не бу-
дет изменяться и внутренний относительный КПД
ЧВД. Таким образом, использованный теплопере-
пад и внутренняя мощность ЧВД будут большими
при скользящем давлении.
Мощность и использованный теплоперепад I
проточной части турбины после промежуточного I
перегрева пара будут одинаковыми как при сколь- I
зящем давлении, так и при дроссельном парорас- I
пределении, так как давления и температуры после I
промежуточного перегревателя будут равными при I
равных расходах пара при обоих способах регули- I
рования мощности.
Наряду с повышением экономичности паротур-
бинных блоков перевод их на скользящее давление
дает следующие преимущества:
1) температура пара в камере регулирующей
ступени при всех режимах сохраняется практиче-
ски неизменной, что допускает высокие скорости
изменения нагрузки турбиной;
2) сокращается время нагружения блока,
3) длительная работа при пониженном давле-
нии повышает долговечность металла поверхно-
стей нагрева котла и главного паропровода между
котлом и турбиной;
4) снижается мощность питательного насоса
при частичных нагрузках;
5) повышается энтальпия пара за ЦВД, что
уменьшает расход теплоты на промежуточный пе-
регрев пара.
Изменение мощности турбины при отклоне-
нии начальных параметров пара можно вычислять
при одном из следующих условий:
1) постоянстве расхода теплоты турбинной ус-
тановкой: Q = const;
2) постоянстве расхода пара: D = const;
3) постоянстве площади проходного сечения
регулирующих клапанов системы парораспределе-
ния: F^ = const.
Относительное изменение мощности в турби-
нах без промежуточного перегрева при отклонении
начальных параметров пара определяется по фор-
мулам:
1) при изменении температуры свежего пара:
если Q - const,
Ma
Mo + h0 - Л„.в + По J '° ’
если О = const,
ДД/< (ai М
если = const,
ДА; Г а, у, 5Д
13.61
ПЕРЕМЕННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
271
где Pi — давление за последней ступенью турбины,
Па;
z'o
— удельный объем пара за турбиной при
з
его изоэнтропном расширении, м /кг; HQ — распо-
лагаемый теплоперепад турбины, Дж/кг.
Если изотерма /0 совпадает с линией Ло = const
или мало отличается от нее, то
= dr)0/d/2o = °’ 8Р = /d/?0; &p/D = 1 /р0.
Отклонение конечного давления пара за турби-
ной от номинального значения приводит к измене-
нию мощности, приближенно подсчитываемому на
основе зависимости
Д^/Г>2=/(р2, Z)2),
которая может быть вычислена для каждой турби-
ны по методике, изложенной в [43], и называется
универсальной зависимостью изменения мощности
турбины от давления за последней ступенью тур-
бины.
С помощью универсальной зависимости, полу-
ченной расчетом или на основе тепловых испыта-
ний, рассчитывают кривые (сетку) поправок к мощ-
ности турбины на давление за ней (в конденсаторе).
Пример сетки поправок на вакуум для турбины
К-500-23,5-2 показан на рис. 3.40.
По результатам расчета работы турбины при
переменном режиме, а также по результатам ее ис-
пытаний может быть построена зависимость мощ-
ности турбины от расхода пара N = эту зави-
симость, построенную графически, называют диа-
Рис. 3.40. Поправки к мощности на давление
отработавшего пара для турбины К-500-23,5-2
«Турбоатома» (в зоне от линии I—I до линии
II—II поправка к мощности прн изменении рк
на ±1 кПа составляет +3800 кВт)
граммой режимов турбины. Для турбин без отбо-
ров пара диаграмма строится по уравнению
^ = £)Я0По.э. (3.26)
Для турбин с регенеративными отборами пара
диаграмма режимов строится по уравнению
= %Пэ.г X ДЛ (3-27)
7 = 1
где Dj — расход пара через у-й отсек турбины, т.е.
расход пара через группу ступеней между отбора-
ми, а также между впуском и первым отбором,
последним отбором и выходом из турбины; ДЛу—
использованный теплоперепад через отсек с номе-
ром У; т)м — механический КПД турбоагрегата;
Пэг — электрический КПД генератора.
На рис. 3.41 и 3.42 приведены диаграммы режи-
мов конденсационных турбин К-500-23,5-2
«Турбоатома» и К-800-23,5-3 ЛМЗ при номиналь-
ных параметрах пара по данным типовых энергети-
ческих характеристик [37, 38] в том виде и в тех
единицах измерения, которые используются на
электростанциях (см. также рис. 3.43 и 3.44). Типо-
вые энергетические характеристики составлены по
результатам испытаний турбинных установок на
272
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 3.41. Диаграмма режимов турбины К-500-23,5-2 «Турбоагома» (р0 = 23,5 МПа; Го = 540 °C;
/п.п = 540 °C; питательный турбонасос; /1в = 12 °C; расход охлаждающей воды в конденсатор 51 480 т/ч;
потери давления в тракте промежуточного перегрева 9,9 %):
а — расход пара Do и теплоты Qo на турбину, удельный расход теплоты нетто <?' и удельный расход теп-
лоты брутто цэ (Л/п тн — мощность питательного турбонасоса); б — температура и энтальпия питательной во-
ды (параметры с одним штрихом — до подогревателя, с двумя штрихами — после него); в — температура
основного конденсата
электрических станциях. Характеристики отража-
ют среднюю экономичность вышедших из капи-
тального ремонта турбин, работающих по завод-
ской расчетной тепловой схеме.
В типовых характеристиках турбины К-500-
23,5-2 зависимости расходов пара и теплоты приво-
дятся па рис. 3.41, а при условии, что давление отра-
ботавшего пара определяется в соответствии с ха-
рактеристикой конденсатора К-11520-2 «Турбо-
атома» при постоянных расходе и температуре охла-
ждающей воды: IV = 51 430 м3/ч и /1в = 12 °C.
На рис. 3.41, б, в представлены зависимости
температуры и энтальпии питательной воды и ос-
новного конденсата за подогревателями от расхода
пара на турбину. При этих значениях параметров
питательной воды и основного конденсата построе-
ны характеристики, приведенные на рис. 3.41, а.
На рис. 3.43 и 3.44 для турбин К-500-23,5-2
«Турбоатома» и К-800-23,5-3 ЛМЗ показаны попра-
вочные кривые к расходу свежего пара на отклоне-
ния от номинальных значений давления и темпера-
туры свежего пара р0 и /0, температуры промежу-
точного перегрева пара /п п, температуры охлаж-
дающей воды на входе в конденсатор турбины /)в,
давления отработавшего пара в конденсаторе рк, а
также на изменение потери давления в тракте про-
межуточного перегрева по данным типовых энерге-
тических характеристик, причем расход свежего
пара при параметрах, отличающихся от номиналь-
ных, вычисляется по формуле
D = Z?0
” On-
1 + У —- ,
,= i юо )
(3.28)
*3.61
ПЕРЕМЕННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
273
Рис. 3.42. Диаграмма режимов турбины
;-800-23,5-3 ЛМЗ (р0 = 23,5 МПа; f0 = 540 °C;
= 540 °C; питательный турбонасос 71в = 12 °C;
расход охлаждающей воды в конденсатор
73 тыс. т/ч):
z — расход пара на турбину и дельный расход
плоты; б — температуры основного конденсата
и энтальпия питательной воды
£)0 — расход свежего пара на входе в турбину
I номинальных значениях всех основных пара-
ров; aD — поправка к расходу на отклонение
параметра; п — число параметров, на которые
дится поправка.
3.6.2. ДИАГРАММЫ РЕЖИМОВ ТУРБИН
С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ ПАРА
Диаграмма режимов турбин с одним регули-
руемым отбором пара строится на основе зависи-
мости
где — расход свежего пара в ЧВД; — рас-
ход пара в регулируемый отбор, кг/с.
Расчетная формула для построения диаграммы
режимов с одним регулируемым отбором пара сле-
дующая:
X/1 AZ11 AZ1 11 ХГ11 11
Ni = /У. + N' = N.pa + 7У.ра ,
где К-р =/](£)]); /У,р = f{D2Y, а1, а11 — попра-
вочные коэффициенты, учитывающие взаимное
влияние работы ЧНД и ЧВД.
Мощность ЧВД при номинальном давлении в
отборе, кВт,
поправочный коэффициент
где Н^р — располагаемый теплоперепад ЧВД при
фиксированном номинальном давлении в отборе,
Дж/кг; Нц — располагаемый теплоперепад ЧВД
при текущем значении давления в отборе (рис. 3.45),
Дж/кг.
274
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд!
Рис. 3.43 Поправочные кривые к расходу пара на турбину К-500-23,5-2 «Турбоатома»:
а — на отклонение давления свежего пара от номинального; б — на отклонение температуры свежего пара
от номинальной; в — на отклонение температуры промежуточного перегрева пара от номинальной; г — на из-
менение потери давления в тракте промежуточного перегрева;
Поправочный коэффициент
II ,, В . ы II ,
а - HQ /HGp > 1
где ЯОр — располагаемый расчетный теплопере-
пад ЧНД, Дж/кг, рассчитанный по параметрам пара
в камере отбора и давлению за турбиной при рас-
четном (соответствующем режиму работы ЧВД с
наивысшим внутренним относительным КПД)
расходе пара в ЧВД: Hq — располагаемый тепло-
перепад ЧНД при любом расходе пара в ЧВД
(рис. 3.46), Дж/кг.
Мощность ЧНД в зависимости от D2 ПРИ рас-
четном расходе пара через ЧНД, кВт,
*.p = °2«0pn", •>»’= ЛО2).
На основании приведенных формул рассчиты-
вается и строится диаграмма режимов = f(D\,
^п(т))’ где Расх<>Д пара в отборы вычисляется сле-
дующим образом:
в турбине без регенеративных отборов
Dn(T) = Dl~ D2>
в турбине с регенеративными отборами
Dn(T) = D]~D2~ 2£)рег>
где 2£)рег — суммарный расход пара в регенера-
тивные подогреватели ЧВД.
На рис. 3.47 приведена диаграмма режимов
турбины Т-110/120-12,8-3 при работе с одним регу-
лируемым отбором пара (отбор пара представлен
количеством теплоты QT).
Для конденсационной турбины с двумя регули-
руемыми отборами пара строят с начала диаграм-
13.61
переменный режим работы паровых турбин
275
г и
л ШД5 ШД2 ШДЗ ГНД4
п HJ1 L_J
п НИЗ. 'П
TH, Ц2
Ц5
пь L_l № —1
-J
ж) з)
Продолжение рис. 3.43:
д— на отклонение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор турбины от номинальной; е —
на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе турбины от номинального; ж — на отклонение
температуры основного конденсата ПНД; з — на отключение группы ПВД
му режимов в предположении, что расход пара во
втором отборе равен нулю, затем поправочную
кривую, по которой учитывают, насколько снизит-
ся мощность турбины, если из второго отбора бу-
дет отбираться расход пара £)т. Обычно на диаграм-
ме дается сетка кривых, позволяющая установить
без расчета возможность осуществления режима с
тем или иным значением теплофикационного отбо-
ра пара. Для расхода пара в теплофикационный от-
бор всегда должно выполняться условие
DT < Dq — S£)per - £>2min ~ >
где 2£)рег — суммарный расход пара на регенера-
цию выше отопительного отбора; £)2min — мини-
мально необходимый расход пара через последние
ступени турбины во избежание чрезмерного разо-
грева ее выходной части.
Диаграммы режимов строят в предположении
фиксированных номинальных параметров pQ, tQ> рп,
РТ,Р2 (или температуры охлаждающей воды на входе
в конденсатор /]в и ее расхода W, tn в и Dn в. При от-
клонении параметров от их расчетных значений вво-
дятся соответствующие поправки. На рис. 3.48 при-
ведена диаграмма режимов турбины Т-185/220-12,8
ТМЗ с соответствующими поправочными кривыми.
В турбинах ТМЗ с теплофикационным отбором
мощностью 50, 100, 185, 250 МВт используется
двухступенчатый подогрев сетевой воды. Поэтому
276
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 3.44. Поправочные кривые к расходу пара турбины К-800-23,5-3 ЛМЗ:
а — на отклонение давления свежего пара от номинального; б — на отклонение температуры свежего пара
от номинальной; в — на отклонение температуры промежуточного перегрева пара от номинальной; г — на
изменение потери давления в такте промежуточного перегрева;
эти турбины имеют два теплофикационных отбора:
верхний с повышенным давлением и нижний с по-
ниженным давлением отбора. Эти турбины перед
ЧНД имеют один регулирующий орган [11].
При построении диаграммы режимов турбин с
двухступенчатым отопительным отбором пара
внутренняя мощность турбины рассматривается
как сумма двух условных мощностей:
N, = WT + NK, (3.29)
где NT — мощность, развиваемая теплофикацион-
ным потоком пара с расходом £>т, который обсспе-
чивае г заданную тепловую нагрузку QT с учетом от-
боров пара на регенерацию и обязательного мини-
мального расхода пара в ЧНД O2min и соответствует
закрытому регулирующему органу перед ЧНД; NK
— мощность, развиваемая конденсационным пото-
ком пара, расход которого определяется по формуле
DK = Do - DT, где £>т — суммарный расход пара из
верхпего/2т и нижнего £)1 отборов.
В результате расчета переменных режимов ра-
боты всех отсеков проточной части турбины строят
зависимости:
Nt Zn.c)>
(3.30)
(3.31)
где /п с — температура сетевой воды на выходе из
сетевых подогревателей.
Из уравнений теплового баланса сетевых по-
догревателей определяют зависимость
Dr=f(QT, /п.с),
(3.32)
которую используют при построении диаграммы
режимов.
Диаграмму режимов строят в трех квадрантах,
в каждом из которых приводят зависимости
(3.30)—(3.32). В некоторых случаях квадранты
диаграммы, отвечающие зависимостям (3.30) и
(3.31), совмещают. Диаграмма режимов турбины
Т-250/300-23,5 представлена на рис. 3.49.
|3.6|
ПЕРЕМЕННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
277
Продолжение рис. 3.44:
— на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе турбины от 3,5 кПа; е — на отклонение тем-
пературы охлаждающей воды на входе в конденсатор турбины от номинальной
Рис. 3.45. Процесс в А,5-диаграмме для
ЧВД турбины с регулируемым отбором
пара
Рис. 3.46. Процесс
в А,5-диаграмме для
турбин с отбором па-
ра при различных
его расходах в ЧВД
278
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 3.47. Диаграмма режимм
турбины Т-110/120-12,8-3 ТМ]
при работе с одним pery.ii-
руемым отбором пара
Рис. 3.48. Диаграмма режимов турбины
Т-185/220-12,8-3 ТМЗ при работе с двумя регули-
руемыми отборами пара
Рис. 3.49. Диаграмма режимов турбины
Т-250/300-23,5-3 при работе с двумя отопительны-
ми отборами
3.7. КОНДЕНСАТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
3.7.1. ТИПЫ И КОМПОНОВКИ КОНДЕНСАТОРОВ
Конденсатор — это теплообменный аппарат,
обеспечивающий конденсацию отработавшего па-
ра турбины, прием и конденсацию пара, сбрасы-
ваемого в обвод турбины во время пусков и в ава-
рийных ситуациях, прием дренажей регенератив-
ной системы, а также подпиточной воды для вос-
полнения потерь в цикле. В общем случае турбина I
оснащается несколькими конденсаторами (груп- I
пой конденсаторов). Иногда несколько конденса-
КОНДЕНСАТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
279
Таблица 3.10. Типы конденсаторов для паровых турбин электростанций
Описание конденсатора Схема на рис. 3.50 Завод-изготовитель; тип турбины
1 Один подвальный поперечный конденсатор а ЛМЗ: К-50-8,8, ПТ-50-8,8/1,3, Т-50-12,8, ПТ-60-123,8/1,3, ПТ-80/100-12,8/1,3 ТМЗ: ПТ-135/165-1,5 КТЗ: все турбины
I Два подвальных поперечных конденсатора, объединенных I по паровой стороне и подключенных параллельно по охлаж- I дающей воде б ЛМЗ: К-1ОО-8,8, К-200-12,8 «Турбоатом»: К-100-8,8, К-160-12,8. ТМЗ: Т-100-12,8, Т-175/215-12,8
1 Один подвальный поперечный конденсатор в ТМЗ: Т-250/300-23,5
1 Тоже г ЛМЗ: К-300-24,5 «Турбоатом»: К-300-24,5
Два подвальных поперечных конденсатора, подключенных парал ельно по охлаждающей воде д «Турбоатом»: К-220-4,3, К-500-23,5
Три подвальных поперечных конденсатора, подключенных 1 параллельно по охлаждающей воде е «Турбоатом»: К-1000-5,9/1500-2
Четыре подвальных поперечных конденсатора, подключен- ных параллельно по охлаждающей воле ж «Турбоатом»: К-500-6,4/50, К-750-6,4/50
Два боковых продольных конденсатора, подключенных па- раллельно по охлаждающей воде 3 «Турбоатом»: К-500-5,9/25
Два подвальных продольных конденсатора, подключенных параллельно по охлаждающей воде; каждый из конденсато- ров состоит из двух секций, подключенных последовательно по охлаждающей воде; в каждую секцию поступает два по- тока пара из турбины и ЛМЗ: К-500-23,5
Два подвальных продольных конденсатора, подключенных параллельно по охлаждающей воде; каждый из конденсато- ров состоит из двух секций, подключенных последовательно по охлаждающей воде; в каждую секцию поступает три по- тока пара из турбины к ЛМЗ: К-800-23,5, К-1200-23,5
Два боковых продольных конденсатора, подключенных па- рал дельно по охлаждающей воде; каждый из конденсато- ров состоит из двух секций, подключенных последователь- но по охлаждающей воде л «Турбоатом»: К-1000-5,9/25-1
Две группы конденсаторов, подключенных параллельно по охлаждающей воде; каждая группа состоит из двух попереч- ных конденсаторов, подключенных последовательно по ох- лаждающей воде ж ЛМЗ: К-1000-5,9/50
торов (обычно два) конструктивно объединяют в
одном корпусе.
Конденсаторы паровых турбин отличаются
большим разнообразием. В табл. 3.10 приведены
сведения по типам конденсаторов (рис. 3.50) и тур-
бинам, которые используют.
По расположению конденсаторов по отноше-
нию к турбине их делят на подвальные и беспод-
вальные. Подвальные конденсаторы устанавлива-
ют в помещении под машинным залом между ко-
лоннами фундамента, на которых покоится верхняя
фундаментная плита с установленной на ней турби-
ной. Бесподвальные конденсаторы располагаются
на той же отметке машинного зала, что и турбина,
которая помещается на фундамент в виде бетонно-
го основания.
В свою очередь бесподвальные конденсаторы
могут быть боковой и осевой компоновки по отно-
280
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
(PassJ
Рис. 3.50. Компоновки ЦНД турбин и
их конденсаторов (см. табл. 3.10)
шению к турбине. В России нет мощных турбин с
осевой компоновкой. Боковую бесподвальную
компоновку конденсаторов имеют две турбины
К-500-5,9/25 «Турбоатома» на Нововоронежской
АЭС и две турбины К-1000-5,9/25-1 «Турбоатома»
на Калининской АЭС (3.50, а).
По расположению конденсаторов по отноше-
нию к оси турбины их делят на поперечные и про-
дольные. При поперечной компоновке оси трубок
конденсаторов направлены поперек оси турбины
(рис 3.50, а—ж), а при продольной — параллельно
ей (рис. 3.50, з—л).
Турбина может оснащаться одним (рис. 3.50, о,
в, г), двумя (рис. 3.50, б, д, з—л), тремя (рис. 3.50, е'
или четырьмя (рис. 3.50, ж) конденсаторами.
Конденсаторы могут объединяться в группы
При последовательном соединении конденсаторы
в одном корпусе по охлаждающей воде (рис. 3.50
и—л) их паровое пространство может быть общт
или раздельным. В последнем случае из-за различ
ной начальной температуры охлаждающей воды
13.71
КОНДЕНСАТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
281
I поступающей в отдельные конденсаторы, давление
! в них будет различным. Такие конденсаторы назы-
I ваются секционированными.
По числу потоков охлаждающей воды в отдель-
I ном конденсаторе они делятся на однопоточные и
ш двухпоточные. Выбор числа потоков определяется
I необходимостью чистки трубок конденсатора со
I стороны охлаждающей воды при работе турбины
I без поступления охлаждающей воды в очищаемую
I часть конденсатора. Поэтому конденсаторы, пока-
I занныенарис. 3.50, а—ж, выполняют двухпоточ-
ными, а представленные на рис. 3.50, з—л — одно-
I поточными.
По числу ходов охлаждающей воды различают
одно-(рис. 3.50, з—л), двух- (рис. 3.50, а—ж) и че-
тырехходовые конденсаторы (последние применя-
I клея только для турбин малой мощности).
Втабл. 3.11 приведены основные характеристи-
ки конденсаторов для конденсационных и тепло-
фикационных турбин.
3.7.2. ОСНОВЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА
КОНДЕНСАТОРОВ
Наиболее подробно порядок и детали расчета
конденсатора изложены в руководящих указаниях
[28]. Ниже следуют основные положения этих ука-
заний для конструкторского и поверочного расче-
тов применительно к несекционированному кон-
денсатору.
Перед проведением конструкторского расче-
та должны быть заданы или выбраны следующие
величины:
номинальная абсолютная паровая нагрузка
НОМ .
конденсатора £>к , кг/с, определяемая расходом
пара через последнюю ступень турбины;
давление в конденсаторе рк, кПа;
температура охлаждающей воды /в1, °C, прини-
маемая в соответствии с ГОСТ 3618-82 равной 12,
15,20 или 27 °C;
объемный расход охлаждающей воды Wo в,
3/ И/ / гдном
м /с, или кратность охлаждения т = рв WQ / D
где рв — плотность воды, кг/м3;
энтальпия отработавшего пара /?к, кДж/кг, или
разность энтальпий Д/?к = Ак - Л' , где Л' — эн-
тальпия конденсата в конденсатосборнике;
число ходов воды s, задаваемое компоновкой
турбины и конденсатора (см. рис. 3.50) и располо-
жением водоводов циркуляционной системы;
наружный dH и внутренний с?вн, мм, диаметры
трубок;
материал трубок, выбираемый с учетом агрес-
сивности охлаждающей воды;
коэффициент заполнения трубками площади
трубной доски
где 7/— число трубок; F — площадь трубной дос-
ки; при предварительных расчетах принимают
^.д-0,25;
скорость воды в трубках wB, выбираемая для
номинального режима в пределах от 1,8 до 2,0 м/с в
зависимости от содержания взвеси и агрессивных
примесей, абразивной способности охлаждающей
воды и с учетом опыта эксплуатации конденсато-
ров на аналогичных охлаждающих водах [5].
В результате расчета должны быть получены:
площадь поверхности охлаждения F, общее число
трубок N, число трубок в одном ходе /V] и площадь
трубной доски Гд.
Расчет ведется в следующем порядке.
1 Определяется тепловая мощность конденса-
тора, кВт,
2. Рассчитываются нагрев охлаждающей во-
ды, °C,
Д/в = QJ(cbWq ),
где св — объемная теплоемкость воды,
кДж/(м3 • К), и ее температура на выходе, °C,
^в2 — ^в1 + ^в-
3. По давлению рк с помощью таблиц водяного
пара определяется температура конденсации, °C,
‘к =
4. Находится среднелогарифмический темпера-
турный напор,°C,
8/ = Д/ / 1п^—/Ц .
5. Определяется средний по поверхности коэф-
3
фициент теплопередачи, Вт/(м • К),
к = 4070а Фв,Ф,ФгФгу, (3.33)
где функции Ф^, Фр Фг, Ф^ учитывают влияние
соответственно скорости воды в трубках, темпера-
туры охлаждающей воды, числа ходов и режима,
работы конденсатора; а — коэффициент чистоты,
зависящий от наличия отложений, их природы, ма-
териала трубок и толщины стенки
282 ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ [Разд.З
Таблица 3.1 1. Характеристик!
Марка конденсатора Число Площедь поверхно- Размеры конденсаторных трубок, мм
Тип турбины конден- саторов сти охлаждения одно- го конденсатора, м2 Диаметр Длина в одном конденсаторе
Турбины ।
50-КЦС-З К-50-8,8-1 (2) 1 3000 25x1 6650
50-КЦС-4 ПТ-50-8,8/1,3 1 3000 25x1 6650
50-КЦС-5 К-50-8,8-3 1 3000 25x1 6650
К2-3000-2 Т-50-12,8 1 3000 25x1 7330
60-КЦС ПТ-60-12,8/1,3 1 3000 25x1 6600
80-КЦС ПТ-80/100-12,8/1,3 1 3000 25x1 6600
100-КЦС-2 (4) К-100-8,8-2 (6) 2 3000 25x1 6650
180-КЦС Т-180/210-12,8 1 9000 28x1 9000
200-КЦС-2 (3) К-200-12,8 2 4500 30x1 8065
300-КЦС-1 (3) К-300-23,5 1 15 400 28x1 8930
500-КЦС-4 К-500-23,5-4 2 11 250 28x1 8930
800-КЦС-З (4) К-800-23,5-3 (4) 2 20 600 28x1 12 000
1200-КЦС-З К-1200-23,5-3 2 12 800 28x1 12 000
1000-КЦС-1 К-1000-5,9/50 4 22 000 28x1 12 000
Турбины
К-100-3685 К-100-8,8 2 3685 25x1 7350
К-150-9115 К-160-12,8 1 9115 28x1 8850
К-1020 К-220-4,3 2 10 120 28x1 8890
К-12150 К-220-4,3 2 12 150 28x1 8850
К-8170 К-220-4,3-2 2 8170 28x1 8890
К-1523,5 К-300-23,5 1 1523,5 28x1 8850
К-11520 К-500-23,5 2 11 520 28x1 8890
К-12150 К-500-65/50 4 12 150 28x1,5 8890
К-10120 К-500-65/50 4 10 120 28x1,5 8890
К-22550 К-500-5,9/1500 2 22 550 28x1 9800
К-16560 К-750-6,4/50 4 16 560 28x1 11460
К-16360 К-1000-5,9/1500-1 6 16 360 28x1 8890
К-33160 К-1000-5,9/1500-2 3 33 160 28x1 14 000
Турбины
КГ2-6200 Т-110/120-12,8 2 3100 24x1 7500
К-2-6000-1 ПТ-140/165-12,8/15 1 6010 24x1 9000
КГ2-12000-1 Т-185/210-12,8 2 5080 24x1 9000
К2-14000-1 Т-250/300-23,5-2 1 13 800 24x1 9000
Турбины
КП-540 К-6-35; ПТ-12-3,5/1,ОМ; ПТ-12-8,8/1,0 1 540 19x1 4000
КП-935 К-12-35М 1 935 22x1 5000
КП-935-1 ПТ-25-8,8/1,ОМ 1 935 22x1 5000
КП-1220 ПТ-12-35/1,ЗТ; ПТ-25-8,8/1,4 1 1220 22x1 5000
* Для номинальной конденсационной мощности турбины. * * Для максимальной конденсационной мощности турбины. * ** Для первого и второго конденсаторов по ходу воды.
J37] КОНДЕНСАТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН 283
конденсаторов паровых турбин
Число ходов по воде Удельная паровая нагруз- 7/2 ч ка, кг/(м • ч) Кратность охлаждения всей конденсаторной группы Температура охлаждающей воды, °C Давление пара в конденсаторе, кПа Гидравлическое сопротивление по водяной стороне, кПа
ЛМЗ
2 46,7 57,1 10 2,95 35,3
2 55,0 48,5 20 5,98 35,3
2 46,7 57,1 10 3,43 35,3
2 46,7 50,0 15 3,92 37,3
2 60,0 44,4 15 3,92 35,3
2 73,3 36,4 20 5,88 35,3
2 46,7 57,1 10 3,43 35,3
1 2 51,2 47,7 20 6,27 48,1
2 44,4 62,5 10 3,43 37,3
2 37,2 62,8 12 3,43 47,1
1 39,6 57,7 12 3,50 44,1
1 35,8 50,7 12 3,43 58,8
1 35,7 48,8 12 3,38 58,8
1 36,1 53,5 20 5,09 70,2
«Турбоатома»
2 36,2 61,4 10 2,95 32,4
2 36,3 62,9 12 3,43 39,2
2 36,0 60,4 12 3,43 39,1
2 31,5 72,5 12 5,09 39,2
2 44,0 50,9 5 2,94 39,1
2 37,0 61,7 12 3,43 42,2
2 41,7 53,6 15 4,42 39,3
2 36,3 53,8 18 4,90 35,6
2 40,6 51,6 12 3,92 35,7
2 39,1 53,8 22 5,88 42,2
2 38,3 48,3 15 4,41 50,52
1 34,3 47,4 15 3,92 68,21
2 34,7 49,2 15 3,92 74,38
ТМЗ
2 45,3* 57,1* 20 5,6 59,96
2 53,2** 38,8** 20 7,3 54,91
1 42,6** 48,6** 20 5,0 74,53
2 38,7** 52,3** 20 6,4*** 54,91
КТЗ
2 46—89 60—41 20 5—9 29—44
2 45,0 81,0 20 5,0 49,0
2 80,0 45,0 20 9,0 49,0
2 39,0 79,0 40 14,0 42,0
284
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд 1
Таблица 3.12. Значения коэффициента ам
Материал трубок Толщина стенки, мм
0,7 1,0 1,5
Латунь — 1,0 0,99
МНЖ-5-1 — 0,95 0,92
МНЖМЦ 30-1-1 — 0,92 0,9
Нержавеющая сталь 0,9 0.85 0,83
Титановый сплав 0,85 — —
На этапе конструкторского расчета принимал-
ся Ф j - 1.
6. Находится площадь поверхности кондею
тора, м2,
юооек/(Л5/ср)
и уточняется значение dK (см. п. 5) до полученш
сходимости.
7. По уравнению неразрывности определяю™
число трубок в одном ходе
Коэффициент чистоты а = асам, составляющие
которого рекомендуется [28] принимать следую-
щими:
ас = 0,85—0,9 при прямоточном водоснабже-
нии и слабой минерализации воды;
ас = 0,8—0,85 при оборотном водоснабжении
с прудом-охладителем;
ас - 0,75—0,8 при оборотном водоснабжении и
повышенной карбонатной жесткости подпиточной
циркуляционной воды.
Значения <?м берутся из табл. 3.12.
Функция
1 ?
wBn(0,001c?BH)
и число трубок в трубной доске
N=zN}.
8. Вычисляется требуемая длина трубок, м,
I = F/(ndHN).
2
9. Определяется площадь трубной доски, м ,
,0,25
к б?вн J
(3.34)
где х находится с помощью следующих соотно-
шений:
х = 0,12п(1 + 0,15fB|) при х/а < 0,6;
х = 0,6а при х/а > 0,6.
Функция
Ф,= 1 - 0,0016<7°’5(35 - ZB1)2
при /В1 < 35 °C, (3.35)
Ф,= 1 + 0,002(/в1 -35)
при 35 </в1 <45 °C. (3.36)
Значение b определяется по соотношению [28]
b = 0,52 - l,2dK,
в котором удельная паровая нагрузка dK =
_ ном , „ 2 ч _
= DK / г , кг/(м • с), пока неизвестна. При проек-
тировочном расчете можно задаться значением
2
с/к = 0,014 кг/(м -с), которое уточняется после
определения F.
Функция
и производится увязка и выбор окончательных зна- |
чений длины трубок и их числа, исходя из имеюще-
гося сортамента трубок и компоновочных решений
по турбине и конденсатору.
Поверочныг! расчет конденсатора производит- !
ся для определения давления в конденсаторе р
при заданных значениях расхода пара в конденса-
тор DK температуры охлаждающей воды тв1 и ее
расхода IVQ в при имеющихся геометрических ха-
ракгеристиках конденсатора. Давление рк нахо-
дится по таблицам водяного пара для состояния
насыщения по температуре конденсации
tK = /в1 + Д/в + 5/,
где 8/ — температурный напор на выходе охлаж-
дающей воды из конденсатора.
Нагрев воды
Д/в = £)кДЛк/(св170 в),
а температурный напор
8/ = Д/в[ехр(1г/(свИ/ов)) - 11 ’
Коэффициент теплопередачи определяется по
соотношениям (3.33)—(3.37) с учетом фактической
скорости воды в трубках
Ф
Ф,= 1 +("-2)(1-/в1/45)/15. (3.37)
КОНДЕНСАТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
285
Таблица 3.13. Значения множителя с0 в (3.38)
Внутренний диаметр трубок <7ВН, мм Температура охлаждающей воды, °C
0 5 10 15 20 25 30 35
14 0,1170 0,1118 0,1064 0,1052 0,1013 0,0986 0,0960 0,0937
16 0,1081 0,1032 0,1002 0,0972 0,0937 0,0905 0,0888 0,0867
18 0,0933 00891 0,0865 0,0838 0,0808 0,0796 0,0766 0,0747
20 0,0812 0,0776 0,0753 0,0730 0,0704 0,0685 0,0667 0,0651
22 0,0720 0,0687 0,0667 0,0647 0,0624 0,0607 0,0592 0,0577
24 0,0646 0,0617 0,0599 0,0581 0.0560 0,0545 0,0531 0,0518
26 0,0591 0,0564 0,0548 0,0531 0,0512 0,0498 0,0485 0,0474
и зависимостей функций Фи„ Ф, и Ф, от /в(, а функ-
ции Ф^от паровой нагрузки dK = DK/F. Следует най-
111 граничное значение расхода пара в конденсатор
ио формуле
^кР = (0,8-0,01/в1)<м,
выше которого (DK/D^P >1) Ф^ = 1. При мень-
ших значениях £)к
^=С«/ОкР(2-Ок/ОкР)-
Для выбора циркуляционных насосов системы
охлаждения и оценки состояния внутренней
поверхности трубной системы рассчитывается
ее гидравлическое сопротивление Нъ, кПа, вместе с
водяными камерами по эмпирической формуле
[28]
и с01 1,75 .... 1,5
Н* = g —И'в + 0,135 WB
L ас
(3.38)
где g= 9,81 м“/с — ускорение свободного падения;
Ср — коэффициент, зависящий от внутреннего диа-
метра трубок JBH и средней температуры охлаж-
дающей воды /в = (/в1 + /в2)/2 (табл. 3.13).
Метод расчета гидравлического сопротивления
групп конденсаторов при их различных сочетаниях
и секционировании содержится в [28]
Паровое сопротивление пучка конденсаторных
трубок, кПа, определяемое как падение давления
&Ри — Р к — А’отс,
где /?отс — давление пара на всасывающей стороне
эжектора, на этапе проектирования оценивается по
формуле
^Рп = сп
'ном 0,5х2,5
DK VK
ld„jN
(3.39)
где сп = (0,16—0,24)10 4 — эмпирический коэффи-
циент; ик — удельный объем пара, поступающего в
конденсатор, определяемый по таблицам водяного
пара для состояния насыщения по давлению рк.
Типичные конструкции конденсаторов паро-
вых турбин представлены на рис. 3.51—3.56.
По числу трубных пучков конденсаторы мож-
но разделить на два типа: без (рис. 3.51,3.53—3.56)
и с (рис. 3.52) теплофикационным (встроенным)
пучком. Теплофикационные пучки имеют конден-
саторы только теплофикационных турбин. Они ис-
пользуются для предварительного нагрева сетевой
или подпиточной воды теплосети при работе тур-
бины в зимний период по теплофикационному гра-
фику.
По устройству турбины пучки делят на инте-
гральные (рис. 3.51—3.53, 3.56) и модульные
(рис. 3.45, 3.55). Интегральные трубные пучки
имеют одну (рис. 3.53) или две (рис. 3.51, 3.52 и
3.56) зоны отсоса паровоздушной смеси (воздухо-
охладители) для всего трубного пучка. Трубные
пучки модульной компоновки разделены на от-
дельные модули, имеющие собственные воздухо-
охладители.
По числу ходов охлаждающей воды различа-
ют конденсаторы одно- (рис. 3.54, 3.55), двух-
(рис. 3.51—3.53) и четырехходовые (рис. 3.56).
Самые мощные турбины имеют одноходовые кон-
денсаторы, конденсаторы турбин малой мощно-
сти иногда имеют четыре хода охлаждающей
воды
Подробное описание конструкций конденсато-
ров содержится в [5, 41].
286
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
1Разд.1
КОНДЕНСАТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
287
<- Рис. 3.51. Конденсатор турбины К-300-23,5 «Турбоатома»:
2— выход и вход циркуляционной воды, 3 — люк; 4 — сброс отработавшего пара приводной турбины
питательного насоса; 5 — горловина; 6 — основной трубный пучок; 7 — штуцер отсоса паровоздушной
меси (четыре штуцера); 8 — трубный пучок воздухоохладителя; 9 — деаэрационный конденсатосборник;
) — пружинная опора; 11 — подвод пара для деаэрации; 12, 16— передняя и задняя водяные камеры; 13,
/g /9 — пар соответственно из 7, 6, 8 и 9-го отборов; 14 — подвод конденсата для охлаждения переход-
ного патрубка, 15 — подвод химически очищенной воды; 20 — сброс пара в паросбросное устройство
БРОУ (восемь штуцеров); 21 — подвод охлаждающего конденсата; 22 — отсос воздуха из циркуляционной
системы
Рис. 3.52. Конденсатор турбины Т-250/300-23,5 ТМЗ:
1 — корпус ЦНД; 2 — встроенные ПНД; 3 — основные трубные пучки; 4 — теплофикационный пучок;
— воздухоохладитель основного пучка; 6 — разделительная перегородка в водяной камере основного пучка;
7 — конденсатосборник; 8, 9 — крышки водяных камер основного и теплофикационного пучков
288
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд 3
Рнс. 3.53. Конденсаторы К-7520 «Турбоатома»
1,4 — передняя и задняя водяные камеры; 2 — сбросное устройство; 3 —- трубопровод отбора пара в ПНД;
отсос паровоздушной смеси; 6
пружинная опора; 7, 8
подвод и слив охлаждающей воды; 9
вина; 10 — трубный пучок; 11 — воздухоохладитель; 12 — паровые щиты; 13 — конденсатосборник
горло-
Рис. 3.54.
Компоновка
трубн
ого
пучка конденсатора турбины
К-800 240 ЛМЗ
1, 4
верхняя и нижняя части труб
ного пучка одного модуля; 2
паровоздушной смеси; 3
препятствующие
отсос
щиты
попаданию пара
в отсос, минуя охлаждающие трубки
13.7]
КОНДЕНСАТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН
289
Рис. 3.55. Конденсаторы турбины
К-500-5,9/25:
/ — трубный пучок; 2 — воздухоохла-
дитель; 3 — паровые щиты; 4,5 — кон-
денсаторы правый и левый; 6 — конден-
сатосборник; 7 — патрубок переходный;
8 — приемно-сбросное устройство; 9 —
деаэрационное устройство; 10 — задняя
водяная камера; //, 12 — нижний и верх-
ний протоки по охлаждающей воде;
13, 14 — входы охлаждающей воды в
верхний и нижний протоки; 15, 16 — вы-
ходы охлаждающей воды из верхнего и
нижнего протоков; 17 — вход пара в кон-
денсатор; 18 — выходы к атмосферному
клапану; 19 — отсос воздуха; 20 — под-
воды к приемно-сбросному устройству;
21 — передняя водяная камера
290
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
Рис. 3.56. Конденсатор турбины КТЗ небольшой мощности:
1 — выходной патрубок охлаждающей воды; 2 — приемная горловина; 3, 11 — передняя и задняя водяные
камеры; 4 — корпус; 5 — трубные доски; 6 — подводящий патрубок охлаждающей воды; 7 — конденсато-
сборник; 8 — водомерное стекло; 9 — крышки водяных камер; 10 — патрубок отсоса паровоздушной смеси;
12 — люк для осмотра водяной камеры и трубных досок; 13 — анкерные связи, укрепляющие водяные камеры;
14 — коллектор паровоздушной смеси; 15 — направляющие паровые щиты; 16 — перегородка в водяной каме-
ре; 17 — разделительная перегородка в паровом пространстве; 18 — распылитель охлаждающего устройства;
19 — направление движения охлаждающей воды
3.8. ТУРБИНЫ ПИТАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ
И ВОЗДУХОДУВОК КОТЛОВ
Привод насосов, подающих питательную воду
в котел или парогенератор ядерного реактора водо-
водяного типа, а также воздуходувок, подающих
воздух в топку котла энергоблоков большой мощ-
ности, осуществляется с помощью паровых тур-
бин. Пар для питания приводных турбин, установ-
ленных на ТЭС, отбирается из ЦСД главной турби-
ны, т.е. при изменении нагрузки приводная турби-
на работает при переменных (скользящих) давле-
нии и температуре. Питание приводных турбин пи-
тательных насосов на АЭС осуществляется из горя-
чей нитки промежуточного перегрева, давление в
которой изменяется в соответствии с расходом па-
ра главной турбины, а температура с помощью ре-
гулятора поддерживается постоянной.
Использование турбинного привода вместо
электрического имеет ряд преимуществ.
138]
ТУРБИНЫ ПИТАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ И ВОЗДУХОДУВОК КОТЛОВ
291
Большая единичная мощность приводной тур-
бины позволяет с помощью одного-двух, в крайнем
с.1)чае трех, питательных агрегатов получить необ-
ходимый расход питательной воды при требуемом
давлении. Это удешевляет машинный зал электро-
станции
Переменная частота вращения турбины позволя-
ет легко и плавно изменять частоту вращения насо-
са, его подачу и давление, не прибегая к сложным
системам изменения частоты вращения электродви-
гателей, гидромуфтам, снижающим надежность.
Эффект от использования турбопривода в зна-
чительной степени зависит от способа регулирова-
ния мощности энергоблока (постоянное или сколь-
зящее давление) и от правильности проектирова-
ния и изготовления проточной части приводной
турбины.
Особенно целесообразным является примене-
ние турбопривода при регулировании мощности
энергоблока скользящим давлением, при котором
значительно уменьшается мощность на привод на-
сосов
При постоянном давлении свежего пара перед
главной турбиной и снижении ее нагрузки мощ-
ность приводной турбины уменьшается быстрее,
чем потребная мощность насоса. Поэтому для обес-
печения работы приводной турбины при частичных
нагрузках ее проточную часть выполняют с увели-
ченной пропускной способностью, а избыток мощ-
ности на номинальном режиме устраняют прикры-
тием ее регулирующих клапанов. При снижении на-
грузки степень дросселирования в регулирующих
клапанах уменьшается, и при некоторой нагрузке
клапаны приводной турбины открываются полно-
стью. Ниже этой нагрузки главной турбины привод-
ная турбина не может обеспечить насос необходи-
мой .мощностью и приходится переходить на пита-
ние ее от постороннего источника с более высокими
начальными параметрами пара. При работе на но-
минальном режиме с дросселированием часто при-
водят КПД турбины с учетом потери от этого дрос-
селирования (КПД от стопорного клапана), хотя
этот КПД отражает не только совершенство проточ-
ной части турбины, но и потерю в клапанах.
Привод воздуходувок, подающих воздух в топ-
ку котла, в блоках большой мощности осуществля-
ется с помощью паровых турбин, питаемых паром
из отбора главной турбины (табл. 3.14).
В приводных турбинах с противодавлением от-
работавший пар направляется обратно в главную
турбину и частично в систему регенерации, при
этом блок снабжается питательным электронасо-
сом для работы при пуске и малых нагрузках.
В конденсационных приводных турбинах отра-
ботавший пар направляется в конденсатор привод-
ной турбины
На рис. 3.57 показана конструкция приводной
турбины с противодавлением КТЗ. Пар в турбину
поступает через два одновременно открывающихся
дроссельных клапана, расположенных по обе сто-
роны турбины. Проточная часть состоит из семи
ступеней с полным подводом, за четвертой из кото-
рых расположена байпасная камера. В эту камеру
наряду с паровпускной камерой поступает пар при
малой нагрузке турбины.
Цельнокованый ротор турбины уложен в два
опорных подшипника. Задний подшипник выпол-
нен заодно с выходным патрубком, опирающимся
на фундаментную плиту, и закреплен на ней непод-
вижно. Корпус переднего подшипника может пере-
мещагься при тепловом расширении корпуса тур-
бины за счет гибкости опоры. Передняя часть кор-
пуса турбины соединена с корпусом переднего под-
шипника поперечными шпонками, установленны-
ми на боковых приливах корпуса подшипника.
В корпусе переднего подшипника размещен
упорный подшипник, гребень которого одновре-
менно является рабочим колесом главного масля-
ного насоса, а также блок системы регулирования и
управления.
На рис. 3.58 показана конструкция типичной
приводной конденсационной турбины КТЗ. Про-
точная часть состоит из восьми ступеней. Ротор
турбины — цельнокованый, с одной стороны через
гибкую муфту он соединен с валом питательного
насоса, а с другой — через редуктор с валом бус-
терного насоса. Системы парораспределения, теп-
ловых расширений, конструкции подшипников
аналогичны системам и конструкциям подшипни-
ков турбины с противодавлением, рассмотренной
выше.
Система регулирования приводных турбин
КТЗ — гидродинамическая, обеспечивающая ав-
томатическое изменение режима работы турбины
при поступлении сигнала от питательного клапана
парогенератора.
Основные технические характеристики тур-
бин для привода питательных насосов представ-
лены в табл. 3.15, а для привода воздуходувок —
в табл. 3.16.
Турбина Р-12-1,4П (ОР-12П) КТЗ получает пар
после 16-й ступени турбины К-ЗОО-23,5 ЛМЗ, а от-
работавший в приводной турбине пар поступает в
камеру за 24-й ступенью главной турбины и частич-
но в систему регенерации. Турбина имеет дроссель-
ное парораспределение. Проточная часть состоит из
семи ступеней с полным подводом пара.
Турбина Р-12-1,4П питается паром из отбора
после 16-й ступени главной турбины К-300-23,5
«Турбоатома». Отработавший пар сбрасывается в
камеру за 25-й ступенью и частично в систему реге-
нерации. Турбина имеет одновенечную регулирую-
Таблица 3.14. Приводные и приводимые агрегаты энергоблоков
Энергоблок с турбинами Приводная турбина насоса Завод-изготовитель турбины Число на блок Приводимые агрегаты Приводная турбина воздуходувки Завод-изготови- тель турбины Число на блок
Питательный насос Бустерный насос
К-300-23,5 Р-12-1,5П КТЗ 1 ПН-1135-340 — — — —
(ОР-1,2ПМ) Р-12-1,4П ЛО «Пролетарский завод» 1 ПТН-1150-340-М — — — —
К-500-23,5 К-11-1,0П КТЗ 2 ПН-1500-350; ПН-950-350 ПД-1600-180М — — —
К-800-23,5 К-17-1,5П (ОК-1,8ПУ-800) » 2 ПН-1500-350 ПД-1600-180 Р-6-0,9П (ОР-1,2-ПВ); К-7-1,0П (ОК-18ПВ-800) КТЗ » 2 2
К-1200-23,5 К-17-1,7П (ОК-18ПУ-1200) » 3 ПН-1500-350 ПД-1600-180 К-6-1,0П (ОК-18ПВ-1200) » 3
К-1000-5,9/25 К-12-1,0П » 2 ПТН-3750-100 — — — —
Т-250/300-23,5 Р-12-2.2П ЛО «Пролетарский завод» 1 ПТН-1100-350-24 — — — —
Примечание. Обозначение приводной турбины: первая буква — тип (К — конденсационная, Р — с противодавлением), первые две цифры — мощность, МВт,
вторые — начальное давление, МПа; буква П — приводная; в скобках приведены заводские обозначения турбин.
Таблица 3.15. Основные технические характеристики и параметры турбин для привода питательных насосов
Показатель Р-12-1,5П Р-12-1,4П К-11-1,оп К-17-1,5П К-17-1,7П К-12-1,0П Р-12-2,2П
Номинальная мощность, кВт 12 500 12 500 11 350 17 150 17 100 11 600 12 000
Номинальная частота вращения, с-1 100 86,7 76,67 77,75 77,67 58,33 86,67
Диапазон изменения частоты вращения, с-1 87,7—100 — 44,3—78,3 44,3—78,3 44,3—78,3 41,3—58,3 —
Номинальные параметры перед стопорным клапаном:
давление, МПа 1,52 1,44 1,01 1,44 1,65 0,97 2,2
температура, °C 450 443 377 432 445 248 501
Давление в конденсаторе, кПа — — 4,76 6,87 6,87 5,88 —
Противодавление, МПа 0,12 0,24 — — — — 0,66
Температура охлаждающей воды, °C — — 15 15 15 22 —
Расход пара через стопорный клапан, кг/с 31,7 31,7 14,79 20,64 20,19 19,11 45,8
КПД от стопорного клапана приводной турбины, % — — 80,4 81,3 80,1 79,0*
Внутренний относительный КПД.
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ/ (Разд 3
Рис. 3.57. Турбина КТЗ мощностью 12,5 МВт для приводы питательных насосов блоков 300 МВт:
1 — фундаментная плита и гибкие опоры; 2, 16 — корпуса переднего и заднего подшипников; 3 — ротор; 4 — блок регулирования; 5 — вертикальная шпонка;
б, 13 — наружные крышки переднего и заднего уплотнений; 7, 12 — обоймы переднего и заднего уплотнений; 8, 11 — передние и задние части корпуса турбины;
9 — обойма сопловой решетки; 10 — диафрагма; 14 — крышка корпуса заднего подшипника; 15 — задняя фундаментная плита; 17 — выходной патрубок;
18 — подвод пара к турбине; 19 — дроссельный клапан; 20 — передняя лапа; 21 — поперечная шпонка; 22 — дистанционный болт лапы
ТУРБИНЫ ПИТАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ И ВОЗДУХОДУВОК КОТЛОВ
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ/
Рис. 3.58. Конденсационная турбина КТЗ для привода питательных насосов блоков мощностью 500 и 800 МВт:
1 — кожух муфты; 2, 21 — муфты; 3 — редуктор; 4 — муфта зубчатая; 5, 20 — крышки корпусов подшипников; 6 — рабочее колесо масляного насоса — диск
упорного подшипников; 7 — блок регулирования; 8 — рычаг парораспределения; 9 — экран; 10, 18 — обоймы уплотнений; 11 — корпус турбины; 12 сегмент
сопл первой ступени; 13 — щитки надбандажных уплотнений; 14 — диафрагма; 15 — диск; 16 — ротор; 17 — атмосферный клапан; 19 —валопопоро™ с
устройство; 22 -талая, всртИк„вна. : 30 - фуаламоат»»^ плат». 24- Л- """°'”
27 выколкой >и.-П'уЕок. 23 — нолвод паря к турою.с. ^Г>У -----------------—
13.9]
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
295
Таблица 3.16. Основные технические характеристики н параметры турбин для привода воздуходувок
Показатель Р-6-0,9П К-7-1ДП К-6-1,0П
Номинальная мощность, МВт 6440 6500 6300
„ -1 Номинальная частота вращения, с 100 78,33 78,33
Диапазон изменения частоты вращения, с 1 50—100 42,5—78,3 42,5—78,3
Номинальные параметры перед стопорным клапаном:
1 давление, МПа 0,88 0,89 0,76
температура, °C 360 375 355
Давление в конденсаторе, кПа — 4,41 4,41
1 Противодавление, МПа 0,15 — —
Температура охлаждающей воды, °C — 15 16
Расход пара через стопорный клапан, кг/с 19,72 8,63 8,75
1 Внутренний относительный КПД, % 84,0 83.4 83,4
щ)ю ступень, питаемую от двух сегментов сопл, и
шесть ступеней с полным подводом пара.
Турбины К-11-1,0П, К-17-1,5П и К-17-1.7П
полностью унифицированы, выполнены на базе
турбины ОК-18-ПУ КТЗ и отличаются лишь разме-
рами проточной части. Характерная особенность
турбин — их возможность работать в широком диа-
| пазоне частот вращения, обеспечивая работу бло-
ков 500, 800 и 1200 МВт в режиме скользящего на-
чального давления соответственно для указанных
блоков в диапазоне нагрузок 80—50, 64—30 и
100—50 %. При питании паром из главной турбины
на блоках 500, 800 и 1200 МВт обеспечивается ми-
нимальная нагрузка блока соответственно 50, 35 и
45 %. При меньших нагрузках питание турбины
осуществляется от БРОУ ТПН от постороннего ис-
точника. Парораспределение турбины — дроссель-
ное. Проточная часть состоит из восьми ступеней.
Турбина К-12-1,0П (ОК-12А) по условиям эко-
номичности блоков, предназначенных для АЭС,
спроектирована на низкие начальные параметры
пара. Пар в турбину поступает после СПП с посто-
янной температурой при изменении давления в
пределах 1,1—0,45 МПа. Диапазон изменения час-
тоты вращения обеспечивает изменение нагрузки
главной турбины от 100 до 10 %. При малых нагруз-
ках, пусках и аварийных ситуациях турбина пита-
ется от БРУ ТПН. Проточная часть состоит из 10
ступеней. В ней применены эффективные способы
влагоудаления: периферийная внутриканальная се-
парация и ступень-сепаратор.
Турбина Р-6-0,9П (ОР-12ПВ) КТЗ построена на
базе турбины Р-12-1,5П и предназначена для при-
вода через редуктор с передаточным отношением
6,52 воздуходувки ВДН-36х2 для котлов блоков
800 МВт. При изменении частоты вращения в диа-
пазоне 50—100 с-1 при двух работающих воздухо-
дувках обеспечивается производительность котла в
пределах 100—40 %. При растопке котла и при на-
грузке менее 50 % используют один вентилятор.
Турбина имеет дроссельное парораспределение.
Проточная часть состоит из шести ступеней с пол-
ным подводом пара. Импульс для работы турбины
на соответствующей частоте задастся регулятором
общего воздуха котла.
Турбины К-7-1.0П и К-6-1,0П служат для приво-
да воздуходувок ВДН-36х2 блоков 800 и 1200 МВт.
Привод воздуходувки осуществляется через гибкую
муфту и редуктор с передаточным отношением 5,1.
В блоке 1200 МВт при изменении частоты враще-
ния воздуходувки обеспечивают работу в диапазоне
нагрузок 100—45 % при работе котла под наддувом
и 100—65 % при работе под разрежением. Для бло-
ка 800 МВт соответствующие значения равны 100—
48 и 100—70 %. При меньших нагрузках и розжиге
котла расход воздуха изменяется дросселирова-
нием, а пар для турбины берется либо от пуско-
сбросного устройства, либо от коллектора собствен-
ных нужд.
Турбина имеет дроссельное парораспределе-
ние и проточную часть из восьми ступеней. Конст-
рукция турбины аналогична конструкции турбин
К-11 -1,0П, К-17-1,5П и К-17-1,7П.
3.9. ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА
ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
3.9.1. РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
Тепловая схема ПТУ в значительной мере опре-
деляется системой регенеративного подогрева пи-
тательной воды. Такой подогрев воды паром, час-
тично отработавшим в турбине и отводимым от нее
к подогревателям через специальные отборы, обес-
печивает повышение термического КПД цикла (см.
разд. 2 книги 2 настоящей справочной серии) и
улучшение экономичности установки — одного из
ее функциональных свойств.
296
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд
В систему регенеративного подогрева пита-
тельной воды входят подогреватели, обогреваемые
паром из отборов турбины; деаэратор (как прави-
ло); некоторые вспомогательные теплообменники
(подогреватели, использующие теплоту пара из уп-
лотнений турбины, конденсаторы пара испарите-
лей, эжекторов и др.), а также перекачивающие на-
сосы — конденсатные, питательные, сливные.
Теплообменное оборудование, комплектующее
гурбоустановки, показано в табл. 3.17. В табл. 3.18
приведены типоразмеры насосов, применяемых в
тепловых схемах ПТУ; их характеристики даны ни-
же (см. разд. 5). Проектирование тепловой схемы
каждой конкретной электростанции в определен-
ном смысле индивидуально: в типовой проект мо-
гут вноситься изменения. Заводы-изготовители
(прежде всего турбинные) могут вносить и вносят
изменения в технические условия на изготовление
как самой турбины, так и другого оборудования
ПТУ. Поэтому данные табл. 3.17, 3.18 следует рас-
сматривать как некоторый достигнутый уровень .
Таблица 3.17 составлена таким образом, чтобы
можно было восстановить тепловую схему ПТУ и с
привлечением данных других таблиц раздела про-
извести ее расчет.
Подогреватели, давление нагреваемой воды в
которых определяется напором конденсатных
насосов, называются подогревателями низкого
давления. Для ТЭС предусматривалось (ОСТ
108.271.17-76), что рабочее давление пара в ПНД
должно быть не выше 1,0 МПа, а нагреваемого
конденсата — 3,2 МПа; для АЭС — соответствен-
но 1,6 и 4,2 МПа (ОСТ 108.271.28-81).
Система регенерации низкого давления выпол-
няется однопоточной, т.е. с нагревом воды в одной
группе последовательно расположенных ПНД. В
некоторых случаях отдельные ступени подогрева
могут иметь два корпуса: например, два аппарата
ПН-950-42-8А (ПНД1) в схеме турбоустановки
К-550-6,4/50, параллельно включенные по основ-
ному конденсату и греющему пару.
Подогреватели низкого давления применяются
двух типов: поверхностные и смешивающие.
Подогрев воды в подогревателях поверхностно-
го типа (их характеристики даны в табл. 3.19) в об-
щем случае может осуществляться в зонах: охлажде-
ния перегретого пара из отбора турбины (зона ОП),
конденсации пара (КП) и охлаждения конденсата па-
ра (ОК или ОД).
Характеристики оборудования, приведенного в
разд. 3, взяты из отраслевых каталогов [24, 36, 44],
сверены с номенклатурным перечнем продукции АО
«Таганрогский котельный завод «Красный котель-
щик» (ТКЗ, 1998 г.), АО «Машиностроительный завод
ЗиО-Подольск» (АО ЗиО) и др.
Применяются чаще всего две схемы включенш I
ПНД поверхностного типа: 1) со сливом дренЖ I
предстоящий по ходу основного конденсата подо- I
греватель с меньшим давлением в межтрубно» I
пространстве; 2) с дренажным (сливным) насосом I
закачивающим дренаж ПНД в линию основною I
конденсата после данного подогревателя.
Схема регенерации в части низкого давленю I
может быть выполнена с последовательным пере- I
пуском дренажей в подогреватели с меньшим дав- I
лением и из ПНД1 — в конденсатор (каскаднаясхе- I
ма слива дренажей) или с установкой дренажных I
насосов (одного или двух). Сливные насосы целе-
сообразно устанавливать у подогревателей с наи- I
большей тепловой нагрузкой или у тех, в которые I
сбрасываются значительные расходы рабочего тпа
(например, дренаж промежуточного сепаратора
ПТУ АЭС). В случае одинаковых условий работы
ПНД сливные насосы целесообразно устанавливать
так, чтобы каскадный слив дренажей делился при-
мерно на равные части. Установка одного сливного
насоса может повысить электрический КПД ПТУ
приблизительно на 0,3, двух — на 0,35 %.
Саратовский завод энергетического машино-
строения АО «Энергомаш» для ПТУ мощностью
60—300 МВт выпускает ПНД вертикального ис-
полнения (рис. 3.59). Основные узлы подогревате-
лей следующие: водяная камера с патрубками для
подвода и отвода питательной воды, перегородка-
ми внутри нее для организации в подогревателе оп-
ределенного числа ходов воды (как правило, четы-
ре или шесть ходов в ПН-130, ПН-200, ПН-250,
кроме ПН-250-16-7-Псв) и фланцем; трубная систе-
ма из U-образных трубок диаметром 16 и толщиной
стенки 1 мм, концы которых завальцованы в труб-
ной доске; направляющие промежуточные перего-
родки для потока пара; патрубки, опорные лапы I
фланец, приваренные к корпусу подогревателя
Трубная доска с помощью шпилек закрепляете!
между фланцами корпуса и водяной камеры.
Некоторые конструктивные особенносги п(
сравнению с другими аппаратами имеют подогре
ватели ПН-350. Эти особенности связаны прежд
всего с наличием кожуха, плотно облегающег
трубный пучок. При этом устраняется местное дг
намическое воздействие пара на трубный пучок.
В подогревателях с площадью теплообменно
2
поверхности 90—350 и 800 м применяются трубк
из латуни марок Л-68 и Л0-70-1 и сплава марк
МНЖ-5-1 [36]. В аппаратах, предназначенных дг
турбоустановок на сверхкритические давления п;
ра, применяются, как правило, трубки из сплаг
МНЖ-5-1 и аустенитной нержавеющей стали ма|
ки08Х18Н10Т.
Таганрогским котельным заводом выпускают!
ПНД для систем регенерации паротурбинных уст
новок мощностью 300 МВт и выше для станци
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
297
Таблица 3.17. Теплообменное оборудование, комплектующее паротурбинные установки
1 Оборудование К-210(215)-12,8 ЛМЗ К-300(310)-23,5 ЛМЗ К-500-23,5-4 ЛМЗ
Типоразмер Завод-из- *2 готовитель Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель
1 Конденсатор 200 КЦС-2 ЛМЗ 300 КЦС-3 ЛМЗ 500 КЦС-4 ЛМЗ
| Основной эжек- I тор конденсаци- I оиной установки ЭП-3-700-1 (2 шт.) ЛМЗ ЭВ-7-1000 (2 шт.) ЛМЗ ЭПО-3-150 (2 шт.) ЛМЗ
1 Охладитель пара I из концевых ка- 1 мер уплотнений 1 (с эжектором) ПН-100-16-4-Ш ЛМЗ ОВ-140М (ЭВ-1-230) «Энерго- маш» ПС-220-1 ЛМЗ
Охладитель пара из промежуточ- 1 кых камер утешений 3 Подогреватели низкого давле- ния: ПС-50-1 (кИ,) «Энерго- маш» ПС-115 ЛМЗ ПС-300-33-0,25 (ПНД2) ЛМЗ
ПНД1 Встроен в кон- денсатор — ПН-550-25-1-IV*4 ТКЗ ПНСВ-2000-1 ткз
ПНД2 ПНСВ-800-2 ткз ПН-550-25-6-П1*4 » ПНСВ-2000-2 »
ПНДЗ ПН-350-16-7-11 «Энерго- маш» ПН-550-25-6-11 » ПН-1100-25-6-1 »
ПНД4 ПН-350-16-7-1 » ПН-550-25-6-1 » ПН-850-25-6-1 »
ПНД5 — — — — — —
Охладитель 5 конденсата ПН-250- 16-7-Пс в (2 шт.) — ОВ-140М (ПСВ) «Энерго- маш» (ПНДЗ, ПНД4) —
Подогреватель с закачкой конден- сата сливными насосами кН, — ПНД2 1 -— — —
Деаэратор Подогреватели высокого давле- ния: ДП-1000/100 «Сибэнерго- маш» ДП-1000/100 «Сибэнерго- маш» ДП-2000/150 «Сибэнерго- маш»
ПВД1 ПВ-775-265-13 ТКЗ ПВ-1250-3 80-17-1 ТКЗ ПВ-1800-37-2,0 ТКЗ
ПВД2 ПВ-775-265-31 » ПВ-1700-380-45 » ПВ-1800-37-4,5 »
ПВДЗ Подогреватели сетевой воды 7: ПВ-775-265-45 » ПВ-1550-380-70 » ПВ-1800-37-6,5 »
основной (нижний) — «Энерго- маш» ПСВ «Энерго- маш» ПСВ «Энерго- маш»
пиковый (верхний) — То же ПСВ То же ПСВ То же
Маслоохлади- тель МП-165-150-11 (2 шт) ЛМЗ МП-330-300-1 ЛМЗ МП-330-300-1 (3 шт.) ЛМЗ
298
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Продолжение табл.! Р
Оборудование К-800-23,5-5 ЛМЗ К-1000-5,9/50 ЛМЗ К-1200-23,5-3 ЛМЗ ]
Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель
Конденсатор 800 КЦС-5 ЛМЗ 1000 КЦС-1 ЛМЗ 1200 КЦС-1 ЛМЗ
Основной эжек- тор конденсаци- онного устрой- ства ЭВ-7-1000 (2 шт.) ЛМЗ ЭВ-7-1000 (4 шт.) ЛМЗ ЭВ-4-1100 (3 шт) ЛМЗ
Охладитель пара из концевых ка- мер уплотнений (с эжектором) ПС-220-1 (ЭВ-1-230) ЛМЗ ЭВ-1-230 (2 шт.) ЛМЗ ЭВ-1-275 (2 шт.) ЛМЗ
Охладитель пара из промежуточ- ных камер „*з уплотнении Подогреватели низкого давле- ния ПС-300-33-0,25 (ПНД2) ЛМЗ ОВ-140М «Энерго- маш»
ПНД1 ПНСВ-2000-1 ТКЗ ПНСГ-2000-1А (2 шт.) ТКЗ HH-2300-25-7-V ТКЗ
ПНД2 ПНСВ-2000-2 » ПНСГ-4000-ПА » HH-2300-25-7-IV »
ПНДЗ ПН-1900-32-6-11 » ПН-3200-30-16-1А » ПН-2300-25-7-111 »
ПНД4 ПН-1900-32-6-1 » ПН-3200-30-16-IA » ПН-2300-25-7-11 »
ПНД5 — — ПН-3200-30-16-ПА » ПН-2300-25-7-1 »
Охладитель *5 конденсата ОВ-700 (ПНДЗ, ПНД4) — — — — —
Подогреватель с закачкой конден- сата сливными насосами — — ПНД4 — ПНД2 —
Деаэратор ДП-2800/185 «Сибэиерго- ДП-3200(2х «Сибэнерго- ДП-2000/185 «Сибэнерго
Подогреватели высокого давле- ния (2 шт.) маш» х1600)/185 (2 шт.) маш» (2 шт.) маш»
ПВД1 ПВ-1800-37-2,0 (2 шт.) ТКЗ ПВ-2500-97-18А ТКЗ ПВ-2500-380-17 ТКЗ
ПВД2 ПВ-1800-37-4,5 (2 шт.) » ПВ-2500-97-28А » ПВ-2500-3 80-37 »
ПВДЗ Подогреватели сетевой воды*7: ПВ-1800-37-6,5 (2 шт.) » — — ПВ-2500-380-61 »
основной (нижний) — «Энерго- маш» ПСВ-500-14-23 (2 шт. 1-й ступе- ни) «Энерго- маш» ПСВ «Энерго- маш»
пиковый (верхний) То же ПСВ-500-3-23 (2 шт. 2-й ступе- ни); ПСВ-500-14-23 (пиковый; 2 шт.) То же » пев То же
Маслоохлади- тель МП-330-300-1 (3 шт.) ЛМЗ МП-330-300-1 ЛМЗ МП-330-300-1 (3 шт.) ЛМЗ
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
299
Продолжение табл. 3.17
1 Оборудование Т-180/210-12,8-1 ЛМЗ ПТ-60/75-12,8/1,3 ЛМЗ ПТ-80/100-12,8/1,3 ЛМЗ
Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель
[ Конденсатор 180 КЦС-1 ЛМЗ 60 КЦСТ-4 ЛМЗ 80 КЦСТ-1 ЛМЗ
Основной эжек- тор конденсаци- онного устрой- ства ЭП-3-700-1 (2 шт.) ЛМЗ ЭП-3-700-1 (2 шт.) ЛМЗ ЭП-3-700-1 ЛМЗ
Охладитель пара в концевых ка- мер уплотнений (с эжектором) ПС-50-1 ЛМЗ ПС-50-1 (ЭП-1-1100-1) ЛМЗ ПС-50-1 ЛМЗ
Охладитель пара ПСВ-90-7-15 «Энерго- ПСВ-90-7-15 «Энерго- ПН-130-16-4-И1 «Энерго-
из промежуточ- ных камер уплотнений 3 Подогреватели низкого давле- ния: (ПНД2) маш» маш» (ПНД2) маш»
ПНД1 ПН-350-16-7-1 То же Встроен в кон- денсатор ЛМЗ Встроен в кон- денсатор ЛМЗ
ПНД2 ПН-350-16-7-111 » ПН-100-16-4-1 «Энерго- маш» ПН-130-16-10-11 «Энерго- маш»
ПНДЗ ПН-350-16-7-П1 » ПН-130-16-9-1 То же ПН-200-16-7-1 То же
ПНД4 ПН-350-16-7-1П » ПН-130-16-9-1 » ПН-200-16-7-1 »
ПНД5 — — — — — —
Охладитель *5 конденсата — — — — — —
Подогреватель с закачкой конден- сата сливными насосами ПНД2, ПНДЗ, ПСГ1,ПСГ2 — ПНД2 — ПНД2, ПСП, ПСГ2 —
Деаэратор Подогреватели высокого давле- ния: ДП-1000/100 «Сибэнерго- маш» ДП-225/65 «Сибэнерго- маш» ДП-500/100 «Сибэнерго- маш»
ПВД1 ПВ-775-265-13 ТКЗ ПВ-350-230-21-1 ТКЗ ПВ-4 50-230-25 ТКЗ
ПВД2 ПВ-775-265-31 » ПВ-350-230-36-1 » ПВ-450-230-35 »
ПВДЗ Подогреватели сетевой воды 7: ПВ-775-265-45 » ПВ-350-230-50-1 » П В-450-230-50 »
основной (нижний) ПСТ-5000-3,5-8-1 ЛМЗ пев «Энерго- маш» ПСГ-1300-3-8-1 ТМЗ
пиковый (верхний) ПСГ-5000-3,5-8-1 » пев То же ПСГ-1300-3-8-1 »
Маслоохлади- тель МП-165-150-1 (2 шт.) » МП-165-150-1 (2 шт) «Красный гидропресс» МП-165-150-1 ЛМЗ
300
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Продолжение табл. JJ
Оборудование Р-50/60-12,8/1,3-2 ЛМЗ Р-102/107-12,8/1,5-2 ТМЗ ПТ-140/165-12,8/1,5ТМЗ
Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель
Конденсатор — — — — К2-6000-1 ТМЗ
Основной эжек- тор конденсаци- онною устройст- ва — — — — ЭП-3-2А (2 шт.) »
Охладитель па- ра из концевых камер уплотне- ний (с эжекто- ром) ХЭ-65-350 ТМЗ ХЭ-65-130 ТМЗ ЭУ-120-1 »
Охладитель па- ра из промежу- точных камер „*3 уплознении 11одогрсватели низкого давле- ния: ПС-50-1 ЛМЗ ПС-100-3 » ПН-250-16-7-Псв (ПНД1) »
ПНД1 — — — — ПН-350-16-7-1 «Энерго- маш»
ПНД2 — — — — ПН-350-16-7-П То же
ПНДЗ — — — — ПН-400-26-7-П (2 шт.) »
ПНД4 — — — — ПН-400-26-8-V (2 шт.) »
ПНД5 — — — — — —
Охладитель *5 конденсата — — — — — —
Подогреватель с закачкой конден- сата сливными насосами — — — — ПНД2, ПНДЗ, ПСГ1, ПСГ2 —
Деаэратор Подогреватели высокого давле- ния: ДП-500/120 «Сибэнсрго- маш» ДП-1000/100 «Сибэнерго- маш» ДП-1000/100 «Сибэнерго маш»
ПВД1 ПВ-450-230-25 ТКЗ ПВ-760-230-14 ТКЗ ПВ-760-230-14 ТКЗ
ПВД2 ПВ-450-230-35 » ПВ-800-230-21 » ПВ-800-230-21 »
ПВДЗ Подогреватели сетевой воды 7: ПВ-450-230-50 » ПВ-800-230-32 » ПВ-800-230-32 »
основной (нижний) Нет — Нет — ПСГ-1300-3-8-1 ТМЗ
пиковый (верхний) » — » — ПСГ-1300-3-8-1 »
Маслоохлади- тель МП 165-150-1 (2 пл ) ЛМЗ Встроен в масло- бак ТМЗ Встроен в масло- бак »
|39)
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
301
Продолжение табл. 3.17
Оборудование Т-110/120-12,8 ТМЗ Т-185/220-12,8 ТМЗ Т-250/300-23,5-3 ТМЗ
Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель
Конденсатор КГ2-6200-Ш ТМЗ КГ2-12000-1 ТМЗ К-14000-1 ТМЗ
Основной эжек- тор конденсаци- онного устрой- ства ЭП-3-2А (2 шт.) » ЭПО-3-135-1 (3 шт.) » ЭП-3-135 (2 шт.) »
Охладитель пара из концевых ка- мер уплотнений (с эжектором) ХЭ-90-550 » ЭУ-120-1 » ЭУ-120 »
Охладитель пара из промежуточ- ных камер уплотнений J Подогреватели низкого давле- ния: ПН-100-16-4-111 (ПНД1) «Энерго- маш» ПС-250-30-0,5-1 (ПНД1) » ПС-250-8-0.5 (ПСП) »
ПНД1 ПН-250-16-7- Шсв То же ПН-400-26-7-11 ТКЗ ПН-400-26-2-1У «Энерго- маш»
ПНД2 ПН-250-16-7- IVcb » ПН-400-26-7-11 » ПН-400-26-7-11 То же
ПНДЗ ПН-250-16-7- IVcb » ПН-400-26-7-11 » ПН-400-26-7-11 »
ПНД4 ПН-250-16-7- IVcb » ПН-400-26-8-УМ » ПН-400-26-7-11 »
Г1НД5 — — — — ПН-400-26-7-1 »
Охладитель *5 конденсата — — — — — —
Подогреватель с закачкой конден- сата сливными насосами ПНД2, ПНДЗ, ПСП,ПСГ2 — ПНД2, ПНДЗ, ПСГ1,ПСГ2 П11Д2, ПНДЗ, ПНД4, ПСП, ПСГ2
Деаэратор Подогреватели высокого давле- ния: ДП-500/120 «Сибэнерго- маш» ДП-1000/100 «Сибэнерго- маш» ДП-1000/100 «Сибэнерго- маш»
ПВД1 ПВ-450-230-25 ТКЗ ПВ-760-230-14 ТКЗ ПВ-900-380-18 ТКЗ
ПВД2 П В-450-230-35 » ПВ-800-230-21 » I IB-1200-3 80-43 »
ПВДЗ Подогреватели сетевой воды 7: ПВ-450-230-50 » ПВ-800-230-32 » ПВ-900-380-66 »
основной (нижний) ПСГ-2300-2-8-1 ТМЗ ПСГ-5ООО-3,5-8-11 ТМЗ ПСГ-5000-3,5-8-1 ТМЗ
пиковый (верхний) ПСГ-2300-2-8-1! » ПСГ-5000-3,5-8-П » ПСГ-5000-3,5-8-1 »
Маслоохлади- тель Встроен в мас- лобак » МБ-63-90 (3 шт.) «Красный гидропресс» МБ-63-90 (3 шт.) «Красный гидропресс»
302
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Продолжение табл. 3.11
Оборудование К-160/170-12,8 «Турбоатома» К-220-4,3/50 «Турбоато.ма» К-550-6,4/50 «Турбоатоиа» 1
Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- товитель Типоразмер Завод-изго- I то в втечь 1
Конденсатор К-9115 «Турбоатом» К-8170, К-10120, К-12150*8 «Турбоатом» К-10120 (4 шт.) «Турбоатом»
Основной эжек- тор конденсаци- онного устройст- ва ЭП-3-25/75 (2 шт.) » ЭП-3-25/75 (2 шт.) » ЭП-3-55/150 (3 шт.) »
Охладитель пара из концевых ка- мер уплотнений (с эжек гором) ЭП-1-80 (2 шт.) » ЭП-1-150 » ЭП-1-150 (2 шт.) »
Охладитель пара из промежуточ- ных камер „*3 уплотнении Подогреватели низкого давле- ния:
ПНД1 ПН-250-16-7-Шсв «Энерго- маш» ПН-800-29-7-1А «Энерго- маш» ПН-950-42-8А (2 шт.) ткз
ПНД2 ПН-250-16-7-П То же ПН-800-29-7-ПА З'о же ПН-1800-42-8-1А »
ПНДЗ ПН-250-16-7-1 » ПН-800-29-7-ША » ПН-1800-42-8-ПА »
ПНД4 ПН-250-16-7-1 » ПН-800-29-7-1V А » ПН-1800-42-8-ША »
ПНД5 ПН-250-16-7-1 » 11H-800-29-7-VA » HH-400-26-8-IVA »
Охладитель *5 конденсата — — ОВ-150-3 А (ПНДЗ) » OKT-500-25-I5-IA (ПНД2) ткз
Подогреватель с закачкой конден- сата сливными насосами ПНД1.ПНД4 — ПНД2, ПНД4 — — —
Деаэратор Подогреватели высокого давле- ния: ДП-500/100 «Сибэнерго- маш» ДП-1000/100А «Сибэнерго- маш» ДП-2000(2х х 1000)/120А «Сибэнерго- маш»
ПВД1 ПВД2 ПВДЗ Подогреватели *7 сетевой воды ПВ-425-230-13М ПВ-425-230-25М ПВ-425-230-37М ТКЗ » » ПВ-1600-92-I5-2A ПВ-1600-92-20-2А ПВ-1600-92-30-2А ТКЗ » » —
основной (нижний) ПСВ «Энерго- маш» ПСВ «Энерго- маш» ПСВ промежу- точного контура (4 шт.) «Энерго- маш»
пиковый (верхний) ПСВ То же ПСВ То же ПСВ основного контура (4 шт.) То же
Маслоохлади- тель МБ-50-75 «Турбоатом» МБ-90-135 (4 шт ) «Турбоатом» МБ-490-250 (3 шт.) «Турбоатом»
§3.9) ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ 303
Окончание табл. 3.17
Оборудование К-750-6,4/50 «Турбоатома» К-1100-5,9/25-2М «Турбоатома»
Типоразмер Завод-изготови- тель Типоразмер Завод-изготови- тель
Конденсатор К-11520 (4 шт.) «Турбоатом» К-33270 (2 шт.) «Турбоагом»
Основной эжектор кон- ЭПО-3-220 (3 шт.) » ЭПО-3-50/150 (3 шт.) »
денсационного устрой- ства Охладитель пара из ЭП-1-150 (2 шт.) » ЭУ-15 »
концевых камер уплот- нений (с эжектором) Охладитель пара из
промежуточных камер ~*3 уплотнении Подогреватели низкого давления: ПНД1 ПН-1200-42-4-1А (2 шт) ТКЗ ПН-1200-25-6-1А (3 шт.) ТКЗ
ПНД2 ПН-1900-42-4-1А » ПН-1200-25-6-ПА (3 шт.) »
ПНДЗ ПН-1900-42-4-11А » ПН-3000-25- 16-IIIА »
ПНД4 11Н-1900-42-13-1IIA » ПН-3000-25-16-1V А »
ПНД5 ПН-1900-42-13-1V А » — —
Охладитель — — ОКГ-500-25-15-1А (ПНД2) ТКЗ
конденсата 5 Подогреватель с закач- ПНД2, ПНД4 — ОКГ-500-25-15-1А (ПНД4) »
кой конденсата сливны- ми насосами Деаэратор ДП-2200/120А (2 шт.) «Сибэнергомаш» ДП-3200(2х1600)/185А «Сибэнергомаш»
Подогреватели высоко- го давления: ПВД1 (2 шт.) ПВ-2500-97-10А (2 шт.) ТКЗ
ПВД2 ПВДЗ Подогреватели сетевой *7 воды : основной (нижний) ПВ-2 500-97-18А (2 шт.) ПВ-2500-97-28А (2 шт.) » » «Энергомаш»
пиковый (верхний) — — — »
Маслоохлад ител ь МБ-490-250 (3 шт.) «Турбоатом» МБ-380-500 (3 шт.) «Турбоатом»
*1
В таблице не указаны испарители, необходимость поставки и типоразмеры которых определяются, как прави-
ло, при проектировании электростанций с ПТУ в основном следующих типов: К-210(215)-12,8; К-300(310)-23,5;
К-220-4,4; К-550-6,4; Т-110/120-12,8.
*2 Опущены буквы АО у названий заводов-изготовителей оборудования: АО «Сибэнергомаш» (г. Барнаул);
АО «Энергомаш» (г. Саратов); см. также сноску на с. 233.
В скобках обозначен подогреватель, перед которым по ходу питательной воды установлен данный тепло-
обменник.
*4 Для ПТУ с комбинированной системой регенерации типоразмеры первых двух ПНД (смешивающих) сле-
дующие: ПНСГ-800-1 и ПНСГ-800-2.
*5 _ _
В скобках обозначен подогреватель, конденсат которого охлаждается в охладителе.
*6 Конденсаторы испарителей (схему включения см. на рис. 3.76, а).
*7 В графах, где отсутствуют типоразмеры, необходимые подогреватели выбираются проектировщиком элек-
тростанции.
*8 Модификация конденсатора выбирается в зависимости от температуры охлаждающей воды (5, 12 или 22 °C).
304
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.3
Таблица 3.18. Насосы конденсатно-питательного тракта паротурбинных установок
Насос К-210-12,8-3 (6) ЛМЗ К-300-23,5-3 ЛМЗ К-500-23,5-4 ЛМЗ
Типоразмер Число Типоразмер Число Типоразмер Число
Конденсатный первого подъема КСВ-500-85 2 КСВ-500-85 3 КСВ-1000-95 2
Конденсатный второго подъема (третьего подъе- ма) КСВ-320-160 3 КСВ-500-150 3 КСВ-1600-90 (КСВ-1500-140) 2 (2)
Питательный ПЭ-580-185/200 — 111 Н-1150-340М — ПН-1500-350 2
ПЭ-720-185 — ПН-1135-340 СВПЭ-320-550 — ПН-950-350 2
*1 Сливной (дренажный) КС-80-155 (ПНД2) — КСВ-200-220 (ПНД2) 2 — —
Конденсатный сетевых *2 подогревателей — — — — — —
Насос К-800-23,5-5 ЛМЗ К-1000-5,9/50 ЛМЗ К-1200-23,5-3 ЛМЗ
Типоразмер Число Типоразмер Число Типоразмер Число
Конденсатный первого подъема КСВ-1000-95 3 КСВА-1500-120 3 КСВ-1600-100 3
Конденсатный второго подъема (третьего подъе- ма) КСВ-1000-95 (КСВ-1500-140) 3 (3) КСВА-1000-220 5 ЦН-1600-220 3 (3)
Питательный 1IH-1500-350 2 ПТ-3750-75 2 ПН-1500-350 2
* 1 Сливной (дренажный) — — КСВА-650-135 (П11Д4,сепаратор) КГТН-850-400*3 — КСВ-500-220 (ПНД2) —
Конденсатный сетевых подогревателей — — — — — —
Насос Т-110/120-12,8-4 ТМЗ Т-180/210(215)-12,8-1(2) ЛМЗ Т-250/300-23,5-3 ТМЗ
Типоразмер Число Типоразмер Число Типоразмер Число
Конденсатный первого подъема КСВ-320-160 2 — — КСВ-500-85 3
Конденсатный второго подъема (третьего подъе- ма) — — КСВ-320-160 3 КСВ-500-220 2
Питательный ПН*4 — ПН*4 — ПТН-1100-350-24 —
*1 Сливной (дренажный) КС-32-150 (ПНД2) КС-80-155 (ПНДЗ) — КС-80-150 (ПНДЗ) ксв- 300- 100 КС-80-155 (Г1НД2) КС-80-155 (ПНДЗ) 2 2
Конденсатный сетевых „*2 подогревателей КСВ-320-160 3 КС-80-150 3 КСВ-320-160 5
1391
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
305
Окончание табл. 3.18
Насос К-220-4,3/50 «Турбоатома» К-550-6,4/50-2 «Турбоатома» К-1100-5,9/25-2 «Турбоатома»
Типоразмер Число Типоразмер Число Типоразмер Число
I Конденсатный первого I подъема КСВ-475-245 3 КСВ-1500-120 3 KCB-I850-95 3
1 Конденсатный второго 1 подъема (третьего подъе- ма) — — ЦН-1500-240 3 ЦН 1850-170 3
Питательный ПЭ-850-65 3 СПЭ-1650-75 3 ПТ-3750-100*5 ПЭ-150-85 2
Сливной (дренажный) КСВ-200-210 (ПНД2) 8КСД-6ХЗ (ПНД4) 1 1 КСВ-200-210 2 КСВ-360-160 (ПНД1) КСВ-630-125 (ПНДЗ) 3 3
Конденсатный сетевых *2 подогревателей — — — — КСВ-200-220 2
В скобках обозначен подогреватель, дренаж которого закачивается насосом.
2 Указано суммарное число насосов у обоих подогревателей. У нижнего сетевого подогревателя устанавли-
вается столько же насосов или на один больше, чем у верхнего.
•3
Насос для откачки конденсата СПП с гидроприводом.
•4
Выбирается проектной организацией (как правило, ПЭ-580-200).
♦5
С бустерным насосом.
I работающих как на органическом, так и на ядерном
топливе.
Характерные конструктивные особенности по-
догревателей для энергоблоков, работающих на
органическом топливе, видны на рис. 3.60. На про-
1 межуточных перегородках трубного пучка имеют-
ся устройства для сбора стекающего по поверхно-
сти трубок конденсата греющего пара и отвода его
в нижнюю часть аппарата. В основном здесь при-
меняются трубки диаметром 16x1 мм из сплава
МНЖ-5-1 и стали марок 08Х14МФ, 08Х18Н10Т.
Остальные элементы изготавливаются из углеро-
дистой стали. Трубки в трубных досках крепятся
вальцовкой; имеется четыре хода воды (пучок па-
раллельно включенных П-образных трубок соот-
ветствует двум ходам воды).
ПНД энергоблоков АЭС (рис. 3.61) имеют сле-
дующие основные особенности:
трубные пучки набираются из прямых трубок
диаметром 16x1 мм из коррозионно-стойкой стали
08Х18НЮТ;
кроме вальцовки трубок их концы приварива-
ются к трубным доскам;
подогреватели ПН-950, ПН-1800 с целью защи-
ты трубного пучка имеют приемные паровые каме-
ры, из которых греющий пар через специальные ок-
на в цилиндрической части корпуса поступает к те-
плообменной поверхности, материал корпуса —
сталь 08Х18НI ОТ;
в зависимости от компоновки оборудования
ПТУ для ПНД применяется либо верхнее, либо
нижнее расположение основных водяных камер
(с входными и выходными патрубками).
В настоящее время поверхностные подогрева-
тели низкого давления выпускаются также АО
ЗиО: аппараты ПН-255-1.57-0,69-1 (ПНД1),
ПН-255-1,57-0,69-П (ПНД2) и ПН-370-1,57-0,69-III
(ПНДЗ) для турбоустановки ПТ-80/100-12,8/1,3
(недогрев в этих ПНД составляет 3 °C); ПН-365-
1,96-0,69 (ПНД2), ПН-370-1,96-0,69 (ПНДЗ) и
ПН-365-1,96-0,69-1 (ПНД4) для блоков с конденса-
ционными турбинами ПВК-200, К-200-12,8,
К-210-12,8, К-215-12,8 и К-225-12,8 (недогревы
равны соответственно 3,0; 2,9; 1,8 °C). Это верти-
кальные аппараты с верхним расположением ос-
новных водяных камер, трубных досок и фланце-
вого разъема. Корпус, камера, днища, трубные
доски, патрубки и фланцы изготовляются из угле-
родистой стали, теплообменные трубки диамет-
ром 16x1,2 мм — из стали 08Х14МФ.
В ПНД предусматривается 10 %-ный запас по
площади поверхности нагрева на случай выхода из
строя части трубок. Скорости перегретого пара в
патрубках подогревателей равны 50—60 м/с; насы-
щенного пара — 30—50 м/с при давлении, большем
0,098 МПа, и 80—100 м/с при давлении, меньшем
0,098 МПа. Для предотвращения эрозионного изно-
са поверхностей нагрева скорость воды должна
быть не выше 2 м/с для стальных углеродистых,
Таблица 3.19. Основные характеристики поверхностных подогревателей низкого давления системы регенерации паротурбинных установок
Типоразмер Завод-изго- товитель Площадь поверхности теплообмена, м2 Расчетный тепловой поток, МВт Максимальная температура пара, °C Номиналь- ный расход воды, кг/с Гидравлическое сопротивление, МПа (число ходов воды) Габаритные размеры, мм Масса ПНД, т
Высота Диаметр корпуса сухого полностью заполненного водой
ПН-100-16-4-1 «Энерго- маш» 100 1,7 240 72,2 0,029 (4) 3500 1020 2,9 5,3
ПН-100-16-4-Ш То же 100 1,6 240 75,0 0,029 (4) 3645 1020 3,4 5,6
ПН-130-16-9-1 » 130 7,3 400 63,9 0,088 (6) 4585 1020 3,6 8,3
ПН-130-16-10-11 » 130 7,3 400 63,9 0,088 (6) 4680 1020 3,9 7,0
ПН-200-16-7-1 » 200 10,2 240 97,2 0,069 (6) 4820 1224 6,0 10,6
ПН-250-16-7-11 » 250 11,6 400 111,1 0,069 (6) 5560 1224 6,5 Н,9
ПН-250-16-7-Псв » 250 11,6 425 111,1 0,042 (4) 5560 1224 6,5 Н,9
ПН-250-16-7-Шсв (IVcb) » 250 11,6 400 111,1 0,098 (6) 5275 1224 6,8 11,7
ПН-350-16-7-1 » 352 (24 ОП) 24,0 400 159,7 0,057 (4) 5777 1424 10,2 17,6
ПН-350-16-7-11 » 351 (29 ОК) 17,1 400 159,7 0,053 (4) 5777 1424 10,8 17,4
ПН-350-16-7-111 » 350 24,3 400 136,1 0,048 (4) 5777 1424 10,4 17,8
ПН-400-26-7-1 » 478 (98 ОП) 20,9 400 208,3 0,098 (4) 5985 1624 13,7 23,4
ПН-400-26-7-11 ПН-400-26-8-У То же 400 26,8 400 208,3 0,044 (4) 5655 1624 12,3 21,9
HH-400-26-2-IV » 400 15,5 400 208,3 0,044 (4) 5655 1624 12,5 23,1
ПН-550-25-1-1У ТКЗ 580 19,4 285 216,7 0,098 (4) 6450 1632 17,4 31,0
ПН-550-25-6-111 » 580 31,6 285 216,7 0,098 (4) 6450 1632 17,6 31,0
ПН-550-25-6-11 » 578 (28 ОК) 26,3 285 183,3 0,098 (4) 6730 1632 18,1 32,3
ПН-550-25-6-1 » 580 (38,5 ОП) 23,9 320 183,3 0,098 (4) 6450 1632 17,0 30,6
ПН-850-25-6-1 » 870 (130 ОП) 32,4 350 241,7 0,12 (4) 7700 1832 22,5 38,0
ПН-1100-25-6-1 » И 17 (158 ОП, 120 ОК) 44,7 350 363,9 0,11 (4) 7950 2040 28,5 50,0
ПН-1900-32-6-11 » 1940 70,4 310 538,0 0,068 (4) 8970 2650 50,2 91,3
ПН-1900-32-6-1 » 1940 72,7 320 538,9 0,064 (4) 8970 2650 49,1 90,3
HH-2300-25-7-V » 2398 78,1 200 673,6 0,073 (4) 9455 2852 61,3 82,1
ПН-2300-25-7-1У » 2395 70,9 200 673,6 0,069 (4) 9455 2852 61,8 S2.7
ПН-2300-25-7' III » 2395 70,9 1 50 789,4 0,087 (4) 8800 2852
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИХ
Типоразмер Завод-изго- товитель Площадь поверхности теплообмена, м2 Расчетный тепловой поток, МВт Максимальная температура пара,°C Номиналь- ный расход воды, кг/с Г идравлическое сопротивление, МПа (число ходов воды) Габаритные размеры, мм Окончание тиЛл. 1 Масса ПНД, т
Высота Диаметр корпуса сухого ПОЛНОСТЬЮ заполненного водой
ПН-2300-25-7-11 ТКЗ 2300 (405 ОП, 195 ОК) 74,1 220 789,4 0,116(4) 9150 2852 60,7 105,9
ПН-2300-25-7-1 » 2395 (350 ОК) 79,4 280 789,4 0,087 (4) 8800 2852 61,3 108,0
ПН-800-29-7-1А «Энерго- маш» 750 20,9 200 208,3 0,04 (4) 7500 1832 22,7 40,3
ПН-800-29-7-ПА То же 800 36,3 200 216,7 0,035 (4) 7515 1824 19,9 36,1
ПН-800-29-7-ША » 800 22,2 200 263,9 0,044 (4) 7515 1824 19,6 35,9
HH-800-29-7-IVA » 800 33,7 200 263,9 0,045 (4) 7515 1824 19,6 35,9
HH-800-29-7-VA » 800 23,7 200 291,7 0,049 (4) 7490 1824 19,5 35,7
ПН-950-42-8А ТКЗ 950 22,9 170 350,0 0,014(4) 9325 2032 36,1 70,7
ПН-1200-25-6-1А » 1180 34,7 200 311,4 0,039 (2) 9640 2050 47,5 81,0
ПН-1200-25-6-ПА » 1215 43,5 200 370,8 0,039(2) 9653 2050 47,0 76,5
ПН-1200-42-4-1А » 1200 37,9 150 422,5 0,021 (2) 10 450 2632 46,5 70,0
ПН-1800-42-8-1А » 1800 45,1 170 700,0 0,058 (4) 9430 2632 62,5 114,0
ПН-1800-42-8-ПА » 1800 48,0 195 700,0 0,059 (4) 9430 2632 61,4 110,0
ПН-1800-42-8-ША » 1800 76,2 170 700,0 0,059 (4) 9430 2632 61,6 110,0
ПН-1800-42-8-1VA » 1800 66,0 170 700,0 0,06 (4) 9430 2632 61,4 110,0
ПН-1900-42-4-1А » 1900 118,3 145 733,9 0,021 (2) 10 280 3264 68,9 95,0
ПН-1900-42-4-ПА » 1900 79,2 145 818,6 0,025 (2) 10 280 3264 68,2 95,0
ПН-1900-42-4-ША » 1900 89,8 190 818,6 0,025 (2) 10 280 3264 68,2 95,0
HH-1900-42-13-IVA » 1900 70,8 190 1051,4 0,038 (2) 10 280 3280 70,0 95,0
ПН-3000-25-16-IIIA » 3000 176,5 200 1112,5 0,0316(2) 10 542 3060 98,9 165,0
ПН-3000-25-16-IVA » 3000 115,8 200 1448,3 0,0495 (2) 10 542 3060 99,3 165,0
ПН-3200-30-16-1А » 3200 90,2 200 1082,2 0,0284 (2) 11 000 3480 121,2 200,0
ПН-3200-30-16-ПА » 3200 123,3 200 1430,6 0,056 (2) 11 000 3480 121,3 200,0
2 2
Примечания: 1. Числа в типоразмере означают: первое — площадь теплообменной поверхности, м“, второе и третье — рабочее давление, кгс/см , соответственно воды
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
в трубной системе и пара в корпусе, четвертое — номер модификации; буква А показывает, что данный ПНД применяется на АЭС.
2. Площади поверхности, указанные в скобках, относятся к зоне охлаждения пара (ОП) или конденсата (ОК) и входят в указанную площадь поверхности подогревателя.
3. Приведены максимальные значения расчетного теплового потока для установок, в которых используется данный подогреватель, при номинальном режиме работы.
308
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.
Рис. 3.59. Подогреватель низкого давления ПН-400-26-1:
А, Б — вход и выход нагреваемой воды; В — вход греющего пара; Г — выход конденсата пара; Д — подвод
конденсата от подогревателя с большим давлением греющего пара; Е, Ж — подвод и отвод парогазовой смеси
К— выход основного конденсата из встроенного пароохладителя; max. У, ср. У, min. У — максимальный,
средний и минимальный уровни
латунных и медно-никелевых труб и 4 м/с для труб
из нержавеющей стали [27].
В подогревателях смешивающего типа отсут-
ствует теплообменная поверхность, улучшается
использование теплоты отборного пара вследствие
отсутствия недогрева — разности между темпера-
турой насыщения греющего пара и температурой
нагреваемой среды на выходе из подогревателя.
В тоже время требуются специальные меры по соз-
данию перепада давлений между последовательно
расположенными смешивающими подогревателя-
ми: размещение их на разных уровнях по высоте
(усложняется строительная конструкция, компо-
новка) или установка перекачивающих насосов по-
сле каждого подогревателя.
Комбинированная система регенерации со сме-
шивающими ПНД в качестве первых ступеней ре-
генеративного подогрева (ПНД1 и ПНД2) с грави-
тационной схемой их включения внедрена более
чем на 40 блоках мощностью 300 МВт ряда ГРЭС
Рис. 3.60. Подогреватель низкого давления ПН-550-25-6-1:
обозначения те же, что на рис. 3.59
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
310
ПАРОТУР ВИННЫЕ УСТАНОВ КИ
[Разд.;
Схема движения
пара и воды
Рис. 3.61. Подогреватель ПН-1900:
обозначения те же, что и на рис. 3.59
Разность в высотах расположения подогревателей
выбрана такой, чтобы при всех режимах работы
обеспечивался слив конденсата самотеком из
ПНД1 в ПНД2. С учетом их взаимного расположе-
ния все подводы в ПНД1 выполнены снизу, а в
ПНД2 — сверху. В ПНД1 основной конденсат по-
сле конденсатора турбины подается конденсатны-
ми насосами первого подъема, а в деаэратор после
ПНД2 через остальные ПНД — конденсатными на-
сосами второго подъема. В блоках мощностью 500,
800 и 1000 МВт подача конденсата из ПНД1 в
ПНД2 предусмотрена с помощью перекачивающих
насосов. Компоновка схемы с перекачивающим на-
сосом компактнее по сравнению с гравитационной,
но уступает ей в простоте и экономичности в связи
с дополнительной затратой энергии на работу на-
соса и потерями в клапане регулятора уровня; гра-
витационная схема требует также особого внима-
ния при переходных режимах работы.
Технические характеристики смешивающих
подогревателей для блоков 200—1000 МВт, разра-
ботанных НПО ЦКТИ им. И И. Ползунова, даны в
табл. 3.20. Особенности конструктивного исполне-
ния подогревателей для блоков 300 МВт показаны
,19] ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ 311
Таблица 3.20. Основные характеристики подогревателей смешивающего типа
(завод-изготовитель — ТКЗ)
Типоразмер Турбина Расход, кг/с Темпе- ратура пара на входе, °C Рабочее давле- ние в корпу- се, МПа Размеры, мм Масса подогревателя, т
конден- сата пара Макси- мальная длина или высота Диамегр корпуса сухого запол- ненного водой
ПНСГ-800-1 К-300-23,5 222,2 Н.2 56,3 0,017 4870 2232 — 25,73
ПНСГ-800-2 К-300-23,5 222,2 15,8 134 0,086 Примерно 5200 2232 — 33,71
ПНСВ-800-2 К-210-12,8-3(6) 126,4 14,7 134 0,129 6000 2224 8,9 28
К-300-23,5-3 194,4 0,082
ПНСВ-2000-I К-500-23,5-4 288,9 37,5 60,7 0,016 8950 3300 20,13 85,57
К-800-23,5-5 500,0 0,021
ПНСВ-2000-2 К-500-23,5-4 327,8 10,4 143 0,09 8980 3300 19,84 86,47
К-800-23,5-5 527,8 0,107
ПНСГ-2000-АП К-1000-5,9/25 977,8 35,6 63,1 0,023 8100 2232 — 44
ПНСГ-2000-1А К-1000-5,9/50 939,6 32,7 63,1 0,023 11 100 2438 — 68
ПНСГ-4000-ПА К-1000-5,9/25 1041,3 50,0 94,8 0,086 13 600 Примерно 3600 — 166
ПНСГ-4000-1А К-1000-5,9/50 997,3 52,0 86,4 0,062 13 600 Примерно 3600 — 166
Примечания : 1. Обозначения типоразмеров: буквы: ПН — подогреватель низкого давления, С — смеши-
вающий, Г — горизонтальный, В — вертикальный; числа: первое — номинальный расход питательной воды (на-
греваемого конденсата), т/ч, второе — номер подогревателя в тепловой схеме (нумерация — от конденсатора).
2. Подогреватели ПНСГ-800 предназначены для установки на действующих блоках 300 МВт.
3. Пробное гидравлическое давление равно 0,2 МПа.
б)
Рис. 3.62. Смешивающие ПНД для блока 300 МВт:
а— конструктивная схема ПНСГ-800-1; б — общий вид ПНСГ-800-2; 1 — подвод пара; 2 — отвод паровоз-
душной смеси; 3, 4 — подвод и отвод конденсата; 5 — аварийный сброс конденсата; 6 — аварийный отвод кон-
денсата на вход КЭН; 7 — подвод дренажа из ПНДЗ; 8 — лаз
на рис. 3.62. Принципы конструктивного выполне-
ния смешивающих подогревателей вертикального
и горизонтального типов других типоразмеров ана-
логичны. Их особенности обусловлены большими
расходами сред и ограниченностью габаритов по
условиям транспортировки.
312
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд!
Таблица 3.21. Основные характеристики охладителей конденсата (дренажа)
Характеристика Типоразмер
ОВ-40М ОВ-44 ОВ-140М ОВ-150-ЗА ОВ-320 ОВ-700 ОКГ-5СО-25- I 15-1А(ПА)
Площадь поверхности с 2 теплообмена, м Рабочее давление, МПа: 40 44 140 150 320 630 505
воды в трубной сис- теме 2,45 1,08 2,45 2,5 2,3 2,5 2,5
конденсата в корпусе Расход номинальный, кг/с: 0,59 0,15 0,3 0,3 0,3 0,5 1,5
воды 44,4 20,0 177,8 86,1 251,4 472,2 723,6
конденсата Температура, °C: 26,5 9,0 177,8 38,9 166,7 388,9 133,3 (254,1)
воды 150 73 37 — 28,6 — —
конденсата 164 101 45 104,5 37,5 39,5 —
Г идравлическое сопро- тивление при номиналь- ном расходе воды, МПа — 0,01 — 0,01 — 0,0315 —
Диаметр корпуса, мм 630 630 826 1024 1320 1524 1800
Высота (длина для ОКГ), мм Масса охладителя, т: 4558 4755 4206 6325 5110 7445 4380
сухого 2,302 2,376 4,075 7,534 10,3 19,3 17,0
заполненного водой 3,437 — 5,85 11,25 — 30 27,6
Примечания: 1. Охладители ОВ-700 и ОКГ изготовляются ТКЗ, остальные — АО «Энергомаш»
2. Все аппараты, кроме ОКГ, вертикальные.
3. Расчетный тепловой поток для ОВ-700 составляет 10,3 МВт.
Установка охладителя конденсата греющего па-
ра (дренажей) какого-либо подогревателя приводит
к уменьшению количества отбираемрго из турбины
пара на этот подогреватель и к некоторому увеличе-
нию расхода пара из отбора с меньшим давлением;
это несколько повышает тепловую экономичность
установки (примерно на 0,01—0,03 % на один охла-
дитель). Охладители конденсата (табл. 3.21) предна-
значены также для предотвращения вскипания воды
в трубопроводах (за регулирующим клапаном), по
которым конденсэт из подогревателя с более высо-
ким давлением перепускается в подогреватель с бо-
лее низким давлением.
Охладитель конденсата чаще всего устанавли-
вается по ходу обогреваемой воды перед подогре-
вателем, конденсат греющего пара которого в нем
охлаждается, иногда — параллельно первому ходу
нагреваемой воды или всему подогревателю (на-
пример, так установлен охладитель дренажа ПНДЗ
в схеме ПТУ К-220-4,3). В ряде случаев через охла-
дитель конденсата пропускают не весь поток ос-
новного конденсата; при этом другая его часть бай-
пасируется через перепускную диафрагму, сопро-
тивление которой рассчитывается по необходимо-
му расходу.
Охладители конденсата АО «Энергомаш» типа
ОВ применяются в тепловых схемах ПТУ мощно-
стью 50—1200 МВт и представляют собой водо-во-
дяные теплообменники вертикального исполнения с
U-образными (кроме OB-I40M), как правило сталь-
ными, трубками диаметром 22x2 мм; схема движе-
ния теплоносителей — противоточная (рис. 3.63).
Кожух, охватывающий трубный пучок снаружи, и
вытеснитель, установленный в центре пучка, сводят
к минимуму протечки охлаждаемого конденсата ми-
мо трубного пучка. Внутри трубок движется нагре-
ваемая вода.
Охладитель ОВ-140М — жесткотрубный с
прямыми трубками диаметром 19x1 мм из латуни
Л-68. Концы трубок развальцованы в трубных
досках, к которым на фланцах крепятся верхняя и
нижняя водяные камеры с патрубками. Аналогич-
ны конструкции охладителей ОВ-700 (для ПТУ
К-800-240-5) и ОКГ-500-25-15-1А (и ПА) ТКЗ.
53.91
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
313
-6325
Рис. 3.63. Охладитель дренажа ОВ-150-ЗА:
А, Б — вход и выход нагреваемого конденсата;
Г— то же охлаждаемого дренажа; Д — дренирова-
ние охладителя
Охладители ОКГ предназначены для ПТУ
АЭС. Это горизонтальные аппараты, жесткотруб-
ные, двухходовые по основному конденсату и че-
тырехходовые по дренажу. Трубпые пучки набира-
ются из прямых нержавеющих трубок диаметром
16x1 мм. Трубные доски основной и поворотной
водяных камер привариваются к корпусу. Корпус,
фланцы, трубные доски и днища изготавливаются
из нержавеющей или из двухслойной стали с не-
ржавеющей плакировкой.
Подогреватели высокого давления (табл. 3.22)
выпускаются ТКЗ.
Система регенерации высокого давления вы-
полняется как однопоточной с нагревом воды в од-
ной группе последовательно расположенных подог-
ревателей, так и многопоточной с нагревом воды в
двух (редко в трех) параллельных группах ПВД. Ра-
бочее давление воды в трубных системах определя-
ется полным напором питательных насосов. Для
ТЭС максимальное рабочее давление пара в ПВД в
соответствии со стандартом равно 7 MI 1а, питатель-
ной воды — 38 МПа; для АЭС — соответственно 2,8
и 9,7 МПа.
Теплообменная поверхность ПВД заключается
в один корпус и разделяется на зоны: охлаждения
пара (с температурой стенки выше температуры на-
сыщения) — зона ОП; конденсации греющего пара
(КП) и охлаждения конденсата греющего пара (ОК).
Зона ОК включается перед зоной КП по всему
потоку питательной воды или с применением бай-
пасирования части потока через перепускную диа-
фрагму. Слив дренажей ПВД каскадный в деаэра-
тор, иногда дренаж последнего ПВД сливается в
первый (перед деаэратором) ПНД, что диктуется
тепловым балансом деаэратора; сливные насосы не
устанавливаются.
В настоящее время получили распространение
четыре различные схемы включения зоны ОП по
нагреваемой воде:
1) схема включения зоны ОП какого-либо по-
догревателя параллельно по питательной воде всем
или части следующих по ходу воды подогревателей
(схема Рикара—Нсколыюго); опа применена в
ПТУ К-500-16,3, К-500-23,5-4;
2) схема с концевой зоной ОП (схема Виолена),
в которой греющий пар данного подогревателя
(часто обогреваемого паром из отбора, первого
после промежуточного перегрева) охлаждается
питательной водой после всех ПВД (турбоуста-
новки К-1200-23,5-3, К-300-23,5-3, К-210-12,8-3(6),
К-215-12,8-1 (2), Т-180/210-12,8-1);
3) последовательная схема включения по пи-
тательной воде всех зон — ОК, КП и ОП. Эта схе-
ма получила наиболее широкое распространение
в нашей стране и за рубежом, хотя по тепло-
вой экономичности она уступает предыдущим
314
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
Таблица 3.22. Основные характеристики поверхностных подогревателей высокого давления системы
регенерации паротурбинных установок (завод-изготовитель — ТКЗ)
Типоразмер Площадь поверхности 2 теплообмена, м Расчет- ный тепло- вой поток, МВт Макси- маль- ная темпе- ратура пара, °C Номи- наль- ный расход воды, кг/с Гид- равли- ческое сопро- тивле- ние, МПа Габаритные размеры, мм Масса подо- ( гревателя.т
полная зоны ОП зоны ОК Высо- та Диа- метр корпу- са сухого полно- стью запол- ненно- го водой
ПВ-350-230-21-П1 303 — 67,2 20,1 355 104,2 0,21 6730 1532 19,0 27,6
ПВ-350-230-36-1 350 31,6 42,1 15,2 430 104,2 0,21 7000 1548 23,0 33,3
ПВ-350-230-50-1 350 31,6 42,1 16,9 475 104,2 0,21 7000 1564 25,7 36,6
ПВ-425-230-13-1 425 42,0 63,0 14,1 450 152,8 0,24 7390 1732 26,5 40,2
HB-425-230-25-IV 383 — 63,0 17,6 475 152,8 0,24 6795 1740 24,9 42,0
ПВ-425-230-37-1 425 42,0 63,0 13,3 500 152,8 0,24 7390 1760 32,1 46,0
ПВ-475-230-50-1 477 83,0 41,5 19,6 420 152,8 0,41 8250 1772 38,1 39,2
ПВ-450-230-25 (ПВД-550-230-25) 450 48,0 72,0 12,8 450 152,8 0,2 8050 1540 27,9 37,5
ПВ-450-230-35 (ПВД-550-230-35) 450 48,0 72,0 20,7 450 152,8 0,2 8050 1550 30,0 39,6
ПВ-450-230-50 (ПВД-550-230-50) 450 48,0 48,0 19,3 340 152,8 0,2 8050 1568 33,1 42,7
ПВ-775-265-13 775 82,5 92,8 19,5 480 194,4 0,24 9625 2244 51,0 79,9
ПВ-775-265-31-1 703 — 92,8 32,2 350 194,4 0,23 8780 2260 50,0 75,1
ПВ-775-265-45 775 82,5 51,6 20,7 405 194,4 0,23 9625 2290 63,5 93,5
ПВ-760-230-14-1 676 — 95,0 29,0 350 236,1 0,15 8370 2280 54,5 84,5
ПВ-800-230-21 800 84,5 63,4 27,9 375 236,1 0,11 9050 2280 63,0 90,3
ПВ-800-230-32 800 84,5 31,7 22,2 475 236,1 0,12 9050 2280 62,9 90,1
ПВ-900-3 80-18-1 992 101,0 152,0 27,2 475 263,9 0,14 8860 2464 76,5 106,5
ПВ-900-3 80-66-1 980 101,0 75,0 25,9 390 263,9 0,14 8860 2520 91,4 121,4
ПВ-1200-3 80-43-1 1203 125,0 188,0 46,9 335 263,9 0,18 8860 2680 92,1 127,1
ПВ-1250-380-21 1300 124,0 187,0 42,0 425 286,1 0,1 10 330 2664 100,3 140,0
ПВ-1550-3 80-70 1558 152,0 152,0 41,8 365 286,1 0,11 10 455 2960 159,3 222,3
ПВ-1700-380-51 1678 134,0 201,0 71,0 310 286,1 0,12 9855 3112 140,4 188,9
ПВ-1800-37-2,0 1782 108,0 126,0 69,1 450 472,2 0,07 11 175 2860 126,7 173,4
ПВ-1800-37-4,5 1890 — 126,0 88,5 300 472,2 0,06 11 305 2910 150,5 196,2
ПВ-1800-37-6,5 1782 98,6 81,4 57,9 350 472,2 0,15 11 395 2960 172,0 214,1
ПВ-2500-380-17 2505 235,0 250,0 67,0 450 508,3 0,32 13 750 3272 200,5 293,0
ПВ-2500-380-37 2531 141,0 270,0 92,5 295 508,3 0,24 13 750 3310 228,2 319,2
ПВ-2500-3 80-61 2579 188,0 121,0 80,0 355 508,3 0,25 13 750 3360 280,0 371,3
ПВ-1600-92-15-2А 1548 — 332,0 44,0 243 405,6 0,294 10 850 2672 93,0 138,0
ПВ-1600-92-20-2А 1548 — 332,0 35,7 243 405,6 0,294 10 850 2672 92,8 137,8
ПВ-1600-92-30-2А 1548 — 332,0 36,3 243 405,6 0,294 10 850 2672 92,7 137,7
ПВ-2500-97-10А 2370 — 345,0 164,0 216 907,2 0,25 14 090 3272 150,0 243,0
ПВ-2500-97-18А 2370 — 345,0 185,0 216 907,2 0,25 14 090 3272 150,0 243,0
ПВ-2500-97-28А 2370 — 345,0 292,0 216 907,2 0,25 14 090 3272 169,0 264,0
Примечание. Числа в типоразмере означают: первое — суммарная площадь поверхности, м2, второе и
третье — рабочее давление, кгс/см2, соответственно воды в трубной системе и пара в корпусе (кроме ПВ-1800,
для которых давление указано в мегапаскалях); буква А показывает, что данный ПВД применяется на АЭС.
J 3.9)
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
315
(турбоустановки Т-250/300-23,5-3, Т-110/120-12,8-5,
ПТ-140/165-12,8/1,5-2, ПТ-80/100-12,8/1,3 и др.);
4) комбинированная схема, в которой часть зо-
ны ОП охлаждается потоком воды, отбираемым за
группой ПВД, другая часть получает воду после зо-
ны КП этого ПВД. Примеры схем включения ПВД
даны на рис. 3.64.
Конструктивно все ПВД (за исключением по-
догревателей для турбоустановки К-500-5,9/25)
представляют собой вертикальный аппарат свар-
ной конструкции с теплообменной поверхностью,
| набранной из свитых в плоские спирали гладких
трубок (рис. 3.65) с наружным диаметром 32 мм и
толщиной стенки 4 мм (в случае давления в труб-
ной системе 37,3 МПа — 32x5 мм; для подогревате-
ли ПВ-450-230 — 22x3,5 мм), присоединенных к
вертикальным раздающим (двум или трем) и соби-
рающим (двум или трем) коллекторным трубам.
Соединение коллекторных труб с подводящим и
отводящим питательную воду патрубками осуще-
ствляется в нижней части подогревателя с помо-
щью специальных развилок и тройников.
Для организации движения пара и отвода обра-
зующегося конденсата между спиральными труб-
ными элементами установлены горизонтальные пе-
регородки (через 8—12 рядов плоскостей навивки
спиралей). Спиральные элементы зон ОП и ОК рас-
полагаются в специальных кожухах.
Все элементы трубной системы изготовляются
из стали 20. Элементы корпуса выполняются из уг-
леродистой стали 20к или низколегированной ста-
ли 0972С(М); некоторые элементы входа греющего
пара при повышенной его температуре — из стали
12Х1МФ. Особенности конструктивного выполне-
ния ПВД видны на рис. 3.66 и 3.67.
Подогреватели типа ПВ-2000-120 для турбо-
установки К-500-5,9/25 (Нововоронежская АЭС) —
кожухотрубные аппараты горизонтального типа из
нержавеющей стали (корпус, распределительная
камера, каркас трубной системы изготовляются из
стали марки 12Х18Н10Т; трубная доска, U-образ-
ные трубки диаметром 16x1,4 мм — из стали марки
08Х18НЮТ). Один из них показан на рис. 3.68.
Эксплуатация горизонтальных камерных ПВД
на Нововоронежской АЭС в течение 25 лет показа-
ла, что они высоконадежны. В настоящее время
Урал ВТИ и АО «ЗиО» разработали и подготовили
производство горизонтальных камерных ПВД с
трубными досками толщиной 400 мм для блоков с
турбинами ПВК-200-12,8, К-210-12,8, К-225-12,8,
Т-180/215-12,8 (табл. 3.23). В двух горизонтальных
аппаратах объединены три ступени регенеративно-
го подогрева питательной воды: аппарат 1 — ПВД1
и ПВД2; аппарат 2 — ПВД2 и ПВДЗ (рис. 3.69).
Корпус аппарата, водяная камера, трубные доски,
патрубки, фланцы изготавливаются из углероди-
Таблица 3.23. Характеристики горизонтальных
камерных ПВД для блоков 200 МВт
(завод-изготовитель — АО ЗиО)
Характеристика Аппарат 1 Аппарат 2
ПВД1 ПВД2А ПВД2Б ПВДЗ
Поверхности теп- лообмена, м2: общая 670 386 386 764
зоны ОП 80 41 41 88
зоны ОК 52 41 41 37
Питательная вода (номинальный ре- жим): расход, кг/с 200 100 100 200
температура на 182,9 221,4 221,4 246
выходе, °C недогрев на вы- 3,5 1,5 1,5 -0,6
ходе,°C минимальный 8,0 8,1 8,1 7,6
температурный напор в зоне ОК, °C Расчетное давле- ние, МПа: питательной во- ды греющего пара 2,6 23 2,6 ,9 2,6 4,3
Гидравлическое сопротивление трубной системы, МПа Размеры аппарата, мм: длина наружный диа- метр корпуса (толщина стен- ки) Масса аппарата, кг: сухого 0,( 96 1880 63 720 )8 )6 (40) 64 420
заполненного 86 720 87 420
водой
стой стали, теплообменные трубки диаметром
16x2 мм — из стали 08Х14МФ.
Новые аппараты обладают технологическими
характеристиками на уровне современных требова-
ний и позволяют сократить затраты металла при-
мерно на 35 т для одной группы ПВД на блоке
200 МВт [15].
В настоящее время как одно из направлений
развития тепловых схем ПТУ большой мощности
рассматривается переход на установку питатель-
ных насосов первого и второго подъемов. Основное
316
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Раэд.З
Рис. 3.64. Схемы включения ПВД:
а — схема подогревателя с неполным расходом питательной воды через зоны ОП и ОК\ б — одна из двух оди-
наковых групп ПВД турбоустановки К-800-240-5 (комбинированная схема включения зоны ОП первого по ходу
питательной воды ПВД); в — ПВД турбоустановки К-500240-2
Рис. 3.65. Плоские спиральные трубные элементы (ПСТЭ) подогревателей высокого давления:
а — с одной плоскостью навивки трубки (для ПВ-900-380 трубка диаметром 32x5 мм; D* = 732 мм;
£>вн = 20° ММХ б — с двумя плоскостями навивки (для ПВ-1600-92 трубка диаметром 32x4 мм; £>н - 804 мм;
£>вн = 200 мм); 1,2 — входной и выходной коллекторы нагреваемой воды; 3 — трубка
ТЕП ЛООБ МЕН НОЕ ОБО РУДО ВАННЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ 317
Схема движения пара
в охладителе пара
Охладитель Схема движения питательной
пара воды в трубной системе
Схема движения конденсата
Рис. 3.66. Подогреватель высокого
давления ПВ-900-380-66-1:
А, Б — вход и выход питательной во-
ды; В — вход греющего пара, Г —
выход конденсата; Ж — отвод некон-
денсирующихся газов; К — к водо-
указательному прибору; А У —
аварийный уровень; min. У — мини-
мальный уровень
12 х 6 = 72 ПСТЭ
Охладитель конденсата
преимущество двухподъемной схемы — снижение
давления воды в ПВД в 3—4 раза (с 34 до 9,1 МПа),
что позволяет увеличить их надежность и безопас-
ность и применить камерные ПВД в схемах блоков
закритических параметров с трубной доской тол-
щиной не более 500 мм. Это позволяет также сни-
зить металлоемкость группы ПВД на блоках
800 МВт примерно на 500 г.
Во ВНИИАМ разработана конструкция и под-
готовлено производство подогревателей высокого
давления с трубным пучком из вертикальных ширм
(рис. 3.70). Применены трубки диаметром 16 мм
толщиной стенки 2,5 (для блоков сверхкритическо-
го давления), 2,0 (для pG = 12,8 MI la) и 1,4 мм (для
Pq - 6,0 МПа). Материал трубок, как правило, сталь
О8Х18Н1ОТ. Трубки в коллекторе закрепляются
развальцовкой с обваркой торцов. Гидравлическое
сопротивление в тракге питательной воды состав-
ляет до 0,1 МПа. ПВД-Ш имеют существенно более
низкую металлоемкость по сравнению с коллектор-
но-спиральными аппаратами.
Для поддержания эффективности теплоотдачи
в подогревателях со стороны греющего пара необ-
ходимо удалять из них неконденсирующиеся газы.
Отвод последних вместе с частью пара осуществля-
ется, как правило, каскадно. Для этого все подогре-
318
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
3265 , 500 2500
Схема движения воды
в трубной системе
Схема движения пара
и конденсата
Рис. 3.67. Подогреватель высокого давления
ПВ-1600-92-15-2А:
Л — к дифманометру; М — вход конденсата
из ПВД высшей ступени; Н — то же неконденси-
рующихся газов; остальные обозначения те же,
что на рис. 3.66
13500
выход конденсата R выход конденсата
греющего пара вода греющего пара
б)
Рис. 3.68. Подогреватель высокого давления ПВ-2000-120-36А(24А):
а — общий вид; б — схема движения теплоносителей; 1,3 — корпус с трубной системой (левая и правая части); 2 — промежуточная водяная камера; 4 — опора
подвижная; 5 — поверхность охладителя конденсата (встроенного); б — поверхность конденсации пара; А, Б — вход и выход питательной воды; В — вход греющего
пара; Г — выход конденсата греющего пара; Д — ввод дренажа; Е — отсос воздуха; длина ПВ-2000-12-17А равна 12 450 мм
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
320
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Рад!
Основной байпас
Аварийный байпас
ПВД2Б
6
В деаэратор
конденсатор
В конден-
сатор
Рис. 3.69. Схема включении камерных
ПВД УралВТИ — АО ЗиО в тепловую схему ПТ)
К-210-130:
I — обратный клапан; 2, 3 — регулирующий и впуи-
ной клапаны; 4 — задвижка с электроприводом;
5 — трубопровод питательной воды; 6 — то же кон-
денсата греющего пара; 7 — то же (реющего пара,
7—/// — номера отборов греющего пара
В конденсатор
^~В деаэратор
10 200
Нормальный уровень
03600
ватели регенеративной системы, сальниковые нее- I
тевые подогреватели снабжены специальными уст- I
ройствами и патрубками для отвода паровоздуш- I
ной (парогазовой) смеси и для ее приема из подог- I
ревателя с большим давлением. Расход отсасывг I
мой паровоздушной смеси составляет примерно 1
0,25 % номинального расхода пара на подогрева- I
тель [36]. В ПТУ одноконтурных АЭС во избежа- I
ние накопления и предотвращения взрывоопасных I
концентраций гремучей смеси ее отсос осуществ- I
ляется из каждого ПНД непосредственно в кондеи- I
сатор турбины.
3.9.2. ДЕАЭРАТОРЫ ТЕРМИЧЕСКИЕ
В настоящее время на электростанциях для уда-
ления из питательной воды кислорода, углекислого '
и некоторых других газов применяются термиче-
ские деаэраторы. В них подогрев волы до темпера-
туры насыщения и ее дегазация ведутся паром в
смешивающих устройствах струйного, пленочного
и барботажного типов.
В соответствии с ГОСТ 16860-77 термические
деаэраторы изготовляются повышенного давления
(тип ДП), атмосферные (ДА) и вакуумные (ДВ).
Требования к остаточным концентрациям кислоро-
да и свободной углекислоты в деаэрированной воде
отражены в табл. 3.24. Номинальная производи-
тельность деаэратора — это расход воды, состоя-
щий из суммы исходных потоков, подлежащих де-
аэрации, и сконденсировавшегося пара.
Рис. 3.70. Подогреватель высокого давления
с трубным пучком из вертикальных ширм
и центральным коллектором (ПВД-1П):
/ — вход питательной воды; 2 — люк-лаз для ревизии
и ремонта внутрикорпусных устройств; 3 — внутри-
коллекторная перегородка; 4 — съемная обечайка
перегородки; 5 — коллекторы отвода некопденсирую-
щихся газов; 6 — корпус; 7 — сепаратор влаги,
8 — вход греющего пара; 9 — ширма трубного пучка;
10 — коллектор; 11 — вход конденсата
из ПВД высшей ступени; 12 — опора; 13 — выход
конденсата, 14 — выход питательной воды; 15 —
люк-лаз к местам заделки теплообменных труб; разме-
ры указаны для аппаратов (ПВД, устанавливаемых
в две нитки) ПТУ К-1000-5,9/50; для ПВД высшей
ступени толщина стенки равна 40 мм
J3.9] ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
321
Рис. 3.71. Принципиальная схема деаэрационной установки:
/ — подвод химически очищенной воды; 2 — охладитель выпара; 3, 6 — выхлоп в атмосферу; 4 — подвод ос-
новного конденсата; 5 — регулятор уровня; 7 — деаэрационная колонка КДА; 8 — верхняя тарелка; 9 — пере-
пускная тарелка; 10 — барботажная тарелка; 11 — водосливная труба; 12 — деаэраторный бак; 13 —
предохранительное устройство; 14 — пароперепускное устройство; 15 — подвод горячего конденсата; 16 — ма-
нометр; 17 — регулятор давления; 18 — подвод греющего пара; 19 — отвод деаэрированной воды; 20 — теп-
лообменник для охлаждения проб воды; 21 — указатель уровня; 22 — дренаж
Вакуумные деаэраторы применяются в водо-
подготовительных установках на электростанциях
и для дегазации подпиточной воды систем тепло-
снабжения на ТЭЦ и в котельных (в основном водо-
грейных); рабочее давление в них равно 7,5—
50 кПа; производительность — 0,55—333 кг/с.
Деаэраторы атмосферного давления приме-
няются главным образом для дегазации питатель-
ной и подпиточной воды в котельных с паровыми
котлами и на ТЭЦ. При этом использование де-
аэраторов для подпиточной воды основного конту-
ра предусматривается только при отсутствии де-
аэрационного устройства в конденсаторах турбин
или в случаях, когда количество подводимой в
конденсатор химически обработанной или обессо-
ленной воды ограничивается условиями его нор-
мальной работы. В деаэраторах типа ДА подогрев
юды равен 10—40 °C, температура деаэрирован-
ий воды — 104,25 °C, рабочее давление —
), 12 МПа, номинальная производительность их —
),28—83 кг/с (1—300 т/ч). Схема деаэрационной
остановки атмосферного давления с колонкой
ггруйно-барботажного типа показана на рис. 3.71.
Таблица 3.24. Показатели работы деаэраторов
Тип деаэра- тора Концентрация кислорода Концентрация свободной углекислоты
началь- ная, мг/кг оста- точ- ная, мкг/кг началь- ная, мг/кг при бикарбо- натпой щелоч- ности, мг-экв/кг оста- точная, мкг/кг
ДВ.ДА, ДП — — 20 Менее 0,7 Отсут- ствуе г
ДА, ДП — — 10 0,4—0,7 То же
ДВ Состоя- ние насы- щения 50 10 0,4—0,7 0,5
ДА, ДП То же 20 5 0,2—0,4 Отсут- ствует
ДП 1 10 1 0,2 0,5
Примечание. Свободная углекислота в пита-
тельной воде за деаэратором при необходимости долж-
на связываться химическим способом.
1-1937
322
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
Таблица 3.25. Основные характеристики деаэрационных колонок повышенного давления
(завод-изготовитель — АО «Сибэиергомаш»)
Показатель Типоразмер
КДП-225 КДП-500 КДП-1000 КДП-ЮООА КДП-1600А КДП-2000 КДП-2200А КДП-2800 I
Номинальная производитель- ность, кг/с 62,5 138,9 277,8 277,8 444,4 555,6 611,1 777,7
Рабочее давле- ние, МПа 0,59 0,59; 0,69 0,69 0,69; 0,76 0,69 0,69 1,18 0,74
Максимальное давление(при срабатывании предохранитель- ных клапанов), МПа 0,725 0,85 0,85 0,85 0,76 0,85 1,475 0,85
Пробное гидрав- лическое давле- ние, МПа 0,9 1,0 1,0 1,06 1,0 1,0 1,6 1,05
Рабочая темпе- ратура, °C 158,08 158,08; 164,17 164,17 164,17; 167,5 164,17 164,17 187,1 167,5
Объем, м3 8,0 8,5 17 17 58 32 53 49
Диаметр, мм 1826 2032 2432 2432 3400 3400 3400 3400
Высота, мм 3870 3625 4190 4124 7706 5066 6902 7166
Масса колонки, заполненной во- дой, т 3,285 3,9 7,0 6,7 20,0 12,754 26,0 19,3
Примечания: I. Числа в типоразмере показывают номинальную производительность колонки, т/ч.
2. Деаэрационные колонки КДП-225, КДП-500, КДП-1000 комплектуются охладителями выпара ОВ-18
(КДП-1000 — двумя); для остальных типоразмеров охладители выпара выбираются проектной организацией.
В схемах турбоустановок блочных конденсаци-
онных электростанций обычно применяют деаэра-
торы повышенного давления (табл. 3.25).
Принципиальная схема колонок КДП-225 и
КДП-500 практически не отличается от схемы
КДА, показанной на рис. 3.71. В верхней части ко-
лонки расположено водораспределительное уст-
ройство с перфорированной тарелкой, через отвер-
стия которой вода струями сливается на водопере-
пускной лист, а с него — па барботажный перфори-
рованный лист. В центре колонки через барботаж-
ный и водоперепускной листы проходят паропере-
пускные трубы, установленные коаксиально. Под
ними имеется поддон, заполняемый водой по водо-
перепускным трубам с барботажного листа. Уро-
вень в поддоне определяется паровой подушкой
под барботажным листом. В зависимости от на-
грузки деаэратора уровень воды частично или пол-
ностью может перекрывать вход пара в паропере-
пускные трубы, обеспечивая беспровальный ре-
жим работы барботажного устройства. Специаль-
ная перегородка и горловина бака образуют гидро-
затвор, препятствующий проходу пара, подвод ко-
торого осуществляется ниже поддона, мимо барбо-
тажного листа. В КДП-1000 устройство перепуска
пара через барботажный лист выполнено в виде
S-образного клапана, степень заполнения водой ко-
торого определяется нагрузкой деаэратора. Прин-
ципиальная схема колонки КДП-1600А показана на
рис. 3.72. Наиболее существенное отличие колонок
большой производительности заключается в конст-
рукции их нижней части, имеющей переходный
штуцер для соединения колонки большого диамет-
ра с баком. Конструкция колонки КДП-2800 пред-
ставлена на рис. 3.73.
Деаэрационные колонки устанавливаются не-
посредственно на деаэраторных баках, обеспечи-
вающих необходимый запас воды и надежную ра-
боту питательных насосов. По нормам технологи-
ческого проектирования 1976 г. (новые нормы под-
готовлены, но не утверждены) запас воды в бака)
основных деаэраторов блочных установок ГЭС
должен обеспечивать работу питательных насосы
в течение не менее 3,5 мин. Для неблочных устано.
вок расчетный запас воды в деаэраторных бака?
должен обеспечивать номинальную паропроизво
дительность котлов в течение 7 мин. По правилак
технологического проектирования атомных стан
ций с реакторами ВВЭР (РД 210.006-90) суммар
ный запас воды в баках деаэраторов должен обес
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
323
ис. 3.72. Принципиальная схема деаэрационной
колонки КДП-1600А:
— перфорированная тарелка; 2 — смесительное уст-
йство; 3 — водоперепускной лист; 4 — пароперепу-
скная труба; 5 — перфорированный барботажный
ист; 6 — патрубок; 7 — горловина для слива воды;
8 — переходный патрубок диаметром 2400 мм;
9 — труба для вентиляции переходного патрубка;
)— подвод пара (потоки пара показаны стрелками)
Рис. 3.73. Колонка деаэрационная КДП-2800:
/ — подвод пара от штоков клапанов и уплотнений
турбины (D = 250 мм); 2 — подвод греющего пара
(£>У = 700 мм); 3 — водоперепускпая труба; 4 — па-
роперепускная труба; 5 — люк (£> = 500 мм); 6 —
подвод основного конденсата турбины (£)у = 400 мм),
7 — отвод выпара (Dy = 100 мм); 8 — водораспреде-
лительное устройство; 9 — барботажное устройство;
10 — поддон; стрелками показаны потоки пара
чивать изменение массового заполнения пароге-
раторов в диапазоне нагрузок от максимальной
нуля и отвод остаточных тепловыделений в те-
ние 30 мин. Кроме того, создается допоянитель-
й запас обессоленной воды в баках без давле-
з
я: в четырех баках по 500 м' для АЭС с реакто-
ми ВВЭР-440 и ВВЭР-500 и в четырех баках по
DO м3 (или в двух по 2000 м3) для АЭС с ВВЭР-
DO при числе блоков на электростанции не более
Некоторые характеристики деаэраторных ба-
приведены в табл. 3.26. Все детали колонок и
ов изготовляются в основном из углеродистой
стали, за исключением дырчатых листов, материа-
лом для которых является коррозийно-стойкая
сталь.
324
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд:
Таблица 3.26 Основные характеристики деаэраторных баков повышенного давления
(завод-нзготовитель — ЛО «Сибэнергомаш»)
Показатель Типоразмер
БДП-65-1 БДП-100-1 БДП-120-1 БДП-120-2А БДП-185-2А БДП-150-1 БДП-18 5-1 БДП-120-1А |
Типоразмер устанавли- ваемых ко- лонок КДП-225; КД11-500 КДП-1000 (КДП-500) КДП-500 КДП-1000А КДП-1600А КДП-2000 КДП-2000 (КДП-2800) КДП-2200А
Объем, м3 78 113 (118) 150 150 210 176,4 217,6 150
Максималь- ная длина, мм 9100 13 500 17 000 17 000 23 415 20 120 24 270 17 340
Масса, т 16,95 23,95 28,6 29,8 53,0 34,1 39,9 (44,1) 45,3
Примечания: 1. Числа в типоразмере означают: первое — полезная вместимость бака, м3, второе — число
колонок, устанавливаемых на баке; буква А указывает, что бак применяется на АЭС.
2. Наружный диаметр баков равен 3442, а толщина стенки— 16 мм, кроме БДП-120-1А, у которого диаметр
составляет 3456 мм, а толщина стенки — 26 мм.
Деаэраторы, как правило, комплектуются охла-
дителями выпара — кожухотрубчатыми теплооб-
менниками, предназначенными для конденсации
максимально возможного количества пара из отво-
димой от деаэратора парогазовой смеси и утилиза-
ции теплоты этого пара. Для деаэраторов атмосфер-
ного давления используются охладители типа ОБА
(горизонтальный теплообменник с U-образными
трубками), для деаэраторов повышенного давления
— охладители ОВП-18 (рис. 3.74) и ОВП-28. Охла-
дители типа ОВП, изготовленные АО «Сибэнерго-
маш», — вертикальные цилиндрические прямо-
трубиые аппараты, состоящие из корпуса, верхней
и нижней (поворотной) водяных камер с трубными
досками, в которых развальцованы трубки. Нижняя
трубная доска свободно перемещается. В нижней
части корпуса находится сборник конденсата пара.
Площадь поверхности теплообмена охладителей
ОВП-18 и ОВП-28 составляет соответственно 18 и
2
28 м , рабочее давление в корпусе — 0,7 МПа, в
трубной системе — 1,0 и 0,9 МПа; рабочая темпе-
ратура пара— 172 и 164 °C; масса— 1,07 и 1,86 т
[36]. В качестве охлаждающей воды в охладителях
типа ОВП используют основной конденсат или до-
бавочную воду после деаэраторов атмосферного
давления. Материал для трубных систем — корро-
зийно-стойкая сталь, латунь Л0-70-1 или сплав
МНЖ-5-1.
На ряде турбоустановок пар от деаэратора вме-
сте с неконденсирующимися газами (выпар) отво-
дится к эжекторам, в которых используется в каче-
стве рабочего тела. Такое решение является рацио-
нальным, так как при некотором увеличении тре-
буемого расхода рабочего пара эжекторов позволяет
отказаться от применения одного из теплообменни-
ков — охладителя выпара.
На электростанциях, как правило, реализуются I
схемы с деаэраторами постоянного давления, что I
позволяет исключить вскипание воды перед пита- I
тельными насосами в случаях резкого и значитель- I
него снижения нагрузки турбины.
Применяются две основные схемы питания па-
ром деаэраторов:
1) деаэратор является самостоятельной ступе-
нью регенеративного подогрева питательной воды
и подключается к отдельному отбору турбины
(турбоустановки К-300-23,5-3, К-500-23,5-4, К-800-
23,5-5, К-1000-5,9/50, К-1200-23,5-3, Т-250/300-
23,5-3). В этом случае дросселирование пара на вхо-
де в деаэратор приводит к потере в тепловой эконо-
мичности;
2) деаэратор вместе с первым по ходу питатель-
ной воды ПВД подключается к одному отбору тур-
бины (остальные турбоустановки, приведенные в
табл. 3.17, кроме типа Р и К-500-6,4/50).
Недостатками схем с деаэраторами постоянного
давления являются: необходимость дросселирова-
ния пара отбора (в наибольшей степени при работе
па номинальной нагрузке); необходимость переклю-
чения деаэратора на отборы более высокого давле-
ния при снижении нагрузки турбины, вплоть до его
питания свежим паром или паром постороннего ис-
точника (через коллектор собственных нужд).
Эти недостатки могут быть устранены при пе-
реходе на режим работы деаэратора на скользя-
щем давлении, который находит применение в ря-
де зарубежных и отечественных энергоблоков.
В случае подключения деаэратора в качестве са-
мостоятельной ступени регенеративного подог-
рева переход на скользящее давление дает
повышение тепловой экономичности ПТУ с уче-
том возможных режимов ее работы на 0,1—0,25 %,
1391
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
325
Рис 3.74. Охладитель выпара ОВП-18:
вход охлаждающей воды; 2, 3
сливы конден-
сата и воды; 4
отвод газов; 5
подвод греющего
пара, 6 - выход охлаждающей воды
те. эффект, соизмеримый с введением дополни-
тельной ступени регенерации [14].
Кроме дегазации питательной воды при всех
эксплутационных режимах ПТУ, обеспечения запа-
са воды деаэратор в тепловой схеме турбоустанов-
ки является удобным местом для сброса дренажей
ПВД, потоков рециркуляции питательных насосов,
пара от уплотнений и др. Из деаэратора нередко от-
бирается пар на уплотнения вала турбины и штоков
клапанов, на эжекторы.
Несмотря на указанные положительные момен-
ты использования деаэраторов бездеаэраторная те-
пловая схема является более экономичной: умень-
шаются капитальные (в связи с ликвидацией де-
аэраторной установки, бустерных насосов, части
трубопроводов и арматуры, некоторых помещений
здания электростанции) и эксплутационные (об-
служивание, ремонт) затраты; повышается тепло-
вая экономичность установки (ликвидируются по-
тери при дросселировании отборного пара, с выпа-
ром деаэратора, уменьшаются затраты энергии на
собственные нужды). Целесообразность бездеаэра-
торной схемы обусловливается также совершенст-
вованием конструкции конденсаторов турбин и по-
вышением их деаэрирующей способности, приме-
нением смешивающих ПНД, внедрением водного
режима с дозированным вводом в основной кон-
денсат кислорода и т.д. Также может быть достиг-
нуто существенное упрощение компоновки ма-
шинного зала в случае применения бездеаэратор-
ной схемы и объединения ступеней подогрева как
высокого, так и низкого давления в одном горизон-
тальном аппарате (см. описание ПВД УралВТИ и
АО ЗиО). Последнее позволит сократить число по-
верхностных подогревателей системы регенерации
с пяти до трех [15].
Первая в нашей стране бездеаэраторная тепло-
вая схема была выполнена по проекту ВТИ в 1981 г.
Бездеаэраторная схема эксплуатируется на 26 бло-
ках мощностью 250—300 и 800 МВт.
3.9.3. ИСПАРИТЕЛИ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ
ТЕПЛООБМЕННИКИ
Испарители поверхностного типа применяются
в отечественных энергоустановках чаще всего для
получения вторичного пара из химически обрабо-
танной воды. Этот пар либо отпускается внешним
потребителям (при этом сохраняется в цикле стан-
ции конденсат греющего пара, отбираемого из тур-
бины), либо конденсируется основным конденса-
том и вводится в цикл станции для восполнения по-
терь рабочего тела.
В последние годы расширяется применение ис-
парителей в технологических схемах переработки
сбросных вод в соответствии с требованиями Зако-
на об охране окружающей среды. С этой точки зре-
ния схемы термического обессоливания воды на
электростанциях имеют определенные преимуще-
ства перед другими применяемыми в настоящее
время методами.
Наибольшее распространение в установках
термического обессоливания воды на ТЭС получи-
ли испарители с кипением в греющей секции, кото-
рые изготовляет ТКЗ, выпуск испарителей для АЭС
освоен на АО «Атоммаш» (г. Волгодонск).
В соответствии с ГОСТ 10731-85 испарители
(табл. 3.27) выпускаются в вертикальном исполне-
нии с сепарирующими и одно- или двухступенча-
тыми паропромывочными устройствами (в зависи-
мости от требуемого качества вторичного пара).
Качество дистиллята (вторичного пара) регла-
ментируется следующими нормами; соединения
326
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Таблица 3.27. Основные характеристики испарителей поверхностного типа
(завод-изготовитель — ТКЗ)
Типоразмер Пло- щадь по- верх- ности тепло- обме- 2 на, м Трубки грею- щей секции Живое сечение перфора- ции про- мывочно- го устрой- ства, % Рабочее давление, МПа Номи- нальная произво- дител ь- ность по вторич- ному па- ру, кг/с Г абаритные размеры, мм, не более Mac- 1 сасу I хого I anna- I pan, I Т 1
Чис- ло, шт. Длина, мм макси- маль- но допус- тимое вторично- го пара (в меж- трубной системе) первично- го пара (в корпу- се) Высо- та Диа- метр корпу- са
И-120-0,6-1 И-120-0,6-111 И-120-1,6-П 120 902 1590 2,2 3,1 2,4 0,59 0,59 1,57 0,20—0,40 0,27—1,26 0,50—1,57 0,12—0,25 0,12—0,27 0,27—0,63 Не более 1,7 2,5—3,5 2,5—5,0 10 000 2050 16
И-250-0,6-1 И-250-0,6-П И-250-1,6-П 250 1736 1625 1,0 2,0 2,0 0,59 0,59 1,57 0,31—0,59 0,20—0,59 0,59—1,57 0,25—0,43 0,12—0,36 0,36—0,82 Не более 3,1 3,3—5,0 5,0—7,5 11 000 2850 30 I
И-350-0,6-1 И-350-0,6-П 350 1764 2290 1,6 3,0 0,59 0,59 0,35—0,59 0,18—0,35 0,25—0,42 0,12—0,25 Не более 5,0 Не более 5,0 11 500 2850 30
И-600-0,6-1 И-600-0,6-П И-600-1,6-П 600 1764 3590 1,6 2,8 2,8 0,59 0,59 1,57 0,35—0,59 0,16—0,58 0,58—1,57 0,25—0,48 0,12—0,40 0,40—0,98 Не более 5,0 5,0—8,9 8,9—13,3 13 000 2850 45
И-1000-0,6-1 И-1000-0,6-П И-1000-1,6-П 1000 2726 3590 3,1 4,2 4,2 0,59 0,59 1,57 0,34—0,59 0,18—0,59 0,59—1,57 0,25—0,42 0,12—0,40 0,40—0,98 11,9— 13,9 9,7—16,4 16,4— 23,3 13 000 3450 63
И-490А* 491 1981 3100 Примерно 3,5 2,06/ 1,18 0,88 0,63 6,83 8600 2650 32,9
И-1000А** 1068 3279 4100 Примерно 4 2,2/1,2 1,2 0,9 6,1—20 11 525 3472 89,1
* Для К-550-6,4/50,
** Для К-750-6,4/50.
Примечания. 1. Числа в типоразмере означают: первое — площадь теплообменной поверхности, м2; второе
— максимальное давление, МПа, третье — номер модификации (различаются живым сечением перфорации про-
мывочных устройств); буква А применяется на АЭС.
2. Площадь поверхности теплообмена рассчитана по внутреннему диаметру трубок.
3. В греющей секции испарителей для ТЭС применяются трубки диаметром 32x2,5 мм, как правило, из стали
20; в испарителях для АЭС — трубки диаметром 32x2 мм из нержавеющей стали.
натрия (в пересчете на Na) — не более 100 мкг/кг;
свободная углекислота — не более 2 мг/кг.
Качество питательной воды испарителей
должно быть следующим общая жесткость не
более 30 мкг-экв/кг (и не более 75 мкг-экв/кг при
общем солесодержании более 2000 мг/кг; в этом
случае допускается ее фосфатирование); свобод-
ная углекислота отсутствует; показатель pH не ме-
нее 7 [35].
Испаритель — вертикальный цилиндрический
аппарат сварной конструкции. Основными узлами
испарителя являются (рис. 3.75): корпус, (изготов-
ляется из листовой стали марки 20К), греющая сек-
ция (материал трубок, как правило, сталь 20), паро-
промывочные и водораспределительные устройст-
ва, жалюзийный сепаратор, погружной дырчатый
щит (только в аппаратах И-600 и И-1 000). Материа-
лом последних узлов является коррозийно-стойкая
138]
ТЕПЛООБМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
327
Рис. 3.75. Испаритель И-1000:
1 — выход вторичного пара; 2 — патрубки к предо-
хранительным клапанам; 3 — сепарирующее устрой-
ство; 4 — вход промывочного конденсата; 5 —
паропромывочное устройство; 6 — вход промывочной
воды; 7 — вход греющего пара; 8 — корпус испари ге-
ля; 9 — трубки греющей секции; 10 — выход конден-
сата греющего пара; 11 — вход питательной воды;
12 — вывод воды периодической продувки
сталь 1X13. Трубки греющей секции развальцова-
ны в трубных досках, в испарителях АЭС концы
трубок дополнительно обварены.
Греющий пар поступает в межтрубное про-
странство греющей секции и конденсируется на на-
ружной поверхности трубок, совершая при этом
два хода или более. В трубках греющей секции име-
ет место подъемное движение пароводяной смеси,
в кольцевом зазоре между корпусами греющей сек-
ции и аппарата — опускное движение циркулирую-
щей испаряемой воды.
Кроме испарителей поверхностного типа нахо-
дят применение: а) испарители с вынесенной зоной
кипения; в греющей секции этих испарителей вода
лишь нагревается до температуры, близкой к тем-
пературе насыщения, а испарение осуществляется
в слоях, расположенных над ней; б) испарители
мгновенного вскипания; в них пар образуется при
вскипании воды, предварительно нагретой до тем-
пературы, превышающей на несколько градусов
температуру насыщения, соответствующую давле-
нию в камере парообразования, куда эта вода по-
ступает.
При применении термического метода подго-
товки добавочной воды на электростанциях чаще
всего используют одноступенчатые испарительные
установки, которые всегда включаются в систему
регенеративного подогрева питательной воды. При-
мер включения двух испарителей в тепловую схему
турбины К-210-12,8-6 ЛМЗ дан на рис. 3.76, а.
На ТЭЦ испарительная установка может вклю-
чаться в систему подогрева сетевой воды (напри-
мер, в турбоустановке Т-100/120-12,8-3 ТМЗ кон-
денсаторы двух испарителей, включенных парал-
лельно по греющему пару и воде, расположены ме-
жду нижним и верхним сетевыми подогревателя-
ми). Кроме специальных конденсаторов испарите-
лей для конденсации вторичного пара могут ис-
пользоваться и подогреватели системы регенера-
тивного подогрева питательной воды.
Схема типичной многоступенчатой испари-
тельной установки ТЭЦ приведена на рис. 3.76, б
(подробнее см. [35]).
В схемах турбоустановок одноконтурных АЭС
(в частности, на блоках с РБМК) испарители при-
меняются для получения относительно чистого, не-
радиоактивного пара. Этот пар используется преж-
де всего для уплотнения вала турбины, штоков ре-
гулирующего и стопорного клапанов, в эжекторе
уплотнений и пусковом, т.е. в тех элементах, из ко-
торых возможно попадание пара в производствен-
ные обслуживаемые помещения. Особенностью та-
ких испарителей является применение материалов
с высокой коррозийной стойкостью: трубы и труб-
ные доски изготовляются из стали 08Х18Н1 ОТ, кор-
пус греющей секции — из стали 12Х18Н10Т, кор-
пус и днища испарителя — из стали 20К.
Испарительная установка в схеме АЭС с турби-
нами К-500-6,4/50, например, состоит из двух аппа-
ратов, включенных параллельно по первичному
328
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 3.76. Схемы включения испарителей:
а — двухкорпусная испарительная установка блока
с турбиной К-210-12,8; б — шестиступенчатая испари-
тельная установка ТЭЦ; 1 — деаэратор атмосферного
давления; 2 — подвод химически обработанной воды
3 — питательный насос испарителей; 4 — испарители
5 — конденсаторы испарителей; 6 — сливной насос
7 — подогреватель смешивающий (ПНД2); S — кон-
денсатный насос (КН2); 9 — подогреватель поверхно-
стный (ПНДЗ); 10 — продувка; II — турбина; /2-
подогревате.чь химически обработанной воды; /3-
подогреватели питательной воды испарителей; 14-
расширитель; 15 — охладитель продувки; 16 — в де-
аэратор питательной воды; /К—VI — номера отборов
турбины
11
и вторичному пару. Для охлаждения конденсата
греющего пара на некоторых АЭС применен охла-
дитель дренажа испарителя горизонтальной конст-
рукции, включенный по основному конденсату пе-
ред ПНД1. Корпус и днища последнего изготавли-
ваются из стали 12Х18Н9Т; трубки имеют диаметр
16x1 мм; площадь поверхности теплообмена со-
ставляет 115 м2.
К вспомогательным пароводяным теплообмен-
никам относятся так называемые сальниковые по-
догреватели, которые используются в регенератив-
ных системах турбоусгановок в качестве конденса-
торов пара из промежуточных и концевых камер
уплотнений вала турбины.
Подогреватели ПС-250-30-0,5, ПС-250-8-0,5
ТМЗ — горизонтальные жесткотрубные с линзовым
компенсатором на корпусе (конструкция аналогич-
на горизонтальным подогревателям сетевой воды
(ПСГ); трубки диаметром 19x0,8 мм из стали
08Х18Н10Т); подогреватель ПС-300-33-0,25 ТКЗ —
вертикальный с П-образными трубками диаметром
19x1 мм из латуни марки ЛО-70-1; обозначения ти-
поразмеров: первое число — площадь поверхности
2
теплообмена, м ; второе и третье — рабочее давле-
ние в трубках (охлаждающего конденсата) и в паре-
вом пространстве, кгс/см . Подогреватель ПС-100-3
ТМЗ — вертикальный кожухотрубный теплообмен-
ник с верхней и нижней трубными досками и с пря-
мыми латунными трубками диаметром 16x0,75 мм,
с двойным линзовым компенсатором на корпусе;
рабочее давление в трубках равно 1,6 МПа; в паро-
вом пространстве — 0,05 МПа. Для охлаждения па-
ровоздушной смеси, отсасываемой из уплотнений
турбины, ЛМЗ выпускает аппараты ПС-50-1,
ПС-115, ПС-220-1 — вертикальные с U-образными
трубками диаметром 19x1 мм из латуни марки Л-68-
первое число в указанных типоразмерах обозначает
2
площадь поверхности теплообмена, м .
Hl
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
329
II Водо-водяные теплообменники (горизонталь-
I ье жесткотрубные), предназначенные для подог-
I рева воды в химических цехах тепловых электро-
I данций, изготовляются на массовые расходы на-
деваемой воды, равные 1,4—2,8 и 5,6—11,1 кг/с,
АО«Бинскэнергомаш» (г. Бийск) и на расходы, со-
ставляющие 22,2—66,7 и 111 кг/с, — ТКЗ.
I в Маслоохладители предназначены для охлажде-
I ния турбинного масла или специальных огнестой-
и жидкостей, используемых в системах смазки и
I регулирования турбин. Охлаждающей средой явля-
I етсяциркуляционная вода [36].
3.10. ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
3.10.1. СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Теплофикацией называется снабжение потреби-
телей теплотой (7тф, отведенной от рабочих тел теп-
ловых двигателей (паровых и газовых турбин, дви-
гателей внутреннего сгорания и др.), приводящих во
I вращение электрогенераторы электростанций.
Процессы комбинированного производства
1з.чектроэнергии и теплоты, реализуемые прежде
всего на ТЭЦ, а также на некоторых ГРЭС и АЭС,
энергетически более совершенны, чем раздельная их
выработка, так как позволяют экономить топливо.
Наибольшая энергетическая эффективность
комбинированного производства электроэнергии и
I теплоты может быть обеспечена, если в продолже-
ние всего годового цикла работы тепловых двигате-
лей от их рабочих тел будет отводиться постоянное
([максимально возможное количество теплоты, что
нереально. Бытовые и промышленные потребители
тепяоть разделяются на классы: сезонные и круг-
логодовые [33].
Сезонные (отопление, вентиляция и кондицио-
нирование воздуха помещений) потребляют теп-
тоту Qc (в единицах мощности), количество кото-
рой изменяется обратно пропорционально измене-
ниям температуры наружного воздуха ZH в. Теплопо-
требление круглогодовых (горячее водоснабжение
и технологические потребители) QK остается прак-
тически постоянным при любых изменениях ZH в.
При разном характере теплопотребления, а так-
же различиях в графиках потребления электроэнер-
гии и теплоты, отпускаемых от ТЭЦ, их эффектив-
ность можно обеспечить только, если наряду с теп-
лотой 2тф потребителям будет отпускаться и теп-
лота от внешних по отношению к основному циклу
ТЭЦ источников (?вн. В качестве внешних источни-
ков на ТЭЦ используются: энергетические котлы,
отпускающие теплоту потребителям через РОУ или
БРОУ, и водогрейные котлы. Суммарный отпуск теп-
лоты от ТЭЦ в этом случае составит QT = (?тф + (?вн.
Отношение величины (?тф к Qr называется ко-
эффициентом теплофикации ос,..
Различают (рис. 3.77):
максимальный часовой коэффициент тепло-
фикации
ч ^max max , л.
«т = <2тф /ет , (3.40)
„max „max
где £/тф и (/т — максимальные мощности,
ГДж/ч;
годовой коэффициент теплофикации
год „год . „год
«т =(?тф/ет , (3.41)
„год „год _
где (/тф и QT — годовые теплопотребления,
ГДж/год.
Коэффициенты теплофикации а? и а™а явля-
ются многофакторными параметрами и функцио-
нально связаны один с другим.
Оптимальные значения этих коэффициентов
зависят: от соотношения сезонной и круглогодовой
тепловых нагрузок потребителей; климатических
условий региона их размещения; состава оборудо-
вания ТЭЦ и режимов его работы; видов потребляе-
мого топлива; структуры электро- и теплогенери-
рующих мощностей в регионе и т.д.
Рис. 3.77. Графики отпуска теплоты от ТЭЦ в регионах с преобладанием сезонных (а) и круглогодовых
(б) потребителей
330
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
IP33A.I
Например, для ТЭЦ, расположенных в южных
регионах страны и обеспечивающих теплотой потре-
бителей с преобладанием сезонной тепловой на-
грузки (рис. 3.77, а), оптимальное значение сс^
будет составлять 0,3—0,4. Если же у потребителей
преобладает технологическая нагрузка (рис 3.77, б),
то оптимальное значение ос^ может достигать 0,7—
0,8. С учетом этого подбирается и оборудование
ТЭЦ.
Так, для ТЭЦ крупных городов ТМЗ разработано
несколько модификаций турбин на основе базовой
модели Т-255/305-23,5-5. Для базовой модели коэф-
фициент теплофикации а* = 9 5—о,6, а для одной
из ее модификаций — турбины Т-265/305-23,5-С ос^
понижен до 0,3.
Для транспортировки теплоты от ТЭЦ к потре-
бителям используют водяной пар или горячую се-
тевую воду.
Водяной пар применяют главным образом в ка-
честве теплоносителя в технологических процес-
сах предприятий и для обеспечения работы их сис-
тем вентиляции. Требуемый его расход, давление и
температуру задают потребители. При этом, чтобы
не допустить конденсации пара в паропроводе и из-
бежать эрозионного износа его элементов, направ-
ляемый от ТЭЦ пар должен быть перегрет не менее
чем на 20—30 °C. Возвращаемый предприятиями
конденсат пара после необходимой очистки вновь
включается в рабочий цикл электростанции.
В водяных системах теплоснабжения к сезон-
ным потребителям в течение всего отопительного
сезона направляется сетевая вода с постоянным
расходом, температура которой на входе в подаю-
щую трубу I" изменяется в зависимости от тем-
пературы наружного воздуха. Расчетный отпуск
теплоты от ТЭЦ на отопление, вентиляцию и горя-
чее водоснабжение <2р должен соответствовать
нормативным требованиям к системам теплоснаб-
жения при расчетной температуре наружного
воздуха ZH в.
Оптимальная температура нагрева сетевой во-
ды на паротурбинных ТЭС в расчетном режиме t"
определяется двумя конкурирующими факторами
При заданной тепловой нагрузке повышение тем-
Расчетная температура наружного воздуха для
р
проектирования систем отопления и вентиляции
для каждого населенного пункта определяется как
средняя температура наиболее холодных пятидневок,
взятых по одной из восьми наиболее холодных зим за
последние 50 лет.
пературы сетевой воды в подающей магистрали f I
при сохранении температуры в обратной магнстрь I
ли t' уменьшает ее расход, а следовательно, умень- I
шаются диаметр труб, их масса и стоимость тепло- I
трассы. Вместе с тем для повышения темперами I
нагрева сетевой воды необходимо повышение да»- I
ления отборного пара, поступающего в подогрева- I
тель сетевой воды, что снижает тепловую эконо- I
мичность электростанции. На современном этапе I
расчетная температура сетевой воды при централи- I
зованном теплоснабжении t" = 150 °C. НаГРЭСи I
ТЭЦ небольшой мощности, обслуживающих I
близко расположенных абонентов, она несколько I
ниже: = 130 °C. В перспективе в системах даль- I
него теплоснабжения значимость первого фактора I
возрастет и рассматривается целесообразность по- I
вышения температуры нагрева воды на ТЭЦ до I
170—180 °C. При этом следует иметь в виду, чтоот I
максимальной температуры прямой сетевой воды I
зависят возможности ее обработки для снижения I
коррозии металла труб и применимость тех или I
иных теплоизоляционных материалов.
При повышении температуры наружного возду- I
ха температура сетевой воды понижается и при
(нв = гнс опускается до 70 (в закрытых) и до 60 °C (в
открытых) системах; здесь ZH 0 — температура на-
ружного воздуха, при отрицательном отклонении от
которой начинают, а при положительном — закан-
чивают работать отопительные системы зданий.
Круглогодовые потребители должны получать
в течение всего года воду с фиксированным значе-
нием ее температуры ZrB, нормативное значение ко-
торой составляет 50—75 °C [32].
При теплоснабжении жилых районов, где тех-
нологическое горячее водоснабжение отсутствует,
а доля потребления теплоты для бытового горячего
водоснабжения существенно меньше расчетного
теплопотребления системами отопления и вентиля-
ции, несовпадающие требования к температуре се-
тевой воды со стороны сезонных и круглогодовых
потребителей удается удовлетворить при использо-
вании двухтрубной системы теплоснабжения
(рис. 3.78).
В ней вентиляционные калориферы подключа-
ются непосредственно к подающему трубопрово-
ду, в котором температура I” переменная, а систе-
мы отопления — через элеватор, в котором к воде
из подающего трубопровода с температурой Z"
подмешивается вода из обратного трубопровода с
температурой z'. Температура сетевой воды после
элеватора t"' снижается до 95 при Z^ в и до 51 °C
при ZH 0, что предотвращает возможность ожогов
при прикосновении к отопительным приборам
Вода, охлажденная в отопительных приборах и
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
331
Рис. 3.78. Принципиальные схемы двухтрубной
системы теплоснабжения с открытым (в) и за-
крытым (б) горячим водоснабжением:
/ — ТЭС; 2, 3 — подающий и обратный трубопрово-
ды; 4 — отопительные приборы; 5 — вентиляционный
калорифер; 6,7 — подогреватели водопроводной воды
для горячего водоснабжения; 8 — элеватор (водо-
струйный насос); 9 — смеситель; 10 — водоразборные
краны; 11 — регулятор температуры подогрева водо-
проводной воды; 12 — водопроводная вода
:нтиляционных калориферах, поступает в обрат-
>гй трубопровод и возвращается на ТЭЦ для по-
горного подогрева.
Потребители горячего водоснабжения в двух-
>убных системах получают или смесь подающей и
5ратной сетевой воды с температурой ZrB, фикси-
)ванное значение которой поддерживает регуля-
>р температуры (см. рис. 3.78, а), или водопровод-
до воду, подогретую до температуры /гв в подог-
;вателях горячего водоснабжения (см. рис. 3.78, б).
в той, и в другой схеме горячего водоснабжения в
плофикационные установки ТЭЦ поступает вода
Рис. 3.79. Принципиальная схема трехгрубной
системы теплоснабжения:
1 — ТЭС; 2, 4 — подающие трубопроводы с перемен-
ной и постоянной температурой воды; 3 — обратный
трубопровод; 5 — вентиляционный калорифер; 6 —
подогреватель водопроводной воды для горячего водо-
снабжения; 7 — водопроводная вода; 8 — аппарат для
подогрева технологического продукта; 9 — технологи-
ческий продукт; 10 — водоразборные краны;
II — отопительные приборы; 12 — регулирующий
клапан
с температурой ниже что повышает эффектив-
ность теплофикации.
При теплоснабжении промышленных предпри-
ятий через водяные системы зачастую соотноше-
ние сезонной и круглогодовой нагрузки таково, что
их подключение к двухтрубной системе вызывает
разбалансировку работы систем вентиляции и ото-
пления. В таких случаях используют трехтрубные
системы теплоснабжения (рис. 3.79).
В трехтрубной системе к приборам отопления и
вентиляции сетевая вода поступает из подающего
трубопровода 2, температура воды t" в котором
переменная. Системы технологического теплопо-
требления и бытового горячего водоснабжения
присоединяются ко второму подающему трубопро-
воду 4, по которому подается сетевая вода с посто-
янной температурой /гв. В закрытой системе вода
от всех потребителей возвращается на ТЭЦ по об-
щему обратному трубопроводу. В открытой систе-
ме горячая вода разбирается потребителями, и на
ТЭЦ по обратному трубопроводу может возвра-
щаться вода только от систем отопления и вентиля-
ции.
Применение трехтрубной системы позволяет
повысить энергетическую эффективность тепло-
фикации. Вместе с тем она требует организации
раздельного подогрева воды на ТЭЦ до темпера-
туры 1" и ZrB, а в открытой системе усложняется и
схема химической подготовки и деаэрации подпи-
точной воды.
332
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.3
3.10.2. ТЕПЛОПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ
СИСТЕМЫ ТЭС
Принципиальные схемы теплоподготовителъ-
ных установок паротурбинных электростанций, в
состав которых входят и теплофикационные уста-
новки (ТУ) турбин, приведены на рис. 3.80.
На ГРЭС с турбинами любой мощности и на
ТЭЦ с турбинами мощностью до 25 МВт теплопод-
готовительные установки выполняются по схеме,
представленной на рис. 3.80, а.
Основные подогреватели сетевой воды исполь-
зуются в течение всего отопительною сезона, а в
системах с горячим водоснабжением •— круглого-
дично. На ГРЭС они подключены к нерегулируемым
отборам конденсационных турбин, а на ТЭЦ — к те-
плофикационным отборам турбин типов Т и ПТ.
Пиковые подогреватели сетевой воды исполь-
зуются 1200—1500 ч/год при низких температурах
наружного воздуха, когда параметры греющего па-
ра, включая его расход, недостаточны для нагрева
сетевой воды до требуемой температуры в основ-
ном подогревателе.
На ГРЭС пар в пиковые подогреватели посту-
пает из нерегулируемых отборов турбин, а на ото-
пительных ТЭЦ — от РОУ (редукционно-охлади-
тельных установок). На промышленно-отопитель-
ных ТЭЦ пиковые подогреватели получают в ос-
новном пар от БРОУ; только при неполной загрузке
производственных отборов и противодавления тур-
бин избыточный пар из них поступает в пиковые
подогреватели.
На ТЭЦ с турбинами мощностью 50 МВт и бо-
лее теплоподготовительные установки выполняют-
ся по схеме, приведенной на рис. 3.80, б. Турбины
типов Т и ПТ большой мощности имеют два тето-
фикационных отбора — на нижний и верхний сете-
вые подогреватели, в которых производится после-
довательный подогрев сетевой воды. Если включе-
ны оба подогревателя, то регулируется подача пара
в верхнюю ступень подогрева, а если она отключе-
на, то — в нижнюю.
При одинаковой температуре подогрева сете-
вой воды тепловая экономичность двухступенча-
той схемы выше, чем одноступенчатой, но она
сложнее и поэтому применяется в ПТУ мощностью
не менее 50 МВт. Пиковые подогреватели исполь-
зуются лишь в качестве резервных [19]. Вместо них
устанавливают пиковые водогрейные котлы. По те-
пловой экономичности этот вариант равноценен
использованию пиковых сетевых подогревателей
на редуцированном паре, но позволяет уменьшил
паропроизводительност ь более сложных и дороги)
энергетических котлов. Применение пиковых воде
грейных котлов увеличивает номенклатуру уста
навливаемого на ТЭЦ оборудования, что усложни
в)
Рис. 3.80. Основные схемы теплоподготовительных установок ТЭС:
а — с пиковым сетевым подогревателем; б — с пиковым водогрейным котлом, двухступенчатым нагревом
двухступенчатой перекачкой сетевой воды; в — узел подпитки теплосети при закрытой схеме теплоснабженг
г — то же при открытой схеме теплоснабжения; 1 — сетевой насос; 2, 3 — сетевые насосы первого и второ
подъемов; 4 — основной подогреватель; 5, б — нижний и верхний сетевые подогреватели; 7 — пиковый под
реватель; 8 — пиковый водогрейный котел; 9 — потребитель; 10 — установка умягчения подпиточной вод
11, 12 — деаэратор и насос подпиточной воды; 13 — водо-водяной теплообменник; 14 — подогреватель ум
ченной воды; А — пар; Б — подпитка теплосети; (у), (г), (д) — регуляторы уровня, температуры и давлен!
§310]
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
333
ет его эксплуатацию и ремонт. Для крупных ТЭЦ
это нс столь существенно, поскольку возможна уз-
кая специализация персонала и имеется достаточно
развитая производственно-ремонтная база.
Состав и характеристики установок деаэрации
подпиточной воды ТЭЦ зависят от принятой схемы
горячего водоснабжения потребителей.
В установках деаэрации подпиточной воды для
систем теплоснабжения, не имеющих горячего водо-
разбора или с закрытым горячим водоразбором (см.
рис. 3.78, б и 3.80, в) умягченная вода после предва-
рительного нагрева в пароводяном теплообменнике
до 85—95 °C поступает в деаэратор атмосферного
типа, а из него закачивается в трубопровод обратной
сетевой воды для восполнения ее потерь.
При открытом горячем водоснабжении (см.
рис. 3.78, а и 3.80, г) вместе с отключением на лет-
ний период систем отопления и вентиляции отклю-
чается трубопровод обратной сетевой воды и горя-
чее водоснабжение осуществляется по однотруб-
ной схеме с использованием подпиточной воды.
Для этого устанавливается водо-водяной тепло-
обменник, в котором подпиточная вода из деаэра-
тора охлаждается до нормативной для горячего во-
доснабжения температуры /гв, нагревая умягчен-
ную воду, поступающую в деаэратор. В зимний пе-
риод водо-водяной теплообменник отключается и
подпиточная вода непосредственно из деаэратора
закачивается в обратный трубопровод и использу-
ется для горячего водоснабжения и компенсации
потерь сетевой воды.
В системах с открытым водоразбором вместо
атмосферного могут устанавливаться вакуумные
деаэраторы типов ДВ-400, ДВ-800 (разработчик —
НПО ЦКТИ; изготовитель — АО «Энергомаш»)
или др. Греющая вода в деаэратор ДВ-800 подает-
ся с температурой 70—100 °C, а деаэрированная
вода имеет температуру 40—80 °C. В этом случае
водо-водяной теплообменник не требуется. В го-
родах с открытой системой водоразбора ТЭЦ име-
ют водоподготовительные установки производи-
тельностью до 1500 кг/с. Схемы с вакуумными де-
аэраторами обеспечивают эпидемическую надеж-
ность системы горячего водоснабжения.
Для улучшения деаэрации и уменьшения по-
терь конденсата желательно, чтобы вода, посту-
пающая в деаэратор, была недогрета до температу-
ры насыщения не более чем на 15—20 °C.
Для нагрева сетевой воды в теплофикацион-
ных установках ГРЭС и ТЭЦ с турбинами неболь-
шой мощности используются вертикальные сете-
вые подогреватели (см. рис. 3.82) диаметром около
1,5 м, рассчитанные на давление воды в трубной
системе 2,5 МПа, т.е. на давление за сетевыми на-
сосами, устанавливаемыми перед основными по-
догревателями сетевой воды. На ТЭЦ с турбинами
мощностью 50 МВт и более устанавливаются го-
ризонтальные подогреватели сетевой воды суще-
ственно больших габаритов (с диаметром более
3,5 м) (см. рис. 3.86).
При больших размерах горизонтальных сете-
вых подогревателей и сохранении давления сете-
вой воды, равного 2,5 Ml la, обеспечение прочности
водяных камер и особенно трубных досок связано
со значительными и не всегда оправданными труд-
ностями. Поэтому при использовании крупногаба-
ритных подогревателей принята двухступенчатая
перекачка воды сетевыми насосами первого (обес-
печивающими повышение давления до уровня не
более 0,8 МПа) и второго (с давлением нагнетания
2,5 МПа) подъемов.
Оборудование теплофикационных установок
должно удовлетворять следующим основным тре-
бованиям [19].
На ТЭС всех типов основные подогреватели се-
тевой воды для каждой конкретной турбины выби-
раются по тепловой мощности теплофикационного
отбора вне зависимости от фактической потребно-
сти и устанавливаются без резервного подвода
к ним пара от других источников.
На ТЭЦ с теплофикационной установкой, пред-
ставленной на рис. 3.80, а, к пиковым сетевым по-
догревателям должен подводиться пар от обще-
станционной паровой магистрали, подключенной
к отборам турбин ПТ и Р, а также к паропроводу
свежего пара через РОУ.
Для повышения надежности теплоснабжения от
ТЭЦ с турбинами мощностью 50 МВт и более допус-
кается установка резервных пиковых подогревате-
лей сетевой воды с их подключением к промышлен-
ным отборам и выхлопу турбин с противодавлением,
а также к РОУ. Тепловая мощность таких подогрева-
телей составляет не более 25 % максимальной, от-
пускаемой потребителям с сетевой водой.
При одноступенчатой перекачке сетевой воды
(см. рис. 3.80, а) группа сетевых насосов подключа-
ется к общему коллектору, от которого вода отво-
дится к теплофикационной установке каждой тур-
бины. В группе из четырех или менее насосов уста-
навливается один резервный. При пяти рабочих на-
сосах резервный не устанавливается. При двухсту-
пенчатой перекачке сетевой воды (см. рис. 3.80, б)
в каждой ступени устанавливается по два рабочих
насоса без резерва. Подпиточных насосов должно
быть не менее двух при закрытой системе тепло-
снабжения и не менее трех при открытой, в том
числе по одному резервному.
При выходе из работы на электростанции одно-
го котла, одной турбины или одного энергоблока
оставшееся оборудование с учетом имеющегося
резерва должно одновременно обеспечивать: мак-
симально длительный отпуск па производственные
нужды пара всех требуемых параметров; 70 %
максимального отпуска теплоты на отопление,
334
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Раз! J
вентиляцию и горячее водоснабжение. Для выпол-
нения последнего условия на ГРЭС должно быть не
менее двух теплофикационных установок тепловой
мощностью по 70 % номинальной.
3.10.3. ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
ГРЭС
В теплофикационную установку ПТУ в качест-
ве основного оборудования входят подогреватели
сетевой воды и насосы, обеспечивающие ее подачу
к потребителям.
Снабжение теплотой систем отопления, венти-
ляции и горячего водоснабжения объектов ГРЭС
и ее жилого поселка осуществляется теплофика-
ционными установками конденсационных турбин
по схеме, приведенной на рис. 3.81, работающими
по температурному графику систем отопления
t"/t' = 130/70 °C (табл. 3.28). Для вновь создавае-
мых турбин номинальной электрической мощно-
стью А/”ОМ , МВт, отпуск теплоты целесообразно ог-
раничить значением
Crnax^O 045-0,06)
что соответствует данным табл. 3.28. При выполне-
нии этого условия расход свежего пара на турбину
Рис. 3.81. Теплофикационная установка ГРЭС:
1,2 — основной и пиковый подогреватели; 3 — кон-
денсатный насос (рабочий и резервный); 4 — регуля-
торы уровня (у) и температуры (7); А — пар из
нерегулируемых отборов; Б — сетевая воды; В — кон-
денсат в линию основного конденсата
Таблица 3.28. Технические данные
теплофикационных установок конденсационных
турбин сверхкритнческого давления
Мощность турбины, МВт Тепловая мощ- ность теплофи- кационной установки, МВт (Гкал/ч) Давление отборного пара на подогреватели, 7 МПа (кгс/см")
основной пиковый
300 17,4(15) 0,235 (2,4) 0,505 (5,15)
500 29 (25) 0,155 (1,58) 0,52(5,3)
800 35 (30) 0,098 (1) 0,49 (5)
в режиме номинальной мощности возрастает на I
2,5—3 %, однако не превышает учитываемого при I
проект ировании возможного увеличенного расхода I
пара летом из-за ухудшения вакуума.
Характеристики вертикальных сетевых подог- I
ревателей (рис. 3.82), используемых в таких тепто- I
фикационных установках, даны в табл. 3.29 Основ- I
ными узлами подогревателя типа ПСВ являются I
корпус, трубная система, верхняя и нижняя (пла- I
вающая) водяные камеры. Трубная система вклю- I
чает верхнюю и нижнюю трубные доски, элементы I
каркаса трубного пучка, поперечные сегментные I
перегородки, прямые тянутые трубки диаметром I
19x1 мм из латуни Л-68. Концы трубок ввапьцова- I
ны в трубные доски. Фланцы корпуса и водяныхка- I
мер выполняются из стали 20К, а остальные эле- I
менты — из листовой стали ВСтЗсп [36].
При снижении нагрузки турбины от Л^°м доN. I
одновременно снижается давление пара в нерегу- I
лируемых отборах, в том числе и в отборах на сете-
вые подогреватели. Вследствие этого уменьшается
температура нагрева сетевой воды. Необходимое 1
давление отборного пара при номинальном режиме
ном
Т’отб > ПРИ К0Т0Р0М можно нагреть сетевую воду до
расчетной температуры /р', несмотря на снижение
мощности до Nj, определяется из соотношения
ном / л \ л;ном / м
/’отб = <Л + /N3>
где ps — давление конденсации пара в сетевом по-
догревателе при температуре t" + А/; 1" и А/ —
температура сетевой воды на выходе из подогрева-
теля и минимальный температурный напор в нем
равный приблизительно 7 °C; А/? ~ (0,05—0,08)ps—
падение давления пара от места отбора до парового
пространства сетевого подогревателя.
Регулирование температуры сетевой воды в та-
ких установках осуществляется перепуском части
сетевой воды по байпасу с последующим ее смеше-
нием с основным потоком, как показано на рис 3.81,
либо дросселированием отборного пара.
3.10.4. ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ ТЭЦ
С ТУРБИНАМИ МОЩНОСТЬЮ 6-25 МВт
Теплоэлектроцентрали с турбинами мощно-
стью 6—25 МВт являются обычно промышленно-
отопительными и используются для пароснабже-
ния промышленных предприятий с непрерывным
производственным процессом и для теплоснабже-
ния, включая горячее водоснабжение, жилых, об-
щественных и производственных зданий. В турби-
нах с регулируемыми отборами пара мощностью
25/30 МВт и с противодавлением мощностью
12/15—25/30 МВт экономически оправдано ис-
пользование свежего пара с параметрами 8,8 МПа
13.101
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
335
и
535 °C, а в турбинах меньшей мощности — с па-
раметрами 3,4 МПа и 435 °C.
Для технологических нужд предприятий в ос-
новном используется пар давлением 0,8—1,3 МПа.
Источниками пароснабжения являются производ-
ственные отборы и выхлопы турбин с противодав-
лением, а возможный дефицит восполняется паром
от БРОУ Пар одинаковых параметров от всех ис-
точников промышленного пароснабжения подво-
дится к общестанционному секционированному
коллектору и от него по паропроводам транспорти-
руется на производство и к собственным потреби-
телям ТЭЦ, в том числе к пиковым сетевым подог-
ревателям.
Схема теплофикационных установок ТЭЦ рас-
сматриваемого типа приведена на рис. 3.83, она со-
ответствует принципиальной схеме, представлен-
ной на рис. 3.80, а Основные подогреватели сете-
вой воды снабжаются паром из отопительного от-
бора только одной турбины. Пиковые подогрева-
Таблица 3.29. Технические данные вертикальных подогревателей сетевой воды (завод-изготовитель — АО «Энергомаш»)
Типоразмер Расчетные параметры Расчетный номиналь- ный тепло- вой поток, МВт Габаритные размеры, мм (см. рис. 3.82) Масса, т
пара воды
Давление, МПа Темпера- тура, °C Номиналь- ный расход, кг/с Давление, МПа Температура на входе/вы- ходе, °C Номиналь- ный расход, кг/с Скорость в трубах, м/с Гидравличе- ское сопротив- ление, МПа Высота Н Диаметр корпуса D
ПСВ-90-7-15 0,25 126,8 7,5 1,57 70/110 97 1,95 0,025 16,3 5470 1020 4,2
0,78 169,6 8,33 1,57 ПО (70)/150 97 (49) 1,95 (20) 0,04 (0,03) 16,3 5470 1020 4,2
ПСВ-200-7-15 0,78 164,2 18,28 1,57 70/150 111 1,95 0,04 37,8 5760 1232 7,44
ПСВ-500-3-23 0,25 126,8 31,94 2,35 70/110 417 1,95 0,055 69,8 7960 1624 14,65
0,39 142,9 28,47 2,35 95/130 417 2,0 0,055 61,0 7960 1624 14,65
ПСВ-500-14-23 0,78 169,6 34,03 2,35 110/150 417 2,0 0,06 69,8 7763 1640 16,03
1,47 197,4 45,0 2,35 130/180 417 2,1 0,06 87,2 7763 1640 16,03
Примечания: 1. Числа в типоразмере означают: первое — площадь поверхности теплообмена (по наружному диаметру труб), м2; второе и третье — рабочее давление
соответственно в паровом и водяном пространстве, кге/м2.
2. Для всех подогревателей указаны характеристики при числе ходов по нагреваемой воде, равном двум; для ПСВ-90-7-15 в скобках приведены характеристики при числе
ходов по воде, равном четырем.
3. Все подогреватели рассчитаны на максимальную температуру пара, равную 400 °C.
4. Расчетные тепловые потоки соответствуют чистым поверхностям при расчетном давлении насыщенного пара
ПАРОТУР БИН НЫЕ УСТАВОВ КИХ
р.1О)
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
337
Рис. 3.83. Теплофикационная установка ТЭЦ
с турбинами мощностью 6—25 МВт:
1,2 — основной и пиковый подогреватели; 3 — кон-
денсатный насос (рабочий и резервный); 4 — охлади-
тель конденсата; А — пар из теплофикационного
отбора, Б — пар от общестанционной магистрали;
9 — сетевая вода; Г— в линию основного конденсата
турбины
гели, хотя и подключены непосредственно к произ-
юдственным отборам или к противодавлению тур-
)ин, но по причинам, изложенным в п. 3.10.2, в ос-
ювном получают пар от БРОУ через общестанци-
)нный коллектор
Типы устанавливаемых подогревателей выби-
йются по каталогам в соответствии с расчетом (см.
1ис. 3.82, табл. 3.29). Охладители конденсатаобяза-
ельны в установках с давлением 3,4 МПа с деаэра-
орами атмосферного типа, так как закачка в них
онденсата сетевых подогревателей с температу-
ой выше 104 °C может вызвагь вскипание воды,
днденсатных насосов должно быть не менее двух,
том числе один резервный.
3.10.5. ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ ТЭЦ
С ТУРБИНАМИ МОЩНОСТЬЮ 50-250 МВт
На современных ТЭЦ более 70 % суммарной
ощности приходится на теплофикационные у ста-
ти турбин 50/60-—250/300 МВт с двумя основны-
и подогревателями, пиковым водогрейным котлом
двухступенчатой перекачкой сетевой воды (см.
ic. 3.80,6). На рис. 3.84 представлены схемы тепло-
гкационных установок (ТУ) для ПТУ с начальны-
I параметрами пара 12,8 МПа и 540 °C и способ их
лючения в регенеративную систему низкого дав-
ния, при этом показаны только ПНД, предшест-
ющие смесителям основного конденсата с дрена-
:м сетевых подогревателей.
В соответствии с [19] на ТЭЦ с промежуточным
регревом пара (как и на КЭС) выполнение тепло-
х схем по блочному принципу является обязатель-
[м, а на ТЭЦ без промежуточного перегрева —
едпочтительным. В этом случае упрощается сие-
на межагрегатных трубопроводных комму ника-
ft, а также становится возможно индивидуально
одерживать оптимальный режим работы каждого
установленных на ТЭЦ блоков. Вместе с тем от-
гствие поперечных связей ограничивает взаимоза-
няемость однотипных агрегатов при ненормаль-
[х режимах работы, в результате чего несколько
ижается надежность энергоснабжения.
Теплофикационные установки турбин
Т-185/220-12,8-2, Т-180/210-12,8-1 и Т-180/215-12,8
имеют в своем составе сальниковые подогревате-
ли на сетевой воде, включаемые в работу при не-
достаточном расходе воды через аналогичный по-
догреватель на линии основного конденсата. Во
всех установках отсос воздуха производится в кон-
денсатор турбины.
Конденсаторы турбин мощностью 50/60—
185/220 МВт (кроме 140/165 МВт; табл. 3.30) име-
ют встроенный теплофикационный пучок (см.
рис. 3.52), включаемый по схеме, показанной на
рис. 3.84, а. Он может использоваться для нагрева
сетевой или подпиточной воды, а также для кон-
денсации отработавшего в турбине пара техниче-
ской водой. Допустимые режимы работы пучка оп-
ределяются техническими условиями на турбину.
В частности, пропуск через пучок сетевой воды
при пропуске через основную часть конденсатора
технической воды разрешается только для турби-
ны Т-50/60-130.
Основные отличия ТУ турбины Т-250/300-23,5-3
(рис. 3.85, табл. 3.31) от рассмотренных выше обу-
словлены жесткими требованиями к водному режи-
му блоков на сверхкритические параметры пара. Для
того чтобы исключить ухудшение качества конден-
сата вследствие протечек сетевой воды в паровое
пространство подогревателей, предусмотрен непре-
рывный контроль за его качеством. При ухудшении
качества конденсата он расхолаживается в теплооб-
меннике 7, сбрасывается в конденсатор и вместе с
основным конденсатом турбины проходит очистку в
БОУ Назначение доохладителя ДК — обеспечить
температуру конденсата, допускаемую ионообмен-
ными материалами, используемыми в БОУ
В ТУ всех упомянутых в этом параграфе тур-
бин используются сетевые подогреватели горизон-
тального типа (рис. 3.86, табл. 3.32), поставляемые
в комплекте с турбинами. Они устанавливаются
под турбинами между колоннами их фундамента
аналогично конденсатору.
Корпус подогревателей ПСГ цельносварной
конструкции Теплообменная поверхность образу-
ется прямыми трубками, концы которых ввальцо-
338
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
|Раз<.!
Рис. 3.84. Теплофикационные установки турбин
типов Т и ПТ на давление пара 12,8 МПа:
а — турбины Т-50/60-12,8 и Т-100/120-12,8-3; 6-
Т-185/220-12,8-2; в — ПТ-80/100-12,8/1,3; г -
ПТ-140/165-12,8/1,5-2; К — конденсатор; КН — кон-
денсатный насос; ТП — теплофикационный пучок;
Эж — эжектор; СХ — сальниковый холодильник;
СП — сальниковый подогреватель; 77/—ПЗ — реге-
неративные подогреватели низкого давления; См —
смеситель; А, А' — пар из отборов; Б — сетевая вода
из теплосети и в теплосеть; В — сетевая вода к теп-
лофикационному пучку и от него; Г — подвод и
г)
отвод добавочной или технической воды; Д — в конденсатор; I, 4 — сетевые насосы первого и второго подъе-
мов; 2, 3 — нижний и верхний сетевые подогреватели; 5, 6 — конденсатные насосы подогревателей; 7 — кон-
денсатный насос конденсационного режима; 8 — сальниковый подогреватель на сетевой воде
ваны в трубные доски; материал трубок — латунь
ЛО70-1, для ПСГ-5000 — сталь 12Х18Н10Т. Внут-
ри трубок движется сетевая вода. Прямые трубки
позволяют механически очищать их внутреннюю
поверхность от загрязнений непосредственно на
месте установки без демонтажа и разборки подог-
ревателя (как это производится и с трубками кон-
денсатора). По длине подогревателя в его паровом
пространстве установлены перегородки, являю-
щиеся дополнительными опорами для трубок. В
первом ряду трубного пучка со стороны входа пара
установлены стальные трубки (отбойники), в них
сетевая вода не поступает. Отбойники наряду с
другими устройствами защищают теплообменную
поверхность от капельной эрозии. Для компенса-
ции температурных расширений на корпусе подог-
ревателя со стороны поворотной камеры установ-
лен двойной линзовый компенсатор.
Важным показателем работы сетевого подогре-
вателя является значение его минимального темпе-
ратурного напора (недогрева сетевой воды до тем-
пературы конденсации греющего пара). Для кон-
троля технического состояния сетевого подогрева-
теля строят типовую (нормативную) характеристи-
ку недогрева в функции тепловой нагрузки подог-
ревателя или расхода греющего пара. Пример такой
характеристики дан на рис. 3.87.
3.10 6. ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
АТОМНЫХ СТАНЦИЙ
Для комбинированной выработки электриче-
ской энергии и теплоты предпочтительным являет-
ся использование двухконтурных АТЭЦ с ТУ, пред-
назначенными для дальнего теплоснабжения, с на-
гревом сетевой воды до температуры, равной при-
мерно 200 °C.
Этим требованиям отвечает энергоблок с реакто-
ром ВВЭР-1000 и двумя турбинами ТК-450/500-5,9
53-Ю]
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
339
Таблица 3.30. Технические данные теплофикационных установок турбин типов Т и ПТ мощностью
50/60—250/300 МВт
Характеристика Типоразмер турбины
Т-50/60- 12,8 Т-100/1 го- 12,8-3 Т-185/220- 12,8-2 Т-180/210-12,8-1, Т-180/215-12,8-2 Т-250/300- 23,5-3 Т-80/1 GO- 12,8/1,3 ПТ-140/165- 12,8/1,5
Тепловая мощ- ность отборов, МВт (Гкал/ч) 110(95) 204(175) 325 (280)* 302 (260) 407 (350) 122(105) 134(115)
Расход пара на подогреватели, кг/с (т/ч) 51(185) 95 (340) 149 (535) -— 175 (630) 55 (200) 61 (218)
Номинальный 2300 3500 6000 6000 6000 2300
(числитель) и максимальный (знаменатель) расход воды, м/ч 4500 7800 7200 8000 2300 3000
Мощность тур- бины при ном и- 58 110 179 185 255 76*** 100***
91—51 92—51 84—41 85—41 85—35
на.тьной тепло-
вой мощности и ♦ *
номинальном 55,5 108 175 180 253 —
расходе сетевой 102—56 100—54 94—51 95—51 91—42
воды, МВт (чис-
литель) в зави- 53 107 168 177 250 — —
симости от тем- 112—70 103—56 105—62 105—61 95—45
пературы пря- мой и обратной сетевой воды, °C (знаменатель)
Пределы регул и- 0,06—0,25 0,06—0,25 0,06—0,3 0,06—0,2 0,06—0,2 0,05—0,25 0,09—0,25
рования давле- ния в верхнем (числитель) и нижнем (знаме- натель) отопи- тельном отборе, МПа 0,05—0,2 0,05—0,2 0,05—0,2 0,05—0,15 0,05—0,15 0,03—0,1 0,04—0,12
Тепловая мощ- ность теплофи- кационного пуч- ка, МВт (Гкал/ч) 5,8 (5) 10,4 (9) 11,6(10) 11,6(10) — 35 (30) —
Г идравлическое 56 68 93 97 100 — 56
сопротивление одного подогре- вателя при но- минальном (чис- литель) и макси- мальном (знаме- натель) расходе воды, кПа 108 131 169 86 90
* При отключении ПВД тепловая мощность отборов увеличивается до 360—370 МВт
з
* * При расходе сетевой воды около 7000 м /ч
*** При отключенном производственном отборе.
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИХ
53.10]
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
341
Таблица 3.31. Оборудование теплофикационной турбины Т-250/330-23,5-3
Позиция на рис. 3.85 Оборудование Число Типоразмер
Сетевые насосы:
1 первой ступени 3 СЭ-5000-70
5 второй ступени 3 СЭ-5000-160
2 Сальниковый подогреватель (на сетевой воде) 1 ПС-250-8-0,5
Подогреватели сетевой воды :
3 нижний 1 ПСГ-5000-2,5-8-1
4 верхний 1 ПСГ-5000-3,5-8-П
б Конденсатный насос с электродвигателем АВ-113-4 5 КСВ-320-160
7 Охладитель на линии основного конденсата турбины 3 1200ТНВ-1-25
8 Сборник дренажей 1 —
* Выбирается и заказывается проектной организацией.
* * Заказывается проектной организацией по техническим условиям на турбину.
* ** Оборудование, поставляемое комплектно с турбиной.
Таблица 3.32. Технические данные горизонтальных подогревателей сетевой воды
(завод-изготовитель — ТКЗ)
Типоразмер Расчетные параметры Расчет- ный но- миналь ный те- пловой поток, МВт Габаритные размеры, мм Мас- са, т
пара воды
Давление, МПа Номи- наль- ный рас- ход, кг/с Давле- ние, МПа Макси- маль- ная темпе- ратура на вхо- де, °C Номи- наль- ный рас- ход, кг/с Ско- рость в тру- бах, м/с Гид- равли- ческое сопро- тивле- ние, МПа Длина Диа- метр корпу- са
ПСГ-З-8-I 0,03—0,25 16,1 0,88 120 347 1,59 0,035 34,9 7190 2120 19,1
ПСГ-1300-3-8-1 0,03—0,25 29,2 0,88 120 556 1,70 0,042 64,0 7790 2520 29,6
ПСГ-1300-3-8-П 8480 30,75
ПСГ-2300-2-8-1 0,03—0,20 47,2 0,88 115 972 2,05 0,067 101,8 9330 3028 48,6
ПСГ-2300-3-8-11 0,06—0,25 120 9130 47,75
ПСГ-5000-2,5-8-1 0,03—0,15 81,9 0,88 105 1667 2,22 0,097 191,9 12 720 3640 108,54
ПСГ-5000-3,5-8-1 0,06—0,20 115 11 620 98,55
ПСГ-5000-3,5-8-П 0,06—0,20 115 13 140 93,8
2
Примечания: 1. Числа в типоразмере означают: первое — площадь поверхности теплообмена, м ; второе и
третье — рабочее давление соответственно в паровом и водяном пространстве, кгс/м
2. Число ходов по нагреваемой воде равно четырем.
3. Максимальная температура греющего пара составляет 250 °C (для ПСГ-5000 — 300 °C).
4 Максимальный подогрев воды равен 50 °C.
5. Расчетные тепловые потоки соответствуют чистым поверхностям.
6. Максимальный расход пара и тепловой поток в 2 раза выше указанных значений; максимальный расход во-
ды больше номинального в 1,3 (для ПСГ-5000) и в 1,6 раза (для ПСГ-800).
Таблица 3.33. Показатели режимов работы турбины ТК-450/500-5,9
Электрическая мощность генератора, МВт Тепловая мощность отборов, МВт (Гкал/ч) Температура воды на выходе/входе, °C Расход пара на турбину, т/ч
428 600 (515) 163/45 3101
458 450 (386) 153/45 3132
476 350 (300) 153/45 3132
480 450 (386) 108/41 3147
512 120 (106) 95/30 3155
521 — — 3155
342
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Pay J
(рис. 3.88). Показатели проектных режимов работы
этой турбины приведены в табл. 3.33.
В рассматриваемой установке давление сетевой
воды выше, чем отборного пара в сетевых подогре-
вателях, а давление в реакторном контуре больше,
чем давление свежего пара, благодаря чему исклю-
чаются перетоки воды как из реакторного контура
в теплосеть, так и в обратном направлении.
Особенностями режимов работы и конструк-
ции оборудования АТЭЦ являются:
техническая необходимость и экономическая
целесообразность работы с расходом пара на тур-
бину, близким к номинальному, что обусловлено
ограниченной маневренностью реакторных уста-
новок и низкой топливной составляющей себестои-
мости отпускаемой от АТЭЦ энергии;
J 3.10]
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
343
наличие отборов для подогрева сетевой воды
до 150 °C, а при необходимости и выше (например,
при дальнем теплоснабжении), что позволяет орга-
низовать теплоснабжение без пиковых котельных;
при номинальном расходе пара на турбину и
потной загрузке всех отборов выработка электро-
энергии на АТЭЦ на тепловом потреблении не пре-
вышает 65 % полной выработки, а при среднегодо-
вой нагрузке снижается до 40 % против примерно
85 % у турбины Т-250/300-23,5.
Из сказанного следует, что на АТЭЦ практиче-
ски в течение всего года в конденсатор будет сбра-
сываться значительная часть пара. Поэтому регули-
рование турбины должно быть таким, чтобы эф-
фективно использовать энергию потока пара, по-
ступающего как в конденсатор, так и в отборы.
С этой целью у турбины ТК-450/500-5,9 преду-
смотрено два способа регулирования:
I) поддержанием с помощью поворотных диа-
фрагм требуемого давления в отборах на ПСП при
отключенных ПСГ2, ПСВЗ и ПСВ4, или на ПСГ2
при отключенных ПСВЗ и ПСВ4, или на ПСВЗ при
отключенном ПСВ4. Таким образом можно под-
держивать нагрев сетевой воды до температуры не
выше 170 °C;
2) перепуском части сетевой воды по байпасам
или ПСП при отключенных ПСГ2, ПСВЗ и ПСВ4,
или ПСГ2 при отключенных ПСВЗ и ПСВ4 либо
дросселированием пара, подводимого к ПСВЗ при
отключенном ПСВ4. В этом варианте регулирова-
ния поворотные диафрагмы полностью открыты.
Подогреватель ПСВ4 подключен к камере не-
регулируемого отбора за 3-й ступенью ЦВД и мо-
жет использоваться в следующих случаях.
Рис. 3.87. Типовая характеристика недогревов в
нижнем (ПСП) и верхнем (ПСГ2) сетевых подог-
ревателях турбоустановки ПТ-135/165-12,8/1,5
Рис. 3.88. Тепловая схема теплофикационной турбоустановки ТК 450/500-5,9:
СПП — сепаратор-пароперегреватель; Р — регулирующая ступень турбины с поворотной диафрагмой; С —
сепаратосборник; КС — конденсатосборник; СИ — сетевой насос; ПСП, ПСГ2 — сетевые подо!реватели
ПСГ-6500-3-11-1 (обозначение типоразмера см. в табл. 3.32); ПСВЗ — сетевой подогреватель ПН-3200-30-16-ПА
(см. табл. 3.19); ПСВ4 — сетевой подогреватель вертикальный; П5 — ПВД; остальные обозначения те же, что
на рис. 3.85
344
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
при регулировании с полностью открытыми
диафрагмами и пониженном расходе пара на турби-
ну, вследствие чего не обеспечивается требуемое
давление пара в отборе на ПСВЗ и необходим до-
полнительный нагрев воды в ПСВ4;
для нагрева сетевой воды до 170 < t" <210 °C.
При регулировании поворотными диафрагма-
ми дополнительные потери возникают в потоке па-
ра, проходящем через диафрагмы в ЦНД и далее
в конденсатор. Если же регулирование осуществ-
ляется байпасированием или дросселированием, то
дополни гельные потери возникают не в конденса-
ционном потоке, а в потоке отборного пара. Поэто-
му в режимах, когда расход пара в конденсатор мал
в сравнении с расходом отборного пара, регулиро-
вание поворотными диафрагмами предпочтигель-
нее. При обратном соотношении между расходами
пара в конденсатор и в отборы байпасное и дрос-
сельное регулирование становится экономичнее,
чем регулирование поворотными диафрагмами.
Выбор насосов теплосети и оборудования для
ее подпитки производится так же, как и на ТЭЦ.
Атомные станции теплоснабжения (ACT)
предназначаются для отпуска теплоты на отопле-
ние, вентиляцию и горячее водоснабжение и вы-
полняются по трехконтурной схеме. В первом (ре-
акторном) контуре и в теплосети поддерживается
давление 1,5—2 МПа, а в промежуточном контуре
оно составляет 1,2 МПа. При этом исключаются
перетечки как радиоактивной воды в теплосеть,
так и минерализованной сетевой воды в реактор-
ный контур. Водный режим промежуточного кон-
тура поддерживается его продувкой в сочетании с
очисткой продувочной воды. Температура воды
промежуточного контура на входе/выходе из водо-
водяного теплообменника ^K/t"K ~ 170/90 °C,
что обеспечивает работу теплосети с температур-
ным графиком 150/70 °C. При частичных тепловых
нагрузках регулирование температуры сетевой во-
ды осуществляется байпасированием водо-водя-
ного подогревателя сетевой воды с помощью регу-
лирующего клапана, перепускающего часть воды
из обратной магистрали (после сетевого насоса) в
подающую.
Невысокие параметры рабочих тел в сочетании с
трехконтурной схемой, естественной циркуляцией в
реакторе и в системе расхолаживания, а также нали-
чие защитной оболочки обеспечивают высокую на-
дежность и радиационную безопасность ACT.
3.11. СЕПАРАТОРЫ-ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ
ТУРБИН АЭС
Сепараторы и пароперегреватели, устанавли-
ваемые между цилиндрами турбины, работающей
на насыщенном паре, предназначены для обеспече-
ния допустимой влажности в ее проточной част I
Внешние сепарация и промежуточный перегрев па- I
ра при давлении, близком к оптимальному, левы- I
шают электрический КПД ПТУ на 4—6 %, прежде I
всего за счет уменьшения потерь, обусловленных I
влажностью в ЧНД турбины. В отечественных I
турбоустановках АЭС, как правило, применяются I
сепараторы-пароперегреватели, в одном корпусе I
которых размещаются устройства сепарации и пе- I
регрева. ।
Основные требования, предъявляемые к СПП, I
следующие;
1) сепарат и конденсаты греющих паров доли- I
ны выводиться из СПП и накапливаться в промежу- I
точных сенарато- и конденсатосборниках во избе- I
жание проскоков пара по отводящим линиям; с I
этой целью в промежуточных сборниках влаги дол- I
жен поддерживаться определенный уровень;
2) на паропроводе после СПП должен быть ус-
тановлен отсечный клапан во избежание заброса
воды в турбину или ее разгона выпаром из сборни-
ков влаги при сбросах нагрузки;
3) для поддержания эффективности теплообме-
на и предотвращения опасной концентрации грему-
чей смеси на одноконтурных АЭС необходимо уда-
ление из аппаратов не конденсирующихся газов
4) необходима защита от недопустимого повы-
шения давления.
Кроме того, СПП должны; быть по возможно-
сти компактными, что диктуется местом их уста-
новки, надежными и обеспечивать эффективность
локализованных в них процессов; иметь минималь-
ные паровые объемы из условий безопасности ра-
боты турбины; быть доступными для технического
осмотра, ремонта и замены основных сборочных
единиц во время остановов ПТУ; иметь минималь-
ное гидравлическое сопротивление, прежде всего
по основному потоку пара (1 % потери давления
перегреваемого пара уменьшает электрический
КПД установки примерно на 0,04 %).
Характерные особенности конструктивных
схем СПП, разрабатываемых и выпускаемых АО
ЗиО, можно видеть на рис 3.89. Характеристики
этих СПП представлены в табл. 3.34. На рис 3.90
показана конструкция СПП-1000.
Сепарирующее устройство в большинстве этих
аппаратов состоит из унифицированных жалюзий-
ных блоков, выполненных в виде сегментов В ап-
паратах СПП-1000-1 (2) пакеты с жалюзи располо-
жены в нижней части корпуса и с наклоном к вер-
тикальной оси.
Двухкорпусные аппараты СПП-220-2М пред-
назначены для блоков с ВВЭР-440 взамен вырабо-
тавших свой ресурс аппаратов: первый корпус —
сепаратор с пароперегревателем первой ступени;
второй корпус — пароперегреватель второй ступе-
ни. Вместо жалюзийных блоков здесь применены
53.11]
СЕПАРАТОРЫ-ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ ТУРБИН АЭС
345
Рис. 3.89. Конструктивные схемы СПП АО ЗиО
вертикальные центробежные сепарационные мо-
дули (рис. 3.91). Внутренний диаметр цилиндриче-
ской части модулей равен примерно 150 мм, высо-
та— 1 м. Модули (60 шт.) крепятся сверху и снизу
в трубных досках и располагаются в кольцевом
пространстве (в его верхней части) между корпу-
сом первого аппарата и пароперегревательной
центральной частью. Движение осушаемого пара в
модулях — снизу вверх. Для вентиляции межмо-
дульного пространства в верхней трубной доске
имеются отверстия. Гидравлическое сопротивле-
ние центробежного сепаратора составляет менее
I %давления на входе; влажность пара на выходе
— 0,5—1 % (при начальной влажности 5—20 % и
в диапазоне скоростей потока 25—55 м/с), т.е. его
эффективность примерно такая же, как и жалюзий-
ного. Детали центробежных модулей, трубные
доски для их крепления изготовляются из нержа-
веющей аустенитной стали марки 08Х18Н10Т.
Конструкционными материалами пароперегрева-
тельной части СПП-220-2М являются: сталь
08X14МФ для труб диаметром 16x2 мм, сталь 22К
для корпусов камер входа греющего пара, выхода
конденсата и трубных досок.
Особое внимание при конструировании СПП
уделяется входным камерам для обеспечения воз-
можно меньшей неравномерности в распределении
влаги перед сепарационными устройствами.
Для повышения эффективности работы СПП
все шире стали использоваться устройства предва-
рительной сепарации пара. Наибольшее примене-
ние нашли пленочные сепараторы — устройства
для удаления влаги, оседающей на поверхности ре-
сиверов, подводящих пар к СПП. Разработаны бес-
корпусные пленочные сепараторы для их установ-
ки в ресиверы на прямых участках или в местах их
гибов (в коленах). Эффективность сепарации пара
в таких устройствах составляет 40—80 %, гидрав-
лическое сопротивление — 2—4 кПа.
Таблица 3.34. Основные характеристики сепараторов-пароперегревателей
(завод-изготовитель — АО ЗиО)
Показатель Типоразмер
СПП-220М*1 СПП-500-1 (М)*1 СПП-750 СПП-1 000*1 СПП-1000-1 (2)
Типоразмер турбины Число на одну турбину, шт. Площадь набегания потока влаж- ного пара на жалюзи сепаратора, 2 м К-220-4,4/50 2 30,8 К-500-6,5/50 4 33,6 К-750-6,5/50 4 29,2 К-1000-6,0/25 4 46,4 К-1000-6,0/50 4 40,8(41,1)
346
ПАРОТУРБИН НЫЕ УСТАНОВ КИ
[Разд.З
Окончание табл. 3.34
Показатель Типоразмер
СПП-220М*1 СПП-500-1 (М)*1 СПП-750 СПП-1000*1 СПП-1000-1 (2) I
Параметры нагреваемой среды:
*2 Число сепарационных блоков 16 20 25 20 —
влажность перед сепаратором, % 13,0 15,0 15,3 П,7 14,2(12,1)
давление на входе, МПа 0,329 0,332 0,47 1,128 0,567 (0,986)
потери давления (от давления на входе), % 5,5 7,8 5,2 3 2,9 (1,3)
расход на входе, кг/с 135,1 141,1 212,0 327,8 312,9 (325)
температура на выходе, °C Параметры греющей среды на входе: 189/241 190,4/260,7 263 208/250 250
давление, МПа 1,89/4,23 1,92/6,18 6,19 2,70/5,71 5,7
температура, °C 209/253,5 210,3/278 277,5 228/272 272,3
влажность, % 6,4/0,5 10/0,7 0,6 7,0/0,5 0,5
расход, кг/с Теплопередающая поверхность пароперегревателя: 8,92/7,44 8,92/11,28 31,11 10,47/18,03 36,9 (34,3)
площадь (расчетная), м2 539/528 1200/1480 3100 462/648 1498 (1399)
плотность теплового потока, кВт/м2 31,17/25 12,14/11,59 19,2 40,7/48,8 48,3 (38,7)
*3 число труб , шт. 3478/3441 14 876/17 780 8420 2960/3959 —
диаметр и толщина стенки, мм 16x2 14x1,2 16x2 16x2 16x2
длина, м 4,6 2 9 4,6 —
число модулей (кассет), шт. Материал: 94/93 59/70 Один труб- ный пучок 80/107 222
трубок Сталь 20 08Х18Н10Т (08X14МФ) 08X14МФ Сталь 20 Сталь 20
корпуса Сталь 22К 08Х18Н10Т (Сталь 22К) Сталь 22К Сталь 22К Сталь 22К
Наружный диаметр и голшина стенки корпуса, мм 3484x20 4170x20 4000x24 3488x24 4072x36
Высота, мм 13 980 9050 13 490 14 340 13 680
Масса сухого аппарата, т 108,7 114 162 127 152,5
*4 Удельная металлоемкость , т/МВт 0,99 0,91 0,86 0,51 0,61
* I
В виде дроби приведены характеристики, относящиеся к первой (числитель) и второй (знаменатель) ступе
ням пароперегревателя
* 2
Материал жалюзи сепарационных блоков -— сталь 08Х18Н10Т.
* 3
Трубы пароперегревателя выполнены с продольным оребрением (кроме аппаратов СПП-500 и СПП-750).
*4
На 1 МВт электрической мощности.
}311]
СЕПАРАТОРЫ-ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ ТУРБИН АЭС
347
А
Н
Рис. 3.90. Сепаратор-пароперегреватель СПП-1000
14 670
348
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд!
Обозначение Присоединительный штуцер Число, шт. Dy, мм
А Вход перегреваемого пара 1 1200
Вход греющего пара 1-й ступени 2 150
^2 То же 2-й ступени 2 150
В Выход се парата 2 200
П Выход конденсата 1-й ступени 2 150
Ъ То же 2-й ступени 2 150
д Отвод на предохранительный клапан 2 250
ж Отвод на ТПН 1 400
к Выход дренажа 1 50
н Выход нагреваемого пара 1 1200
ф Дополнительный выход сепарата 1 100
Окончание рис. 3.90
Для предварительной сепарации пара использу-
ются также блоки центробежных сепараторов, со-
стоящие из модулей (см. рис. 3.91). Разработаны ва-
рианты сепаратора для опускного, подъемного и
горизонтального потоков пара. Модульные центро-
бежные сепараторы могут устанавливаться и на ли-
нии подвода греющего пара из отбора турбины к
первой ступени пароперегревателя. Такой сепара-
тор, предназначенный для ПТУ К-1000-6,0/25, име-
ет следующие характеристики: давление 3,5 МПа,
гидравлическое сопротивление не более 1,5 % дав-
ления на входе, влажность пара на выходе не более
0,5 %; число модулей 19 шт.; диаметр цилиндриче-
ской части модулей 100 мм, диаметр корпуса 0,7 м,
высота блока 2,5 м, масса 1,2 т.
Для эффективной работы нескольких парал-
лельно установленных СПП необходимо, чтобы па-
раметры пара, прежде всего влажность, на входе
13.12)
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
349
Рис, 3 91. Центробеж-
ный модуль:
/ — выход осушенного
пара; 2 — лопатки развих-
рнтеля; 3 — вытеснитель;
4 — корпус модуля; 5 —
лопатки завихрителя; 6 —
вход влажного пара; 7 —
выход отсепарированной
влаги
в эти аппараты были одинаковыми. Наличие не-
скольких выхлопов после ЦВД, особенности трас-
сировки подводящих паропроводов большого диа-
метра делают это условие трудновыполнимым.
В определенной мере помочь решить эту проблему
может установка предвключенных сепараторов.
Теплопередающая поверхность пароперегре-
вателей набирается, как правило, из модулей, со-
стоящих из вертикальных гладких труб или из кас-
сет с трубами с продольным оребрением. Приме-
нение оребрения позволяет в 2—3 раза увеличить
поверхностную плотность теплового потока (см.
табл. 3.34).
Помимо вертикальных СПП в АО ЗиО были
разработаны и горизонтальные. Горизонтальные
СПП нашли применение на ряде зарубежных АЭС
[39]. Они имеют определенные преимущества пе-
ред вертикальными с точки зрения компоновки
оборудования в машинном зале АЭС из-за меньшей
высоты. Преимуществами вертикальных СПП яв-
ляются лучшая ремонтопригодность, возможность
обеспечения большей равномерности параметров
рабочего тела.
В настоящее время на АЭС с жидкометалличе-
ским теплоносителем промежуточный перегрев па-
ра осуществляется в специальном теплообменнике,
обогреваемом теплоносителем промежуточного
контура. Промежуточный перегрев до температуры
свежего пара позволяет использовать серийные тур-
бины (К-200-130 для блока с реактором БН-600).
Как показал опыт эксплуатации, такое решение мо-
жет приводить к перегреву металла промежуточно-
го пароперегревателя и к усложнению режимов пус-
ка установки, что связано с возможностью тепло-
вых ударов при подаче пара после ЦВД в паропере-
греватель. Альтернативным решением является
применение паро-парового перегревателя, устанав-
ливаемого непосредственно у турбины.
3.12. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
3.12.1. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Начальные параметры пара. Начальное дав-
ление пара /?0 и единичная мощность N3 для отече-
ственных конденсационных турбин ТЭС приняты
следующими;
р0, МПа (кгс/см2) 8,8 (90) 12,75 (130) 23,54 (240)
Уэ, МВт........... 50; 100 160; 210 300; 500;
800; 1200
Повышение начального давления приводит к
росту термического КПД цикла. В то же время при
неизменной мощности турбины в этом случае
уменьшается объемный расход пара, что снижает
внутренний относительный КПД, также возраста-
ют потери пара через уплотнения вала.
Для турбин с регулируемыми отборами пара и
для турбин с противодавлением повышение на-
чального давления оказывается более выгодным.
Поэтому они имеют более высокое начальное дав-
ление пара при той же мощности, что и конденса-
ционная турбина (pq - 12,75 МПа при мощности,
составляющей 50—100 МВт).
Начальная температура пара зависит прежде
всего от типа сталей, применяемых для паропрово-
дов и пароперегревателей (табл. 3.35, см. также
разд. 8 книги 1 настоящей справочной серии). Ва-
рианты с температурой перегрева 540 и 565 °C
близки по технико-экономическим показателям, и
именно они используются, как правило, в отечест-
венных IГГУ и за рубежом.
В настоящее время разработаны целевые про-
граммы по переводу тепловой энергетики на супер-
критические параметры пара (р0 = 30—35 МПа, /0 =
= 600—650 °C), позволяющие повысить КПД паро-
силовой части электростанции до 43—44 %. Плани-
руемые к вводу до 2010 г. мощности ПТУ таких па-
раметров составляют 300—500 МВт
350
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.З
Турбины для АЭС с водоохлаждаемыми реак-
торами в настоящее время проектируются и выпус-
каются на начальное давление 4,0—7,5 МПа при
отсутствии начального перегрева пара [40] (в Рос-
сии — 6,4 МПа для одноконтурных и 4,3 и 5,9 МПа
для двухконтурных АЭС). Материал оболочек твэ-
лов — сплавы на основе циркония (см. разд. 2 дан-
ной книги и разд. 8 книги 1).
Для увеличения тепловой экономичности, оче-
видно, следовало бы повышать начальные давле-
ние и температуру пара. Однако этому препятству-
ют особенности АЭС, главным образом специфика
реакторной установки. В частности, можно отме-
тить следующее.
1. Современные паропроизводяшие установки
АЭС с водным теплоносителем генерируют насы-
щенный пар. Для таких установок значение теоре-
тического термического КПД максимально при
Ро = 17—18 МПа, а с учетом влажности пара макси-
мальное значение абсолютного внутреннего КПД
будет при ро - 11—13 МПа.
2. Повышение начальных параметров пара при-
водит к необходимости применения в активной зо-
не реактора больших масс конструкционных мате-
риалов, при этом с худшими нейтронно-физически-
ми характеристиками.
3. Корпус реактора для двухконтурных АЭС
рассчитывают в настоящее время на давление 12—
16 МПа, что с учетом температурного запаса до ки-
пения (15—25 °C), оптимального подогрева воды в
реакторе (25—40 °C) и минимального температур-
ного напора в парогенераторе без выделенного эко-
номайзера приводит к указанным ранее давлениям
пара перед турбиной.
4. Для одноконтурных АЭС особенно важен эф-
фективный теплоотвод от твэлов реактора и доста-
Таблица 3.35. Предельная температура
перегретого пара перед турбиной в зависимости
от типа применяемых сталей
Тип стали Температура пара, °C
паропровода пароперегревателя
УК УК 435—440
ЛП УК 450
ЛП ЛП 535—540
ЛП А или Ф 560—565
А или Ф А 590—595
А АЖ 600—605
АЖ АЖ 650
Обозначения: УК -— углеродистая котельная,
ЛП — легированная перлитная, А — аустенитная, Ф —
ферритная, АЖ — аустенитная жаропрочная.
точный запас до кризиса теплообмена; лучшие ус-1
ловия для этого достигаются при pG ~ 7 МПа. |
Таким образом, выбор начальных параметров I
пара на АЭС определяется их влиянием (а такие I
влиянием параметров теплоносителя реактора) на I
показатели тепловой экономичности установки, I
надежность конструкции и стоимость оборудова- I
ния, на выбор материалов активной зоны и на ха- I
рактеристики работы реактора (коэффициент вое- I
производства, глубину выгорания и др.).
Даже сравнительно небольшой перегрев пара I
может улучшить маневренность турбин АЭС и по- I
высить надежность работы паровпускных уст- I
ройств вследствие уменьшения эрозии.
На отечественных конденсационных электро- |
станциях, работающих на органическом топливе при
давлениях до 8,8 МПа и температурах до 535 °C,
промежуточный перегрев пара не применяется
На ТЭЦ цикл без промежуточного перегрева
используется при р0 = 12,7 МПа и /0 = 540 (или
560) °C, а также при более низких параметрах. Наи-
большая номинальная мощность таких установок с
регулируемыми теплофикационными отборами па-
ра составляет 175 МВт, с промышленными и тепло-
фикационными отборами— 135 МВт.
Промежуточный перегрев пара применяется
на всех конденсационных ПТУ с начальным давле-
нием пара 12,75 МПа и выше и температурой
540—565 °C. Температура пара после промежуточ-
ного перегрева принимается равной или близкой к
начальной. При этом удельный расход теплоты
снижается примерно на 4—6 %. Двукратный про-
межуточный перегрев в установках на закритиче-
ские параметры пара повышает тепловую эконо-
мичность на 6—7 %. Промежуточный перегрев яв-
ляется также средством снижения влажности пара
в последних ступенях турбины до допустимого
уровня (у < 0,1 для турбин с частотой вращения п =
- 50 с' и у < 0,12 для турбин с п - 25с').
Промежуточный перегрев термодинамически
выгоден, если при этом увеличивается температура
эквивалентного цикла Карно. Часто температура
промежуточного перегрева Тц п = TG. Оптимальная
температура начала промежуточного перегрева мо-
жет быть определена по формуле
<342>
1 - <РЛЭ
где Тк — температура в конденсаторе, К; Г]”т —
электрический КПД (нетто) ПТУ; <р — коэффици-
ент, зависящий от параметров и конструктивных
особенностей.
Если цикл идеальный и ср = const, то ф = 1. Для
современных и перспективных турбин значения <р и
#3.12]
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
351
результаты определения параметров промежуточ-
кого однократного перегрева пара следующие:
рй, МПа 12,7—23,5 30—35
zo4i.n> С 540/540 (600—650)7565
НТ Пэ 0,435—0,45 0,47—0,485
Ф 1,045—1,07 1,08—1,09
г°в ,°С 290—310 340—360
/’п.п/До 0,18—0,19 0,2—0,22
При двукратном промежуточном перегреве
Pq = 30—35 МПа 7^2. К, определяется по
3.42) при <р = 1,02, а 7?™, = + (30-40).
3 этом случае давления в первом и втором проме-
жуточных перегревателях в зависимости от t0 мо-
гут быть оценены следующим образом:
600
650
Pa.u\fPo
Рп.п2^Ро
0,21—0,26
0,036—0,047
0,17—0,2
0,03—0.04
Трудности, связанные главным образом с вы-
полнением паровпускных устройств на большие
объемные расходы пара, приводят на практике к то-
му, что начальное давление второго промежуточ-
ного перегрева принимают не менее 2 МПа. В этом
случае /?пп1 = (0,25—О,26)/?о при tG = 600 °C и
рпп1=(0,22—0,23)ро при tG = 650 °C. Давление
промежуточного перегрева в [34] рекомендуется
выбирать по следующим соотношениям: при одно-
кратном промежуточном перегреве рпп = (0,15—
0,25)ро; при двукратном /?п п1 = (0,25—0,3)р0 и
Рп.п2 = (0,06—О,О9)ро.
На ТЭЦ промежуточный перегрев должен осу-
ществляться для общего потока пара как конденса-
ционного, так и теплофикационного и при больших
значениях давления. Однако по условиям унифика-
ции котлов ГРЭС и ТЭЦ давление промежуточного
перегрева принимается в обоих случаях одинако-
вым (при равенстве начального давления пара).
Падение давления в трубопроводах промежу-
точного перегрева от турбины до котла обычно со-
ставляет 2—2,5, от котла до турбины 2,5—3 и в
промежуточном пароперегревателе примерно 5 %
давления пара, направляемого на промежуточный
перегрев.
В цикле на насыщенном паре промежуточный
перегрев необходим для уменьшения влажности
пара в конце процесса расширения; при этом ком-
пенсируется уменьшение термического КПД, обу-
словленное вводом промежуточного перегрева, а
КПД всей установки возрастает.
Рис. 3.92. Зависимость оптимального разделитель-
ного давления в турбине от отношения внутрен-
них относительных КПД цилиндров:
р0 - 6,59 МПа; /0 = /s.; рк = 4 кПа; ДЛВС = 40 кДж/кг;
две ступени перегрева пара в СПП; б/j = 17 °C; 3/2 =
- 25 °C; Д^спп = 0’065рцВд; восемь отборов на реге-
нерацию
Для турбоустановок на насыщенном паре и с
паровым промежуточным перегревом целесообраз-
ный уровень давления, МПа, в сепараторе (перед
промежуточным перегревом) может быть оценен
по эмпирической зависимости
р°пт = 0,12р0 + 0,135, (3.43)
полученной для = 4,5—8 МПа и рк = 3,9 МПа [34].
Условия вывода формулы (3.43) следующие:
пароперегреватель — одноступенчатый; по-
догреватели системы регенерации — смешиваю-
щие; внутренние относительные КПД ступеней
цилиндров при работе перегретым паром состав-
ляют: 11"'цвД = °’855 и ^оЩНД = °’905 (Йо/ =
= ПоЩВД/т1оЩНД = °>945); коэффициент в фор-
„ п.п
муле, учитывающей влияние влажности на т|0/
[см. (3.4)], овл = 0,8(1 -уву) = 1; потери с выходной
скоростью Дйв с = 0.
При использовании формулы (3.43) следует
иметь в виду, чго специально проведенные иссле-
дования [42] показали существенную зависимость
опт
рс от числа ступеней промежуточного перегрева
(переход на двухступенчатый перегрев уменьшает
р°пт на 0,15—0,25 МПа), значения потерь с выход-
нои скоростью (с ростом потерь уменьшается рс )
и отношения КПД г|0, (рис. 3.92).
352
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Скорость пара в ступенях пароперегревателя
может быть принята равной 25—30 м/с. В [40] при-
ведены данные по потере давления от выхода из
ЦВД до входа в ЦНД турбины на насыщенном паре
(см. табл. 3.34 и формулы, приведенные в § 3.5).
В установках на насыщенном паре и с внешней
сепарацией без промежуточного перегрева давле-
ние в сепараторе должно выбираться (если не на-
кладываются другие ограничения) из условия при-
мерного равенства влажности пара, поступающего
в сепаратор и конденсатор, при ограничении влаж-
ности в последних ступенях турбины (для
р0 = 6,4 МПа, р°пт == 0,6—0,8 МПа). Условие ра-
венства влажности пара на входе в сепараторы и
влажности на выходе из ЦНД турбины может ис-
пользоваться и в случае применения двух или трех
внешних сепараторов (при близких значениях т)""
цилиндров).
Оптимальное давление греющего пара, подводи-
мого из турбины к первой ступени промежуточного
перегревателя (вторая ступень обогревается свежим
паром), может быть определено по формуле [42]
Р°\т/Ро = 0,18 + 1,61рс/р0. (3.44)
На рис. 3.93 приведены результаты оптимиза-
ционных исследований минимальных температур-
ных напоров в паро-паровом перегревателе ПТУ на
насыщенном паре, которые могут использовагься в
качестве ориентира при проектировании новых
ПТУ [42]. Комплекс, К,
34ct*
в зависимости от которого построены графики на
рис. 3.93, объединяет все внешние параметры,
влияющие на оптимизацию (р — коэффициент дис-
контирования, он может быть заменен коэффициен-
том эффективности капиталовложений; Ек - коэф-
фициент отчислений на реновацию, капитальный и
текущий ремонты оборудования; Суд — удельная
стоимость пароперегревателя; зэ — расчетные
удельные затраты на электроэнергию; туст — число
часов использования установленной мощности в
год), а также коэффициент теплопередачи в ступе-
нях СПП к, не определяемый при расчете тепловой
схемы (зависит от конструктивных особенностей
пароперегревателя).
Давление в конденсаторе при заданной темпе-
ратуре охлаждающей воды зависит главным обра-
зом от стоимости системы технического водоснаб-
жения (включая конденсатор) и удельной паровой
нагрузки выхлопа турбины. По данным [23], опти-
о)
Рис. 3.93. Результаты оптимизации 84 (а)
и 8/2 (б) для различных ПТУ в зависимости
от комплекса Z:
1 — К-1000-5,9/25; 2 — К-750-6,4/50;
3 — К-500-6,4/50; 4 — К-220-4,3/50; 5 — К-210-12,8
(с паро-паровым перегревателем)
мальное давление в конденсаторе для турбин мощ-
ностью 500—2000 МВт составляет 4—5,5 кПа при
среднегодовой температуре охлаждающей воды
13,5—16,5 °C и 5,5—7,5 кПа при температуре
21,5—23,5 °C. При этом оптимальные значения ко-
нечных параметров для турбин АЭС практически
совпадают при одинаковых исходных условиях
(удельная паровая нагрузка выхлопа турбины, рас-
четные затраты на замещаемое органическое топ-
ливо, число часов использования установленной
мощности в год) с соответствующими наивыгод-
пейшими характеристиками для турбин на высокие
и сверхкритические давления пара.
Система регенерации Число ступеней регене-
ративного подогрева воды на современных конден-
сационных электростанциях п = 7—9, из них четы-
ре-пять подогревателей низкого давления, чаще
всего три подогревателя высокого давления (сред-
ний подогрев в одной ступени 25—35 °C).
Для достижения наилучшей тепловой экономич-
ности подогрев воды (по энтальпии) в любом у-м
подогревателе (J = 1, ..., п) системы регенерации
ПТУ без промежуточного перегрева пара и в случае
53.121
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
353
подогревателей смешивающего типа может быть оп-
I ределен по формуле [34]
--------(3 46>
гае h'o —энтальпия воды на линии насыщения при
давлении р0; hK — то же при давлении в конденса-
торе дк; Мп, — количество теплоты, отдаваемой
I кг пара из отбора турбины в /-м подогревателе.
| Для подогревателей поверхностного типа по-
догрев воды, рассчитанный по (3.46), рекомендует-
ся уменьшить на величину ъ/(л + 1), где и =
= h' - h ; здесь h' — энтальпия воды на линии
J J
насыщения в j-м подогревателе; hBJ — энтальпия
нагреваемой воды на выходе. Таким образом, при
поверхностных подогревателях энтальпия воды на
выходе каждого из них ниже, чем в случае подогре-
вателей смешивающего типа, а давление пара в со-
ответствующем отборе турбины выше.
В условиях, когда &hnj = const, из (3.46) следует
что означает равномерное распределение подогре-
ва между регенеративными подогревателями (по
энтальпии).
Из равномерного (по температурам) распреде-
ления подогрева следует известная формула для
определения наивыгоднейшего значения темпера-
туры питательной воды
‘О ~ ‘вх.п!
BX.nl + „ . 1 П
(3-47)
где /вх nj — температура воды на входе в систему
регенерации.
При 0 = 1 результат будет соответствовать тер-
модинамически оптимальному значению tn в; 0 -
= 0,75—0,85 учитывает необходимость уменьше-
ния этого значения для достижения наилучшей об-
щей экономичности. Значение температуры пита-
тельной воды, определенное на основе технико-
экономической оптимизации, для ТЭС сверхкрити-
ческого давления составляет 265—275, для АЭС с
ВВЭР — 210—230 123], для АЭС с РБМК — 195—
210 °C [17].
Распределение подогрева в системе регенера-
ции ПТУ с промежуточным перегревом пара имеет
свои особенности.
На промежуточный перегрев пара расходуется
тепловая мощность, равная 6пп<уП Г1 (Сп п — абсо-
лютный расход перегреваемого пара; qn п — расход
теплоты на единицу расхода пара). Эта мощность
эквивалентна уменьшению расхода подводимого к
турбине пара на величину Gn nqn n/(/?0 - hn в ) как в
случае промежуточного перегрева в котле (при не-
изменной его тепловой мощности), так и при пере-
греве свежим и отборным паром (/?0 — энтальпия
пара, подводимого к турбине; hn в — энтальпия пи-
тательной воды). Пар, не поступивший в ЧВД тур-
бины, мог бы совершить дополнительную работу.
«Равновесие» будет восстановлено, иначе — затра-
ты теплоты на промежуточный перегрев будут ком-
пенсированы, когда пар после него совершит ту же
самую работу. Обозначив эту работу СппД/?ипд и
приравняв ее уменьшению работы в ЧВД, получим
Дй =9
ИНД Чп п . >
по "пл
(3.48)
где Яр ЧВд — работа (приведенный теплоперепад в
ЧВД), совершаемая в ЧВД подводимым к турбине
паром с расходом, равным единице.
Точка процесса расширения пара, в которой эн-
тальпия
^ИНД ~ ^П.П — Д^ИНД
получила название индифферентной точки (Лп п —
энтальпия пара после промежуточного перегрева).
Отбор пара на регенерацию ранее этой точки ока-
зывается невыгодным — КПД установки умень-
шается. Отбор пара из индифферентной точки не
изменяет КПД. Роль этой точки в определении па-
раметров отборов на регенерацию из цилиндра тур-
бины после промежуточного перегрева пара такая
же, как и точки входа пара для цилиндра высокого
давления или всей турбины без промежуточного
перегрева. В системе регенерации воду принципи-
ально нельзя нагреть до энтальпии, превышающей
Лр. Из отборов после промежуточного перегрева
воду не следует нагревать до энтальпии, опреде-
ляемой точкой с Л.,„п.
ипд
В случае двукратного промежуточного пере-
грева процесс расширения пара в турбине характе-
ризуется двумя индифферентными точками с Аипд1
и Линд2. Положение первой точки может быть опре-
делено с использованием (3.48), а положение вто-
рой точки — аналогичным образом с использова-
нием дополнительно приведенного теплоперепада
в ЧСД.
Для ПТУ на насыщенном паре и с паро-паро-
вым промежуточным перегревателем также спра-
ведлива формула (3.48). Если перед пароперегрева-
телем установлен сепаратор с энтальпией на выхо-
де /?с, то 7п.п ~ ^п.п ~
Приведенный теплоперепад в ЧВД может быть
рассчитан по формуле
W
«РЧВД’-^. (3.49)
^0
12-1937
354
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.1
где — абсолютная внутренняя мощность
ЧВД; Go — расход пара, подводимого к турбине от
паропроизводящей установки.
Как указано в [2], в турбоустановках с проме-
жуточным перегревом пара подогрев воды в подог-
ревателе, питающемся паром из линии перед про-
межуточным перегревом, должен быть в 1,5—1,8
раза больше, чем средний подогрев в остальных по-
догревателях.
Параметры отборов, рассчитанные по принято-
му распределению подогрева воды, после расчета
турбины могут измениться, и это в свою очередь
повлияет на распределение подогрева.
Увеличение подогрева воды целесообразно в
подогревателе с пароохладителем и с охладителем
дренажа (на 13—18 %), а также с закачкой дренажа
в линию основного конденсата (на 15—20 %) По-
догрев воды в питательных насосах, во вспомога-
тельных теплообменниках и в основных подогрева-
телях паром протечек требует увеличения подогре-
ва воды в данной ступени примерно на половину
подогрева от указанных источников теплоты [29].
Под ступенью регенеративного подогрева понима-
ется часть конденсатно-питательного тракта, вклю-
чающая в себя подогреватель, подключенный к от-
бору турбины, в пределах которой температура во-
ды изменяется между значениями, определяемыми
параметрами пара в данном отборе и в ближайшем
(с меньшим давлением), используемым в системе
регенерации.
Если деаэратор и первый по ходу питательной
воды ПВД имеют общий отбор пара, то суммарный
подогрев воды в такой ступени регенерации может
быть увеличен по сравнению с подогревом при рав-
номерном его распределении. Температура конден-
сата перед деаэратором определяется условиями
лучшей его дегазации (возможно меныпий недогрев
до температуры насыщения на входе) и в то же вре-
мя недопустимости «запаривания» деаэратора (рас-
ход греющего пара должен быть положительным
при всех режимах работы ПТУ с учетом теплоты,
подводимой в деаэратор другими потоками). В сис-
теме регенерации всегда используют пар после ци-
линдров высокого или среднего давления. Все эти
обстоятельства необходимо учитывать при распре-
делении подогрева питательной воды по ступеням.
Максимальное давление в тракте питательной
воды, как правило, рп в = (1,45—1,55)/?0. Для боль-
шинства современных мощных ПТУ тип привода
основных питательных насосов паротурбинный.
Слив конденсата греющего пара из подогрева-
теля с большим давлением в соседний (с меньшим
давлением) и далее называется каскадным. Каскад-
ный слив дренажей группы ПНД целесообразно
прерывать посредством установки сливного насоса
у подогревателя, находящегося посередине, или у
Таблица 3.36. Предельные (максимальные)
расчетные недогревы воды в регенеративны!
подогревателях
Тип подогревателя Для ТЭС* Для АЭС*'
ПНД без охлаждения пара 3 5
То же ПВД 3 5
ПНД с охлаждением пара 2 —
То же ПВД 1,5 3
* По ОСТ 108.271.17-76.
** По ОСТ 24.271.28-81.
подогревателя, в который сбрасываются большие I
потоки конденсата (дренажа) от других элементов I
станции. Обычно устанавливается один-два слив- I
пых насоса
При выборе диаметров трубопроводов (для I
оценки их гидравлических сопротивлений) можно I
ориентироваться на следующие примерные значе- I
ния скоростей рабочего тела: для свежего пара —
45—50; для пара низкого давления — 50—70, для
конденсата и питательной волы — 2—3 (трубы ю
углеродистой стали) и 4—8 (трубы из нержавею-
щей аустенитной стали); для газа и воздуха —10-
12 м/с [16, 27].
Расчетные недогревы воды (минимальные тем-
пературные напоры) в поверхностных регенератив-
ных подогревателях определяются как разность]
температуры конденсации греющего пара в подог-
ревателе и температуры нагреваемой воды на выхо-
де. Установленные стандартами значения расчет-
ных недогревов при номинальном режиме работы
подогревателя даны в табл. 3.36.
Оптимальные значения недогревов Ы°т (j—
номер подогревателя) зависят от стоимостных и
других внешних параметров, от места подогревате-
ля в схеме ПТУ (от термодинамических парамет-
ров) и способа включения.
Для расчета 5^опт можно воспользоваться
формулой:
с опт п е . пр
Stj = -0,5 Л +
I _
+ j0,25(A/yP) +A/S7Z//^., (3.50)
которая получена в предположении, что при измене-
нии & изменяются площади поверхностей нагрева
j-ro и следующего за ним j + 1-го подогревателей;
расход нагреваемой воды в обоих подогревателях
равен GBJ и температура воды zbx(j = z В форму-
ле (3.50) обозначено: Дг"р = Д/$/ + (1 -
= (x(j+ О - tsJ — Разность температур насыщения;
Zj — комплекс [см. (3.45)], включающий в себя
}3.I2]
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
355
Рис. 3.94. Зависимости 5/JnT(Zy) для ПНД (а) и ПВД (б) турбоустановкн К-1000-5,9/25
1,0^, К 0 0,1
О
0,4 Zy,K
неявную стоимость и коэффициент теплопередачи
7, суд0 +1)сд(/+ 1) ki
ляу-го подогревателя; С. = -----——
Cyzj СР1 kJ*l
- показатель учитывающий различия в характери-
гиках подогревателей; ср) — изобарная теплоем-
1 dN3
эсть; Е. = ——— —- . Зависимость AL(8/f) с высо-
1 5АЛ
)й степенью приближения является линейной,
оэтому, если имеются расчеты двух вариантов
семы, различающихся значениями недогревов 5/;1
Szj2, то
dN./dbtj = (Агэ1 - N32y(StjX - 5tj2).
Для и подогревателей число рассчитанных ва-
гантов должно равняться п + 1, что несложно осу-
ествить с помощью ЭВМ.
Рекомендации для выбора 5/у могут быть сле-
тощими (для Zj = 0,2 К и =1):
для ПНД без охладителей дренажа и дренаж-
ах насосов &1°пг - 0,5—1,5 °C, если материалом
с ОПТ
1верхности нагрева является латунь, и =
2,5—4 °C, если аустенитная нержавеющая сталь;
для ПВД со спиральными элементами из угле-
дистои стали Ы- = 4—6 С;
е ОПТ
otj увеличивается практически линейно с
сличением номера подогревателя в схеме с кас-
дным сливом дренажей;
установка у подогревателя охладителя дренажа
или дренажного насоса увеличивает Ы- на 0,5—
1,0 °C (меньшая цифра соответствует ПНД с боль-
шей темперагурой нагреваемой воды);
примерно на 1 °C должен быть увеличен недог-
рев в подогревателе, питающемся паром из отбора,
первого после промежуточного перегрева;
для ПНД, установленного перед подогревате-
лем смешивающего типа или деаэратором, недог-
рев следует увеличить на 1—2 °C;
в охладителях дренажа температурные напоры
(превышение температуры охлажденного дренажа
над температурой входящей воды) можно прини-
мать примерно в 2 раза большими, чем приведен-
ные выше значения для соответствующих подогре-
вателей (3—10 °C).
Характер изменения в зависимости от Zj
показан на рис. 3.94.
Остаточный перегрев пара, охлажденного в па-
роохладителе, обеспечивающий отсутствие его
конденсации, равен 15—25 °C (см. также [15]).
При разработке новой ПТУ первоначальный
выбор значений параметров обычно производят с
помощью приближенных зависимостей, данных по
действующим аналогичным установкам и резуль-
татов оптимизационных исследований. Оконча-
тельный выбор значений параметров схемы должен
производиться на основе их оптимизации. При
этом критерием выбора является минимальное зна-
чение годовых приведенных затрат Зп по электро-
356
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд?
станции или другой критерий (см. табл. 10.22 в
разд. 10 книги 1 настоящей справочной серии).
Условием сопоставимости сравниваемых вари-
антов является равенство отпущенной электриче-
ской энергии и теплоты потребителям. При этом,
как правило, изменяются практически все состав-
ляющие приведенных затрат. При решении локаль-
ных оптимизационных задач, к которым относится
выбор большого числа параметров ПТУ, вариант-
ные расчеты удобно проводить при условии посто-
янства подводимой к ПТУ тепловой мощности. В
этом случае могут быть рассчитаны лишь измене-
ния приведенных затрат ДЗП по сравнению с вари-
антом, называемым базовым. При расчете ЛЗП учи-
тываются изменения капитальных затрат Д/С по
электростанции, определяемые влиянием оптими-
зируемых параметров П, а также изменения экс-
плуатационных расходов.
Пусть расходы теплоты, подводимой к ПТУ и
отпускаемой потребителям, при проведении вари-
антных расчетов приняты постоянными. Тогда уве-
личение (уменьшение) количества отпускаемой
электроэнергии может учитываться посредством
уменьшения (увеличения) приведенных затрат про-
порционально изменению электрической мощно-
сти (нетто) ДЛ'Э и удельным замыкающим затратам
на электроэнергию з3, характерным для рассматри-
ваемого района. Выражение для определения кри-
терия оптимальности может быть записано в виде :
ДЗп(П) = (р + £К)ДА-(П) - зэтустДЛ,гэ(П).
Полезно также иметь в виду, что ПТУ, и в част-
ности паровые турбины, чаще всего не проектиру-
ются индивидуально, а унифицируются с турбина-
ми определенных базовых гипоразмеров.
3.12.2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ
СХЕМЫ ПТУ
При проектировании новой ПТУ или нового ва-
рианта ПТУ проводят как конструкторские, так и
поверочные расчеты тепловой схемы.
Цель расчета тепловой схемы — определение
термодинамических параметров и расходов сред,
проходящих через все элементы схемы (теплооб-
менники различного назначения, включая регене-
ративные и сетевые подогреватели, насосы, отсеки
турбины и т.д.), мощностей, подводимых от турби-
ны к электрогенератору, от двигателей к насосам, а
также показателей тепловой экономичности. Ре-
зультаты конструкторского расчета тепловой схе-
мы для номинального режима работы ПТУ необхо-
димы для конструкторских разработок или выбора
Обозначения р, Ек, туст см. (3.45).
по каталогам элементов оборудования, вкчюча В
трубопроводы. После этого проводятся повероч- I
ные расчеты, как правило, для режимов работы,от- В
личных от номинального, с использованием I
известных характеристик элементов оборудования I
Результаты таких расчетов необходимы для опре- В
деления возможности работы всех элементов схе- |
мы в диапазоне заданных режимов, показателен тс- В
пловой экономичности, а также для выбора регуш- В
рующего оборудования и арматуры. Особенности В
поверочных расчетов эксплуатируемых ПТУ изло- I
жены в п. 3.12.3. I
При расчетах тепловой схемы ПТУ, как правн- I
ло, являются заданными тип и мощность турбины I
начальные параметры пара, тепловая мощностей I
параметры теплоносителей для целей теплофика- I
ции и для нужд производства. Давление в конден- I
саторе находится по известной температуре охлаж- I
дающей воды (зависит от места эксплуатации про- I
ектируемой ПТУ) с выбором параметров системы I
технического водоснабжения и конденсатора (крат- I
ность охлаждения, минимальный температурный I
напор) (см. § 3.7 и разд. 8).
Основное направление расчета — по заданному |
расходу пара на турбину Go определить электриче- I
скую мощность Nr Для обеспечения требуемого
значения N3 необходимы итерационные расчеты
или специальная процедура (см. пятый этап расче-
та). Разность между расходами питательной водыц
пара на турбину определяется потерями рабочего
тела за пределами ПТУ (например, в паропроизво-
дящей установке). Эти потери, как и потери в эле-
ментах ПТУ, компенсируются расходом добавоч-
ной воды.
Основу расчета составляют уравнения матери-
альных и тепловых балансов теплоносителей, в
первую очередь рабочего тела ПТУ, а также уравне-
ния для определения давлений потоков в различ-
ных точках схемы (гидравлические балансы). По-
следнее возможно, если известны гидравлические
характеристики элементов оборудования. Значе-
ния необходимых для конструкторского расчета
тепловой схемы управляемых параметров, включая
структурные, определяются с использованием при-
ближенных расчетных зависимостей, данных по
аналогичным схемам, аппаратам или механизмам
или результатов оптимизационных исследований.
Методика излагается применительно к новой
установке.
Первый этап — составление расчетной схемы
Для этого выбираются:
1) схема и основные параметры промежуточ-
ных устройств турбины (перегрева пара, его сепа-
рации);
2) число и типы подогревателей системы реге-
нерации, схемы их включения; для деаэратора —
его необходимость, режим его работы — на поста-
13.121
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
357
I янном или скользящем давлении, давление номи-
I нального режима; температура питательной воды;
3)тип питательного насоса; тип и схема вклю-
I чения приводной турбины в случае гурбопривода;
4) число и типы подогревателей теплофикаци-
I онной установки, схемы их включения;
5) способ и схема подготовки добавочной воды;
6) схемы включения испарителей и паропреоб-
разователей (если они необходимы);
7) схемы использования теплоты от различных
I злементов: уплотнений турбины, системы охлаж-
I дения генератора, собственных нужд электростан-
ции, продувки парогенератора, испарителя и т.д.
Для выбора всех или части параметров могут
I потребоваться оптимизационные расчеты.
Второй этап — построение процесса расшире-
ния пара в турбине в /?,5-диаграмме.
Давления в точках отбора пара из турбины ротб
могут быть рассчитаны, если известны (см.
л. 3.12.1) температуры воды на выходе из подогре-
вателей tBj (определяются принятым распределени-
ем подогрева питательной воды;у = 1, .... п — по-
рядковый номер подогревателя по ходу питатель-
ной воды), минимальные температурные напоры
(недогревы) 5^ и потери давления (относительные)
в паропроводах 5/^ [для п = 7—9 могут быть оцене-
ны по формуле бру = (11 -у) /100]:
<V = /BJ + 5l7; (151>
Pnj = Ps(^ (3-52)
Ротб) = Pn//(I -bPj)- (3 53)
Здесь tSJ — температура насыщения в у-м подогре-
вателе; pnj — давление конденсации пара в подог-
ревателе; ротбу — давление в отборе турбины, па-
ром которого обогревается у-й подогреватель. Со-
отношение (3.52) предполагает использование не-
которой расчетной зависимости (или /7,5-диаграм-
мы для водяного пара) для определения давления
насыщения при температуре /
Расчет процесса расширения пара строят по от-
секам турбины — от точки входа к точке выхода,
начиная с первого, для которого рвх1 = р0 - Др^,
йвх1 = Ао — энтальпия свежего пара, кр^ =
= (0,02—0,05)ро — потери в паровпускных клапа-
нах. Последовательность расчета йв может быть
следующей:
"вху ''вых(у-1)’
SJ ~ s(Pbx j> ^вху)’
^ВЫХу ~ к^РвЫХ /’ Sj) ’
^ВЫХу ~ ^ВХу ~ ^OlJ(^ВХу — ^ВЫХ/
Значения энтропии Sj и энтальпии в конце адиа-
батного расширения А^1Х7 определяются по/?,5-диа-
грамме для водяного пара или по уравнениям состоя-
ния при известных р , Лв , рвыху. Внутренний
относительный КПД отсека
п.п ,
П0/у ~ ^oij ^вл / ’
где
„вл
, . ^BXJ + У вых у Оу
вл у йвлу 2 HQj ’
— внутренний относительный КПД отсека
при работе перегретым паром (могут быть приня-
ты: П™цвд = 0,84-0,89; г]™цсд = 0,85-0,91;
^о/уцнд = 0’87—0,92 или эти величины могут быть
вычислены по (3.2)—(3.5) в зависимости от объем-
ного расхода пара в отсеке, что потребует итераци-
онного расчета); kBJlj — коэффициент, учитываю-
щий потери от влажности; а = 0,6—0,95 — коэф-
фициент, зависящий от конструктивных особенно-
стей отсека, в частности от наличия и эффективно-
сти внутриканальных устройств отвода влаги; yBXJ
и увь1ху — влажности пара; Hqj — располагаемый
ГГВП ГГ Г-
теплоперепад отсека; — часть /70^ в области
влажного пара.
В процессе построения й,5-диаграммы может
быть обоснована необходимость промежуточного
(или промежуточных) перегрева пара и его сепара-
ции для обеспечения допустимой влажности на вы-
ходе из турбины ук: ук < 0,1 при частоте вращения
п = 50 с-1 иук < 0,12 при п = 25 с-1.
При построении И,5-диаграммы учитываются
потери давления в элементах тракта между цилин-
драми турбины (см. § 3.5), потери с выходной ско-
ростью Д/?вс [см. формулу (3.5а)], учет которых
обязателен для последних ступеней, а также восста-
новление давления в выходном патрубке, в резуль-
тате чего теплоперепад в ЦНД может быть увели-
чен при слабовлажном паре (у < 0,05) для осеради-
альной конструкции на (0,1—0,2)Дйв
Рассчитанные таким образом параметры отбо-
ров должны быть согласованы с параметрами теп-
лофикационной установки и других потребителей
отборного пара. Окончательные их значения могут
быть получены после теплового поступенчатого
расчета турбины.
В случае использования в тепловой схеме вспо-
могательных турбин для них также строятся И,5-диа-
граммы.
358
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[Ра«1
Третий этан — выбор значений параметров, не
определяемых решением балансовых уравнений.
К ним относятся параметры на границах элемен-
тов оборудования различных систем ПТУ (регенера-
тивного подогрева, теплофикационной установки и
др ), в первую очередь термодинамические, а также
расходные, определяемые конструктивными харак-
теристиками элементов (эжекторов, уплотнений) и
не зависящие прямым образом от процессов в цикле
ПТУ Для расчетов давлений в точках различных
трактов и напоров насосов нужно знать гидравличе-
ские сопротивления элементов оборудования, трубо-
проводов, арматуры (например, значительны потери
давления в регулирующем клапане питания паро-
производящей установки Да’ркп 1,0 МПа), также
зависящие от конструктивных характеристик эле-
ментов.
Необходимые давления (напоры) насосов мо-
гут быть определены таким образом:
L
&Рн ~ /?опр “ Двх.п + X &Р/ * АРгеод» (3.54)
/=1
где р — давление в элементе оборудования элек-
тростанции, определяющее напор насоса (для пита-
тельного насоса это может быть давление в той час-
ти паропроизводящей установки, куда подается пи-
тательная вода; для конденсатного насоса первого
подъема — давление на всасе насоса второго подъ-
ема, для последнего — в деаэраторе; для дренажно-
го насоса—давление рабочего тела в точке закачки
и т.д.), рвх н — давление перед насосом; Др/ — гид-
равлическое сопротивление /-го элемента оборудо-
вания, включенного между рассчитываемым насо-
сом и точкой тепловой схемы с давлением ропр
(L — полное число таких элементов); Дргеод —
величина, учитывающая разность в высотах уста-
новки оборудования с ропр и насоса. При расчетах
на номинальный режим результат, полученный по
(3.54), увеличивают на некоторую величину Дрзаи.
Расчет повышения энтальпии, Дж/кг, перекачи-
ваемой среды в насосе ведется по формуле
Д/?н = Дрн1>н/Пн> (3 55)
где Дрн — давление (напор) насоса, Па; он —
удельный объем перекачиваемой жидкости, м3/кг;
Пн — КПД насоса; при расчете по (3.55) т)н следует
брать без учета его механической составляющей:
Г|н ~ 1,02т]е, здесь г|е — полный (эффективный)
КПД насоса, обычно приводимый в справочниках;
3 3
для насосов с подачей 0,15 м /с (500 м /ч) и выше
г|н = 0,8—0,82 (см. разд. 5).
Температуры на входе в теплообменники по-
верхностного типа и выходе из них рассчитывают-
ся по принимаемым значениям минимальных тем-
пературных напоров (управляемым параметрам те-
пловой схемы) и температурам греющей среды.
Для подогревателей, подключенным к отборам^
бины, расчет температуры на выходе производи™ I
по (3.51)—(3.53) в последовательности отрот6|к^ I
(/ — номер отбора пара; J — номер теплообмена I
ка в тепловой схеме).
Температура конденсата греющего пара
для подогревателей без охладителей дренажа ра-
на температуре насыщения /9(р ). Если охлади-
тель дренажа есть, то /др; = /в(;_ + Atj + &др; г»
_ ]) — температура обогреваемой среды нави-
ходе из предыдущего подогревателя, — вет-
чина подогрева в устройствах, включенных межд\
подогревателями с номерами j nj - 1, 5/др/—ми-
нимальный температурный напор в охладитек
дренажа.
Давление в отборе на деаэратор можно рассчи-
тать по формуле
А’отб.д ~ (Рл + Ариар.д^зап’ (3 56)
где Дрпар д— сопротивление паропровода с учетом
сопротивления регулятора давления (для оценок
ДРпар.д ~ 0,2 МПа); хзап.— коэффициент запаса; при
хзап = ' >3 можно считать, что данный отбор обеспе-
чит работу деаэратора при постоянном давлении
при нагрузке турбины 70—100 % номинальной.
По давлению и температуре определяются дру-
гие термодинамические параметры, необходимыев
проводимом расчете.
В поверочном расчете на режим частичной на-
грузки ПТУ пересчитываются давления в отборах,
температуры конденсации пара в подогревателях и
минимальные температурные напоры по извест-
ным площадям поверхностей нагрева.
Четвертый этап — составление и решение
уравнений материальных и тепловых балансов для
элементов тепловой схемы.
Уравнение теплового баланса для любого теп-
лообменника с номером j может быть записано в
виде
1
/? х
(3.57)
где GBX7 — расход нагреваемой среды на входе; hR}
и йвх/ — энтальпии нагреваемой среды на выходе и
входе; R — число потоков, поступающих в теплооб-
менник со стороны греющей среды; Grj и hrj — рас-
ход и энтальпия потока с номером г \ hRpj — энталь-
пия дренажа; г]у— коэффициент, учитывающий те-
пловые потери (можно принять r]/ = 1 - j • КГ3). Ма-
териальные балансы имеют вид:
|3.12|
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
359
для подогревателя поверхностного типа:
R
Св j ~ ^вх J ’ ^др./ “ ^rj ’
для подогревателя смешивающего типа:
R
<^в / - ^вх / + X г/ ’ ^ВJ ~ ^др j ~ ^sj ’
гдейц — энтальпия воды на линии насыщения.
В ряде случаев уравнения для определения рас-
(одов пара из отборов на регенерацию могут со-
ставляться и решаться последовательно, начиная с
последнего по ходу питательной воды подогревате-
1я (расход питательной воды известен). Иногда не-
обходимо решение систем уравнений.
Если для ПВД, обогреваемых перегретым па-
ем, заданными являются 5/1- , = (/_, - V,) — ми-
1П1П J -у о /7
имальные температурные напоры в зоне конден-
ации, то невозможно сразу определить температу-
ру нагреваемой воды на выходе из подогревателей,
о можно найти температуру и энтальпию на выхо-
е из зоны конденсации. В этом случае уравнения
гплового баланса составляют совместно для зон
конденсации и охлаждения дренажа какого-либо
подогревателя и пароохладителя другого подогре-
ателя, ему предшествующего (имеется в виду по-
аедовательное включение по ходу питательной
воды охладителя дренажа, зоны конденсации и па-
роохладителя каждого ПВД см. рис 3.64). Совмест-
ным решением таких уравнений (их число равно
числу ПВД) находят расходы греющего пара на
ПВД и затем из уравнений теплового баланса для
пароохладителей — энтальпии и температуры во-
ды на выходе из каждого ПВД. Естественно, долж-
ны быть известны минимальные температурные
напоры в охладителях дренажа 5/др/ и значения ос-
таточного перегрева пара где
noj —температура пара после пароохладителя.
Для ПТУ на насыщенном паре необходимость
совместного решения уравнений обусловливается
сбросом дренажей промежуточного пароперегрева-
теля, обогреваемого паром из ЧВД турбины. Чтобы
избежать этого, можно обозначить расход пара по-
сле ЧВД через Xи решать уравнения в такой после-
довательности: сначала определить расход грею-
щего пара на пароперегреватель, а затем — на по-
догреватели, подключенные к ЧВД, начиная с по-
следнего по ходу воды. Результаты будут иметь вид
зависимостей от A': Gr = Clr + С2/.Х, где С1г и C2r —
константы. Далее из уравнения материального ба-
ланса ЧВД находятся Xи расходы всех потоков, ра-
нее вычисленные в долях от X.
Чаще всего расчет тепловой схемы производит-
при заданном абсолютном расходе пара Go. При
проектировании новой ПТУ возможен начальный
ся
расчет при единичном расходе пара на турбину
сс0 = 1. В этом случае сначала определяют относи-
тельные расходы а;- по всем элементам схемы,
удельную внутреннюю мощность турбины а за-
тем — абсолютные расходы, включая расход пара
на турбину, пересчетом:
Лэ
G. = а,-----—;
J J ^ПмЧэ.г
где т|эг — КПД преобразования механической
энергии на валу генератора в электрическую; т|м —
КПД, учитывающий расходование части мощности
на вращение самой турбины и генератора.
Заметим, что такой расчет возможен лишь при
отсутствии в тепловой схеме ПТУ потоков, не оп-
ределяемых электрической мощностью установки
[протечки через уплотнения, расходы на теплофи-
кационную установку и др. (см. третий этап расче-
та)].
Пятый этап — расчет мощности и показателей
тепловой экономичности.
После определения расходов пара в отсеках
турбины Gmcfc рассчитывается ее внутренняя мощ-
ность:
к
IV. - V G ,Н , ,
I Zj errek mck ’
k=\
(3.58)
где Horck — действительный (срабатываемый) теп-
лоперепад в k-м отсеке.
Электрическая мощность на выводах генера-
тора
Л'э = ^Дм^э.г (3.59)
Потери мощности на вращение турбогенератора
(механические потери) 1VU практически не зависят
от режима работы турбогенератора, поэтому КПД
т|м может быть задан для номинального режима, а
для режимов с частичной нагрузкой необходим его
пересчет. Для современных мощных турбин (N3 >
> 200 МВт) т|м > 0,996 при номинальном режиме;
т|э г ~ 0,988 (оба КПД увеличиваются с ростом Л'э).
Показатели тепловой экономичности для кон-
денсационной ПТУ следующие:
электрический КПД (брутто)
пэ = л;/е0; (3.60)
электрический КПД (нетто)
С =(^э-л/с.н)/е0; (361)
удельный расход пара, кг/кДж,
d0 = G0/N3, (3.62)
удельный расход теплоты, кДж/(кВт • ч)
<70 = 360000/^. (3-63)
360
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
[f
В мощности Л'с н, расходуемой на собственные
нужды ПТУ, основная доля приходится на пита-
тельные (если не применен турбопривод) и другие
насосы. Мощность насоса подсчитывается по фор-
муле
^ = ДЛНСП/Ппр> (3.64)
где Д/?н — повышение энтальпии воды в насосе [см.
(3.55)]; GH — расход перекачиваемой воды; г|11р —
КПД привода насоса.
Для ПТУ с отпуском тепловой мощности Q(’
внешним потребителям и с отводом от турбины на
эти цели мощности QT рассчитываются следующие
показатели тепловой экономичности:
КПД по производству электроэнергии (элек-
трический КПД)
пэ = л-э/(е0-ет); (3.65)
КПД по отпуску теплоты
пт=е°/ет; (з.бб)
полный КПД (оценивающий общую тепловую
экономичность)
пэ.т= (лгэ + й)/е0’ с3-67)
удельную выработку электрической энергии на
тепловом потреблении
э=^/Ст> (3.68)
где — электрическая мощность, развиваемая
потоками пара, выводимыми из турбины для выра-
ботки QT.
При использовании в тепловой схеме вспомо-
гательных приводных турбин их мощность Л'тп
должна быть прибавлена к Л'э в (3.60), (3.62),
(3.63), (3.65) и (3.67).
Для ПТУ без промежуточного перегрева пара
Qq может бы гь рассчитано по формуле:
Со ~ ^о(Ло - ^п.в)-
Для ПТУ с промежуточным перегревом пара в
котле, реакторе или теплоносителем первого кон-
тура на двухконтурной АЭС
Co = G0(A0-An,) + Gnn(Ann-0-
В этих формулах h0 — энтальпия подводимого к
турбине пара, /?п в — энтальпия питательной воды;
Gn „ — расход пара через промежуточный перегре-
ватель; hn п — энтальпия этого пара после проме-
, хол
жуточного перегрева; йп п — энтальпия пара, от-
водимого от турбины в промежуточного перегре- I
ватель.
3.12.3. ПОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ ТЕПЛОВОЙ |
СХЕМЫ
Принято выделять два вида поверочных расче- I
тов: режимные и контрольные эксплуатационные. I
Режимные поверочные расчеты проводш I
для определения значений параметров пара н кои- I
денсата в элементах тепловой схемы и показателей
энергетической эффективности турбоустановки ди I
ее нагрузки при негарантийных режимах или при I
внесении незначительных изменений в тепловую I
схему. Поверочный расчет основывается на извест- I
ных фактических значениях параметров рабочего
тела другого режима, полученных в результате теп-
ловых испытаний турбоустановки заводом-изгото-
вителем или АО «Фирма ОРГРЭС».
Обычно задаются следующие исходные пара-
метры: электрическая нагрузка для конденсацион-
ных турбин или(и) теплофикационная нагрузка для
теплофикационных турбоустановок; расход и тем-
пература охлаждающей воды на входе в конденса-
тор турбины; параметры свежего пара и пара после
промежуточного перегрева; параметры теплосети
при расчете теплофикационной турбоустановки
Иногда режимные расчеты выполняются при на-
значении сниженного давления свежего пара на по-
ниженных уровнях нагрузки с переводом регули-
рующих клапанов в положение, при котором часть
клапанов полностью открыты, а остальные полно-
стью закрыты [14]. Такие режимы называют режи-
мами работы на скользящем давлении свежего па-
ра. Снижение давления в водопаровом тракте котла
обеспечивается снижением напора питательного
насоса и, в случае необходимости, небольшим при-
крытием регулирующего питательного клапана.
Дополнительные исходные данные формиру-
ются из параметров опорных режимов рассчиты-
ваемой турбоустановки. Режимы турбоустановки,
параметры которых известны из заводских данных
(гарантийные режимы) или из Типовой энергетиче-
ской характеристики (ТЭХ) турбоустановки, при-
нято называть опорными режимами. По исходным
данным и параметрам опорного режима принима-
ется начальный расход свежего пара.
Далее выполняется расчленение (декомпози-
ция) тепловой схемы на расчетные подсистемы,
выделяются группы оборудования таким образом,
чтобы технологическая связь (поток рабочей сре-
ды) между ними обладала некоторой параметриче-
ской устойчивостью при изменении параметров во-
ды и пара в элементах группы. Такие связи принято
называть «слабыми». Кроме того, используется
расчленение по связям, параметры которых заданы
ограничениями по техническим условиям эксплуа-
J 312)
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
361
тапни. Например, требование надежного отвода па-
ра из промежуточных камер концевых уплотнений
турбины фиксирует пределы давления в сальнико-
вом подогревателе и, следовательно, температуру
основного конденсата на выходе из сальникового
подогревателя и на входе в группу ПНД теплофика-
ционной ПТУ Декомпозиция тепловой схемы по-
зволяет, с одной стороны, сконцентрироваться на
математическом описании тепловых процессов
важдой выделенной группы с учетом ее специфиче-
ских свойств, а с другой — строить эффективные
алгоритмы, реализующие решение задачи расчета
тепловой схемы в целом.
В поверочном расчете принято выделять сле-
дующие основные этапы:
I)расчет давлений в камерах теплофикацион-
ных отборов (для теплофикационных турбоустано-
вок);
2) расчет давлений в камерах регенеративных
отборов;
3) расчет энтальпии пара па выходе из регули-
рующей ступени, в камерах отборов и на выходе из
последней ступени турбины;
4) расчет системы регенеративного подогрева и
сетевых подогревателей;
5) расчет внутренней мощности турбины и
злектрической мощности на зажимах генератора;
6) расчет показателей энергетической эффек-
тивности турбоустановки.
При такой последовательной схеме расчета
ззаимосвязанных элементов ПТУ требуется орга-
шзация следующих итерационных циклов:
с уточнением давления в регенеративных отбо-
>ах и в конденсаторе для согласования режима про-
очной части турбины и режима подогревателей
истемы регенеративного подогрева;
с уточнением расхода пара через последний от-
ек теплофикационной турбины с учетом пропуск-
юй характеристики поворотной диафрагмы;
с условием обеспечения заданной электриче-
кой мощности.
Итерационное уточнение указанных парамет-
ов выполняется изменением значения расхода
вежего пара на турбину.
При расчете теплофикационных ПТУ влияние
оворотной регулирующей диафрагмы учитывает-
я с помощью ее пропускной характеристики. Про-
ускная характеристика — это зависимость расхо-
а пара через зазоры закрытой поворотной диа-
рагмы от давления в камере нижнего теплофика-
ионного отбора. Желательно располагать расход-
ой характеристикой поворотных диафрагм при
азличных степенях их открытия.
На первой итерации расчета тепловой схемы
звление в камерах отборов оценивается по моде-
и, подобной формуле Стодола—-Флюгеля, в кото-
эй вместо отношения расходов пара через отсеки
берется отношение расходов свежего пара при рас-
считываемом и при ближайшем опорном режиме.
На второй (третьей) итерации расчета тепловой
схемы теплофикационной турбины давление в ре-
генеративных отборах, предшествующих верхнему
теплофикационному отбору, определяется по зави-
симости (3.19), в которой берется отношение рас-
ходов пара через отсек, полученных на первой (вто-
рой) итерации и в опорном режиме.
При расчете тепловой схемы теплофикацион-
ной турбины с включенными сетевыми подогрева-
телями требуется выполнить расчет группы аппа-
ратов, входящих в контур рециркуляции основного
конденсата обратно в конденсатор. Целью расчета
этой подсистемы является поиск такого расхода ос-
новного конденсата по линии рециркуляции обрат-
но в конденсатор, при котором обеспечивается ог-
раничение на максимальное давление в сальнико-
вом подогревателе. Вычисленное при этом значе-
ние энтальпии основного конденсата, проходящего
через клапан управления рециркуляцией, принима-
ется в качестве исходного параметра в расчете
группы ПНД. Поэтому расчет группы ПНД обяза-
тельно согласовывается с расчетом рециркуляции и
выполняется итерационно.
При расчете тепловых схем, в которых приво-
дом питательного насоса служит дополнительная
паровая турбина, определяются расход пара на нее
и давление на выходе насоса при выбранной часто-
те вращения ротора (режимы скользящего давле-
ния). При меньшем расходе перекачиваемой воды
переход на мепыпую частоту вращения обеспечи-
вает работу насоса с большим КПД.
Контрольные эксплуатационные расчеты
тепловой схемы проводятся при обработке резуль-
татов турбоустановки тепловых испытаний:
с целью получения энергетических характери-
стик нового типоразмера турбоустановки,
до капитального ремонта для оценки его объе-
ма и после ремонта или реконструкции с целью
оценки их результатов;
для определения значений параметров опытно-
го (эксплуатационного) режима, но приведенных
(пересчитанных) к условиям сопоставимости с ре-
жимом, по которому имеется совокупность значе-
ний параметров, принятых в качестве нормативных
(или приведение нормативных значений к парамет-
рам опытного режима).
Отраслевые ТЭХ, полученные АО «Фирма
ОРГРЭС» по результатам серий тепловых испыта-
ний, выступают в качестве опорных характеристик
для выполнения сравнительного анализа текущего
технического состояния оборудования. ТЭХ по-
строены для номинальных режимных условий и
проектной тепловой схемы. В условиях эксплуата-
ции из-за реальных отклонений от номинальных
значений параметров свежего пара, давления в
362
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
регулируемом отборе и в конденсаторе, а также
из-за изменений в схеме по сравнению с проектной
выполняется расчетное приведение параметров к
значениям, соответствующим требованиям сопос-
тавимости с ТЭХ или с другими нормативными
характеристиками. Условия сопоставимости при-
веденного эксплуатационного режима и режима
ТЭХ заключаются в требовании равенства: расхо-
дов питательной воды через ПВД и свежего пара;
давлений в деаэраторе, давлений в конденсаторе;
теплофикационных нагрузок для теплофикацион-
ных ПТУ Необходима также идентичность тепло-
вых схем.
Основные методы приведения описаны в [30J, а
в ТЭХ содержатся численные примеры. Выбор ме-
тода приведения основывается на условиях, по ко-
торым построены графики поправочных характе-
ристик в ТЭХ рассматриваемой турбоустановки.
При отклонении параметров свежего пара от
номинальных изменяется его удельный объем. По-
этому применяется метод приведения, предпола-
гающий сохранение неизменным массового расхо-
да свежего пара на входе в турбину, или метод с не-
изменным положением органов парораспределе-
ния ЦВД. Условие неизменности в расчетной моде-
ли значения расхода свежего пара при назначении
номинальных температуры и давления предполага-
ет виртуальное изменение положения регулирую-
щих клапанов ЦВД. Во втором методе под «неиз-
менностью» понимается сохранение в расчетной
модели исходных проходных сечений регулирую-
щих клапанов, что в большей степени обеспечивает
постоянство КПД ЦВД. В этом методе пересчиты-
вается массовый расход свежего пара из-за измене-
ния удельного объема при назначении его номи-
нальных температуры и давления, т.е. при их изме-
нении по сравнению с фактическим режимом про-
веденных тепловых испытаний.
При компьютерной обработке результатов теп-
ловых испытаний предпочтителен метод непосред-
ственного приведения параметров опытного режи-
ма к условиям, при которых можно выполнять
сравнение с нормативными характеристиками тур-
боустановки. При этом не используются графики
поправочных характеристик, содержащиеся в ТЭХ
или в инструкции по проведению экспресс-испыта-
ний турбоустановки. Для реализации этого метода
сначала выполняется полный расчет тепловой схе-
мы при фактическом режиме работы турбоустанов-
ки Совокупность измеренных и вычисленных па-
раметров этого режима тепловой схемы неявно от-
ражает текущее техническое состояние оборудова-
ния. Для обеспечения условий сопоставимости па-
раметров опытного режима с ТЭХ выполняется
второй расчет тепловой схемы. Второй расчет на-
зывают расчетом приведенного режима турбоуста-
новки. В этом расчете приведение к условиям
сопоставимости выполняется пере счетом опытно. I
расхода свежего пара на значение массового рас».
да через те же проходные сечения регулирующр I
клапанов, что были в опыте, но при номинальных
значениях температуры и давления пара. Давления I
в регулируемом отборе и в конденсаторе принима- I
ются в соответствии с режимом, для которого име I
ются характеристики в ТЭХ. Расчет остальных па- I
раметров приведенного опытного режима выпол- I
няется итерационно, как и в режимных расчетах I
При этом в формулах Стодола—Флюгеля в качен- I
ве опорных значений параметров принимаются нх I
значения при фактическом режиме работы (изме- I
ренные давления и вычисленные расходы по отсе- 1
кам). Затем рассчитывается система регенератов- I
ного подогрева. Определяются уточненные прнве- I
денные значения расходов пара через отсеки тур- I
бины. Далее находятся приведенные внутренняя и I
электрическая мощности, вычисляются приведен- I
ный удельный расход теплоты на выработку элек- I
троэнергии и удельная выработка электроэнергии I
по теплофикационному циклу.
3.12.4. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ
ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПТУ
Математическая модель тепловой схемы —
это совокупность параметров и математических со-
отношений (уравнений, неравенств, логических ус-
ловий и др.), описывающих процессы в технологи-
ческом оборудовании установки с детализацией,
отвечающей поставленным задачам
Параметры обычно подразделяют на задавае-
мые (характеристики элементов оборудования,
управляемые параметры тепловой схемы и внеш-
ние, включая режимные и стоимостные, парамет-
ры, в зависимости от конкретных целей расчета) и
рассчитываемые.
Цели расчета тепловой схемы во многом опре-
деляют состав уравнений математической модели.
Вне зависимости оттого, является ли расчет конст-
рукторским (проектным, т.е. проводимым в отно-
шении новой ПТУ или нового, не выпускаемого
промышленностью ее варианта) или поверочным,
основными его задачами (целями) являются: 1) оп-
ределение расходных и термодинамических пара-
метров рабочего тела или передаваемой мощности
на границах между всеми элементами оборудова-
ния, входящего в состав ПТУ (в технологических
связях между элементами); 2) определение техни-
ко-экономических показателей, характеризующих
технологическое совершенство установки.
Основу математической модели ПТУ составля-
ют: 1) уравнения теплового, материального и гид-
равлического балансов для элементов оборудова-
ния ПТУ; 2) уравнения для расчета термодинамиче-
ских параметров рабочего тела. В настоящее время
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПТУ
363
I ди определения свойств воды и водяного пара при
I проведении теплотехнических расчетов в промыш-
I цнности рекомендована международная система
I (равнений 1997 г. (IF-97) (см разд. 2 книги 2 на-
I стоящей справочной серии).
Математические модели прежде всего подраз-
I делают на модели для исследования тепловых схем
I с фиксированной структурой и универсальные. Для
I разработки математической модели с фиксирован-
ной структурой не требуется больших трудозатрат
акне модели эффективны для исследования влия-
ния параметров установки на ее технико-экономи-
ческие показатели. В то же время они позволяют в
определенной мере варьировать структурой схемы,
I выключая» те или иные элементы оборудования
из исходной схемы с максимально насыщенной
структурой.
Универсальные математические модели пред-
назначаются для расчетов схем, разнообразных по
своему составу, параметрам и структуре. Степень
универсальности может ограничиваться классом
установок, например ПТУ на насыщенном паре,
ПТУ с регулируемыми отборами пара и т.д.
Математические модели различаются также
числом уравнений (большой, малой размерности) и
н\ типом (линейные, нелинейные). Эти характери-
стики влияют на выбор метода решения.
Особенностью универсальных математических
моделей является необходимость моделирования
структуры исследуемой ПТУ Можно выделить два
способа моделирования: 1) на основе отдельных
элементов оборудования; 2) на основе групп эле-
ментов.
Моделирование на основе элементов оборудо-
вания позволяет «собрать» тепловую схему ПТУ из
заранее определенного множества типов элемен-
тов. Как правило, этот способ требует преобразова-
ния исходной тепловой схемы в расчетную. Рас-
четный элемент (иначе узел) — это часть расчет-
ной схемы, для которой проводится комплекс вы-
числительных операций, являющихся частью об-
щего расчета. Расчетный узел соответствует како-
му-либо технологическому элементу оборудования
установки, его части или группе взаимосвязанных
элементов, но может не иметь прообраза в исход-
ной схеме и вводиться для проведения необходи-
мых расчетно-логических операций. Узлам с об-
щим алгоритмом расчета присваивается один и тот
же признак типа узла.
Связи в расчетной схеме являются аналогами
технологических связей между элементами исход-
ной технологической схемы. Различают связи трех-
параметрические (характеризующиеся расходом и
двумя термодинамическими параметрами рабочего
тела— часто давлением и энтальпией) и однопара-
метрические (характеризующиеся значением пере-
даваемой мощности: тепловой, электрической или
Рис. 3.95. Упрощенная тепловая схема ПТУ (я) и
ее граф (б):
1—13 — номера узлов (в рамках) и связей графа
механической). Узлы и связи в расчетной схеме ну-
меруются [21, 25].
Схема в виде обезличенных узлов и связей (дуг)
между ними есть граф исходной тепловой схемы.
Достаточно сложная задача заключаегся/бГвыборе
способа описания графа для придания ему информа-
ционной насыщенности исходной тепловой схемы.
Каждому узлу расчетной схемы может быть по-
ставлен в соответствие тип узла (целочисленная
константа или переменная другого типа), по кото-
рому будет вызываться подпрограмма для его рас-
чета. Необходимые для расчета узла данные под-
разделяют на две группы: 1) характеристики эле-
мента, отличающие его от других элементов того
же типа, известные до начала расчета и задаваемые
с исходными данными для расчета всей установки;
2) параметры связей, определяющие условия рабо-
ты элемента (характеризующие состояние теплоно-
сителей или подводимую мощность), которые
должны быть взяты из результатов расчета других
элементов. Для этого нужно знать номера связей,
входящих и выходящих из узла, вид каждой связи
(по воде, пару, мощности), для чего могут исполь-
зоваться числовые или текстовые переменные и но-
мер (или другая характеристика) русла — для трех-
параметрических связей, позволяющий различить
два потока одного и того же вида, но играющие раз-
ную роль в технологическом процессе в рассчиты-
ваемом узле (греющая и нагреваемая среда в тепло-
обменном аппарате, основной и выводимый из от-
сека турбины потоки пара и т.д.).
На рис. 3.95 представлена упрощенная тепловая
схема некоторой ПТУ и ее граф, а в табл. 3.37 — ин-
формация, придающая графу необходимую инфор-
мационную насыщенность.
Приведенный способ описания графа аналоги-
чен предложенному в [25]. В работе [21] тот же спо-
соб реализован в другой форме, более компактной.
После идентификации всех связей и определе-
ния их роли в технологическом процессе в рассчи-
тываемом узле необходимые для расчета данные
364
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Таблица 3.37. Матрица соединений
и параметры связей для графа схемы,
представленной па рис. 3.95
Примечание. Виды связей: 1 — перегретый пар;
2 — влажный пар; 3 — вода; 4 — тепловая мощность;
5 — механическая мощность; 6 — электрическая мощ-
ность. Номера русел отражены типами линий на
рис. 3.95, а. В матрице соединений (номер узла — но-
мер связи) «1» и «-1» указывают на входящую или
исходящую связь.
могут быть взяты из таблицы, в ко горой для каждой
связи с определенным номером предусмотрена за-
пись значений физических параметров (расхода и
термодинамических параметров или мощности).
Обращает на себя внимание достаточная слож-
ность описания графа, которая связана с избыточно-
стью возможностей конструирования тепловой схе-
мы из отдельных элементов. Действительно, в этом
случае возможно включение в тепловую схему эле-
ментов таким способом, который на практике или не
применяется, или даже в принципе не реализуем.
Второй способ следует из одного из принципов
системного подхода к исследованию сложных тех-
нических объектов — принципа иерархичности. С
этих позиций компонентами паротурбинной уста-
новки являются группы элементов оборудования с
определенным технологическим предназначением:
турбина как совокупность ступеней и отсеков, сис-
тема регенеративного подогрева питательной во-
ды, теплофикационная установка, конденсацион-
ная установка, группы элементов специального на-
значения (испарители для выработки нерадиоак-
тивного пара на АЭС, оборудование для отпуска
пара на производство и др.). Элементы оборудова-
ния в этом случае являются компонентами перечис-
ленных групп, исследование которых проводится
на более низком иерархическом уровне.
Моделирование на основе групп элементов обо-
рудования имеет существенные преимуществам 1
сравнению с первым способом.
1. Исследования технологических групп элемен-
тов оборудования могут проводиться и часто прово-
дятся отдельно от исследований всей ПТУ с исполь-
зованием более простых математических моделей.
2. Формальный анализ системы уравнений, ис-
пользующихся при расчете тепловой схемы ПТУ,
проведенный с помощью теории графов, показыва-
ет возможность и целесообразность выделения и
поочередного решения отдельных подсистем урав-
нений, соответствующих названным группам эле-
ментов. Таким образом сравнительно легко может
быть выбран способ решения уравнений математи-
ческой модели ПТУ.
3. Связи между элементами в пределах группы
могут быть исключены из формализованного опи-
сания тепловой схемы. Если все элементы рассчи-
тываются последовательно, то выход рабочего тела
(например, пара основного потока в турбине, на-
греваемой воды в системе регенерации) из одного
элемента есть вход в следующий. Связи между
группами могут задаваться номерами особых точек
в пределах каждой группы (номерами подогревате-
лей системы регенерации или теплофикационной
установки, номерами отборов и точек входа и вы-
хода из цилиндров турбины и т.д.). В этом случае
не требуется составлять и специальную расчетную
схему.
Впервые такой подход к моделированию струк-
туры был описан в [31]. Однако здесь при составле-
нии математической модели ПТУ использовались
математические модели отдельных элементов обо-
рудования, т.е. не в полной мере соблюдались
принципы системного подхода.
Возможность разработки математических мо-
делей для групп элементов продемонстрируем на
примере системы регенерации, которая является
наиболее сложной по составу и структуре по срав-
нению с другими компонентами ПТУ.
Основное уравнение для моделирования систе-
мы регенерации в наиболее простом виде может
быть записано следующим образом:
АЛ, N
Л' ДЛдш
-х /=|-2. <3.69)
J - 1 в/
где Gt — расход греющего пара на подогреватель
системы регенерации (рассчитываемый параметр);
/ — порядковый номер подогревателя; N — общее
число подогревателей; 6П в — расход питательной
воды; ЛЛ( = Лотб/ - Лдр/ — удельная теплота, отда-
ваемая греющим паром; Лотб/ — энтальпия грею-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
365
щего пара; йдр/ — энтальпия дренажа; АЛв/ = Лв? -
Л — повышение энтальпии нагреваемой воды;
l,Ki>htj — энтальпии нагреваемой воды на входе в
подогреватель и выходе из него; АЛдр/ = Лвхдр, “
Л—' УДельная теплота, отдаваемая сливаемым в
данный подогреватель потоком дренажей; йвх др —
энтальпия дренажей на входе в подогреватель; /А и
DtJ— элементы двух матриц F и D, задающих
структуру системы регенерации: Fy- 1, если кон-
денсат греющего парау-го подогревателя проходит
через подогреватель с номером i как часть нагревае-
мой воды, и Fy = 0 в противном случае; Dy = 1, если
конденсат греющего пара у-го подогревателя при-
сутствует в потоке дренажей, поступающем в по-
догреватель с номером г, и Dy - 0 в противном слу-
чае; Dtj = 0 по определению.
Уравнение (3.69) может быть преобразовано и
записано в матричной форме:
R • G = I, (3.70)
где R = Нотб + (I - F) + Ндр • D; Нотб и Ндр — мат-
рицы размером NxN: отличные от нуля элементы
первой диагональной матрицы Яот6/7 = все
элементы каждой строки второй матрицы Ядр;/ =
= G — вектор-столбец рассчитываемых
переменных; I — вектор-столбец, содержащий еди-
ницы.
Уравнение (3.70) позволяет привлекать другие
средства для анализа системы регенерации. Так, в
реальных схемах дренаж греющего пара подогрева-
теля с номером у всегда проходит как часть пита-
тельной воды через подогреватель с номером i, т.е.
1 -Ру- 0, если i > j. Также дренаж греющего пара,
как правило, не сливается в подогреватель с боль-
шим давлением, т.е. Dn - 0 при i >у. В этих услови-
ях матрица R треугольная и ее особые свойства по-
зволяют сравнительно легко находить составляю-
щие вектора G.
Обобщенное уравнение теплового баланса для
любого подогревателя с учетом всех особенностей
тепловых схем ПТУ на насыщенном паре приведе-
но в [13]. Подогрев воды АЛВХ/ в других устройст-
вах, которые могут быть включены перед г-м подог-
ревателем (смеситель однородных потоков, тепло-
обменник с заданной тепловой мощностью или с
известными параметрами греющей среды, насос),
рассчитывается с помощью специальной процеду-
ры и учитывается при определении йвх/: Лвх/ =
= Лв0 _ i) + АЛВХГ Аналогичные уравнения разрабо-
таны также для теплофикационной установки, сис-
темы промежуточных сепараций и парового пере-
грева.
Особенности расчета ПТУ теплофикационного
типа отражены в математической модели, описан-
ной в [7].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абрамов В.И., Филиппов Г.А., Фролов В.В.
Тепловой расчет турбин. М.: Машиностроение, 1974.
2. Бартлет Р.Л. Тепловая экономичность и эконо-
мика паровых турбин. М.: Госэнергоиздат, 1963.
3. Бездеаэраторная тепловая схема турбины
К-800-240-5 ПОТ ЛМЗ / Г. И. Ефимочкин, В.Л. Вербиц-
кий, Л.Е. Апатовский и др. // Теплоэнергетика. 1987.
№2.0.41-^46.
4. Беиенсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикацион-
ные турбины. М.: Энергоатомиздат, 1986.
5. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Конденсацион-
ные установки паровых турбин. М.: Энергоатомиздат,
1994.
6. Вакуленко Б.Ф. О состоянии и важнейших
проблемах развития конструкции и технологии изго-
товления подогревателей высокого давления ТЭС и
АЭС // Электрические станции. 1992. № 9. С. 43—-46.
7. Васильев М.К. Расчет тепловых схем конден-
сационных и теплофикационных турбин на ЭЦВМ И
Теплоэнергетика. 1982. № 3. С. 42—44.
8. Вульман Ф.А., Корягин А.В., Кривошея М3.
Математическое моделирование тепловых схем паро-
турбинных установок на ЭВМ. М.: Машиностроение,
1985.
9. ГОСТ 24277-91. Установки паротурбинные
стационарные для атомных электростанций. Общие
технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1992.
10. ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паро-
вые стационарные для привода электрических генера-
торов ТЭС. Общие технические требования. М.: Изд-
во стандартов, 1989.
11. Денч М.Е., Трояновский Б.М. Исследования
и расчеты ступеней осевых турбин. М.: Машинострое-
ние, 1964.
12. Дейч М.Е., Филиппов Г.А., Лазарев Л.Я. Ат-
лас профилей решеток осевых турбин. М.: Машино-
строение, 1965.
13. Зорин В.М. Моделирование тепловых схем па-
ротурбинных установок на основе системного подхода
//Теплоэнергетика. 1995. № 1. С. 43—48.
14. Иванов В.А. Эксплуатация АЭС. СПб.: Энер-
гоатомиздат, Санкт-Петербургское отд-ние, 1994.
15. Марушкин В.М., Стрелкова К.С. Новые кон-
струкции ПВД // Повышение надежности и эффектив-
ности работы теплотехнического оборудования: Сб.
научн. трудов. Челябинск: УралВТИ, 1996. С. 174—181.
16. Маргулова Т.Х. Атомные электрические стан-
ции. М.: ИздАТ, 1994.
17. Морозов Г.Н., Зорин В.М. К вопросу совершен-
ствования тепловой схемы АЭС с водоохлаждаемыми
реакторами //Теплоэнергетика. 1972. № 3. С. 4—8.
18. Нормы технологического проектирования
атомных электрических станций: ВНТП-80 / Минэнер-
го СССР. М., 1981.
366
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
19. Нормы технологического проектирования теп-
ловых электрических станций: ВНТП-81 / Минэнерго
СССР. М., 1981.
20. ОСТ 108.271.17-76. Подогреватели поверхно-
стные низкого и высокого давления для системы реге-
нерации стационарных паровых турбин. Типы и ос-
новные параметры Технические требования / Мин-
энергомаш. М., 1977.
21. Палагин А.А. Автоматизация проектирования
тепловых схем турбоустановок. Киев: Наукова думка,
1983.
22. Паровые и газовые турбины / Под ред.
А. Г. Костюка и В. В. Фролова. М.: Энергоатомиздат,
1985.
23. Паротурбинные установки атомных электро-
станций / Под ред. Ю. Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978
24. Паротурбинные энергетические установки:
Отраслевой каталог / Комитет Российской Федерации
но машиностроению. М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1994.
25 Попырин Л.С. Математическое моделирова-
ние и оптимизация атомных электростанций. М.; Нау-
ка, 1984
26. Расчетные зависимости теплообменных про-
цессов в ПВД и ПНД современных паротурбинных ус-
тановок / В. М. Марушкин, К. С. Стрелкова,
В. И. Васильев, Г. Т. Школьник // Теплоэнергетика.
1987. №2. С. 33—37.
27. Расчет и проектирование поверхностных по-
догревателей высокого и низкого давления: РТМ
108.271.23-84 / Министерство энергетического маши-
ностроения. М.: НПО ЦКТИ, 1987.
28. Руководящие указания по тепловому расчету
поверхностных конденсаторов мощных турбин тепло-
вых и атомных электростанций. М.: СПО Союзтех-
энерго, 1992.
29. Рыжкни В.Я., Кузнецов А.М. Анализ тепло-
вых схем мощных конденсационных блоков. М.: Энер-
гия, 1972.
30. Сахаров А.М. Тепловые испытания паровых
турбин. М.: Энергоатомиздат, 1990.
31. Сергеева В.Б., Иоффе В.Ю., Вайнштейн А.С.
Математическая модель турбоустановки для ее проек- I
тирования И Теплоэнергетика. 1983. № 3. С. 37—41.
32. СНИП П-Г.10-73* (П-36-73*). Тепловые сети |
Нормы проектирования. М.: ЦИТП Госстроя СССР.
1985.
33. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети
М.: Издательство МЭИ, 1999.
34. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г.
Тепловые и атомные электрические станции. М.: Энер-
гоатомиздат, 1995.
35. Стерман Л.С., Покровский В.Н. Химические
и термические методы обработки воды на ТЭС. М.:
Энергоатомиздат, 1981.
36. Теплообменное оборудование паротурбинных
установок: Отраслевой каталог 20-89-09 (ч. 1 и 11)/Ми-
нистерство тяжелого энергетического и транспортного
машиностроения СССР. М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1989.
37. Типовая энергетическая характеристика тур-
боагрегата К-500-240-2 ХТГЗ. М.: Союзтехэнерго.
1985.
38. Типовая энергетическая характеристика тур-
боагрегата К-800-240-3 ЛМЗ. М.: Союзтехэнерго,
1980.
39. Трояновский В.М. Турбины для атомных
электростанций. М.: Энергия, 1978.
40. Трояновский Б.М., Филиппов Г.А., Бул-
кин А.Е. Паровые и газовые турбины атомных элек-
тростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985.
41. Трухний А.Д. Стационарные паровые турби-
ны. М.: Энергоатомиздат, 1990,
42. Шираии А.С. Исследование и оптимизация па-
раметров сепаратора-пароперегревателя паротурбин-
ных установок АЭС: Афтореф. дис. ... канд. техн,
наук. М., 1999.
43 Щегляев А.В. Паровые турбины. М.: Энерго-
атомиздат, 1993.
44. Энергетическое оборудование для тепловых
электростанций и промышленной энергетики. Но-
менклатурный каталог 50-98. Ч. 3, дополнение. М.:
ЦНИИТЭИтяжмаш, 1998.
РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
4.1. ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
4.1.1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СХЕМЫ,
КЛАССИФИКАЦИЯ ГТУ, ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
Газотурбинная установка — тепловой двига-
тель, рабочее тело в котором остается газообраз-
ным во всех точках теплового цикла, состоит из
турбин, компрессоров, устройств подвода (камер
сгорания) и отвода теплоты, объединенных обшей
гидромеханической системой.
Газотурбинные установки могут быть осущест-
влены по тепловым циклам: с постоянным давлени-
ем сгорания (р = const), со сгоранием при постоян-
ном объеме (V = const). Практическое применение
получили установки по циклу р = const. В зависи-
мости от способа передачи части теплоты холодно-
му источнику разделяют ГТУ открытого и замкну-
того процесса.
Газотурбинная установка открытого процес-
са — ГТУ, в которую рабочее тело поступает из
атмосферы, однократно проходит через все ее эле-
менты и выбрасывается в атмосферу.
Газотурбинная установка замкнутого процес-
са (замкнутая ГТУ) — ГТУ, рабочее тело которой
непрерывно циркулирует по замкнутому контуру, а
отвод теплоты осуществляется в специальных теп-
лообменниках.
Рабочим телом ГТУ открытого процесса слу-
жат атмосферный воздух и продукты сгорания ор-
ганического топлива, а в замкнутых ГТУ — воздух,
гелий, азот, углекислый газ и др.
Для удовлетворения различным эксплуатаци-
онным и технико-экономическим требованиям
(мощность, экономичность, маневренность, режим
работы, уровень автоматизации управления, ре-
сурс и т.п.) ГТУ выполняют одновальными и мно-
говальными.
Газотурбинные установки открытого процесса
могут быть осуществлены по простому и сложному
циклам.
Одновальные ГТУ по простому циклу (простые
ГТУ) состоят из воздушного компрессора (ВК), га-
зовой турбины (ГТ), камеры сгорания (КС) и нагру-
зочного устройства (рис. 4.1, а).
Двухвальные ГТУ по простому циклу состоят из
юго или двух компрессоров — низкого давления
(КНД), высокого давления (КВД) и турбин — высо-
кого давления (ТВД) и низкого давления (ТНД)
(рис. 4.2). Привод компрессора или компрессоров
может быть осуществлен любой из турбин.
Трехвальная ГТУ по простому циклу состоит из
двух компрессоров КНД и КВД, турбин ТВД и ТНД
и турбины среднего давления (ТСД).
Различные сочетания турбин и компрессоров
на валах позволяют получать довольно большое
число схем. Наибольшее распространение получи-
ла схема (рис. 4.2, г) позволяющая разместить все
турбины и компрессоры внутри общего корпуса.
Газотурбинная установка с регенерацией теп-
лоты (рис. 4.1, б и 4.2, б) имеет поверхностный те-
плообменник (регенератор), в котором осуществ-
ляется утилизация теплоты уходящих газов путем
подогрева воздуха перед его подачей в КС.
Газотурбинные установки по сложному циклу
имеют промежуточное охлаждение воздуха при
сжатии в компрессоре, которое осуществляется в
одном или нескольких воздухоохладителях (ВО),
и ступенчатый подогрев газа в камерах сгорания
высокого давления (КСВД) и низкого давления
(КСНД) (рис. 4.1, в и 4.2, в).
По назначению ГТУ разделяются:
на энергетические — для привода электриче-
ских генераторов;
приводные — для привода компрессоров газопе-
рекачивающих станций, металлургических и хими-
ческих производств, насосов систем пожаротуше-
ния и перекачки нефти и т.п.;
транспортные — в качестве двигателей в авиа-
ции, водном, железнодорожном и автомобильном
транспорте.
Энергетические ГТУ наиболее эффективно ис-
пользуются в бинарных циклах, которые реализу-
ются в ПГУ (подробно об этом см. § 4.2). Установ-
ки сравнительно небольшой мощности (порядка
30 МВт) выгодно применять на газотурбинных
ТЭЦ (ГТУ ТЭЦ) в небольших городах, где они ус-
пешно могут заменить котельные. ГТУ большей
мощности (60—120 МВг) могут служить для тех-
нического перевооружения более крупных ТЭЦ с
паровыми турбинами типа Т или ПТ. В этих случа-
ях выхлопные газы используются для подогрева
сетевой воды или для производства промышленно-
го пара — ГТУ ТЭЦ (см. § 4.3). Агрегаты такой
мощности со сбросом газов в топку котла могут
быть применены для надстройки действующих
ТЭЦ, если их основное оборудование имеет еще
значительный остаточный ресурс. Более мощные
368
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
(Разд I
Рис. 4.1. Типовые схемы одновальиых ГТУ открытого процесса;
а — по простому циклу; б — с регенерацией теплоты уходящих газов, в — с промежуточным охлаждением воз-
духа и регенерацией теплоты уходящих газов; 1 — воздушный фильтр; 2 — воздушный компрессор; 3 — камера
сгорания; 4 — топливный насос; 5 — стопорно-регулирующий клапан; б — газовая турбина; 7, 8 — компрессор
низкого и высокого давления соответственно; 9 — промежуточный воздухоохладитель; 10 — регенератор;
11 — нагрузочное устройство: Н — нагрузка
Рис. 4.2. Типовые схемы многовальиых ГТУ открытого процесса:
а — двухвальная по простому циклу с независимой турбиной полезной мощности; б — то же с регенерацией
теплоты; в — двухвальная с разделенным компрессором, промежуточными охлаждением воздуха и подводом те
плоты и КНД на валу полезной мощности; г — трехвальная прямоточная ГТУ (КНД—ТСД, КВД—ТВД, ТНД
— нагрузка) с однократным подводом теплоты; 1 — воздушный фильтр; 2 — ВК; 3 — КНД; 4 — КВД; 5 —
ТВД; 6 — ТСД; 7 — ГНД; 8 — КС; 9 — КСВД; 10 — КСНД; 11 — воздухоохладитель; 12 — регенератор
§4.1]
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
369
Таблица 4.1. Режимы работы энергетических
ГТУ
Режим ис- пользования энергетиче- ской ГТУ Продолжи- тельность пуска и на- гружения, мин Продол- житель- ность работы, ч/год Периодич- ность капи- тальных ремонтов, ч
Базовый До 35 Нс менее 6000 30 000— 50 000
Полупиковый 15—20 2000— 6000 10 000— 30 000
Пиковый 10—15 600—2000 3000—4000 (или более 300 пусков)
Оперативно- го резерва 2—5 Менее 600 В зависимо- сти от ис- пользования
ГТУ, спроектированные для прямого привода гене-
ратора электрического тока, могут служить в каче-
стве надстройки крупных ТЭС с энергоблоками
большой мощности.
Газотурбинные установки могут работать в ав-
тономном режиме, для покрытия пиков электриче-
ской нагрузки и в составе аварийного резерва. Не-
которые осредненные показатели режимов работы
и основные технические требования, характерные
для энергетических установок, даны в табл. 4.1.
4.1.2. ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ГТУ
И ГТУ СТРАН СНГ
Основные тепломеханические характеристики
энергетических ГТУ мощностью свыше 10 МВт
приведены в табл. 4.2 [9].
Большая часть эксплуатирующихся в настоя-
щее время в России установок имеют довольно низ-
кую температуру газа перед турбиной и невысокий
КПД. Наибольшее количество из них — это ГТУ
типа ГТГ-12, разработанные и созданные на базе
судовых двигателей для эксплуатации в северных
районах страны. Их отличает хорошая ремонтопри-
годность, высокая надежность, низкие эксплуата-
ционные расходы. Установка типа ГТ-100 пред-
ставляет собой двухвальный агрегат, выполненный
по сложному циклу с промежуточным охлаждени-
ем воздуха и промежуточным подводом теплоты.
К ГТУ второго поколения среди названных ус-
тановок относится модернизированный вариант ус-
тановки типа ГТЭ-150 — одновальная ГТУ по про-
стому циклу (рис. 4.3). Компрессор, камера сгора-
ния и турбина имеют общий осесимметричный
корпус с одним горизонтальным и пятью верти-
кальными разъемами, из которых три технологиче-
ские. Компрессор — 14-ступенчатый (впоследст-
вии была добавлена еще одна 15-я ступень), в пери-
ферийных сечениях 1-й ступени сверхзвуковая ско-
рость потока.
Входной направляющий аппарат выполнен
поворотным; за 5-й и 9-й ступенями предусмотре-
ны антипомпажные сбросы воздуха. Ротор турбо-
компрессора — дисковый, сболченный централь-
ной стяжкой. Центровка дисков и передача крутя-
щего момента обеспечиваются радиальными
штифтами (ротор компрессора) и хиртовым шли-
цевым соединением (ротор турбины). Ротор тур-
бокомпрессора— трехопорный, средний подшип-
ник размещен во внутреннем осесимметричном
корпусе ГТУ, соединенном с внешним корпусом
12 радиальными ребрами, два из которых выпол-
Таблица 4.2. Характеристики ГТУ для привода генератора электрического тока мощностью
свыше 10 МВт
Показатель Тип ГТУ и год выпуска головного образца
ГТЭ-10/95 ГТГ-12 ГТУ-12ПЭ ГТД-15 ГТУ-16ПЭ ГТГ-16 ГТУ-55 СТ-20
1995 1970 1995 1992 1996 1993 1995
Завод-изготовитель «Мотор», г. Уфа ЮТЗ*1 «Авиадви- гатель», г. Пермь «Маш- проект», г. Николаев «Авиадви- гатель» «Маш- проект» ЦИАМ*2, «Союз», г. Москва
Номинальная мощ- ность, МВт 10,0 12,0 12,0 15,8 16,0 17,5 20,0
Расчетный КПД ГТУ, % 30,1 27,0 35,0 31,0 37,5 35,0 31,5
Начальная температура газов, °C 3 906 700 1049 870 1143 1076 980
Степень повышения давления 8,41 10,6 16,9 15,8 19,6 19,6 10,2
Расход воздуха, кг/с 62,4 86,6 51,0 98,0 57,0 72,0 96,5
Число валов 3 3 2 3 2 3 2
370
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.*
Окончание табл. 11
Тип ГТУ и год выпуска головного образца
Показатель АД-31 СТ ГТУ-89 СТ-20 ГТЭ-25-2 ГТУ НК-37 ГТУ-25ПЭ ГТГ-25 ГТЭ-35
1996 1997 1969 1995 1999 1995 1970
За вод- из гото в ител ь «Сатурн- Люлька», г. Москва «Гранит», г. Москва ЛМЗ г. Ленин- град СНТК*4 «Двигатель НК», г. Самара «Авиадви- гатель» «Маш- проект» ХТЗ
Номинальная мощ- ность, МВт 20,0 20,65 22,8 25,0 25,0 27,5 31,0
Расчетный КПД ГТУ, % 36,5 32,6 22,0 36,4 39,0 36,0 23,5
Начальная тсмпсрату- *3 ра газов, °C 1250 — 700 1147 1239 1227 770
Степень повышения давления 21,0 — 10,0 23,1 28,5 21,8 6,6 |
Расход воздуха, кг/с 61,0 100,0 190,0 101,5 82,0 87,5 215,0
Число валов 3 2 1 4 3 3 1
Тип ГТУ и год выпуска головного образца
Показатель ПТ-НО ГТЭ-150 ГТЭ-180П
1998 1989 1998 Проект
Завод-изготовитель «Машпроект», «Рыбинские моторы», г. Рыбинск ЛМЗ ЛМЗ ЛМЗ, «Авиадвигатель»
Номинальная мощ- ность, МВт НО 131 161 178
Расчетный КПД ГТУ, % 36,0 31,0 31,5 36,3
Начальная температу- ра газов, °C 1210 950 1100 1250
Степень повышения давления 14,7 13,0 13,0 15,0
Расход воздуха, кг/с 357 636 630 525
Число валов 1 1 1 1
Тип ГТУ и год выпуска головного образца
Показатель ГТЭ-25У ГТЭ-45 ГТЭ-60 ГТЭ-65 ГТ-100
Проект 1989 Проект Проект 1969 1978 (после модернизации)
Завод-изготовитель ТМЗ ХТЗ ЛМЗ «Авиадвига- тель» ЛМЗ ЛМЗ
Номинальная мощ- ность, МВт 31,2 54,0 64,0 66,2 100,0 105,0
Расчетный КПД ГТУ, % 31,7 28,0 36,5 36,0 28,0 28,5
Начальная температу- ра газов, °C 1060 900 1320 — 750 750
Степень повышения давления — 7,8 15,0 16,5 29,3 26,0
Расход воздуха, кг/с 125,0 271,0 185,5 195,0 427 460
Число валов 1 1 1 1 2 2
Южный турбинный завод. В настоящее время ПО «Зоря», г. Николаев (Украина).
*2
ЦИАМ — центральный институт авиационных моторов им. П.И. Баранова.
*3
Под начальной температурой газов понимается температура полного торможения перед турбиной. В по-
следнее время вместо этой температуры согласно международным стандартам (ISO) приводится температура
торможения перед первой рабочей решеткой.
*4
Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова.
Рис. 4.3. Продольный разрез ГТУ типа ГТЭ-150 АО ЛМЗ:
1 — упорный подшипник; 2 — передний опорный подшипник; 3 — входной патрубок компрессора; 4 — поворотный входной направляющий аппарат; 5 — лотатки
компрессора; 6 — центральная стяжка ротора компрессора; 7 — камера сгорания; 8 — средний подшипник; 9 — лотатки турбины; 10 — задний подшипник; 11 —
выходной диффузор; 12 — задняя подвижная опора; 13 — рама; 14 — передняя неподвижная опора
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ПУ)
372
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Разл.4
йены пустотелыми для подвода и отвода масла и
охлаждающего воздуха.
Камера сгорания — секционная, имеет 14 пла-
менных труб, расположенных концентрично вокруг
вала в переходном корпусе между компрессором и
турбиной Наличие у каждой пламенной трубы ин
дивидуалыюго силового корпуса, соединенного
фланцем с вертикальной торцевой стенкой переход-
ного корпуса, позволяет заменять пламенные трубы
без вскрытия корпуса турбины. Между КС имеются
пламеперебросные патрубки. Горелочные устройст-
ва рассчитаны на газообразное и жидкое (газотур-
бинное) топливо. Переход с одного вида топлива на
другой осуществляется без остановки ГТУ.
Генератор установлен со стороны входного
патрубка компрессора. ГТУ (без генератора) мон-
тируется на единой жесткой раме. Масса турбобло-
ка без патрубка 180 т, допускается его транспорти-
ровка по железной дороге.
К ГТУ нового поколения следует отнести уста-
новки типа ГТГ-110 и ГТЭ-180П. Все они выполне-
ны по простому циклу, имеют одновальную конст-
рукцию с двухопорным ротором. Степень сжатия
компрессора сравнительно невелика, что обеспечи-
вает высокую температуру газа на выхлопе и по-
зволяет выгодно использовать их в составе ИГУ
Газотурбинная установка типа ГТГ-110 [17]
предназначена для работы в автономном режиме и
в схеме ПГУ В качестве топлива используется при-
родный газ и жидкое топливо. Продольный разрез
ГТУ типа ГТГ-110 показан на рис. 4.4. Масса уста-
новки без рамы и теплоизолирующего кожуха не
более 50 т; привод генератора — со стороны всаса
в компрессор. Ротор барабанно-дисковой конст-
рукции состоит из пяти частей, скрепленных между
собой штифтовыми и болтовыми соединениями.
Диски компрессора и турбины в секциях соедине-
ны электронно-лучевой сваркой. Камера сгорания
размещена над компрессором, что позволяет сокра-
тить длину ротора и сделать его жестким.
Компрессор имеет 15 ступеней, состоит из пе-
реднего корпуса (1—5-я ступени) и собственно
корпуса. Передний корпус выполнен в виде профи-
лированных обечаек, соединенных между собой 19
профильными стойками. В переднем корпусе раз-
мещена передняя опора ротора турбокомпрессора,
которая состоит из двух подшипников — опорного
и упорного. Компрессор имеет входной направляю-
щий аппарат (ВНА) с двухопорными лопатками.
Корпус компрессора — сварной, состоит из
двух половин с горизонтальным разъемом. За 5-й и
10-й ступенями расположены антипомпажные кла-
паны. Отбор воздуха на охлаждение турбины осу-
ществляется за 8, 10 и 15-й ступенями. За 7-й и 10-й
ступенями воздух отбирается в полость ротора,
причем отбор за 7-й ступенью идет на охлаждение
дисков компрессора, а за 10-й — на охлаждениеро- I
тора турбины.
Ротор компрессора соединяется с ротором пр- I
бины с помощью фланцев и призонных болтов. 1
Камера сгорания — трубчато-кольцевая, имеет I
20 жаровых труб, расположенных горизонтально и I
состоящих из двух участков: кольцевого в головной I
части и основного. Эти участки образуют две зоны I
горения. Каждая кольцевая труба имеет фронталь- I
ную доску с восемью осерадиальными завихрите- I
лями. Внутренняя стенка этих труб выполненавви- I
де цилиндра с системой конвективно-заградитель- I
ного охлаждения, наружная стенка изготовлена
двухслойной, «черепичного» типа с такой же систе-
мой охлаждения. Аналогичную конструкцию име-
ют и основные части труб. Стенка состоит из трех
сегментов, соединенных в цилиндр. Каждый сег-
мент, в свою очередь, составлен из набора сегмент-
ных вставок, закрепленных на наружном корпусе.
В центре головной части жаровой трубы распо-
лагается двухъярусный завихритель. Смеситель
выполнен в виде конфузорного охлаждаемого пат-
рубка.
Топливные форсунки — комбинированные и
служат для подачи газообразного и жидкого топлива
Турбина — четырех ступенчатая; сопловой ап-
парат 1-й ступени имеет конвективно-пленочное
охлаждение воздухом, отбираемым из-за компрес-
сора; сопловые аппараты 2-й и 3-й ступеней имеют
конвективное охлаждение; сопловой аппарат 4-й
ступени — неохлаждаемый. Конструкция сопло-
вых аппаратов обеспечивает возможность замены
пакетов как сопловых, так и рабочих лопаток без
разборки всего двигателя.
Рабочие лопатки 1-й и 2-й ступеней — литые с
конвективным охлаждением и гермобарьерным по-
крытием. Рабочие лопатки остальных ступеней —
неохлаждаемые. Все лопатки, кроме лопаток 1-й
ступени, имеют бандажные полки.
Ротор турбины состоит из дисков, соединенных
между собой электронно-лучевой сваркой. Опира-
ние ротора па задний подшипник осуществляется
через цапфу, которая крепится к диску 4-й ступени
болтами. Со стороны диска 1-й ступени па ротор на-
вешен промежуточный диск, обеспечивающий под-
вод охлаждающего воздуха и несущий часть бараба-
на ротора. Внутри ротора закреплены кожухи, обес-
печивающие подвод охлаждающего воздуха к рабо-
чим лопаткам и дискам.
Опорные подшипники — сегментного типа.
Упорный подшипник турбины размещен в опорном
венце переднего подшипника. Опорный венец зад-
него подшипника соединяется с наружным корпу-
сом 12 стойками, проходящими через диффузор.
Корпус имеет горизонтальный разъем, вблизи ко-
торого располагаются две опоры для установки
двигателя на раму.
Рис. 4.4. Продольный разрез ГТУ типа ГТГ-ПО;
1 — передний опорно-упорный подшипник; 2 — поворотный входной направляющий аппарат; 3 — лотатки компрессора; 4 — ротор барабанно-дисковой
конструкции; 5 — камера сгорания; 6 — лотатки турбины; 7 — задний подшипник
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
374
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.»
Таблица 4.3. Показатели зарубежных энергетических ГТУ мощностью более 70 МВт
Фирма-изготовитель (разработчик), тип ГТУ и год выпуска
Показатель АВ В General Electric
GT13E2 GT26 PG6101FA PG9171E PG923EC PG351FA
1993 1994 1993 1987 1994 1996
Мощность, МВт 165,1 265,0 70,1 123,4 169,2 255,6
КПД, % 35,7 38,5 34,2 33,8 34,9 36,9
Начальная температура га- зов, °C 1180 1290 1290 1124 1204 1290
Степень повышения давле- ния 14,6 30,0 15,0 12,3 14,2 15,4
Расход воздуха, кг/с 532,5 562,0 205,2 404,1 499,0 645,6
Частота вращения, с 1 50,0 50,0 87,5 50,0 50,0 50,0
Масса ГТУ, т Габаритные размеры, м: 330 335 — 863 772 1090
длина 10,8 12,3 36,6 35,1 41,2 34,2
ширина 6,4 5,0 6,1 23,5 16,2 7,6
высота 5,4 5,5 10,4 11,9 13,7 15,2
Фирма-изготовитель (разработчик), тип ГТУ и год выпуска
Показатель Mitsubishi Siemens Westing- house
MWS701D А MW701F MW701G V64.3A V94.2 V94.2A V94.3A W401
1992 1997 1998 1996 1981 1997 1995 1997
Мощность, МВт 144,1 270,3 334,0 70,0 159,0 190,0 255,0 85,9
КПД, % 34,8 38,2 39,5 36,5 34,5 36,4 38,5 36,6
Начальная температура газов, 1180 1350 1410 1315 1100 — 1315 1280
°C
Степень повышения давления 14,0 17,0 21,0 16,2 Н,1 14,0 17,0 19,0
Расход воздуха, кг/с 445,4 652,4 737,8 190,2 513,9 527,0 641,0 228,9
Частота вращения, с 1 50 50 50 90,0 50 50 50 93,8
Масса ГТУ, т 200 340 420 НО 295 320 330 554
Габаритные размеры, м:
длина 12,5 17,3 18,2 11,0 14,0 12,0 12,5 45,8
ширина 5,2 5,8 6,2 4,0 12,5 6,0 6,1 29,0
высота 5,2 5,8 6,2 4,8 8,4 7,4 7,5 15,3
4.1.3. ЗАРУБЕЖНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПУ
Основные показатели современных зарубеж-
ных энергетических ГТУ мощностью более 70 МВт
с частотой вращения генератора 50 с 1 представле-
ны в табл. 4.3 [9]. Характерная особенность всех
машин такого класса — возможность их использо-
вания как в автономном режиме, так и в составе
ПГУ Достоинства указанных ГТУ: простота конст-
рукции, хорошая отработка всех основных узлов
машин, позволяющая получать высокие эксплуата-
ционные показатели, которые находятся на том же
или даже более высоком уровне, что и у традицион-
ного энергетического оборудования
Газотурбинные установки развиваются и совер-
шенствуются, в частности, фирма «Westinghouse»
разрабатывает ГТУ мощностью около 300 МВт с
температурой газа на входе в рабочее колесо 1-й
ступени турбины 1510 °C и расходом воздуха
544 кг/с. Степень сжатия компрессора равна 27.
Продольный разрез ГТУ показан на рис. 4.5.
Компрессор имеет 19 ступеней с поворотными
ВНА и направляющими аппаратами первых двух
ступеней. В зазорах между вращающимися и не-
подвижными деталями установлены новые уплот-
нения щеточного типа.
Спроектированная четырехступенчатая турби-
на имеет оптимизированную нагрузку на профили
HI]
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
375
для увеличения относительного шага и уменьше-
ния числа лопаток, что позволяет уменьшить рас-
ход охладителя. Всего охлаждаются шесть венцов
(первые три ступени). Сопловые лопатки 1-й и 2-й
ступеней охлаждаются паром по замкнутой схеме;
рабочие лопатки охлаждаются воздухом. Это не-
сколько снижает КПД установки, но значительно
упрощает ее конструкцию. Воздух, отбираемый из-
за компрессора, предварительно охлаждается. Ох-
лаждаемые лопатки имеют термобарьерные покры-
тия. Первые две ступени имеют управляемые ради-
альные зазоры между лопатками и корпусом.
Камера сгорания включает в себя одну предва-
рительную и две разнесенные по оси зоны сжига-
ния. Горение смеси стабилизируется с помощью
рециркуляции, создаваемой в результате закрутки,
а также дежурной горелки, расположенной в цен-
тральной зоне. В следующую зону смесь поступает
по кольцевому каналу, расположенному вокруг
первичной зоны.
4.1.4. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПУ
Цель расчета тепловой схемы ГТУ — определе-
ние расходов воздуха и топлива, мощности турбин
и компрессоров, КПД, давлений и температур рабо-
чего тела в характерных точках.
Исходные данные:
1) параметры воздуха на всасе компрессора —
температура Та и давление ра,
2) температура газов перед турбиной Тс\
3) состав и характеристики топлива (если ГТУ
предназначена для работы на нескольких видах
топлива, расчет выполняют для так называемого
стандартного топлива, содержащего 85 % углерода
и 15 % водорода);
4) степень регенерации о, представляющая со-
бой отношение количества теплоты, полученной
воздухом, к предельному количеству теплоты, ко-
торую можно получить от уходящих газов ГТУ при
охлаждении в максимально возможном интервале
температур,
Сг(Лгб/"М’
(4.1)
где GB, Gr— расход воздуха и газов; /гву, йв/, —
удельные энтальпии воздуха соответственно на вы-
ходе и входе в теплообменник; hrtj — удельная эн-
тальпия газов за турбиной; hrb — удельная энталь-
пия газов при температуре воздуха на входе в теп-
лообменник. Для ГТУ на жидком дистиллятном то-
пливе и природном газе Gr « GB и
cp^bf ^вЬ^
с ~ J---------,
Cpr^rd ~
5) мощность ГТУ на муфте Ne;
(4.2)
376
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
|Раад.(
Рис. 4.6. Кривые оптимальных степеней повыше-
ния давления и лкЛ для различных циклов
ГТУ (Т]т = 0,88, т|к = 0,85, Ц = 0,02):
1,5 — лкГ1 и лкй для ГТУ с промежуточным охлаж-
дением воздуха; 2,6 — лкГ| и лк/; соответственно для
простой ГТУ; 5. 4 — лкГ1 и лк/; для ГТУ с промежу-
точным охлаждением воздуха и промежуточным
подводом теплоты
6) степень повышения давления в компрессоре
лк, которую обычно задают в интервале между оп-
тимальными значениями, определяемыми по мак-
симуму КПД, — лкГ) и удельной полезной работы
ГТУлк/7 (рис. 4.6);
7) сопротивление газовоздушных трактов
8) внутренний относительный КПД турбин г)т;
9) адиабатический КПД компрессоров т]к.
Расчет делится на этаны.
1. Определение коэффициента избытка воздуха
производится с помощью уравнений баланса теп-
лоты КС ГТУ, которые можно записать в виде
Хв = - 1)/(aJ_I/-o+ О,
где gB — относительное количество воздуха, содер-
жащегося в продуктах сгорания за данной КС; То —
теоретическое количество воздуха, необходимого
для полного сгорания 1 кг топлива, кг/кг; сс( _ ( —
коэффициент избытка воздуха в продуктах сгора-
ния предыдущей КС; йт — энтальпия топлива на
входе в КС (обычно принимается йт = 0); hBb — эн-
тальпия воздуха на входе в КС (за компрессором);
йпс — энтальпия сухих продуктов сгорания (при
а = 1) при температуре Тс на выходе из КС; ЛВ£? —
энтальпия воздуха при температуре газов Тс на вы-
ходе из КС; г] — КПД КС 01 кс = 0,995 при рабо- I
те на газообразном и дистиллятном жидком той- I
ве, Т]КС = 0,99 — на мазуте и доменном газе); 2,-1
низшая теплота сгорания топлива.
Значения Lq, Qrf определяются по таблицами I
формулам, приведенным в § 4.1 книги 2 настоящей I
справочной серии.
Для одиночной КС (или первой камеры при 1
многократном подводе теплоты) при %в = 1
gB = lQr,^Kc + hv + LohBb-
-(Ао+ ОЛп.сИЛвс-Лва); М
а = (^о + gB)/Lo- (4-5)
2. Определение удельных работ турбины //ти
компрессора Нк для ГТУ без охлаждения произво-
дится по формулам:
««= (4.7)
гае ~cPvm > ~cPvs • Ървт > ZpBs — средние и средние
логарифмические теплоемкости воздуха и газа;
R — газовая постоянная; S — степень расширения
в турбине, 5 = лк(1-££) (звездочки у параметров
потока обозначают параметры торможения).
Срт = (ср - ср(Т2)Т2)/(Т} - Т2);
~cp.s =1М^1) 1п(Г,/Гн)-
-cpx(T2)\n(T2/TJ)]/\n{T2/T}y,
Г] и Т2 — температуры начала и конца процесса
расширения или сжатия; Тн = 273,15 К.
С учетом охлаждения
^т.охл = + X (^охш ^^охл;) ’ (4-8)
1 = 1
m _
Як.охл = ^+ £("В/Д6в,), (49)
!=1
где Яохл — удельная работа расширения охлаж-
дающего воздуха, выпускаемого в проточную часть
в /-м сечении,
Н = с Т*
охл/ ръпи вI
здесь 7^* и рв* —температура и давление выпус-
каемого воздуха; pfi — давление за турбиной;
377
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
Рис. 4.7. Зависимость расхода охлаждающего воз-
духа от начальной температуры газов:
/ — на охлаждение статора и ротора; 2 — на охлаж-
дение лопаточный аппаратов
1)Т( — КПД проточной части турбины от сечения
выпуска до выхлопа; ДОохл/ — относительный
расход этого воздуха, ДОохл/- = AGoxn/GB i п —
число сечений проточной части, где выпускается
воздух; НВ1 — удельная работа сжатия воздуха, от-
бираемого из /-го сечения проточной части ком-
прессора
Н = с Т*
в; рът в/
здесь Т* и рв* -— температура и давление отбирае-
мого воздуха; р* — давление за компрессором;
1] — КПД проточной части компрессора от сече-
ния отбора до сечения за компрессором; ДОВ(- —
относительный расход этого воздуха, ДОВ/ =
= Дбв;/Ов; т — число отборов.
В первом приближении Ятохл и Якохл можно
оценить по формулам:
Ятохл = Ят(1 + РтДёохл), (4.10)
где Рт ~ 0,5 . Значение расхода охлаждающего воз-
духа Дб0ХЛ на начальной стадии расчета можно
оценить по рис. 4.7 [9]:
+ (4.11)
где Рт ~ 0,3 ; Д6В пр — относительный расход воз-
духа отбираемого из проточной части компрессора
(в него не входит расход воздуха, отбираемый за
компрессором).
После детального расчета ком прессора и турбины
расчет тепловой схемы уточняется.
3. Определение расхода воздуха на входе
в компрессор, топлива и КПД ГТУ. Расход возду-
ха в КС
-"кохлЧ-ДСу-ДС^)], (4.12)
где АО у — массовая доля воздуха на утечки,
AGy =0,04—0,10.
Расход воздуха на входе в компрессор
Ок=Окс/(1- ДОу - ДО0ХЛ), (4.13)
расход топлива, кт/с,
ВТ = —----------------— , (4.14)
2- Лкс + \
где с,Т — массовая доля топлива (обычно <;т =
= 0,015—0,03 для жидких и высококалорийных га-
зообразных топлив); hTC — энтальпия газов перед
турбиной.
Эффективный КПД ГТУ
Че =-----7----- (4.15)
BT(Q, +\)
Удельный расход условного топлива, кг/(кВт • ч),
где (2^)у т = 29 308 кДж/кг.
4.1.5. ОХЛАЖДЕНИЕ ГТУ
В ГТУ охлаждаются в основном элементы про-
точной части, диски рабочих колес и корпусные
детали ГТ. Охлаждение осуществляется, как прави-
ло, воздухом, отбираемым за компрессором и из
промежуточных ступеней. Часть этого воздуха
предварительно может охлаждаться в теплообмен-
нике. После охлаждения теплоноситель может
быть сброшен в проточную часть ГТ (открытая схе-
ма охлаждения) или отобран для последующего ис-
пользования (закрытая схема охлаждения). В по-
следнее время находят применение комбинирован-
ные схемы охлаждения, в которых есть закрытая
часть, где в качестве теплоносителя применяется
водяной пар, и открытая — с использованием воз-
духа. Паром охлаждают сопловые и частично рабо-
чие лопатки, а воздухом — рабочие лопатки, диски
рабочих колес и корпусные детали.
Охлаждение деталей ГТУ позволяет существен-
ным образом повысить начальную температуру га-
378
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 4.8. Конструктивные схемы
охлаждаемых лопаток:
а — схема с радиальными каналами;
б — петлевая схема охлаждения (на-
правление течения охлаждающего воз-
духа показано знаками: «о» — течение
к периферии лопатки, «+» — течение
к корневому сечению); в — схема
с продольно-поперечным течением охла-
ждающего воздуха; г — дефлекторная
схема; д — схема гильзовой
конструкции
Охлаждение деталей ГТУ позволяет существен-
ным образом повысить начальную температуру га-
зов Тс и тем самым термический КПД цикла. Одна-
ко полезная работа установки с охлаждаемой про-
точной частью уменьшается по сравнению с полез-
ной работой установки с неохлаждаемой проточной
частью при том же значении Тс вследствие: появле-
ния дополнительных потерь, вызванных уменьше-
нием располагаемого теплоперепада на турбину из-
за отвода части теплоты от газа к охлаждающему
воздуху; ухудшения обтекания лопаток, профили
которых приходится делать с отступлением от опти-
мальных форм из-за необходимости располагать в
них охлаждающие каналы; смешения охлаждающе-
го воздуха, выпускаемого через перфорацию (загра-
дительный способ охлаждения) или щель в выход-
ной кромке лопатки, с потоком газа. Большую долю
составляют потери на подготовку и прокачку тепло-
носителя через систему охлаждения [6].
Уменьшить эти потери можно путем использо-
вания более жаропрочных материалов и увеличе-
ния эффективности охлаждения. Современные
сплавы, применяемые для изготовления лопаточ-
ных аппаратов, и технология их получения обеспе-
чивают приемлемый ресурс работы при температу-
ре стенки сопловых лопаток, равной 950—1000 °C,
и рабочих — 850—900 °C. Эффективность охлаж-
дения можно увеличить, интенсифицируя процесс
теплообмена с охлаждающим воздухом, уменьшая
гидравлическое сопротивление системы охлажде-
ния, более рационально используя теплоноситель.
В общем случае при расчете системы охлаж-
дения необходимо решить три взаимосвязанные
задачи:
определить граничные условия теплообмена на
поверхностях охлаждаемой детали;
найти температурные поля детали;
определить расходы и температуры охлаж-
дающей среды по элементам тракта системы охла-
ждения.
Например, для лопаточных аппаратов этот рас-
чет подразделяется на следующие этапы:
определение необходимой глубины охлажде-
ния материала лопаток, при которой обеспечивает-
ся требуемый ресурс их работы (см. п. 4.1.6);
выбор способа охлаждения и конструктивной
схемы охлаждаемой лопатки;
расчет коэффициентов теплоотдачи на поверх-
ностях межлопаточного канала;
распределение расходов охладителя по системе
охлаждающих каналов, расчет потерь давления и
определение коэффициентов теплообмена на внут-
ренних поверхностях каналов;
расчет распределения температур охладителя и
температурного поля лопаток на различных режи-
мах работы ГТУ
Расчет системы охлаждения, как правило,
представляет собой итерационный процесс, по-
скольку исходные данные предшествующих эта-
пов зависят от результатов, полученных на после-
дующих. (Более подробно о расчете систем охлаж-
дения см. в [6].)
В настоящее время используют три способа ох-
лаждения лопаток: конвективный, конвективно-за-
градительный (конвективно-пленочный), при кото-
ром в отличие от конвективного часть охлаждаю-
щего воздуха выводится на поверхность лопатки
через перфорацию и создает защитную пленку, и
охлаждение транспирацией (просачиванием). В по-
следнем случае охладитель выводится (просачива-
ется) на поверхность лопатки через специальный
слой, представляющий собой набор перфорирован-
ных пластин с выступами (так называемая вафель-
ная конструкция). Такой слой может состоять так-
же из набора спекаемых мелкоячеистых сеток.
В настоящее время имеется большое число кон-
структивно-схемных решений охлаждаемых сопло-
вых и рабочих лопаток. Однако с принципиальных
позиций их можно свести лишь к нескольким [1]:
лопатки с радиальными каналами (рис. 4.8, а);
лопатки с петлевой схемой охлаждения
(рис. 4.8, б). Охлаждающий воздух в них движется
{4-1]
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
379
Рис. 4.9. Продольный разрез рабочей лопатки:
а — с петлевой схемой охлаждения; б — с внутренними
перекрещивающимися каналами; 1 — перемычки цилиндри-
ческой формы; 2 — поперечные ребра на входной кромке;
3 — поперечные ребра в радиальном канале; 4 — передняя
полость; 5 — задняя полость; 6 — жиклер для подпитки зад-
ней полости; 7 — ребра, формирующие матрицы с перекре-
щивающимися каналами; 8 — поворотное ребро
вначале вверх по каналу, расположенному около
входной кромки, затем поворачивается на 180° и ох-
лаждает среднюю полость, делает еще один поворот
и снова движется вверх, одновременно выходя
в проточную часть через щель в выходной кромке;
лопатки с продольно-поперечным движением
воздуха (рис. 4.8, в). Воздух из внутренней полости
дефлектора через систему отверстий охлаждает
входную кромку, затем среднюю часть, двигаясь
в поперечном направлении в зазоре между дефлек-
тором и оболочкой; после этого он совершает пет-
леобразное движение по радиальным каналам и
сбрасывается через выходную кромку;
лопатки, в которых дефлектор занимает прак-
тически всю внутреннюю полость (рис. 4.8, г). Воз-
дух подается внутрь дефлектора и через систему
отверстий, расположенных в его носике и на боко-
вых поверхностях, попадает в каналы, образован-
ные поверхностью дефлектора и оболочкой лопат-
ки. Сброс воздуха осуществляется через перфора-
цию на поверхности лопатки с образованием загра-
дительной пленки и через щель в выходной кромке;
лопатки гильзовой конструкции (рис. 4.8, 0).
Они имеют несущий стержень, на поверхности ко-
торого выполнены канавки, и тонкостенную гиль-
зу, формирующую профиль лопатки. Выпуск воз-
духа происходит через перфорацию и выходную
кромку.
На внутренней поверхности охлаждаемых по-
лостей лопатки располагаются различного рода тур-
булизаторы, которые интенсифицируют теплообмен
и увеличивают охлаждающую поверхность. Турбу-
лизаторы, как правило, имеют форму штырьков или
ребер. На рис. 4.9, а в качестве примера показан про-
дольный разрез такой лопатки с петлевой схемой
движения охлаждающего воздуха. На рис. 4.9, б дан
продольный разрез рабочей лопатки с перекрещи-
вающимися каналами (вихревая схема охлаждения).
Такая схема оказалась весьма эффективной и нашла
свое применение в целом ряде современных ГТУ
Принципиальные схемы охлаждения дисков ГТ
показаны на рис. 4.10. Охлаждение радиальным об-
дувом (рис. 4.10, а) происходит воздухом, который
подается в центральную зону диска, омывает его
боковую поверхность затем частично пропускается
380
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 4.10. Схемы охлаждения дисков ГТ:
а — охлаждение радиальным обдувом; б — струйный обдув; в — схема с вращающимся дефлектором; I —
дефлектор; 2 — охлаждающий воздух; 3 — рабочий диск; 4 — рабочая лопатка; 5 — охлаждающие сопла
через монтажные зазоры между хвостовиком ло-
патки и диском, частично — через корневое уплот-
нение и сбрасывается в проточную часть. Часть
воздуха может использоваться и для охлаждения
рабочих лопаток.
Струйный обдув (рис. 4.10, б) осуществляется
непосредственным подводом воздуха к периферии
диска в район хвостовых соединений в виде струек,
выдуваемых через большое число сопл, располо-
женных на неподвижной стенке.
В схеме с вращающимся дефлектором (покрыв-
ным диском) и радиальным обдувом (рис. 4.10, в)
большая часть охлаждающего воздуха из-под де-
флектора рабочего диска после обдува рабочего
диска идет на охлаждение рабочих лопаток, мень-
шая — охлаждает хвостовики, просачиваясь через
монтажные зазоры.
Наибольшую эффективность имеют комбини-
рованные схемы, реализующие радиальный и
струйный обдувы одновременно.
Пример схемы охлаждения корпусных деталей
показан на рис. 4.11. Охлаждающих воздух подает-
ся в полость 2, образованную наружным корпусом
турбины 1 и обоймой 3, в которой крепятся сопло-
вые сегменты 8. После охлаждения этих деталей
большая часть воздуха попадает в полость 6 и затем
в сопловые лопатки. Меньшая часть воздуха прохо-
дит через отверстия 5, создавая защитный слой на
внутренней поверхности обоймы у концов рабочих
лопаток.
Характерная схема охлаждения высокотемпе-
ратурной ГТУ фирмы «Westinghouse» типа W501F
[10] показана на рис 4 12. Воздух на охлаждение
турбины отбирается после 6, 10, 13-й ступеней и
после компрессора. После компрессора предвари-
тельно охлажденный воздух подается в полость 4,
из которой часть его используется для запирания
уплотнения 5 (таким образом предотвращается по-
Рис. 4.11. Принципиальная схема охлаждения
деталей:
1 — наружный корпус ГТ; 2 — внутренняя полость;
3 — обойма; 4 — отверстия для подачи воздуха
к сопловым сегментам; 5 — отверстия для подачи
воздуха на внутреннюю поверхность обоймы; б —
полость между обоймой и полками сопловых
сегментов; 7 — рабочие лопатки; 8 — сопловые
сегменты
падание горячего воздуха в систему охлаждения),
часть поступает в зазор между дефлектором 1-й
ступени и корпусом, а основная часть направляется
в зазор между дефлектором и диском. Далее этот
воздух частично идет на охлаждение рабочих лопа-
ток 1-й ступени и их хвостовых соединений, а час-
тично, проходя через отверстия в диске и зазоры
между телом диска и стяжками 6, охлаждает пра-
вую поверхность диска и далее рабочие лопатки и
диски последующих ступеней.
Сопловые лопатки 1-й ступени охлаждаются
воздухом непосредственно после компрессора.
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
381
Рис. 4.12. Схема охлаждения ГТ ГТУ типа W 502F фирмы «Westinghouse»:
/ — горячие газы после КС; 2 — газы после турбины; 3 — охлаждающий воздух из-за компрессора для
охлаждения проточной части турбины и дисков; 4 — полость подвода охлаждающего воздуха к роторным
деталям; 5 — лабиринтное уплотнение; 6 — роторные стяжки; 7 — полости для подвода охлаждающего
воздуха к сопловым лопаткам 2, 3 и 4-й ступеней
Выпуск воздуха осуществляется в проточную часть
через перфорацию и щели в выходных кромках.
Сопловые лопатки 2-й и 3-й ступеней охлажда-
ются воздухом соответственно после 13-й и 10-й
ступени компрессора, поступающим в полость 7.
После охлаждения лопаток воздух сбрасывается в
проточную часть и частично в пространство между
дисками. Этот же воздух используется для охлаж-
дения корпуса.
Сопловые лопатки 4-й ступени специально не
охлаждаются, но через их внутреннюю полость
проходит воздух из-за 6-й ступени компрессора для
охлаждения уплотнения и пространства между дис-
ками 3-й и 4-й ступени.
4.1.6. РАСЧЕТ ОХЛАЖДАЕМОЙ СТУПЕНИ
Исходные данные для предварительного расче-
охлаждаемой ступени турбины по среднему диэ-
дру: начальные параметры газа (давление р® и
мпература 7’р), изоэнтропийный (располагаемый)
плоперепад Hq, расход газа на входе в ступень
Gq, средний диаметр сопловой решетки J], частота
вращения п, степень реактивности р, угол выхода
потока из сопловой решетки cq, расходы охлаж-
дающего воздуха на сопловую ДСв1 и рабочую
ДСгв2 решетки. Предварительно эти расходы можно
определить по рис. 4.13 [5], задав конструктивную
схему охлаждаемой лопатки и определив значение
относительной глубины охлаждения ДГ =
= (Г* - 7’Л)/(Г* - Гв*0 ), где Т* — температура
торможения газа в каналах решетки (для сопловой
решетки можно принять Т* =То),Тл — температу-
ра стенки лопатки; Гв*0 — температура охлаждаю-
щего воздуха на входе. Значение Тп можно оценить,
выбрав материал лопатки и ресурс ее работы. Для
сопловых лопаток, изготовленных из литейных
* Рекомендации по выбору р и cq даны в разд. 3.
Там же приведены данные о рабочем процессе в ступе-
ни и турбине в целом.
382
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 4.13. Зависимость относительной глубины ох-
лаждения лопаточного аппарата от расхода охла-
ждающего воздуха:
I — лопатка с радиальными каналами; 2 — лопатка
с петлевым течением охлаждающею воздуха; 3 —
дефлекторная лопатка; 4 — сопловая лопатка с кон-
вективно-заградительным охлаждением; 5 — рабочая
лопатка с конвективно-заградительным охлаждением
сплавов с направленной кристаллизацией или из
монокристаллов, Тл = 900—950 °C; для рабочих ло-
паток Тп = 850—900 °C.
Удельное количество теплоты Д q\, передавае-
мое рабочим телом охлаждающему воздуху в со-
пловой решелке,
= ACBlWrB*"rB*0)/G0> (4-17)
где Т* — температура воздуха, выпускаемого из
сопловой решетки, ее можно оценить по формуле,
приведенной в [6]:
= 7в*0 ^(Т’л-^о)’ И.18)
где А = 0,45—0,6 при чисто конвективном охлаж-
дении и/ = 0,65—0,75 при конвективно-пленочном
охлаждении.
Скорость газа на выходе из сопловой решетки
2 - 0,5
С1 = ф[(2Я01+ с0)(1 -ДЛ01)| , (4.19)
где Н0] = //0(1— р) — располагаемый теплоперепад
на сопловую решетку; с0 — скорость газа перед сту-
пенью; ф — коэффициент скорости сопловой ре-
шетки, значение которого для чисто конвективного
охлаждения можно принять таким же, как и для не-
охлаждаемой решетки; ДА0] = Aq}/(2Aq - /701),
где Aq = сргТ0 — энтальпия газа перед ступенью .
В дальнейшем дополнительные индексы, обозна-
чающие различные способы осреднения параметра ср,
(см. п. 4.1.4) опускаются.
Энтальпия газа за сопловой решеткой
2
А] - Ар - С]/2 - Д<у . (420)
Энтальпия газа на входе в рабочую решетку
А' =
Л1С0 + /гв1АСв1
Со + дсВ1
где Ав1 = СрВ7в] — энтальпия воздуха, выпускаемо-
го в проточную часть.
Скорость смеси газа и выпускаемого воздуха
С1 = K%la sin а.])2 + (%lw cos а,)2]0,5, (4.22)
где
G0C] + AGB1cB1(sinaB1/sina1)
Х|»= Со + дсв| ;
G0C] + AGB1cB1(cosaB1/cosoc])
Х"'= Co + AG„ ;
св] — скорость выпускаемого из выходной кромки
воздуха, св1 = (0,4—0,5)с।; ав1 — угол выхода воз-
душного потока из решетки.
Угол выхода смеси из сопловой решетки
a, = arctg — tgaj (4.23)
)
Скорость газа на выходе из рабочей решетки
в относительном движении
2 - 0,5
w2 = T((2//02 + w1)(l -ДА02)| ,(4 24
где Ч7 — коэффициент скорости рабочей решетки,
значение которого при чисто конвективном тепло-
обмене можно принять таким же, как и для неох-
лаждаемой решетки; //02 ~ HqP — располагаемый
теплоперепад на рабочую решетку; wt — скорость
газа на входе в рабочую решетку в относительном
движении;
*7 ^2
а/,02 = 771-----77г
2Л^1 + Я02
(4.25)
А* = А] + w2/2 — энтальпия торможения газа
перед рабочей решеткой в относительном движе-
2
нии; Hq-) = Яо? + W\/2 — располагаемый тепло-
перепад на рабочую решетку по параметрам тормо-
жения; Дд2 — удельное количество теплоты, пере-
даваемое рабочим телом охлаждающему воздуху
в рабочей решетке (рассчитывается аналогично та-
кому же параметру для сопловой решетки).
Энтальпия газа за рабочей решеткой
2
А2 = А*1-щ2/2-Д<72- (4-26)
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ПУ)
383
Энтальпия смеси газа с охлаждающим воздухом
(Go + Д(7в1 )/г2 + AGb2/?b2
Go + AGB] + Д6В
где Лв2 = СрЪТВ2 — энтальпия воздуха, выпускаемо-
го в проточную часть.
Скорость смеси газа и воздуха на выходе из ра-
бочей решетки
w2 =[(X2fl sin₽2)2 + (%1«cos32)21°’5> (4-28)
где
(Go+ ДСВ j )w2 + ДСв2юв2 (sin рв2 / sin р2)
Z2°= + лсв1 + Дбв2
Х2м =
(Go+ДСВ,) w2 + AGb2 ггв2 (cos Рв2 / cos Р2)
G0 + А^в 1 + A<^b2
wb2 — скорость выпускаемого из выходных кромок
воздуха, wb2 = (0,4—0,5)w2; рв2 — угол выхода воз-
душного потока из выходных кромок решеток в от-
носительном движении.
Угол выхода смеси из рабочей решетки в отно-
сительном движении
Р2 = arctg
(4.29)
Удельная работа газа на лопатках рабочего ко-
леса
( AGB1 + AGb2)
+ 1 +-------—---- м7(м< cos(32 - w7), (4.30)
I G0 J
где W| и U2 — окружные скорости на среднем диа-
метре сопловой и рабочей решеток.
Мощность на лопатках
N=GOLU. (4.31)
Удельная работа газа с учетом дополнительных
потерь
Л, == Z,„(l-£,у-£тр) - ДАвр> (4.32)
где и £,тр — относительные потери от утечек и
трения диска (расчет приведен в разд. 3); ДДвр —
удельная работа, затрачиваемая на прокачку охлади-
теля через охлаждающие каналы вращающихся ра-
бочих решеток,
Д ^в2 2
ДЛ.р = — - V»»). (4.33)
здесь £вр = 0,6—0,7 — коэффициент, учитываю-
щий компенсацию потерь при выпуске охладителя
из выходных кромок благодаря реактивному дейст-
вию струи, ивк — окружная скорость в сечении, где
осуществляется подвод охладителя; смвх — ско-
рость закрутки охладителя.
Относительный внутренний КПД ступени
По/ = Д//£о- (4.34)
где
ДСв1 АС7в2
£0 = Я0 +А/7в1 + ДЯв2^
здесь /?в1 , р*2 — давление охлаждающею возду-
ха, отбираемого из проточной части компрессора;
mB = RB! срв.
4.1.7. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ, КАМЕРЫ
СГОРАНИЯ ГТУ
При сжигании топлив образуются вредные со-
единения, загрязняющие окружающую среду. Пре-
жде всего это продукты их неполного сгорания —
СО и углеводороды СЛН^. Наибольшая концентра-
ция этих веществ имеет место при пониженных тем-
пературах горения, которые характерны для пуско-
вых режимов и малых нагрузок. При работе на ре-
жимах Д'гту > 0,4^Ту0 содержание этих веществ
обычно не превышает установленных норм. Нали-
чие серы в топливе при горении приводит к образо-
ванию оксидов SO2 и SO3. При использовании при-
родного газа и очищенных жидких топлив обычно
не возникает проблем с содержанием этих соедине-
ний. Наиболее трудно удовлетворить экологиче-
ские требования по наличию оксидов азотаМО*. Со-
временные нормы ограничивают их массовую кон-
центрацию для газообразных топлив на уровне
з
50 мг/м . Наибольшее количество этих оксидов об-
разуется при стехиометрическом горении и в зонах
с максимальной температурой, т.е. во фронте пла-
мени. Концентрация NOX прямо пропорциональна
времени пребывания топлива в зоне горения и об-
ратно пропорциональна коэффициенту избытка воз-
духа. Предварительная подготовка топливовоздуш-
ной смеси, улучшение качества распыла (для жид-
ких топлив), переход к микрофакельному сжига-
нию позволяют снизить уровень концентрации
NOX. Существенное их уменьшение обеспечивается
путем впрыска воды или ввода пара в зону горения.
Сжигание топлив осуществляется в КС, кото-
рые по конструктивным признакам делят на вынос-
ные и встроенные. Встроенные КС могут быть коль-
цевыми и трубчато-кольцевыми, причем последние
384
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
могут быть блочными, когда пламенные трубы
располагаются в общем корпусе, и секционными,
когда каждая пламенная труба находится в своем
корпусе.
По направлению потоков воздуха и продуктов
сгорания КС делят на прямоточные и противоточ-
ные. В первых потоки движутся в одном направле-
нии; во вторых — в противоположных.
Основными характеристиками КС считаются:
коэффициент полноты сгорания (тепловой КПД
КС) г, кс и относительные потери полного давле-
ния £,кс > которые учитывают гидравлические поте-
ри и потери, связанные с нагревом рабочего тела.
Коэффициент полноты сгорания
Лкс = 1 ~ “Ух “ “7м ~ ?к.и>
где <7Х — химический недожог топлива; qM — меха-
нический недожог; qK и— потери тепла за счет кон-
вективного теплообмена и излучения.
К характеристикам КС также относятся: тепло-
напряженность объема КС — количество теплоты,
выделяющееся в единице объема огневой зоны в
единицу времени Uy, теплонапряжснность сече-
ния КС (пламенной трубы) — количество теплоты,
выделяющееся в КС, отнесенное к площади наи-
большего поперечного сечения КС (пламенной
трубы) С//;. В современных КС Uy - 55—
з
165 Вт/(м -Па) (меньшие значения относятся к
сжиганию тяжелых топлив); нефорсированные
7
КС имеют Uy = 24—120 Вт/(м • Па), форсирован-
ные — UF = 120—600 Вт/(м2 • Па).
К показателям работы КС относят среднюю от-
носительную неравномерность температур на вы-
ходе (разность между максимальной и срсднемас-
совой температурой газов, отнесенная к разности
среднемассовой температуры газов и температуры
воздуха на входе в КС) как в окружном, так и в ра-
диальном направлении. Для выносных КС она не
превышает, как правило, 12, для встроенных —
25 % [11]
Выносная КС ГТУ типа ГТК-10 (рис. 4.14)
предназначена для сжигания газообразных топлив.
Фронтовое устройство состоит из семи горелок и
малых регистров первичного воздуха. Вторичный
воздух проходит большой завихритель, охлаждает
внутреннюю стенку пламенной трубы и смешива-
ется с продуктами сгорания с помощью смеситель-
ного устройства вихревого типа. Центральная го-
релка с отдельным подводом газа — дежурная.
Кольцевая КС ГТУ типа ГТН-16 (ТМЗ) показа-
на на рис. 4.15. Она имеет дисковую конструкцию
и размещена внутри корпуса ГТУ. Ее огневой объ-
ем ограничен двумя плоскими параллельными
стенками пламенной трубы, на входе которой рас-
положен кольцевой коллектор для раздачи природ-
Рис. 4.14. Выносная камера сгорания ГТУ типа
ГТК-10:
1 — первичный воздух; 2 — вторичный воздух; J —
корпус КС; 4 — пламенная труба; 5 — основные го-
релки; 6 — дежурная горелка; 7 — завихритель; 8 —
теплоизоляция
ного газа. Он же выполняет и роль стабилизатора
пламени. Газораздающие отверстия равномерно
расположены по всей окружности коллектора. Сме-
ситель двусторонний, однородный, дырчатый с от-
верстиями овальной формы. Топливовоздушная
смесь зажигается двумя запальными свечами.
Описание трубчато-кольцевой, секционной КС
дано при описании ГТУ типа ГТЭ-150 (см. п. 4.1.2).
4.1.8. ХАРАКТЕРИСТИКИ ГТУ
Газотурбинную установку рассчитывают и
проектируют для одного определенного режима,
который называют номинальным (расчетным) ре-
жимом. Работу установки на других установивших-
ся во времени режимах, отличных от расчетного,
будем называть переменным режимом.
Эксплуатационные показатели ГТУ зависят от
их характеристик на переменном режиме, к числу
которых относятся КПД ГТУ, температура газа пе-
ред турбиной, расходы воздуха и топлива; от внеш-
них условий: давления и температуры воздуха на
входе в компрессор, нагрузки на валу (полезной
мощности), а также от теплового цикла, схемы со-
единения турбин и компрессоров, расчетной степе-
ни повышения давления лк.
54.11
ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (ГТУ)
385
Рис. 4.15. Кольцевая камера сгорания ГТУ типа
ГТН-16:
I— воздух после компрессора; 2 — первичный воз-
дух; 3 — вторичный воздух; 4 — продукты сгорания;
5 — корпус КС; 6 — коллектор раздачи газа с газо-
раздающими отверстиями; 7 — пламенная труба; 8 —
смеситель
Установившийся режим работы любой уста-
новки на переменном (и номинальном) режиме мо-
жет быть однозначно описан системой уравнений,
включающих в себя характеристики турбины, 5 =
Рис. 4.16. Расчетные характеристики одновальной
энергетической ГТУ при неизменных внешних ус-
ловиях (все параметры отнесены к их значениям
на номинальном режиме)
Рис. 4.17. Расчетные характеристики двухвальиой
одиокомпрессорной ГТУ со свободной силовой
турбиной
Пт -f(GrjTc/pc-
nj7J^cy компрессора* лк = f(GKjTa/ра ~,
nK/JKy^=f(GKJ^a/Pa'' пк/ЛУ Уравне-
ний, определяющих связь между расходами и дав-
лениями по тракту GT = GK - AGy - AGoxn +
+ ДСТ; 8 = лк(1 - 2£f), где — коэффициент
потерь давления полного торможения в трактах
ГТУ; уравнения балансов мощностей на валах и
теплоты в КС.
Расчет переменного режима необходим для
оценки не только экономических показателей, но и
показателей надежности работы, в том числе запа-
са по помпажу во всех рабочих точках.
Типичные расчетные характеристики одно-
вальной энергетической ГТУ при неизменных
внешних условиях приведены на рис. 4.16. Сниже-
ние мощности в данном случае происходит в ос-
новном из-за снижения начальной температуры га-
зов Тс (качественное регулирование). Расход воз-
духа при этом несколько возрастает (геометрия
Подробно о рабочем процессе в компрессоре и его
характеристиках см. в разд. 5 данной книги.
проточной части компрессора не меняется). Для
таких машин характерно существенное снижение
КПД на режимах частичных нагрузок.
Характеристики двухвальной установки со сво-
бодной силовой турбиной, полученные при тех же
исходных параметрах, что и у одновальной ГТУ,
показаны на рис. 4.17(18]. Расход воздуха с умень-
шением мощности ГТУ снижается, что приближает
регулирование мощности к количественному спо-
собу — экономически более выгодному. Этим объ-
ясняется более пологая кривая КПД установки. Ха-
рактер поведения кривых температуры газа перед
ГТ обусловлен соблюдением баланса мощностей-
турбокомпрессорного и силового валов. Еще более
пологую зависимость КПД от мощности можно по-
лучить в трехвальных агрегатах.
Введение регенерации способствует увеличе-
нию экономичности на частичных режимах, осо-
бенно одновальных ГТУ с переменной частотой
вращения и двухвальных ГТУ.
Улучшение эксплуатационных показателей
ГТУ на переменном режиме достигается также
386
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд 4
применением регулируемых сопловых аппаратов
(РСА) турбины и поворотных направляющих аппа-
ратов компрессора (входного и, как правило, не-
скольких первых ступеней). В одновальных энер-
гетических установках использование только РСА
нс приносит сколько-нибудь ощутимой пользы.
Применение поворотных ВНА и направляющих
аппаратов (НА) дает положительный эффект. С их
помощью можно уменьшать расход воздуха и тем
самым использовать преимущества количествен-
ного способа регулирования. Еще больший эффект
можно получить от совместного применения РСА
и поворотных НА.
В двухвальных ГТУ регулировать расход воз-
духа можно и с помощью РСА, и это оправдывает
их использование в таких машинах. Однако значи-
тельные трудности, связанные с разработкой на-
дежной конструкции РСА, сдерживают их приме-
нение в высокотемпературных ГТУ Совместная
регулировка с помощью РСА и НА дает еще боль-
шую выгоду. Изменение температуры наружного
воздуха Та и давления ра заметно сказывается на
мощности и КПД установки (рис. 4.18) [18].
Характеристики ГТУ при переменных парамет-
рах наружного воздуха и переменных параметрах
работы самой установки для условий эксплуатации
обычно представляются в виде диаграммы режи-
мов, которую получают опытно-расчетным путем.
Обычно диаграмма оформляется в виде графиков
и номограмм, удобных для обслуживающего пер-
сонала станции. Пример такой диаграммы для од-
новальной энергетической ГТУ типа ГТЭ-150 при-
веден на рис. 4.19. Там же стрелками показан поря-
док определения электрической мощности ГТУ
при новых значениях температуры и давления ат-
мосферного воздуха ta = 23 °C; ра = 97,3 кПа.
К нерасчетным условиям работы ГТУ относят
и режимы пуска, которые обычно делят на три эта-
па [11]:
1) разворот вала турбогруппы с помощью пус-
кового двигателя (ПД) до частоты вращения, при
которой зажигается топливо в КС. Обычно это про-
исходит при частоте вращения п = (0,2—О,35)ис
(«0 — номинальная частота вращения);
2) разворот ротора ГТУ до режима самоходно-
сти, когда ПД можно отключить. Такой режим реа-
лизуется при частоте п = (0,6—0,8)«о для одно-
вальных установок и п - (0,4—-О,55)по для ГТУ со
свободной силовой турбиной;
3) разворот до холостого хода.
Рис. 4.18. Графики изменения относительной
мощности начальной температуры газов одноком
прессорной двухвальион ГТУ в зависимости от
температуры наружного воздуха Га:
------ — Тс;----------— A'rry; - •--------УПу
при тс = 1,0; - • • - — тс при У[~гу = 1,0
50,5 Гц
Рис. 4.19. Диаграмма режимов ГТУ типа ГТЭ-150
И-2]
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
387
Рис. 4.20. Мощности, необходимые для запуска од-
иовальных ГТУ:
/ — длительный (5—8 мин); 2 — обычный
(2—5 мин); 3 — ускоренный пуск (менее 2 мин)
При пуске ГТУ ее режимная точка приближает-
ся к линии помпажа, и если не принять специальных
мер, установка попадет в помпаж. К числу таких
мер относят регулирование расхода воздуха пово-
ротными ВНА и НА первых ступеней компрессора,
акже открытие антипомпажных клапанов. Закры-
тие клапанов происходит при частоте вращения,
близкой к частоте вращения холостого хода.
Мощность ПД зависит в основном от времени
пуска и схемы установки. Обычно для одноваль-
ных машин пусковая мощность составляет 1,5—
2,5% номинальной мощности ГТУ. Уменьшение
времени пуска требует увеличения пусковой мощ-
ности (рис. 4.20).
Пуск двухвальных установок, выполненных по
схеме, в которой компрессор вращается турбиной
)ысокого давления, требует меньшей пусковой
мощности благодаря сравнительно более легкому
ютору турбогруппы. При запуске двухкомпрессор-
1ых установок более легкие условия пуска обеспе-
<ивает установка, выполненная по прямой схеме,
когда КВД соединен с ТВД). Вал низкого давления
искручивается потоком газа, идущего из ТВД, и
тля него ПД не нужен. Снижение пусковой мощно-
гги в этом случае возможно, если атмосферный
оздух напрямую подавать на всас КВД.
В качестве ПД применяют электродвигатель
юстоянного тока, паровые или газовые турбины,
юпользующие энергию расширения воздуха и га-
а, сжатого до высокого давления (турбодетанде-
ы), двигатели внутреннего сгорания. Для запуска
энергетических ГТУ в последнее время применя-
ют генератор электрического тока, который рабо-
тает в режиме двигателя, частота вращения кото-
рого регулируется с помощью тиристорных преоб-
разователей.
4.2. ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
4.2.1. ТИПЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ПГУ,
ИХ ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ
Парогазовыми называются энергетические ус-
тановки, в которых теплота уходящих газов ГТУ
прямо или косвенно используется для выработки
дополнительной электрической энергии в паротур-
бинных циклах.
Парогазовые установки подразделяют:
1)по назначению — на конденсационные и
теплофикационные. Первые из них вырабатывают
только электроэнергию, вторые служат и для нагре-
ва сетевой воды в подогревателях, подключаемых к
паровой турбине.
2) по количеству рабочих тел, исполь-
зуемых в ПГУ, — на бинарные и монарные. В бинар-
ных установках рабочие тела газотурбинного цикла
(воздух и продукты горения топлива) и паротурбин-
ной установки (вода и водяной пар) разделены.
В монарных установках рабочим телом турбины
служит смесь продуктов сгорания и водяного пара.
Как известно, ГТУ простейшего типа имеет два
крупных недостатка: сравнительно низкую эконо-
мичность из-за высокой температуры уходящих га-
зов и низкий коэффициент полезной работы из-за
затраты большой доли мощности ГТ на сжатие воз-
духа в компрессоре. При этом сжатый воздух в КС
используется неэффективно: только малая часть
его (первичный воздух) требуется для горения, а
остальной (вторичный) служит для снижения тем-
пературы рабочих газов до температуры, допусти-
мой по условию прочности деталей газовой турби-
ны. Для снижения температуры перед газовой тур-
биной вместо вторичного воздуха можно вводить
другое рабочее тело, для нагрева которого исполь-
зовать избыточную теплоту горения. При этом вы-
игрыш в полезной мощности будет получен тогда,
когда затраты удельной мощности на сжатие этого
рабочего тела будут меньше, чем па сжатие возду-
ха, а удельная работа расширения в турбине не
меньше, чем работа расширения газов В частно-
сти, таким рабочим телом может быть вода или во-
дяной пар.
Схема монарной ПГУ простейшего типа для
привода электрогенератора ЭГ показана на
рис. 4.21, а, а ее термодинамический цикл — на
рис. 4.21, б. В КС наряду с воздухом, поступающим
из воздушного компрессора в количестве G', и то-
пливом в количестве Вг вводится питательным
388
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
(Разд.4
Рис. 4.21. Схема монарной ПГУ с вводом воды в КС (о) и ее термодинамический цикл (штриховые ли-
нии — условные замыкания циклов) (б):
Ьс' — изобарический процесс подвода теплоты при сжигании топлива; сс* — снижение температуры продук-
тов сгорания при изобарическом смешении с водой и паром
насосом ПН химически очищенная вода в количе-
стве Сп в, которая испаряется и смешивается с про-
дуктами сгорания топлива, образуя однородную
парогазовую смесь (на рис. 4.21, а они условно раз-
делены). Смесь расширяется в газопаровой турби-
не (ГПТ) и с температурой Qd выбрасывается в ды-
мовую трубу. Можно считать, что в рассматривае-
мой ПГУ реализуются два разомкнутых термодина-
мических цикла (рис. 4.21): для газовоздушной
смеси (продуктов сгорания) и для воды. Оба рабо-
чих тела удаляются в атмосферу и должны постоян-
но восполняться. Теплота, подводимая в КС в коли-
честве Q, при сгорании топлива частично использу-
ется на повышение температуры газообразной сме-
си (теплота Q'), а частично — на нагрев, испарение
и перегрев вводимой воды (теплота gn). «Газотур-
бинный» и «паротурбинный» циклы реализуются
г п _ _
при парциальных давлениях рс и рс . В обоих цик-
лах начальные Тс и конечные температуры цик-
лов одинаковы.
Коэффициент полезного действия рассматри-
ваемой монарной ПГУ зависит от соотношения ко-
личества вводимой воды и воздуха, т.е. от отноше-
ния (?п/(?г. Поскольку КПД «паротурбинного»
цикла оказывается меньше, чем «газотурбинного»,
то ввод ненагретой воды в КС всегда приводит
к снижению КПД ГТУ (хотя мощность и коэффи-
циент полезной работы при этом растут).
Если в КС подавать не воду, а водяной пар, по-
лученный в котле-утилизаторе от теплоты уходя-
щей парогазовой смеси (рис. 4.22), то для получе-
ния допустимой температуры Тс перед ГПТ необхо-
димо подать значительно больше пара, так как за-
траты теплоты в КС на испарение воды отсутству-
ют. Мощность монарной ПГУ при этом увеличива-
ется, а КПД зависит от степени утилизации теплоты
уходящих газов в котле-утилизаторе (КУ): при дос-
таточно большой степени утилизации КПД монар-
ной ПГУ с вводом пара из КУ становится выше, чем
КПД ГТУ простого цикла.
Техническая трудность организации конденса-
ции пара из парогазовой смеси и связанная с этим
необходимость постоянной работы мощной водо-
подготовительной установки являются главным не-
достатком ПГУ монарного типа.
Большинство ПГУ относится к бинарному типу.
Существующие бинарные ПГУ можно условно
разделить на пять типов
а) ПГУ-У — утилизационные ПГУ (рис. 4.23,
а), в которых теплота уходящих газов ГТУ утилизи-
руется в КУ с получением пара высоких парамет-
ров, используемого в паротурбинном цикле. На
рис. 4.23, б дан термодинамический цикл ПГУ, по-
казанной на рис. 4.23, а, с указанием потерь с уходя-
„„ _(КУ)
щими газами КУ и потерь в конденсаторе
(ПТУ)
паровой турбины J)
Главные преимущества ПГУ-У — высокая эко-
номичность (в ближайшие годы КПД ПГУ-У превы-
сит 60 %), существенно меньшие, чем в ПТУ, капита-
ловложения, меньшая потребность в охлаждающей
воде, малые вредные выбросы, высокая манев-
ренность. Недостатки ПГУ — необходимость
в высокоэкономичных (высокотемпературных) ГТУ
с высокой температурой уходящих газов для генери-
54.2]
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
389
' ** генерируемого в КУ за счет теплоты уходящей газопаро-
б) вой смеси ГПТ:
а — схема ПГУ; б — процессы в КУ; в — термодинамический цикл ПГУ; /—2 — процессы нагрева, испаре-
ния и перегрева пара в КУ; 2—о — нагрев пара в КС
дгГТУ
Pq, hQ, Gq
5А I
Q
2(КУ)
е2(ПТУ)
б)
Рис. 4.23. Схема простейшей одноконтурной утилизацион-
ной ПГУ:
а — схема ПГУ и процесс в КУ; б — термодинамический цикл
утилизационной ПГУ; 1 — пароперегреватель; 2 — испаритель;
3 — экономайзер; 4 — паровая турбина; 5 — конденсатор; 6 —
барабан КУ
390
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 4
а)
Рис. 4.24. Схема простейшей ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетический котел ПТУ (а)
и Г,s-д и а грамма цикла ПГУ:
Вкс, Вк — расходы топлива соответственно в КС ГТУ и в котел; def — изобарический подвод теплоты
к уходящим газам ГТУ в энергетическом котле при сжигании топлива
рования пара высоких параметров для паротурбин-
ной установки (ПТУ), а также необходимость рабо-
ты либо на природном газе, либо на легких сортах
жидкого топлива;
б) ПГУ-С — «сбросные» ПТУ, или ПГУ с низко-
напорным парогенератором (рис. 4.24), в которых
уходящие газы ГТУ, содержащие достаточное ко-
личество кислорода, направляются в энергетиче-
ский котел, замещая в нем воздух, подаваемый
дутьевыми вентиляторами котла. Главным преиму-
ществом сбросной схемы является возможность ис-
пользования в паротурбинном цикле недорогих
энергетических твердых топлив. По сравнению с
традиционной паросиловой установкой (ПСУ)
ПГУ-С обеспечивает экономию топлива, примерно
вдвое меньшую, чем ПГУ-У. Кроме того, схема
ПГУ-С исключительно сложна, так как для авто-
номной работы ПГУ необходимо обеспечивать по-
дачу в топку воздуха с соответствующей темпера-
турой;
в) ПГУ-Р — ПГУ, в которых теплота уходящих
газов ГТУ используется для регенеративного по-
догрева питательной воды энергетических котлов
(рис. 4.25), а «сэкономленный» пар отборов служит
для выработки дополнительной мощности в паро-
вой турбине. Эта схема дает экономию топлива,
примерно в 2 раза меньшую, чем схема ПГУ-С, но
позволяет надстроить имеющийся паротурбинный
блок ГТУ без серьезных переделок;
г) ПГУ-П — ПГУ с так называемой параллель-
ной схемой (рис. 4.26), в которой ГТУ со своим КУ,
т.е. ПГУ-У, и энергетический котел вырабатывают
пар для общей паровой турбины. Пар из КУ, имею-
щий меньшее давление, чем начальное давление
ПТУ, обычно подается в горячую нитку промежу-
точного перегрева. Главное достоинство ПГУ-П —
простота и освоенность основного оборудования,
недостаток — зависимость экономичности от соот-
ношения мощностей, вырабатываемых ГТУ и ПТУ;
д) ПГУ-В — парогазовые установки с высокона-
порным парогенератором (ВПГ) (котлом), в кото-
ром генерируется пар для паротурбинного цикла, а
продукты сгорания высокого давления направляют-
ся в ГТУ (рис. 4.27). Главным преимуществом такой
схемы является возможность сжигания в ВПГ тяже-
лых топлив, однако при этом требуется очистка ухо-
дящих газов котла перед их подачей в ГТ.
4.2.2. ОСНОВЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
УТИЛИЗАЦИОННЫХ ПГУ
Принципиальные тепловые схемы утилиза-
ционных ПГУ. Наряду со схемой ПГУ-У, пока-
занной на рис. 4.23, а, можно использовать
схему с сжиганием топлива в дополнительной КС
(см. рис. 4.28, а), установленной перед КУ. Всякое
дополнительное сжигание топлива после ГТУ сни-
жет термодинамический КПД ПГУ, поэтому его
применяют либо при использовании ГТУ с низкой
температурой уходящих газов, либо для поддержа-
ния необходимой температуры пара КУ при сниже-
нии температуры наружного воздуха или нагрузки
ГТУ. Дожигание позволяет обеспечить необходи-
мую влажность пара в последней ступени паровой
Н2]
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
391
Рис. 4.25. Схема простейшей ПГУ
с вытеснением регенерации:
ГВП ВД, ГВП НД — газоводяные
подогреватели высокого и низкого
давления соо гветственно; ДГ —
дымовая зуба
Рис. 4.26. Принципиальная схема ПГУ с параллельным включением
ПГУ-У и классической ПТУ
о)
Рис. 4.27. Схема ПГУ с ВПГ:
а — принципиальная схема; б — термодинамический цикл; ГВП — газоводяной подогреватель
392
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
а)
Рис. 4.28. Схема утилизационной ПГУ с дожиганием:
а — схема ПГУ; б — термодинамический цикл; ДКС — дополнительная КС; /?дКС — расход топлива в ДКС
турбины и расширить диапазон ее возможной рабо-
ты. Если при этом учесть уменьшение потерь от
влажности в паровой турбине и повышение КПД
КУ, то при малой степени дожигания (5—10 % по
расходу топлива) оно может оказаться целесооб-
разным.
По типу применяемых КУ ПГУ делят на одно-,
двух- и трехконтурные (см. рис. 4.23, 4.29—4.31).
Каждый из контуров КУ генерирует пар определен-
ных параметров, который направляется в соответ-
ствующую ступень паровой турбины. Постепенное
уменьшение расхода питательной воды по ходу ее
движения и противоточная схема позволяют одно-
временно получать высокую температуру пара вы-
сокого давления (ВД) и низкую температуру уходя-
щих газов КУ. Гем самым обеспечивается высокий
КПД КУ. Увеличение числа контуров более трех не-
целесообразно, так как уменьшающийся выигрыш
от увеличения числа контуров не окупается ростом
капиталовложений.
Котлы-утилизаторы выполняют обычно бара-
банного типа горизонтальными с естественной
циркуляцией в испарителе (см. рис. 4.23, а и 4.29)
или вертикальными (башенными) (рис. 4.30).
Принципиально любая схема может быть вы-
полнена как с промежуточным перегревом пара, так
и без него однако, как правило, он используется
в трехконтурных ПГУ. Пар ВД после расширения
в цилиндре ВД (ЦВД) смешивается с паром контура
среднего давления (СД), дополнительно перегрева-
ется и подается в цилиндр СД (ЦСД) (рис. 4.31). Как
и в обычных ПТУ, главная цель промежуточного пе-
регрева— обеспечить допустимую влажность в по-
следних ступенях паровой турбины (ПТ) при умень-
шении температуры свежего пара, при снижении
температуры газов за ГТУ, при снижении нагрузки
или температуры наружного воздуха. При правиль-
ном выборе давления в промежуточном перегре-
вателе повышается и экономичность ПГУ.
Тепловые схемы утилизационных ПГУ имеют
ряд особенностей.
Деаэратор питательной воды нерационально
питать от ПТ из-за снижения ее мощности, поэтому
его питают от контура низкого давления (НД) КУ
(см. рис. 4.30), что способствует снижению темпе-
ратуры уходящих газов КУ и увеличению его КПД.
В одновальных (см. ниже) схемах деаэрационную
головку устанавливают прямо на барабане НД.
В «хвостовые» по ходу газов поверхности на-
грева КУ при работе на природном газе во избежа-
ние коррозии должна поступать питательная вода с
температурой 60—65 °C. Для этого организуется
рециркуляция части питательной воды, нагретой
в газоводяном подогревателе (ГВП) контура НД
(см. рис. 4.30).
Для повышения экономичности иногда подог-
ревают топливный газ частью питательной воды,
нагретой в КУ (см. рис. 4.31). Иногда снижение
температуры воздуха, направляемого из последней
ступени ВК на охлаждение самых горячих элемен-
тов проточной части ГТУ, осуществляется паром
ПТУ (а нс охлаждающей водой), что позволяет ути-
лизировать часть теплоты. Таким образом, тепло-
вые схемы ГТУ и ПТУ оказываются в определен-
ной степени связанными.
Утилизационные ПГУ могут быть многоваль-
ными, т.е. с отдельными электрогенераторами на
каждую ГТУ и одну ПТ (на рис. 4.29 и 4.30 показа-
ны трехвальные ПГУ). При этом используется
только одна ПТ, что позволяет обеспечить большие
{4.2]
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
393
Рис. 4.29. Простейшая схема двух-
контурной утилизационной ПГУ
с горизонтальным КУ:
а — схема ПГУ; б — тепловая
дна: рам ма КУ; ПН НД, ПН БД —
коответственно питательные насосы
КУ низкого и высокого давления
Рнс. 4.30. Схема двухконтурной
утилизационной ПГУ с двумя
ГТУ, двумя вертикальными КУ и
одной паровой турбиной с пита-
нием деаэратора паром НД и ре-
циркуляцией питательной воды
на входе в КУ
4-
394
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 4.31. Схема трехконтурной утилизационной ПГУ с одной ГТУ, КУ трех давлений, одной ПТ
и нагревом топливного газа пизательной водой из контура НД:
1 — газовый подогреватель конденсата; 2, 9 и 12 — соответственно испарители контуров ВД, СД и НД;
3, 7 и 10 — соответственно барабаны контуров ВД, СД и НД; 4 — экономайзер СД; 5 и 8 — пакеты эконо-
майзера ВД; 6 и 11 — пароперегреватели НД и СД; 13 и 15 — пакеты пароперегревателя ВД; 14 — паропе-
регреватель СД; 16 — комплексная воздухоочистительная установка; 17 — конденсатор; 18 — подогреватель
топливного газа; 19 — конденсатный насос; 20 — питательный насос двух давлений (СД и ВД)
объемные пропуски пара через се проточную часть
и ее более высокий КПД. С ростом единичной мощ-
ности ГТУ появилась возможность создать одно-
вальную конструкцию ПГУ. У такой ПГУ валопро-
вод генерирующего блока состоит из ротора ГТУ,
валопровода ПТ и электрогенератора (рис. 4.32).
Между генератором и ПТ устанавливают специаль-
ную расцепную муфту, позволяющую быстро за-
пустить ГТУ, а затем подключить к генератору и
ПТ (для этого ПГУ должна быть оснащена байпас-
ной дымовой трубой, отключающей КУ от уходя-
щих газов ГТУ во время пуска и направляющей их
в атмосферу). Иногда одновальные ПГУ делают без
разъемной муфты и байпасной трубы, однако это
усложняет эксплуатацию. Для одновальных ГТУ в
ряде случаев нужны меньшие капитальные вложе-
ния в строительную часть, в оборудование (так как
сокращается число КУ и генераторов), и благодаря
использованию более мощного электрогенератора
у них больше КПД. При этом КПД ПТ уменьшает-
ся. Однозначного мнения о преимуществах одно-
вальной ГТУ нет, однако их несомненное преиму-
щество заключается в возможности более быстрого
ввода и окупаемости капитальных вложений.
Конструкторский расчет тепловой схемы.
Перед расчетом конкретного варианта тепловой
схемы должны быть известны или выбраны сле-
дующие данные:
1 Состав тепловой схемы ПГУ: число ГТУ и КУ
питающих ПТУ; тип ПТУ (с конденсационной тур-
биной, с турбиной с противодавлением или тепло-
фикационной); схема питания деаэратора греющим
паром; тип КУ (одно-, двух- или трехконтурный).
2. Тип и все характеристики ГТУ для номиналь-
ного режима. Как правило, ГТУ выбирают из
имеющейся номенклатуры. Для ГТУ должны быть
известны, выбраны или оценены следующие пара-
метры: расход газов Сг, температура и энталь-
пия уходящих газов; номинальная мощность
Гту
ГТУ на выводах генератора N3 , абсолютный
ГТУ
электрический КПД ГТУ т)э , теплофизические
свойства уходящих газов, а также параметры окру-
жающей среды (барометрическое давление и тем-
пература).
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
395
Рис. 4.32. Типичная компоновка электромеханической части одновальной ПГУ:
/ — паровая турбина (одного, двух или трех давлений с промежуточным перегревом или без него);
2— расцепная муфта; 3 — генератор; 4 — валоповоротное устройство ГТУ; 5 — ГТУ; б — верхняя фунда-
ментная плита
3. Давление в конденсаторе рк.
4. Давление в контурах КУ. Строго говоря, дав-
ление можно окончательно выбрать только после
расчета процесса расширения пара в ПТ, определе-
ния конечной влажности и оптимизации всех пара-
метров тепловой схемы ПГУ. Обычно для однокон-
турных ПГУ принимают давление рц = 3—5 МПа,
ВД < ПХ4П ос
для двухконтурных р0 = 5—9 МПа, pQ = 0,5—
0,7 МПа, для трехконтурных = 10—13 МПа,
= 2,5—3 МПа, Pq Д = 0,4—0,5 МПа.
При реальных температурах за ГТУ такие пара-
метры обеспечивают приемлемую конечную влаж-
ность и экономические показатели ПГУ, близкие к
оптимальным.
Перед выполнением расчетов целесообразно
построить зависимость энтальпии газов /г от тем-
пературы, определяемой коэффициентом избытка
воздуха и химическим составом топлива.
Конструкторский расчет тепловой схемы ПГУ
для номинального режима включает в себя следую-
щие этапы:
расчет паропроизводительности контуров КУ;
расчет мощности ПТ;
определение экономических показателей эле-
ментов ПТУ и ПГУ.
Перед расчетом схемы необходимо выбрать
некоторые опорные ее параметры, определяемые
либо надежностью, либо термодинамическими ус-
ловиями.
Одним из основных параметров является на-
вд
чальная температура /() пара на выходе из конту-
ра ВД КУ. Чем она больше, тем выше КПД паротур-
бинного цикла и меньше конечная влажность при
выбранном рк Поэтому ее следует выбирать мак-
симально возможной, но, естественно, меньше тем-
пературы уходящих газов ГТУ Oj. При этом с
уменьшением разности 5/j = 0^- Iq (см. рис. 4.23, а)
увеличивается поверхность пароперегревателя.
Обычно принимают = 15—30 °C.
Вторым параметром служит температура пита-
тельной воды /п в на входе в КУ. Во избежание кор-
розии выходных поверхностей КУ при работе на
газе необходимо иметь /п в на уровне 60—65 °C.
Повышение /п в приводит к увеличению температу-
ры уходящих газов КУ 0ух и снижению КПД КУ и,
следовагельно, всей ПГУ.
Третьим параметром является давление в де-
аэраторе при выбранном способе питания Чаще
всего для этой цели используется пар, генерируе-
мый контуром НД КУ. Это позволяет увеличить рас-
ход воды через газовый подогреватель конденсата
(ГПК) и снизить температуру уходящих газов КУ
В качестве неизвестных целесообразно при-
нять расходы пара контуров КУ, греющего пара де-
аэратора Сд, воды на подогрев топливного газа
(см. рис. 4.31), а расходы в других точках схемы
выразить через них с помощью соотношений мате-
риального баланса. Пример тепловой схемы, полу-
ченной таким образом, показан на рис. 4 30.
Располагая параметрами уходящих газов ГТУ,
свежего пара и температурой питательной воды,
можно приступать к расчету КУ, цель которого
определение параметров пара, воды и газа по его
тракту и тепловой мощности, передаваемой в
396
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
отдельных элементах КУ, что позволит в дальней-
шем определить площадь их поверхности и вы-
брать конструктивные формы. Чем меньше темпе-
ратурный напор, гем эффективнее передается теп-
лота от газов в паротурбинный контур. Минималь-
ных значений температурные напоры, обозна-
чаемые 5тэк, достигают (см. рис. 4.23, а) в так
называемых пинч-точках (pinch — сужение, закли-
нивание). Обычно принимают 5гэк = 8—15 °C,
хотя в отдельных случаях минимальный темпера-
турный напор 5z3K может иметь и большее значе-
ние Экономайзеры КУ обычно выполняют неки-
пящими, выбирая недогревы до температуры
насыщения на уровне 3—5 °C.
Температура насыщенной воды (см.
рис. 4.23, а) и температурные напоры <5/эк в пинч-
точках позволяют найти температуру 0зк греющих
газов, покидающих испаритель, и распределить теп-
лоту, отдаваемую газами на участке испаритель —
пароперегреватель. Эта теплота передается рабоче-
му телу паротурбинного контура. Составив уравне-
ния теплового баланса для каждого из рассмотрен-
ных участков контуров и присовокупив к ним урав-
нения теплового баланса для экономайзера, точки
смешения на линии рециркуляции, деаэратора и те-
плообменника нагрева топливного газа, получим
систему уравнений, решив которую, найдем требуе-
мые параметры газа, воды и водяного пара, а также
паропроизводительность котлов КУ.
При расчете тепловой схемы должны быть по-
лучены:
параметры пара и воды по всему тракту (давле-
ния, температуры, влажность, энтальпии и расходы);
параметры процесса расширения пара в турби-
не, внутренние относительные КПД отсеков и ПГ и
ее мощность;
абсолютный электрический КПД ПТУ;
КПД КУ;
КПД паросиловой установки;
КПД ПГУ.
Расчет одноконтурного КУ (без рециркуля-
ции питательной воды на входе, без нагрева топ-
ливного газа и с деаэрацией в конденсатосборнике
конденсатора (см. рис. 4.23, а)).
Уравнение теплового баланса для совместных
поверхностей пароперегревателя и испарителя:
Gr(ld-I^-C0{h0-h3K), (4 35)
где h0 — начальная удельная энтальпия пара; 7ЭК,
Лзк — удельные энтальпии газов и воды в пинч-
точке,
/Зк ~ cpr^s + $/эк),
срг — удельная теплоемкость уходящих газов ГТУ
при постоянном давлении и данной температуре;
ts — температура насыщенного пара при выбран-
1Разд.<
ном давлении /?0; Go — расход пара; Id — энталь-
пия газов на входе в КУ
Так как Лэк = Л'(р0), где // — энтальпия воды в
состоянии насыщения при давлении /?0, то массо-
вый расход генерируемого пара
G0 = Gr(74Z-73K)/(/z0-/?3K), (4.361
Уравнение теплового баланса для экономай-
зера:
Gг Сэк ~ /ух ) — Go (Лэк — в )»
где 7ух — удельная энтальпия уходящих газов,
/?пв— удельная энтальпия питательной воды на
входе в КУ. Тогда температура уходящих газов
бух = Оэк - Go (Лэк- Лп.в )/(СрrGr). (4.37)
Составляя уравнения теплового баланса для ка-
ждого из элементов КУ (пароперегревателя, испа-
рителя и экономайзера), можно найти температуру
газов в любой точке КУ.
По результатам расчета можно построить диа-
грамму t—Q (см. рис. 4.23, а), где Q — доля теп-
лоты, передаваемой газами рабочему телу ПТУ по
ходу их движения в КУ:
Q исп — Q исп / СкУ » С пп ~ Спп 7 Ску >
Сэк ~ Сэк /СкУ >
С КУ — С пп + С исп + Сэк ’
а Спп > Сисп ’ Сэк — абсолютные значения теплоты,
отданной газами ГТУ и полученного водой.
Последние величины используются для опре-
деления значений площадей теплообменных по-
верхностей.
Расче т двухконтурного КУ (без рециркуляции
воды на входе, без нагрева топливного газа и с де-
аэрацией в конденсаторе) (см. рис. 4.29, а).
Расчет ведут последовательно: сначала рассчи-
тывают контур ВД, а затем контур НД
Из уравнений теплового баланса совокупной
поверхности пароперегревателя и испарителя и от-
дельно экономайзера ВД имеем
с (1 /вд\ - гвд/ьвд ьвд\-
Gr(76f-/3K ) = Go (Ао -Лэк),
вд вд вд вд НД.
Gr(/3K "/ух ) = Go (Лзк -Лэк ).
Из этих уравнений определяем расход пара
°оВД = Gr(/d - /экД)/(Л0ВД - Л3Д) > (4.38)
генерируемого контуром ВД, и энтальпию уходя-
щих газов ВД
вд _ вд вд вд нд
/ух 7 эк Go (Лзк /?эк )/Gf, (4.39)
§4.2]
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
397
позволяющую определить температуру уходящих
„ВД
газов 6V. , которая является начальной температу-
ух
НД
рои газов для контура НД — 0О . Задавая темпе-
С НД
ратурныи напор otQ , определяют температуру
пара /р на выходе из контура НД. Затем совер-
шенно аналогично находят расход пара контура
НД, энтальпию уходящих газов КУ и теплоту, пе-
редаваемую в каждом из его элементов. После это-
го следует построить тепловую диаграмму КУ —
зависимость температуры рабочих тел в его эле-
ментах от относительных значений передаваемой
теплоты (см. рис. 4.29, б).
Расчет трех контурного КУ (см. рис. 4.31) за-
труднен прежде всего тем, что тепло, отдаваемое
газами, на некотором участке движения газов в КУ
расходуется на нагрев рабочего тела различных
контуров. Например, на участке пакетов 15—13 те-
пло от газов идет на испарение и перегрев рабочего
тела не только контура ВД, но и контура СД. Это оз-
начает, что в уравнение теплового баланса войдет
,,ВД
не только неизвестный расход Go , но и расход
СД
Go . Аналогичным образом в контуре СД снима-
ется часть теплоты экономайзером НД, а в контуре
НД — экономайзерами СД и ВД. Таким образом, в
результате рассмотрения теплового баланса будет
получена система уравнений, не распадающаяся на
отдельные уравнения, как это было в рассмотрен-
ных выше более простых частных случаях. В об-
щем случае в эти уравнения войдут также дополни-
тельные неизвестные: температура греющей воды
на выходе из нагревателя топливного газа, расход
пара на деаэрацию Сд расход рециркуляции Gp
(см. рис. 4.30) и другие неизвестные, определяемые
особенностями тепловой схемы. Следовательно,
для этих элементов и точек смешения необходимо
составить дополнительные уравнения теплового
баланса. Решив полученную систему уравнений,
найдем расходы рабочего гела и его параметры для
всех элементов КУ.
Расчет экономических показателей ПГУ.
После определения расходов и параметров пара,
генерируемого контурами КУ, выбирают концеп-
цию ПТ и рассчитывают ее мощность. При выборе
концепции ПТ прежде всего определяют ее облик:
число цилиндров, их вид и зоны впуска пара, иду-
щего из контуров КУ, число отсеков с постоянным
расходом пара.
Расчет процесса расширения пара в ЦВД выпол-
няют обычным образом с использованием относи-
тельных внутренних КПД отсеков его проточной
части ПТ. Для их определения рекомендуется ис-
пользовать соотношения, приведенные в разд. 3 на-
стоящего справочника. Для определения состояния
пара, поступающего из разных контуров в камеру
смешения, используют уравнение смешения. Далее
рассчитывают процесс расширения пара в части НД
по рекомендациям разд. 3, в результате чего опреде-
ляют конечную точку процесса и параметры в ней.
При этом необходимо удовлетворить условию
допустимой влажностиук, которая зависит от дли-
ны лопатки последней ступени и предполагаемых
режимов работы турбины. Для длинных лопаток
конденсационных турбин она должна быть не
более 8 %.
ПТ
Внутренняя мощность ПТ N определяется
как сумма мощностей отсеков.
Электрическая мощность ПТУ
N3 =Ni ЛмехЛэ.г, И-40)
где П мех и Лэ г — соответственно КПД механиче-
ский и электрического генератора.
Суммарная электрическая мощность ПГУ
„ПГУ „ГТУ „ПТУ
5L = 1G + АС
(4.41)
где Уэ — суммарная мощность всех ГТУ.
Абсолютный электрический КПД ПТУ
ПТУ ПТУ
Пэ =^э /Ску> (4-42)
где (?ку = Gr(ltj - /ух) — теплота, подведенная
к рабочему телу в КУ.
Коэффициент полезного действия КУ
ЛкУ = (^-М/^-/^’ <4 43)
где 1а — энтальпия газов при температуре окру-
жающей среды 0Й. Если принять, что изобариче-
ские теплоемкости газов на входе в КУ и выходе из
него примерно равны, то можно считать, что
пку =(ej-eyx)/(0j-efl)- (4.44)
Абсолютный электрический КПД паросиловой
установки
Абсолютный электрический КПД ПГУ опреде-
ляется соотношением
ПГУ „ПГУ .
Лэ =^э ZGkC- (4-46>
Этот же КПД ПГУ можно получить из другого
очевидного соотношения
ПГУ ГТУ ., ГГУЧ ПСУ (4 47)
лэ =лэ + (1~лэ )лэ 1 ’’
398
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд. 4
Из (4 47) легко находим, что
„ГТУ ГТУ
„ПТУ ГТУ. ПСУ’
N3 (’-Пэ )ПЭ
(4.48)
т.е. соотношение мощностей ГТУ и ПТУ в утилиза-
ционной ПГУ вполне определенно и зависит от
КПД ее элементов. Для типичных значений КПД
ГТУ ПТУ
отношение N3 /N ~ 2, следовательно, в схе-
ме ПГУ с КУ примерно 2/3 мощности вырабатыва-
ется ГТУ, а 1 /3 — ПСУ
В ряде случаев в схеме ПГУ приходится исполь-
зовать ГТУ, на выходе из которой температура ухо-
дящих газов составляет 430—450 °C, что затрудняет
создание надежной ПТ из-за большой влажности
пара на выходе из нее, особенно при уменьшении
электрической нагрузки ГТУ или снижении темпе-
ратуры наружного воздуха. В этом случае может
оказаться целесообразным дополнительный сравни-
тельно небольшой подвод топлива в количестве
Ддкс специальную дожигающую камеру сгорания
(см. рис. 4.28). Обычно в нее подводится топливо
того же вида, что и в основную КС.
Отношение теплоты Окс, подведенной в КС,
к суммарной теплоте, (Окс + Сдкс):
р = ^кс _ бкс
(?КС + (?ДКС Q
(4.49)
называют коэффициентом бинарности. При -
= 0 Р = 1 и реализуется рассмотренная выше схема
ПГУ с КУ, или чисго бинарная схема. На рис. 4.28, б
показан тепловой цикл ПГУ с дополнительным
сжиганием топлива перед КУ. Изобарический про-
цесс dd' — это процесс подвода теплоты к выход-
ным газам ГТ, а процесс d'dg — процесс передачи
теплоты пару в ПТУ.
Рассматриваемая ПГУ использует теплоту в ко-
личестве Q - + Сдкс- И3 него в ГТУ можно по-
ГТУ ГТУ
лучить мощность N3 = рт| , а из остатка тен-
ГТУ
лоты (1 - Рт]э )Q —мощность
..ПГУ ,, „ ГТУ ПСУ
=(1-Рпэ )Спэ
Тогда КПД схемы с дожиганием
„ ГТУ „ ГТУЧ ПСУ ..
ППГУ = ₽Г1Э +(1-Рдэ )ПЭ (4 50)
Нетрудно видеть, что схема с дожиганием (Р < 1)
всегда менее экономична, чем схема с КУ (Р = 1)
при одинаковых КПД ГТУ и ПСУ. Однако с учетом
того, что
ПСУ ПТУ ПТ
Пэ = ПкуП, По,ПмехПэ.г>
в некоторых случаях при небольшом дожигании
схема может оказаться полезной, особенно с уче
том увеличения относительного внутреннего КПД
турбины.
Расчет схемы с дожиганием ведут аналопмо
расчету чисто бинарной схемы, учитывая, что посту-
пающие в КУ газы имеют температуру 0^ > 0^
4.2.3. ОСНОВЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ
ДРУГИХ ТИПОВ
Парогазовые установки со сбросом отрабо-
тавших газов ГТУ в энергетический котел. Рас-
смотренные выше схемы ПГУ-У имеют весьма вы-
сокую экономичность, однако при сегодняшнем
уровне техники нуждаются в чистом топливе
(газообразном или легком жидком), поскольку
использование твердого или тяжелого жидко!
топлива в ГТУ пока еще не освоено. Частичное
решение проблемы сжигания энергетических
топлив может быть получено, если выполнить
«надстройку» традиционной ПСУ дополнитель-
ной ГТУ (см. рис. 4.24, а): вместо того чтобы по-
давать воздух для горения в топку дутьевыми вен-
тиляторами котла, можно для сжигания топлива
использовать кислород выходных газов ГТУ.
Тепловой цикл ПГУ со сбросом газов в котел
не отличается от цикла ПГУ с КУ и дожиганием
(см. рис. 4.28, б), поэтому и КПД ее будет выра-
жаться соотношением (4.50). Разница состоит
лишь в коэффициенте бинарности
р = ОКС7(2КС +СК), (4.51)
/-.КС z-,k
где Q и (J — теплота, подведенная соответст-
венно в КУ и энергетический котел. В схеме с до-
жиганием Р = 0,9—0,95 и КУ представляет собой
обычный конвективный теплообменник. В схеме
со сбросом газов в котел Р = 0,3—0,4, что и обу-
словливает существенно меньшую экономичность,
чем экономичность чисто бинарной ПГУ, а сам ко-
тел содержит топку и конвективные поверхности
нагрева.
Из соотношения (4.50) следует, что КПД ПГУ со
сбросом газов изменяется в зависимости от коэффи-
- псу „
циента бинарности в пределах т]э < т]ПГу <
ПГУ с КУ
^Пэ
Если сжигание топлива в котле осуществляется
только за счет кислорода, содержащегося в уходя-
щих газах ГТУ и при этом поддерживается опти-
мальный избыток воздуха, то коэффициент бинар-
ности не может быть произвольным.
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
399
Действительно, если в КС ГТУ подведена
теплота
~'г КС,
ос L(
где Qr)T —теплота сгорания газа; Ск—расход воз-
духа через ВК ГТУ; осКС — коэффициент избытка
воздуха в КС; l.Qr — стехиометрический расход
воздуха для сжигаемого газа, то количество возду-
ха, пригодного для сгорания, например, угля
в энергетическом котле составит
GK
где Qr —теплота сгорания угля; сск — коэффици-
ент избытка воздуха в котле; /,Оу — стехиометриче-
ский расход воздуха для угля.
Тогда Ок — вполне определенная величина;
К КС g™ - 1 е[у 'о,
«к е' L»y
Если для оценки принять Qrjy/LQy ~ Qrir/LQr,
а = 3, а а = 1, то отношение Q /Q ~ 2, т.е. в
котел можно подвести теплоты вдвое больше, чем в
КС, и бинарность р составит около 1/3. При этом в
соответствии с (4.50) экономичность рассматривае-
мой ПГУ будет существенно ниже, чем экономич-
ность утилизационной ПТУ.
Соотношение мощностей ГТУ и ПСУ
.. ГТУ р ГТУ
..ПСУ Z1 ГТУЧ
N3 (’-₽ПЭ )ППСу
(4-52)
и находится на уровне 1/3, т.е. примерно в 6 раз
меньше, чем в ПГУ-У.
Схема, приведенная на рис. 4.24, а, отражает
лишь принцип действия ПГУ-С. Реальная схема го-
раздо сложнее, так как она связана с изменениями
элементов котла. Действительно, как известно, эко-
номичность котла определяется в основном темпе-
ратурой уходящих газов (120—140 °C), низкое зна-
чение которой достигается установкой на его «хво-
сте» воздухоподогревателя, в котором воздух на-
гревается до 320—350 °C перед его подачей в топ-
ку. В схеме ПГУ-С выходные газы ГТУ, имеющие
температуру 430—460 °C, не могут служить охлаж-
дающим агентом для уходящих газов котла. Для
этого в сбросной схеме используют конденсат или
питательную воду, подавая их в ГВП в обвод реге-
неративных подогревателей, которые при таком ре-
Рис. 4.33. К оценке эффективности ПГУ-Р
жиме работы оказываются ненужными. Однако
при автономной работе 11СУ (например, при выхо-
де из строя ГТУ) воздух в топку парогенератора по-
дается дутьевым вентилятором через калориферы,
греющим агентом в которых служит питательная
вода, в свою очередь нагреваемая паром отборов в
регенеративных подогревателях.
Парогазовые установки с вытеснением па-
ровой регенерации теплом газов ГТУ. В ПГУ-Р
регенеративный подогрев питательной воды осу-
ществляется последовательно в ГВП НД и ГВП ВД
(см. рис. 4.25), подключенных параллельно груп-
пам регенеративных подогревателей. Последние
используются при автономной работе паротурбин-
ной части комбинированной установки.
При вытеснении паровой регенерации мощ-
ность энергетической установки всегда увеличива-
ется благодаря как дополнительной мощности ГТУ,
так и дополнительной мощности ПТ, создаваемой
паром, который ранее направлялся в регенератив-
ные подогреватели. Однако при этом в ГТУ сжига-
ется дополнительное количество топлива, а в кон-
денсаторе возникают дополнительные потери теп-
лоты конденсации той части пара, которая ранее
уходила в отборы. Очевидно, увеличение эконо-
мичности ПТУ по сравнению с ПСУ с обычными
регенеративными подогревателями будет происхо-
дить только тогда, когда потеря теплоты с уходя-
щими газами ГТУ будет меньше, чем дополнитель-
ная потеря теплоты с конденсацией пара.
Если рассмотреть для простоты схему с одним
регенеративным подогревателем (рис. 4.33), в ко-
торый отбирается ccG0 пара для нагрева воды от эн-
тальпии h' в конденсаторе до энтальпии /?пв, то
при замене регенеративного подогревателя равно-
400
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Разд.4
ценным но мощности ГВП потеря теплоты в ГТУ с
уходящими газами составит Оух = Grcpr(8yx ~ ta),
где ta — температура окружающей среды.
Потеря теплоты с конденсацией Q2 = ocG0 х
х (Лк-Л' ), поэтому условие повышения эконо-
мичности путем вытеснения регенерации
Сух = Grcpr(eyx - U
Q1 aGo(hK~h'J
Из уравнения теплового баланса подогревателя
следует, что
Учитывая, что G0(An в - h'K) ~ cprGT(Qd-0ух),
получим условие повышения экономичности
еух -
Поскольку
hK - hK rK
где гп и гк — теплоты конденсации пара отбора и
пара, поступающего в конденсатор, то выигрыш в
экономичности будет уже в том случае, если 0ух <
< (0j- /а)/2, т.е если уходящие газы ГТУ охладить
па половину разности (0j- 0Й) [1J.
Расчеты показывают, что если систему регене-
рации традиционной ТЭС надстроить ГВП, вытес-
няющими паровую регенерацию, то можно сэконо-
мить 3—6 % топлива.
Парогазовая установка с высоконапорным
парогенератором. Схема ПГУ-В показана на
рис. 4.27, а. В ней используется парогенератор, в
котором сжигание топлива в количестве 5Т проис-
ходит под высоким давлением, создаваемым ком-
прессором ГТУ. В трубах, которыми облицованы
стенки парогенератора или погружены в так назы-
ваемый горячий кипящий слой, образуется пар, пи-
тающий ПТ. Газы высокого давления, образующие-
ся в ВПГ, имеют достаточно умеренную температу-
ру, и их можно направлять в ГТ ГТУ.
Уходящие газы ГТУ используются для подог-
реве питательной воды паротурбинного цикла, и
в этом одна из основных идей ПГУ этого типа.
Высоконапорный парогенератор для газотур-
бинного цикла служит КС, а для паротурбинного
цикла — котлом с КПД, близким к единице, так как
потери с уходящими газами ВПГ отнесены на газо-
турбинный цикл. Таким образом, Г] впг= 1, и поэто-
му П ПСУ ~ т1ПТУ-
На рис. 4.27, б показан тепловой цикл ПГУ-В. В
нем осуществляется высокотемпературный подвод
теплоты в ВПГ (процесс be'), однако часть его
СпТУ ТУТ же передается в паротурбинный цикл, 1
другая часть Сгту — в газотурбинный цикл, а из
него после выработки мощности Л'э — в ПТУ
Таким образом, отношение
Р _ -ГТУ _ 6ГТУ _ СГТУ
2гту + 6пту бвпг огВ
I т
представляет собой коэффициент бинарности. При
ГТУ
подводе в ВПГ теплоты £?ВПГ часть ее ^'э ~
- ЗПгтубвпг превращается в мощность ГТУ, а
остаток (1 - Рпгту)2впг (ПРИ Пвпг = 0 по-
дается в паротурбинный цикл наряду с теплотой
С ПТУ = О “ ₽)2впг- Тогда в ПТУ будет получе-
на мощность
ПТУ
= О - РНгТуЭбвПГНпТУ’ (4-53)
а КПД ПГУ с ВПГ выразится формулой (4.50). Та-
ким образом, КПД циклов для схем ПГУ со сбро-
сом газов в котел и с ВПГ одинаковы и речь может
идти лишь о целесообразности того или иного тех-
нического воплощения.
Монарные ПГУ. Для качественного сгорания
топлива в КС монарной ПГУ для сжигания топлива
в количестве Ву необходимо подавать amjnZ.OrBT
воздуха.
Уравнение теплового баланса для КС (см.
рис. 4.21, а);
йЛс + ^в + СиЛв =
= (GMM+GU.bV
Полагая Вт « G' и срг ~ срв и фиксируя тем-
пературу tc перед ГПТ, можно получить количество
воды Gn в, которое следует подать в КС для получе-
ния пара с температурой tc и энтальпией hc:
~ GkcPb^c ~
hc - Лп.в
(4-54)
Если в КС подавать не воду, а водяной пар, по-
лучаемый в КУ (см. рис. 4.22, а), имеющий энталь-
пию /?0, необходимый расход пара будет по-преж-
нему определяться соотношением (4 54), только
вместо Лпв необходимо подставлять Ло. Так как
Ао > Лп в + гп, то пара в КС требуется вводить суще-
ственно больше.
К рассмотрению процесса расширения в ГПТ
можно подойти двояко [1]. С одной стороны, смесь
чистых продуктов сгорания, избыточного воздуха и
водяного пара можно рассматривать как некоторое
рабочее тело, свойства которого определяются за-
401
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
конами смешения. С другой стороны, можно счи-
гать, что продукты сгорания и пар имеют свои соб-
ственные свойства и расширяются как бы отдель-
ными потоками (см. рис. 4.21). Второй подход про-
ще, и при его использовании удельная работа газо-
юго и парового потоков
Ч.п = СргТс\
И
/Л
т.
п
рп с|
де6 — степень расширения в ГПТ, т = Rlcpr (R —
газовая постоянная), индекс «г» относится к газо-
юму потоку, а «п» — к паровому. Соответственно
мощность ГПТ
(4.55)
Если пренебречь работой сжатия воды для ее
подачи в КС, то получим полезную работу ПГУ, от-
несенную к 1 кг воздуха:
^ПГУ = ^.п + ^п.п^п^к- (4-56)
Второй член (4.56) — это дополнительная рабо-
при введении воды в КС.
Рассмотрим изменение экономичности. Подво-
димое в КС топливо в количестве ВТ расходуется на
нагрев воздуха и продуктов сгорания, а в количестве
— на испарение воды и нагрев пара. Величина
(4.57)
представляет собой коэффициент бинарности
Тепловая энергия топлива В* преобразуется в
работу в обычном газотурбинном цикле, а энергия
топлива ВТ — в работу в паротурбинном цикле с
несколькими особенностями по сравнению с тради-
ционной ПТУ: при высокой начальной температуре
низком начальном давлении, а также конденса-
ции пара при атмосферном давлении вне ПГУ (см.
рис. 4.21). Очевидно, КПД ПГУ
ЛПГУ = Рл ГТУ + О _ РЭИПТУ’ (4 58)
и
откуда следует, что если КПД паротурбинного цик-
ла будет ниже, чем КПД газотурбинного цикла, то
подача воды в КС будет снижать экономичность.
При использовании перегретого пара, получае-
мого от уходящих I азов ГТУ в КУ (см. рис 4 22, а),
КПД паротурбинного цикла возрастает, так как на-
грев и испарение воды и перегрев пара частично
осуществляются не за счет топлива, подводимого
пару в КС.
к
Если в КУ к каждому 1 кг воды подводится
теплота (Ло - АП в), а всего надо подвести теплоты
(Лс - h п в), то величина
Лут = (й0-йпв)/(йс-Апв), (4.59)
называется коэффициентом утилизации теплоты
в ПГУ [1]. Тогда КПД ПГУ
Ппгу ~ Р'Пгту + 1 _ / 'Ппту • (4.60)
уг
Значение кут определяется тепловым балан-
сом КУ:
Если выбрать й0 и, следовательно, Аут по соот-
ношению (4.59), то (4.61) дает вполне определен-
ное значение расхода пара (7П и определяет мощ-
ность турбины по (4.55) и экономичность по (4.58).
С ростом АуТ производительность КУ и прирост
мощности за счет впрыска пара уменьшаются, а
КПД растет.
4.2.4. ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
РОССИИ И СНГ
В 70—80-е годы в СССР было построено три
ПГУ (табл. 4.4).
Из табл. 4.4 видно, что КПД построенных ПГУ
на несколько процентов меньше, чем КПД обыч-
ных энергоблоков сверхкритического давления (на
23,5 МПа, 540/540 °C), поэтому строить такие ПГУ
нет смысла. Низкая экономичность этих ПГУ объяс-
няется малой экономичностью ГТУ (из-за очень ма-
лой начальной температуры) и малой мощностью
ГТУ по сравнению с мощностью ПТ (менее 15 %).
Установка ПГУ-250 выполнена со сбросом от-
работавших газов ГТУ в энергетический котел
(ПГУ-С). Подробное описание ПГУ-250 содержит-
ся в [12].
В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Южная ТЭЦ
Санкт-Петербурга) выполнена реконструкция теп-
лофикационного блока с турбиной типа Т-250-23,5
ТМЗ путем ее надстройки ГТУ типа GT-8 фирмы
АВВ (мощность 47,1 МВт, КПД 31,6 %, степень сжа-
тия 16,3, температура уходящих газов ГТУ 523 °C).
Судя по публикациям [2], опыт реконструкции, не-
смотря на то что только на газотурбинную часть
был потрачен 21 млн долл. США, оказался не впол-
не удачным.
ПГУ-200 с высоконапорным парогенератором
(ПГУ-В), установленная в числе других блоков на
Невинномысской ГРЭС [15], сейчас маркируется
как ПГУ-170 с паровой турбиной типа К-145-130 и
ГТУ типа ГТ-25-710. В 1998 г. она имела коэффи-
402
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[РЗД4
Таблица 4.4. Показатели ПГУ, построенных
в 70—80-е годы
Показатель ПГУ-200 (Невинномыс- ская ГРЭС), ПГУ-В, 1972 г. ПГУ-250 (Молдав- ская ГРЭС), ПГУ-С
блок№ 1, 1980 блок№ 2, 1982
Расчетная мощ- ность ПГУ, МВт 200 250
Расчетный элек- трический КПД, % 36,6 37,4
Средний экс- плуатационный кпд, % 36,9 37,8 37,4
Топливо Паровая турби- на: Природный газ Мазут
тип (изгото- витель) К-160-130 («Турбо- атом») К-200-130 (ЛМЗ)
мощность, МВт 160 200
номинал ь- 12,8 МПа, 12,8 МПа,
ные парамет- ры Газотурбинная установка: 540/540 °C 540/540 °C
тип (изгото- витель) мощность, МВт начальная температу- ра, °C степень сжа- тия воздуха вВК электриче- ский КПД ГТУ, % ГТ-35-770 («Турбоатом») 32 770 6,5 23,8
циент использования установленной мощности
65 % при удельном расходе условного топлива
352,4 г/(кВт • ч), т.е. при КПД 34,7 %.
В декабре 2000 г. на Северо-Западной ТЭЦ
Санкт-Петербурга был введен в опытно-промыш-
ленную эксплуатацию первый в России современ-
ный парогазовый энергоблок ПГУ-450Т.
На Северо-Западной ТЭЦ будут установлены
четыре теплофикационных энергоблока электри-
ческой мощностью по 450 МВт при работе с тепло-
фикационной нагрузкой. Заметим, что это будет»
мая мощная ТЭЦ в России (а возможно, и в мире
При работе летом в конденсационном режиме мм-
ность ТЭЦ будет составлять 2000 МВт Суммарна
тепловая мощность будет около 1400 Гкал/ч. Э.тк-
трическая мощность ТЭЦ, развиваемая на тенто-
вом потреблении, составит 1800 МВт.
На рис. 4.34 показана принципиальная типо-
вая схема энергоблока [13]. Он выполнен в виж
дубль-блока: две ГТУ, каждая со своим КУ, работа-
ют на одну ПТ.
В состав ПГУ-450 входит следующее основное
оборудование:
две ГТУ типа V94.2 ПО «Интертурбо» (совме-
стное производство фирмы Siemens и ЛМЗ);
два двухконтурных КУ производства ЗИО;
паровая теплофикационная турбина типа
Т-150-7,7 производства ЛМЗ.
Атмосферный воздух через комплектное возду-
хоочистительное устройство (КВОУ) поступает к
компрессору, сжимается в нем и подается в КУ
ГТУ. Образующиеся продукты сгорания направо-
ются в ГТ, где, расширяясь, производят работу; ис-
пользуемую для привода компрессора и электриче-
ского генератора.
После ГТУ газы поступают в КУ, где охлажда-
ются в последовательно расположенных по ходу
газов поверхностях нагрева: пароперегреватезе
ВД, испарителе ВД, экономайзере ВД, паропере-
гревателе НД, испарителе НД и газовом подогрева-
теле конденсата НД.
Температура уходящих газов КУ находится на
уровне 100 °C.
Котел-утилизатор двухконтурный: контур ВД
генерирует пар с параметрами 7,8 МПа, 510 °C,
контур НД — пар с параметрами 0,62 МПа, 195 °C.
Паропроизводительпость каждого КУ по контуру
ВД в зависимости от температуры наружного воз-
духа составляет 220—-240 т/ч и по контуру НД SO-
64 т/ч. Пар этих параметров по отдельным паропро-
водам подается в паровую теплофикационную тур-
бину мощностью 150 МВт с конденсатором, двух-
ступенчатой теплофикационной установкой и пи-
ковыми сетевыми подогревателями для подогрева
сетевой воды. Отработавший пар поступает в кон-
денсатор, конденсируется и после деаэрации на-
правляется к двум КУ.
Газотурбинная установка может работать на
природном газе (основное топливо) и жидком топ-
ливе (резервное топливо). Отработавшие газы ГТУ
поступают непосредственно в КУ. Таким образом,
между ГТУ и КУ не устанавливается байпасная ды-
мовая труба, что исключает возможность автоном-
ной работы ГТУ без КУ.
Пар ВД из каждого КУ по одному паропроводу,
на котором последовательно установлена главная
паровая задвижка (ГПЗ), стопорный и регулирую-
Ц2|
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
403
I щий клапаны, поступает в ЦВД 1 IT. После расшире-
I нняв 16 ступенях пар поступает в камеру смешения,
I в которую подается пар из контура НД КУ. Образо-
вавшаяся смесь проходит четыре последние ступе-
I ни ЦВД и в выходном патрубке разделяется на два
I потока: часть пара направляется в сетевой подогре-
I вэтель ПСГ-1, аостальной — в двухпоточиый ЦНД.
После первых двух ступеней каждый поток пара
I снова разделяется на два: часть его направляется в
I сетевой подогреватель ПСГ-2, а остальной пар — в
I конденсатор.
Кроме отработавшего пара в конденсатор по-
I ступает охлажденный конденсат греющего пара се-
I тевых подогревателей, а также подпитка энергети-
I ческого цикла. Конденсатными насосами 1-й сту-
пени конденсат подается к блочной обессоливаю-
щей установке (БОУ) и конденсатными насосами
2-й ступени через конденсатор пара уплотнений
подается в ГПК КУ и далее в один деаэратор, об-
служивающий оба КУ. Для защиты БОУ от повы-
шения давления предусмотрена линия рецирку-
ляции из напорной линии конденсатных насосов
I-й ступени в конденсатор. Кроме того, в схеме
имеется обвод БОУ, включаемый тогда, когда нет
необходимости очищать конденсат или когда тем-
пература конденсата выше 45 °C.
На выходе из ГПК установлены насосы рецир-
куляции, направляющие часть нагретой в ГПК во-
ды в питательный трубопровод. Тем самым при ра-
боте на газе обеспечивается нагрев конденсата до
[60—65 °C и исключается коррозия «хвостовых»
поверхностей нагрева КУ. При работе на аварийном
дизельном топливе во избежание коррозии требу-
ется еще больший подогрев питательной воды ГПК
(примерно до 110 °C). Для этого в схеме предусмот-
рен подогреватель НД (ПНД), питаемый из линии
регулируемого отбора пара на ПСГ-2.
Питание деаэратора осуществляется перегре-
тым паром из контура НД через коллектор собст-
венных нужд без регулирования в нем давления (на
скользящем давлении). К деаэраторному баку под-
ключены две группы питательных насосов. Пита-
тельные насосы НД питают контур НД (барабан
НД), а питательные насосы ВД— экономайзер кон-
тура ВД.
Паровая турбина оснащена конденсатором со
встроенным теплофикационным пучком для нагре-
ва подпиточной воды теплосети и четырехступенча-
той водонагревательной установкой. Сетевые по-
догреватели горизонтального типа ПСГ-1 и ПСГ-2
питаются из регулируемых отборов соответственно
ЦНД и ЦВД. Подогреватели сетевой воды ПСВ-3 и
ПСВ-4 — пиковые, вертикального типа. ПСВ-3 пи-
тается из контура НД, а четвертый — от быстродей-
ствующей редукционно-охладительной установки
(БРОУ) ВД.
Подогреватель ПСГ-2 может питаться паром
как из линии регулируемого отбора, так и из линии
за регулирующим клапаном НД ПТ. Это обеспечи-
вает возможность более равномерного распределе-
ния тепловой нагрузки по ступеням подогрева сете-
вой воды и снижение нагрузки охладителя конден-
сата греющего пара, устанавливаемого за ПСГ-1,
необходимое для обеспечения требуемых темпера-
тур конденсата перед БОУ и сырой воды подпитки
теплосети перед декарбонизатором.
Питание подогревателей ПСВ-2 производится
из контура ВД КУ до стопорного клапана турбины.
Эта же линия используется и для пуска котла при
наличии протока сетевой воды, который обеспечи-
вается сетевыми насосами СН1 и СН2.
При нормальной эксплуатации осуществляют-
ся каскадный слив конденсата греющего пара сете-
вых подогревателей по ступеням подогрева сете-
вой воды, сбор всех потоков в конденсатосборнике
ПСГ-1, откачка их конденсатными насосами по-
догревателей через охладитель конденсата в на-
порную линию конденсатных насосов конденсато-
ра 1-й ступени. При работе блока с отключенной
ПТ подпитка цикла обеспечивается подачей воды
перед БОУ при давлении около 0,6 МПа.
Схема подпиточной установки теплосети рабо-
тает следующим образом. Сырая вода подпитки по-
ступает во встроенный теплофикационный пучок
конденсатора и далее проходит через охладитель
конденсата сетевых подогревателей и водо-водя-
ные подогреватели на линии рециркуляции ГПК
НД. Нагретая до температуры 30—45 °C вода по-
ступает в установку подпитки, где подвергается
догреву, декарбонизации и деаэрации. Подготов-
ленная таким образом вода подается в напорную
линию сетевых насосов 1-й ступени и направляется
к сетевым подогревателям ПТ.
Сетевые подогреватели могут работать в сле-
дующих основных режимах:
1. Нагрев сетевой воды в двух или одной сту-
пени (в неотопительный период) подогрева от ре-
гулируемых отборов турбины. Такие режимы реа-
лизуются в наиболее продолжительный период в
году.
2. Подогрев сетевой воды в трех ступенях
(ПСГ-1, ПСГ-2 и ПСВ-1). В этих режимах ПСВ-1
питается в основном из линии пара НД, а регу-
лирование температуры воды за ПСВ осуществ-
ляется байпасированием подогревателя по сете-
вой воде.
3. Использование одной ступени подогрева сете-
вой воды в подогревателе ПСВ при отключенной ПТ.
Тепловая схема обеспечивает работу двух или
одной ГТУ и ПТ в теплофикационных и конденса-
ционном режимах, работу двух или одной ГТУ при
отключенной ПТ с сохранением теплоснабжения
потребителей.
404
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Рад*
Для пуска котлов в любых режимах и надежно-
сти теплоснабжения потребителей в непосредствен-
ной близости от главной паровой задвижки ПТ уста-
новлена БРОУ-80/6 производительностью 250 т/ч
(на каждый котел), предназначенная для следую-
щих операций:
пуска КУ на конденсатор при отсутствии про.
тока сетевой воды;
пуска КУ на вертикальный сетевой подогрева
тель ПСВ-3;
теплоснабжения потребителей при отключен
ной ПТ при использовании ПСВ-1 и ПСВ-2;
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
405
Рис. 4.34. Принципиальная тепловая схема ПГУ-450Т:
/ — ГТУ; 2 — электрогенераторы; 3 — КУ; 4 — ПТ; 5 — конденсатор со встроенным пучком; 6 — конден-
сатные насос 1-й ступени; 7 — БОУ; 8 — конденсатные насосы 2-й ступени; 9 — конденсатор пара уплотне-
ний; 10 — ПНД; 11 — охладитель конденсата сетевых подогревателей; 12 — деаэратор; 13 — питательные
насосы НД; 14 — питательные насосы ВД; 15 — насосы рециркуляции питательной воды ГПК; 16 — БРОУ
ВД; 17— система подготовки подпиточной воды теплосети; 18 — водо-водяной теплообменник (ВВ Г) под-
питочной воды теплосети; 19, 20 — насосы рециркуляции испарительных контуров НД и ВД КУ; 21 — под-
питочные насосы теплосети; 22 — насосы конденсата греющего пара сетевых подогревателей Б1 и Б2 —
ПСГ-1 и ПСГ-2; БЗ и Б4 — Г1СВ-1 и ПСВ-2; СН1 и СН2 — сетевые насосы первого и второго подъемов дав-
ления; КСН — коллектор собственных нужд
406
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
нагрева сетевой воды до требуемой температу-
ры при недостатке пара НД.
На рис. 4.35 показан продольный разрез ГТУ, на
рис. 4 36 — разрез по камерам сгорания, а на
рис. 4.37 — ее общий вид.
Ротор компрессора и ГТ после сборки пред-
ставляет собой единое целое: жесткую и одновре-
менно легкую конструкцию. Диски компрессора и
ГТ изготовляются отдельно и с помощью централь-
ного сгяжного болта и хиртовых соединений соби-
раются в один ансамбль. Зазоры в хиртовом соеди-
нении обеспечивают циркуляцию воздуха в роторе
компрессора и его равномерный прогрев при всех
режимах работы. Это исключает высокие темпера-
турные напряжения и позволяет осуществлять бы-
стрый пуск ГТУ. Хиртовые соединения расположе-
ны на большом диаметре, что создает не только вы-
сокую жесткость ротора па изгиб, но и самоцентри-
рование дисков даже при разной температуре со-
седних дисков.
Ротор опирается па два подшипника. Первый
подшипник расположен со стороны компрессора и
является комбинированным: он воспринимает ра-
диальные и осевые нагрузки. Второй подшипник —
опорный; его корпус крепится к внутренней обе I
чайке выходного диффузора ГТ. Ротор не имеет I
среднего опорного подшипника. I
Входной направляющий аппарат компрессора, I
поворотными невращающимися лопатками позю-1
ляет уменьшать расход воздуха в КС при уменьшс- I
нии расхода топлива (при снижении нагрузки П) I
и соответственно ПГУ). Тем самым поддерживает- I
ся постоянной температура рабочих газов за П ।
Это обеспечивает высокую экономичность ГТУ в
ПГУ при уменьшении нагрузки
Генератор устанавливается со стороны воздуш-
ного компрессора и его ротор присоединяется к ро-
тору' ГТУ с помощью вала-проставки.
В ГТ охлаждаются первые три ряда направ-
ляющих и первые два ряда рабочих лопаток. Д.и
охлаждения рабочих лопаток первого ряда воздух
отбирается за компрессором, а для лопаток второ-
го ряда — из его промежуточной ступени. Конст-
рукция облопачивания такова, что и рабочие, и
направляющие лопагки при ремонте могут бып
извлечены и заменены без извлечения ротора из
турбины
Рис. 4.35. Продольный разрез ГТУ ПГУ-450Т:
I — опорно-упорный подшипник; 2 — облопачивание ротора ВК; 3 — КС; 4 — облопачивание ГТ; 5 —
опорный подшипник; 6 — задняя упругая опора; 7 — стяжной болт; 8 — привод ВНА; 9 — передняя (непод-
вижная) опора
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
407
Рис. 4.36. Поперечный разрез но КС
ГТУ ПГУ-450Т:
/ — горелки; 2 — пламенная труба;
} — входной патрубок ГТ; 4 — сопло-
вые лопатки турбины; 5 — люк для об-
служивания
Рис. 4.37. Общий вид ГТУ ПГУ-450Т:
1 — проставка между роторами ГТУ и генератора; 2 — облопачивание ВК; 3 — входной патрубок ВК; 4 — КС;
5 — площадка обслуживания КС; 6 — стяжной болт; 7 — облопачивание ГТ
408
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
(Разд <
Все корпуса и обоймы ГГУ имеют горизонталь-
ные разъемы, что обеспечивает легкость техниче-
ского обслуживания и монтажа.
Камеры сгорания имеют выносную конструк-
цию. Боковое расположение камер позволяет ис-
ключить лучистое воздействие пламени на лопа-
точный аппараг I-й ступени, а длинный путь газов
от зоны сжигания до ГТ обеспечивает хорошее пе-
ремешивание продуктов сгорания и вторичного
воздуха и равномерное поле температур перед ГТ.
Пространство, в котором происходит горение, об-
лицовано керамической плиткой. Камера имеет во-
семь горелочных устройств с предварительным
смешением с воздухом (гомогенные), что обеспе-
чивает не только полное сгорание топлива, но и
очень малое содержание оксидов азота в продуктах
сгорания. Камера может работать практически на
любом газообразном и качественном жидком топ-
ливе. Переход с одного вида топлива на другой про-
исходит автоматически. Зажигание камеры после
Выход газов
раскрутки ротора тиристорным устройством осу-
ществляется электровоспламенителями.
Газотурбинная установка собирается на завов
и поставляется па ТЭЦ с помощью автотранспорт»
или другим путем в виде трех блоков: полноспю
собранной и установленной на раме механическое
части и двух КС. Дополнительно поставляют
электрогенератор и выходной диффузор.
На ТЭЦ рама помещается на фундаментном ос-
новании, к механической части на фланцах присое-
диняются КС, перед компрессором устанавливает-
ся генератор, к входу компрессора присоединяете»
КВОУ, к выходу ГТ крепится выходной диффузор
На этом монтаж ГТУ заканчивается (далее между
выходным диффузором ГТУ и КУ устанавливают
переходный диффузор).
Котельная установка — это совокупность КУ и
вспомогательного оборудования (насосов, задви-
жек и т.д.).
Собственно КУ (рис. 4.38) представляет собой
противоточный теплообменник, в трубную систе-
23500 7750
Рис. 4.38. Котел-утилизатор ПГУ-450Т:
1,4 — трубные системы пароперегревателей ВД и НД; 2, 5 — трубные системы испарителей ВД и НД; 3 —
экономайзер ВД; 6 — ГПК; 7 — заслонка; 8, 11 — шумоглушители; 9 — барабаны; 10 — переходный диффузор;
11 — переходный патрубок между ГТУ и КУ
Н.2|
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
409
му которого сверху поступает питательная вода,
^навстречу которой снизу движутся уходящие газы
| ГТУ. В результате теплообмена выходные газы ох-
уждаются с 538 до 100 °C. Вода нагревается, испа-
ряется, перегревается и в виде пара двух давлений
покидает КУ. На входе и выходе из теплообменной
поверхности расположены шумовые глушители,
выполненные из специального ячеистого материа-
18. После выходного глушителя на дымовой трубе
установлен шибер для исключения попадания ат-
мосферных осадков в неработающий КУ и для со-
хранения теплоты в котле после его остановки на
короткое время. Из КУ дымовые газы поступают в
дымовую трубу, общую для первого и второго
энергоблоков.
Теплообменная поверхность представляет со-
бой совокупность оребреных труб с шахматным
расположением и поперечным обтеканием горячи-
ми газами.
Котел-утилизатор ПГУ-450Т — газоплотный
вертикальный (башенный) с принудительной цир-
куляцией, которая создается специальными цирку-
ляционными насосами. Преимущество башенного
КУ в том, что он занимает небольшую площадь, так
как «растет вверх».
Компоновка ГТУ и КУ ПГУ-450Т на нулевой
отметке машинного зала показана на рис. 4.39.
Паровая турбина выполнена двухцилиндровой
[3]. Ее расчетные показатели представлены в
табл. 4.5.
410
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
[Раэд.<
Таблица 4.5. Параметры паровых турбин ЛМЗ для ПГУ-У
Показатель ПГУ-450 ПГУ-325
К-150-7,7 Т-150-7,7 К-110-6,5 Т-110-6,5
Номинальная мощность, МВт 180 170 НО 101
Параметры свежего пара:
давление, МПа 7,7 7,7 6,5 6,5
температура, °C 522 522 485 485
расход, т/ч 475 475 305 305
Параметры пара 11Д:
давление, МПа 0,6 0,6 0,6 0,6
температура, °C 199 199 220 220
расход, т/ч 85 85 80 80
Температура охлаждающей воды, °C 20 20 20 20
Максимальные отборы теплоты на 150 340 90 190
теплофикацию, МВт
Число ступеней:
ЦВД 20 19
ЦНД 2x4 2x4
всего в турбине 28 27
На рис. 4.40 показан продольный разрез ЦВД
турбины Т-150-7,7, питаемой от двух КУ. Пар под-
водится через стопорные и регулирующие клапаны
двумя паропроводами (по одному от каждого КУ)
через один штуцер, расположенный в нижней поло-
вине внешнего корпуса. Корпус ЦВД выполнен
двустенным.
Парораспределение турбины — дроссельное,
турбина рассчитана на работу при скользящих па-
раметрах контуров ВД и НД. Поступая в турбину,
пар проходит 10 ступеней левого потока, располо-
женных во внутреннем корпусе, поворачивает на
180°, движется между внутренним и внешним кор-
пусами и проходит через шесть ступеней правого
потока. Попадая в камеру смешения, пар смешива-
ется с паром, идущим из контуров НД КУ. Пройдя
еще четыре ступени, пар поступает в сборную вы-
ходную камеру, которая имеет четыре выходных
патрубка. Два патрубка верхней половины камеры
подают пар в ресиверные трубы, направляющие его
в ЦНД. Два патрубка из нижней половины камеры
направляют пар в верхний сетевой подогреватель
(ПСГ-2).
Цилиндр НД турбины Т-150-7,7 унифициро-
ван с ЦНД турбины Т-180-12,8 ЛМЗ. КПД ПГУ
в конденсационном режиме находится на уровне
50—52 %.
На рис. 4.41 по данным ВТИ приведена балан-
совая схема турбоустановки ПГУ-450Т при работе
в теплофикационном режиме при температуре на-
ружного воздуха -2,2 °C с использованием только
основных подогревателей сетевой воды ПСГ-1 и
ПСГ-2, а также водо-водяного теплообменника
ВВТ для пагрева подпиточной воды и встроенного
пучка конденсатора. Тепловая нагрузка ПСГ-1
составляет 178,7 МВт, ПСГ-2— 171,1 МВт.
В ближайшие годы в России, кроме рассмот-
ренных ПГУ-450Т, будут введены ПГУ-У двух
новых типов мощностью 325 и 170 МВт на базе
первой отечественной высокотемпературной ГТУ
типа ГТД-110 производства ОАО «Рыбинские
моторы» (совместно с украинским
«Машпроекг»),
предприятием
Парогазовая установка ПГУ-325
ного типа
(рис. 4.42).
выполнена
по
схеме
Две ГТУ типа ГТД-
ПО МВт со своими
утилизацион-
дубл
ь-блока
10
мощностью
электрогенераторами
подают
уходящие газы в две горизонтальные двухконтур
ные ГТУ. Расход газов в один котел составляет
361 кг/с, их температура 524 °C; КУ обеспечива-
ют генерацию пара двух давлений, параметры
которого представлены в табл. 4.5. Этот пар по
ступает в двухцилиндровую конденсационную
турбину К-110-6,5 ЛМЗ, конструкция ЦВД кото
рой аналогична конструкции ЦВД турбины
Т-150-7,7, описанной выше. Компоновка ПГУ-325
в машинном зале показана на рис. 4.43. Для рабо
ты в комплексе с ГТД-110 ЛМЗ разработал тепло
Пар из контура НД
Свежий пар
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
Рис 4.40 Цилиндр ВД паровой турбины ПГУ-450Т:
1 — опорно-упорный подшипник; 2, 6 — концевые уплотнения; 3 — среднее уплотнение; 4 — камера смешения; 5 — сборная камера; 7 — опорный подшипник;
8 — ротор; 9 — паровпускной штуцер; /0, 11 — внешний и внутренний корпуса
Пар ВД
475,0
РОУ
7,60 3429
510,0
у =4,96 %
ЦВД
0,09
295,5
Сепаратор
2561
96,37
0,08 2660
273,5 95,57
у =0,50 %
ПарНД
0,62 2840
108,10
195,0
Коллектор
уплотнений
В теплосеть
378
7500,0 89,87
В КУ
2,32
462,0
3128
348,0
0,09
236,3
611,0
96,37
0,53 2825
185,6
4,0
ПСВ-2
ПСВ-1
378
|,0 89,97
0,12 2876
200,0
ПНД-1
0
0,08
299,53
158,3
13,26
ПСГ-2
296
7500,0
398
Сетевая вода
299,53
2814
2,020
150
587,13
35,7
158,3
37,7
| 575,46
‘_________Из уплотнений
0,0018 2495
J Из уплотнений
15,55
2876
3128
65,0
210.3
1530
70,34
ввт
’ 0,08 2610
| 8,800 95,57
0,04 2558
266,1 I у =3,51 %
2,120
1530 5,000
; __ Из уплотнений
1530
КН]
7500,0
151,7
575,5 36,1
БОУ
315,6
11,50
----IX
1,060
ПСГ-1
7,530
у = 0
400,7 ।
КН2
11,50
587,1
В конденсатор
11,67
О
р, МПа h, кДж/кг
G, т/ч Т, °C
НаХВО
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 4.41. Балансовая схема турбоустаиовки ПГУ-450Т:
РОУ — редукционно-охладительная установка; ХВО — химволоочистка; КПУ конденсат пара уплотнении. К1
Рис. 4.42. Принципиальная тепловая схема ПГУ-325:
/ — ГТУ; 2 — КУ; 3 — насосы рециркуляции питательной воды; 4 — паровая турбина; 5 —водо-водяной теплообменник; 6 — подогреватель сетевой воды;
7 — конденсатные насосы; 8 — конденсатор пара уплотнений; 9, 10 — питательные насосы ВД и НД; 11 — деаэратор
ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ (ПГУ)
14.31
ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ УСТАНОВОК ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ
415
Рис. 4.44. Компоновка электромеханической части одиовальиой ПГУ-170 с одноцилиндровой ПТ
мощностью 50 МВт и ГТД-110:
I — отметка обслуживания; 2 — конденсатор (осевой, поперечный); 3 — ПТ; 4 — коробка приводов
валопровода; 5 — генератор; 6 — ГТУ; 7 — выходной патрубок ГТУ
фикационную турбину Т-110-6,5, позволяющую
создать теплофикационную ПГУ
Парогазовая установка ПГУ-170 спроектиро-
вана как одновальная установка (рис. 4.44), со-
стоящая из ГТД-110 и паровой турбины К-50-6,5
(или Т-50-6,5). Подробное описание ПГУ-325 и
ПГУ-170 содержится в [8, 16, 19].
4.3. ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ
УСТАНОВОК ГАЗОТУРБИННЫХ
И ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ
Источником теплоты для внешних потребите-
лей на ТЭЦ с ГТУ служат выходные газы ГТ. В за-
висимости от тепловой схемы комбинированная
выработка электроэнергии и теплоты (когенера-
ция) осуществляется на парогазовых (ПГУ-ТЭЦ)
или на газотурбинных (ГТУ-ТЭЦ) теплоэлектро-
централях [4, 7].
Парогазовые теплоэлектроцентрали. Анализ
тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с КУ, которые применя-
ются на современных ТЭЦ либо спроектированы в
России и за рубежом, позволяет разделить их ус-
ловно на три группы.
1. Теплота выходных газов ГТУ используется в
КУ для генерации пара двух или трех давлений, ко-
торый направляется в теплофикационные ПТ типа
Т (см. § 3.2). Сетевая подогревательная установка
питается паром отборов турбины. В зависимости от
принятого на ТЭЦ значения коэффициента тепло-
фикации а-рэц в эт°й группе выделяют два вариан-
та схем:
а) ссуэц = 1 — максимальная потребность в те-
плоте покрывается пиковыми сетевыми подогрева-
телями, питаемыми паром от КУ (рис. 4.45, а).
Предусмотрена редукционная охладительная
установка (РОУ) для питания при необходимости
свежим паром пикового сетевого подогревателя;
б) остэц < 1 — максимальная потребность в теп-
лоте обеспечивается пиковыми водогрейными кот-
лами (рис. 4.45, б). Использование пара от КУ в те-
плофикационной установке не предусмотрено.
2. Используются одноконтурные КУ, выходные
поверхности которых выполнены в виде газового
сетевого подогревателя (ГСП). Он включается, как
правило, параллельно паротурбинной теплофика-
ционной установке, в которой нагревается часть се-
тевой воды. В этой группе можно выделить два ва-
рианта тепловых схем:
416
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
Рис. 4.45. Тепловые схемы теплофикационных установок ПГУ ТЭЦ:
а — ПГУ-ТЭЦ с двухконтурным КУ (сгТзц = 1); б — ПГУ-ТЭЦ с двухконтурным КУ (а-рэц < Di
в — ПГУ-ТЭЦ с дожиганием топлива и одноконтурным КУ (атэц = 1); г — ПГУ-ТЭЦ с одноконтурным
КУ без дожигания топлива (атэц < 1); ЭГ— электрогенератор; ПН ВД, ПН НД— питательный насос соот-
ветственно высокого и низкого давления; Б1, Б2, БЗ — сетевые подогреватели; КН — конденсатный насос;
Д — деаэратор; ДК1, ДК2 — камеры дожигания топлива в КУ; С — сепаратор; ДТ — дымовая труба;
К — конденсатор
§4.3]
ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ УСТАНОВОК ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ
417
Рис. 4.46. Теплофикационные установки отопи-
тельных ГТУ-ТЭЦ:
а — без промежуточного теплообменника; б — с
промежуточным теплообменником ТО\ в — с раз-
личными способами регулирования отпуска тепло-
ты потребителям; СН — сетевые насосы; Н —
насос ТО', ГШ— газовый шибер (заслонка); ДА- —
камера дожигания топлива; К — компрессор; Т —
топливо; ТП — тепловой потребитель
а) ссТЭц = 1 — ПГУ-ТЭЦ с противодавленче-
ской ПТ и одноконтурным КУ (рис. 4.45, в). При
этом в КУ возможна установка двух ступеней до-
жигания топлива: на входе газов в КУ и перед их
входом в ГСП. Пиковый сетевой подогреватель те-
плофикационной установки питается через РОУ
свежим паром КУ Такая тепловая схема позволяет
в широком диапазоне изменять электрическую и
тепловую нагрузку ТЭЦ путем изменения нагрузки
ГТУ (применяют дубль-блочпые или трипл-блоч-
ные тепловые схемы) и количества дожигаемого
топлива;
б) осТЭц <1 — в тепловой схеме ПГУ-ТЭЦ
(рис. 4.45, г) отсутствует дожигание топлива в КУ.
Пиковая потребность в теплоте покрывается водо-
грейными котлами. В выходной части КУ разме-
щен ГСП, включенный параллельно теплофикаци-
онной установке ПТ.
3. Парогазовая ТЭЦ комбинированного типа,
которая может иметь тепловую схему с различным
составом оборудования.
Газотурбинная теплоэлектроцентраль —
частный случай парогазовой ТЭЦ, где теплота вы-
ходных газов ГТУ используется только для внеш-
него теплоснабжения. Тепловая мощность ГТУ-
ТЭЦ определяется типом и числом применяемых
ГТУ. В отличие от паротурбинных ТЭЦ производ-
ство электроэнергии на ГТУ-ТЭЦ не связано с от-
пуском теплоты потребителям и с утилизацией
теплового потенциала выходных газов ГТУ. Мак-
симально возможное использование теплоты вы-
ходных газов ГТУ на ГТУ-ТЭЦ происходит при
определенной структуре ее тепловой схемы с уче-
том графика отопительной нагрузки.
Газотурбинные ТЭЦ в зависимости от характе-
ра тепловой нагрузки могут быть отопительного,
промышленного или комбинированного типа.
Отопительные ГТУ-ТЭЦ предназначены для
комбинированной выработки электроэнергии и
теплоты при нагреве в газоводяном теплообменни-
ке (ГВТО) сетевой воды системы теплоснабжения
выходными газами ГТУ. Возможны тепловые схе-
мы с непосредственной подачей этой воды в ГВТО
либо с использованием промежуточного теплооб-
менника для зашиты поверхностей нагрева ГВТО
от загрязнений (рис. 4.46, а и б).
Значительные суточные и сезонные колебания
отопительной нагрузки заставляют устанавливать
на ГТУ-ТЭЦ несколько ГТУ и пиковые источники
теплоты. Для этой цели на ГТУ-ТЭЦ используются
пиковые водогрейные котлы (ПВК) (ссуэц < О-
Другое решение приведено на рис. 4.46, в: регули-
рование отпуска теплоты осуществлено дожигани-
ем топлива в среде выходных газов ГТУ и байпаси-
14-1937
Рис. 4.47. Принципиальная тепловая схема ГТУ-ТЭЦ (г. Электросталь):
1 — дожимающий компрессор; 2 — газовая турбина; 3 — газоводяной теплообменник; 4 — водо-водяной
теплообменник; 5 — водогрейный котел; 6 — паровой котел; 7 — деаэратор подпитки; 8 — хим водоочистка;
9 —подогреватель подпитки; 10 — подогреватель сырой воды; 11 — сетевой насос; 12 — прямая сетевая
магистраль; 13 — обратная сетевая магистраль; 14 — пар на мазутное хозяйство; 15 — дымовая труба
рованием части этих газов мимо КУ. В каждом от-
дельном случае необходимо обосновывать прини-
маемые технологические схемы с учетом исполь-
зуемого оборудования и характера изменения ото-
пительной нагрузки.
Промышленные ГТУ-ТЭЦ предназначены для
генерации технологического пара в КУ Изменение
их тепловой нагрузки характеризуется меньшими
колебаниями в течение года, что облегчает выбор
типоразмера и числа, применяемых в схеме ГТУ, и
способов регулирования нагрузки.
Котлы-утилизаторы промышленных ГТУ-ТЭЦ
обычно выполняют одноконтурными. Для допол-
нительного понижения температуры уходящих
газов иногда устанавливают в «хвостовой» части
котла ГСП для покрытия имеющейся отопительной
нагрузки. Такие ГТУ-ТЭЦ называют комбиниро-
ванными.
В качестве примера на рис. 4.47 приведена те-
пловая схема ГТУ-ТЭЦ в г. Электросталь. Схема
спроектирована на базе трех ГТУ. Суммарная теп-
ловая нагрузка 157,1 Гкал/ч (183 МВт). Подогрев
сетевой воды осуществляется двумя ступенями
по температурному графику 150/70 °C: 1-я сту-
пень — теплообменник на выходе ГТУ нагревает
воду уходящими газами ГТУ с 42 до 100 °C, 2-я
ступень — водогрейные котлы на природном газе
догревают сетевую воду до необходимой темпе
ратуры непосредственно или через промежутс
ный теплообменник. На ТЭЦ устанавливают три
ГТУ и принят невысокий коэффициент теплофи
кации («тэц ~ 0,42), таким образом обеспечивает
ся высокая надежность теплоснабжения. Так, при
выходе из работы любой ГТУ оставшееся обору
дование обеспечит отпуск теплоты в объеме не
менее 70 % нагрузки в расчетном режиме.
Поверхности КУ на ПГУ-ТЭЦ и ГВТО на
ГТУ-ТЭЦ необходимо рассчитывать с учетом
среднеотопительной температуры наружного воз
духа. Эти поверхности выполняются, как прави
ло, из труб с внешним оребрением различной кон
фигурации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
419
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинирован-
ные установки с газовыми турбинами Л.: Машино-
строение, 1982.
2. Безлепкин В.П., Гольдштейн А.Д. О схемах над-
стройки паротурбинных установок газовыми турбина-
ми//Теплоэнергетика. 2000. № 5 С. 56—58
3. Гудков Н.Н., Неженцев Ю.Н., Гаев В.Д. Паро-
вые турбины ЛМЗ для утилизационных парогазовых
остановок//Теплоэнергетика. 1995. № 1. С. 2—7.
4. Дьяков А.Ф., Березннец П.А. Теплофикацион-
ная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ И
Этектрические станции. 1996. № 7. С. 3—7
5 Конструкция и проектирование авиационных
газотурбинных двигателей: Учебник для вузов /
С.А. Вьюнов, Ю.И. Гусев, А.В. Карпов и др.; Под общ.
ред. Д.В. Хронина М.: Машиностроение, 1989.
6. Локай В,И., Максутова М.К., Струикии В.А.
Газовые турбины двигателя летательных аппаратов:
Теория конструкции и расчет: Учебник для втузов. —
3-е изд., перераб. и доп. М.: Машиностроение, 1979.
7. Расчет показателей тепловых схем и элементов
парогазовых и газотурбинных установок электростан-
ций/С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев и др. М.:
Издательство МЭИ, 2000
8. Ольховский Г.Г., Березннец П.А. Перспективы
использования ГТЭ-110 в тепловой энергетике И Газо-
турбинные технологии. 2000. № 6. С. 14—19.
9. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые
установки в России // Теплоэнергетика. 1999. № 1.
С 2-14.
10. Ольховский Г.Г. Энергетические, газотурбин-
ные и парогазовые установки (состояние, перспекти-
вы) // Итоги науки и техники ВНИТИ. Сер Тепловые
электростанции. Теплоснабжение. 1991. Т. 5.
11. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбин-
ные установки. М.: Эпергоатомиздат, 1985.
12. Опыт освоения головного парогазового блока
мощностью 250 МВт И В.П. Ботвинов, Г.П. Киор,
И.П. Густи и др. // Теплоэнергетика. 1984. № 10.
С. 40—44.
13. Опыт создания теплофикационного парогазо-
вого энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ /
Р.И. Костюк, И.Н. Писковацков, А.Н. Блинов и др. И
Теплоэнергетика. 1999. № 1. С. 10—14.
14. Орлов В.Н. Газотурбинный двигатель авиаци-
онного типа НК-37 для электростанции //Теплоэнерге-
тика. 1992. №9. С. 27—32.
15. Освоение парогазового энергоблока мощностью
200 МВт и перспективы применения в энергетике паро-
газовых установок большой мощности / Н.М. Марков,
Е.И. Прутковский, В М. Крылов и др. // Теплоэнергети-
ка. 1975. №6. С. 27—30.
16. Первый отечественный одновальный парога-
зовый энергоблок ПГУ-170 // О.Н. Фаворский,
В И. Длугосельский, А.С. Земцов и др. // Теплоэнерге-
тика. 2001. № 5. С. 2—7.
17. Новый газотурбинный двигатель мощностью
110 МВт для стационарных энергетических установок
/ В.И. Романов, С.В. Рудометов. О.Г. Жирицкий и др. //
Теплоэнергетика. 1992. № 3. С. 15—21.
18. Стационарные газотурбинные установки /
Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др.; Под
ред. Л.В Арсеньева и В.Г. Тырышкина. Л.: Машино-
строение, 1989.
19. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В.М. Боровков,
О.И. Демидов, С.А. Казаров и др. СПб.: Энергоатомиз-
дат, 1995.
РАЗДЕЛ ПЯТЫЙ
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
5.1. НАСОСЫ
5.1.1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ,
КЛАССИФИКАЦИЯ НАСОСОВ.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Насосы — это машины, предназначенные для
перемещения жидкостей и сообщения им энергии.
По принципу действия насосы делят на две ос-
новные группы: динамические и объемные. В тепло-
энергетике преобладающее распространение полу-
чили динамические лопастные насосы: центробеж-
ные, осевые и вихревые. Насосы объемного типа
подразделяют на две подгруппы: возвратно-посту-
пательного действия (поршневые и плунжерные) и
ротационные (шестеренчатые, винтовые и пластин-
чатые). Особую группу составляют струйные насо-
сы (эжекторы, инжекторы, гидроэлеваторы).
Для перекачки воды применяют лопастные на-
сосы, для вязких жидкостей: масла — центробеж-
ные и ротационные (шестеренчатые и винтовые),
мазута — лопастные и объемные (поршневые).
Плунжерные насосы используют для дозировки
реагентов. Эжекторные насосы применяют в основ-
ном для отсоса воздуха из систем, создания и под-
держания вакуума в системах.
Насосный агрегат — это устройство, состоя-
щее из насоса, приводного двигателя, соединитель-
ной муфты (или вариатора частоты вращения) и
контрольно-измерительных приборов. Насосный
агрегат вместе с коммуникациями и арматурой вхо-
дит в состав насосной установки.
В теплоэнергетике применяют разные схемы
насосных установок с различными видами насосов.
Однако гидравлическую часть насосной установки
выполняют по одному из вариантов схемы, пред-
ставленной на рис. 5.1.
Основные параметры насосов. Объемная
(массовая) подача V (G) представляет собой объем
(массу) жидкости, подаваемой насосом в единицу
з
времени, м /с (кг/с).
Давление, создаваемое насосом, определяется
зависимостью
Р(ск~сн)
Р = Рк-Ри +------2---+ PS(ZK~ZH), (5.1)
где рн и рк — давление жидкости соответственно на
входе (всасывании) в насос (начальное) и на выхо-
де (нагнетании) из насоса (конечное), Па; р — плот-1
, 3 I
ность жидкости, подаваемой насосом, кг/м , сни I
ск — средние скорости жидкости на входе и выхо-1
де, м/с; ZH и ZK — высоты расположения центров I
входного и выходного сечений насоса, м; g— уско-1
рение свободного падения, м/с .
В насосах, подающих жидкости, влияние вто-
рого и третьего членов уравнения (5.1) незначи-
тельно, и поэтому давление насоса ориентировочно
можно оценивать по показаниям манометров на его
входе и выходе:
Р=Рк~Рн-
В теплоэнергетике широко используется поня-
тие «напор насоса», который представляет собой
высоту Н столба жидкости в метрах, уравновеши-
вающего давление р (рис. 5.2):
2 2
(Рк'/’н) (ск~сн)
Н = _Д£---L. + -/ и. + (Z -2Н) =
Pg 2g к н
Ы _ / V 7 \ U
/7ст ~ De + (-^к “ ZH> ' ^дин
гб
2g
Напор Н, создаваемый насосом, расходуется на
преодоление сопротивления гидравлической сети
Нс (см. рис 5.1):
2 2
Я = Z_+ + На~Ь + ДЯ (5.2)
с Pg 2g r г
Pb~Pa
где ------- — повышение давления (напора);
Pg
2 2
ch ~ са
——— — изменение кинетической энергии пото-
ка; ДЯГ — сумма гидравлических потерь.
Геометрическая высота поднятия жидкости:
а) при приемном резервуаре ниже оси насоса
Я?-6 = Яняг + Явг,
где Явс — высота всасывания насоса (расстояние от
уровня жидкости в приемном резервуаре до оси на-
соса); Янаг — высота нагнетания;
J 5.1]
НАСОСЫ
421
Рис. 5.1. Схема насосной установки:
/ — сетка; 2 — обратный клапан на всасывающем трубопроводе; 3 — приемный резервуар (два варианта
асположения); 4 — подводящий трубопровод; 5 — задвижка на подводе (на подводящем трубопроводе) воды
насосу при верхнем расположении приемного резервуара; 6 — насос; 7 — обратный клапан па нагнетании
исоса; 8 — задвижка на нагнетании; 9— сужающее устройство (диафрагма) расходомера; 10 — напорный
рубопровод; 11 — напорный резервуар; 12 — приводной электродвигатель; 13 — муфта; 14 — задвижка на
отводе воды; МВ— мановакуумметр на всасывающей стороне насоса; М— манометр на нагнетании
б) при приемном резервуаре выше оси насоса
~ b = Н —14
пг "наг "под’
Япод — высота подпора.
Течение жидкости в проточной полости насоса
и трубопроводной сети носит турбулентный харак-
тер и ДЯ ~ к. Тогда на основании (5.2) характери-
стику трубопроводной сети представляют в виде
квадратичной параболы:
Нс = Яст + о И2,
где Яст — статический напор; а — коэффициент
пропорциональности, оценивающий гидромехани-
2, 6
ческие качества сети, м • с /м .
Зависимости между основными параметрами
насоса для различных режимов работы представля-
ют в графической форме в виде характеристик.
Насос имеет определенную форму напорной ха-
рактеристики V—H, характеристик V—Л' и КПД
И—г], определяемых опытным путем На рис 5.3
представлен график совместной работы насоса и
трубопроводной сети. В установившемся режиме
при работе насоса на заданную сеть Н = Нс, V- Кс,
т.е. напор И, создаваемый насосом, равен сопро-
тивлению сети Нс, подача насоса И равна расходу
в сети Ис. Точка А определяет режим работы сис-
темы и рабочие параметры И и Я. Положение точки
А в системе с данным насосом может изменяться
422
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
|Разц:
Рис. 5.3. График совместной работы насоса и тру-
бопроводной сети
в зависимости от формы и положения характери-
стики сети.
Энергетическое совершенство насоса характе-
ризуется его полезной удельной работой Ln, Дж/кг,
т.е. расходом энергии на 1 кг подаваемой жидкости:
= РФ = ёИ-
Работа L, Дж/кг, подводимая на вал пасоса, на-
зывается удельной работой. Полезная удельная
работа Lu < I, на значение потерь энергии внутри
насоса.
Вакуумметрическая высота всасывания, м, ха-
рактеризует вакуум (остаточное давление) на входе
в насос:
_Рд-Рн Сн
вак pg 2 g'
Допустимая геометрическая высота всасыва-
..ДОП
ния НГ определяется из условия отсутствия явле-
ния кавитации, вызываемого вскипанием жидкости
при рп <рнас и разрывом пузырьков водяного пара
в жидкости.
Кавитация — это гидродинамическое явление
в насосе, зависящее от его гидродинамических ха-
рактеристик и физических свойств подаваемой
жидкости, приводящее к разрушению внутренних
подвижных и неподвижных частей насоса.
Для обеспечения бескавитационной работы
насоса необходимо иметь кавитационный запас,
равный превышению напора па входе над напором
Ннас = Рпас/Р#’ определяемым давлением рпас
насыщенного пара при температуре жидкости,
перемещаемой насосом, и приведенным к центру
тяжести входного сечения:
„ _ Pq Р нас
кав pg
2
2g'
(5-3)
Кавитационный запас, обеспечивающий реми
работы насоса без изменения его основных irapj I
метров, называется допускаемым кавитационнш I
. .доп I
запасом энергии всасывания //кав . I
Для обеспечения бескавитационной работа на-1
сосов, подающих жидкости при высокой темпера- I
туре (питательные, конденсатные и другие насо-1
сы), необходимо иметь на входе в насос геометра-
w Г Г ч. Г »ДОП
ческии подпор над осью насоса //под > Нш, гж I
допустимый кавитационный запас
ОМ».
здесь А — коэффициент запаса, зависящий от типа
и условий работы насоса (А = 1,15—1,3); //^ в -
кавитационный запас, соответствующий первому
критическому режиму кавитации (началу сниже-
ния параметров насоса). Минимальный кавитаци-
онный запас энергии на всасывании определяете!
по формуле С.С. Руднева [10]
inf
= 101/7— 1
где С — постоянная, зависящая от конструкции на-
соса (С = 800—1000); п — частота вращения, об/мин,
К — объемная подача, м/с.
Для лопастных насосов допустимая высота
всасывания, м (от уровня жидкости в приемном ре-
зервуаре до оси насоса),
/у71011 - ~ вс Риас
(5.4)
кав
-7/кав-Т> (5-5)
pg кав 2 4 '
где б?| — средний диаметр входных кромок рабочих
лопастей, м; Дрвс — сопротивление всасывающего
трубопровода, Па.
Допустимая высота всасывания питательных и
конденсатных насосов отрицательная, т.е. они рас-
положены ниже уровня жидкости в приемном ре-
зервуаре и работают с подпором.
Полезная мощность насоса Пп, кВт, — мощ-
ность, сообщаемая насосом подаваемой жидкости:
Лп= pKg/7/ЮОО .
Мощность, потребляемая насосом (подводимая
на вал насоса от двигателя),
= pVgH = GL
е 1000г|
1000т)е
где Г)(, — коэффициент
насоса,
Pv
ЮООту/
действия (КПД)
полезного
п.
Л' /Л'.
Коэффициент полезного действия насоса ха-
рактеризует суммарные потери энергии. Он равен
НАСОСЫ
423
5 5.1]
произведению трех коэффициентов, определяю-
щих отдельные виды потерь энергии в насосе:
(5.7)
где т]г — гидравлический КПД насоса, учитываю-
щий потери энергии на преодоление гидравличе-
ских сопротивлений в проточной части насоса, Т)г =
= 0,90 + 0,96; Т](/ — объемный КПД, учитывающий
энергию, теряемую вследствие протечек через зазо-
ры н концевые уплотнения насоса, T)p = 0,96—0,98;
т]м—механический КПД, характеризующий потери
энергии от механического трения в подшипниках
и уплотнениях насоса, Т]м = 0,80—0,94. Значения
КПД современных насосов г]е лежат в пределах
0,6-0,90.
5.1.2. ЛОПАСТНЫЕ НАСОСЫ
В практике насосостроения широкое распро-
странение получили методы расчета рабочих колес
на основе струйной теории и с использованием эле-
ментов теории подобия. В обоих методах широко
используются характерные параметры и коэффи-
циенты. Для определения типа подобных насосов
применяют несколько критериев. Основные из них:
I Удельная частота вращения нуд — частота
вращения эталонного насоса (геометрически по-
добного данному типу насосов), который при пода-
3
че I м /с развивает напор I м при максимальном
ачеиии КПД:
(5-8)
2. Коэффициент быстроходности ns — часто-
вращения
эталонного
насоса, об/мин, работаю-
щего на воде
(Р
3 3
10 кг/м ), полезной мощностью
м/с при напоре 1 м и максимальном значении
КПД:
(5.9)
Выбор параметров работы эталонного насоса,
вообще говоря, нс имеет существенного значения,
так как сказывается только на значении числового
множителя.
В практике отечественного насосостроения в
силу исторически сложившихся обстоятельств пре-
обладающее распространение получил коэффици-
ент быстроходности nv, который прежде всего ха-
рактеризует КПД, соотношение геометрических
размеров, форму проточной части и параметры на-
сосов. На рис. 5.4 дана классификация лопастных
насосов в зависимости от ns. При ns < 35 применя-
ют поршневые или вихревые насосы.
5.1.3. ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ
Для расчета рабочего колеса центробежного
3 з
насоса задают V, м /с, L = //g, Дж/кг, р, кг/м". Разме-
ры элементов проточной части обычно определя-
ют, используя средние значения скоростей в них.
Вначале находят частоту вращения, об/мин, азатем
основные размеры:
- 3/4
„ (5|0)
j-v
где % = «'|n/«ro, г/|П — приведенный диаметр, м;
т = d2ld\, niQ ~ dyldq (рис. 5.4); R — коэффициент
входной воронки.
Коэффициент R колеблется от 3,6 до 5,0 в зави-
симости от типа, конструкции и назначения насоса.
Для конденсатных и питательных насосов с повы-
шенными требованиями по высоте всасывания при-
нимают R = 4,0—4,5. Для подавляющего большин-
ства насосов, в том числе и для всех ступеней, кроме
первой, многоступенчатых насосов R = 3,6—3,9.
Приведенный диаметр, м,
t/ln = R JV771 (5.11)
При двустороннем подводе жидкости К] = 0,5 V.
При консольном расположении рабочего колеса и
короткой втулке d$ = djn, а в остальных случаях
4>=Х + 4,. <S'2)
где <71п = (0,7—1,0)г/0; обозначения см. на рис. 5.5, б
— 7
и 5.6. Коэффициент напора Н = Hg/u2 = 0,3—0,6
(большие значения принимают при необходимости
уменьшить окружную скорость при достижении ее
предельных по условиям прочности значений).
У насосов с чугунными колесами н2 < 50 м/с; с
бронзовыми н2 < 80 м/с; со стальными < 120 м/с.
Если относительные скорости на входе в рабо-
чее колесо и на выходе из него одинаковы (и'] = w2),
что обеспечивает минимум потерь в нем, то
Н =Г)г(1 - 1М, (5.13)
где Т]г = L/L.r ; т = d2/dx
Теоретическая работа Лт, Дж/кг, определяется
по уравнению Эйлера
Ат — w2c2u — U]CjIP
где с2н и Cju — окружные проекции абсолютных ско-
ростей соответственно на выходе и входе рабочего
колеса (для насосов консольного типа С[ и ~ 0; для на-
сосов с двусторонним подводом жидкости и полу-
спиральными подводами многоступенчатых насосов
С]и определяется по геометрии этих подводов).
424
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
Рис. 5.4. Характеристики лопастных насосов в зависимости от л ;
а — центробежные тихоходные; б — центробежные нормальные; в — центробежные быстроходные;
г — диагональные; д — осевые
Для современных одноступенчатых насосов
гидравлический КПД т]г может быть найден по
формуле [10]
Пг = 0,7 + 0,0835 lg6f|n.
Гидравлический КПД многоступенчатых насо-
сов на несколько процентов меньше, чем у односту-
пенчатых (при одинаковых размерах рабочих ко-
лес), вследствие дополнительных потерь в обрат-
ном направляющем аппарате.
Диаметр вала в месте посадки рабочего колеса
dB, м (рис. 5.5 а, б), определяют из условий допус-
тимых напряжений от кручения и изгиба, прогиба
вала и критической частоты вращения.
При учете только кручения
^ = 57,83^/(77^). (5.14)
Напряжение кручения ткр = (1,2—2)107, Па. Диа-
метр втулки рабочего колеса <7ВТ = (1,2— 1,25)t/B, м.
Окружную скорость w2, м/с, удобно определять
по принятому коэффициенту напора Н и числу
ступеней насосал:
и2 = Jb/Hz (5.15)
Окружная скорость, м/с, на входе в рабочее ко-
лесо
171 = ^^77/60. (5.16)
Скорость жидкости, м/с, перед рабочим колесом
с0 = 4К/л^п. (5.17)
425
НАСОСЫ
Рис. 5.5. Разрез центробежных насосов:
а - консольного тина К; б — с двусторонним подводом типа Д; 1, 6 - рабочее колесо; 2, 7 - корпус;
3,8 — отвод для уплотнения сальника; 4 — корпус подшипника; 5 — вал; 9 — подшипники
Скорость, м/с, перед рабочими лопастями
Угол потока перед рабочими лопастями
(5.18)
С1г
(5.19)
с
2
где с,г= (0,7—1,О)со — радиальная проекция абсо-
лютной скорости перед рабочими лопастями, с^и -
окружная проекция абсолютной скорости.
Входной угол лопастей определяется с учетом угла
атаки / = 0—10°
426
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
{Разд, 5
Для насосов с хорошей всасывающей способ-
ностью обычно Р)л = 18—25°. Ширина, м, рабочих
лопастей на входе
(5,20)
^^1 с 1 r^Izl V
где p,j/| — коэффициент стеснения (заполнения)
сечения; при плавном поворотном участке Ирч =
= 0,98—0,99; Т] v— объемный КПД, учитывающий
утечки жидкости через уплотнения.
Для ориентировочной оценки ожидаемого зна-
чения г|(/можно использовать выражение, предло-
женное А.А. Ломакиным;
1
V ~ -2/3 '
1 + 0,68 и/
(5-21)
Радиальная проекция абсолютной скорости за
рабочими лопастями обычно равна с2г == с1г. Лишь
для очень узких рабочих колес с /d} < 0,2 с2г =
= (0,8—0,5)сь..
Радиальная проекция скорости, м/с, в выход-
ном сечении рабочих лопастей
где
с2г ~ с2г/х2 ’
(5.22)
т - 1 АГл
2 H6f2sinp2/
(5-23)
здесь зл — число рабочих лопастей; А — толщина
лопастей; Р2л — выходной угол лопастей.
Ширина, м, рабочих лопастей на выходе
Ь2 = ------> (5 -24)
где ц{/2 —коэффициент стеснения сечения на выхо-
де из рабочего колеса, учитывающий кроме телес-
ности лопаток также наличие отрывных зон и рав-
ный 0,9—0,95.
Окружная проекция скорости на выходе из ра-
бочего колеса
Угол выхода потока из рабочего колеса
/ 7 г
tg₽2 = ------- (5 26)
и2~с2и
Диаметр, м, рабочего колеса на выходе
d2 = 60w2/пп .
Выходной угол лопастей Р2л определяют с по-
мощью видоизмененной формулы Стодолы:
/ ( 71 SIH р ।
с2и ~ и2~ c2r ctSP20 ~ ~ s*n₽20------7“ >(5.27)
к“л т )
Рис. 5.6. К расчету центробежного насоса
где Р20 — угол выхода потока из неподвижной ре-
шетки, р20 = р2я - о0;
-₽!,)• (5.21)
Для упрощения расчетов удобно пользоваться
рис. 5.6
После определения Р20 находят р?л ;
Р2»={(7₽20-Р|„). (5»)
В практике насосостроения хорошие результа-
ты для определения числа рабочих лопастей дает
формула К. Пфлсйдерера [10J
,т + 1 . ₽|л + 02л ,, _п.
-» = Vns"’~—• (5 30>
где к = 6,5 — для литых рабочих колес с относитель-
но толстыми лопатками и к > 8 —для рабочих колес
с лопастями из листового материала. Для получения
стабильных характеристик рабочего колеса должно
бы гь гл = 6—7, а угол Р2 рекомендуется иметь в пре-
делах 18—25°.
Профилирование лопастей производят таким
образом, чтобы обеспечить плавное изменение от-
носительной скорости w. Для лопастей, очерчен-
ных дугой окружности, радиус изгиба лопасти г, м,
и радиус R, м, определяющий положение центров
окружностей (рис. 5.7), находят по формулам:
2 2
_________г2 ~Г1______
2(r2cosp2n-r1cospln)’
= Jr2 + г2 - 2r2cosp2jl. (5.32)
л . п л и2 sin₽ln л п и2
А = etg р2 +------— ; В =-------.
2 С-, 2 Z С'У
л 2 г т л 2 г
§5.1]
НАСОСЫ
427
Рис. 5.7. Вспомогательный график для определе-
ния ₽20
Входные кромки рабочих лопастей насосов об-
щего назначения выполняют скругленными для
уменьшения влияния угла атаки на частичных ре-
жимах У конденсатных и питательных насосов
входную кромку лопастей заостряют для улучше-
ния всасывающей способности.
Отводы. Возможные варианты выполнения от-
водов в диффузор изображены на рис. 5.8.
Безлопастные диффузоры применяют в тех
случаях, когда насос предназначен для работы в
широком диапазоне изменения подач. Схема сту-
пени с отводом такого типа и необходимые обо-
значения приведены на рис. 5.8, а. Оптимальное
преобразование энергии достигается при радиаль-
ныхразмерах d^/d2 = 1,5—1,8. Ширина диффузо-
ра b~b2. Применение безлопастных диффузоров
целесообразно при достаточно больших углах вы-
хода потока из рабочего колеса (в абсолютном
движении) а2 > 15°. При меньших углах потери в
диффузоре становятся чрезмерно большими из-за
увеличения траектории движения частиц жидко-
сти, которая с учетом грения определяется выра-
жением
b, tga,- b2 tga2 = 0,01(г( - г2). (5.33)
Некоторое повышение эффективности безлопа-
стных диффузоров при а2 < 15° (рис. 5.8) может
быть достигнуто путем уменьшения ширины диф-
фузора до b ~ 0,862.
Лопастные и канальные диффузоры обеспечи-
вают КПД ступени на 2—3 % больше, чем безлопа-
стные, но при значительно более крутой характе-
ристике (рис. 5.8, б, в). Отношение диаметров
^3/б(2 = 1,02—1,06 при малых углах (сс2 < 10°) и
rf3/rf2 = Ь05—1,1 ПРИ а2 > ,5°- Оно выбирается с
учетом минимума потерь в зазоре и требования
выравнивания пульсации скорости, вызываемой
лопастями рабочего колеса. Величина тД =
- d^/d2, ее значение меняется в пределах 1,2—
1,5 (большие значения соответствуют меньшим
размерам машины). Ширина диффузора Ь2~Ь4 =
= (1,0—1,1)62.
Угол установки направляющих лопаток реко-
мендуется выбирать по соотношению [14]
tgoc311 = ц tga3, (5.34)
где а3 — угол входа потока в диффузор (ос3 ~ а2);
р,= 1,2—1,8 — коэффициент, учитывающий не-
равномерность распределения скоростей по шагу
лопастей рабочего колеса и обратные токи в нем;
меньшие значения ц берутся при малых пх
[см. (5.9)].
Рекомендуется выполнять вогнутую часть ло-
патки со стороны рабочего колеса под углом а3н, а
толщину лопатки отсчитывагь со стороны диффу-
зорного капала. Входной участок диффузорных
Рис. 5.8. Схемы ступеней насоса:
а, б— меридианальное сечение сгупеии насоса с безлопастным (а) и лопастным и канальным диффузором
(б); в, г — радиальное сечение ступени насоса с лопастным (в) и канальным (г) диффузором
428
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд. 5
лопаток обычно выполняют по кривой, близкой к
логарифмической спирали.
Выходные углы потока из диффузора а4 и ло-
пастей а4н выбирают таким образом, чтобы сте-
пень диффузорности
Од с3/с4 = 2,
(5.35)
где с3 и с4 — скорость потока соответственно перед
диффузором и за ним, м/с.
Выходные углы потока из диффузора связаны с
углами входа в него соотношениями:
Д3 с/3
sina4 = sina3 ; (5.36)
а4н = 7<7а4-а3н)- (5-37)
Разность а4н - а3н = Аан должна находиться
в пределах 13—18°.
Оптимальное число направляющих лопастей
диффузора
При выборе сн необходимо выполнять условие
гн чтобы избежать резонансных явлений на
концах лопастей.
Канальные диффузоры (рис. 5.8, г) более про-
сты в изготовлении, чем лопастные, обеспечивают
более высокий К11Д и более пологую характеристи-
ку ступени. Отношения 63/ by и с/3/ d-y принима-
ют такими же, как у лопастных диффузоров. Размер
горла а3, м, находят из условия с^/с2 ~ 0,8—0,9:
С2 ^2 Лй^2
«3 = г г “ sina2' <5-39)
с3 °3 “н
Входной участок в области косого среза выпол-
няют по аналогии с лопастными диффузорами, а,
начиная с горла диффузора (сечение о3), образую-
щие канала делают прямолинейными.
Для канальных диффузоров максимальный
КПД получается для сд, при котором о3 = 63, т.е.
при расчетном сечении, близком к квадратному.
Отношение «4/а3 ~ 2; угол между стенками диф-
фузора ад ~ 10° (при условии Ь3 = 64). В односту-
пенчатых машинах канальные диффузоры могут
выполняться круглого или овального сечения, что
упрощает их изготовление (методом точного ли-
тья) и повышает КПД ступени.
В многоступенчатых машинах соединять от-
водные каналы с подводящими можно либо непре-
рывными переводными каналами, либо безлопа-
точным кольцевым пространством. В первом слу-
чае выполняют переводной канал постоянного се-
чения или с небольшой копфузорностью. Перевод-
ные каналы (обратные направляющие аппараты)
обычно делают с малым числом лопастей. Отводя-
щие и подводящие каналы, как правило, выполня-
ются в одной детали.
Расчет спиральной камеры. Спиральный от-
вод (см. рис. 5.8) состоит из спирального канатас
постепенно нарастающими сечениями и выходного
диффузора. Он применяется в одноступенчатых
машинах, в последних ступенях многоступенчатых
машин, а также в промежуточных ступенях машин
с перекидными трубами. Если диффузорные эле-
менты за колесом отсутствуют, то ширину спираль-
ной камеры выбирают несколько больше ширины
колеса в целях частичного использования работы
дискового трения:
bs = by + 0,05^2
(5.40)
Обычно начальный диаметр спирали
б/д. = (1,03—1,05)<72. (5.41)
Иногда для улучшения гидроакустических ха-
рактеристик насосов зазор между рабочим колесом
и языком спирали увеличивают по сравнению с
обычным зазором: для ns < 100 об/мин принимают
ds - (1,10— 1,1 5)J2; для ns > 100 об/мин принимают
c/v = (l,15— 1,2)с/2.
Однако это мероприятие приводит к дополни-
тельным потерям из-за увеличения циркуляции
жидкости между колесом и языком спирали.
Среднюю скорость в спиральной камере прини-
мают равной: при наличии диффузора са = (0,6—
0,7)с4; при отсутствии диффузора са = (0,6—О,7)с2.
Максимальная площадь поперечного сечения
камеры
F = (1,05—1,1)—.
(5.42)
Площадь остальных сечений
F=F —
<Р а 2п’
(5.43)
где <р — текущее значение угла спирального отвода
Конический диффузор на выходе из спиральной
камеры выполняют с углом раскрытия a = 8—10°
и отношением площадей FK/Fa < 2.
Длина диффузора
2 tga/2
(5.44)
На рис. 5.9 приведен продольный разрез
многоступенчатого центробежного насоса марки
СВПТ-350-1350, предназначенного для подачи
Рис. 5.9. Продольный разрез питательного насоса марки СВПТ-350-1350:
1 — передний подшипник; 2 — ротор; 3 — корпус переднего уплотнения; 4 — камера отбора; 5 — внешний корпус; б — внутренний корпус; 7 — обшивка;
8 — крышка цилиндра; 9 — корпус заднего уплотнения; 10 — задний подшипник; 11 — датчик осевого сдвига; 12 — отверстия перепуска жидкости из камеры
разгрузки на всасывание насоса; 13 — рама; 14 — напорный патрубок; 15 — всасывающий патрубок; 16 — регулирующий болт; 17 — гидропята
НАСОСЫ
430
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
питательной воды к котлам энергоблоков мощно-
стью 800 МВт.
Мощность, потребляемая центробежным на-
сосом. Гидравлическая мощность, кВт,
для турбулентного (ReKp = 105)
п = 0.0465
Р “ „ 1/5
Re
(549)
Л, =
г 1000т11/г|г
(5.45)
Потребляемая насосом мощность, кВт,
где Г] [/ — объемный КПД насоса, учитывающий
утечки рабочей жидкости, которые уменьшают по-
лезную подачу насоса и в некоторых случаях созда-
ют дополнительные гидравлические потери; т|г —
гидравлический КПД насоса, учитывающий гид-
равлические потери в элементах проточной части
насоса
Мощность, расходуемая на преодоление диско-
вого трения, кВт,
= (5-46)
А.А. Ломакин [32] рекомендует для определе-
ния коэффициента Р использовать число Рейнольд-
2
са Re = r^w/v , где со — угловая скорость, 1/с; v —
2
кинематическая вязкость жидкости, м /с. Для раз-
личных режимов течения р находится:
для ламинарного (Re < 2 • 104)
2
Q 71 Г ( S
Р = -— + Re -
Re 5 \r2,
3
X
Re 5
0,0146 +
2
0,1256 ,
(5.47)
x
где r2 = d2 / 2 ; 5 — расстояние от диска до стенки
корпуса;
для переходного от ламинарного к турбулент-
ному (Re = 2 • 104—105)
1 334
р = <5'48)
Re
(5 50)
где т|м — механический КПД, учитывающий поте-
ри в подшипниках, сальниках и гидравлической пя-
те, если она имеется (опытами установлено, что ли
потери зависят от размеров вала, типа уплотнения,
частоты вращения и обычно составляют 1,5—2%).
Оценка потребляемой насосом мощности мо-
жет быть произведена но заданным параметрам ра-
боты L, V, р и принятому эффективному (полному)
КПД Y]e, насоса, кВт,
Ne
рГТ.
1000r|e '
Мощность приводного двигателя, кВт,
Адв = (1,1-1,2)Ае. (5.51)
В табл. 5.1 и 5.2 приведены характеристики цен-
тробежных насосов типов К (см. рис. 5.5, а) [27] и Д
(рис 5.5,6) [1,23, 24], применяемых для подачи воды
и других чистых жидкостей. Насосы типа К очень
компактны, имеют малую массу и широко использу-
ются в промышленное ги, на транспорте, в городском
и сельском хозяйстве, а также в качестве циркуляци-
онных в системе центрального отопления.
Насосы двустороннего входа типа Д являются
наиболее распространенными насосами после кон-
сольных. Их применяют на насосных станциях го-
родского и промышленного водоснабжения.
В табл. 5.3 приведены данные по энергетиче-
ским питательным электронасосам, применяю-
щимся для подачи питательной воды в котлы сред-
ней мощности [24].
Таблица 5.1. Одноступенчатые центробежные насосы типа К (ГОСТ 22247-96)
Типоразмер насоса 11одача К м3/ч Напор Н, м Допустимый кавитацион- ный запас, м Частота вращения п, об/мин Мощ- ность N, кВт кпд насоса пе,% Предприятие- изготовитель
К45/55 (ЗК-6) 30—61 58—45 4,5 2900 17 60 Катайский насосный завод (ПО «Уралгидро- маш»), г. Катайск, Курганская обл.
К90/35 (4К-12) 90 35 5,5 2900 17 77 То же
К160/20 (6К-12) 126—182 22,5—17,5 4,5 1450 15 80 »
К290-30 (8К-12) 220—330 33—25 4,5 1450 40 82 »
К290/18 (8К-18) 220—330 20—15 4,5 1450 22 83 »
Примечания: 1. Обозначения типоразмера: К — консольный; первая цифра — К, м3/ч, вторая цифра —
Н, м.
2. В скобках указаны обозначения насосов до ввода ГОСТ 22247-96.
НАСОСЫ
431
Таблица 5.2. Центробежные насосы двустороннего входа типа Д (ГОСТ 10272-87)
Типоразмер насоса* Подача Д м3/ч Напор Н, м Допустимый кавитацион- ный запас, м Частота вращения п, об/мин Мощ- ность N, кВт кпд насоса Пе,% Предприятие- изготовитель
Д500-65 (1 ОД-6) 500 65 4,0 1470 132 76 Ливенский насосный завод (ПО «Ливги- дромаш»), г. Ливны
Д800-57 (12Д-9) 800—650 57—35 5,0—3,8 1470 200—132 83—79 То же
Д1250-125 (14Д-6) 1250 125—105 7,0 1480 630—500 76 »
Д2000-100 (20Д-6) 2000 100 6,5 985 800 75 ПО «Насосэнсрго- маш», г. Сумы
Д4000-22 (32Д-19) 4000 10—10,5 6,6 585 320 82 То же
Д6300-27 (32Д-19) 6300 27 10,0 730 630 78 »
Д12500-24 (48Д-22) 12 500 24 8,0 500 1000 88 НПО «Уралгидро- маш», г. Сыссрть
* Буква Д — двусторонний подвод жидкости. В скобках указаны обозначения насосов до ввода в действие
ГОСТ 10272-87.
Таблица 5.3. Питательные электронасосы для котлов с давлением пара до 13,7 МПа
Типоразмер насоса Подача К м3/ч Напор Н, м Допустимый кавитацион- ный запас, м Частота вращения п, об/мин Мощ- ность У, кВт кпд насоса % Предприятие-изго говитель
ПЭ65-56 65 580 4 2965 158 63 ПО «Насосэнергомаш», г. Сумы
ПЭ100-56 100 580 4 2965 232 66 То же
ПЭ150-56 150 580 5 2980 328 70 «Южгидромаш», г. Бердянск
ПЭ150-145 150 1580 8 2970 780 75 То же
ПЭ270-150 270 1630 11 2900 1420 75 »
ПЭ250-180 250 1970 12 2900 1640 75 »
ПЭ380-185 380 2030 12 2900 2500 77 ПО «Насосэнергомаш», г. Сумы
ПЭ500-180 500 1970 15 2900 3150 78 «Южгидромаш», г. Бердянск
ПЭ580-185 580 2030 15 2904 3650 80 ПО «Насосэнергомаш», г. Сумы
ПЭ720-185 720 2030 15 2900 4540 90 То же
Примечание. Насосы перекачивают воду с температурой до 160 °C.
Характеристики питательных насосов крупных
блочных установок ТЭС представлены в табл. 5.4
[II]. Насосы отечественного производства с давле-
нием нагнетания менее 15 МПа имеют обычно од-
нокорпусную конструкцию секционного типа. Для
более высоких давлений общепринята двухкорпус-
ная конструкция. Для привода питательных насо-
сов
большой
мощности используется паровая тур-
бина,
позволяющая
в достаточно широких преде-
лах
производить
регулирование
частоты вращения.
Для насосов мощностью 6500—8000
кВт обычно
используют асинхронные двигатели.
Технические характеристики конденсатных и
сетевых насосов
приведены в табл.
5.5 и 5.6 [24].
Малые
конденсатные
насосы выполняются гори-
зонтальными
многоступенчатыми, секционного
или
спирального типа.
Большинство крупных оте-
чественных
конденсатных насосов
вертикального
исполнения
имеют двухкорпусную конструкцию с
одним
внешним уплотнительным стыком.
Однако в последнее время для мощных конден-
сатных насосов используют однокорпусную конст-
рукцию, а для повышения всасывающей способно-
сти применяют рабочее колесо с двусторонним
входом для первой ступени и низкую частоту вра-
щения ротора (п < 1500 об/мин).
На ТЭС в качестве циркуляционных насосов
применяют главным образом три типа насосов: осе-
вые, центробежные вертикальные и горизонталь-
ные и центробежные с рабочим колесом двусторон-
него входа.
В табл. 5.7 приведены характеристики центро-
бежных вертикальных насосов, применяемых в сис-
темах оборотного водоснабжения с градирнями.
5.1.4. ОСЕВЫЕ НАСОСЫ
Определение основных размеров. При расче-
з
те заданы: И, м /с; L, Дж/кг; п, об/мин, так как осе-
вые насосы непосредственно соединяются с элек-
тродвигателем
Таблица 5.4. Питательные насосы блочных установок тепловых электростанций
Станция Мощ- ность блока, МВт Типоразмер турбины Типоразмер насоса Число на блок Подача Км3/ч Напор Н, м Частота вращения п, об/мин Тип И МОЩНОСТЬ привода N, кВт кпд насоса Ле, % Предприятие-изготовитель
ГРЭС 150 К-160-130 ХТГЗ ПЭ-580-200 1 + 1 резервный 580 2030 2904* АГД 4000 81,5 ПО «Насосэнсргомаш», г. Сумы
200 К-200-130 ЛМЗ ПЭ-580-200 1 + 1 резервный 580 2030 2985** АГД 4000 81,5 То же
ПЭ-780-200 1 + 1 резервный 780 2030 2985 АГД 4500 80
300 К300-240 ЛМЗ СВПТ-340-1000 1 1100 3400 6000 ОР12ПМ КТЗ 80 АО ЛМЗ
СВПЭ-320-550 1 600 3200 7500 АГД 8000 78
К-300-240 ХТГЗ ОСПТ-1150 1 ИЗО 3400 5150 ОСПТ-1150М 80 ОАО «Пролетарский завод», г. Санкт-Петербург
ПЭ-600-300 1 600 3000 6300 АГД 8000 75 ПО «Насосэнсргомаш», г. Сумы
К-300-240 ЛМЗ ПН-1135-340 1 1135 3400 5150 ОР12ПМ КТЗ 80 ОАО «Пролетарский завод», г. Санкт-Петербург
К-300-240 ХТГЗ
500 К-500-240-ХТГЗ ПТН-350-950 2 950 3500 4700 ОК-18ПУ КТЗ 80 АО ЛМЗ
ПН-950-350 2 941 3500 4600 ОК-18ПУ 80 ОАО «Пролетарский завод», г. Санкт-Петербург
800 К-800-240-1 ЛМЗ СВПТ-350-1350 2 1350 3500 5270 ОР18ПКТЗ 83 АО ЛМЗ
К-800-240-2 ЛМЗ ПН-1500-350 2 1500 3500 4700 ОК-18ПУ 83 ОАО «Пролетарский завод», г. Санкт-Петербург
1200 К-1200-240 ЛМЗ ПН-1500-350 3 1500 3500 4700 ОК-18ПУ 83 То же
К-1200-240 ЛМЗ ПТН-2200-350 2 2000/ 2200 3500 4700 ОК-18ПУ КТЗ, 25 МВт 85 АО ЛМЗ
ТЭЦ 250 Т-250/300-240 ТМЗ ПТН-1100-350 1 1100 3500 5150 ПТН-1100-350-24 81 ОАО «Пролетарский завод», г. Санкт-Петербург
АЭС 440 2ХК-220-44 ХТГЗ ПЭ-850-65 4 + 1 резервный 850 650 2980 АЗ 2000 80 ПО «Насосэнсргомаш», г. Сумы
* С гидромуфтой.
** Без гидромуфты.
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ [Разд. 5
}5.Ч
НАСОСЫ
433
Таблица 5.5. Конденсатные насосы (по ГОСТ 6000-88)
I Типоразмер Подача Ц Напор Допустимый Частота Мощ- кпд Предприятие-
насоса м3/ч Н, м кавитацион- вращения ность N, насоса изготовитель
ный запас, м п, об/мин кВт Пс, %
Кс32-15О 30 150 1,6 3000 22 60 Катайский насосный завод
(ПО «Уралгидромаш»),
г Катайск, Курганская обл.
1 Кс50(55—110) 50 55—110 1,6 1500 11,9— 63 ПО «Насосэнергомаш»,
23,8 г. Сумы
| Кс80-155 80 155 1,6 3000 52 65 То же
КсД 120-55/3 120 55 1,6 1500 24,8 66 »
ВД140-140/3 140 140 1,6 1500 77 62 »
КсВ200-220 200 220 2,5 1500 164 73 »
КсВ320-160 320 160 2,0 1500 186 75 »
КсВ320-210 320 210 1,6 1500 255 75 »
КсВ500-85 500 85 1,6 1000 154 75 »
КсВ500-150 500 150 2,5 1500 272 75 »
КсВ500-220 500 220 2,5 1500 400 75 »
КсВ 1000-95 1000 95 2,5 1000 342 76 »
КсВ 1500-120 1500 120 2,3 740 620 73 »
КсВ1600-90 1600 90 2,8 1000 515 76 »
КсВ2000-90 2000 90 2,7 1000 746 76 »
Таблица 5.6. Сетевые насосы (по ГОСТ 22465-88)
Типоразмер Подача V, Напор Допустимый Частота Мощ- кпд Предприятие-
Н, м кавитацион- вращения ность N, насоса изготовитель
м /ч ный запас, м и, об/мин кВт Пс, %
СЭ500-70 500 70 10 3000 120 82 ПО «Ливгидромаш»
г. Ливны
СЭ800-60 800 60 5,5 1500 150 81 То же
СЭ800-100 800 100 5,5 1500 275 80 »
СЭ1250-45 1250 45 7,5 1500 185 82 ПО «Насосэнергомаш»,
г. Сумы
СЭ1250-70 1250 70 7,5 1500 295 82 То же
СЭ2000-100 2000 100 22 3000 640 85 »
СЭ2500-60 2500 60 12 1500 475 86 »
СЭ2500-180 2500 180 28 3000 1460 84 »
СЭ5000-70 5000 70 15 1500 1095 87 »
СЭ5000-160 5000 160 40 3000 2350 87 »
СЭ1250-140 1250 140 7,5 1500 580 82 »
Примечания: I. Температура перекачиваемой воды у насосов с подачей до 2500 м3/ч — 180 °C, а у на-
сосов с подачей более 2500 м /ч — 120 °C.
= 3 3
2. Давление на входе у насосов с подачей до 2500 м /ч — 1,57 МПа, а у насосов с подачей более 2500 м /ч —
0,98 МПа.
Таблица 5.7. Центробежные насосы тина В, применяемые в системах оборотного водоснабжения
с градирнями (ГОСТ 22465-88)
Типоразмер* Подача V, м3/с (м3/ч) Напор Н, м Допустимый кави- тационный запас, м Частота вращения и, об/мин Мощность N, кВт КПД насоса Че,%
600В-1,6/100 1,52 (5500) 90 12 750 1620 88
800В-2,5/100 2,39 (8600) 90 12 600 2540 88
800В-2,5/40 2,62 (9400) 40 12 600 1300 87
1000В-4/63 3,41 (12 300) 60 12 500 3600 88
1000В/40 3,76 (13 500) 40 12 500 1810 87
1200В-6,3/100 6,09 (21 900) 88 12,5 375 7440 88
1200В-6,3/63 5,90 (21 200) 59 12 375 4180 89
1200В-6,3/40 5,34 (19 200) 25,6 8 300 1690 87
1600В-10/40 8,72 (31 300) 27,8 9 250 3000 88
2000В-16/35 15 (54 000) 55 — 250 9500 86
* Цифра перед буквой — диаметр напорного патрубка, мм; буква В — вертикальный; цифры после буквы
3,
в числителе — подача, м /с; в знаменателе — напор, м.
434
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд 5
Рис. 5.10. Схема осевого насоса:
1 — лопасти рабочего колеса; 2 — корпус; 3 — вал; 4 — направляющий аппарат
Число ступеней определяют по формуле
Окружная скорость концов лопастей
> L
с “ 2 ’
0,8i]rv(pwB
(5.52)
f п 2 К
(554)
полученной в предположении, что относительный
шаг (Г/6) у втулки равен номинальному и состав-
ляет 0,6.
В формуле (5.52) v — относительный диаметр
втулки, v = dm/dB = 0,4—0,7; (р = са/ив = 0,3—
0,6; са — осевая скорость; гидравлический КПД
т]г = 0,8—0,92.
Работа одной ступени насоса, Дж/кг,
L,-L/zc. (5.53)
Осевые насосы чаще выполняют одноступен-
чатыми, однако высоконапорные машины (с боль-
шим v) целесообразно делать двухступенчатыми.
Они имеют больший КПД, большую допустимую
высоту всасывания и более простое крепление
рабочих лопастей.
По условиям прочности она не должна превы-
шать 70 м/с. Если машина одноступенчатая то ок-
ружную скорость wB находят по формуле (5.52), а
формулой (5.54) пользуются для определения про-
2
изведения (р(1 - v ).
Наружный диаметр, м, рабочего колеса
dB=6QuB/nn, (5.55)
где диаметр втулки <7ВТ = vdB, м, высота лопастей /=
= (dB - dBr)/2, м; осевая скорость са = (pwB, м/с.
Полезно сделать проверку:
V
са=-------------
0,785с/в(1 - V )
Число рабочих лопастей зл, выбирают от трех
до шести. Число спрямляющих лопастей не должно
быть кратным числу рабочих.
НАСОСЫ
435
Рис. 5.11. Профили и треугольники скоростей осе-
вого насоса
Расчет треугольников скоростей. Для сравни-
тельно коротких лопастей (v > 0,7) допускается
расчет по среднему диаметру <7ср =
и применение цилиндрических профилей. Более
длинные лопатки выполняют витыми исходя обыч-
но из закона постоянства циркуляции по высоте ло-
пастей:
rc\u = const, rc2u - const. (5.56)
Величина <?2|( определяется из уравнений Эй-
лера:
L
с2и ~ с\и + т]ги=с
(5.57)
где ;с — число ступеней.
При отсутствии направляющих аппаратов
с!и = 0.
Углы входа и выхода потока из межлопаточных
каналов:
= arctg;~7~’
и с\и
Р2 = arctg ——
и ~ с2и
t Са
щ = arctg —;
с2и
а3 = arctg —.
(5.58)
Треугольники скоростей показаны на рис. 5.11.
Обычно окружную проекцию скорости за спрям-
ляющим аппаратом с2и принимают равной нулю
(осевой выход). Однако более целесообразно сохра-
нять некоторую закрутку за спрямляющим аппара-
том для улучшения работы диффузора. Угол а3 при
это.м следует принять приблизительно равным 80°.
Рис. 5.12. Основные геометрические параметры
профилей и решеток осевого насоса
Во избежание резкого возрастания потерь углы
поворота потока в рабочем колесе (Д(3 = (32 ~ Р]) и в
спрямляющем аппарате (Да = а3 - а2) не должны
превышать 35°.
Геометрические параметры профилей и ре-
шеток. Основные параметры профилей и решеток
показаны на рис 5.12. Все размеры профилей вы-
ражают в долях хорды (максимального размера про-
филя Ь\. с - с/b —относительная толщина; 7 =
= t/ Ъ —относительный шаг решетки; ~а = а/b —
координата точки, соответствующей максимально-
му прогибу средней линии профиля (утах); ~ас =
= ас/Ь —координата сечения, где толщина профи-
ля максимальна.
Обычные пределы изменения приведенных ко-
эффициентов: с = 0,03—0,15; 0,5 < 7 < 2,0; ~а =
- 0,4—0,5; п = 0,3—0,5. Меньшие значения ко-
эффициента с соответствуют концевым сечениям
рабочих лопастей; меньшие значения 7 — корне-
вым сечениям рабочих лопастей; нижний предел 7
определяется из условий обеспечения достаточно
высокого КПД.
Углы изгиба лопастей (Д0Л = £2л - р,л и Дас =
= а3с - а2с), так же как углы поворота потока, при-
нимают менее 45°, причем меньшему углу изгиба
соответствует больший относительный шаг.
При длинных лопатках (v < 0,7) хорду профиля
изменяют по длине так, что Z>BT = (1—1,5)£>в, где
Ьв — хорда профиля на окружности наружного
диаметра колеса (верха профиля).
Среднюю линию профиля обычно выполняют в
виде дуги окружности, параболы или близкой к па-
раболе кривой.
Радиусы скругления входных и выходных кро-
мок лопастей выражены в долях максимальной тол-
щины профиля:
rBX = rw/c =0,06—0,12;
?вых = гвых/с =0,05—0,06.
436
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд.
Таблица 5.8. Осевые насосы
Типоразмер насоса 11одача К м /ч Напор Н, м Допустимый кавитацион- ный запас, м Частота вращения п, об/мин Потребляемая мощность N, кВт КПД насоса Пе.%
05-29,5 1100 7 5 1450 28,5 75
05-47 2340—3996 8,8—7,3 6,7—9,5 960 68—99 80
05-55 3708—6444 12,2—10 9,3—13,3 960 154—220 80
06-55 2916—5580 6,8 8,5—11 960 67—112 80
Оп2-87 7560—13 332 13,3—9 12—10,7 585 262—510 80
ОпЗ-87 9000—13 680 22,5—15 11,8—14,2 730 565—812 80
Оп5-87 9360—13 680 11,6—7,2 9,4—11 585 286—423 80
Опб-87 6480—12 960 7,5—3,9 9,5—13 585 103—276 80
Оп2-1Ю И 880—21 960 16,2—9,4 10—11,7 485 505—897 80
ОпЗ-ПО 14 400—21 600 23—15,5 12—14 585 935—1350 80—87,5
Оп5-1Ю 14 760—23 760 11,5—8 10—12 485 450—725 80
Опб-110 10 800—23 320 8,4—4,5 10,7—10,8 485 207—468 80
Оп2-145 21 940—37 160 16,3—9,4 10—12,5 365 820—1550 80
Оп5-145 25 920—41 040 12,5—7,7 11,2—13 365 795—1296 78—80
Опб-145 18 720—36 160 8,3—4,5 10,7—11 365 338—796 80-84
ОпЮ-145 25 920—39 960 15,3—12,8 11—13 365 1350—1680 80—87
Оп2-185 31 860—54 900 16,6—9,2 8—9,5 250 1430—2620 80
Опб-185 26 280—54 720 5,7—4,1 8,5—11 250 510—766 80—85
ОпЮ-185 49 320—74 880 24,5—17,8 15—18 333 3490—4350 80—87
Оп11-185 59 920—79 920 15,5—12,8 14—17 333 2785—3290 80—88
ОпЮ-260 102 240—152 640 23,1—21 17—18 250 8050—10 330 80—84
Оп 11-260 109 800—163 440 17,1—15 15,8—18 250 6400—7950 80—84
Примечания: 1. В насосах типа Он лопасти могут быть установлены под различным углом: указанный
диапазон изменения параметров соответствует крайним значениям угла установки лопастей.
2. Все насосы изготавливаются НПО «Уралгидромаш», г. Сысергь.
В табл. 5.8 [1] приведены данные по некоторым
осевым насосам, выпускаемым заводами РФ. Насо-
сы типа О имеют жесткое крепление лопастей по
втулке, типа Он — поворотное (при остановленном
насосе). Подавляющее большинство осевых насо-
сов выполняется с вертикальным расположением
вала.
5 1.5. ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
И ОСЕВЫХ НАСОСОВ
Размерные характеристики. Характеристика
насоса — это графическая зависимость основных
технических параметров Н, р, N, д от подачи К при
постоянных частоте вращения, вязкости и плотно-
сти перекачиваемой среды на входе в насос. Кроме
того, на характеристиках иногда указываются зави-
симость допустимой высоты всасывания здоп и мак-
симальная температура подаваемой жидкости.
На рис. 5.13,6 показана характеристика центро-
бежного насоса (Д-800-57); на рис. 5.13, о — уни-
версальная характеристика осевого насоса.
Наиболее точные характеристики получают в
результате испытаний насоса.
Использование элементов теории подобия п
безразмерных критериев геометрического, кинема-
тического и динамического подобия дает возмож-
ность получить уравнения для пересчета характе-
ристик геометрически подобных машин:
К1 _ ?3Л1
и ку’
Н\ _ ? 2УлП* 2^Я1
Я I nJ кн ’
Г1
N\ _ ; 5Р1ГЛ1\3^1,
я Р I « J ’
(5 59)
= S1
П ’
где X — масштаб геометрического подобия, равный
отношению сходственных размеров, для насосов
обычно Л = (6/2)j /^2 ’ кН> kN и — коэффици-
енты, зависящие от числа Рейнольдса
Для насосов, перекачивающих воду, пересчет
характеристик ведется при kv = ки = к^ = к^ = \.
НАСОСЫ
437
Рис. 5.13. Размерные характеристики лопаст-
ных насосов:
а — осевого, п = const, <р = var; б — центробеж-
ного
Рве. 5.14. Зависимость коэффициентов ку, ки, и
кг. от числа Re
При значительном изменении вязкости (числа
Re), например при переходе к нефтепродуктам,
козффициенты ку, кн, к^ для центробежных насо-
сов можно определять по графику рис. 5.14, a kN —
из выражения
Лд, = кук^/к^
Число Рейнольдса
(5.60)
Re - 0 ; d3 - ^d2b2p.y2 .
В практике насосостроения нашли применение
следующие характеристики:
1. Универсальная (регулировочная) (рис. 5.15,
а и б), получаемая путем испытания насоса в пер-
вом случае при изменении частоты вращения, а во
втором — при различных углах установки рабочих
лопастей На эти характеристики наносят также
кривые равных KI1Д.
Регулировочную характеристику (см. рис. 5.15, а)
с достаточной точностью можно построить, имея
экспериментально полученную характеристику на-
соса при одном значении п, используя уравнения по-
добия (5.59) при X = 1 .Точность пересчета несколько
снижается при п^/п >2. Уравнение параболы по-
добных режимов имеет вид
- const . (5.61)
Эта кривая является также линией постоянного
внутреннего КПД т)вн = const.
2. Безразмерные (рис. 5.15, б). Если пренебречь
влиянием вязкости (в области автомодельности по
Re), то характеристики всех геометрически подоб-
ных машин можно считать совпадающими при изо-
бражении их в безразмерных координатах:
V = —— • н = •
2 2’ 2
716^ W2 W2
4000Л'
^e> = -
е 2 3
71б/2г/2р
На безразмерных характеристиках изображает-
ся также кривая ns = f( V), так как
й1/2
п = 343—— . (5.62)
' — 3/4 4
Безразмерными характеристиками пользуются
при расчете насосов методом моделирования. Для
этого по формуле (5.9) вычисляют nv по лу выбира-
ют модель, имеющую высокий КПД при найденном
иу, и по характеристикам модели находят V, // и
г). Далее вычисляют
и проверяют и2 = nd2n/6Q , м/с.
438
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
а — универсальная (регулировочная); б — безразмерная; в — относительная; г — кавитационная (срывная)
Для определения остальных размеров следует
найти масштаб Л = d^ld-^ и умножить на него соот-
ветствующие размеры модели. Отсутствие модели
с требуемым ns указывает на необходимость изме-
нения частоты вращения.
3. Относительная, (рис. 5.15, в), получаемая
пересчетом характеристик для произвольного ре-
жима работы х по формулам:
vx = yx/yom,Hx^Hx/Hom-
Nr=N/N ; nv = n /л
* х опт’ *опт
(5.63)
4. Кавитационная (рис. 5.15, г), определяемая
экспериментально минимум для трех режимов
работы насоса: К = Еопт; И> 1,25 Еопт; Е<0,75ЕОПТ.
По данным испытаний строится зависимость -доп =
=/(И) (см. рис. 5.13, б).
Совместная работа насосов на общую сеть.
В процессе эксплуатации часто возникает необхо-
димость резко увеличить подачу или давление в
системе, что легко можно сделать, изменив число
совместно работающих машин.
При параллельном включении насосов суммар-
ные характеристики получают путем сложения по-
дач при одинаковом напоре (рис. 5.16, а). Каждый
из насосов должен развивать требуемый напор, а
сумма подач насосов должна равняться требуемой
подаче (при режиме высокого КПД).
Точка пересечения суммарной характеристики
с характеристикой сети определяет рабочую точку
параллельно работающих насосов. Очевидно, что
суммарная подача насосов при таком включении
меньше суммы подач каждого из насосов при инди-
видуальной работе на ту же систему. Параллельное
соединение насосов наиболее эффективно при по-
логой характеристике сети. Если насосы установле-
ны близко один от другого, сопротивлением трубо-
проводов между ними можно пренебречь.
Пуск в работу насосов при одинаковой частоте
вращения следует производить одновременно, по-
степенно открывая задвижку на обоих насосах. Эф-
фективность использования параллельного вклю-
чения насосов можно оценить по формуле
Ч + 41
п =------------
ср И/Пц
(5.64)
Из этого выражения следует, что насосы боль-
шой мощности должны работать с максимальным
КПД, а регулирование подачи целесообразно осу-
ществлять насосом малой мощности. Для устойчи-
} 5.1)
НАСОСЫ
439
И1+П
Рис. 5.16. Суммарные характеристики насосов
при совместной работе на общую сеть:
о — при параллельном включении; б — при последо-
вательном включении
вой работы насосы должны иметь стабильные на-
порные характеристики. При параллельной работе
насосов с нестабильной характеристикой резко
увеличивается зона неустойчивой работы и может
иметь место неравномерное распределение нагруз-
ки между насосами.
При последовательном включении насосов сум-
марные характеристики получают путем сложения
напоров при одинаковой подаче (рис. 5.16, б). По-
следовательное соединение насосов экономически
оправдывается при крутых характеристиках сети с
мачым значением Яст (статическая составляющая).
КПД системы при таком соединении можно оце-
нить выражением
И\ + И\\
’1ср = "1/п,*"11/П11' (5И)
Число последовательно включенных насосов
лимитируется прочностью корпусов и надежно-
стью работы концевых уплотнений.
5.1.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОДАЧИ ЛОПАСТНЫХ
НАСОСОВ
Обеспечение требуемой подачи возможно из-
менением числа работающих машин (ступенчатое
регулирование), воздействием на характеристики
сети или характеристики насоса.
При длительном изменении нагрузки подачу
регулируют путем изменения числа параллельно
включенных насосов, а в специальных конструкци-
ях — числа работающих ступеней. Наиболее рас-
пространенным и простым способом воздействия
на характеристику системы является дросселирова-
ние. Дросселирование осуществляется задвижкой,
устанавливаемой в непосредственной близости от
насоса на напорном трубопроводе. Дросселирова-
ние на всасывающем трубопроводе не рекоменду-
ется из-за опасности возникновения кавитации.
Для осевых насосов такой способ регулирования
недопустим, поскольку он вызывает увеличение
потребляемой мощности. В этом случае вместо
дросселирования экономически выгодно приме-
нять регулирование перепуском или частичным
сбросом подачи. Регулирование дросселированием
наиболее целесообразно применять для насосов с
пологой напорной характеристикой, так как потери
в дросселе в этом случае наименьшие при увеличе-
нии глубины регулирования.
Воздействие на характеристику машины воз-
можно путем:
а) изменения частоты вращения ротора двига-
теля. Этот способ наиболее рационален при усло-
вии, что двигатель допускает изменение частоты
вращения без заметного снижения КПД (электро-
двигатели постоянного тока, паровые турбины);
б) изменения частоты вращения ротора насоса
посредством гидро- или электромагнитных муфт.
Гидромуфты применяют в установках питательных
насосов и дымососов. Недостатком таких муфт яв-
ляется сложность конструкции и изготовления;
в) установки поворотных направляющих лопа-
стей перед рабочим колесом. Такой метод регули-
рования оказывается эффективным по сравнению с
другими способами для насосов с высоким значе-
нием wv;
г) поворота рабочих лопастей. Этот способ при-
меняется в осевых насосах, если имеется возможно-
сть поворота лопастей на ходу. По эффективности
он уступает только регулированию изменения час-
тоты вращения ротора двигателя.
Устойчивость работы лопастных насосов.
Помпаж. Лопастные насосы всегда работают с
пульсациями, обусловленными специфическими
свойствами их рабочих процессов. Некоторые ко-
лебательные процессы неизбежно возникают и в
сети, и в приводном двигателе, и в передаточных
механизмах.
Областью устойчивости работы называют ту
часть характеристики, в пределах которой после
нанесения возмущения (в системе насос — сеть)
снова устанавливается исходный режим работы.
Граница устойчивой работы зависит от формы
440
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд. 5
Рис. 5.17. Схема возникновения помпажа:
I—III — характеристики сети
вой. Возникает помпаж, т.е. явление автоколеба-
ний в системе насос — сеть.
При работе питательного насоса ТЭС в случае
повышения давления в котле характеристика сети
характеристик насоса, свойств сети (наличия или
отсутствия аккумулирующей способности), формы
характеристики сети и значения возмущения.
Если максимальный напор достигается при ре-
жиме холостого хода (К= 0), т.е. если d///d V <0,
то вся характеристика насоса является областью
устойчивой работы. Если в сети отсутствуют резер-
вуары, г.е. отсутствует аккумулирующая способ-
ность, то вся характеристика насоса является обла-
стью устойчивой работы при условии пересечения
характеристик насоса и сети в одной точке.
При определенных соотношениях энергетиче-
ский баланс между насосом и системой может
иметь место не в одной рабочей точке, а в двух
(рис. 5.17), причем условия работы в этих точках
будут различными. Режим работы в точке А устой-
чив, так как здесь dH/dV < 0. В точке В режим не-
устойчив: возмущение в сторону увеличения пода-
чи вызывает переход режима работы в точку Л; воз-
мущение обратного знака вызывает переход режи-
ма в точку D и затем снова в точку А. Таким обра-
зом, работа насоса в системе будет устойчива, если
выполняются условия
d(A/7)/dIz>0 и dHc/dV > dll/dV.
Работать на восходящей ветви характеристики
не рекомендуется, так как в этом случае создаются
благоприятные условия для неустойчивой работы.
Если система имеет характеристику, при которой
/7ст) < "о> то работа насоса на восходящей ветви
кривой И может быть устойчивой (точка £).
При наличии в сети аккумуляторов энергии
(паровой подушки в котле, длинных упругих тру-
бопроводов) амплитуда колебаний при нарушении
равновесия может достигнуть больших значений и
работа насоса вблизи точки максимума напорной
характеристики (точка С) может быть неустойчи-
эквидистантно перемещается до предельного зна-
чения (точка С сети II' на рис. 5.17).
При дальнейшем повышении давления режим
работы насоса скачкообразно переместится в зону
отрицательных подач, и при отсутс гвии обратного |
клапана жидкость из котла пойдет через насос. Дав-
ление в котле будет падать и, когда характеристика
сети достигнет значения, соответствующего напо-
ру холостого хода насоса, произойдет скачкообраз-
ный переход режима рабо гы насоса в зону положи-
тельных подач. Этот процесс может многократно
повторяться.
Работа насоса в условиях помпажа не допуска-
ется при эксплуатации. При наличии западающего
участка характеристики предотвратить или умень-
шить помпаж можно применением обратных кла-
панов с линией рециркуляции, обеспечивающих
работу насоса в системе с подачей К> И. m_v. Если
время закрытия обратного клапана меньше 1/4 пе-
риода колебания давления в системе, то помпаж
практически не возникает.
Насосы систем гидрозолоудаления и дрена-
жей. В качестве багерных насосов ТЭС чаще всего
применяются грунтовые центробежные насосы
тяжелого исполнения с внутренним бронирован-
ным корпусом. Основные технические данные на-
сосов типов ГрТ, ГруТ, Гр-Т2 приведены в табл. 5.9
Характерной особенностью таких насосов является
рабочее колесо с тремя рабочими лопастями и рас-
ширенные межлопастные каналы.
В системах теплоснабжения, водоснабжения,
откачки конденсата применяются центробежные
насосные агрегаты серии АЦМК (табл. 5.10), изго-
товляемые НПП ЛИНАС по ГОСТ 22247-85 взамен
насосов типа КМ.
Эти
насосные
агрегаты
имеют
более высокий КПД, их рабочие колеса изготов-
лены из хромированной стали, насосы перекачива-
ют жидкость с температурой до 140 °C.
Широкое распространение в качестве питатель
ных насосов в
котельных установках
малой
мощно-
сти получили многоступенчатые секционные н i
типа ЦНГС. Температура перекачиваемой воды не
должна превышать 105 °C, подпор на входе должен
быть более 10 м. Основные технические характерн
стики насосов типа ЦНСГ приведены в табл 5.11.
Для питания котлов малой мощности типа ВК
используются также вихревые насосы (табл. 5.12).
5.1.7. ОБЪЕМНЫЕ НАСОСЫ
К объемным
плунжерные,
чатые.
насосам
относят
поршневые
шестеренчатые,
винтовые,
пластин
5 5.1]
НАСОСЫ
441
Таблица 5.9. Багерные насосы ТЭС
Типо- размер* Подача, 3, м /ч Напор, м Допустимая вакуум- метрическая высота всасывания, м Максимальное давление на входе, МПа, не более кпд, % (на входе) Частота вращения, об/мин Максималь- ная мощ- ность, кВт
5ГрТ-8 150 35 7,8 0,35 66 1460 27,8
8ГрТ-8 400 38 7,0 0,38 67 985 79
12ГрТ-8 1330 58 7,0 0,58 69 735 380
20ГрТ-8 4000 70 6,5 0,70 73 500 1310
10ГруТ-8 740 38 8,0 0,38 65 735 147
16ГруТ-8 2140 58 7,2 0,58 68 585 618
10Гр-8-Т2 500—900 78—68 -1,0 — 60—65 985 255
12Гр-8-Т2 1000—1500 79—70 -1,0 — 55—54 985 440
* Первая цифра — 0,04 диаметра входного патрубка (1/25), мм; Гр — грунтовый; у — увеличенные про-
ходные сечения; Т — тяжелое двухкорпусное исполнение; вторая цифра — 0,1лу; Т2 — предназначен для пе-
рекачивания золовой или шлаковой пульпы с температурой до 50 °C.
Таблица 5.10. Центробежные насосы типа АЦМК (ГОСТ 10407-88)
Тип насоса* Мощность электродвигателя, кВт Оптимальные параметры
Ц м3/ч Н, м кпд, % //кав, м
АЦМК 50-32-125/132/2 1,1 12 18 60 1,0
АЦМК 50-32-125/142/2 1,5 12,5 20 61 1,0
| АЦМК 50-32-160/152/2 2,2 15 25 57 1,5
АЦМК 50-32-160/165/2 3,0 17,5 29 58 2,0
АЦМК 50-32-200/185/2 4,0 17,5 37 52 2,0
АЦМК 50-32-200/205/2 5,5 20 46 54 2,0
АЦМК 65-40-125/104/2 1,5 20 13 64 0,5
АЦМК 65-40-125/117/2 2,2 25 16 68 0,7
АЦМК 65-40-125/128/2 3,0 30 18 69 1,0
АЦМК 65-40-160/154/2 4,0 25 27 60 1,5
АЦМК 65-40-160/165/2 5,5 28 32 61 1,7
АЦМК 65-40-200/189/2 5,5 25 35 55 1,5
АЦМК 65-40-200/202/2 7,5 27 46 58 1,5
АЦМК 65-50-125/124/2 3,0 44 16 76 1,0
АЦМК 65-50-125/133/2 4,0 48 20 77 1,0
АЦМК 65-50-160/146/2 5,5 50 25 76 1,5
АЦМК 65-50-160/161/2 7,5 55 30 78 1,7
АЦМК 65-50-200/180/2 11,0 50 40 70 1,5
АЦМК 65-50-200/202/2 15,0 60 49 70 2,0
АЦМК 80-65-125/121/2 4,0 80 13 75 2,0
АЦМК 80-65-125/130/2 5,5 90 16 82 2,5
АЦМК 80-65-125/137/2 7,5 100 19 83 3,0
АЦМК 80-65-160/152/2 11,0 90 27 77 3,0
АЦМК 80-65-160/168/2 15,0 100 33 77 3,5
АЦМК 80-65-200/183/2 18,5 95 41 75 3,0
АЦМК 80-65-200/191/2 22,0 105 45 76 3,5
АЦМК 80-65-200/210/2 30,0 115 57 79 4,0
* А — агрегат; Ц —- центробежный; М — моноблочный; К — консольный; первые две цифры — диаметр
всасывающего патрубка, мм; вторые две цифры — диаметр напорного патрубка, мм; трехзначное число перед
косой линейкой — номинальный диаметр рабочего колеса, мм; трехзначное число после косой линейки — фак-
тический диаметр рабочего колеса, мм; последняя цифра за косой линейкой означает двухполюсный электро-
двигатель (2900 об/мин).
442
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
Таблица 5.11. Насосы типа ЦНСГ (ГОСТ 10401-88)
Тип насоса* Номинальные параметры Число ступеней
2 3 4 5 6 7 8 9 10
ЦНСГ-38 Подача, м3/ч — — — 38 — — — — -
ЦНСГ-60 — — — 60 — — — — -
ЦНСГ-38 Напор, м 44 66 88 НО 132 154 176 198 220
ЦНСГ-60 66 99 132 165 198 231 264 197 330
ЦНСГ-38 Мощность (с учетом 7,6 И,4 15,2 19 22,8 26,4 30,2 34 38
ЦНСГ-60 10 %-ного запаса), кВт 18 27 36 45 54 63 72 81 90
ЦНСГ-38 Масса, кг 200 228 256 284 312 340 368 395 424
ЦНСГ-60 235 269 304 339 389 425 462 498 535
* Центробежный насос секционный, горячий, цифры — номинальная подача, м3/ч.
Таблица 5.12. Вихревые (самовсасывающие) насосы для воды (ГОСТ 10392-89)
Типоразмер насоса Подача Ц 3, м /ч Напор Н, м Высота всасывания, м Частота вращения и. об/мин Мощность, кВт КПД насоса ’V %
ВК-1/16(ВКС-1/16) 1,1—8,7 40—14 6,0 1450 1,2—0,65 25
ВК-2/26 (ВКС-2/26) 2,7—8,0 60—20 5,0 1450 4,6—2,0 30
ВК-4/24 5,7—15,3 70—20 4,0 1450 7,0—2,0 37 1
ВК-5/24 8,5—18,4 70—20 3,5 1450 8,3—4,0 35
ВК-10/45 18—40 85—30 3,0 1450 17—30 32
Примечание Все насосы изготовляются Ливенским насосным заводом (ПО «Ливгидромаш»).
Поршневые насосы классифицируют:
1. По кратности действия:
а) одинарного действия — один цилиндр с од-
ной рабочей полостью (рис. 5.18, а, б);
б) двойного действия — один цилиндр с двумя
рабочими полостями (рис. 5.18, в);
в) тройного действия — агрегат из трех насосов
одинарного действия, у которых кривошипы смеще-
ны на 120° один по отношению к другому, имеющих
общую всасывающую и нагнетательные системы;
г) четверного действия — агрегат из двух насо-
сов двойного действия, у которых кривошипы рас-
положены под углом 90°;
д) дифференциального действия (рис 5.18, г).
2. По типу рабочих органов:
а) поршневые (рис. 5.18, а, в);
б) плунжерные (рис. 5.18, б, г), применяемые
для больших давлений.
3. По типу привода:
а) прямодействующие, если шток насоса непо-
средственно соединен со штоком двигателя;
б) приводные, если шток поршня насоса соеди-
нен с двигателем с помощью кривошипно-шатун-
ного механизма (рис. 5.18, б).
4. По назначению в теплоэнергетике:
а) питательные с давлением нагнетания до
5 МПа;
б) дозировочные.
Расчет поршневых насосов. Подача насоса.
м~ /с
Г = ity.yFSn/fti, (5.66)
2 2
где F — площадь сечения поршня, F = nd /4, м;
d — диаметр поршня, м; 5 — ход поршня, м; я —
число двойных ходов или частота вращения,
об/мин; i — кратность действия насоса (/ = 1,2,
3 или 4); Xj/ — коэффициент подачи, учитываю-
щий утечки жидкости из-за неплотностей в клапа-
нах, сальниках и уплотнениях поршня (для насо-
сов, применяемых в теплоэнергетике, 0,90—
0,95); £, — коэффициент, учитывающий влияние
штока; значения 5, и i приведены в табл. 5.13.
Степень неравномерности подачи насоса
(табл. 5.13)
5= V /V.
max
где Итах — максимальное (мгновенное) значение
подачи.
При неизвестной частоте вращения п диаметр
поршня, м,
d=
где ст — средняя скорость поршня, она выбирается
в пределах от 0,2 до 3,5 м/с.
Ход поршня, м, 5 = Sd, где S = S/d = 1—2
(меньшее значение соответствует насосам одинар-
ного действия).
15.11
НАСОСЫ
443
Рис. 5.18. Схемы поршневых насосов:
а— простого действия; б — с воздушными колпаками; в — двустороннего действия; г — дифференциаль-
ный; / — всасывающая труба; 2 — рабочая камера; 3 — напорный трубопровод; 4 — поршень (плунжер);
J — цилиндр; 6 — шток; 7 — всасывающий колпак; 8 — напорный колпак; 9 — вакуумметр; 10 — манометр;
11 — водомерное стекло; 12 — клапаны
Таблица 5.13. Коэффициенты, характеризующие подачу поршневых насосов
Коэффициент Значение коэффициента для насосов
одинарного действия двойного действия тройного действия четверного действия дифференциального действия
i 1 2 3 4 1
1 1 - 0,5(Jo/J)2 1 1 - 0,5(т/о/<7)2 1
5 3,14 1,57 1,047 1,11 3,14*, 1,57**
X 0,55 0,21 0,009 0,042 0,55*, 0,21**
* При всасывании.
** При нагнетании.
Примечание, d — диаметр поршня; dQ — диаметр штока.
444
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
Частота вращения, об/мин,
п = 30cm/S.
При заданной частоте вращения диаметр порш-
ня, м,
d= 4,24 Jv/(nSi&y),
где S = Sd.
Средняя скорость поршня ст, м/с, проверяется
по формуле
Ст ~ 30 '
Диаметры трубопроводов определяю! по при-
нятым скоростям жидкости: сн = 0,5—1,0 м/с; ск =
= 1,5—2,0 м/с.
Воздушные колпаки (рис. 5.18, 6) применяют
для выравнивания скорости движения жидкости во
всасывающем и напорном трубопроводах и увели-
чения допустимой высоты всасывания. Верхняя
часть колпаков в среднем па 1/3 заполнена возду-
хом, который благодаря своей упругости сглажива-
ет неравномерность подачи.
Объем воздушного колпака, м3,
Ик = 1,18(Х/Зк)хА,
где х — коэффициент, значения которого приведе-
ны в табл. 5.13; % — показатель изоэнтропы (для
воздуха % = 1,4); Зк — степень неравномерности
действия колпака,
\ — max ~ ^min^/^cp ’
где pinax, pmjn и /?ср — соответственно максималь-
ное, минимальное и среднее значения давления в
колпаке. Для колпаков на всасывающей стороне
Зк = 0,025—0,050; для колпаков на нагнетательной
стороне Зк = 0,010—0,025.
Допустимая высота всасывания, м (расстояние
от уровня жидкости в приемном резервуаре до
поршня насоса), определяется по формуле
„ (^-Л.ас-ДРвс-1-2, ’°4)
Ядоп = ----------—------------ X
где ра — давление на поверхности всасываемой
жидкости. Па; рнас — давление насыщения, Па;
Д/2ВС — сопротивление всасывающего тракта с уче-
том всасывающих клапанов, Па; 2 • 104 Па — запас
давления, устраняющий, возможность кавитации;
2
Fn — площадь поршня, м ; FB — площадь проход-
2
ного сечения всасывающего трубопровода, м ; /в —
Рис. 5.19. Действительная индикаторная дмагра»
ма поршневого насоса
общая длина всасывающей линии, м; г — раж!
кривошипа, м; п — число двойных ходов, 1/мин. I
При наличии воздушного колпака на всасываю- I
щей линии в формулу (5.67) вместо /в подставляю! I
длину всасывающей линии от воздушного колпак-
до насоса в метрах, а член Д/?вс должен учитывать'
дополнительное сопротивление, вносимое установ-
кой колпака.
С увеличением вязкости перекачиваемой жид-
кости, ростом сопротивлений и увеличением часто-
ты вращения коленчатого вала насоса допустимая
высота всасывания уменьшается.
Предельно допустимое число двойных ходов,
1/мин, одноцилиндрового насоса можно найти по
формуле
-pgtf„wl + 2-104)
—>------------------
X г
Индикаторная диаграмма поршневого насоса
(рис. 5.19) позволяет определить среднее индика-
торное давление /?, , Па.
Индикаторная (гидравлическая) мощность, кВт,
N, = pfSn^i/60 000 . (5.69)
Мощность, потребляемая насосом, кВт,
= (5.70)
где г|, — индикаторный КПД, ri/ - 0,85-—0,95.
Для подачи питательной воды в паровые бара-
банные котлы малой мощности котельных и ТЭЦ
используют питательные поршневые прямодейст-
вующие насосы (табл. 5.14).
55.11
НАСОСЫ
445
а)
Рис. 5.20. Характеристики прямоденствуюшего поршневого насоса:
а — зависимость подачи V и объемного КПД от числа двойных ходов п в минуту; б — зависимость
давления на стороне нагнетания рн от активного давления (р^ — р2)
Таблица 5.14. Паровые поршневые насосы для питательной воды котельных и нефтепродуктов
Марка насоса* з Подача V, м /ч Давление нагнетания, рк, МПа Число двойных ходов в минуту п, об/мин Ру ~Р2> МПа
ПДГ 6/20 1—6 2,0 25—110 0,9
ПДГ 40/30 15—40 3,0 20—50 0,8
ПДГ 125/30 50—125 3,2 15—45 0,75
ПДВ 10/30 2—10 3,2 30—80 2,0
ПДВ 10/50 2—10 5,0 25—80 3,2
ПДВ 16/50 4—16 5,0 20—70 3,2
ПДВ 25/50 10—25 5,0 25—60 3,2
ПНП 10/40 2—10 4,0 10—30 0,9
ПИП 160/16 30—160 1,6 16—50 1,05
ПНП 250/10 , 75—245 1,0 15—38 0,9
* ПДГ — паровой двухцилиндровый горизонтальный; ПДВ — то же вертикальный; ПНИ — паровой насос
прямодействующий; /?] - р2 — разность между давлением свежего пара р{ на входе в паровой цилиндр и про-
тиводавлением отработавшего пара р2 на выходе из цилиндра паровой машины (активное давление).
Характеристики поршневых насосов, получае-
мые в результате стендовых испытаний, можно
найти в каталогах насосов [26]. На рис. 5.20 приве-
дены характеристики прямодействующего парово-
го поршневого насоса (ПДГ-40/30).
Плунжерные дозировочные насосы типа НД
используют для подачи реагентов и некоторых хи-
мических веществ в водоподготовительных систе-
мах Насосы-дозаторы выпускают с подачей 0,01 —
2,5 м /ч на давление 1—40 МПа.
В табл. 5.15, 5.16 даны характеристики масля-
ных роторных и вакуумных насосов.
5.1 8. ГЛАВНЫЙ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ НАСОС
РЕАКТОРОВ ТИПА РБМК
Главный циркуляционный насос (ГЦН) ЦВН-8
представляет собой единый агрегат, состоящий из
насоса, выносного электродвигателя и вспомога-
тельных систем с контролируемой протечкой запи-
рающей воды.
Основной (номинальный) режим ЦВН-8 — дли-
тельная параллельная работа шести насосов (два
насоса в резерве) при номинальных параметрах те-
плоносителя (температура на всасе 270 °C, давле-
ние 7 МПа).
Основные параметры насоса ЦВН-8 представ-
лены в табл. 5.17.
Гидравлические характеристики насоса ЦВН-8
на горячей воде представлены на рис. 5.21. Для
бескавитационной работы насоса должен быть
обеспечен подпор Д/?доп сверх упругости паров пе-
рекачиваемой жидкости. Допускается кратковре-
менная работа насоса (не более 5 мин) с подпором
446
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд 5
Таблица 5.15. Роторные насосы для масла
Типоразмер насоса з Подача V, м /ч Давление нагнетания, МПа Высота всасывания, м Частота вращения п, об/мин Мощность двигателя кВт
Шестеренчатые насосы (ГОСТ 19027-89)
Ш2-25-1.4/16 1,4 1,57 5 1430 1,1
Ш 5-25-3,6/4 3,6 0,392 5 1430 1,1 I
1118-25-5,8/25 5,8 0,245 5 1430 1,1 1
ШФ2-25-1,4/4 1,4 0,392 5 1430 0,45
ШФ2-25-1,4/6 1,4 0,588 5 1430 0,55
ШФ2-25-1,4/14 1,4 1,37 5 1430 1,2
ШФ2-25-0,8/14 0,8 1,37 5 970 0,8
ШФ-8-25-5,8/3 5,8 0,293 5 1450 1,2
ШФ40-6-18/4 18 0,392 5 980 5,0
ШФ40-6-18/5 18 0,490 5 980 5,0
Ш80-6-36/3 36 0,0392 4 980 10
Винтовые насосы (ГОСТ 20883-89)
ЗВ4/25-6,5/25 6,6 2,45 6 2900 7,5
ЗВ4/25-3,2/5 3,2 0,49 6 1450 1,5
Винтовые насосы (ГОСТ 20883-89)
3B40/25-32/25 3,2 2,45 6 1460 40
ЗВ40/25-35/4,5 35 0,44 5 1500 13
ЭНВ45/25 45 2,45 — 1460 55
ЭНВ45/6,3 45 0,44 — 1450 22
ЭНВ85/25 85 2,45 — 1470 100
Примечание. Все насосы изготовляются Ливенским насосным заводом (ПО «Ливгидромаш»).
Таблица 5.16. Вакуум-насосы
Типоразмер насоса Подача V, м3/ч Вакуум, мм рт. ст. Расход охлаждающей з воды, м /ч Частота вращения и, об/мин Мощность двигателя, кВт
Низкого и среднего вакуума
КВН-4 20 440 0,3 1500 1,7
КВМ-8 40 440 0,3 1500 2,8
РМК-2 216 80% 0,3—0,6 1500 4,0
ВВН-3 237 90% 0,72 1500 7,5
ВВН-6 360 70% 0,6—0,72 1500 17
ВВН-50 3000 70% 0,42 750 100
Высоковакуумные
ВН-461М 3 5 • 10“3 — 1500 0,6
НВР-5Д 18 5 • 10~3 — 1500 1,1
НВЗ-20 72 5- 10“3 — 1500 2,2
НВЗ-50Д 180 5 • 103 — 1500 7,5
на всасе, на 30 % меньшим, чем это указано на
рис. 5.21.
5.1.9. ГЛАВНЫЕ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ НАСОСЫ
РЕАКТОРОВ ТИПА ВВЭР
Гпавный циркуляционный насос представляет
собой единый агрегат, состоящий из насоса, вы-
носного электродвигателя и вспомогательных сис-
тем с механическим уплотнением вала (табл. 5.18,
рис. 5.22): ГЦН-317 (рис. 5.23) предназначен для
создания циркуляции теплоносителя в замкнутом
контуре АЭС с ВВЭР-440, ГНЦ-195 (рис. 5.24) для
создания циркуляции теплоносителя в замкнутом
контуре АЭС с ВВЭР-1000. ГЦН устанавливается
на «холодной» части петли реакторного контура.
15.1)
НАСОСЫ
447
Таблица 5.17. Основные параметры насоса
ЦВН-8
Параметр Значение
I Подача насоса, м3/ч 8000±200
1 Температура перекачиваемой жид- I «ости на всасе, °C 270
Давление на всасе, МПа 7,0
I Напор насоса, МПа 2,0
Подпор на всасе сверх упругости па- ров перекачиваемой жидкости, МПа Не менее 0,23
Мощность на валу насоса, кВ г 4300
1 Частота вращения вала насоса (син- 16,7
кронная), с 1
Рабочая среда Вода первого
контура
Протечки запирающей воды в кон тур (на всех режимах) в пределах, м /ч 0—0,025
Свободный слив запирающей воды после концевого уплотнения (на всех режимах) в пределах, м3/ч 0—0,025
Температура запирающей воды, °C, не более 65
Масса ГЦН с электродвигателем (без деталей установки), т 106
Габаритные размеры, мм:
в плане 3070x2750
высота 9850
Рис. 5.21. Гидравлические характеристики иасоса
ЦВН-8 в горячем режиме (температура на всасе
265 °C, давление 8 МПа):
Н — напор; N — мощность; Т] — КПД насоса с элек-
тродвигателем; ДЛдоп — минимально допустимый
подпор на всасе насоса; Q — подача насоса
Таблица 5.18. Основные параметры насосов
ГЦН-317 и ГЦН-195
Параметр Типоразмер насоса
ГЦН-317 (ВВЭР-440) ГЦН-195 (ВВЭР-1000)
-3 3 Подача насоса, 10 м /ч 7,1 20
Температура теплоноси- теля, °C 270 300
Давление на всасе, МПа 12,5 15,6
Расчетное давление, МПа 14,0 18,0
Расчетная температура, °C 335 350
Напор насоса, МПа 0,4 ± 0,025 0,675 ± 0,025
и -1 Частота вращения, с 25,0 16,7
Мощность, потребляемая насосом из сети при рабо- те на горячей воде, МВт 1,4 5,3
То же на холодной воде, МВт 1,6 7,0
Номинальное напряжение электродвигателя, В 6000 6000
Организованные протечки запирающей воды после основных ступеней уплот- 3, нения, м /ч 0,3—2,0 0,3—3,0
Протечки запирающей во- ды в контур (на всех режи- х 3, мах), м /ч 0—0,4 0—0,6
Свободный слив запираю- щей воды после концевого уплотнения (на всех режи- мах), м3/ч 0—0,05 0—0,05
Температура запирающей воды, °C, не более 70 70
Расход воды про межу точ- 3, ного контура, м /с. не ме- 0,012 0,015
нее
Масса ГЦН с электродви- гателем (без деталей уста- новки), г 55 118
Габаритные размеры, мм:
в плане 3400x3820 4700x5000
высота 9300 11 500
Примечания. 1. Запирающая вода применяется
после системы водоочистки с активностью не выше
3,7- 105—3,7- 106 Бк/л.
2. Непрерывная работа насоса на всех эксплуата-
ционных режимах составляет 8000 ч в год.
3. Срок службы насоса 30 лет.
448
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд.
Рис. 5.22. Циркуляционный насос большой пода-
чи с механическим уплотнением вала
(Q = 5,6 м3/с):
1 — вал электродвигателя; 2 — маховик; 3 — элек-
тродвигатель; 4 — соединительная муфта; 5 — ради-
ально-упорный подшипник; б — узел уплотнения;
7 — корпус; 8 — нижний радиальный гидростатиче-
ский подшипник; 9 — вал насоса; 10 — рабочее
колесо
Основной {номинальный) режим ГЦН-317 —
длительная параллельная работа шести насосов
при номинальных параметрах теплоносителя.
Основной (номинальный) режим ГЦН-195 —
длительная параллельная работа четырех насосов
при номинальных параметрах теплоносителя. Все
детали и узлы ГЦН, соприкасающиеся с теплоноси-
телем, охлаждаются водой промежуточного конту-
ра и запирающей водой и изготовлены из сталей,
стойких к коррозии и эрозии. Наиболее освоенная в
производстве сталь 10Х18Н10Т.
Рис. 5.23. Гидравлические характеристики насоса
ГЦН-317 в горячем режиме (температура на всасе
270 °C, давление 12,5 МПа)
Рис. 5.24. Гидравлические характеристики насоса
ГЦН-195 в горячем режиме (температура на всасе
300 °C, давление 15,6 МПа)
5.1.10. ВЫБОР НАСОСОВ ПО КАТАЛОГАМ
В основу выбора оборудования для заданных
условий работы положены экономические требова-
ния. Выбор насосов производится по каталогам в
зависимости от их назначения (питательные, кон-
денсационные, циркуляционные и т.д.). Выбран-
ный по каталогу насос должен обеспечить требуе-
мый напор при заданной подаче в области значений
КПД, близких к максимальному.
Для выбора насосов в каталогах приведены по-
ля характеристик. Границы поля характеристик
насоса определяют из условия минимально допус-
тимого его КПД. Следовательно, каждая точка по-
ля может быть выбрана в качестве рабочей. Поля
характеристик центробежных насосов получают
путем уменьшения наружного диаметра рабочего
колеса обточкой на токарном станке. В зависимо-
сти от типа насоса возможно уменьшение диамет-
ра на 10—20 %.
На рис. 5.25 приведены поля характеристик
консольных центробежных насосов [23]. Пользуясь
сводным графиком полей характеристик, находят
подходящий тип насоса. Следует помнить, что при
регулировании подачи от ГП1|П до Ктах режим рабо-
ты насоса не должен выходить из поля характери-
стик. Если это не может быть выполнено, то вари-
§5.2]
ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
449
ант с одним насосом неприемлем. По частоте вра-
щения, указанной в поле характеристик, и в зависи-
мости от предполагаемых условий работы выбира-
ют тип электродвигателя. Мощность двигателя для
привода насоса, кВт, определяют по формуле
ЛА VLP
N = т-------— ,
дв 1000т]е
(5.71)
где т = 1,1—1,5 — коэффициент запаса (меньшие
значения т соответствуют насосам большей еди-
ничной мощности).
Поля характеристик осевых насосов получают
изменением угла установки рабочих лопастей.
Каждый из насосов может иметь несколько по-
лей характеристик, соответствующих нескольким
значениям частоты вращения ротора.
5.1.11. ИСПЫТАНИЯ НАСОСОВ
Испытания проводят для определения действи-
тельных характеристик насоса. Насосы испытыва-
ют в лабораторных условиях (как правило, моде-
ли), на заводских испытательных стендах или непо-
средственно на месте эксплуатации в промышлен-
ных условиях.
Малые и средние насосы (N < 400 кВт; <
<400 мм) обычно испытывают на чистой воде при
температуре не выше 50 °C и при частоте враще-
ния, отличающейся от номинальной не более чем
на ±5 %. Испытательные стенды выполняют по за-
крытой схеме циркуляции жидкости. Крупные на-
сосы допускается испытывать при пониженной
частоте вращения, но отличающейся от номиналь-
ной не более чем в 2 раза.
Различные методы проведения испытаний жид-
костных насосов подробно изложены в [29]. Описа-
ние измерительных устройств и приборов, приме-
няемых для определения основных параметров ра-
боты насоса (подачи, мощности, частоты вращения,
давления), см. в разд. 7 книги 2 настоящей серии).
5.2. ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
5.2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОДУВНЫХ МАШИН.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
По значению развиваемого давления газодув-
ныс машины подразделяются:
1) на вентиляторы, характеризующиеся отно-
шением давлений е = лк = р /рн = 1,0—1,1. Вен-
тиляторы, перемещающие дымовые газы, называ-
ются дымососами. При анализе работы вентилято-
ров можно пренебречь влиянием сжимаемости, так
как при изменении давления на 10 % плотность сре-
ды меняется незначительно;
2) газодувки {воздуходувки), Е = 1,06—4,0. Воз-
духодувки, создающие разрежение, называются
эксгаустерами',
3) компрессоры, Е > 4;
4) компрессоры, создающие разрежение и на-
зываемые вакуум-насосами.
Вентиляторами могут быть только лопастные
машины, газодувками и компрессорами — газодув-
ные машины всех типов.
Основные рабочие параметры вентилято-
ров. Давлением, развиваемым вентилятором, Па,
называется разность полных запасов энергии после
и до вентилятора, отнесенная к 1 м3 газа,
2 2
с —с
К Н /Г
/7=/?к~Л1 + Р—2—' (5'72)
Значения индексов те же, что и для насосов (см.
рис. 5.2).
Необходимое давление вентилятора, Па, рабо-
тающего на данную сеть, находят из выражения
Р=РссЬ+ Рсса + &Р~РС> (5.73)
где /?ст ь и рсса — избыточное статическое давле-
ние соответственно в напорном и приемном ре-
15-1937
450
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
зервуаре (например, в топке котла); А/? — сопро-
тивление газового (воздушного) тракта, в том
числе потеря давления с выходной скоростью;
рс — самотяга, Па,
Рс (Рв “д)»
(5.74)
где рв — плотность наружного воздуха; рг— сред-
, 3
няя плотность перемещаемого газа, кг/м ,
Рг = J Р dr •
~'а z
а
(5.75)
Мощность, потребляемая вентилятором, кВт,
Ne = р К/1000т],,.
(5.76)
Треугольники скоростей (рис. 5.26, в) строго; 1
так же, как для осевого насоса (см. п. 5.1.4). I
5.2.3. ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ ВЕНТИЛЯТОРЫ
В отличие от насосов вентиляторы могут бщ I
изготовлены с лопастями, как загнутыми над
(Р2я < 90°), так и загнутыми вперед (Р2л ISOi 1
Расчет таких вентиляторов отличается от расчел
центробежного насоса (см. п. 5.1.3) главным обрг
зом выбором ряда коэффициентов.
Коэффициент R в формуле (5.11) определяете!
из условия достижения максимального КПД и со-
ставляет 3,6—4,2.
Теоретическое давление, Па, развиваемое вен-
тилятором,
P-v = Р;-г = Р(и2с2и - и1с1к)- (5.78)
5.2.2. ОСЕВЫЕ ВЕНТИЛЯТОРЫ
Осевые вентиляторы, как правило, выполняют-
ся одно- или двухступенчатыми и отличаются раз-
нообразием схем, представляющих собой различ-
ные сочетания рабочего колеса (РК), направляюще-
го (НА) и спрямляющего (СА) аппаратов. Входной
направляющий аппарат (ВНА) первой ступени вы-
полняют поворотным (рис. 5.26, б) для возможно-
сти регулирования подачи.
Подавляющее большинство высоконапорных
одно- и многоступенчатых вентиляторов выполня-
ются по схеме: ВНА + РК + СА. Во избежание по-
явления сильного шума и повышенных напряже-
ний в осевых вентиляторах ограничиваются окруж-
ными скоростями концов рабочих лопаток до
120 м/с. Относительный диаметр втулки v = 0,4—
0,8 (большие значения для высоконапорных ма-
шин). Коэффициент расхода <р = ca/wB принимают
в пределах 0,4—0,8. Наружный диаметр рабочего
колеса с/в, м, может быть определен из уравнения
неразрывности,
<4 = 2,9-------1----(5.77)
V<p/7v(1 -V )
где = са/ивг = 0,6—1,0.
Далее определяют диаметр втулки dBT = vdB и
находят длину лопасти, м, I - (dB - бвт)/2 .
Число лопастей определяют таким образом,
чтобы при выбранном относительном шаге 7 хор-
да профиля составляла b » I у коротких (/ < 50 мм)
и b = 0,5/ у длинных лопастей. Кроме того, у по-
следних хорда профиля у вершины меньше, чем у
корня: bB = (1—0,7)6вт.
Коэффициент давления (напора) вентилятора
- — 2 I
Р = Н = /?/(ргг2)
у машин с лопастями, загнутыми назад, принимают
таким же, как и для насосов, р - 0,3—0,6; при за-
гнутых вперед лопастях р = 0,8—1,5. Гидравличе-
ский КПД т]г у машин с р2л < 90° достигает 0,9, а
у машин с сильно загнутыми вперед лопастями
(Р2л= *80°) — лишь 0,65. Скорость перед рабочими
лопастями, м/с, принимается меньше, чем у насо-
сов: с1г = (0,6—0,8). I
Оптимальный угол атаки существенно возрас-
тает для сильно загнутых вперед лопастей: углам
Р2 = 140—180° соответствуют углы атаки / m = I
= 40—50°
Вентиляторы с сильнозагнутыми назад лопастя-
ми изготовляют с отношением скоростей с2г/С|г = I
= 1,0—1,5.
Формула (5.29) для сильно загнутых вперед ло-
пастей не обеспечивает требуемой точности опре-
деления Р2, и поэтому такие машины необходимо
подвергать экспериментальной доводке. В послед-
ние годы в вентиляторостроении в связи с отсутст-
вием надежного метода расчета и наличием боль-
шого числа аэродинамических схем центробежных
вентиляторов, разработанных в разных организа-
циях, при создании новых машин используют, как
правило, уже известные аэродинамические схемы.
Характеристики этих вентиляторов определяют пе-
ресчетом данных, полученных при испытании мо-
делей [17].
5.2.4. ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЕНТИЛЯТОРОВ
Характеристики вентиляторов изображаются
так же, как характеристики лопастных насосов
15.2]
ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
451
Рис. 5.26. Схемы осевых вентиляторов:
а — двухступенчатый со спрямляющим аппаратом; б — двухступенчатый с входным направляющим
аппаратом; в — профили и треугольники скоростей осевого вентилятора по схеме б; 7 — рабочее колесо;
2 — направляющий аппарат; 3 — спрямляющий аппарат; 4 — входной поворотный направляющий аппарат;
5 — диффузор
Различие заключается лишь в том, что вместо напо-
ра Н используется давление р = pHg. Соответствен-
но этому в зависимостях (5.59) выражение давле-
ния принимает вид
£1 _ x2f—V—
Р ~ Р кр
(5.79)
452
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
(Разд 5
Для дымососов, мельничных вентиляторов и
других машин, работающих на запыленных газах,
для пересчета характеристик используются выра-
жения:
Рр = ~кр^Р',
Л'ц = Ml +
____________Т]______
1 + (кр +
(5.80)
Параметры с индексом относятся к запыленным га-
зам при концентрации пыли (золы, угольной пыли)
ц, кг/кг; кр и к^— опытные коэффициенты, завися-
щие от режима работы, на холостом ходу кр ~ 0—
0,1, к^ = 1,0—1,1; на расчетном режиме к ~ 0,5,
kN - 1,5—1,7 (закон изменение кр и kN можно при-
нять линейным).
Безразмерные характеристики. Моделиро-
вание вентиляторов. Расчет вентиляторов по ме-
тоду подобия производится таким же образом, как
и расчет насосов. Для определения удельной часто-
ты вращения вентиляторов применяется зависи-
мость
j/1/2 pl/2
ПУ = 5,5п~ЗМ = 82Тз/4 ’
Ро Р
где р0 = р(р0/р); Ро = 1,2 кг/м3.
По безразмерной характеристике модели, вы-
бранной по найденной пу, определяют V, р, У
и т]. Для расчета наружного диаметра рабочего ко-
леса пользуются формулами:
_ ‘--К I
Найденные по обеим формулам значения А
должны совпасть. Установив <72, определяют все
размеры вентилятора (приведенные на аэродина-
мических схемах [17, 27] в процентах d-f) и окруж-
ную скорость и2, м/с, необходимую для оценки
прочности колеса. Требуемую мощность, кВт, вен-
тилятора находят по формуле
N = 7,85 • 10-1 . (5.83)
На рис. 5.27 представлены аэродинамические
схемы, а на рис. 5.28 — безразмерные характеристи-
ки вентиляторов, применяемых в качестве дутьевых
453
ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
0 84,6
Рис. 5.27. Аэродинамические схемы центробежных вентиляторов Промэнерго:
-в — соответственно 0,8—37; 0,7—160 и 0,7—156 (первая цифра — отношение диаметров d}/d2,
вторая цифра — значение угла Р2Л)
454 НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ [Разг] §
Рис. 5.28. Безразмерные характери-
стики центробежных вентиляторов
Промэнерго:
а—в — соответственно 0,8/37; 0,7/160;
0,7/156 (см. подписи к рис. 5.27)
вентиляторов и дымососов. Схемы 0,7/160 =
- 0,7; Р2 - 180 - 160 = 20°) применяются в дутьевых
вентиляторах АО «Бийскэпергомаш» для парогене-
раторов производительностью от 20 до 950 т/ч.
Последовательное и параллельное включение
вентиляторов осуществляется по тому же принци-
пу, что и соответствующее включение насосов
(см. § 5.1).
5.2.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ ВЕНТИЛЯТОРОВ
И ВЫБОР ИХ ПО КАТАЛОГАМ
Регулирование вентиляторов осуществляется
теми же способами, что и регулирование лопастных
насосов (см. п. 5.1.6). Применение дросселирования
более рационально на стороне всасывания с целью
некоторого повышения КПД. Регулирование круп-
ных центробежных вентиляторов и дымососов ТЭС
осуществляется главным образом посредством раз-
личного типа направляющих аппаратов.
Выбор вентиляторов по каталогам. По ката-
логу выбирают машину на параметры:
рк = 1,1(рк/р)р; Кк=1,05Д (5.84)
где р, V и р — заданные параметры вентилятора;
рк— плотность, к которой приведены характери-
стики машин в каталоге. Согласно ГОСТ 10616-90
за рабочий участок характеристики принимают ту
ее часть, где полный КПД находится в пределах
0>9т)тах-
Данные по тягодутьевому оборудованию,
выпускаемому отечественной промышленностью,
приведены в табл. 5.19 [17, 27].
15.2]
ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
455
Таблица 5.19. Тягодутьевые машины (ГОСТ 29310-92)
Тип , машины Подача К з тыс. м /ч Полное давление р. Па Темпера- тура газа /, °C КПДп, % Частота вращения п, об/мин Потребляемая мощность N, кВт Предприятие- изготовитель
ВДОД-31,5 800/850 5550/6250 Дутьевы 30 вентил 82,7 яторы 596 1540/2000 АО «Сибэнергомаш»,
ВДН-24Х2-11у 500/400 3620/2550 30 84 735/590 650/290 г. Барнаул То же
ВДН-28-lly 430/345 4600/2950 30 85 740/590 1000/500 »
ВДН-26-lly 350/280 4600/2900 30 83 740/590 630/320 »
ВДН-24-lly 275/220 3900/2450 30 83 740/590 400/200 »
ВДН-22-IIy 210/167 3250/2050 30 85 740/590 250/125 »
ВДН-20-11 222/173 4500/2700 30 82 980/740 400/170 »
ВДН20-11у 170/127 4270/2450 30 82 980/740 320/145 »
ВДН-18-11 156/120 3750/2200 30 83 980/740 250/105 »
ВДН-18-lly 117/88 3500/2000 30 82 980/740 200/85 »
ВДН-32Б 475/385 6100/4000 30 87 730/590 1250/725 »
ВДН-15 50 3450 30 84 980 58,5/27 АО «Энергомаш»,
ВДН-12,5 24/18 2450/1900 30 84 980/740 100 г. Хабаровск АО «Бийскэнерго-
ВДН-11,2 17/13 1960/1130 30 83 980/740 16,4/13,2 маш», г. Бийск То же
ВДН-9 9/7 1280/715 30 83 980/740 5,7/4,8 »
ВДН-8 6,2 1000/580 30 82 980/740 5,7/4,8 »
ВГДН-15 50 1560 Вентилятор 400 оы горяч 82 его дутья 980 27,5 АО «Энергомаш»,
ВГДН-12,5 27 1070 400 82 980 10 г. Хабаровск АО «Бийскэнерго-
ВГД-20у 146 2700 400 67 730 156 маш», г. Бийск АО «Сибэнергомаш»,
ВГД-15,5у 85 2800 400 70 970 95 г. Барнаул То же
ВГД-13,5у 60 2150 400 70 970 51 »
ВМ-20А 150 12650 Мелъничн 70 ые вентг 81 тяторы 1480 660 АО «Энергомаш»,
ВМ-17 58 900 70 82 1480 180 г. Хабаровск То же
ВМ-180/1100 180 12550 120 76 1480 800 АО «Сибэнергомаш»,
ВМ-160/850у 160 8800 60 72 980 540 г. Барнаул То же
ВМ-75/1200-11у 43,6 2800 400 71 980 48 »
ВМ-50/1000-11у 53,6 5400 400 71 1480 112 »
ВВСМ-Зу 60 4700 80 62 980 125 »
ВВСМ-2у 33 5040 80 62 980 73 »
BBCM-ly 14 5200 80 62 1480 33,5 »
ДОД-43 1335/1520 3500/4500 д 100 ымосось 82,5 370 1570/2500 АО «Сибэнергомаш».
ДОД-41 1080/1220 3150/4100 100 82,5 370 1150/1880 г. Барнаул То же
ДО Д-З 1,5 725/850 3200/4350 100 82,5 496 790/1360 »
ДОД-28,5 585/680 3750/5120 100 82,5 596 745/1310 »
456
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
Окончание табл. 5 Н
Тип Подача V, тыс. м3/ч Полное давление р, Па Темпера- тура газа t, °C КПДр, % Частота вращения п, об/мин Потребляемая мощность N, кВт Предприятие- изготовитель
ДН-26х2 475 4600 100 83 744 790 АО «Сибэнергомаш. г. Барнаул
ДН-22х2 285 3300 100 83 744 345 Тоже
Д-25х2-ШБ 650 3650 200 Дь 68 1МОСОСЫ 585 1290 »
Д-20х2 245 4000 200 70 730 460 АО «Красный котель- щик», г. Таганрог
Д-18х2 180 3230 200 70 730 270 То же
ДН-24 176/145 3820/2450 100 83 740/590 234/123 АО «Сибэнергомаш» г. Барнаул
ДН-21 138/105 5480/2870 100 85 980/740 262/105 Артемовский машиностроитель- ный завод, г Артем
ДН-17 75/55 3600/1870 100 84 980/740 78,5/36 АО «Энергомаш», г. Хабаровск
ДН-12,5 26,7/19,8 1920/750 100 83 980/740 17,8/5,2 АО «Бийскэнерго- маш», г. Бийск
ДН-9 10/76 1000/570 100 83 980/740 3,5/1,5 То же
5.3. КОМПРЕССОРЫ
5.3.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ. ОСНОВНЫЕ РАБОЧИЕ
ПАРАМЕТРЫ
£а.к = cP't
1
Применение уравнения состояния идеального
газа для расчета компрессорных процессов дает
тем большую ошибку, чем ниже температура газа и
выше его давление. Поэтому при конечном давле-
нии воздушного компрессорного процесса более
5 МПа следует пользоваться уравнением состояния
реального газа
p = -pRT, (5.85)
где z — коэффициент сжимаемости, опытные зна-
чения которого в зависимости от безразмерных ве-
личин р/ркр и Т/ Ткр приведены в [22]; R — газо-
вая постоянная, Дж/(кг • К).
Степень повышения давления в компрессоре'.
1)по статическим параметрам ек = рк/ра', 2) по
параметрам торможения е* = р*к/р*и
Мощность, потребляемая компрессором, кВт-
для нсохлаждаемых компрессоров
GL
N = --------------------:---
е 1000г1а.к
а.к
(5.86)
для охлаждаемых компрессоров
N GL—
‘ ЮООТ1И,К’
(5.86а)
где Ья к и Аиз к — изоэнтроппая (адиабатная) и изо-
термическая работы:
'-ИЗ.К = =
= lnpK/pH +
Ср — теплоемкость при постоянном давлении;
х — показатель изоэнтропы; Т)а к и т]из к — полные
(с учетом утечек и механических потерь) изоэн-
тропный и изотермический КПД компрессора:
Ла.к = 'Пиз.к = °’5—°’85-
Изоэнтропный КПД (без учета механических
потерь и утечек) может быть определен по резуль-
татам испытаний:
X - I
* х 1
£К “ , , х
да = Д1 -?)•
z к ' 7 н 1
(5.88)
Коэффициент q учитывает отдачу теплоты наруж-
ному воздуху через корпус компрессора и равен:
для небольших центробежных компрессоров с рас-
ходом до 1 кг/с 0,025—0,035; для крупных центро-
бежных компрессоров с расходом до 5 кг/с 0,02—
0,025 и для осевых компрессоров 0,01—0,02.
15.3]
КОМПРЕССОРЫ
457
Рис. 5.29. Соотношение между политропным и
изоэнтропным КПД компрессора
Применение теплоизоляции корпуса и трубо-
проводов приводит к снижению q в 2—3 раза.
Для оценки эффективности неохлаждаемых
компрессоров и отдельных его ступеней использу-
ется также политропный КПД
Г"* Г г
П.К П.К ол\
11 пк = юоо/v/ Т1п = 77’
где £п к — политропная работа, Дж/кг, определяе-
мая по формуле
£n.« =
(5.90)
здесь п — показатель политропы; LT — теоретичес-
кая работа сжатия ступени.
Политропный КПД неохлаждаемого компрес-
сора (без учета утечек и механических потерь) мо-
жет быть определен по результатам испытаний:
(х- 1) In Е*
-----;--Г (1
xlnT*/7’*
-</)
(5.91)
Между политропным и изоэнтропным КПД су-
ществует зависимость, графически изображенная
на рис. 5.29.
Для неохлаждаемых машин между политроп-
ным КПД и средними показателями политропы и и
изоэнтропы х существует зависимость
х - 1 и
Лп ~ х и- 1 '
(5-92)
Относительный изотермический КПД, приме-
няемый для оценки объемных одноступенчатых
компрессоров с интенсивным охлаждением, можно
найти по формуле
= R Нрк/рн)
И3 ~ Сд^к/Гн ~ 1)
(5.93)
Расчет с использованием параметров торможе-
ния здесь не имеет смысла, так как в начале и в кон-
це процесса сжатия скорости газового потока не-
значительны.
Значения т)а, т]п и диз определяют степень при-
ближения данного реального процесса сжатия к од-
ному из теоретических.
5.3.2. ПОРШНЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Классификация поршневых компрессоров.
Большое многообразие поршневых компрессоров
является следствием признаков, по которым раз-
личаются их рабочие цилиндры, а именно: типы
цилиндров, их расположение в пространстве и со-
четание.
По принципу действия поршневые компрессо-
ры подразделяются на машины одинарного и двой-
ного действия, по числу ступеней — на односту-
пенчатые, двухступенчатые, дифференциального
действия и многоступенчатые; по числу рядов рас-
положения цилиндров — на однорядные, двухряд-
ные и многорядные; по ориентации цилиндров —
на угловые, U-образные, оппозитивные (со встреч-
ным движением поршней); по устройству механиз-
ма движения поршня — на крейцкопфные и бес-
крейцкопфные.
Бескрейцкопфное выполнение (непосредствен-
ное соединение шатуна с поршнем) применяют
только для небольших машин, так как они имеют
ряд недостатков: пониженный механический КПД,
большие утечки газа, менее эффективное использо-
вание рабочего объема цилиндра, повышенный
унос дорогого масла из картера и сильное загрязне-
ние им сжимаемого газа. Преимуществами малых
бескрейцкопфных компрессоров являются малая
масса и простота выполнения. В подавляющем
большинстве случаев охлаждение воздуха в порш-
невых компрессорах целесообразно в целях умень-
шения потребляемой мощности и совершенно необ-
ходимо для обеспечения безопасной работы. В со-
временных небольших компрессорах применяют
внутреннее охлаждение в виде водяной рубашки.
На ТЭС и АЭС поршневые компрессоры при-
меняют весьма ограниченно в качестве вспомога-
тельного оборудования (как источник сжатого воз-
духа), используемого главным образом в период
монтажа и ремонта.
Конструкции и методы расчета поршневых
компрессоров, способы их регулирования, обору-
дование компрессорных станций и правила их экс-
плуатации достаточно подробно изложены в [18].
5.3.3. ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Расчет неохлаждаемых центробежных ком-
прессоров. Для расчета обычно заданы G или К рн,
Гн, Ек. В большинстве случаев для первой группы
ступеней рационально применение колес компрес-
сорного типа (закрытых) с выходными углами Р2 ~
= 45—55° и <р2г = 0>24—0,28 для лопастного диф-
458
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
фузора и <р'2г = 0,28—0,35 для безлопастного диф-
фузора.
Решающее значение имеет выбор окружной
скорости. Значение следует принимаю, возмож-
но большим, но не более »2тах’ м^с-
Из условия сохранения высокого КПД
(5’4>
где Ми = «2//<7н < 0,8 — скорость звука, найденная
по параметрам перед компрессором.
Верхний предел окружной скорости определя-
ется конструкцией рабочего колеса и применяемы-
ми материалами. Для закрытых рабочих колес с на-
клоном покрывающего диска около 10—12° обычно
< 300 м/с. В компрессорах стационарных устано-
вок и2 < 270 м/с при работе на воздухе.
В компрессорах авиационного типа с полуоткрыты-
ми колесами и Р2л = 90° w2 достигает 500—550 м/с.
Требующуюся частоту вращения, об/мин, нахо-
дят из уравнения
„,33.9 (5.95)
з
где К2 — объемная подача, м /с, в сечении за рабо-
чим колесом первой ступени, И2 = G/p2 .
Отношение р2/рн = ^г? = М—1,3 (оценивает-
ся предварительно), Ь-}/<^2 = 0,04—0,08; =
= 0,9—0,95.
Если частота вращения задана, то по (5.95) на-
ходят окружную скорость. Если найденное значе-
ние превышает допустимое, окружную скорость
снижают, т.е. идут на увеличение числа ступеней.
Изоэнтропную работу сжатия ступени La, Дж/кг,
определяют по принятому коэффициенту изоэн-
тропного напора //а = 0,5—0,8:
(5.96)
Теоретическая работа сжатия ступени, Дж/кг,
£т= £а/г)а-
(5-97)
Коэффициент полезного действия ступени г|а =
= 0,8—0,9. Число ступеней компрессора
^а.к^т
(5.98)
где L.d к — изоэнтропная работа компрессора, опре-
деляемая по (5.96), Г]а к = 0,75—0,87.
Диаметр вала, м, по В.Ф. Рису [13]
где «кр — критическая частота вращения, об/мин
пкр > 1,2итах для жесткого вала и икр < 0,8mmда
гибкого вала; kd = 0,019—0,027.
Остальные размеры (dB, d\ и др.) определил
таким же образом, как и для насосов (R = 3,6—4,'Д
см. п. 5.1.3.
Расчет рабочего колеса. Температура воздш
К, на входе в первую ступень
2 2
с0 “ сн
(5.100)
д
Потеря энергии, Дж/кг, во входном патрубке
Л"вх = ^0/2 при Свх = 0,05-0,1. (5.101)
Показатель политропы расширения газа во
входном патрубке находится из выражения
з
Давление, Па, и плотность, кг/м , на входе в
первую ступень
т
Po = Pu(To/TJ"~'-. <5->03)
Pq
₽0 = ^. (5.104)
Треугольники скоростей и углы лопастей рас-
считывают, так же как для насосов. При определе-
нии числа лопастей сл в формуле (5.30) к = 9—11.
Кроме того, необходимо найти плотность газа за
рабочим колесом.
Окружная проекция скорости, м/с,
с2м = (Лт + м1с1и)/и2 (5.105)
Обычно с1г, = 0.
Работа сжатия на рабочих лопастях, Дж/кг,
£с.л = iT-(^-4)/2- (5.106)
Температура за рабочими лопастями, К,
T2=T} + Lc.n/cP> (5Ю7)
2 2
т - с0 “ С1
где Г| = TQ + —— .
Р
Температура газа за лопастями при изоэнтроп-
ном сжатии, К,
Г2о=Л+ПалГс.л^р. (5.108)
где КПД колеса т)а л = 0,9—0,95.
КОМПРЕССОРЫ
459
Давление, Па, и плотность, кг/м3, газа за рабо-
I ними лопастями:
X
р2 = PH W Л )Х " 1 ’ Р2 = р2/(-/?7^) (5.109)
| Для охлаждаемого компрессора необходимо
определять степени сжатия секций и рассматривать
компрессор как совокупность последовательно ра-
I ботающих неохлаждаемых машин.
На рис. 5.30 показана схема новой конструкции
компрессора АО «Ленинградский металлический
завод» Технические данные основных типов ком-
прессоров и нагнетателей, выпускаемых отечест-
венной промышленностью, приведены в табл. 5.20
и 5.21 [28].
5.3.4. ОСЕВЫЕ КОМПРЕССОРЫ
Схема многоступенчатого осевого компрессора
показана на рис. 5.31; на рис. 5.32 представлена
схема ступени осевого компрессора с необходимы-
ми обозначениями.
В гидродинамическом расчете входного уст-
ройства оценивают потери и снижение давления в
нем и определяют состояние газа перед первой сту-
пенью, так же как и для центробежной машины.
Окружная скорость, м/с, концов рабочих лопа-
стей первой ступени
где И] — объемный расход в сечении перед первой
ступенью; ф] = 0,4—0,8 (меньшие значения в ста-
ционарных компрессорах очень большой произво-
дительности); V] = 0,4—0,85. Обычно в транспорт-
ных компрессорах i/|B = 300—400 м/с, а в стацио-
нарных Д]в = 200—250 м/с. Если частота вращения
п не задана, то задаются окружной скоростью и по
(5 ПО) находят частоту вращения. Максимальная
теоретическая работа сжатия, Дж/кг, одной ступени
max 2
LT = 0,8v<pwB.
В высоконапорных компрессорах транспортного
типа нужно иметь напор первой ступени в пределах
20—35 кДж/кг. В стационарных ГТУ его принима-
ют на 20—40 % меньше, что позволяет повысить
КПД (за счет снижения частоты) и расширить диа-
пазон устойчивой работы.
Число ступеней определяют так же, как и для
центробежных компрессоров (см. п. 5.1.3).
Расчет рабочих и направляющих лопастей про-
изводят по методике, изложенной в п. 5.1.3. Отли-
чие связано с выбором окружной проекции скоро-
сти С]ы. Ее значение у вершин рабочих лопастей при
больших окружных скоростях находят из условия
достижения допустимого значения числа =
= Wj/ctj <0,85:
(с1„/«1)в= 1-Jo,72(V"B)2-<pt (5.111)
На остальных диаметрах с1ы находят из условия
rclu = const, если (qu/W])B « 1 или clu ~ const, если
(с2м/и1)в °,2—0,3.
Уменьшение площади проходных сечений
(вследствие увеличения плотности газа) может быть
достигнуто либо изменением (7В при dbr = const, ли-
бо изменением dBT при dB = const. Изменять оба
диаметра нецелесообразно. Преимущество первого
способа формирования проточной части заключает-
ся в том, что высота лопастей последних ступеней
оказывается больше. Недостаток — увеличение
числа ступеней.
Проточная часть с постоянным наружным диа-
метром позволяет наиболее полно использовагь на-
порные возможности средних и последних ступе-
ней, работающих в области повышенной темпера-
туры газа, и выполнить меньшие зазоры между ра-
бочими лопастями и корпусом, что приводит к воз-
растанию КПД компрессора.
В высоконапорных компрессорах малой и
средней производительности осевая скорость са
либо постепенно уменьшается к выходу, либо в
первых ступенях выбирается постоянной (120—
180 м/с), а в последних постепенно уменьшается
до с2а = 80—150 м/с.
В стационарных компрессорах средней и боль-
шой производительности осевая скорость по тракту
часто принимается постоянной с небольшим умень-
шением в последних ступенях. Уменьшение расход-
ной скорости в последних ступенях компрессора
позволяет повысить высоты лопастей этих ступе-
ней, уменьшить потери в выходном диффузоре и,
следовательно, увеличить КПД компрессора.
В транспортных компрессорах степень реак-
тивности (на среднем квадратичном диаметре)
обычно повышается от 0,5 в первых ступенях до 0,6
в средних и 0,7 в последних ступенях. В стационар-
ных компрессорах в зависимости от условий их ра-
боты степень реактивности выбирается в пределах
0,5—1,0 и, как правило, постоянна по ступеням.
В последние годы экспериментально показана
целесообразность применения в многоступенчагых
конструкциях повышенной реактивности (около 1,1)
для увеличения общего КПД компрессора.
Рис. 5.30. Конструкция компрессора НЗЛ:
рабочее колесо, 2 диффузор; 3 — обратный направляющий аппарат; 4 — корпус; 5 — подшипник; 6 — вал; 7 — входной патрубок; 8 — выход
В промохладитсль; 9 — выходной патрубок; 1О ------------------------------ вход из промохлалитсля
? 5.3]
КОМПРЕССОРЫ
461
Таблица 5.20. Центробежные компрессоры (ГОСТ 4423-86)
Тип компрессора Сжимае- мая среда Начальные параметры. ри, МПа/ t °C ‘И’ Степень повыше- ния давле- ния ек Подача к м3/мин Частота вращения п, об/мин Потребляе- мая мощность N, кВт Изотерми- ческийКПД пиз. % Предприятие- изготовитель
K7000-4I-1 Воздух 0.098/30 5,3 6700 3450 28 500 ЛО «Невский завод им. Ленина», г. Санкт-Пе- тербург
К5500-42-1 » 0,098/20 5,2 4350 3440 17 200 71 То же
К3250-41-2 » 0,098/20 4,5 3250 3320 11 200 72 »
К3250-42-1 » 0,098/20 4,5 2450 3290 8500 69 »
КЗООО-61-6 » 0,095/20 6,8 3200 3260 14 250 68 »
К1500-62-2 » 0,095/20 7,7 1590 4470 7400 70 »
К905-61-1 » 0,095/20 7,7 915 5690 4500 70 »
К345-92-1 » 0,098/20 14,0 370 8600 2500 68 »
К605-181-1 Газ пиро- лиза этана 0,134/35 29,2 610 14 130 (ЦВД) 7240 (ЦНД) 7000 67 »
К210-62-1 Пропилен 0,32/18 2,2 354 6970 6000 — »
К60-82-1 Этилен 0,50/—70 1,7 44 12 570 1680 77 (поли- тропный) »
К400-51-2 Контакт- ный газ 0,1/45 4,9 400 5585 1500 75 »
К38О-103-1 Попутный нефтяной газ 0,19/15 20,5 345 17 427/8100 5300 67 »
К500-61-1 Воздух 0,098/20 9 525 7636 3000 66 АО «Энергомаш», г. Хабаровск
К250-61-2 » 0,098/20 9 250 10 935 1470 66 То же
К100-63-1 » 0,098/20 9 100 17 483 682 63 »
Таблица 5.21 Центробежные нагнетатели
Тип нагнетателя Сжимаемая среда Начальные параметры: рп, МПа/ t °C <и, Развивае- мое дав- ление р, Па, или Ек Объемная подача К 3, м /мин Частота вращения п, об/мин Потреб- ляемая мощность N, кВт Поли- тропный КПДцГ1, % 11редприя гие- изготовитель
9000-11-5 Агломераци- онный газ 0,093/150 13 200 12 000 1260 3100 85 АО «Невский завод им. Ленина», г. Санкт-Пе- тербург
7500-11-3 То же 0,089/150 12 350 7500 1500 1940 78 То же
6500-11-4 » 0,089/150 12 450 6500 1500 1700 83 »
3500-15-1 » 0,091/150 10 250 4000 1500 805 80 »
900-31-4 Воздух 0,098/25 3,4 850 5070 3000 83 »
540-41-1 Нитрозный газ 0,094/50 4,4 540 8455 2150 80 »
520-12-1 Природный газ 4,31/15 1,27 425 4800 1000 — »
370-18-1 То же 6,07/15 1,23 370 4800 9900 — »
Э1700-11-2М Сернистый газ 0,093/40 29 400 1670 3000 1050 86 АО «Энер- гомаш», г. Хабаровск
462
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
(Рад 5
Окончание табл. 5.21
Тип нагнетателя Сжимаемая среда Начальные параметры: рн, МПа/ t °C ‘н’ V Развивае- мое дав- ление р, Па, или ек Объемная подача V, м3/мин Частота вращения п, об/мин Потреб- ляемая МОЩНОСТЬ N, кВт Поли- тропный кпдПп, % Предприятие- изготовите»
1050-13-1 Сернистый 0,092/50 27 450 1080 2975 570 85 АО «Энер-
700-13-1 газ То же 0,093/50 27 000 700 2970 375 84 гомаш», г Хабаровск Тоже
400-12-2 » 0,094/40 18 130 415 2965 175 86 »
Э325-11-1 Воздух 0,098/20 45 800 325 7525 300 82,5 »
Э200-31-1 » 0,098/20 3(£к) 200 9649 580 82 »
Э35-12 » 0,098/20 5880 50 2900 6,5 82 »
1200-26-1 » 0,098/20 2,2 1150 4350 2350 83 »
750-23-6 » 0,098/20 1,65 750 4290 925 83 »
360-22-1 » 0,098/20 2,4 310 7870 700 83 »
280-12-7 Природный 4,41/15 1,24 179 8000 4000 85 »
Н-300-1,23 газ То же 3,52/15 1,23 231 6150 6000 84 АО «Турбо-
Н-6-41 » 2,66/30 1,23 231 6100 6000 82 моторный завод», г. Екатерин- бург То же
(дожимной) Н-6-76 » 4,97/15 1,23 260 6150 6000 82 »
Н-16-75 » 4,75/15 1,25 710 4520 16 000 83 »
Н-16-76-1,25 » 4,85/15 1,25 720 6500 16 000 84 »
Н-16-76-1,3 7 » 5,48/15 1,87 450 6500 16 000 82 »
Н-16-76-1,45 » 5,18/15 1,45 400 6500 16 000 81,5 »
Рис. 5.31. Схема осевого компрессора:
/ — рабочие лопатки; 2 — направляющие лопасти: 3 — опорные подшипники; 4 — входной патрубок;
5 — поворотный механизм входного направляющего аппарата; 6 — корпус; 7 — упорный подшипник;
8 — ротор; 9 — диффузор; 10 — напорный патрубок
§5.3]
КОМПРЕССОРЫ
463
Рис. 5.32. Схема ступени осевого компрессора:
а — рабочие лопасти; б — направляющие лопасти
Рис. 5.33. Характеристики осевого компрессора
(газотурбинной установки типа ГТ-700-5)
Определение параметров потока за рабочими и
направляющими лопастями производится по фор-
мулам:
Г2а = Т2 + —
СР
01а.л = 0’9—°’95)'
X
Pl = Р\^2а/Т\^
(5.112)
(5.113)
частотах вращения. На характеристиках должны
быть указаны начальные параметры газа ри и Ти.
Недостатком размерных характеристик является их
зависимость от начальных параметров газа.
Приведенные характеристики (рис. 5.33) не за-
висят от начальных параметров. В области автомо-
дельности по числу Re они зависят только от пока-
зателя изоэнтропы газа и размеров данного ком-
прессора. Приведенные характеристики определя-
ются по следующим формулам:
7-3 = 7’2 + ^-^/2Ср;
Т3а = Т2 + ^с2-4/2ср
(^а.н ~ ^а.л^’
Р2 Рз
Р2-zRT2’ Pi~zRT3’
(5.П4)
L р Р
Г пр прА пр
• — >7 I—-—с---
ПР л! z Т R
~ р р
“пр пр пр
ьапр а з 71 R ’
(5.116)
^ = 0.785(4,-4,)= С ;
Р2с2агу2
F3 = 0,785 («f3B - й?звт) = ---.
3 Зв Звт Рзсз«Низ
(5.115)
5.3.5. ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ
И ОСЕВЫХ КОМПРЕССОРОВ
Размерные и приведенные характеристики.
Характеристики компрессоров изображают в виде
зависимости степени повышения давления и КПД
от массовой или объемной подачи при различных
_ ^ПР ~ 7?
Рпр - Рн р - к т ’
пр пр пр
V = V I—t- —*- —*- •
пр 7Н R
G IZZZ.
ПР~ P.KVnp’
п F Т R
N ЛпР ГПР ПР ПР
ПР р J - Т R ‘
г н 1 н
(5.117)
464
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
Рис. 5.34. Безразмерные характеристики ступени
осевого компрессора со степенью реактивности
в = 0,5
Параметры приведения выбирают произволь-
но; обычно принимаютгпр= 1; Лпр = 287 Дж/(кг • К)
(для воздуха); Тнр = 293 К.
Приведенные характеристики графически изо-
бражаются так же, как и обычные размерные Их
можно пересчитать для компрессоров, геометриче-
ски подобных данному, по формулам:
<р/%р=с?/^=1/^;
, . . э
И /V = G /G =N /N =\
пр пр пр пр пр пр ’
ыПр/ыпр ~ ^апр/^апр ~ ~ ’’
(5.118)
где dud'-— характерные размеры двух геометри-
чески подобных компрессоров; X — масштаб (X =
= d'/d).
Безразмерные характеристики. Безразмер-
ные характеристики одинаковы для всех геометри-
чески подобных компрессоров, если невелико
влияние вязкости (числа Re) и компрессоры пода-
ют один и тот же газ или разные газы с близкими
показателями изоэнтропы. Безразмерные характе-
ристики компрессоров изображают в виде серии
кривых (рис. 5.34 и 5.35), так как в отличие от ха-
Рис. 5.35. Безразмерные характеристики ступени
осевого компрессора со степенью реактивности
О = 1,0
рактеристик насосов и вентиляторов они являются
трехпараметрическими. В качестве независимых
параметров для осевых компрессоров принимают
Ф = с1о/«в и Ми = «в/а1, а в качестве опреде-
ляемого ек или коэффициент изоэнтропного напора
— 2 -
= ^a/wB и "Па-
Характеристики ступеней удобнее изображать
в виде зависимостей: На = У)(фр ипр); Ла =
= /гСФь wnp)’ как это показано на рис. 5.34 и 5.35.
5.3.6. РАСЧЕТ КОМПРЕССОРОВ ПО МЕТОДУ
ПОДОБИЯ
В области автомодельности по числу Рейнольд-
са (Re > 2 • 105 и М < А7кр) для расчета компрессо-
ров по методу подобия на характеристиках модель-
1 5.3]
КОМПРЕССОРЫ
465
него компрессора выбирается режим работы, соот-
ветствующий заданной степени повышения давле-
ния Ек м = ек в области наибольших КПД. Этому ре-
жиму соответствуют определенные значения Gnp м
,,лпр.м-
Масштаб моделирования
Л = d/d„ = 7Gnp/G„p„ (5.119)
Частота вращения
% = (5.120)
В случае необходимости изменения ипр можно
выбрать другой режим работы модельного ком-
прессора при условии, чтобы ек м = Ек и точка лежа-
ла в области высоких значений КПД.
Пересчет характеристик пеохлаждаемых
компрессоров при изменении частоты враще-
ния. Приближенный пересчет характеристик воз-
можен лишь при условии сохранения подобия тре-
угольников скоростей в среднем характерном сече-
нии компрессора (предполагается, что возникаю-
щие при этом искажения треугольников скоростей
в первых и последних ступенях взаимно компенси-
руются). Он осуществляется по формулам
Рис. 5.36. Вспомогательные коэффициенты и А2
для пересчета характеристик компрессора
(при изменении приведенной частоты вращения)
в зависимости от ек и Г|а (х = 1,4)
(5.121)
Gnp/GnpO = A7np/z7npo(^2/^2o)’
где
Для определения к} и Л2 ПРИ х = 1,4 (воздух)
можно пользоваться графиками, приведенными на
рис. 5.36.
На характеристике компрессора при исходной
приведенной частоте вращения /?пр0 выбирают не-
сколько точек и находят в каждой из них значения
СпрО’ ек0> 'ПаО- По ек0 и Рис 5 36 находят А10 и А'2О.
Зная приведенную частоту вращения лпр, на кото-
рую пересчитывают характеристики, по формуле
(5.121) определяют значения коэффициента к] в
соответствующих точках новой характеристики.
Затем по нижнему графику рис. 5.36 находят соот-
ветствующие значения ек, а по ним и верхнему гра-
фику — &2. Далее по формуле (5.121) вычисляют
приведенный расход газа Gnp в соответствующих
точках характеристик. Построив полученные точ-
ки в координатах и соединив их плавной кривой,
можно получить новую характеристику компрес-
сора «пр.
Пересчет характеристик на другую темпера-
туру газа на входе в секцию компрессора произ-
водится при условии постоянной частоты враще-
ния и неизменных свойств газа.
Полагая, что на сравниваемых режимах, опре-
деляемых разными Гвс, сохраняется подобие тре-
угольников скоростей, т.е. ф2 = iden, можно запи-
сать следующее равенство:
из которого определяется степень повышения дав-
ления для Т'К;
В основу пересчета характеристик положено
условие сохранения подобия треугольников скоро-
стей в среднем сечении секции компрессора отно-
сительно входных и выходных параметров, при
этом погрешности при пересчете минимальны.
Этим условием определяется и объемная подача
466
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Ргу i
компрессора на всасывании, соответствующая но-
вым значениям:
I , Г' Т
|Е ' вс ' н
Е Т Т' ’
вс н
где
Методика построения характеристики при раз-
личных значениях 7ВС аналогична методике по-
строения характеристики при переменной частоте
вращения.
Парис. 5.37 представлены характеристики ком-
прессора К-250 при исходной температуре Тъс =
= 20 °C и характеристики, построенные для темпе-
ратур Тъс = 0,-10, -20, +30 °C.
Пересчет характеристик неохлаждаемых
компрессоров при изменении показателя изоэн-
тропы газа. Точный пересчет характеристик при
изменении показателя изоэнтропы невозможен, а
приближенный можно выполнить в предположе-
нии, что сохранится подобие треугольников скоро-
стей первой и последней ступеней. Пересчет осу-
ществляется по формулам:
ыпр/ыпрО“^1/Л1О’
Gnp/Gnp0 = к\/к\0’
m
ек “ ек0’
(5.123)
где
1 -(х0- 1)/хот]п
m - —----------------
1 - (х- 1)/хт]п
Зависимость между £к и £к0, выраженная в
(5.123), представлена на рис. 5.38. Порядок расче-
та следующий. По £к, вероятному значению т)п и
графику рис. 5.38 находят ек0. Затем по £к и ек0 и
графикам рис. 5.36 определяют к\ и &10 для х0 =
= 1,4, а по формуле (5.123) вычисляют расход
^прО и ^пр0‘
Используя эту методику, можно построить ха-
рактеристику компрессора при подаче газа с пока-
зателем изоэнтропы х и частотой вращения ипр по
известной характеристике компрессора с показате-
лем изоэнтропы х0 и частотой вращения лпр0. Для
этого на исходной характеристике выбирают не-
сколько точек с параметрами Gnp0, £к0 и т)п0, вы-
числяют соответствующие значения Gnp, ек и ппр, а
затем производят пересчет на требуемую приведен-
ную частоту вращения. Однако сначала необходи-
мо построить для заданного значения показателя х
вспомогательные графики, аналогичные изобра-
женным на рис 5.36.
Рис. 5.37. Характеристики турбокомпрессора
Рис. 5.38. Зависимости между ек и ек0 при различ-
ных значениях х и рп
Построение суммарных характеристик ком-
прессоров с промежуточным охлаждением газа.
При построении суммарных характеристик по оси
абсцисс откладывают значения относительного
приведенного расхода газа
^пр - ^пр/^пр р
(индекс «р» здесь и далее относится к расчетному
режиму работы). Характеристики компрессоров
§5.3)
КОМПРЕССОРЫ
467
Рис. 5.39. К построению суммарных характери-
стик компрессора с промежуточным охлаждением
газа
низкого (КНД) и высокого (КВД) давления задают-
ся графически (рис. 5.39). Для КИД должна быть
также известна кривая КПД.
На расчетном режиме работы (Gnpl = Спр2 = 1)
режим работы компрессоров определяют точками
Л| и Л2, а общая степень повышения давления
(точка А)
£к ~ XekjEk2 (Л ~ 0,99). (5.124)
При относительном приведенном расходе газа
через КНД режим его работы определяется точкой
В1 (рис. 5.39), а КВД -— точкой Д2, для которой
£ /'Т"*'
С„„=С„„,-!р —, (5.125)
"р "р| Ч
где Т’н2 — температура газа перед КВД.
При отсутствии охлаждения
Гн2 ~ Тк1
(5.126)
При наличии охлаждения Тп2 определяется при-
ближенно в предположении постоянства степени
охлаждения в холодильниках:
TH2-TK}-u(TKi-T^, (5.127)
где
° = (7к1р-W^ip-Tei); <5128)
Гв] —температура охлаждающей воды перед холо-
дильником; 7к1 находится по формуле (5.126).
Общая степень повышения давления £к опреде-
ляется по (5.124), но при этом ек| и ек2 находят со-
ответственно в точках В] и В2- Совместный режим
работы определяется точкой В, соответствующей
^пр 1 и ^К’
Расчет компрессоров с помощью безразмер-
ных характеристик модельных ступеней. Ком-
прессор выполняют из ступеней, геометрически
подобных модельным ступеням во всех элементах,
за исключением высоты лопастей. Каждая после-
дующая ступень компрессора образуется из преды-
дущей посредством корневой или периферийной
подрезки лопастей. Модельные ступени обычно
выполняют с малым втулочным отношением (vM =
= 0,5—0,6), в то время как натурные ступени имеют
более высокие значения v. Пользуясь безразмерны-
ми характеристиками модели, можно определить
число ступеней компрессора, параметры потока за
ступенями, размеры машины и ее характеристики.
Для увеличения точности расчета желательно
иметь характеристики модели для нескольких зна-
чений v = <7ВТ/ dB и определять характеристики мо-
делей по данным испытаний ступеней в составе
компрессоров.
Окружная скорость пв1 определяется по форму-
ле (5.110). Коэффициент подачи ф] вычисляется:
при корневой подрезке ф] = <рм; при периферийной
подрезке (pi = <PM(v/vM).
При подрезке снизу проектируемая ступень
представляет собой редкую решетку, составленную
из слабоизогнутых профилей. Такая решетка имеет
небольшие потери на расчетном режиме, но более
чувствительна к изменению углов атаки. Малая же-
сткость профиля приводит к увеличению напряже-
ний от изгибающих моментов.
При верхней подрезке ступень представляет со-
бой густую решетку с сильно изогнутыми профиля-
ми. Решетка имеет более высокие профильные по-
тери, но менее чувствительна к углам агаки.
Ступени компрессора выгодно разбивагь на
группы, каждая из которых создается на базе одной
и той же модельной ступени.
Коэффициент подачи <рм выбирается по харак-
теристикам модели, аналогичным изображенным
на рис. 5.34 и 5.35; по <рм и ипр находятся 7/ам
и Т|а м.
При неполном аэродинамическом и геометри-
ческом подобии ступеней отклонение коэффициен-
та напора проектируемой ступени от коэффициен-
та напора модельной ступени учитывается введе-
нием системы поправочных коэффициентов. Ана-
логичной системой поправочных коэффициентов
оценивается отклонение в значении КПД ступени.
468
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд. 5
Рис. 5.40. Зависимость коэффициентов взаимного
влияния АВ|1 и АВТ1 от отношения cpj/ф1р
(по данным ЦКТИ)
Рис. 5.41. Зависимость коэффициента ку, учиты-
вающего неравномерность распределения работы
на высоте лопастей, от параметра Дг:
I — нижняя; 2 — верхняя подрезка ступеней
Коэффициент изоэнтропного напора натурной
ступени и КПД вычисляют по формулам:
= ^амкткуА- (5.129)
^la — 5 (5.130)
2
где А = (V/VM) ПРИ верхней подрезке, А = 1 —
при нижней.
Коэффициенты А’вн и АВТ), учитывающие вза-
имное влияние ступеней, находят по графикам
рис. 5.40, где ф|р — коэффициент подачи на расчет-
ном режиме работы. Коэффициент ку учитывает
влияние неравномерности распределения работы
по высоте лопастей; на рис. 5.41 даны опытные за-
висимости по данным ЦКТИ для ку при верхней в I
нижней подрезке ступеней со степенью реактивно- I
сти 50 и 100 %. По оси абсцисс отложен параметр I
= (/исх-/)/'-висх, I
где /ИСх — высота лопастей до подрезки; /—высота I
лопастей после подрезки (предполагается, что I
/ > 40 мм); / в исх — исходный радиус до подрезки I
Изложенный метод расчета разработан в ЦКТИ I
[4] для М< М и Re > 2 • 105, причем для более точ- I
него определения На и т]а необходимо учитывать I
еще ряд коэффициен гов, отражающих влияние раз- I
ницы или несоответствия радиальных и осевых за- I
зоров, а также изменения относительных удлине- I
ний лопастей. |
Параметры газа за ступенью (на среднем квад- I
ратичном диаметре т/с) определяют по формулам:
— 2
Ч = Дт-1/(Л,£,); (5Л1)
7*3 = п + + (5 42)
X
(5 133)
Окружные проекции (на расчетном режиме):
(5.Н4)
где О — степень реактивности.
Параметры газа за ступенью:
2 2 2
с3 = с3а + (?3«’ с3«“с1»;
Г3 = П-С3/2^
X
р3=р3(Г3/73) ;
_ Pi
P^~=RT3
(5.135)
Диаметр концов направляющих лопаток на вы-
ходе из ступени
4 = + (5.136)
ЛРзсЗ«
В зависимости от принятой схемы выполнения
проточной части компрессора находят наружный
или внутренний диаметр ступени и определяют вы-
соты лопастей.
§5.4]
СТРУЙНЫЕ аппараты
469
Аналогично определяют параметры за второй и
последующими ступенями, а по ним — высоты ло-
паток.
Расчет характеристик компрессоров. Рас-
четный метод получения характеристик компрес-
сора является весьма трудной задачей, поскольку
закономерности течения воздуха и характеры из-
менения потерь на нерасчетных режимах очень
сложны.
Наиболее надежен метод расчета характери-
стик компрессора путем суммирования характери-
стик отдельных ступеней с учетом искажения их на
нерасчетных режимах. Погрешность этого метода
увеличивается по мере отклонения режима от рас-
четного.
Расчет сводится к определению параметров га-
за последовательно за каждой ступенью и за ком-
прессором. Выбранный закон распределения ср по
ступеням может существенно сказаться на размере
области оптимальных КПД, а также на запасе ус-
тойчивости
т.е.
КПД
удаленности зоны максимального
от границы помпажа.
Сохранение коэффициента ср постоянным вдоль
проточной
части
и равным <ропт обеспечивает доста-
точно
высокий
КПД в диапазоне (0,8—
,0)мн. Для
случая снижения
ср от первой
к последней ступени
при ср = <р
опт
в средних ступенях характерно сущест-
венное
расширение
области
устойчивой работы
при
окружных скоростях меньше расчетных.
5.4. СТРУЙНЫЕ АППАРАТЫ
5.4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ. КЛАССИФИКАЦИЯ
АППАРАТОВ
В классе нагнетателей струйные аппараты за-
нимают особое место, которое определяется прежде
всего особенностями, связанными с отсутствием
движущихся деталей. Перемещение потока и повы-
шение давления газов, жидкостей и различных сме-
сей в этих аппаратах происходят за счет обмена
энергией между двумя потоками с разными давле-
ниями с образованием смешанного потока с некото-
рым промежуточным давлением. При наличии фа-
зовых переходов в смешанном потоке его давление
может превышать давление рабочего тела.
Принципиальная схема струйного аппарата и
характер изменения давления вдоль его оси показа-
ны на рис. 5.42. Рабочее тело (газ, жидкость, двух-
фазная среда) подводится к соплу А с начальными
параметрами рр, Gp, zp, wp. Давление в сопловом
устройстве снижается до давления рр1 = рн, а ско-
рость возрастает от wp до wp[. Рабочий поток, вы-
ходящий из сопла в приемную камеру В, подсасы-
вает инжектируемый поток (газ, жидкость, двух-
фазную среду) с параметрами рн, GH, /н, wH. За со-
плом на входе в камеру смешения С поток имеет
большую неравномерность распределения скоро-
стей по радиусу. В камере смешения происходят
470
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд |
Таблица 5.22. Классификация струйных аппаратов
Наименование группы аппаратов Состояние взаимодействующих рабочих тел Свойства взаимодействующих тел Степень сжатия, создаваемая аппаратом Наименование аппаратов
Равнофазные Агрегатное состояние рабочего инжектируемого тела одинаково Упругие тела 1,2—2,5 Более 2,5 Менее 1,2 Г азо(паро)струйные 1 компрессоры Газо(паро)струйные j эжекторы Г азо( пароструйные инжекторы
Неупругие тела Любая Струйные насосы
Разнофазные Агрегатное состояние рабочего и инжектируемого тела неодинаково Рабочее — упругая, инжектируемое — неуп- ругое То же Струйные аппараты ли пневмотранспорта
Рабочее — неупругое, инжектируемое — уп- ругое » Водовоздушные эжек- торы
Рабочее и инжектируе- мое — неупругое » Струйные аппараты ли пневмотранспорта
Изменяющейся фазности Агрегатное состояние одного из рабочих тел изменяется Рабочее — упругое, инжектируемое — неуп- ругое » Пароводяные инжек- торы
Рабочее — неупругое, ин- жектируемое — упругое » Пароводяные смеши- вающие подогреватели
выравнивание эпюры скоростей и повышение ста-
тического давления. Протяженность и местополо-
жение зоны повышения давления изменяются в за-
висимости от типа аппарата и режима его работы.
Далее поток поступает в диффузор Д, где давление
его растет отр3 до рс, а скорость падаег от то3 до тос.
Совершенство струйных аппаратов определяет-
ся значением КПД, представляющего собой отно-
шение эксергии, полученной инжектируемым пото-
ком, к эксергии, затраченной рабочим потоком [16],
Лс = ----------
е - е
Р и
(5.137)
где ер, еи, ес — удельные эксергии, кДж/кг. рабо-
чего, инжектируемого и сжатого потоков, опреде-
ляемые по формуле
е = А0-Лос-7ос(50-5ос), (5.138)
Ло, Sq — энтальпия и энтропия рабочего тела в изо-
энтропно заторможенном состоянии; hoc, Soc —
энтальпия и энтропия рабочего тела в состоянии
равновесия с окружающей средой; Тос — темпера-
тура окружающей среды.
С учетом (5.137) выражение для КПД струйно-
го аппарата принимает вид
»l^-^-r0.c(VS,.)]
VVUVc)
(5.139)
Сравнение (в сопоставимых условиях) эксерге-
тических КПД струйных насосов с КПД классиче-
ских нагнетателей для жидкости и газов показывает,
что эффективность струйных аппаратов ниже чем,
например, динамических, на 30—40 %. Это объяс-
няется значительными потерями от необратимости
смешения потоков сред. Следовательно, инженер
обосновывая применение струйного аппарата в тех-
нологической схеме ТЭС или АЭС, должен четко
представлять себе причину, по которой не может
быть использован классический нагнетатель.
Как правило, одна из самых распространенных
причин использования струйных аппаратов связана
с жесткими требованиями к условиям эксплуата-
ции нагнетателей, например, в необслуживаемых
зонах АЭС, где текущее обслуживание лопастных
или поршневых нагнетателей затруднено или не-
возможно. Другой, не менее распространенной
причиной является наличие свободного (вторично-
го) сжатого потока, по какой-либо причине не ис-
пользуемого в технологической схеме, но имеюще-
го существенный эксергетический потенциал. В
этом случае использование этого потока в струй-
ном аппарате для повышения потенциала другого,
низкопотенциального, потока также оправдано.
В табл. 5.22 приведена наиболее распростра-
ненная классификация струйных аппаратов, бази-
рующаяся на учете агрегатного состояния рабочего
и инжектируемого потоков, степени сжатия рр/рн
и интенсивности фазовых переходов [16].
Расчет струйных аппаратов базируется на ис-
пользовании трех основных законов:
СТРУЙНЫЕ АППАРАТЫ
471
сохранения энергии
Лр + нЛн = (1 + м)Лс, (5.140)
где /?р, AH, hc — энтальпии рабочего, инжектируе-
мого и смешанного потоков, кДж/кг; и - G/G^ —
н р
коэффициент инжекции;
сохранения массы
GC-GV + GH, (5.141)
где Gp, GH, Gc — массовые расходы рабочего, ин-
жектируемого и смешанного потоков, кг/с;
сохранение импульсов
GPWP1 + СЛ1 -(Gp-GH>3 =
Л
= Рз/з+ JpdZ-(Ppj/pi -PHi4i)> (5142)
/з
где u’p], wh1, w3 — скорости рабочего, инжектируе-
мого и смешанного потоков, м/с;/?р1, рн\,Рз — ста-
тические давления, Па, /р|, /н], /3 — площади
„ 2
сечении, м
Важнейшими показателями работы струйных
аппаратов при заданных параметрах рабочей и ин-
жектируемой сред являются, массовый (zr = GH / Gp)
или объемный (и0 = Ун / V ) коэффициент инжек-
ции, степень сжатия рс /рн
Основные геометрические размеры: отношения
площадей сечений камеры смешения и сопла
(/р//р или /зЛ/р] ) и относительные длины 7| ,
/2, 73 (рис. 5.42).
5.4.2. ПАРОСТРУЙНЫЕ ЭЖЕКТОРЫ
Пароструйные эжекторы (ЭП) конденсацион-
ных установок ТЭС применяют для удаления из
конденсатора насыщенной паровоздушной смеси.
Эти установки выпускаются серийно и входят в
комплект поставки вспомогательного оборудова-
ния ТЭС и АЭС. Базовые методы расчета данных
установок были созданы во Всесоюзном теплотех-
ническом институте (ВТИ) в 60-х годах XX в.
Помимо перечисленных выше показателей, ха-
рактеризующих работу струйных аппаратов, ЭП
оцениваются соотношением И,/С?р при рн = const
(где Ис — объемный расход смеси), /3//р , боль-
шим значениям которого соответствуют большие
значения и и малые значения рс/р и наоборот
(рис. 5.43). Основные режимные параметры (давле-
ние и температура) влияют на рабочие показатели
следующим образом. Увеличение рр приводит к
0 0,2 0,6 1,0 1,4 1,8 2,2 2,6 и
Рис. 5.43. Принцип построения расчетной харак-
теристики по экспериментальным зависимостям
pJph
1 — кривая достижимых коэффициентов инжекции;
2 — докритический режим, /3//р = 7,6; 3 — пре-
дельный критический (расчетный) режим, /3//р =
= 14,2; 4 — критический режим, /3//р =21,6
росту р /рн и и и наоборот. Изменение температу-
ры одного из потоков Т приводит к изменению рас-
хода этого же потока обратно пропорционально
а/?, не влияя на другой поток.
Различают предельные (критические) и допре-
дельные (докритические) режимы работы ЭП
(рис. 5.43). Изменение рс оказывает влияние на ри
и и лишь при допредельных режимах. В зависимо-
сти от геометрических и режимных параметров
различают три предельных режима. Первый соот-
ветствует получению критической скорости эжек-
тируемого потока непосредственно на входе в ка-
меру смешения, второй — в каком-либо промежу-
точном ее сечении, а третий -— достижению крити-
ческой скорости смешанного потока.
Рабочим режимом основных ЭП паротурбин-
ных установок считается предельный режим, а наи-
более экономичным — предельный критический.
Переход на допредельный (перегрузочный) режим
приводит к резкому увеличению давления в прием-
ной камере, а следовательно, и в конденсаторе, что
недопустимо по условиям работы турбины. Для
обеспечения надежной работы турбины при вне-
запном увеличении присосов воздуха против номи-
нального значения производительность ЭП выби-
рают с 3—5-кратным запасом по отношению к но-
минальному значению.
В настоящее время ООО «Эжектор» на основе
опыта теоретических и экспериментальных иссле-
дований газодинамических процессов в газоструй-
ных аппаратах и процессов конденсации водяного
пара из бинарных парогазовых смесей в кожухо-
трубных теплообменниках, накопленного специа-
листами ВТИ, применяет эффективную методику
расчета [35] многоступенчатой пароэжекторной ус-
тановки, основными частями которой являются:
472
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Ра-
расчет газоструйного аппарата (оптимизация
параметров рабочих тел, размеров проточной части,
характеристик аппарата при нерасчетных режимах);
расчет кожухотрубного теплообменника-кон-
денсатора (параметров парогазовой смеси по трак-
ту аппарата, расходов конденсата и пара на выходе
из него, темпсрагуры охлаждающей воды);
расчет многоступенчатой пароэжекторной ус-
тановки, состоящей из последовательно включен-
ных но парогазовой смеси газоструйных аппаратов
и кожухотрубных теплообменников-конденсато-
ров (этот расчет позволяет оптимизировать распре-
деление степеней повышения давления инжекти-
руемого потока по ступеням установки).
Обычно решаются две задачи: определение по
известным входным параметрам достижимого про-
тиводавления или при заданном рс достижимого и.
После этого находят режимные параметры и гео-
метрические размеры ЭП. Для многоступенчатых
аппаратов ведется поступенчатый расчет, начинаю-
щийся с расчета первой ступени.
Степень сжатия в одноступенчатом ЭП обычно
не превышает пяти, поэтому для достижения боль-
ших степеней сжатия приходится выполнять ЭП из
нескольких последовательно включенных ступе-
ней (рис. 5.44). Чтобы вторая и последующие сту-
пени дополнительно не нагружались отработав-
шим в предыдущих ступенях паром, его конденси-
руют в поверхностных холодильниках эжектора,
число которых обычно соответствует числу ступе-
ней сжатия. В результате поступающая в после-
дующие ступени паровоздушная смесь содержит
очень мало пара, а холодильники эжекторов служат
предвключенными ступенями регенеративного по-
догрева основного конденсата. Выброс паровоз-
душной смеси на ТЭС и одноконтурных АЭС про-
изводится непосредственно в атмосферу. В паре
одноконтурных АЭС содержится гремучий газ, об-
разующийся вследствие радиолитического разло-
жения воды в реакторе. Его содержание по тракту
эжектора должно быть меньше нижнего предела
взрываемости. Для этого, во-первых, необходимо
соответствующим образом регулировать количест-
во конденсирующегося в холодильнике пара, а во-
в горых, повышать его давление несколько выше ат-
мосферного (на 0,02—0,03 кПа), чтобы преодолеть
гидравлическое сопротивление установки. С этой
целью некоторые ЭП выполняют без теплообмен-
ника последней ступени.
Параллельная схема включения иногда исполь-
зуется в системе отсоса паровоздушной смеси из
концевых уплотнений мощных турбин АЭС, в ко-
торых при небольших (1,15—-1,5) степенях сжатия
расходы удаляемого рабочего тела доходят до
2000 кг/ч и выше. Пароструйные эжекторы уплот-
нений также снабжаются теплообменниками, но
основная их задача при этом (как и в ряде других
НПО «Турбоатом»,
г. Харьков, Украина
АО «Ленинградский
металлический завод»,
г. Санкт-Петербург
случаев) — утилизация теплоты паровоздув
смеси.
Пусковые эжекторы с учетом непродолжт
ности их работы нередко выполняют без тещ
менников.
Ниже приведены типы эжекторов и предг
тия-изготовители:
ЭПО-3-3-75,
ЭПО-3-150,
ЭП-3-100-300,
ЭП-3-55-150,
ЭГЮ-3-220
ЭП-2-400,
ЭП-3-600,
ЭНО-3-135,
ЭПО-3-200
В табл. 5.23 и 5.24 приведены данные серий® |
выпускаемых отечественной промышленностью I
ЭП. Маркировка аппаратов означает: ЭП — эжек- I
тор пароструйный, с 1975 г. добавляется буква 0 1
означающая «основной»; первая цифра — число I
ступеней; вторая — максимальная подача по сухо- I
му воздуху, кг/ч. Для аппаратов АО «Ленинград- I
ский металлический завод» (ЛМЗ) вторая цифра- I
расход рабочего пара, кг/ч.
5.4.3. ПАРОСТРУЙНЫЕ КОМПРЕССОРЫ
В технологических процессах ТЭС для нагрева
различных продуктов используются теплообмен-
ники-конденсаторы кожухотрубного или смеши-
вающего типов. Теплота конденсации греющего
пара в них передается другому теплоносителю
(продукту), а конденсат сливается в конденсато-
сборники.
Часто конденсат греющего пара, имеющий от-
носительно низкую температуру (40—100 °C), сли-
вается в канализацию или, в лучшем случае, когда
он не загрязнен, транспортируется обратно в источ-
ник теплоснабжения (ТЭЦ или котельную). При
этом практически во всех случаях его температура
снижается до температуры окружающей среды и
содержащаяся в нем низкопотенциальная теплота
переходит в окружающую среду, т.е. уходит из те-
плосилового цикла.
Для утилизации теплоты конденсата можно с
большой эффективностью использовать паро-
струйные компрессоры (ПК). Схема такой установ-
ки приведена на рис. 5.45.
Установка работает следующим образом. Парк
потребителю может поступать от источника или
непосредственно (линия /) или через пароструй-
ный компрессор (линия 2). Если в конденсатный
бак поступает горячий конденсат, то пар от источ-
ника к потребителю направляется по линии 2 через
ПК, который эжекгирует пар, испаряющийся из
§5.4]
СТРУЙНЫЕ АППАРАТЫ
473
Рис. 5.44. Эжектор пароструйный типа ЭП-3-150:
I — подвод рабочего пара; 2 — эжектируемая из конденсатора парогазовая смесь; 3—5 — парос груйные
аппараты 1,2 и 3-й ступеней; 6—8 — теплообменники 1, 2 и 3-й ступеней
474
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд. 5
Таблица 5.23 Технические данные пароструйных эжекторов, выпускаемых НПО «Турбоатом»
и АО Л М3
Параметр Номер ступени
I 2 3
Давление перед первой ступенью эжектирования сухого воздухарн, кПа 50
Давление / температура пара перед сопламиpp/lp, МПа/°С 0,5/160
Объемный расход паровоздушной смеси Сн, м3/ч 3840
Расход охлаждающей воды G0XJI, т/ч 165
Расход рабочего пара Ср, кг/ч 171 325 516
Диаметр критического сечения сопла dp, мм 9 12,4 15,6
Диаметр цилиндрического участка камеры смешения d3, мм 73 55,2 35
Площадь поверхности холодильника F, м2 14 9,63 7,55
Масса эжектора, кг 2750
Таблица 5.24. Пароструйные эжекторы, предназначенные для отсоса парогазовой смеси из вакуумных
аппаратов ЛМЗ (г. Санкт-Петербург)
Тип эжектора Расход неконден- сированных газов, кг/ч Давление парогазовой смеси на входе, МПа Расход рабочего пара, кг/ч Давление рабочего пара, МПа Площадь поверхности ? холодильника, м Расход охлаждающей воды Go, т/ч Масса, кг
ЭП-1-1100-1 150 0,02 1100 0,35 — — 106
ЭП-1-2200-1 300 0,02 2200 0,35 — — 154
ЭП-3-750 70 0,0035 750 0,35 30 150 2155
ЭПО-3-750 70 0,0035 750 0,35 30 150 1870
ЭПО-1-400 35 0,02 400 0,5 20 100 950
горячего конденсата, и сжимает его до давления,
требуемого потребителю. При этом происходит
частичное замещение расхода пара от источника
эжектируемым из конденсатосборника. Когда тем-
пература конденсата недостаточна и для его выпа-
ривания требуется слишком низкое давление в кон-
денсатосборнике, которое не может поддерживать
ПК при заданном давлении пара на выходе из уста-
новки, линия 2 перекрывается и пар к потребителю
направляется по линии 1. Возможно использование
регулируемого ПК, который оснащен паровым со-
плом с иглой, регулирующей его проходное сече-
ние. Такая конструкция ПК позволяет расширить
диапазон регулирования расходов пара.
5.4.4. ПАРОВОДЯНЫЕ ИНЖЕКТОРЫ
Пароводяной инжектор (ПВИ) — давно извест-
ный аппарат — был предложен французским уче-
ным Манури де Энто в 1818 г. и после ряда усовер-
шенствований запатентован французским инжене-
ром Жиффаром в 1858 г. Он широко применялся во
всем мире на паровозах и в тепловых двигателях. В
настоящее время применение инжекторов весьма
ограничено. Но в зависимости от типа технологиче-
ского процесса использование инжектора может
быть достаточно эффективным. Технико-экономи-
ческая выгода его применения определяется не
только собственно его характеристиками, но в
большей мере условиями технологического про-
цесса. Выгода может быть в том случае, когда ин-
жектор требуется не только для подачи определен-
ного расхода воды в емкость, контур и т.д., но од-
новременно и для ее нагрева, т.с. в тех случаях, ко-
гда теплота пара должна оставаться в технологиче-
ском процессе.
Например, использование инжектора для на-
грева и подачи химически очищенной воды в де-
аэратор установки подпитки теплосети на ТЭС или
котельной позволяет отказаться от применения на-
сосов химически очищенной воды и бойлера для ее
нагрева перед деаэратором. При этом общий расход
пара на деаэрационную установку не увеличивает-
ся: в качестве рабочего пара инжектора использует-
ся пар, поступавший ранее в бойлер. Инжектор мо-
жет быть успешно использован для питания водой
деаэратора любого типа: атмосферного или рабо-
тающего под давлением (рис. 5.46).
СТРУЙНЫЕ АППАРАТЫ
475
Рис. 5.45. Принципиальная схема утилизационной установки:
РД1 и РД2 — регуляторы давления; РУ — регулятор уровня; ЭКМ — электроконтактный манометр
Рис. 5.46. Схема деаэрационной установки с деаэратором атмосферного типа или работающим
под давлением:
/ — охладитель деаэрированной воды; 2 — охладитель выпара; 3 — пароводяной бойлер. Пунктиром
показаны демонтируемое оборудование и трубопроводы
Основная задача ПВИ — это преобразование
лоты рабочего тела в кинетическую энергию
дкости. В качестве рабочего тела используется
пар, двухфазная среда или насыщенная жидкость, а
нжектируемого (холодный источник) — жидкость
более низкой температурой [3, 19]. В результате
процессов (механического, тепло- и мас-
сообмена) осуществляются разгон жидкости, кон-
денсация пара и выравнивание температур. Давле-
ние полного торможения за ПВИ может быть суще-
ственно выше давлений торможения смешиваемых
сред. На рис. 5.47 показаны одна из возможных
схем ПВИ и распределение статических давлений
вдоль его оси при переменном противодавлении.
476
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
Рнс. 5.47. Схема ПВИ к распределение сгатнческо-
ю давления вдоль его осн:
на схеме: / — сопло, через которое подводится пар
или жидкость с расходом Gp; 2 — подвод холодной
жидкости Gx; 3 — камера смешения; 4 — диффузор;
кривые: а — предельное значение повышения давле-
ния (с максимальным сопротивлением системы); б —
промежуточное значение давления; в — минимальное
значение повышения давления (е минимальным сопро-
тивлением системы)
При истечении насыщенной жидкости проис-
ходит ее бурное испарение и перед камерой смеше-
ния движется высокоскоростной двухфазный ка-
пельный поток, который взаимодействует с пото-
ком холодной жидкости. Происходят дробление
жидкости на мелкие капли и их ускорение, конден-
сация пара и постепенное изменение структуры
двухфазною потока из капельного в пузырьковый.
Вблизи минимального сечения камеры смеше-
ния на входе в диффузор происходит резкое, скач-
кообразное повышение статического давления Это
связано с тем, что скорость двухфазного потока
достигает сверхзвуковых значений (скорость звука
в пузырьковой среде мала), т е. создаются условия
для образования адиабатных скачков уплотнения.
При скачке могут происходить «схлопывание» пу-
зырьков и полная конденсация паровой фазы Ана-
логичный характер течения потока в ПВИ наблю-
дается, когда вместо насыщенной жидкости ис-
пользуется перегретый пар.
Парис. 5.47 показано также изменение статиче-
ского давления в диффузоре аппарата при различ-
ных положениях регулирующего клапана, располо-
женного за ПВИ (другими словами, при разных со-
противлениях системы, по которой эта смесь
транспортируется). С увеличением сопротивления,
создаваемого клапаном, давление растет до опреде-
ленного, предельного значения (кривая 3). Даль-
нейшее прикрытие клапана приводит к срыву в ра-
боте ПВИ. Доказательством того, что в конце каме-
ры смешения поток сверхзвуковой, служит отсут-
ствие расслоения кривых давления в этой зоне.
Рис. 5.48. Изменение повышения статического
давлении при различных начальных степенях
сухости пара на входе в сопло л0 и переменных
коэффициентах инжекции ir.
/—4 — л0 равно соответственно 0,1; 0,2; 0,3; 04
Оптимальные геометрические размеры ПВИк
соответственно максимальное повышение давле- I
ния Ар ~ pc-pQ зависят от коэффициента инжекции
и - G /G ' начальных параметров рабочего тела
— давления; /0 — температуры; х0 — степени
сухости); давления рх и температуры /х холодного
источника.
В качестве примера на рис. 5.48 [19] показано
повышение давления за ПВИ при различных и и xj.
Как видно, при пос тоянных параметрах рабочего и
инжектируемого потоков кривые Др = f (и) имеют
максимум, который смещается в сторону больших
и с ростом начальной степени сухости рабочего
тела (в данном случае водяного пара).
Особенности физического процесса в ПВИ,
приближенные методы расчета, переменные режи-
мы и запуск ПВИ, а также некоторые конструктив-
ные схемы аппарата изложены в специальной лите-
ратуре в частности [3, 19].
5.4.5. ВОДОВОЗДУШНЫЕ ЭЖЕКТОРЫ
Под водовоздушными эжекторами (ЭВ) пони-
мают струйные аппараты, использующие в качест-
ве рабочего тела воду (жидкость), а в качестве
эжектируемого — воздух, пар и другие газы. Для
оценки показателей работы ЭВ используются:
объемная производительность эжектора lzH,
3,
м /ч, определяемая из выражения
'р + 273
= (5'«)
где р" — давление насыщенного пара, соответст-
вующее температуре рабочей воды /р, Па; GB и
/?в — расход и газовая постоянная воздуха;
f 5.4}
СТРУЙНЫЕ АППАРАТЫ
477
Рис. 5.49. Конструкция водовоздушных эжек-
торов:
а- ЭВЧ-1400 ПОТ АО ЛМЗ (Gp = 1550 м3/ч,
GB = 70 кг/ч, Ун = 2300 м3/ч, «0 = 1,485);
б - ЭВ7-1000 ВТИ (Gp = 1020 м3/ч, GB = 90 кг/ч,
Ин = 3550 м3/ч, и0 = 3,48)
изотермический КПД
г<Рв^Тн 1п(Рс/^н)
П из = ----Z----Z------• <5 -И4)
Рр-Р,
где Гн — температура энжектируемой среды.
Наиболее распространенные виды ЭВ имеют
сравнительно короткие камеры смешения. Этот тип
эжектора носит название ЭВК (рис. 5.49) Эжектор
с удлиненной камерой смешения (ЭВУ) имеет в
1,5—2,0 раза большие значения КПД и н0 по срав-
нению с ЭВК, работающими обычно в докритиче-
ском режиме. Сжатие смеси осуществляется глав-
ным образом в диффузоре.
В ЭВУ создаются условия, при которых на вы-
ходе из камеры смешения водовоздушная смесь
приобретает свойства, близкие к свойствам гомо-
генных сред, в которых скорость звука существен-
но снижается. Следовательно, при докритических
рабочем и инжектируемом потоках в ЭВУ может
наблюдаться запирание камеры смешения, анало-
гичное третьему предельному режиму в ЭП. При
отсутствии запирания камеры смешения режим бу-
дет докритическим. В определенных условиях из-
за значительной перавновесности газожидкостного
потока может иметь место неполное запирание,
приводящее к появлению некоторой, хотя и суще-
ственно меньшей, чем при предельном режиме, за-
висимости рп от рс. Такой режим называется сме-
шанным.
Наиболее эффективными (с максимальным г)из)
для ЭВУ являются предельный критический режим,
а также непосредственно к нему примыкающие кри-
тические и докритические режимы. Для вакуумных
ЭВУ, как и для ЭП, предпочтительны примыкающие
к предельному критические и смешанные режимы,
обеспечивающие устойчивую работу ЭВУ при воз-
можной нестабильности входных или выходных па-
раметров.
Инженерные расчеты ЭВУ подробно описаны в
[3] и в настоящее время распространяются в виде
прикладных компьютерных программ [35].
Данные по основным типам промышленных
ЭВ, используемых на ТЭС, приведены в табл. 5.25.
Маркировка эжекторов АО ВТИ и АО ЛМЗ на при-
мере ЭВ7-1000 означает: эжектор водоструйный
с параллельно включенными семью секциями и
общим расходом воды 1000 т/ч.
5.4.6. СТРУЙНЫЕ АППАРАТЫ ДЛЯ
ПНЕВМОТРАНСПОРТА
К этой группе аппаратов относятся струйные
аппараты (САП), в которых в качестве рабочего те-
ла используется упругая среда — газ или пар, а ин-
жектируемой средой служит неупругая среда —
Таблица 5.25. Водовоздушиые эжекторы ЛМЗ (г. Санкт-Петербург)
Тип эжектора Расчет- ный расход воздуха GB, кг/ч Расход рабочей воды Gp, кг/ч Давление рабочей воды рр, МПа Давление всасыва- ния рп, кПа Темпера- тура отсасы- вающей смеси,°C Диаметр рабочего сопла <7|, мм Диаметр камеры смеше- ния <73, мм Диаметр камеры смеше- ния /3, мм Расстоя- ние от сопла до камеры смешения, мм
ЭВ-1-230 25 230 0,38 5,3 20 55 120 2500 120
ЭВ-7-1000 100 1000 0,38 5,3 20 45 80 2500 400
ЭВ-13-450 50 450 0,48 5,3 20 — — — —
ЭВ-13-900 80 900 0,48 5,3 20 — — — —
ЭВ-7-500 50 500 0,48 5,3 20 — — — —
ЭВ-7-200 20 200 0,48 5,3 20 — — — —
478
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
[Разд 5
Рис. 5.50. Схема струйного аппарата для пневмотранспорта
сыпучее твердое тело или жидкость. Такие аппара-
ты применяют в технологических схемах ТЭЦ для
транспортировки пылевоздушных смесей, перекач-
ки жидкости из колодцев и приямков.
На рис. 5.50 показана принципиальная схема
САП. В приемную камеру 2 аппарата через прием-
ную воронку поступает сыпучий материал. Струя
воздуха, выходящая с большой скоростью из рабо-
чего сопла 1, увлекает за собой сыпучий материал
и придает ему часть своей кинетической энергии.
Смесь воздуха и сыпучего материала поступает в
камеру смешения 3, где происходят выравнивание
поля скорости движущегося потока и частичное по-
вышение давления. Затем эта смесь поступает в
диффузор 4, где осуществляется дальнейшее повы-
шение давления. Из диффузора поток с некоторым
избыточным давление Дрс = рс-рн поступает в тру-
бопровод для дальнейшей транспортировки
Особенность расчета разнофазных струйных
аппаратов заключается в определении удельных
объемов инжектируемой и смешанной сред (он и
ос), которые зависят от массовой концентрации ин-
жектируемого твердого тела или жидкости в потоке
инжектируемого и сжатого газа.
Если инжектируемый поток является смесью
твердого тела с газом, то удельный объем инжекти-
руемой среды определяется по формуле
Wr мт
v------------г v -------,
НГПГ + WT TWr + Ur
(5.145)
где i/r = GH r/Gp — коэффициент инжекции по га-
зу; мт = GT/Gp — коэффициент инжекции по твер-
дому телу или жидкости; GH г, uH г — расход, кг/с,
з
и удельный объем инжектируемого газа, м /кг; Gr,
vr — расход, кг/с, и удельный объем инжектируе-
мого твердого тела или жидкости, м /кг; Gp — рас-
ход рабочего газа, кг/с.
Иногда САП используются для измельчения уг-
лей различных марок в противоточной струйной
мельнице.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Азарх Д.И. Насосы центробежные и осевые:
Справочник. М.: ЦБНТИ, 1972.
2. Брусиловский И.В. Аэродинамический расчет
осевых вентиляторов. Л.: Машиностроение, 1986
3. Берман Л.Д., Зингер Н.М. Воздушные насосы
конденсационных установок турбин. М.: Госэнерго-
издат, 1962.
4. Гофлин А.П. Судовые компрессорные машины
Л.: Судостроение, 1977.
5. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двух-
фазных сред. М.: Энергоиздат, 1981.
6. Ефимочкнн Г.И., Кореннов Б.Е. Методика рас-
чета водовоздушного эжектора с удлиненной цилинд-
рической камерой смешения //Теплоэнергетика. 1976.
№ 1.С. 84—86.
7. Кореииов Б.Е. Рабочий процесс в газожидкостном
эжекторе И Теплоэнергетика. 1977. № Г С. 59—65.
8. Боткачик И.А., Зрайчиков И.А. Дымососы i
вентиляторы тепловых электростанций. М.: Издатель-
ство МЭИ, 1997.
9. Ливший С.П. Высоконапорные дутьевые маши-
ны центробежного типа. Л.: Машиностроение, 1976.
10. Малюшенко В.В., Михайлов А.К. Энергетиче-
ские насосы: Справочное пособие. М.: Энергоиздат,
1981.
11. Михайлов А.К., Малюшенко В.В. Лопастные
насосы. М.' Машиностроение, 1977.
12. Печении Б.Я., Хатстовскин Г.И. Питательные
агрегаты мощных энергоблоков. М : Энергия, 1978.
13. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные маши-
ны. Л.: Машиностроение, 1981.
14. Рубинов В.Ю. Вентилятор с загнутыми вперед
лопатками с КПД 80 % // Промышленная энергетика.
1974 №5. С. 21—23.
15. Синев Н.М., Удовчеико П.Н. Бессальниковые
водяные насосы. М.: Атомиздат, 1972.
16. Соколов Е.Я., Зиигер Н.М. Струйные аппара-
ты. М.: Энергоатомиздат, 1989.
17. Соломахова Т.С., Чебышева К.В. Центробеж-
ные вентиляторы. Аэродинамические схемы и харак-
теристики: Справочник. М.: Машиностроение, 1980.
18. Френкель М.И. Поршневые компрессоры. М.
Машиностроение, 1969.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
479
19 Циклаури Г.В., Данилов В.А., Селезнев Л.И.
Адиабатные двухфазные течения. М.: Атомиздат, 1973.
20. Нагнетатели и тепловые двигатели / В.М. Чер-
касский, И.В. Калинин, Ю.В. Кузнецов, В.И. Суббо-
тин. М.: Эпергоатом издат, 1997.
21 Чиияев И.А. Поршневые насосы в теплоэнерге-
тике. М.: Энергия, 1977.
22 Шерстюк. А.Н. Насосы, вентиляторы, компрес-
соры М : Высшая школа, 1972.
23. Яременко О.В. Испытания насосов: Справоч-
ное пособие. М : Машиностроение, 1976.
24. Компрессоры поршневые, винтовые, ротацион-
ные и концевые: Каталог. Л.: Гипроникель, 1973.
25 Лопастные и роторные насосы. — 3-е изд. М.:
ЦИНТИхимнефтемаш, 1977.
26 Насосное оборудование: Каталог КС-НУ-1-77.
Киев, Укргипрониинефть, 1977.
27 Тягодугьевые машины: Отраслевой каталог.
М.: НИИинформэнергомаш, 1984.
28. Центробежные компрессорные машины: Ката-
лог 4-77. М НИИинформэнергомаш, 1977.
29. Центробежные насосы общего назначения типов
К и КМ. Каталог. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1977. № 18.
30. Эжекторы и инжекторы (36 карт): Справоч-
ная картотека НИИинформтяжмаш. М., 1973 (серия
19-3-73).
31. Кузнецов В.А., Кузнецов И.В., Очилов Р.А. Ис-
пытания осевых и центробежных насосов. М : Энерго-
атомиздат, 1996.
32. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы.
М.: Машиностроение, 1966.
33. Энергетическое оборудование для тепловых
электростанций: Номенклатурный каталог. Ч. 3. М.:
УНИИТТЭИтяжмаш, 1998.
34 Мясников В.Е. Пароводяные инжекторы. СПб.:
Элмор, 1997.
35. Интернет ссылка: www.eiector.ru. ООО «Эжек-
тор».
РАЗДЕЛ ШЕСТОЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ
ТЭС И АЭС
6.1. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЭС И АЭС
Различают принципиальную тепловую и раз-
вернутую тепловую схемы станций Принципиаль-
ная тепловая схема станции составляется при про-
ектировании новой турбины, проведении вариант-
ных расчетов с целью оптимизировать параметры
тепловой схемы, при проведении поверочных рас-
четов в связи с изменением некоторых параметров
потоков пара и воды. Принципиальная тепловая
схема включает в себя однотипное оборудование
только I раз независимо от числа установленных
основных и вспомогательных агрегатов
Развернутая тепловая схема станции включае т
в себя тепловое оборудование всех трактов, обеспе-
чивающих технологический процесс на электро-
станции. Она содержит все агрегаты: рабочие, ре-
зервные, основные и вспомогательные, а также тру-
бопроводы со всеми параллельными линиями и
арматурой в полном объеме. Чертеж развернутой
тепловой схемы дает наглядное представление о
типе, числе агрегатов основного и вспомогательно-
го оборудования, о способах соединения их трубо-
проводами, типе и расстановке арматуры.
На рис. 6.1 показана развернутая тепловая
схема конденсационного моноблока на газе и ма-
зуте с одновальной турбиной К-800-23,5 АО ЛМЗ
с номинальным расходом пара 666,6 кг/с, или
2400 т/ч, начальными параметрами пара 23,5 МПа,
540/540 °C, с котлом ТГМП-204 паропроизво-
дительностью 722,2 кг/с, или 2600 т/ч, (25 МПа,
545/545 °C). У вспомогательного оборудования,
показанного на рис. 6.1, есть следующие особенно-
сти и характеристики: конденсатор имеет перего-
родку по пару для двухступенчатой конденсации;
деаэратор; два питательных и два бустерных насо-
са, совмещенных на общем валу с двумя конденса-
ционными приводными турбинами мощностью по
17 МВт, имеющими свои конденсаторы и конден-
сатные насосы. В схему включены: пускосбросное
устройство на 104,17 кг/с (375 т/ч) свежего пара;
пускосбросное устройство собственного расхода
для резервирования подачи пара к турбинам пита-
тельных насосов и деаэраторов; две РОУ собствен-
ного расхода 27,8 кг/с (100 т/ч) на давление
3,9/1,28 МПа и 27,8 кг/с, или 100 т/ч, на давление
1,57/1,08 МПа. Паровой котел имеет насосы рецир-
куляции рабочего тела, встроенные сепараторы, I
выносной растопочный расширитель и паровые I
калориферы для подогрева воздуха.
1 lap подводится к каждому цилиндру высокого I
давления (ЦВД) по двум паропроводам диаметром
465/75 мм. Из ЦВД турбины пар направляется по
двум паропроводам 820x22 мм на промежуточный
перегрев и возвращается в цилиндр среднего дав-
ления (ЦСД) турбины по двум паропроводам
930x32 мм. Питательная вода после ПВД подается
к котлу по трубопроводу 630x75 мм. Предусмотре-
на «холодная» линия питательной воды для груп-
пового обвода всех ПВД, а также линии обвода с
системой автоматической защиты ПВД. Имеется
обвод ПНД поверхностного типа линией основно-
го конденсата.
Для упрощения в развернутой тепловой схеме
блока показаны не все вспомогательные установки
и трубопроводы. Например, отсутствуют резерв-
ные турбонасосы, калориферы для подогрева воз-
духа и др.
На рис. 6 2 показана развернутая тепловая схе-
ма ТЭЦ с турбоустановками ПТ-135/165-12,8/1,5,
Т-175/210-12,8 и Р-100-12,8/1,5 с параметрами пара
12,75 МПа, 555 °C. Расход пара на каждую турбину
составляет до 211,1 кг/с (760 т/ч). Шесть барабан-
ных паровых котлов типа ТП производительностью
111,11 кг/с (400 т/ч) с параметрами пара 13,7 МПа и
560 °C на газомазутном топливе подключены по-
парно паропроводами диаметром 350 мм к турби-
нам и общестанционному паровому коллектору
300 мм (по секционной схеме). Состав турбоустано-
вок типов Т, ПТ и Р описан в разд. 3 (см. табл. 3.17).
От турбин типов Р и ПТ технологический пар
давлением 1,47 МПа отводится потребителям через
общую магистраль. Обратная сетевая вода из систе-
мы отопления подается сетевыми насосами 1-й сту-
пени через теплофикационный пучок конденсатора
в нижнюю и верхнюю ступени сетевой подогрева-
тельной установки. Сетевыми насосами 2-й ступе-
ни эта вода подается через пиковые водогрейные
котлы к потребителям.
Химически очищенная вода для подпитки теп-
ловой сети поступает в вакуумный деаэратор (р =
= 0,02—0,05 МПа), в котором греющим рабочим
телом служит горячая сетевая вода.
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЭС И АЭС
481
Рис. 6.1. Развернутая тепловая схема энергоблока 800 МВт:
/ паровой котел ТГМП-204; 2 — паровая турбина К-800-23,5 АО ЛМЗ; 3 — конденсатор; 4 —электрогенера-
тор; 5 питательный турбонасос с бустерным насосом на общем валу; 6 — приводная турбина питательного
насоса; 7 — конденсатор приводной турбины; 8 — охладитель пара уплотнений; 9 — буферная емкость смеши-
вающих подогревателей низкого давления (ПНД); 10 и 11 — смешивающие ПНД № 8 и 7; 12 и 13 — поверхно-
стные ПНД № 6 и 5; 14 — насос циркуляции рабочего тела котла; 15 и 16 — аккумуляторный бак и
деаэрационная колонка деаэратора 0,69 МПа; 17—19 — подогреватели высокого давления (ПВД); 20 — газоох-
ладитель (от статора генератора); 21 — насос водоструйных эжекторов; 22 и 23 — водоструйные эжекторы ос-
новной и циркуляционной систем; 24 — коллектор подачи пара приводным турбинам питательных насосов;
16-1937
482
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
2-5 коллектор питания деаэратора, 26 — растопочный расширитель; 27 — пускосбросное устройство свежего
пара, 28 и 29 конденсатные насосы 1-й и 2-й ступеней; 30 и 31 — редукционно-охладительные установки
(РОУ) паровой линии на собственные нужды энергоблока; 32 — пускосбросное устройство свежего пара; 33 и
34 фильтр смешанного действия и электромагнитный фильтр блочной обессоливающей установки; 35 и 36 —
расширительные баки; 37 — конденсатный насос приводной турбины питательного насоса; 38 — паровой кол-
лектор расхода на собственные нужды энергоблока; 39 — общестанционная паровая магистраль; а — вода (пар)
в конденсатор турбины; б — конденсат греющего пара сетевых подогревателей; в — конденсат греющего пара
калориферов; гид — пар на основной и пиковый сетевые подогреватели; е — пар от штоков клапанов турбины
в деаэратор, ж нар на собственные нужды станции; з — пар на мазутное хозяйство; и — пар на калориферы;
к — пар на турбопривод воздуходувки; л — рециркуляция конденсата; м — питательная вода на впрыск в про-
межуточный перегреватель и пускосбросное устройство собственных нужд; и — питательная вода на впрыск
в пароперегреватель; о — сброс воды в циркуляционные водоводы; п — выносной расширитель
§6.1)
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЭС И АЭС
483
Рис. 6.2. Развернутая тепловая схема промышленно-отопительной теплоэлектроцентрали:
I — парогенератор ТП-400; 2 — паровая турбина ПТ-135/165-12,8/1,5; 3 — паровая турбина Г-175/210-12,8;
4— паровая турбина Р-100-12,8/1,5; 5 — генератор; 6 — конденсатор; 7 — охладители основного и пускового
эжекторов; 8 и 9 — охладитель и подогреватель уплотнений, 10—13 — ПНД; 14—16 — ПВД; /7, 18 — нижняя
и верхняя ступени сетевой подогревательной установки; 19, 20 — пиковые сетевые подогреватели; 21 — слив-
ной насос ПНД; 22 — расширитель дренажей; 23 — питательные электронасосы; 24, 25 — аккумуляторный бак
и деаэрационная колонка деаэратора питательной воды 0,59 Ml 1а; 26 — конденсатные насосы турбин ПТ и Т;
27, 28 — сетевые насосы 1-й и 2-й ступеней, 29, 30 — сливные насосы дренажей сетевых подогревателей;
31, 32 — аккумуляторный бак и деаэрационная колонка атмосферного деаэратора 0,118 МПа; 33 — подогрева-
тель подпиточной воды; 34 — пиковые водогрейные коглы; 35 — вакуумный деаэратор подпитки теплосети,
36 — эжектор отсоса вакуумного деаэратора; 37— перекачивающий насос; 38 — основные эжекторы конденса-
484
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
торов; 39, 40 — главный и вспомогательный паровые коллекторы; 41 — коллектор непрерывной продувки па-
рогенераторов; 42 — перекачивающий насос атмосферного деаэратора; 43 — горячая перемычка питательной во-
ды высокого давления; 44 — коллектор слива и перелива воды; 45 — коллектор обессоленной воды; 46 —
коллектор воды от промежуточных ступеней питательных насосов; 47 — паровой коллектор 0,59 МПа; 48 —
коллектор технологического пара на производство (1,47 МПа); 49, 50 — коллекторы прямой и обратной сетевой
воды; 51 — растопочное РОУ 13,7/1,47 МПа; 52 — быстродействующая редукционно-охладительная установка
(БРОУ) 13,7/1,47 МПа технологического пара; 53 — охладитель выпара деаэратора; 54 — «встроенный» тепло-
фикационный пучок; 55, 56 — расширители непрерывной продувки; а — пар из уплотнений турбины; б — хи-
мически очищенная вода; в -— вода (нар) в деаэратор питательной воды; г и 0 — конденсат из ПНД, а также
линии конденсата из сетевых подогревателей нижней и верхней ступеней; е — пар из уплотнений; ж — вода
(пар) в конденсатор турбины; з — обратный конденсат с производства; и — пар из деаэратора питательной во-
ды; к — вода (пар) в охладитель продувки и в бак низких точек
16.2]
КОМПОНОВКА ТЭС И АЭС
485
На ТЭЦ имеются БРОУ (13,7/1,47 МПа,
69,44 кг/с, или 250 т/ч) технологического пара и рас-
топочное РОУ 13,7/1,47 МПа, 41,66 кг/с (150 т/ч), а
также расширители дренажей высокого и низкого
давления, баки запасного конденсата. Из барабаи-
। вых паровых котлов предусмотрена непрерывная и
периодическая продувка в расширители. Пар из рас-
ширителя непрерывной продувки поступает в обще-
станционный коллектор 0,59 МПа.
На рис. 6.3 приведена развернутая тепловая
схема двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-
IOOO. Схема моноблочная.
Водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-
1000 имеет тепловую мощность 3200 МВ г. В реакто-
ре предусмотрены четыре петли движения теплоно-
сителя для передачи теплоты топлива, выделяемой
при расщеплении, и четыре парогенератора (ПГ). Те-
плоноситель и замедлитель нейтронов —- вода — по-
кидает активную зону с температурой 322 °C и воз-
вращается в реактор после ПГ с температурой
289 °C. Характеристику ПГ, схемы реакторной уста-
новки и паровой турбины К-1000-5,9/1500-2 Харь-
ковского турбинного завода можно найти в разд. 2.
Каждая из двух групп питательных насосов со-
стоит из бустерного и основного насосов ПД-3750-
200 и ПТ-3750-100 с давлением в напорной линии
10 МПа. Приводом основного питательного насоса
служит турбина OK-I2A Калужского турбинного
завода. Бустерный насос включен через понижаю-
щий редуктор (см. разд. 3 и 5).
Для отпуска теплоты па отопительные нужды
(840 ГДж/ч) установлена трехступенчатая сетевая
подогревательная установка, получающая грею-
щий пар из IV, V и VI отборов турбины.
Для отвода остаточных тепловыделений из ре-
актора при останове блока установлены БРУ сброса
пара в технологический конденсатор (до 33,33 кг/с);
система непрерывной продувки ПГ имеет установку
утилизации с очисткой продувочной воды.
6.2. КОМПОНОВКА ТЭС И АЭС
6 .2.1. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА
КЭС И ТЭЦ
Под компоновкой главного корпуса понимают
взаимное расположение его помещений, оборудо-
вания и строительных конструкций [25, 28].
В главном корпусе ТЭС размещается все основ-
ное и вспомогательное оборудование, непосредст-
венно задействованное в технологическом процес-
се производства электроэнергии и теплоты. Здание
главного корпуса включает в себя следующие по-
мещения (отделения): котельное, бункерное, де-
аэраторное и машинное, которые располагаются
параллельно, непосредственно примыкая одно к
другому. На ряде пылеугольных электростанций
бункерное и деаэраторное отделения объединены в
одно бункерно-деаэраторное, расположенное меж-
ду котельным и турбинным отделением.
Каркас здания главного корпуса собирают из
колонн, опирающихся на фундамент, ригелей и
ферм. Элементы каркаса — железобетонные или
металлические. Стеновые ограждения выполняют
из армопенобетонных, железобетонных, керамзи-
тобетонных панелей, а также из профилированного
оцинкованного листа.
Расстояние между осями колонн главного кор-
пуса в продольном направлении называют шагом
колонн, а в поперечном •— пролетом отделения.
Шаг колонн 6 или 12 м, пролет котельного отделе-
ния 22,9—46 м, деаэраторного 7,5—15 м, бункерно-
го (бункерно-деаэраторного) 8—15 м, машинного
28—54 м.
Часть отделения, занятую одним котлом или
турбиной и их вспомогательным оборудованием,
называют ячейкой котла или турбины. При блочной
компоновке ячейки котла и турбины образуют
ячейку блока.
Котельное отделение. В котельном отделении
располагают энергетические котлы и их вспомога-
тельное оборудование. В зависимости от климати-
ческих условий часть вспомогательного оборудо-
вания (воздухоподогреватель, дымососы, вентиля-
торы) может быть расположена на открытом воз-
духе. Пиковые водогрейные котлы (см. § 3.9), как
правило, устанавливают вне главного корпуса элек-
тростанции. Отметка основной площадки обслужи-
вания энергетических котлов делит котельное отде-
ление на два помещения — нижнее и верхнее. Ниж-
нее помещение па пылеугольных станциях называ-
ется зольным помещением. На нулевой отметке
(уровень пола котельной) зольного помещения рас-
полагают мельницы и оборудование систем золо-
шлакоудаления.
При установке котлов, имеющих собственный
каркас, котельное отделение оборудую! одним или
двумя мостовыми крапами для проведения монтаж-
ных и ремонтных работ. Для котлов с подвесной
конструкцией используют другие виды механиза-
ции монтажа и ремонта.
На нулевой отметке на площадке обслужива-
ния котлов предусматривают ремонтные зоны. Их
размеры и месторасположение должны обеспечи-
вать удобство транспортировки и размещения ма-
териалов и оборудования при проведении ремонт-
ных работ.
13 котельных отделениях ТЭС устраивают тупи-
ковый железнодорожный заезд, совмещенный с ав-
товъездом. Длина заезда должна обеспечивать воз-
можность снятия грузов с железнодорожной плат-
формы грузоподъемными механизмами. Проезд ав-
тотранспорта должен быть сквозной. При числе
энергоблоков шесть и более предусматривают один
486
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
Рис. 6.3. Развернутая тепловая схема конденсационного энергоблока 1000 МВт АЭС:
/ — водо-водяной энергетический реактор; 2 — паровая турбина; 3 — электрогенератор; 4 — парогенератор;
5 — главный циркуляционный насос; 6 — компенсатор объема; 7 — барботажный бак, 8 — бак системы ава-
рийной защиты; 9 — основной конденсатор, 10 — быстродействующая редукционная установка (БРУ) конден-
сатора; 11 — приемно-сбросное устройство пара после БРУ конденсатора; 12 — основной паровой эжектор;
/3 — сепаратор-пароперегреватель (СПП); 14 — сепаратосборник; 15 — сливной насос сепарагосборника;
16 — регулятор уровня в сепаратосборнике; 17, 18 — конденсатосборники конденсата греющего пара 1-й и 2-й
КОМПОНОВКА ТЭС И АЭС
487
СПИ;
ступеней
19, 20
регуляторы уровня в конденсатосборниках; 21 — отсечная поворотная заслонка; 22 —
конденсатный
насос
-й ступени; 23
паровой эжектор уплотнений турбины; 24 — охладитель пара основных
эжекторов; 25 — охладитель пара эжекторов уплотнений турбины; 26 — блочная обессоливающая установка;
21
конденсатный насос 2-й ступени; 28
клапан рщулятора уровня в конденсаторе; 29, 30— ПНД7 и 11НД6,
31
охладитель дренажа ПНД6; 32
дренажный насос; 33
регулятор уровня конденсата в ПНД7; 34, 35 —
ППД5
и ПНД4; 36
охладитель дренажа Г111Д4; 37 — регулятор уровня конденсата в П11Д4; 38 — дренажный
насос ПНД5; 39 — ре1улятор уровня конденсата в Г1НД5; 40 — деаэратор питательной воды; 41 — бустерный
насос; 42 — писательный насос; 43 — приводная турбина писательной установки; 44 — конденсатный насос
приводной
турбины;
45—47 — ПВД; 48—50 — сетевые подогреватели; 51, 52 — клапаны роулятора давления
в уплотнениях ЦВД и ЦВД; 53 — дренажный насос сетевых подогревателей; 54 — распределительное устрой-
ство
(РУ) собственных
нужд;
55
БРУ расхолаживания; 56 — технологический конденсатор установки; 57 —
расширитель непрерывной продувки; 58, 59 — теплообменники охлаждения продувочной воды ТО-1 и ТО-2;
60 — фильтр; I—VII — номера отборов пара из проточной части турбины
488
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд.6 I §
(иногда два) боковой заезд автотранспорта со сто-
роны дымовых труб. Габаритные размеры автопро-
сздов и их трассировку устанавливают при разра-
ботке компоновки котельного отделения на основа-
нии проектов механизации монтажных и ремонт-
ных работ.
Для районов с расчетной температурой наруж-
ного воздуха выше -30 °C применяют открытую ус-
тановку воздухоподогревателей, вентиляторов и
дымососов. Воздуходувки с турбоприводами уста-
навливают в закрытых помещениях. Как правило,
следует применять открытую установку золоуло-
вителей с закрытием нижней бункерной части и
верхних сопл орошения мокрых золоуловителей во
всех климатических зонах.
Багерные насосы, предназначенные для транс-
портировки золошлаковой пульпы на золоотвалы,
можно размещать как в котельном отделении, так и
вне его в отдельном здании.
Газоходы до и после золоуловителей должны
иметь трассировку, обеспечивающую равномер-
ность раздачи дымовых газов по аппаратам и дымо-
сосам и минимальное сопротивление газового
тракта.
Машинное отделение. Машинное отделение
разделяют по высоте на два помещения в верхнем
устанавливают турбогенераторы, в нижнем (кон-
денсационном) размещают фундаменты турбогене-
раторов, конденсаторы и вспомогательное обору-
дование турбин.
Отметка обслуживания машинного отделения,
как правило, должна совпадать с отметкой основ-
ной площадки обслуживания котлов. Отметку пола
конденсационного помещения желательно совме-
щать с отметкой зольного помещения котельной.
Турбоустановки в машинном зале компонуют
по «островному» принципу. Турбины и генераторы
устанавливают на собственные фундаменты, не
связанные с другими строительными конструкция-
ми, что исключает передачу на них вибрации тур-
боагрегатов. Между помещением турбоагрегатов и
конденсационным сплошного перекрытия не вы-
полняют, а вокруг турбоагрегатов устанавливают
площадки обслуживания (отметки 7,0—15,6 м), со-
единенные между собой продольными проходами,
идущими вдоль стен машинного зала. Для обслу-
живания вспомогательного оборудования преду-
сматривают промежуточные площадки на двух
уровнях между основной площадкой обслужива-
ния турбин и полом конденсационного помещения.
Проемы между площадками обслуживания тур-
бин должны обеспечивать удобство использования
мостовых кранов машинного зала при монтаже и
ремонте вспомогательного оборудования, располо-
женного в конденсационном помещении. Отметки
нижней части ферм машинного зала (21,0—35,0 м)
должны быть такими, чтобы можно было снимать и
транспортировать крышку ЦПД турбин или подни- I
мать ПВД. I
Размеры ячейки турбоагрегата должны обеспе- I
чивать свободную выемку ротора генератора, трубок I
конденсатора и трубных систем подогревателей. I
Относительно продольной оси машинного зала I
турбоустановки могут быть расположены как про- I
дольно, так и поперечно. На КЭС турбоагрегаты 1
мощностью до 500 МВт включительно размещают I
поперечно, а мощностью 800 МВт и более — про- I
долыю. На ТЭЦ широко применяют как поперсч- I
нос, так и продольное расположение турбин. При I
продольном размещении турбин длина машинного 1
отделения больше, а пролет меньше, чем при попе- 1
речном расположении. Более короткий пролет поз- ]
воляет облегчить и упростить строительные конст- I
рукции, уменьшить размеры и массу мостовых
кранов, улучшить естественную освещенность ма-
шинного отделения. При поперечной компоновке
достигается минимальная длина паропроводов,
связывающих котел и турбину, система этих паро-
проводов симметрична относительно оси блока
(турбины).
При проектировании блочных электростанций
циркуляционные насосы, как правило, располага-
ют в отдельном здании, а при проектировании не-
блочных электростанций — в центральной насос-
ной станции или машинном отделении главного
корпуса в непосредственной близости от конденса-
торов турбин.
Питательные насосы размещают на самостоя-
тельных фундаментах в проемах машинного зала.
Они должны иметь собственные площадки обслу-
живания, расположенные на высоте 3—5 м над от-
меткой пола конденсационного помещения. Реге-
неративные подогреватели устанавливают по бо-
кам турбины, при этом ПВД располагают со сторо-
ны питательного насоса. Сетевые подогреватели
размещают с учетом удобства трассировки трубо-
проводы.
При поперечной компоновке турбинное отде-
ление может иметь подвальное помещение глуби-
ной 2,5—3,5 м, в котором устанавливают конден-
сатные, сетевые и циркуляционные насосы и сете-
вые турбоприводы.
При продольном расположении турбин приме-
няют бесподвальную компоновку с местным за-
глублением между стеной ряда колонн А и конден-
сатором (рис. 6.4—6.6). В приямке прокладывают
циркуляционные водоводы и устанавливают кон-
денсатные и при необходимости циркуляционные
насосы. Для прокладки других трубопроводов пре-
дусматривают каналы в иолу машинного зала.
В турбинном отделении устанавливают два
мостовых крана независимо от числа турбоагре-
гатов. Для турбогенераторов мощностью 250 МВт
56.2J
КОМПОНОВКА ТЗС И АЗС
489
696 000
Рис. 6.4. Компоновка тайного корпуса Березовской ГРЭС-1 с энергоблоками мощностью 800 МВт:
а — поперечный разрез; / — турбогенератор; 2 — паровой котел типа П-67; 3 — мелющие вентиляторы; 4 —
трубчатый воздухоподогреватель; 5 — электрофильтр; 6 — дымосос; б — план
Рис. 6.5. Компоновка главного здания ТЭЦ-ЗИТТ мощностью 500 МВт:
а — план; б — разрез; 1 — котел БКЗ-420-140; 2 — дымосос ДОД-31,5; 3 — дутьевой вентилятор ВДН-32 Б; 4 — мельничный вентилятор ВДН-26-lly; 5 — золоулавли-
ватели (батарейные циклоны); 6 — молотковая мельница ММТ1500/2510/740М; 7 — питатель сырого угля СПУ 900x8000; 8 — конвейер топливоподачи; 9 — бункер
сырого угля; 10—13 — турбины соответственно ПТ-80/100-13013, Т-110/120-130/3, ПТ-135/165-130/15 и Т-175/210 = 130; 14 — питательный насос ПЭ-58-185-2;
15, 16 — ПВД и ПНД; 17 — конденсатные насосы; 18 — резервный возбудитель; 19 — РУСН; 20, 21 — щиты управления; 22 — трансформаторы; 23 — деаэраторный
бак; 24, 25 — блоки трубопроводов ВД и НД; 26 — БРОУ; 27 — трубопроводы сетевой и сырой воды, а также технологического пара; 28 — сетевой насос СЭ-500-70;
29 — вакуумные деаэраторы ДСВ-800 и ДСВ-400; 30 — эжекторы деаэораторов; 31 — РОУ; 32 — подогреватель сетевой воды для калориферов; 33 — подогреватель
деаэрированной воды ПСВ-200-7-15; 34 — бойлер ПСБ-315-14-23; 35 — водо-водяной подогреватель сырой воды; 36 — воздуходувка ТВ-80-1,8; 37 — насос смывной воды
ДС-630-90; 38 — насос орошающей воды Д-800-28
КОМПОНОВКА ТЭС И АЭС
СО
492
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд S
и выше допускается установка трех кранов при чис-
ле агрегатов семь и более [28].
Вспомогательное оборудование турбин компо-
нуют с учетом удобства его обслуживания краном.
Для монтажа, ремонта и обслуживания оборудова-
ния, расположенного вне зоны действия мостовых
кранов, предусматривают возможность примене-
ния других грузоподъемных механизмов. Со сторо-
ны временного торца главного корпуса в турбинное
отделение устраивают железнодорожный въезд, со-
вмещенный с автовъездом.
Монтажно-ремонтные площадки располагают
около постоянного и временного торцов и делают
сквозной проезд автотранспорта между ними.
При необходимости (при отсутствии свобод-
ных площадей между турбинами, достаточных для
организации ремонта) через каждые четыре турби-
ны предусматривают дополнительную ремонтную
площадку.
В деаэраторном отделении на верхнем этаже
(на высоте 20—-26 м) устанавливают деаэраторы
питательной воды, этажом ниже — паропроводы,
питательные трубопроводы, РОУ и БРОУ, на отмет-
ке обслуживания котлов и турбин — блочные щиты
управления (БЩУ). В этом отделении располагают
также распределительные устройства собственных
нужд.
В бункерном отделении, в верхней его части,
размещают галерею конвейеров топливоподачи,
под которой располагают бункеры угля и пыли. Не-
посредственно под бункерами находятся питатели
сырого угля и пыли, а на нулевой отметке — мель-
ницы, мельничные вентиляторы и вентиляторы го-
рячего дутья. На крыше бункерного отделения на
открытом воздухе устанавливают сепараторы и ци-
клоны.
Степень совершенства компоновки главного
корпуса электростанции оценивается по удельной
2 3
площади (м /кВт) и удельному объему (м /кВт). Эти
показатели существенно зависят от типа электро-
станции, вида топлива и единичной мощности агре-
2
газов и находятся в пределах 0,011—0,049 м /кВт и
0,51—1,76 м3/кВт [25].
На рис. 6.4 показана компоновка Березовской
ГРЭС-1 мощностью 6400 МВт с блоками мощно-
стью 800 МВт, работающей на канско-ачинском уг-
ле. Главный корпус состоит из машинного, бункер-
но-деаэраторного, котельного, бункерного отделе-
ний и помещения трубчатых воздухоподогревате-
лей. В поперечном направлении главный корпус
разноэтажный с пролетами отделений: машинного
и котельного по 54 м, бункерно-деаэраторного и
бункерного по 12 м и помещения трубчатых возду-
хоподогревателей 30 м. Продольный шаг основных
конструкций 12 м, шаг колонн подвесного котла
24 м. Расположение турбин — продольное. Все от-
деления оборудованы мостовыми кранами и гру зо- |
подъемными механизмами для монтажа и ремонта I
оборудования. Вдоль главного корпуса у ряда ко- I
лонн А со стороны машинного отделения пристрое-
ны четыре помещения блочных щитов управления,
а со стороны трубчатых воздухоподогревателей- |
электрофильтры. Нол электрофильтрами размеша-
ют дымососы, химводоочистку, часть общестанци- I
онного оборудования, мастерские и склады
У ряда А размещены РУСИ 6 кВ блока и 0,4 кВ
машинного зала. Блочная обессоливающая уста-
новка размещена в бункерно-деаэраторном отделе- 1
нии. Основное и вспомогательное оборудование
каждого блока размещено в ячейке 72 м, между ка-
ждыми двумя блоками имеется ремонтный пролет.
2
Удельная площадь главного корпуса 0,0171 м /кВт,
3
удельный объем 1,086 м /кВт.
Поиск путей снижения удельных капитальных
затрат на сооружение ТЭЦ привел к разработке
проектов серийных ТЭЦ с применением стан-
дартных строительно-технологических секций по-
вышенной заводской готовности под названием
ТЭЦ заводского изготовления на газомазутном
топливе (ТЭЦ-ЗИГМ) и на твердом топливе
ТЭЦ-ЗИТТ.
Главный корпус ТЭЦ-ЗИГМ создается из мо-
дулей. Основу модуля составляет стандартная
ячейка котельного и машинного залов длиной 24 м
(две секции по 12 м) и шириной соответственно 36
и 39 м. Такие размеры выбраны из условия разме-
щения в ячейках серийно выпускаемых котлов и
турбин.
В котлотурбипных модулях (секциях) располо-
жено также и вспомогательное оборудование. Де-
аэраторная этажерка встроена внутри котельного
отделения. Здание главного корпуса запроектиро-
вано без подвала, многочисленные железобетон-
ные фундаменты под вспомогательное оборудова-
ние заменены общей железобетонной плитой мел-
кого заложения. Благодаря применению специаль-
ных инвентарных приспособлений для монтажа
статора генератора снижена грузоподъемность
мостовых кранов машинного зала. Типовые модули
разработаны для постоянного и временного торцов
зданий. В постоянном торце длиной 24 м (две сек-
ции по 12 м) размещают центральный (главный)
электрический щит, БРОУ и расточную РОУ, ваку-
умные деаэраторы, цеховые мастерские, ремонт-
ные площадки. Временный торец используется при
монтаже и ремонтных работах.
Между четвертой и пятой основными котель-
но-турбинными секциями предусмотрена дополни-
тельная монтажно-ремонтная секция. Удельная
2
площадь застройки главного корпуса 0,023 м /кВт,
з
удельный объем 0,815 мЭкВт.
Мб-?]
КОМПОНОВКА ТЭС И АЭС
493
I В проекте ТЭЦ-ЗИТТ (см. рис. 6.5) секции с
рбниами и одним котлом выполняют в двух мо-
днфикациях: с ячейками 36 м для нечетных станци-
онных номеров турбин и с ячейками 24 м для чет-
ных, что позволяет при размещении рядом двух
I секций длиной 36 и 24 м расположить в них ячейки
дв)х котлов суммарной длиной 60 м. В качестве ос-
новпого оборудования приняты унифицированный
газоплотный котел БКЗ-420-140 (двух модифика-
I цнй с твердым и жидким шлакоудалепием) и турби-
I пы типов ПТ, Т и Р различной модификации на па-
I раметры пара 12,8 МПа и 560 °C.
I 6.2.2. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА АЭС
На АЭС компоновка подчинена основному
принципу деления помещений по зонам строгого и
Iсвободного режима. На АЭС с водным теплоноси-
телем используют только закрытые компоновки с
сомкнутой компоновкой главных цехов.
Реакторное отделение с машинным залом обра-
зует главное здание. При сомкнутой компоновке
[реакторное отделение и машинный зал примыкают
' один к другому либо непосредственно, либо через
деаэраторную этажерку (этажерку электротехниче-
ских устройств).
з
Удельный объем здания (м /кВт) — один из по-
казателей совершенства компоновки. Увеличение
мощности энергоблока способствует снижению
этого показателя.
Каркас главного здания, воспринимающий все
нагрузки от оборудования и передающий их на
фундаменты, обычно выполняют из сборного желе-
зобетона. Колонны каркаса здания устанавливают с
шагом 6 или 12 м в продольном направлении; в по-
перечном расстояние между колоннами определя-
ется пролетом здания, через каждые 48—96 м пре-
дусмотрены температурные швы.
Выбор типа главного здания и компоновка обо-
рудования в нем оказывают большое влияние па
надежность и экономичность работы электростан-
ции, удобство эксплуатации, условия труда персо-
нала, а также позволяют полностью механизиро-
вать и автоматизировать производственные про-
цессы. При компоновке оборудования в главном
здании АЭС должны быть предусмотрены и обес-
печены [2, 6, 26]:
надежная, безаварийная и безопасная эксплуа-
тация оборудования и выполнение специальных са-
нитарных норм проектирования и эксплуатации
АЭС;
удобство эксплуатации с наименьшей числен-
ностью эксплуатационного персонала;
возможность проведения ремонтных работ в
короткие сроки с высоким качеством;
удобство эксплуатации и монтажа оборудова-
ния и механизация всех основных работ;
наиболее целесообразная связь между цехами
главного здания и главного здания с другими объек-
тами станции, а также с подъездными путями.
Удовлетворение большей части этих требова-
ний наилучшим образом обеспечивается соблюде-
нием при компоновке оборудования логической
последовательности технологической схемы стан-
ции [12,27].
В здании реакторного отделения размещают
собственно реакторную установку (реактор и его
вспомогательные системы, парогенераторы, цирку-
ляционные насосы, компенсатор давления, гидро-
аккумуляторы и др.), а также обслуживающие их
системы. К последним прежде всего относятся:
системы перегрузки топлива реактора и его крагко-
временного хранения; системы выгрузки впутри-
корпусных устройств для их освидетельствования
и возможного ремонта; системы поддержания нор-
мальных термовлажностных условий в помеще-
ниях расположения оборудования; оборудование и
системы контроля и управления установкой во вре-
мя нормальной работы и при ремонте.
Парогенераторы должны быть расположены
ближе к реактору для уменьшения длины главных
циркуляционных трубопроводов, а также для
уменьшения размеров герметичной защитной обо-
лочки. Для реакторов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000
парогенераторы располагают вокруг реакторов за
единой защитой.
Здесь же помещают компенсатор давления и
гидроемкости системы безопасности. Электродви-
гатели главного циркуляционного насоса (ГЦН),
главных задвижек и всех вспомогательных систем
располагают над перекрытием, являющимся био-
логической защитой. Расположение парогенерато-
ров по высоте согласуется с верхней частью реакто-
ра, чтобы при снятой его крышке могла осуществ-
ляться естественная циркуляция в главном реак-
торном контуре.
В турбинном отделении АЭС оборудование
располагают так же, как и на ТЭС (см. и. 6.2.1).
Существенной особенностью турбин насыщенного
пара по сравнению с турбинами перегретого пара
той же мощности является увеличение числа ЦНД
и соответственно большая длина турбин. Особен-
ность турбин насыщенного пара заключается также
в наличии сепараторов-пароперегревателей.
Компоновки современных крупных турбоагре-
гатов выполняют с подвальным помещением высо-
той до 5,2 м, где располагают водоводы, кондепса-
то-сборники конденсаторов, сепаратосборники
СПП, конденсатные и дренажные насосы, охлади-
тели дренажа регенеративных подогревателей, ка-
бельные туннели, сливные баки и некоторые вспо-
могательные трубопроводы.
Для турбин К-220-44, К-1000-60 и К-500-65
применяют подвальное расположение конденсате-
494
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Рам
ров. Для турбин К-1000-60 наряду с подвальным
используют и боковое расположение конденса-
торов, при этом предпочтение отдастся подвально-
му расположению (рис. 6.6). Для турбин К-220-44 с
реактором ВВЭР-440 применяют продольное рас-
положение с пролетом машинного зала 39 м, для
турбин К-1000-60 принята блочная компоновка с
продольным расположением турбоагрегата с про-
летом зала 45 м и длиной 120 м. Для турбин К-500-
65 с реактором РБМК-1000 используют продольное
расположение с пролетом машинного зала 51 м,
длиной 402 м для двух блоков (рис. 6.7 и 6.8). Обо-
рудование одноконтурных АЭС имеет биологиче-
скую защиту как реакторного, так и турбинного
оборудования, поэтому для турбины той же мощно-
сти площадь ячейки больше.
Оборудование блоков может быть размещено в
одном здании. Эксплуатация нескольких энергобло-
ков в одном здании особенно усложняется в аварий-
ных ситуациях, а при авариях с выходом из строя
оборудования возможен останов всей станции. Для
энергоблока большой мощности (1000 МВт и более)
целесообразно строительство по моноблочной схе-
ме (один реактор — одна турбина).
На конструкции главных и вспомогательных зда-
ний, а также на их размещение на территории элек-
тростанции существенное влияние оказывают рас-
четные внешние воздействия: землетрясения, урага-
ны и торнадо, цунами, взрывы на промышленных
предприятиях или транспорте, падение самолетов
[12, 13].
При разработке проекта АЭС необходимо учи-
тывать требование сейсмостойкости, а именно: вы-
соту и форму сооружения выбирать таким образом,
чтобы сейсмические нагрузки на его конструкции
и оборудование были минимальными, крутильные
колебания были сведены до минимума. Это дости-
гается снижением центра тяжести сооружения,
практическим совмещением центра тяжести с цен-
тром жесткости, упрощением геометрических
форм, созданием жестких конструкций, а также
применением специальных амортизаторов, не ме-
шающих термическому расширению оборудования.
Воздействия на сооружения АЭС ветра ураган-
ной силы, торнадо и взрывной волны по своему ха-
рактеру близки, однако нагрузки на различные зда-
ния учитывают по-разпому. Так, для зданий, соору-
жений, разрушение которых может повлиять на ра-
диоактивную безопасность, учитывают природные
явления с повторяемостью раз в 10 000 лет, т.е. при-
нимаются нагрузки существенно большие, чем по
строительным нормам.
Нагрузку возможного взрыва и ударной волны
от него определить с требуемой достоверностью
очень трудно или невозможно, так как за время ра-
боты АЭС (30—50 лет) возможно сооружение по-
близости от нее новых промышленных объект!
вероятна прокладка новых транспортных пр
[2, 12, 13], которые могут существенно усугубил
воздействие взрыва или ударной волны.
При компоновке АЭС необходимо обеепг
удобные
связи
главных зданий
с вспомогательным»
сооружениями: с насосной охлаждающей воды-
каналами и трубопроводами; с химводоочисткой-
проходными туннелями или эстакадами, подъезд-
ными путями; с хранилищами сухих и жидких ра-
диоактивных отходов — каналами и эстакадой,
подъездными путями; с санитарно-бытовыми и сгу
жебными корпусами — переходными мостиками.
При разработке компоновки АЭС, даже если
определена ее предельная мощность, необходимо
предусмотреть возможность дальнейшего ее рас-
ширения с наименьшими капитальными затра-
тами.
Для транспортировки внутри здания вышедше-
го из строя крупного оборудования, загрязненного
радиоактивными веществами, а также для монтажа
нового оборудования в конструкциях здания преду-
сматривают специальные транспортные проемы,
закрывающиеся дверями или люками. Для достав-
ки в реакторное отделение нового оборудования и
удаления вышедшего из строя в герметичной обо-
лочке делают люк, к которому имеются транспорт-
ные подъезды. На АЭС предусматривают специ-
альные шахты для ремонта оборудования (верхний
блок реактора, шахта реактора, блок промежуточ-
ных штанг), защитные транспортабельные кабины
с манипуляторами для дистанционного выполне-
ния работ и осмотра оборудования.
Для реактора ВВЭР-1000 реакторную установ-
ку располагают над уровнем земли. Это позволяет
организовать въезд транспорта под герметичную
оболочку (см. рис. 6.7) и с помощью крана реак-
торного отделения и простых такелажных опера-
ций через люк в полу оболочки обеспечить достав-
ку оборудования в реакторный зал или другие по-
мещения. Этим же путем доставляют свежее топ-
ливо и вывозят в защитных контейнерах отрабо-
тавшее.
Для монтажа оборудования и возможности его
демонтажа, проведения ремонтных работ, перегруз-
ки топлива в реакторном зале устанавливают подъ-
емный кран и местные подъемные и транспортные
механизмы. Грузоподъемность крана определяется
наибольшим грузом, который требуется переме-
щать при строительстве и эксплуатации АЭС.
Если во время ремонта потребуется поднять бо-
лее тяжелый груз, целесообразно применять вре-
менные устройства, позволяющие не повышать
грузоподъемность крана, например домкрат или ле-
бедку.
Рис. 6.6. Компоновка АЭС с реактором ВВЭР-1000:
/ — турбинное отделение; 2 — реакторное отделение; 3 — подъемный кран; 4 — реактор; 5 — ГЦН; 6 — парорсгенератор; 7 — гидроемкость; 8 — турбоагрегат;
9 — деаэратор; 10 — ПВД
КОМПОНОВКА ТЭС И АЭС
Рис. 6.7. Поперечный разрез главного корпуса АЭС с реакторами РБМК-1000:
1 — конденсатный насос первого подъема; 2 — мостовой кран грузоподъемностью 125/20 т; 3 — сепаратор-пароперегреватель; 4 — паровая турбина К-500-6,3/50; 5 — к
сатор; 6 — доохладитель; 7 — ПНД; 8 — деаэратор; 9 — мостовой кран грузоподъемностью 50/10 т; 10 — ГЦН; 11 — электродвигатель ГЦН; 12 — барабан-сапаратор;
мостовой кран с дистанционным управлением грузоподъемностью 50/10 т; 14 — разгрузочно-загрузочная машина; 15 — реактор РБМК-1000; 16 — клапаны аварийной за!
U бассейн-барботер, 18 трубопроводный коридор; 19 — БЩУ; 20 — подщитовое помещение; 21 — помещение РУСН; 22, 23 — помещения вентиляционных уста
вытяжных и приточных установок
А (си. рис. 6.7)
чк±1,0
О
6000 х 19= 114 000
6000x 16 = 96 000
6000x16 = 96 000_________ _________96 000
КОМПОНОВКА ТЭС И АЭС
402 000
Рис. 6.8. План главного корпуса с реакторами РБМК-1000:
1 — реактор; 2 — бассейн выдержки отработавшего топлива; 3 — помещение двигателей ГЦН; 4 — помещение специальной водоочистки; 5 — система очистки газов;
6 — ремонтная мастерская «грязного» оборудования; 7 — механические фильтры конденсатоочистки; 8 — фильтры смешанного действия конденсатоочистки;
9 — конденсатные насосы первого подъема; 10 — сепараторы—промежуточные перегреватели; 11 — ПНД; 12 — технологические конденсаторы
498
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд!
§
6.3. ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА
ТЭС И АЭС
6 3 1. ТРУБОПРОВОДЫ
Правила Госгортехнадзора (ГГТН) России по
устройству и безопасной эксплуатации трубопрово-
дов пара и горячей воды [33] устанавливают требо-
вания к проектированию, конструкции, материалам,
изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации
трубопроводов, транспортирующих водяной пар с
рабочим (избыточным) давлением более 0,07 МПа и
горячую воду с температурой свыше 115 °C.
Все трубопроводы, на которые распространяют-
ся Правила, делятся на четыре категории (табл. 6.1).
При определении категории трубопровода ра-
бочими параметрами транспортируемого рабочего
тела следует считать максимально возможные зна-
чения давления и температуры.
Соответствие трубопроводов требованиям пра-
вил ГГТН должно быть подтверждено сертифика-
том соответствия, выданным в порядке, установ-
ленном ГГТН России. Копия сертификата соответ-
ствия должна быть приложена к паспорту трубо-
провода. Паспорт трубопровода должен быть со-
ставлен на русском языке по форме, принятой Пра-
вилами ГГТН России.
Проекты трубопроводов, их монтажа и рекон-
струкции должны выполнять специализированные
проектные организации, имеющие лицензию орга-
нов ГГТН России.
Расчет трубопроводов на прочность с учетом
компенсации теплового расширения следует осуще-
ствлять по нормам, согласованным с ГГТН России.
В проекте должны быть указаны расчетные
срок службы, ресурс, а для трубопроводов катего-
рий I и II также расчетное число пусков из холодно-
го состояния.
Трубопроводы должны быть спроектированы
так, чтобы была возможность выполнения всех ви-
дов контроля, предусмотренных правилами ПТ1
России (см. [31, п. 8.9.1 и 8.9.3]). I
Детали и элементы трубопроводов доле
быть соединены сваркой; применение фланцевых I
соединений может быть допущено только для при-
соединения трубопроводов к арматуре и к деталям I
оборудования, имеющим фланцы.
Тройниковые соединения, изготовляемые из I
труб с продольным швом, допускается применял I
для труб только категорий III и IV; при этом должна I
быть выполнена проверка качества всех сварных I
соединений радиографией или ультразвуком (УЗЮ I
([31, п. 8.9.1]).
Вварка штуцеров, дренажных труб, бобышек и 1
других деталей в сварные швы, а также в колена I
трубопроводов категорий 1 и 11 не допускается.
Штампосварные колена допускается приме-1
нять с одним или двумя продольными сварными
швами диаметрального расположения при условии
проведения контроля радиографией или УЗК но
всей длине шва.
Сварные секторные колена разрешается приме-
нять только для трубопроводов категорий 111 и IV.
Угол сектора должен быть не более 30°. Расстояние
между соседними сварными швами по внутренней
стороне колена должно обеспечивать возможность
контроля этих швов с обеих сторон по наружной
поверхности.
Применять спирально-шовные трубы для изго-
товления секторных колен у тепловых сетей не раз-
решается.
Толщина стенки колена на любом его участке
должна быть не меньше значений, установленных
расчетом на прочность и указанных в технических
условиях (ТУ) на изготовление.
Применение колен, кривизна которых образу-
ется из-за складок (гофр) по внутренней стороне
колена, не допускается.
Таблица 6.1. Категории и группы трубопроводов по [33]
Категория трубопровода Группа Параметры рабочего гела
Температура, °C Давление, МПа (кгс/см2)
1 1 Свыше 560 11е ограничено
2 Свыше 520 до 560 То же
3 Свыше 450 до 520 »
4 До 450 Более 8,0 (80)
11 1 Свыше 350 до 450 До 8,0 (80)
2 До 350 Более 4,0 (40) до 8,0 (80)
III I Свыше 250 до 350 До 4,0 (40)
2 До 250 Более 1,6 (16) до 4,0 (40)
IV — Свыше 115 до 250 Более 0,07 (0,7) до 1,6(16)
499
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
Максимальная овальность поперечного сече-
ния колена (гиба), вычисляемая по формуле
а = 200 %, (6.1)
^max + £*min
где ^тах и £*min — максимальный и минимальный
наружные диаметры в измеряемом сечении, долж-
на быть не выше значений, предусмотренных нор-
мативно-технической документацией (НТД) на из-
делие и согласованных с ГГТН России.
Допустимые значения овальности гибов и ко-
лен для трубопроводов пара и горячей воды на ТЭС
в зависимости от давления и температуры приведе-
ны в отраслевых стандартах. Допустимые значения
овальности для трубопроводов с давлением р <
2
< 4 МПа (40 кгс/см ) принимают по техническим
условиям на изготовление гнутых элементов.
Все сварные соединения трубопроводов (вклю-
чая швы приварных деталей) должны быть распо-
тожены так, чтобы была обеспечена возможность
их контроля методами, предусмотренными прави-
лами ГГТН и НТД на изделие (31, § 8.9 и 8.10).
Для соединения труб и фасонных деталей сле-
дует применять сварку встык с полным проплавле-
нием.
Для приварки к трубопроводам штуцеров, труб
(отводов) и плоских фланцев допускаются угловые
сварные соединения, которые должны быть выпол-
нены с полным проплавлением.
Нахлесточные соединения разрешаются для
приварки накладок, укрепляющих отверстия в тру-
бопроводах категорий III и IV, и для упоров опор и
подвесок.
В стыковых сварных соединениях элементов с
различной толщиной стенок должен быть обеспе-
чен плавный переход от большего сечения к мень-
шему путем соответствующей односторонней или
двусторонней механической обработки конца эле-
мента с более толстой стенкой. Угол наклона по-
верхностей переходов должен быть не более 15°.
Для поперечных стыковых сварных соедине-
ний, подлежащих местной термической обработке,
длина свободного прямого участка трубы в каждую
сторону от оси шва до ближайших приварных дета-
лей, или начала гиба, или соседнего поперечного
шва должна быть не менее L, определяемой по фор-
муле:
(6.2)
но не менее
00 мм. Здесь Drn
up
средний диаметр
трубы, Оср
- s' — номинальный наруж-
HUM 2 HUM 1
Проект прокладки трубопроводов должен быть
разработан с учетом правил ГГТН [33] и Строи-
тельных норм и правил (СНиП) [29].
Горизонтальные участки трубопроводов долж-
ны иметь уклон не менее 0,004 в сторону движения
рабочего тела, а для тепловых сетей не менее 0,002.
Трассировка должна исключать возможность обра-
зования водяных застойных участков. Арматура
должна быть установлена в местах, удобных для
обслуживания и ремонта. В случае необходимости
делают лестницы и площадки.
Каждый участок трубопровода между непод-
вижными опорами должен быть рассчитан на ком-
пенсацию тепловых удлинений, которая может
осуществляться путем самокомпенсации или путем
установки компенсаторов. Применение чугунных
сальников компенсаторов не допускается.
На паропроводах при <7ВН > 150 мм и /раб >
> 300 °C должны быть установлены указатели пе-
ремещений (реперы) для контроля их расширения
и наблюдения за правильностью работы опорно-
подвесной системы. Места установки указателей
и расчетные перемещения по ним даются в проек-
те паропровода К реперам перемещений должен
быть свободный доступ, при необходимости дела-
ют площадки и лестницы.
Несущие конструкции трубопровода (его опо-
ры и подвески) должны быть рассчитаны на верти-
кальную нагрузку, создаваемую его весом с учетом
наполнения трубопровода водой и покрытия тепло-
изоляцией, а также на усилия, возникающие от его
теплового расширения.
Неподвижные опоры должны быть рассчитаны
на усилия, передаваемые на них при наиболее не-
благоприятном сочетании нагрузок.
Опоры и подвески трубопровода предназначе-
ны для восприятия его веса и одновременно обеспе-
чения свободных температурных перемещений то-
чек трассы. В зависимости от конструктивного ти-
па и назначения опоры подразделяют на четыре ти-
па (рис. 6.9). Для неподвижных («мертвых») опор
не допускаются ни линейные, ни угловые переме-
щения закрепленных точек. Для направляющих
опор разрешается перемещение лишь в одном на-
правлении — обычно в горизонтальном вдоль оси
трубы. Допускается перемещение жестких подве-
сок в любом направлении горизонтальной плоско-
сти. Пружинные опоры и подвески могут переме-
щаться в любом направлении.
Основной характеристикой опорной пружины
является ее жесткость С, Н/мм:
ный
диаметр, мм; 5 — номинальная толщина стен-
трубы,
мм.
Расстояние от оси поперечного сварного шва до
края
опоры
(подвески) следует выбирать, исходя из
возможности
УЗК
и термообработки.
г_ Р_ о/
'"'а 3
л 8(D-d)n
где Р — нагрузка, Н; Л — прогиб, мм; G = £7[2(1 -
4 2
- v)] = 7,9 • 10 Н/мм — модуль сдвига пружинной
(6.3)
500
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЗС И АЭС
[Разд. 6
Рис. 6.9. Конструктивные схемы опор и подвесок
для трубопроводов:
а — неподвижная («мертвая») опора; б — направ-
ляющая роликовая опора; 6 — жесткая подвеска; г —
пружинная подвеска; д — пружинная опора с двумя
цепями пружин и двумя последовательными пружина-
ми в каждой цепи
стали; d — диаметр прутка, мм; D — наружный
диаметр пружины, мм; п — число рабочих витков,
Е — модуль упругости при растяжении материала
2
пружинной стали, Н/мм ; v — коэффициент попе-
речной деформации (коэффициент Пуассона).
Последовательное включение пружин в цепи
понижает жесткость опоры пропорционально чис-
лу последовательных пружин, во столько же раз
увеличивается допустимое вертикальное переме-
щение трубопровода в точке опоры. Параллельное
включение пружинных цепей повышает жесткость
и грузоподъемность опоры пропорционально чис-
лу цепей.
Пружины для опор включаются в блоки. Разли-
чают пружинные блоки для опор и для подвесок.
Блоки пружинные для подвесок подразделяют на
одинарные, сдвоенные и опорные. На рис. 6.10
представлен блок пружинный одинарный для под-
весок. Пружинные блоки выполняют на рабочую
деформацию 70 и 140 мм. В табл. 6.2 приведены
данные для блоков пружинных одинарных для под-
весок па рабочую деформацию Храб = 70 мм. Дан-
ные по пружинным блокам на рабочую деформа-
цию 140 мм и другим типам блоков см. в [14].
Рис. 6.10. Одинарный пружинный блок для подве-
сок трубопроводов ТЭС и АЭС:
1 — траверса с тягами; 2 — основание верхнее; 3 —
основание нижнее; 4 — пружина; 5 — гайка
В нижних точках каждого отключаемого за-
движками участка трубопровода должны быть пре-
дусмотрены спускные штуцера для его опорожне-
ния, снабженные запорной арматурой.
Для отвода воздуха в верхних точках трубопро-
водов должны быть установлены воздушники.
Все участки трубопроводов, которые могут
быть отключены запорными органами, для возмож-
ности их прогрева и продувки должны быть снаб-
жены штуцерами с клапаном (вентилем) в конце-
вых точках, а при давлении свыше 2,2 МПа
(22 кгс/см ) — штуцером и двумя последовательно
расположенными клапанами (вентилями), запор-
ным и регулирующим. Паропроводы на давление
22 МПа (около 220 кгс/с.м ) и выше должны быть
обеспечены штуцерами с последовательно распо-
ложенными запорным и регулирующим клапанами
(вентилями) и дроссельной шайбой. При прогреве
участка паропровода в двух направлениях продув-
ка должна быть предусмотрена с обоих концов
участка. При устройстве дренажей должна быть
обеспечена возможность контроля за их работой во
время прогрева трубопровода. Нижние концевые
точки паропроводов и нижние точки их изгибов
должны быть снабжены устройством для продувки.
Непрерывный отвод конденсата через конденсаци-
онные горшки или другие устройства обязателен
{6.3]
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
501
Таблица 6.2. Пружинные блоки на рабочую деформацию 70 мм (ОСТ 108.275.58-80).
Размеры указаны в миллиметрах
Исполнение Сила пружины при рабочей деформации, кН (кгс) Допустимая сила при закреплении блока уст- ройством, разгружающим пружину, кН (кгс) "о В L d
01 02 1,26(128) 2,73 (278) 4,41 (450) 143 151 120 250 198 М12
03 5,24 (534) 166
04 8,00 (816) 14,71 (1500) 177 350
05 11,67(1190) 188 170 270 М16
06 16,34(1666) 23,53 (2400) 201
07 19,66(2005) 226 400
08 26,34 (2686) 33,34 (3400) 221 450
09 32,60 (3325) 44,13 (4500) 277 210 500 326 М20
10 40,00 (4080) 53,94 (5500) 289
11 12 48,60 (4955) 58,45 (5960) 78,45 (8000) 304 284 220 250 550 600 354 396 М24 М27
для паропроводов насыщенного пара и для тупико-
вых участков паропроводов перегретого пара.
Для обеспечения безопасных условий эксплуа-
тации каждый трубопровод должен быть оснащен
приборами для измерения давления и температуры
рабочего тела, а в случае необходимости — запор-
ной и регулирующей арматурой, редукционными и
предохранительными устройствами и средствами
защиты и автоматизации.
Предохранительные устройства должны быть
рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление
в защищаемом элементе превышало расчетное не
более чем на 10 %, а при расчетном давлении до
7
0,5 МПа (5 кгс/см“) — не более чем на 0,05 МПа
(0,5 кгс/см2).
Расчет пропускной способности предохрани-
тельных устройств следует проводить согласно
ГОСТ 24570-81 [3].
Отводящие трубопроводы предохранительных
клапанов должны иметь тепловую изоляцию, пре-
дохраняющую персонал от ожогов при их срабаты-
вании. Эти трубопроводы должны быть также защи-
щены от замерзания и оборудованы дренажем для
слива скапливающегося в них конденсата. Установ-
ка запорных органов на выходных трубопроводах
предохранительных клапанов не допускается.
Трубопровод за РОУ, расчетное давление кото-
рого ниже давления питающего его источника, дол-
жен иметь редуцирующее устройство с маномет-
ром и предохранительным клапаном, которые уста-
навливаются со стороны меньшего давления.
В целях облегчения открытия задвижек и кла-
панов (вентилей), требующих значительного вра-
щающего момента, а также для прогрева паропро-
водов они должны быть оснащены байпасами.
Для изготовления, монтажа и ремонта трубо-
проводов и их деталей, работающих под давлени-
ем, следует применять материалы и полуфабрика-
ты, указанные в правилах ГГТН, стандартах и тех-
нических условиях.
Данные о качестве и свойствах материалов и
полуфабрикатов должны быть подтверждены сер-
тификатом предприятия-изготовителя и соответст-
вующей маркировкой.
Трубы для ТЭС и АЭС подразделяют на бес-
шовные и сварные. Бесшовные трубы должны быть
изготовлены из катаной, кованой или центробежно
литой заготовки. Применение электросварных труб
с продольным или спиральным швом допускается
при условии выполнения радиографического или
ультразвукового контроля сварного шва по всей
длине. Каждая бесшовная или сварная труба долж-
на проходить гидравлическое испытание давлени-
ем, указанным в НТД на трубы.
Пределы применения труб и сталей различных
марок должны соответствовать правилам ГГТН
[33] (табл. 6.3).
При выборе трубопроводов пользуются поня-
тиями рабочего, условного и пробного давления
(ГОСТ 356-80) [4].
Рабочее давление /?раб — наибольшее избыточ-
ное давление, при котором обеспечивается задан-
ный режим эксплуатации трубопровода, его дета-
лей и арматуры при рабочей температуре теплоно-
сителя, определяемой по формуле
= 2^-С)(Р°ДОп
Р₽аб он - (5 - С) ’
(6.4)
где оД011 —допускаемое напряжение, принимаемое
для стали соответствующей марки в зависимости
502
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Рад!
Таблица 6.3. Предельные параметры для бесшовных труб из стали различных марок
(выборка из |33|)
Марка стали Предельные параметры Марка стали Предельные параметры
/, °C р, МПа (кгс/см2) /, °C р, МПа (кгс/см)
10, 20*' 300 1,6(16) 15ХМ 550 Не ограничено
10, 20*2 425 6,4 (64) 12Х1МФ 570 Тоже
20*3 450 Не ограничено 15Х1МФ 575 »
20*4 425 5(50) I2X18H12T*5 610 »
10Г2 350 5(50) 08Х18Н9М2 610 »
09Г2С 425 5(50) 12Х18Н12Т*6 610 »
15ГС 450 11е ограничено 12Х18Н10Т*7 610 »
16ГС 450 То же 10Х9МБШ 600 »
12МХ 530 » »
Примечания:
1. Номер сноски НТД на трубы НТД на сталь
*1 ГОСТ 8731.8733 (группа В) ГОСТ 1050-88
*2 ТУ 14-3-190 ГОСТ 1050-88
*3 ТУ 14-3-460 ТУ 14-3-460
*4 ГОСТ 550 (группа А) ГОСТ 1050-88
*5 ТУ 14-3-420 (460) ТУ 14-3-420 (460)
*6 ТУ 14-3-796 ТУ 14-3-796
*7 Для экспериментальных установок до 630 °C
2. Для прямошовных труб из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей допускается температура до
425 °C и давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2).
3. Для груб со спиральным швом из тех же сталей допускается температура до 350 °C и давление 2,5 МПа
(25 кгс/см2).
от расчетной температуры, МПа; Он — наружный
диаметр трубы, мм; т и С — толщина стенки и ми-
нусовый допуск на ее изготовление, мм; ф — коэф-
фициент прочности при ослаблении грубы свар-
ным швом, приведенный к продольному направле-
нию (для бесшовных труб ф = I, а для сварных труб
определяется по [15J).
Пробным рпр называется давление, при кото-
ром производится гидравлическое испытание ар-
матуры на прочность на заводе-изготовителе.
Условное давление ру — наибольшее избыточ-
ное давление рабочего тела, при котором допусти-
ма длительная работа арматуры и деталей трубо-
провода, имеющих заданные размеры, обоснован-
ное расчетом на прочность при выбранных мате-
риалах и характеристиках их прочности, соответст-
вующих температуре рабочего тела 20 °C. При ра-
бочей температуре среды t = 20 °C рраб = ру. С рос-
том рабочей температуры рабочего тела рабочее
давление деталей и арматуры трубопровода при за-
данном ру снижается.
ГОСТ 356-80 [4J дает ряд условных давлений
ру, МПа (кгс/см2): 0,1 (1); 0,16 (1,6); 0,25 (2,5);
0,4 (4); 0,63 (6,3); 1 (10); 1,6 (16); 2,5 (25); 4 (40);
6,3 (63); 10 (100); 12,5 (125); 16 (160); 20 (200);
25 (250), 32 (320); 40 (400); 50 (500); 63 (630);
80 (800), 100 (1000); 160 (1600); 250 (2500).
В габл. 6.4 приводится подразделение сталей на
типы и классы (группы) согласно правилам ГГТН
[33]. Каждая группа имеет свою градацию темпера-
турных уровней и рабочих давлений в зависимости
от ру в соответствии с механическими свойствами
при различных температурах.
Рабочие давления, относящиеся к температу-
рам, при которых имеет место ползучесть материа-
ла, в паспортах трубопроводов указываются для ре-
сурса работы 10э ч.
При предварительном подборе проходных се-
чений труб используется приближенное округлен-
ное значение внутреннего диаметра Dy, называемое
условным проходом. В ГОСТ 8732-78 [5] под услов-
ным проходом понимается номинальный внутрен-
ний диаметр присоединяемого трубопровода, мм.
5631
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
503
Таб ли ца 6.4. Подразделение сталей иа типы и классы по правилам ГГТН |33]
Тип, класс стали Марка стали
Углеродистые Низколегированные марганцовистые и кремне- марганцовистые Низколегированные хромистые Низколегированные молибденовые, хромомолиб- деновые, хромомолибденованадиевые Низколегированные хромоникельмолибденована- диевые Мартенситные хромистые Аустенитные хромоникелевые ВСт2сп2, ВСт2спЗ, ВСтЗсп2, ВСтЗспЗ, ВСтЗпсЗ, ВСтЗГпсЗ, ВСтЗпс4, ВСтЗсп4, ВСтЗспЭ, ВСтЗспб, ВСтЗГпс4, ВСт4псЗ, ВСт4спЗ, ВСт5сп2*, 08, 10, 15, 20, 25, 30*, 35*, 40*, 15К, 16К, 18К, 20К, 22К, 15Л, 20Л, 25Л, ЗОЛ, 35Л 10Г2, 15ГС, 16ГС, 17ГС, 17Г1С, 17Г1СУ, 09Г2С, 10Г2С1, 14ХГС 35Х*,40Х* 12МХ, 12ХМ, 15ХМ, 10Х2М, 15Х1М1Ф, 12Х1МФ, 20ХМЛ, 20ХМФЛ, 15Х1МФЛ, 20Х1МФ*, 25Х1М1Ф1ТР*, 20Х1М2Ф1БР* 38ХНЗМФА* 20X13, 12Х11В2МФ*, 13X11М2В2МФ*, 20X12ВНМФ*, 18Х12ВМВФР* 08Х18Н10Т, 12Х18Н9Т, 12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т, 12Х18Н9ТЛ, 12Х18Н12МЗТЛ, ХН35ВТ*
* Материалы не подлежат сварке.
Стандарт [5] устанавливает следующий ряд услов-
ных проходов: 6; 10; 15; 20; 25; 32; 40; 50; 65, 80;
100; 125; 150; 200; 250; 300; 350; 400; 500; 600; 800;
1000; 1200; 1400; 1600; 2000; 2400; 3000; 3400; 4000.
Толщину стенки трубы следует выбирать из ря-
да: 2,5; 2,8; 3; 3,5; 4; 4,5; 5, 5,5; 6; 7; 8; 9; 10; 11; 12;
14; 16; 17; 18; 20; 22; 25; 28; 30; 36; 40; 45; 50; 56;
60; 63; 70; 75 мм.
Горячедеформированпые бесшовные трубы об-
щего назначения (ГОСТ 8732-78) изготовляются
немерной длины в пределах 4—12,5 м, мерной дли-
ны и длины, кратной мерной, — в пределах немер-
ной длины. Трубы стальные бесшовные холодноде-
формированные (ГОСТ 8734-75) имеют немерную
длину от 1,5 до 11,5 м.
Трубы для трубопроводов ТЭС и АЭС заводы
выпускают в соответствии с утвержденными отрас-
левыми стандартами (ОСТ). Соответствующие сор-
таменты труб приведены в табл. 6.5—6.11.
Внутренний диаметр трубопровода Ов, м, опре-
деляют по рекомендуемой скорости движения ра-
бочего тела w, м/с (табл. 6.12), исходя из макси-
мально возможного в эксплуатации его расхода G,
кг/с:
Ов = 74G/(nwp), (6.5)
з
где р — плотность среды, кг/м , при рраб и /раб.
6.3.2. АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДОВ
Энергетическая трубопроводная арматура по
назначению подразделяется на запорную, защит-
ную и регулирующую
Выбор арматуры проводится по каталогам и
специализированным справочникам (например,
[34, 1, 10]).
Запорная арматура служит для включения и
отключения потока теплоносителя и представлена
запорными задвижками и клапанами (вентилями).
Защитная арматура препятствует возникнове-
нию ненормальных ситуаций, которые опасны для
людей и выводят оборудование из строя. Это преж-
де всего предохранительные клапаны, служащие
для защиты трубопровода или резервуара от чрез-
мерного повышения давления; автоматические сто-
порные и отсечно-перепускные клапаны турбин;
обратные затворы, препятствующие обратному по-
току среды; переливные устройства баков-аккуму-
ляторов.
Регулирующая арматура предназначена для
изменения и поддержания параметров рабочего те-
ла или его расхода и включает регулирующие и
дроссельные клапаны, редукционные установки,
пароохладители, регуляторы питания и уровня,
конденсатоотводчики.
По схеме управления различают арматуру с
ручным или с дистанционным управлением (элек-
трическим, электромагнитным, гидравлическим
или пневматическим приводом).
Энергетическая арматура в России изготавлива-
ется преимущественно на трех заводах: ОАО «Че-
ховский завод энергетического машиностроения»
(ЧЗЭМ), ОАО ТКЗ «Красный котельщик» (г. Таган-
рог) и ОАО «Сибэнергомаш» (Барнаульский котель-
ный завод).
Защитную арматуру для паровых турбин вы-
пускают турбинные заводы комплектно с основ-
ной продукцией: АО ЛМЗ, ОАО «Турбомоторный
504
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
IW
Таблица 6.5. Трубы бесшовные из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей
для трубопроводов ТЭС [16]
38 (380)
24 (240)
4,4 (44)
Температура стенки трубы t, °C Условный проход трубы £>у, мм Наружный диаметр трубы 2>н, мм Внутренний диаметр трубы DB, мм Толщина стенки трубы S, мм Масса 1 м трубы, кг Марка стали, ТУ на сталь
10 16 11 2,5 0,83
20 28 20 4,0 2,37
40 57 39 9,0 10.87
100 133 97 18,0 54,23 15ГС,
150 194 142 26,0 114 45 ТУ-14-3-460-75
280
200 273 205 36,0 223,60
250 325 241 42,0 311,58
300 377 277 50,0 428,46
350 465 345 60,0 636,80 15ГС,
400 530 400 65,0 794,00 ТУ 14-3-420-75
10 16 12 2,0 0,69 Сталь 20,
20 28 22 3,0 1,85 ТУ 14-3-460-75
65 76 58 9,0 15,19
100 133 107 13,0 41,02
250 150 194 160 17,0 79,19
175 219 181 19,0 100,02 15 ГС,
225 273 225 24,0 157,28 ту 14-3-460-75
250 325 269 28,0 218,89
300 377 313 32,0 290,63
350 426 354 36,0 369,62
10 16 12 2,0 0,69
20 28 22 3,0 1,85
25 32 26 3,0 2,15
32 38 32 3,0 2,59
50 57 50 3,5 4,72
65 76 69 3,5 6,41
80 89 81 4,0 8,58
100 108 96 6,0 15,45 Сталь 20,
ТУ 14-3-460-75
150 159 145 7,0 28,11
340
200 219 201 9,0 49,94
250 273 253 10,0 69,52
300 325 299 13,0 107,19
350 377 351 13,0 126,50
400 426 396 15,0 164,80
450 465 433 16,0 192,06
600 630 596 17,0* 257,50
600 630 580 25,0 375,00 16ГС,
ГОСТ 19282-73
700 720 676 22,0* 382,14
ТУ на трубы
ТУ-14-3-460-7*
ТУ 14-3-420-75
ТУ 14-3-460-75
ТУ 14-3-460-75
ТУ 3-923-75
* Только для прямолинейных участков трубопроводов.
56.3|
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
505
Таблица 6.6. Трубы бесшовные из хромомолибденованадиевых сталей
для паропроводов ТЭС [17]
Номинальное давление рабочего тела рном, МПа (кгс/см2) Температура стенки трубы t, °C Условный проход трубы £>у, мм Наружный диаметр трубы DH, мм Внутренний диаметр трубы DB, мм Толщина стенки трубы S, мм Масса 1 м трубы, кг Марка стали. ТУ на сталь ТУ на трубы
10 15 16 9 3,5 6,0 1,08 3,26 12X1 МФ,
28 16
ТУ 14-3-460-75
32 57 31 13,.0 14,34
65 108 64 22,0 47,52
100 159 95 32,0 105,70 1У 14-3-460-75
25,5 545 125 194 118 38,0 154,28 15Х1М1Ф,
(255) 150 245 149 48,0 246,09 ТУ 14-3-460-75
175 273 169 52,0 301,20
200 325 205 60,0 414,30
225 377 237 70,0 535,00
250 426 266 80,0 720,70 15Х1М1Ф, ТУ 14-3-420-75 ТУ 14-3-420-75
300 465 305 80,0 803,40
10 16 11 2,5 0,83
560.545 20 28 19 4,5 2,61 12X1 МФ,
50 76 50 13,0 20,59 ТУ 14-3-460-75
100 133 93 20,0 59,12
150 219 155 32,0 156,60
14(140) 560 200 273 201 36,0 223,60 15Х1М1Ф, ТУ 14-3-460-75
300 377 277 50,0 428,46
545 175 219 163 28,0 140,21 12X1 МФ, ТУ 14-3-460-75
200
273 209 32,0 202,40 15Х1М1Ф, ТУ 14-3-460-75
250 325 249 38,0 286,24 ТУ 14-3-460-75
20 28 22 3,0 1,85
50 57 50 3,5 4,72
100 108 96 6,0 15,45
150 159 143 8,0 31,90 12X1 МФ,
250 273 247 13,0 89,27 ТУ 14-3-460-75
4,1 (41) 545 350 377 343 17,0 168,45
400 426 388 19,0 206,53
450 465 421 22,0 257,40
500 530 480 25,0 343,71 15Х1М1Ф, ТУ 14-3-420-75 ТУ 14-3-420-75
600 630 574 28,0 425,00 15Х1М1Ф, ТУ 3-923-75
700 720 670 25,0* 438,00 ТУ 3-923-75
Данная толщина стенки применяется только для прямолинейных участков паропроводов.
506
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд.6
Таблица 6.7. Трубы из углеродистой и кремиемарганцовистой стали для трубопроводов пара
и питательной воды АЭС с реактором ВВЭР-1000 (сортамент)
Условный проход трубы Dy, мм Наружный диаметр трубы Он, мм Внутренний диа- метр трубы £>в, мм Толщина стенки трубы S, мм Масса 1 м тру- бы, кг Марка стали, ' ТУ на сталь
10 16 12 2,0 0,691*
15 28 22 3,0 1,85
25 32 26 3,0 2,15
32 38 32 3,0 2,59
50 57 50 3,5 4,72
80 89 77 6,0 12,56
100 108 96 6,0 15,45 Сталь 20, ТУ 14-3-460-75
125 133 117 8,0 26,38
150 159 141 9,0 35,63
200 219 193 13,0 70,66
250 273 241 16,0 108,50
300 325 287 19,0 153,41
400 426 378 24,0 254,62
500 530 474 28,0 371,55 15ГС, ТУ 14-3-420-75
600 630 580 25,0 375,00 16ГС, ТУ 14-3-923-75
* Для номинального давления рном =12,0 МПа (120 кгс/см2) при температуре стенки /ст = 250 °C, остальное—
для рном = 8,6 МПа (86 кгс/см2) и температуры стенки /ст = 300 °C.
Таблица 6.8. Трубы бесшовные из нержавеющей стали 08Х18И10Т по ТУ 14-3-197-73 для
трубопроводов АЭС |сортамент, р|10м = 18 МПа (180 кгс/см2), fCT = 360 °C]
Условный проход трубы Dy, мм Наружный диаметр трубы Он, мм Внутренний диа- метр трубы DB, мм Толщина стенки трубы 1, мм Масса 1 м трубы, кг
10 16 12 2,0 0,60
15 18 13 2,5 0,96
20 25 19 3,0 1,64
25 32 25 3,5 2,47
32 38 31 3,5 3,00
50 57 46 5,5 7,02
65 76 62 7,0 11,98
80 89 73 8,0 16,07
80 108 84 12,0 28,60
100 133 105 14,0 41,30
125 159 125 17,0 59,90
175 219 179 20,0 98,70
225* 273 223 25,0 153,80
300* 377 305 36,0 304,50
350* 426 346 40,0 383,00
850** 960 850 55,0 1226,85
* Трубы данных типоразмеров производством не освоены
** Груба плакированная для главного циркуляционного контура; плакирующий слой из нержавеющей стали
марки 08X18Н ЮТ толщиной = 7 мм.
J6.3] ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС 507
Таблица 6.9. Грубы бесшовные для прямых участков и фасонных деталей трубопроводов
на рраб < 2,2 МПа (22 кгс/см2), t < 425 °C [18]
Условный проход Пу Наружный диаметр и толщина стенки £>н х s, мм Номинальный внутренний диаметр, мм Масса 1 м трубы, кг
50 57x3 51 4,00
65 76x3 70 5,40
80 89x3,5 82 7,38
100 108x4 100 10,26
125 133x4 125 12,73
150 159x5 149 18,99
200 219x7 205 36,60
250 273x8 257 52,28
300 325x8 309 62,54
350 377x9 359 81,68
400 426x9 408 92,56
Примечание. Материал трубопровода — сталь 20 (ГОСТ 1050-88, условия поставки по ТУ 14-3-190.
Таблица 6.10. Трубы электросварные прямошовные для прямых участков трубопроводов
на ру < 1,6 МПа (16 кгс/см2), t < 300 °C [19|
Условный проход Dy Наружныйдиаметр итолщина стенки DHxs, мм Номинальный внутренний диаметр, мм Масса 1 м трубы, кг
65 76x3 70 5,40
80 89x3 83 6,37
100 108x3,5 101 9,02
150 159x4,5 150 17,15
200 219x6 207 31,52
250 273x6 261 39,51
300 325x6 313 47,20
400 426x7 412 72,40
Примечание. Материал трубопровода — стали 10 и 20 по ГОСТ 1050-88; условия поставки — по
ГОСТ 10705-80.
Таблица 6.11. Трубы электросварные для прямых участков, сварных отводов и тройников
трубопроводов на ру < 2,5 МПа (25 кгс/см2), t < 350 °C [20]
Условный проход Dy Размеры труб Масса 1 м трубы, кг Материал
Наружныйдиаметр и толщина стенки £)нХ5, мм Номинальный внутренний диаметр, мм Марка стали, стандарт Условия поставки
500 530x8 514 102,98 17Г1С, ГОСТ 19281-89 ГОСТ 20295-85
600 630x12 606 182,89 20, ТУ 14-3-808 ТУ 14-3-808
700 720x9 702 157,81 17Г1С, ГОСТ 19281-89 ГОСТ 20295-85
800 820x11 798 219,46 17Г1С, ГОСТ 19281-89 ГОСТ 20295-85
1000 1020x14 992 347,30 17Г1С-У, ТУ 14-3-1698-90 ТУ 14-3-1698-90
1200 1220x14 1192 416,40 17Г1С-У, ТУ 14-3-1098-90 ТУ 14-3-1898-90
Примечание. В таблицу включены только трубы прямые на/?у < 25 МПа.
508
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд!
Таблица 6.12. Рекомендуемые значения скорости рабочего тела в трубопроводах [25|
Рабочее 1ело Скорость и», м/с j
Паропроводы Перш ретый пар: свежий пар от козлов к зурбинам докризических парамезров 50—70
сверхкритических параме1ров 40—60
Пар промежуточного перегрева: горячий (после промежуточного перегрева) 40—60
холодный (до промежуточного перегрева) 30—50
Пар к периодически действующим РОУ и БРОУ, к предохранительным клапанам и 70—90
выхлопным линиям Насыщенный пар 20—W
Водопроводы Напорные (под давлением, создаваемым насосами): питательная вода котлов 4—5
конденсат зурбии 2.5—4
Всасывающие: вода к насосам 0,5—1,5
свободный слив, перелив 1—2
завод», (г. Екатеринбург), ОАО «Калужский тур-
бинный завод» (КТЗ).
Крупнейшим поставщиком и ведущим пред-
приятием по выпуску трубопроводной арматуры
высоких и сверхвысоких параметров для ТЭС и
АЭС является ЧЗЭМ
Запорная арматура. Задвижки запорные слу-
жат в качестве устройств для герметичного пере-
крытия трубопроводов воды и пара. Этот вид за-
порной арматуры характеризуется поступатель-
ным перемещением затвора перпендикулярно дви-
жению потока рабочего тела. Поток перекрывается
прижатием уплотнигельных поверхностей затвора
к уплотнительным поверхностям седел корпуса.
Задвижки являются арматурой двухпозицион-
ного действия, т е их можно применять только для
включения или отключения трубопровода. Исполь-
зование задвижек в качестве регулирующих уст-
ройств не допускается.
Задвижки выпускаются с затворами клипового
типа нескольких модификаций. Для всех затворов
характерно наличие обоймы с расположенными в
ней двумя дисками (тарелками), между которыми
установлен распорный элемент. 11оложение затво-
ра при движении определяется направляющими,
выполненными в корпусе задвижки.
Задвижки управляются вручную с помощью
маховика (буква М в обозначении кода) или дис-
танционно — с помощью электропривода.
Электропривод может быть установлен на са-
мих задвижках (буква Э в обозначении) (рис. 6.11)
или расположен отдельно — в виде колонкового
электропривода (КЭ) с передачей штангами с шаро-
выми шарнирами. Для управления колонковым при-
водом задвижки выпускают с приводными головка-
ми и цилиндрическим зубчатым редуктором (ЦЗ)
(рис. 6.12), с коническим зубчатым редуктором (КЗ)
(рис 6.13) и с шарнирной муфтой (Г) (рис. 6 14).
Ставят задвижки как на горизонтальных, таки
на вертикальных трубопроводах. Задвижки со
встроенным электроприводом устанавливают толь-
ко на горизонтальных участках трубопроводов
шпинделем вверх. Направление потока рабочего
тела в задвижках может быть любым В местах ус-
тановки задвижек должен быть обеспечен свобод-
ный доступ для их обслуживания и ремонта без вы-
резки из трубопровода.
Соединение корпуса с крышкой в задвижках
трубопроводов теплоносителя с высокими пара-
метрами — бесфланцевое, самоуплотняющееся
(см. рис. 6.11, 6.13, 6.14). В задвижках промежуточ-
ного перегрева Dv 350, 400 и 450 мм серии 850 со-
единение корпуса с крышкой выполняют как преж-
де — на фланцах (см. рис. 6.12).
При использовании задвижек в трубопроводах,
в которых предусмотрен режим разогрева при за-
крытом затворе и заполненной водой внутренней
полости, их необходимо оснащать разгрузочным
устройством. Такое устройство может быть выпол-
нено в виде трубки, соединяющей внутреннюю по-
лость задвижки с трубопроводом, пли в виде сквоз-
ного отверстия диаметром 5 мм в диске со стороны
подвода рабочего тела
Задвижки с дистанционным управлением осна-
щены электроприводом производства ЧЗЭМ.
При движении затвора па закрытие привод от-
ключается с помощью концевого ограничителя и
реле максимального тока. При движении затвора на
открытие привод отключается с помощью предва-
рительно установленного концевого выключателя.
В табл. 6.13 приведены технические данные не-
которых задвижек производства ЧЗЭМ.
1631
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
509
Рис. 6.11. Задвижка £>у 100-250 серий 1012,
1013, 1015, 1017, 1307 со встроенным
электроприводом
Рис. 6.12. Задвижка с приводной головкой
н цилиндрическим зубчатым редуктором
Dy 350, 400 и 450 серии 850
Таблица 6.13. Технические данные запорных задвижек ЧЗЭМ [34]
Обозначе- ние изделия Рабочее тело Параметры рабочего тела Марка стали корпуса Коэффициент гидравлического сопротивления Максималь- ный ход затво- ра, мм Продолжи- тельность хода, с
р, МПа /, °C
1012-150-Э Вода 23,5 250 У 0,5 160 55
1015-150-Э Пар 9.8 540 ХМФ 0,5 160 57
850-350-ЦЗ Пар 4,0 545 ХМФ 1,4 285 —
1012-175-КЗ Вода 23,5 250 У 0,4 180 —
1016-250-М Пар 9,8 — У 0,4 235 Ручное управление
В табл. 6.13 в обозначениях изделия первая
группа цифр (трех- или четырехзначная) представ-
ляет собой заводской номер серии, вторая — услов-
ный проход D мм. Далее следует буквенное обо-
значение типа привода: Э — встроенный электро-
привод, ЦЗ — колонковый привод с приводной го-
ловкой и цилиндрическим зубчатым редуктором;
КЗ —тоже с коническим редуктором; М — ручной
привод.
Клапаны запорные (ранее вентили запорные)
также относятся к запорной арматуре двухпозици-
онного действия, т.е. их можно применять только
для включения или отключения трубопровода. Пе-
рекрытие потока рабочего тела осуществляется пу-
тем возвратно-поступательного перемещения за-
порного органа вдоль оси потока перпендикулярно
плоскости седла
510
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд.С
Рис. 6.13. Задвижка с приводной головкой
и коническим зубчатым редуктором Dy 100—250
серий 1012, 1013, 1015, 1016, 1307
Рис. 6.14. Задвижка с маховиком и
шарнирной муфгой Dy 100, 150, 250,
300 серий 963, 1126, 1016
Клапаны имеют запорные органы с конической
рабочей поверхностью Управление клапанами мо-
жет осуществляться по месту вручную с помощью
рукоятки или маховика либо дистанционно посред-
ством электропривода. Привод может быть распо-
ложен как на самих клапанах (встроенный электро-
привод), так и отдельно (колонковый привод). В
последнем случае соединение привода с клапаном
осуществляется посредством штанг с шаровыми
шарнирами через приводную головку цилиндриче-
ского зацепления.
Клапаны запорные в энергетических установках
с высокими параметрами теплоносителя применяют
в основном при условном проходе Dy < 65 мм.
В качестве примера на рис. 6.15 изображен кла-
пан запорный с рукояткой (обозначение Г) или с
маховиком (обозначение О). Другие типы привода
запорных клапанов (Э и ЦЗ) конструктивно анало-
гичны приводам задвижек. Ниже приведены техни-
ческие данные некоторых запорных клапанов нз
каталога ЧЗЭМ [34]:
Обозначе- ние изделия Рабо- чее тело Параметры рабочего тела Марка стали корпуса Раз- мер/., мм
р, МПа /, °C
998-20-Г Вода 37,3 280 У 160
1055-40-0 Пар 25,0 545 ХМФ 220
1054-50-ЦЗ Вода 37,3 280 У 220
1057-65-Э Пар 9,8 540 ХМФ 250
Защитная арматура. Предохранительные
устройства подразделяют на импульсно-предо-
хранительные устройства (ИПУ) и предохрани-
тельные клапаны (ПК) прямого действия.
Предохранительные устройства предназначены
для обеспечения безопасной работы оборудования
путем защиты от превышения допустимого значе-
ния давления рабочего тела (пара). Предохрани-
«6.3)
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
511
Рис. 6.15. Клапан запорный с рукояткой £>у 10:
I — корпус; 2 — бугель; 3 — шпиндель; 4 — маховик
(рукоятка); 5 — шток
тельные устройства срабатывают автоматически и,
открываясь, сбрасывают избыток рабочего тела из
защищаемого сосуда или системы в атмосферу.
ИПУ предназначены для установки на барабанах и
выходных коллекторах котлов с номинальным дав-
лением пара 10, 14 и 25,5 МПа, на «холодных» и
«горячих» линиях трубопроводов промежуточного
перегрева пара, а также на трубопроводах редуциро-
ванного и охлажденного пара (за РОУ) при услов-
ном давлении до 6,3 МПа (рис. 6.16).
Главным отличием импульсных клапанов (ИК),
входящих в состав ИПУ, изготовляемых для защи-
ты котлов, от тех, что поставляются для трубопро-
водов промежуточного перегрева, а также для тру-
бопроводов редуцированного и охлажденного па-
ра, является их оснащение электромагнитным при-
водом, который обеспечивает высокую точность
срабатывания (на открытие и закрытие) этих клапа-
нов и ИПУ в целом. Такой электромагнитный при-
вод имеет в своей основе два электромагнита, кото-
рые осуществляют своевременное открытие и за-
крытие устройства.
Слив в циркуляционный
трубопровод
Подвод технической
воды в бак
Рис. 6.16. Монтажная схема ИПУ:
/ — главный предохранительный клапан; 2 — им-
пульсный клапан; 3 — бак с водой для заливки демп-
фера; 4 — дроссельная шайба
Настройка ИПУ на заданное давление откры-
тия и закрытия производится только импульсным
клапаном путем установки груза на рычаге ИК в
положение, обеспечивающее открытие клапана
при давлении настройки. Закрывается ИК и ИПУ в
целом при давлении значительно ниже номиналь-
ного. При потере электрического писания в схеме
управления предохранительное устройство сраба-
тывает под действием груза на рычаге импульсного
клапана.
Главные предохранительные, клапаны (ГПК) в
составе ИПУ снабжаются гидравлическим демп-
фером с целью смягчить удар деталей их
ходовой части при срабатывании клапана на от-
крытие или закрытие. Тормозной жидкостью слу-
жит техническая вода, постоянный подвод кото-
рой к демпферу обеспечивается устройством, по-
казанным на рис. 6.16.
Импульсно-предохранительные устройства, ус-
танавливаемые на трубопроводах промежуточного
перегрева пара и за РОУ, отличаются от описанных
выше более простым устройством, поскольку у ИК
электромагнитный привод отсутствует. Выбор кла-
пана прямою действия или ИПУ осуществляется в
зависимости от параметров рабочего тела в защи-
щаемом сосуде, а также от необходимой пропуск-
ной способности клапана.
Число предохрани гельных клапанов и их
пропускную способность для энергоустановок
выбирают по расчету в соответствии с ГОСТ
12.2.085-82. В качестве примера на рис. 6.17 изо-
бражен импульсный клапан ЧЗЭМ серии 586 на
512
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
(Разд 6
Рис. 6.17. Импульсный клапан Dy 20 серии 586:
1 -— фильтр; 2 — корпус; 3 — золотник; 4 — шток;
5 — крышка; 6 — втулка; 7 — рычаг; 8 — груз
Главные предохранительные клапаны устанав-
ливают на горизонтальных участках отводящих
патрубков выходных коллекторов пароперегрева-
телей строго вертикально в местах, удобных да
обслуживания. Материалом корпуса служит сталь
марки 20ХМФЛ или 15 ХМIФЛ при /раб > 540 °C. На
рис. 6.18 изображен ГПК серий 875 и 392 ЧЗЭМ
Ниже приведены краткие технические данные не-
которых серий ГПК [34]:
Рабочие пара- метры пара Расход Мини- мал ь-
Обозначение изделия р, МПа /,°С пара при рабочих парамет- рах, т/ч ное проход- ное се- чение, 7 см~
875-125-0 25,0 545 240 30,6
392-175/95-0 13,7 560 160 42,4
1029-200/250-0 25,0 545 900 113
Чеховский завод энергетического машино-
строения выпускает также ПК в нескольких испол-
нениях прямого действия рычажно-грузового типа
для установки на трубопроводах редуцированного
и охлажденного пара после РОУ Материалом кор-
пуса служит углеродистая сталь. Эти ПК устанав-
ливаются па горизонтальных участках трубопрово-
условный проход Dy 20. Ниже приведены его пара-
метры [34]:
дов в положении штоком вверх.
К защитной арматуре относят также обратные
клапаны и затворы, которые применяют в грубо-
проводных системах в качестве неуправляемых, ав-
Обозначение Параметры рабочего тела
импульсного клапана р, МПа /, °C
586-20-ЭМ-01 25,0 545
586-20-ЭМ-02 13,7 560
586-20-ЭМ-03 9,8 540
томатически действующих устройств. Они служат
для предотвращения обратного потока рабочего те-
ла при аварийных ситуациях. Эти защитные уст-
ройства выпускают в двух конструктивных испол-
нениях: подъемного типа (клапаны)
типа (затворы).
и поворотного
В рабочем
состоянии обратный клапан (затвор)
Для повышения надежности затвора ИК снаб-
жен фильтром циклонного типа для задержания
твердых частиц, попадание которых между уплот-
нительными поверхностями седла и золотника мо-
жет привести к отказу ИПУ.
Импульсный клапан настраивают на сраба-
тывание установкой и фиксацией груза на
рычаге. Для обеспечения минимальной инерци-
онности работы ИПУ ИК устанавливают возмож-
но ближе к ГПК.
Основным элементом ИПУ являются ГПК. Их
выпускают несколькими сериями, различающими-
ся односторонним или двусторонним отводом пара
и наличием решеток, снижающих уровень шума
при истечении пара.
под действием потока рабочего тела открыт.
При
отсутствии движения рабочего тела или при движе-
нии потока в обратном направлении клапан (за-
твор) закрывается.
Клапаны
обратные
(подъемные)
условных проходов Dy < 65 мм.
Их
выпускают
для
устанавливают
только на горизонтальных участках трубопроводов
крышкой вверх. Направление потока — под золот
ник. Коэффициент гидравлического сопротивле
ния этой арматуры составляет 5—7.
Затворы обратные (поворотные) (рис.
6.19)
можно устанавливать как на горизонтальных, таки
на вертикальных участках трубопроводов в местах
удобных для обслуживания. Положение затвора на
горизонтальном трубопроводе -— крышкой вверх
на вертикальном — с направлением потока рабоче
го тела снизу, под тарелку. Ниже приведены неко
§6.3]
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
513
Рис. 6.18. Главный предохрани-
тельный клапана (£>у 125/250,
175/200 серий 875 и 392):
/ — входной патрубок; 2 — кор-
пус; 3 — зологник; 4 — седло;
5 — нижний шгок; 6 — верхний
шток; 7 — гидравлический
демпфер
Вид Л
(уменьшено)
В дренаж
В дренаж
От импульсного
клапана
торые технические данные обратных затворов не-
которых серий [34].
Обозначе- ние изделия Рабо- чее тело Параметры рабочего те- ла Марка стали корпуса о , о «
Коэффициент гидравличсск сопротивлени
Р, МПа /, °C
912-100-0 Вола 37,3 280 У 2,0
935-ЮО-ОМ Пар 9,8 540 ХМФ 2,0
935-250-0 Вола 23,5 250 У 2,0
Дроссельно-регулирующая арматура подразде-
ляется:
по назначению — на арматуру регулирующую,
дроссельную, запорно-регулирующую и запорно-
дроссельную;
типовому исполнению — на клапаны, задвиж-
ки, краны, дисковые затворы и дроссельные уст-
ройства;
типу затвора — на игольчатую, шиберную, зо-
никовую и дисковую;
типу корпуса — на проходные и угловые;
типу привода — с ручным приводом и со встро-
енным или колонковым электроприводом (с руч-
ным дублером);
Рис. 6.19. Обратный затвор Dy 100—400 серий 912,
935 и 1273:
/ — корпус; 2 — тарелка; 3 — рычаг; 4 — плавающая
крышка
типу уплотнений неподвижных корпусных
крышек — сальникового типа или с фланцами и
прокладками;
виду соединений регулирующей арматуры с
трубопроводом — с разделкой патрубков под свар-
ку и с фланцевым соединением.
Рекомендации по выбору дроссельно-регули-
рующей арматуры даны в [24].
На рис. 6.20 дана типовая конструкция регу-
лирующего клапана с электроприводом, приме-
няемого в качестве регулятора расхода воды (напри-
мер, на впрыск) и для дросселирования пара на
вспомогательных трубопроводах с рабочим телом,
имеющим высокие и сверхкритические параметры.
17-1937
514
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд.1
Рис. 6.20. Клапан регулирующн1
D 65 серии 976 с электроприво-
дом:
7 — корпус; 2, 5 — патрубки;
3 — седло; 4 — игольчатый золот-
ник; 6 — шток; 7 — сальниковое
уплотнение; 8 — грундбукса; 9-
нажимная планка; 10 — бугель;
11 — указатель положения затвора;
12 — шкала; 13 — ходовой винт,
14 — маховик; 15 — электропри-
вод; 16 — головка бугеля; 17 —
муфтовое соединение; 18 — шпи-
лечное соединение
Его старое наименование вентиль регулирующий
игольчатый Ниже приведены технические данные
некоторых серий этих клапанов, выпускаемых
ЧЗЭМ [34]
Обозначение изделия Рабо- чее тело Рабочие параметры Перепад давления, МПа Максимальная площадь проходного сечения, см2 Максимальная пропускная способность, м3/ч
р, МПа 1, °C
584-10-0 Пар 25,0 545 1,0 0,6 1,8
597-10-0 » 13,7 560 3,9 0,5 1,5
1032-20-0 Вода 37,3 280 1,0 1,75 6,0
976-65-М » 23,5 250 1,0 6,4 22,6
Материалом корпуса служит сталь 20 и 25 для
воды и сталь марки 12X1 МФ для пара.
На рис. 6.21 изображена типовая конструкция
задвижек регулирующих и дроссельных (ранее кла-
пан регулирующий и дроссельный), применяемых
в качестве регулятора расхода и для регулирования
рабочего тела. Их устанавливают на основных и
вспомогательных трубопроводах воды и пара с вы-
сокими и сверхвысокими параметрами Задвижки
имеют встроенный электропривод. Ниже приведе-
ны технические данные некоторых серий таких ре-
гулирующих задвижек [34].
Обозначение изделия Рабочее тело Рабочие параметры Перепад давления, МПа Максимальная площадь проходного 2 сечения, см Максимальная пропускная способность, м /ч
р, МПа /, °C
1087-100-Э Пар 13,7 560 7 24 96,7
1084-100-Э Вода 37,3 280 7 4 15,7
976-176-Э » 23,5 250 4 24 96,7
977-175-Э Пар 13,7 560 4 80 282
Примечание. Материал корпуса для пара — сталь марки ХМФ, для воды — марки У.
§6 3]
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
515
Рис. 6.21. Задвижка регулирующая £>у 100, 150, 175:
а— серий 992, 993, 995, 976, 1084, 1085, 1086, 1087 (с защитной рубашкой); б— серий 808, 977, 995 (без
защитной рубашки); 1 — корпус; 2, 6 — патрубки; 3 — защитная рубашка; 4 —- профилированное седло; 5 —
шибер; 7 — шток; 8 — бесфланцевая крышка; 9 — сальниковое уплотнение; 10 — разъемное кольцо; 11 —
сальниковое уплотнение штока; 12 — нажимная планка; 13 — бугель; 14 — ходовой винт; 15 — холодная гайка;
16— подшипник; 17 — головка бугеля; 18 — шкала; 19 — указатель положения затвора; 20 — электропривод;
21 — маховик ручного дублера
Быстродействующие редукционно-охлади-
тельные установки в составе арматуры трубопро-
водов занимают промежуточное положение между
защитной и регулирующей арматурой. БРОУ слу-
жат важным элементом блочной энергетической
установки. Специфика БРОУ заключается в ее бы-
стродействии, измеряемом секундами, этим объяс-
няется ее высокая стоимость. БРОУ предназначены
для сброса излишков свежего пара, возникающих
при пусках и остановах энергоблоков, резких сни-
жениях нагрузки турбины и повышении давления
пара в трубопроводе сверх допустимого значения.
Они предназначены для сброса пара в пароприем-
ное устройство конденсатора в случае внезапного
отключения турбины автоматическим стопорным
клапаном (АСК).
Быстродействующие редукционно-охладитель-
ные установки служат также для резервирования пи-
тания приводных турбин питательных насосов бло-
ков мощностью 500 МВт и выше, не имеющих пус-
корезервных питательных электронасосов (ПЭН)
[БРОУ питательных турбонасосов (ПТН)] В состав
БРОУ в качестве основных элементов входят запор-
но-дроссельный клапан, дросселирующее решетча-
тое устройство и охладитель пара с впрыскивающи-
ми форсунками (рис. 6.22).
На рис. 6.23 изображен клапан запорно-дрос-
сельный со встроенным электроприводом, приме-
няемый в качестве дроссельного регулятора для
БРОУ. Такие клапаны ЧЗЭМ выпускает нескольких
типоразмеров. Клапаны серии 950-100/150-Э (£>у
100/150) предназначены для БРОУ энергоблоков
250 МВт (на ТЭЦ) и 300 МВт (на ГРЭС). Клапаны с
условным проходом Dy 150/250 и 200/250 выпуска-
ют для конденсационных энергоблоков ГРЭС мощ-
ностью 500—1200 МВт.
Клапаны серии 950-100/150-Э-01 предназначе-
ны для БРОУ ПТН энергоблоков 500 МВт, а клапа-
ны серии 950-150/250-Э-01 — для БРОУ ПТН энер-
гоблоков 500—1200 МВт.
Клапан запорно-дроссельный в составе БРОУ
(рис. 6.23) управляется дистанционно (автоматиче-
ски) от электропривода или вручную от маховика.
В закрытом положении он обеспечивает герметич-
516
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
Рис. 6.22. Схема БРОУ ЧЗЭМ:
1 — запорно-дроссельный клапан; 2 — дросселирую-
щее устройство; 3 — охладитель пара; 4 — пароводя-
ная форсунка; 5 — запорный клапан (задвижка); 6 —
обратный клапан; 7 — регулирующий клапан
ное перекрытие. Материал его корпуса — сталь
марки 15Х1М1ФЛ.
Ниже приведены краткие технические данные
запорно-дроссельных клапанов для БРОУ [34].
Обозначение изделия Площадь проход- ного сечения, см2 Расход пара при рабочих парамет- рах, т/ч Рабочий ход золотника, мм Время полного открытия, с
950-100/150-Э 32,6 150 40 14
950-100/150-Э-01 19 115 40 14
950-150/250-Э 95,6 370 80 23
950-150/25-Э-01 95,6 370 80 11
950-200/250-Э 116,5 900 80 12
Все эти клапаны рассчитаны на рабочие пара-
метры пара 25 Ml la и 545 °C.
Для БРОУ в качестве нерегулируемых допол-
нительных дроссельных элементов используют
дроссельные решетки. Их устанавливают непо-
средственно за запорно-дроссельным клапаном на
вертикальном участке трубопровода с направлени-
ем потока рабочего тела вниз о г патрубка меньшего
диаметра к большему.
Материал корпуса дроссельной решетки —
сталь марки 12X1 МФ при температуре рабочего те-
ла 540 и 545 °C и сталь 20 (или 15ГС) при темпера-
туре 275 (346)°C.
На рис. 6.24 изображен один из типов дроссель-
ной решетки серии 863-250/450-Ш.
В состав комплекса изделий, входящих в БРОУ,
включается также охладитель пара.
В предварительно сдросселированный в редук-
ционном паровом клапане поток пара в охладителе
впрыскивается охлаждающая вода или пароводя-
ная смесь, которая, испаряясь за счет теплоты, от-
бираемой от пара, охлаждает его до заданной тем-
пературы.
Охлаждающую воду впрыскивают с помощью
распылительных устройств (форсунок механиче-
ского или парового распыления) и регулируют ее
расход клапаном впрыска.
Охладители пара устанавливают на горизон-
тальных или вертикальных участках трубопровода
за редукционным паровым клапаном и присоединя-
ют к трубопроводу с помощью сварки.
В зависимости от рабочих параметров свежего
и редуцированного охлажденного пара охладите-
ли пара имеют различное конструктивное испол-
нение. Материал корпуса охладителя — сталь мар-
ки ХМФ.
В качестве примера на рис. 6.25 представлен
охладитель пара БРОУ серии 863-350/450-ОП [34].
Редукционно-охладительные установки не бы-
стродействующие, их применяют для растопки
коглов барабанного типа в энергоустановках сред-
него и низкого давления, для резервирования теп-
лофикационных и производственных отборов на
ТЭЦ, а также для отпуска теплоты на собственные
нужды электростанций. Схема РОУ исполнения
ЧЗЭМ приведена на рис. 6.26 [34]. В табл. 6.14
приведены основные технические данные некото-
рых БРОУ и РОУ, выпускаемых ЧЗЭМ.
Электроприводы колонковые предназначены
для управления запорной и регулирующей армату-
рой (рис. 6.27), когда по условиям эксплуатации
нельзя применять встроенные электроприводы.
Электропривод устанавливают на колонке (крон-
штейне), он состоит из одноступенчатого червяч-
ного редуктора, электродвигателя, узла блокиров-
ки ручного управления, коробки концевых и путе-
вых выключателей. В состав электропривода до-
полнительно входит составной с изломами вал с
шарнирными муфтами.
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС И АЭС
517
18
14
13
12
11
10
Вход рабо-
чего тела
£>2
а)
L\
~~L\
Рис. 6.24. Дроссельное устройство £)у 150/350,
250/450 серий 863, 891:
/ — корпус; 2 — входной патрубок; 3 — дроссельная
решетка; 4 — патрубок для отбора пара к пароводя-
ным форсункам; 5 — выходной патрубок
15
Рис. 6.23. Клапан запорно-дроссельный Dy 100/150,
150/250, 200/250 серии 950:
а — разрез; б — общий вид; / — угловой корпус; 2 — под-
водящий патрубок; 3 — седло; 4 — профилированный золот-
ник, 5 — выходной патрубок; 6 — дроссельная решетка;
7 — шток; 8 — плавающая крышка; 9 — сальниковое уплотнение; 10 — нажимной фланец; // — бугель; 12 —
сальниковое уплотнение штока; 13 — грундбукса; 14 — нажимная планка; 15 — указатель положения; 16 —
шкала; 17 — ходовая гайка; 18 — винт; 19 — подшипник; 20 — маховик ручного дублера; 21 — электропривод
D-
Вход
рабоче-
го тела
Рис. 6.25. Охладитель пара РОУ, БРОУ
863 350/450-011
518
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
§6.4
Таблица 6.14. Некоторые технические данные БРОУ и РОУ ЧЗЭМ |34]
Наименование изделия Производитель- ность, т/ч Параметры свежего пара Параметры редуцированного и охлажденного пара
р, МПа t, °C р, МПа /,°С
БРОУ 1000 25 545 6—1,2 200
600 23,5 540 3,9 380
480—740 15,7—23,5 545 0,6—0,9 250
375—580 15,7—25 545 0,6—0,9 200
РОУ 350 13,7 560 1,3 270
300 9,8 482 4,0 371
250 13,7 560 0,6 160
230 9,8 540 1,8—2,0 250
150 13,7 560 0,12—0,25 150
100 9,8 540 2,9—3,3 380—420
100 9,8 540 0,12—0,25 150—170
30 9,8 540 0,12—0,25 150—170
S' =
О
Охлаждающая вода
Рис. 6.26. Схема РОУ ЧЗЭМ:
/ — задвижка; 2 —- клапан дроссельный; 3 — охлади-
тель пара; 4 — клапан импульсный; 5 — ГПК; 6 —
клапаны запорные; 7 — клапан обратный; 8 — клапан
регулирующий; 9 — форсунка механического распыла
воды
<х = О...ЗО0 max
В
Рис. 6.27. Электропривод колонковый серий 822, 824, 825, 1280 для запорной арматуры.
7 — электропривод; 2 — вал; 3 —- шарнирная муфта; 4 — колонка
§6.4]
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ ТЭС И АЭС
519
6.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ ТЭС
И АЭС
6.4.1. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ВОДЫ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Тепловые электростанции и АЭС являются
наиболее крупными потребителями во.цы с наи-
большим расходованием ее для охлаждения техно-
тогического оборудования. Основное потребление
технической воды на ТЭС и АЭС вызвано необхо-
димостью отвода теплоты от отработавшего пара в
конденсаторах турбин. На КЭС на охлаждение тех-
нического оборудования идет 92—94 % всего рас-
хода воды, на АЭС — 90—92 %. Абсолютные зна-
чения расходов воды на эти нужды составляют для
турбин, м3/ч: К-200-12,8 — 25 000; К-300-23,5 —
36000; К-500-23,5 — 52 000; К-800-23,5 — 80 000;
Т-110/120-12,8 — 16 000; Т-250/300-23,5 — 28 000.
Для турбин насыщенного пара АЭС расход техни-
ческой воды на охлаждения пара в конденсаторах
выше указанных значений в 1,5—1,8 раза. Расход
технической воды па другие нужды по отношению
к расходу ее на конденсаторы турбин, %, приведен
ниже:
Конденсация пара..................... 100
Охлаждение турбогенераторов и крупных
электродвигателей.................... 2,5—4,0
Охлаждение масла в системе турбоагрега-
тов и питательных насосов............ 1,2—2,5
Охлаждение подшипников вспомогатель-
ных механизмов....................... 0,3—0,8
Гидротранспорт золы и шлака.......... 0,1—0,5
Восполнение внутренних утечек в основ-
ном цикле электростанции............. 0,04—0,1
Охлаждение подшипников питательных и
главных циркуляционных насосов АЭС... 0,3—0,5
Теплообменники контура расхолажива-
ния ................................. 0,5—0,6
Охлаждение бассейна выдержки отрабо-
тавшего топлива...................... 1,0—1,2
Охлаждение бассейна перегрузки топлива 0,3—0,5
Охлаждение продувки реакторов и паро-
генераторов ......................... 0,2—0,4
Расход воды на спринклерные установки 0,3—0,6
Расход технической воды на охлаждение в кон-
денсаторах турбин определяется из уравнения
Со.в<Лв2-Лв1) = DK(hK~h'J +
где DK — расход пара в конденсатор, кг/с; hK и
h' — энтальпии пара на входе в конденсатор и
конденсата па выходе из него, кДж/кг; 2Юдр— сум-
Рис. 6.28. Зависимость давления в конденсаторе
от температуры воды на входе в конденсатор и
кратности охлаждения
марный расход дренажных вод, поступающих в
конденсатор, кг/с, /?др — энтальпия дренажных вод;
ЛВ1 и /?в2 — энтальпия охлаждающей воды на входе
и выходе из конденсатора, кДж/кг.
Температура конденсации пара в конденсаторе
связана с температурой охлаждающей воды соот-
ношением
Д = /в2 + $ = <в! + Д/в +
где О — недогрев охлаждающей воды до темпера-
туры насыщения пара в конденсаторе; <в1, /в2 —
температура охлаждающей воды на входе и выходе
из конденсатора; А/в — нагрев охлаждающей воды
в конденсаторе.
Одной из важных характеристик конденсаторов
является кратность охлаждения т, которая без учета
теплоты дренажных вод определяется из выражения
/л = <7к/ААв, где <ук = Лк - Л' , а Л/д = /д2 - Йв1.
При ориентировочных расчетах можно прини-
мать qK = 2200 кДж/кг; в таком случае т = 520/Дд.
Влияние температуры охлаждающей воды и
кратности охлаждения на давление в конденсаторе
показано на рис. 6.28.
При остаточном давлении рк - 0,003—
0,0035 МПа темперагура охлаждающей воды на
выходе из конденсатора на 8—12 °C выше, чем /в(.
В процессе эксплуатации электростанций необ-
ходимо стремиться к возможно меньшим потерям
воды при ее использовании. Эффективность ис-
пользования воды определяют по значению потерь,
%, или по коэффициенту ее использования, кото-
рый равен единице при полном повторном исполь-
зовании очищенных сточных вод.
520
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
(Разд.6
Рис. 6.29. Схема прямоточного водоснабжения
с береговой насосной:
1 — конденсаторы; 2 — береговая насосная; 3 — на-
порные магистрали; 4 — отводящий канал; 5 -— си-
фонные колодцы; 6 — переключательный колодец;
7 — перепускной канал; 8 — сетки; 9 — циркуляци-
онные насосы
6.4.2. СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Различают три основные системы технического
водоснабжения ТЭС и АЭС: прямоточную, оборот-
ную и смешанную Выбор той или иной системы
ведут в зависимости от характеристик водоисточ-
ника, типа электростанции и ее мощности Наибо-
лее проста прямоточная система водоснабжения,
при которой охлаждающую воду берут из естест-
венного источника (река, море, озеро и т.п.) и после
подогрева сбрасывают в этот же источник
(рис. 6.29). При этом допустимое повышение тем-
пературы в источнике нс более 5 °C летом и 3 °C зи-
мой. Для соблюдения этого требования запас воды,
или дебит, источника должен в 3—4 раза превы-
шать потребность электростанции в охлаждающей
воде.
Обычно для забора воды из реки устанавлива-
ют береговую насосную с водоприемником. По-
следний включает в себя установку механической
очистки от крупных предметов и водорослей. 13
зимнее время к водоприемнику подводят часть теп-
лой воды из сбросного канала. Также из сбросного
канала берут воду для гидрозолоудаления и подго-
товки добавочной воды (рис. 6.30, а).
Для АЭС с целью исключить возможность попа-
дания радиоактивных примесей в водоисточник соз-
дают промежуточные контуры водопотрсбления для
систем охлаждения реакторов, бассейнов выдержки
топлива и вентиляционных систем (рис. 6.30, б).
Для блочных электростанций число циркуляци-
онных насосов на один блок установлено не менее
двух с суммарной подачей, равной необходимому
расходу охлаждающей воды без резерва.
Рис. 6.30. Схема трубопроводов охлаждающей во-
ды при прямоточном водоснабжении:
а — для КЭС; б — для АЭС; /
источник водоснаб-
жения; 2
береговая насосная; 3
сетки; 4
цир-
куляционные насосы; 5 — конденсатор; 6 — насосы;
7 — система гидрозолоулаления; 8 — химводоочист-
ка: 9 — газоохладители и охладители подшипников
вращающихся механизмов; 10 — маслоохладители'
11 — сифонные колодцы; 12 — сливной канал; 13 —
переключательный колодец; 14 — перепускной канал;
15 — конденсаторы; 16 — газо- и маслоохладители;
17 — охладители подшипников, вентиляционных сис
тем, бассейнов выдержки и перегрузки реактора; 18 —
теплообменники системы охлаждения реактора
На береговых насосных для АЭС кроме основ
пых циркуляционных насосов устанавливают ава
рийпые насосы для снабжения водой ответствен
ных потребителей. Они имеют автономное энерго
снабжение и систему автоматического включения
Давление развиваемое циркуляционными насо
сами, определяется из выражения
А/? = Дрг + Дрс,
где Д/?г — по геря давления на преодоление геодези
ческой высоты подачи воды (разность отметок се
чения в месте сброса и уровня в водозаборе); Дрс-
гидравлическое сопротивление системы.
На практике в качестве циркуляционных при
меняют осевые насосы, развиваемое давление ко
торых составляет 0,13
—0,15 МПа,
при
этом около
J 6.4]
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ ТЭС И АЭС
521
Рис. 6.31. Схема технического водоснабжения с прудом-охладителем:
I — направляющая дамба; 2 — водоприемник; 3 — перепускной канал; 4 — приемные самотечные каналы;
5 — переключательный колодец; 6— сливные колодцы; 7— циркуляционные насосы; 8— приемные колодцы;
9 — конденсаторы; 10 — сливной канал
50% его затрачивается на преодоление гидравличе-
ского сопротивления конденсаторов.
Оборотная система технического водоснаб-
жения с прудами-охладителями. Эта система
широко распространена на конденсационных
электростанциях. В системе для охлаждения воды
используется искусственно созданный водоем
(пруд) на базе реки с небольшим дебитом
(рис. 6.31). Эксплуатационные преимущества та-
кой системы охлаждения обусловлены достаточно
низкими и устойчивыми температурами охлаж-
дающей воды, меньшими потерями, относительно
малыми расходами электроэнергии на привод цир-
куляционных насосов благодаря уменьшению на-
пора. Площадь охлаждения пруда выбирают с уче-
том мощности электростанции, климатических ус-
ловий, формы и тепловой нагрузки пруда. Рацио-
нальной считается вытянутая форма, при которой
подогретая в конденсаторах турбин вода сбрасы-
вается в водохранилище на значительном расстоя-
нии от места забора (10 км и более). Охлаждение
воды происходит за счет испарения части ее с по-
верхности и за счет конвективного теплообмена с
воздухом (если температура воздуха ниже темпе-
ратуры воды). В условиях, когда охлаждение про-
исходит только за счет испарения, количество ис-
паряемой воды примерно равно количеству пара,
сконденсированного в конденсаторах турбин. Ко-
личество испаряемой воды уменьшается при сни-
жении температуры воздуха. Разность температур
воды до и после охлаждения /в2 - /в1 = Д/в называ-
ют зоной охлаждения; значение се равно измене-
нию температуры воды в конденсаторах гурбин
Мъ. Теоретический предел охлаждения воды —
температура смоченного термометра т, °C, которая
зависит от влажности воздуха и его температуры.
Температура воды после охлаждения /в2 всегда
больше теоретического предела на значение отно-
сительного предела охлаждения 8/ (рис. 6.32, б).
Для характеристики прудов-охладителей ис-
пользуют понятие активной площади — площади
поверхности, в которой имеются только транзит-
ные (движущиеся) потоки, FaKT = цГпр, где Fnp —
полная площадь поверхности пруда; р — коэффи-
циент использования площади поверхности (для
пруда вытянутой формы ц = 0,8—0,9; при круглых
очертаниях поверхности ц = 0,4—0,5) [25, 28]. Ис-
пользуется также понятие удельной площади fya =
= которая для конденсационных электро-
станций равна (8—10)10-3 км2/МВт; для АЭС —
—3 2
(9—10)10 км /МВт, а также понятие удельной
2
площади активной зоны пруда-охладителя/4, м ,
з
на 1 м' охлаждаемой воды в сутки (обычно не бо-
2 3
лее 2 м /(м‘ • сут).
Расчет площади поверхности прудов-охлади-
телей проводят с использованием номограмм
(рис. 6.33), позволяющих определить температуру
недоохлаждепия воды или ее перегрева 8/ по зна-
чениям /*, естественной температуре воды в пру-
де-охладителе /е и скорости ветра в зоне охлажде-
ния w.
Оборотное водоснабжение с градирнями.
Градирня — это специальное устройство для ох-
лаждения жидких теплоносителей В основном на
электростанциях применяют башенные градирни
522
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
(Разд. 6
Рис. 6.32. Зависимость теоретического предела охлаждения от температуры воздуха (а) и эависимость
температуры воды до и после охладителя от температуры воздуха в сравнении с теоретическим преде-
лом охлаждения (о)
Рис. 6.33. Номограмма для расчета удельной площади активной зоны поверхности пруда-охладителя.
Ключ к номограмме 8 —> А/ —> и’ —> /пр —> f*
(рис. 6.34). Вода в них подводится к оросительному
устройству, расположенному на высоте 8—15 м, в
котором разделяется на пленочные потоки и стека-
ет вниз навстречу движущемуся за счет естествен-
ной тяги воздуху. Естественная тяга возникает из-
за разности масс столбов наружного воздуха и воз-
духа (нагретого и увлажненного) внутри градирни.
Охлаждение воды происходит за счет конвективно-
го теплообмена и частичного ее испарения. Высота
вытяжной башни может достигать 100 м, а выход-
ной диаметр равен 45—60 м. Площадь ороситель-
ного устройства крупных градирен достигает
10 000 м . Оросительное устройство выполняют из
асбоцементных листов высотой 1,2 м, расстояние
между листами 0,025 м. Для крупных градирен ус-
танавливают двухъярусный ороситель с расстояни-
ем между ярусами 0,5 м. Под градирней сооружают
бассейн сбора воды глубиной до 2 м. В районах с
жарким климатом применяют градирни с искусст-
венной вентиляцией. В верхней части таких гради-
рен устанавливают вентилятор. Это позволяет су-
щественно уменьшить габаритные размеры вытяж-
ной башни, но при этом увеличиваются затраты
электроэнергии на собственные нужды электро-
станции на 0,5—0,7 %.
Для характеристики эффективности работы гра-
дирен используют показатели плотности орошения
3 2
gr = бов/Дор, м‘/(м • ч) и удельной тепловой на-
грузки с/т = Q/Fop = Go вД/7/Гор, кДж/(м2 • ч), где
Go в — расход охлаждающей воды; Q — количество
теплоты, отведенной от воды в градирне; ДЛВ — раз-
ность энтальпий воды до и после охлаждения;
Fop — площадь оросительного устройства.
56 4]
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ ТЭС И АЭС
523
Таблица 6.15. Основные технические данные башенных градирен
Тип Площадь поверхности 2 оросителя, м Г идравличе- ская нагрузка 3, гыс. м /ч Плотность орошения м3/(м2 • ч) Высота градирни, м Высота подачи воды, м Диаметр входного сечения башни, м
БГ-1600-70 1600 10—12 6—8 53,7 6,05 30,4
БГ-2100-70 2100 13,5—16 6—8 64,8 8,7 33
БГ-2600-70 2600 16,5—20 6—8 71 9,5 37,9
БГ-3200-73 3200 20—26 6—8 81 10 40,4
БЖГ-4000-72 4000 28—32 7—8 90 11 43
В табл. 6.15 приведены основные технические
данные наиболее распространенных башенных гра-
дирен.
Тепловой расчет градирен проводят с помощью
номограмм (рис. 6.35), которые позволяют опреде-
лять для каждого типоразмера градирни температу-
ру охлажденной воды /2 в зависимости от темпера-
туры наружного воздуха но сухому термометру 0|
8,1
Рис. 6.34. Башенная градирня:
I — вытяжная башня; 2 — водоулавитель; 3 — водо-
распределительная система; 4 — воздухорегулирую-
щее устройство; 5 — водосборный бассейн; 7 —
несущий опорный каркас
и его относительной влажности ф|, плотности оро-
шения gr и температурного перепада Д/.
Потери воды при охлаждении ее в градирне оп-
ределяются суммой потерь от испарения gn, потерь
с уходящим воздухом (уносом) gy и потерь с про-
дувкой gup. Количество испаряющейся воды нахо-
дится из выражения gn = ссД/, %, где значения а
принимают в зависимости от 0]:
...-20 -15 -10 0 10 20 30 40
а, %/°С..0,035 0,0420,055 0,087 0,12 0,14 0,15 0,16
Для снижения потерь с уносом капельной влаги
в градирнях с площадью орошения более 1000 м2
Рис. 6.35. Номограмма для расчета капелыю-пле
ночной градирни
524
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
устанавливают водоулови гели. Для таких градирен
значение gy не превышает 0,1 %. При отсутствии
водоуловителей это значение составляет 0,5 %.
Потери с продувкой обусловлены необходимо-
стью поддержания заданной концентрации солей в
охлаждающей воде и предотвращения накипеобра-
зования в трубках конденсаторов. Потери с продув-
кой, %, определяются из выражения
&пр — ~ ~ Sy
где Жо и 2А'пр — карбонатная жесткость воды и се
предельно допустимое значение.
Значение/А’ при котором начинается выпаде-
ние карбонатных солей из раствора, зависит от кон-
центрации в воде свободной углекислоты и темпе-
ратуры воды. Значение ее определяется экспери-
ментально. Повышение 2А11р достигается подкисле-
нием или фосфатированием воды. Обычно потери с
продувкой не превышают 3 %.
Для районов с ограниченными водными ресур-
сами находят применение радиаторные (сухие) гра-
дирни. Вода в таких градирнях прокачивается че-
рез радиаторы, установленные в нижней части
башни, и охлаждается потоком воздуха. Движение
воздуха может осуществляться благодаря естест-
венной тяге, или тяге специально устанавливаемо-
го вытяжного вентилятора.
На современных ТЭС и АЭС давление отрабо-
тавшего пара находится в интервале от 3 до 6 кПа,
что соответствует температуре конденсации водя-
ного пара 24—36 °C. Недогрев охлаждающей воды
до температуры конденсации не превышает 3—
5 °C. С учетом этого оптимальный режим работы
турбоустановок в летнем режиме будет при темпе-
ратуре охлажденной воды 27—30 °C.
Систему технического водоснабжения для ТЭС
и АЭС выбирают по результатам технико-экономи-
ческого сопоставления различных вариантов, при-
веденных к сопоставимым условиям по отпуску
электроэнергии и воздействию на окружающую
среду. Сопоставление систем технического водо-
снабжения по параметрам, влияющим на КПД элек-
тростанции приведено в табл. 6.16. По воздействию
на окружающую среду использование оборотного
водоснабжения с градирнями наиболее эффективно.
В последние годы все чаше применяют схемы
с гибридными градирнями и комбинированные
схемы водоснабжения. В гибридных градирнях ис-
пользуют совместно оросительное пленочное ох-
лаждение и охлаждение в радиаторах в одной ба-
шенной градирне. Комбинированные системы со-
четают в себе охлаждение воды, поступающей из
конденсаторов турбин по прямоточной схеме или
схеме с прудом-охладителем, с охлаждением по
оборотной схеме с градирнями для охлаждения во-
ды, поступающей от других аппаратов или меха-
низмов.
Таблица 6.16. Параметры конденсации пара при
различных системах технического водоснабжения
(по данным |28])
Показатель Система водоснабжения
Пря- моточ- ная Оборотная
Пруды- охлади- тели Башен- ные градир- ни Радиа- торные градир- ни
Среднегодо- вая температу- ра охлаждаю- щей воды, °C 11 16 22 31
Температура 26 31 39 43
конденсации пара, °C Давление в конденсаторе, кПа 3,4 4,5 7,1 8,7
6.5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ВЕНТИЛЯЦИЯ
НА АЭС
В противоположность ТЭС работа АЭС без со-
оружения специальной технологической вентиля-
ции невозможна ввиду наличия радиоактивности в
помещениях АЭС [26].
Системы вентиляции предназначаются:
для поддержания радиационной безопасности
как в помещениях АЭС, гак и за ее пределами;
создания условий для нормальной работы обо-
рудования;
обеспечения допустимых санитарных норм для
работы обслуживающего персонала.
На АЭС все помещения подразделяют на зону
строгого режима и зону свободного режима. Поме-
щения зоны строгого режима делят на помещения
постоянного обслуживания, с периодическим об-
служиванием и необслуживаемые.
В связи с возможностью возникновения ава-
рийных ситуаций в реакторном отделении помеще-
ния строгого режима разделяют на две группы:
герметичные, рассчитанные на избыточное
давление до 0,5 МПа;
герметичные, не рассчитанные на избыточное
давление.
К герметичным помещениям, рассчитанным на
избыточное давление, на АЭС с ВВЭР относят по-
мещения, где располагаются парогенераторы, реак-
тор, насосы первого контура, компенсатор давле-
ния, гидроаккумуляторы, помещения специальной
водоочистки, вытяжных вентиляционных центров.
Для одноконтурных АЭС — это реакторное поме-
щение, машинный зал, верхние отметки деаэратор-
56.6)
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ ТОПЛИВА НА АЭС
525
ной этажерки и другие помещения. Все эти помеще-
ния относят к категории необслуживаемых [12, 13].
Задачей вентиляционных систем этой катего-
рии помещений является: создание разрежения до
200 Па при нормальном режиме работы АЭС,
препятствующего распространению радиоактив-
ного воздуха в соседние помещения через возмож-
ные неплотности; удаление избыточной теплоты и
влаги; создание условий для нормальной работы
оборудования; создание нормальных условий для
проведения ремонтных и перегрузочных работ в
период останова блока.
При этом предусматривают мероприятия по ис-
ключению превышения допустимых радиоактив-
ных выбросов в атмосферу путем очистки в специ-
альных фильтрах воздуха, удаляемого вытяжной
вентиляцией, и выброса этого воздуха в вентиляци-
онную трубу.
Задача вентиляционных систем помещений, не
рассчитанных на избыточное давление, состоит: в
создании разрежения до 50 Па; удалении избыточ-
ной теплоты и влаги; очистке при необходимости
от аэрозолей и йода воздуха, удаляемого в вентиля-
ционную трубу; создании нормальных санитарно-
гигиенических условий для обслуживающего пер-
сонала.
В основу проектирования вентиляции на АЭС
положен принцип раздельной вентиляции помеще-
ний строгого и свободного режима.
Вентиляция работает по приточно-вытяжной
системе, так как должны быть обеспечены необхо-
димые для данного помещения разрежение и орга-
низованные потоки воздуха. Поступление при точ-
ного воздуха в помещение и удаление загрязненно-
го в вытяжную систему должны быть организованы
таким образом, чтобы надежно вентилировать все
помещение, а потоки воздуха направлять из наибо-
лее чистых зон в более загрязненные, исключая его
перетекание в обратном направлении. Для органи-
зации приточно-вытяжной вентиляции на АЭС
строят центры приточной и вытяжной вентиляции,
причем приточная вентиляция сблокирована с со-
ответствующей вытяжной вентиляцией.
С целью сократить расходы воздуха для удале-
ния избыточной теплоты ряда теплонапряженных
помещений предусматривают установку автоном-
ных систем воздушного охлаждения. Воздухооб-
мен в этих помещениях определяется исходя из
поддержания радиоактивности в воздухе, не пре-
вышающей допустимых норм, и создания разреже-
ния не более 49 Па.
Подачу ремонтных систем вытяжной вентиля-
ции выбирают из условий обеспечения в открытых
проемах помещений защитной скорости воздуха,
предотвращающей выход в коридоры «грязного»
воздуха.
Вентиляционные системы помещений строгого
режима имеют резерв оборудования, снабжены
устройствами автоматической блокировки и дис-
танционного управления.
Приточно-вытяжную вентиляцию помещений
свободного режима дополняют кондиционировани-
ем воздуха. Выбор подачи установок для общеоб-
менной вентиляции ремонтных залов одноконтур-
ных АЭС следует осуществлять с уче гом необходи-
мости перегрузок топлива активной зоны и произ-
водства ремонтных операций с учетом кратности
воздухообмена помещений:
Объем помещений, Кратность
mj воздухообмена, 1/ч
До 1000 10
500 5
1000 3
5000 2
10 000 и более 1
6.6. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ ТОПЛИВА
НА АЭС
6.6.1. ОРГАНИЗАЦИЯ УЧЕТА ТОПЛИВА НА ТЭС
Организация учета всех видов котельно-печно-
го (технологического) топлива на ТЭС и в район-
ных котельных регламентирована методическими
указаниями [7], предназначенными для персонала
ТЭС и энергообъединений, несущих ответствен-
ность за организацию, выполнение работ но учету
топлива и рассматривающих и выдвигающих пре-
тензии к поставщикам топлива.
В договорах на поставку топлива, заключаемых
непосредственно с производителями или посредни-
ками, следует предусматривать конкретные положе-
ния по проведению контроля количества и качества
топлива как у поставщика, так и у потребителя, по-
тому чго основным документом при рассмотрении
споров в арбитражном суде является договор.
В договорах на поставку угля должны быть ука-
заны: марка топлива, группа но зольности и пре-
дельная зольность, содержание летучих, класс
крупности и максимальные размеры кусков, отсут-
ствие в топливе посторонних включений и макси-
мальная влажность. Качество топлива должно со-
ответствовать стандартам и техническим условиям
на поставку.
На электростанции должен быть обеспечен
контроль всего количества поступающего твердо-
го, жидкого и газообразного топлива, а также каче-
ства газообразного топлива. Контроль качества
твердого и жидкого топлива можно осуществлять
как постоянно, так и периодически (при этом обяза-
526
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Раздб
тельно в тех случаях, когда есть сомнения в соот-
ветствии качества топлива техническим условиям,
стандартам и условиям поставки). Все топливо, по-
ступающее на ТЭС и расходуемое на технологиче-
ские и другие нужды (цели), а также хранящееся на
складе и отпускаемое сторонним организациям,
подлежит строгому учету.
Для этого электростанции должны быть осна-
щены необходимым оборудованием, устройствами
и приборами контроля качества и количества топ-
лива. Все операции по учету топлива оформляют
документами, формы которых с примерами их за-
полнения приведены в приложениях к [7].
Поступление, расходование, переадресовка (да-
лее — движение) топлива на электростанции, а так-
же остатки по результатам инвентаризации отража-
ют в формах первичной документации. Данные о
количестве поступившего и израсходованного топ-
лива и его остатках отражают в статистической го-
сударственной и ведомственной отчетности.
Учет топлива подразделяется на оперативный,
технический и бухгалтерский, каждый из которых
ведется соответствующими службами и подразде-
лениями электростанции.
Оперативный учет топлива отражает движе-
ние топлива в натуральном исчислении и включает
в себя: приемку топлива от поставщиков по количе-
ству и качеству, определение его расхода на техно-
логические нужды, ведение претензионной работы,
а также периодическую инвентаризацию. Опера-
тивный учет твердого и жидкого топлива ведет экс-
плутационный персонал топливно-транспортного
цеха (ТТЦ) или участка цеха, в ведении которого
находится топливное хозяйство, а газообразного
топлива — производственно-технический отдел
(ПТО). Анализ качественных показателей топлива
выполняет химический цех (лаборатория).
Организацию приема, разгрузки, хранения и
подачи топлива на технологические нужды выпол-
няют в соответствии с п. 4.1 «Топливно-траиснорт-
ное хозяйство» Правил [21] и соответствующими
инструкциями на рабочих местах персонала.
Технический учет топлива отражает расход топ-
лива на технологические нужды в натуральном и ус-
ловном исчислении, при этом определяют основной
показатель, характеризующий эффективность топ-
ливоиспользования на электростанции, — удельный
расход условного топлива на отпуск электрической
энергии и теплоты, а также размеры экономии (пере-
расхода) топлива в целом по электростанции. Техни-
ческий учет должен выполнять ПТО.
Бухгалтерский учет топлива представляет со-
бой документальную регистрацию топлива в де-
нежном и натуральном выражении, а также кон-
троль всех хозяйственных операций, связанных с
движением топлива и расчетами с поставщиками.
Этот вид учета ведет бухгалтерия электростанцш I
или энергообъединения. В
Ответственность за организацию и постанови} II
учета топлива на электростанции несут ее дирек- Е
тор и главный бухгалтер. В энергообъединении I
контроль за правильное гью учета твердого и жид- II
кого топлива по количеству возлагается на топлив- II
но-транспортную службу, по качеству — нахими- |
ческую службу, за правильностью учета газа по II
количеству и качеству — на службу тепловойав- I
томатики и измерений (ТАИ) или метрологиче- II
скую службу. В
6.6.2. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС I
Технологические решения в области топливно- I
го хозяйства ГЭС принимают в соответствии с дей- I
ствующими в период разработки проекта электро- 11
станции. «Нормами технологического проектиро- I
вания тепловых электрических станций и тепловых II
сетей» [11]. Оборудование для топливного тракта I
следует выбирать на основе принятых технологи- I
ческих решений с учетом конъюнктуры на рынке II
оборудования, финансовых возможностей заказчи- I
ка и обеспечения надежной и эффективной работы \ I
электростанции. I
Угольное хозяйство. Уголь на большинство
ТЭС России доставляют железнодорожным транс- . I
портом широкой (1520 мм) колеи. Полезные длины
приемоотправочных путей на станциях примыка-
ния и железнодорожных станциях ТЭС принима- I
ют, исходя из массовой нормы поездов и обращаю-
щегося подвижного состава к моменту ввода ТЭС в
эксплуатацию с учетом возможности приема поез-
дов перспективной массовой нормы, сформирован-
ных из большегрузных вагонов.
В отдельных случаях при соответствующем
обосновании и согласовании с управлением желез-
ной дороги на железнодорожных станциях ТЭС до-
пускается сокращение полезных длин путей, но
при условии обеспечения приема железнодорожно-
го состава не более чем в две-три подачи. Пропуск-
ная, провозная и перерабатывающая способности
железнодорожного транспорта, определяемые на
расчетный срок, должны соответствовать расчет-
ным размерам движения с учетом неравномерности
и иметь резерв не менее 15 %. За расчетный размер
движения для электростанций принимают средне-
суточный за год расход топлива для ГРЭС и средне-
суточный за зимний расчетный период расход топ-
лива для ТЭЦ при работе электростанции на пол-
ную мощность. Неравномерность перевозок учиты-
вают коэффициентом неравномерности движения
для маршрутных перевозок К = 1,2 и для отдельных
подач и вагонов К = 1,5.
Все поступающие на электростанцию вагоны с
твердым топливом должны быть взвешены, при
J6.6]
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ ТОПЛИВА НА АЭС
527
зтом следует применять весы, позволяющие взве-
шивать вагоны на ходу без остановки состава. Сис-
темы разгрузки на отечественных электростан-
циях, как правило, имеют два типа разгрузочных
устройств — с вагоноопрокидователями или безъ-
емкостные разгрузочные устройства, выполнен-
ные в виде эстакад.
Современные вагоноопрокидыватели оснаще-
ны подвесными платформами — мостами и под-
вижной люлькой. В процессе поворота ротора под
действием привода, взаимодействующего с зубча-
тыми венцами, соосными с круговыми бандажами,
происходит плавное перемещение вагона к боко-
вым привалочным стенкам, армированным толстой
резиной, а затем к верхним опорным балкам, удер-
живающим вагон в опрокинутом положении. Су-
ществуют роторные вагоноопрокидыватели, кото-
рые рассчитаны на разгрузку одновременно двух
четырехосных полувагонов или одного восьми- или
шестиосного. Роторный вагоноопрокидыватель
ВРС-134 (ТУ 24.01.5003-84, завод-изготовитель —
Днепропетровский завод металлургического обо-
рудования) имеет следующие параметры разгру-
жаемых полувагонов.
Наибольшая масса, т............... 200
Размеры, мм:
высота............................ 3270—4350
длина по осям автосцепок........ 13 920—20 500
ширина.......................... 3130—3350
Продолжительность прямого и обрат-
ного хода, с...................... 63—75
Число опрокидываний вагонов за 1 ч .. 25—30*
Угол поворота ротора, град............. 175
Время разгрузки полувагона, с..... 120—144
Производительность, т/ч........... 1900—4000
Установленная мощность электродви-
гателей, кВт........................ 133,5
Число вибраторов.................. 3
Габаритные размеры, мм:
длина................................. 22 770
ширина.............................. 9630
высота.............................. 9038
Масса, т............................... 226
* Большие значения относятся к четырехосным по-
лувагонам.
Фактическая производительность вагоноопро-
кидывателя меньше технической и составляет в
среднем 12 опрокидываний в час, что связано с
функциональными ограничениями со стороны вхо-
да и выхода системы разгрузки.
При производительности топливоподачи до
400 т/ч устанавливают один вагоноопрокидыва-
тель, а при большей производительности число ва-
гоноопрокидывателей определяют, исходя из 12
опрокидываний в час вагонов наименьшей грузо-
подъемности, в которых будет поставляться топли-
во на электростанцию с учетом времени на манев-
ровые операции по подаче вагонов под разгрузку.
К расчетному числу вагоноопрокидывателей пре-
дусматривают один резервный на случай выхода из
строя рабочих вагоноопрокидывателей или уста-
новленных под ними питателей, конвейеров. Для
надвига вагонов на вагоноопрокидыватели следует
применять электротолкатели или в обоснованных
случаях локомотивы с дистанционным управлени-
ем. Порожняк откатывают специальными маневро-
выми устройствами.
Для разгрузки вагонов со шламом используют
железнодорожную эстакаду на складе топлива, ря-
дом с которой должна быть предусмотрена пло-
щадка для складирования и естественной подсуш-
ки шлама с бульдозерами и грейферными кранами.
Размеры площадки определяют, исходя из двухне-
дельного объема поставки шлама. Необходимость
установки других разгрузочных устройств (напри-
мер, вагоноопрокидователя) для выгрузки шлама
определяют технико-экономическим обосновани-
ем с учетом объема поставки шлама, его характери-
стик и других условий конкретной ТЭС.
При доставке топлива с разрезов на электро-
станцию ленточными конвейерами в месте их при-
мыкания к системе топливоподачи ТЭС предусмат-
ривают приемный (буферный) резервуар. При же-
лезнодорожной доставке на электростанцию смер-
зающегося топлива сооружают размораживающие
устройства преимущественно проходного типа.
В разгрузочных устройствах для дробления на
решетках смерзшегося и крупнокускового топлива
устанавливают дробильно-фрезерные машины. Се-
рийно выпускаются дробильно-фрезерные машины
ДФМ-11, которые имеют следующие технические
данные:
Число дробильно-фрезерных барабанов.... 1
Активная зона дробления, мм............. 5560
Диаметр дробильно-фрезерного барабана (по
концам зубьев), мм...................... 850
Частота вращения дробильно-фрезерного ба-
рабана, об/мин.......................... 300
Мощность электродвигателей приводов фрез,
кВт.................................... 2x75
Число механизмов передвижения............. 3
Скорость передвижения машины в обе сторо-
ны, м/мин.............................. 10,3
Мощность электродвигателей механизмов
передвижения, кВт..................... 3x7,5
Колея машины, мм....................... 5810
База машины, мм........................ 2000
528
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
|Разд.6
Установленная мощность электродвигате-
лей, кВт............................... 172,5
Время рабочего цикла машины, мин........ 1,1
Габаритные размеры машины, мм:
длина................................. 3360
ширина................................ 6000
высота................................. 910
Масса машины, т:
без балласта......................... 23,44
с балластом........................... 30,0
Уральский ОРГРЭС разработал дробильно-
фрезерную машину нового поколения ДФМ-20У
для дробления угля на решетках под вагоноопроки-
дывателями типов ВРС-125 и ВРС-134.
Решетки над бункерами в разгрузочных уст-
ройствах должны иметь ячейки размером в свету
350x350 мм, расширяющиеся книзу. При соответ-
ствующем обосновании допускается кроме дро-
бильно-фрезерных машин устанавливать дополни-
тельно в начале тракта топливоподачи за питателя-
ми топлива дробилки грубого дробления. При этом
размеры ячеек решеток над бункерами в разгрузоч-
ных устройствах допускается применять более
350x350 мм
От каждого вагоноопрокидывателя топливо по-
дается ленточным конвейером производительно-
стью, равной производительности вагоноопроки-
дывателя.
Расчетную производительность каждой нитки
конвейера топливоподачи определяют по макси-
мальному часовому расходу топлива ухудшенного
качества на все установленные энергетические и
водогрейные котлы при их номинальной произво-
дительности с запасом не менее 20 %. При расчет-
ной производительности более 2000 т/ч топливопо-
дачу можно выполнять с двумя или более вводами
в главный корпус. 11ри модульной компоновке ТЭС
каждый модуль имеет самостоятельные вводы топ- I
ливоподачи.
Топливо в котельную, как правило, подается
двухниточной системой ленточных конвейеров для I
каждого ввода в главный корпус, при этом одна
нитка резервная. Должна быть предусмотрена воз-
можность одновременной работы обеих ниток.
В тракте топливоподачи электростанций, рабо-
тающих на всех видах твердого топлива, устанав-
ливаются устройства для отсева мелочи, а за ними
дробилки тонкого дробления — молотковые дро-
билки (табл. 6.17).
Производительность всех установленных дро-
билок тонкого дробления должна быть не меньше
производительности всех ниток топливоподачи в
котельное отделение. При техническом обоснова-
нии производительность дробилок выбирают с уче-
том отсева мелочи.
В тракте топливоподачи на конвейерах для
улавливания из угля металла устанавливают под-
весной саморазгружающийся электромагнитный
железоотделитель и металлоискатель в следующих
местах: в узле пересыпки № 1, до и после дробилок.
При шаровых барабанных мельницах железоот-
делители устанавливают только до дробилок.
Для улавливания из угля древесины и прочих
посторонних предметов устанавливают уловители
длинномерных предметов — в узле пересыпки № 1
после разгрузочного устройства; уловители щепы и
немагнитного металла— после дробилок. Изъятые
из топлива посторонние предметы должны быть
удалены механизированным способом.
После дробилок тонкого дробления и устано-
вок по улавливанию посторонних предметов пре-
дусматривают пробоотборные и проборазделочные
установки для определения качества топлива, пода-
ваемого в котельную. Для взвешивания топлива,
поступающего в котельное отделение и на склад, на
Таблица 6.17 Технические данные молотковых дробилок (30]
Показатель М13-16 В М20-20 Г М20-30 Г СМД-102
Производительность, т/ч 150—200 600—800 900—1200 200—600
Диаметр ротора, мм 1300 2000 2000 2000
Длина рабочей части ротора, мм 1600 2000 3000 2000
Частота вращения ротора, об/мин 735 595 595 600
Наибольший размер загружаемых кусков, мм 400 600 600 600
Размер выходящих кусков, мм До ю До 15 До 15 —
Габаритные размеры дробилки (длинахширинахвысота), мм 2400x2740x1900 4535x3800x3100 5270x3800x3100 9825x5800x3560
Масса без электродвигателя, кг 2550 41 200 53 800 66 200
Мощность электродвигателя, кВт 200—250 800 1250 800
Частота вращения электродвига- теля, об/мин Оговаривается в заказе-наряде 595 595 600
{6.6]
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ ТОПЛИВА НА АЭС
529
соответствующих конвейерах устанавливают лен-
точные весы.
Перекрестные пересыпки в системе топливопо-
дачи предусматривают: после конвейеров разгру-
зочного устройства; после конвейеров со склада; в
башне пересыпки главного корпуса.
Пересыпные короба и воронки (течки) должны
обеспечивать беспрепятственный сход топлива.
Угол наклона пересыпных коробов и течек для угля
н сланца принимают не менее 60°, а для высоко-
влажных углей, промпродукта и шлама — не менее
65°. Рабочие поверхности пересыпных устройств
выполняют со средствами защиты от износа (бро-
нирование, футеровка и др.). Для замазывающихся
углей предусматривают мероприятия, препятст-
вующие налипанию (обогрев, футеровку, установ-
ку виброустройств и др.).
Топливо на конвейер должно поступать вдоль
его продольной оси, располагаясь симметрично на
ленте конвейера при максимально возможном при-
ближении скорости движения топлива к скорости
лещы.
Для перегрузки топлива с конвейера на один
или несколько других конвейеров применяют ре-
версивные конвейеры, делители, распределители
топлива, шиберные и другие устройства.
Для распределения топлива по бункерам сыро-
го угля главного корпуса используют стационар-
ные плужковые сбрасыватели, реверсивные кон-
вейеры и другие устройства и механизмы в зависи-
мости от расположения бункеров, их вместимости,
режима работы, скорости ленты конвейеров и др.
Угол наклона стенок бункеров топливоподачи
принимают: для антрацитов, каменных, бурых уг-
лей и сланцев не менее 60°, для высоковлажных уг-
лей, промежуточных продуктов и шлама не менее
70°. При потреблении электростанцией двух видов
топлива или более углы наклона стенок бункеров
выбирают для топлива с наихудшими сыпучими
свойствами. Углы внутренних граней бункеров
скругляют радиусом 0,5—1 м. Стенки бункеров
разгрузочных устройств и склада топлива рекомен-
дуется облицовывать изнутри плитами каменного
литья или использовать другие способы предотвра-
щения налипания топлива (обогрев и т.п.).
Вместимость складов топлива для хранения
технологического запаса, обеспечивающего надеж-
ную работы электростанции, определяют по расчет-
ному суточному расходу топлива на все установлен-
ные котлы при их работе с номинальной производи-
тельностью на гарантийном топливе и принимают,
как правило, равной 30-суточному расходу. Для
электростанций, расположенных на расстоянии до
100 км от угольных разрезов или шахт — 15-суточ-
ному расходу. При конвейерной доставке топлива
на электростанцию вместимость складов принима-
ется равной 10-суточному расходу. При доставке
топлива на электростанцию водным или смешан-
ным (водно-железнодорожным) транспортом вме-
стимость складов определяют, исходя из объемов
хранения «межсезонных» (межнавигационных) за-
пасов топлива. Необходимость в дополнительной
вместимости складов под хранение на электростан-
ции топлива для других нужд устанавливает заказ-
чик на стадии выдачи задания на проектирование.
В целях улучшения экологической обстановки, а
также для организации усреднения топлива реко-
мендуется создание базисных складов. В этом слу-
чае вместимость резервного склада ТЭС уменьша-
ется по согласованию с энергосистемой. До послед-
него времени базисные склады твердого топлива на
отечественных ТЭС практически отсутствовали.
Выбор системы механизации угольных складов
в каждом конкретном случае определяется техни-
ко-экономическим обоснованием с учетом клима-
тических условий района размещения электростан-
ции, объема хранения, часового расхода и качества
топлива.
На угольных складах следует использовать: ма-
шины непрерывного действия (роторные погрузчи-
ки, штабелеукладчики и др.) на гусеничном или
рельсовом ходу с максимальной автоматизацией их
работы; мощные бульдозеры в комплексе со штабе-
леукладчиком или конвейерами необходимой дли-
ны; виброкагки. Рекомендуется принимать пробег
бульдозера при выдаче угля со склада до 75 м. Ма-
шины непрерывного действия резервируют буль-
дозерами, которые используют также для разравни-
вания угля, уплотнения его в штабеле и для выдачи
угля из расходного (буферного) склада. При нали-
чии на электростанции двух машин непрерывного
действия и более рекомендуется предусматривать
их взаимное резервирование. Другие складские ме-
ханизмы, кроме бульдозеров, резервируют одним
механизмом. При механизации склада только буль-
дозерами резерв должен быть в размере 50 % рас-
четного числа бульдозеров.
Для выравнивания неравномерностей в поступ-
лении (выгрузке) и расходе топлива на электро-
станции создается расходный склад (штабель) вме-
стимостью не менее суточного расхода топлива.
Расходный склад должен быть закрытого типа, в ка-
честве такого склада можно использовать бункера
(силосы), ангары. Допускается применение откры-
того расходного склада при обязательной механиза-
ции бульдозерами. На открытых резервных и рас-
ходных складах топлива следует добиваться сни-
жения пылеобразования и уноса пыли. При специ-
альном обосновании резервный склад можно вы-
полнять закрытым.
Топливо с расходного и резервного складов в
основной тракг топливоподачи выдается самостоя-
тельными однониточными системами конвейеров.
Часовую производительность складских механиз-
530 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС [Разг61I 5J
Таблица 6.18. Характеристика конвейерных лент
Тип ткани каркаса Проч- ность тка- ни по основе, Н/мм, на ширину одной про- кладки Толщина тканевой прокладки Толщи- на на- ружных обкла- док, мм Масса (расчет- ная) ленты при трех- тканевых проклад- ках, кг/м У велик- 1 ние массы II ленты, кг, ' | на1мкаж- 1! дой еле- 1 дующей тканевой прокладки и с в
с основой и утком из комбиниро- ванных нитей (лав- сан — хло- пок) с основой и утком из капроно- вых нитей с основой из лавса- новых ни- тей, с утком из капроно- вых нитей с резино- вой про- слойкой без рези- новой про- слойки
БКНЛ-65 — — 65 1,4 1,15 3,0/1,0 7,3 0,9 1
БКНЛ-100 — — 100 1,6 1,3 3,0/1,0 7,9 1,1 1
4,5/2,0 10,8 1,1
БКНЛ-150 — — 150 1,9 1,6 3,0/1,0 8,5 1,3
4,5/2,0 11,4 1,3
ТА-100 — 100 1,2 — 4,5/2,0 Н,1 1,2
ТК-100 — 100 1,2 — 6,0/2,0 12,8 1,2
ТК-150 — 150 1,3 — 6,0/2,0 13,4 1,4
ТК-200 — 200 1,4 — 6,0/2,0 13,4 1,4
— ТЛК-200 200 1,4 — 6,0/2,0 14,0 1,6
ТА-300 — 300 1,9 — 4,5/2,0 12,0 1,5
ТК-300 — 300 1,9 — 6,0/2,0 13,7 1,5
— тлк-зоо 300 1,9 — 4,5/3,0 12,6 1,7
— А-10-2-ЗТ 300 1,9 — 6,0/2,0 13,4 1,4
К-10-2-ЗТ 300 1,9 - 4,5/2,0 11,7 1,4
ТА-400 400 2,0 — 4,5/2,0 12,3 1,6
ТК-400 400 2,0 — 6,0/2,0 14,0 1,6
мов и каждого однониточного тракта выдачи топ-
лива со склада принимают по производительности
одной нитки конвейеров основного тракта.
Все устройства по пересыпке топлива внутри
помещений, а также бункера сырого топлива про-
ектируют с герметизацией от пыления и установка-
ми по обеспыливанию. Для минимизации пыления
высоту перепадов в местах перегрузок топлива ре-
комендуется принимать возможно меньшей.
Пыль и осыпи угля в помещениях топливопода-
чи следует убирать механизированным способом с
помощью гидросмыва. Под конвейерами в их голов-
ной части рекомендуется устанавливать подборщи-
ки просыпанного топлива. Из приямков гидроубор-
ки топливо необходимо удалять механизированным
способом с последующей его утилизацией.
Ленточные конвейеры устанавливают в закры-
тых галереях. Высота галереи, ширина проходов и
расположение переходных лестниц должны отве-
чать общим требованиям безопасности. Галереи
Наибольший допускаемый угол наклона лен-
точных конвейеров: для рядового топлива 15°; для
мелкого и дробленого топлива 18°; в местах загруз-
ки конвейеров 12°.
Скорость ленты конвейеров в помещениях топ-
ливоподачи принимают не более 2,5 м/с. При соот-
ветствующем обосновании она может быть увели-
чена до 3,15 м/с.
В тракте топливоподачи используются конвей-
ерные ленты с резинотканевым послойным тяго-
вым каркасом и наружными резиновыми обкладка-
ми (табл. 6.18).
Ассортимент конвейерных лент для трактов то-
пливоподачи включает в себя ленты следующей
ширины: 400, 500, 650, 800, 1000, 1200, 1400, 1600
и 2000 м. Число тканевых прокладок в лентах от 3
до 8 (у лент с тканью ТА-400 и ТК-400 число про-
кладок от 3 до 10).
Требуемую ширину ленты конвейера определя-
ют по формуле
ленточных конвейеров, помещения узлов пересы-
пок разгрузочных устройств (за исключением над-
земной части здания вагоноопрокидывателя и дру-
гих устройств с непрерывным движением вагонов)
выполняют отапливаемыми.
где В — производительность ленточного конвейе-
ра, т/ч; — коэффициент, зависящий от угла на-
56.6]
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ ТОПЛИВА НА АЭС
531
клона <р боковых роликов верхней опоры и равный
295 при <р = 20° и 355 при ср = 30°; Ар — коэффи-
циент принимаемый по данным табл. 6.19; и —
скорость ленты, м/с; р — насыпая плотность топли-
, 3
ва, т/м .
Таблица 6.19. Значения коэффициента Ар
Угол наклона конвейера, град 0—10 11—12 13—14 15—16 17—18
Коэффициент 1,00 0,98 0,96 0,95 0,92
Ширину ленты конвейера ориентировочно вы-
бирают по данным табл. 6.20, а скорость ее движе-
ния — по данным табл. 6.21.
Таблица 6.20. Ширина ленты конвейера
Производи- тельность конвейера, т/ч До 300 350— 450 500— 600 700— 900 1000— 1200 Более 1200
Ширина ленты, мм 800 1000 1200 1400 1600 2000
Таблица 6.21. Рекомендуемые значения
скорости* продвижения ленты конвейеров, м/с
Т ране портируе м ое топливо Ширина ленты, мм
500 650 800, 1000 1200, 1400, 1600 2000
Рядовой уголь, фре- 1,5 1,75 2,0 2,25 2,5
зерный торф, сланцы 2,0 2,5 3,0 3,0 3,0
* В числителе — расчетные (эксплуатационные)
значения скорости, в знаменателе — максимально до-
пустимые.
Мазутное хозяйство сооружается для снабже-
ния топочным мазутом (далее мазут) котлов элек-
тростанций и котельных, использующих мазут в
качестве основного топлива, а также если основ-
ным топливом служит газ или твердое топливо, а
мазут — резервным, аварийным или растопочным
топливом. Соответственно мазутные хозяйства
имеют название: основное, резервное, аварийное
или растопочное. Пусковая котельная снабжается
мазутом от одного из указанных мазутных хозяйств
или от индивидуального мазутного хозяйства.
Для электростанций на газе при обеспечении
круглогодичной подачи его от двух независимых
источников (каждый из них должен обеспечивать
работу на полную мощность) мазутное хозяйство
можно при соответствующем обосновании не со-
оружать (под двумя независимыми источниками
газоснабжения понимают такие, при которых в слу-
чае любой аварии в цепочке «добыча—переработ-
ка—транспортировка» на одном из них сохраняет-
ся надежная поставка газа от другого до газорас-
пределительной станции включительно).
Мазут доставляют на ТЭС главным образом в
цистернах по железной дороге (в отдельных случа-
ях водным путем и по трубопроводам). При достав-
ке в железнодорожных цистернах мазут застывает,
и для разогрева и слива его из цистерн можно при-
менять сливные эстакады с разогревом мазута па-
ром, непосредственно контактирующим с мазутом
(«открытым паром») или разогревом горячим мазу-
том. По всей длине фронта разгрузки приемно-
сливного устройства мазутного хозяйства преду-
сматривают эстакады на уровне паровых разогрева-
тельных устройств и площадок обслуживания цис-
терн. Выбор типа сливного устройства осуществля-
ют на основе технико-экономического расчета. Ма-
зут из цистерн сливают в межрельсовые лотки (ка-
налы). По обеим сторонам сливных лотков выпол-
няют бетонное покрытие с уклоном в сторону лот-
ков шириной 5 м от оси железнодорожного пути.
Уклон лотков принимают 1 %. Из лотков мазут на-
правляется через фильтр-сетку и гидрозатвор в
приемный резервуар. Размер ячейки фильтр-сетки
должен быть не больше наименьшей стороны кана-
ла рабочего колеса насоса, откачивающего мазут из
приемного резервуара, но не более 20 мм.
Приемно-сливное устройство мазутного хозяй-
ства должно обеспечивать прием цистерн грузо-
подъемностью 60—100 т. Длину фронта разгрузки
основного и резервного мазутного хозяйства следу-
ет принимать, исходя из времени слива расчетного
суточного расхода мазута, времени разогрева и
слива не более 9 ч и массовой нормы железнодо-
рожного состава, но не менее 1/3 длины состава по
согласованию с управлением железной дороги. При
этом предполагается, что мазут доставляется цис-
тернами расчетной грузоподъемностью 60 т с коэф-
фициентом неравномерности подачи 1,2. На при-
емно-сливном устройстве предусматривают под-
вод пара или горячего мазута к цистернам, для
обогрева сливных лотков, приемных резервуаров и
гидрозатворов, а также подвод пара для обогрева
примерзших клапанов цистерн. Общий расход пара
из разогревающих устройств на цистерну вмести-
мостью 50—60 м должен быть не более 900 кг/ч.
На мазутосливе (в цистернах, лотках и прием-
ных резервуарах) мазут следует подогревать до
температуры, обеспечивающей нормальную рабо-
ту перекачивающих насосов. Температура мазута в
приемных резервуарах должна быть не выше 90 °C.
При более высокой температуре образуется водо-
мазутная пена, происходит интенсивное отстаива-
ние воды, увеличиваются потери от испарения лег-
ких фракций.
532
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
Полезный объем приемного резервуарного ма-
зутохозяйства принимают не менее 20 % вместимо-
сти цистерн, устанавливаемых иод разгрузку. На-
сосы должны обеспечить перекачку мазута, слито-
го из цистерн, установленных под разгрузку, не бо-
лее чем за 4 ч. Насосы, откачивающие мазут из при-
емного резервуара, должны иметь резерв.
При подаче мазута на электростанцию по тру-
бопроводам о г нефтеперерабатывающих заводов
(НПЗ) устройства для приема мазута но железной
дороге предусматривают только при специальном
обосновании. От НПЗ мазут в мазутное хозяйство
подается по одному трубопроводу (в отдельных
случаях при дополнительном обосновании допус-
кается подача мазута по двум трубопроводам).
Суточный расход мазута для определения вме-
стимости мазутохранилища электростанций, пред-
назначенных для работы в базовом режиме, рассчи-
тывают, исходя из 20-часовой работы всех энерге-
тических котлов при их поминальной производи-
тельности и 24-часовой работы водогрейных кот-
лов в режиме покрытия тепловых нагрузок при
средней температуре самого холодного месяца.
Вместимость мазутохранилища для электро-
станций, у которых мазут служит основным, ре-
зервным или аварийным топливом при доставке его
железнодорожным транспортом, принимают соот-
ветственно на 15-, I0-, 5-суточный расход, для пи-
ковых водогрейных котлов — на 10-суточный рас-
ход. При подаче мазута на ТЭС по трубопроводам
от НПЗ вместимость резервуаров принимают па
3-суточный расход. Для электростанций, предна-
значенных для работы в маневренном режиме, вме-
стимость хранилища определяют в зависимости от
заданного режима работы электростанции. Для
электростанций на твердом топливе вместимость
мазутохранилища растопочного мазутного хозяй-
ства выбирают из условия создания 10-суточного
запаса с учетом расхода мазута на растопку и под-
светку в размере 0,1 номинального расхода всеми
рабочими котлами.
Для электростанций, использующих в качестве
основного топлива для энергетических котлов
уголь, а для пиковых водогрейных котлов мазут,
вместимость совмещенного мазутохранилища опре-
деляют с учетом запаса топлив на водогрейные кот-
лы и резервуары растопочного мазутного хозяйства.
В резервуарах мазутного хозяйства мазут разо-
гревается циркуляционным способом, как правило,
по отдельному, специально выделенному контуру.
В местах забора мазута допускается применять ме-
стные разогревающие устройства (с помощью горя-
чего мазута или пара). Мазутные хозяйства элек-
тростанций должны быть обеспечены паром с пара-
2
метрами: давление 1,0—1,3 МПа (10—13 кгс/см ),
температура 200—300 °C. Пар к основному и ре-
зервному мазутным хозяйствам подается по двум
магистралям пропускной способностью каждаяна I
75 % расчетного расхода пара, к аварийному мазут- I
ному хозяйству — по одной магистрали I
Для сбора конденсата необходимо предусиаг- I
ривать установку не менее двух баков. Возвращает- I
ся конденсат по одному-двум трубопроводам в за- I
висимости от схемы его сбора и очистки. Для этого I
устанавливают не менее двух конденсатных насо- |
сов, один из них резервный. Конденсат пара следу-
ет использовать в цикле электростанции и подвер-
гать контролю и очистке от мазута.
В основном и резервном мазутных хозяйствах
электростанций при специальном обосновании
предусматривают устройства для приема, слива,
хранения, подготовки и дозирования жидких при-
садок в мазут.
Оборудование основного, резервного и аварий-
ного мазутных хозяйств должно обеспечить непре-
рывную подачу мазута в котельное отделение при
работе всех рабочих котлов с номинальной произ-
водительностью. Мазут к энергетическим и водо-
грейным котлам из основного и резервного мазут-
ных хозяйств следует подавать по двум магистра-
лям (каждая рассчитывается на 75 % номинальной
производительности с учетом рециркуляции), из
аварийного мазутного хозяйства — по одному ма-
зутоироводу. Схему подачи мазута (одно- или
двухступенчатая) в мазутных хозяйствах принима-
ют в зависимости от требуемого давления перед
форсунками и характеристик устанавливаемого
оборудования.
Длину фронта разгрузки растопочного мазут-
ного хозяйства для электростанций с общей произ-
водительностью котлов до 4000 т/ч выбирают рав-
ной 100 м, более 4000 т/ч — 200 м. Полезная вме-
стимость резервуара растопочного мазутного хо-
з
зяйства должна быть не менее 300 м . Насосы, от-
качивающие мазут из него, устанавливают без ре-
зерва. Число мазутных насосов в каждой ступени
растопочного мазутного хозяйства принимают не
менее трех, влом числе один резервный.
Мазут в котельное отделение пылеугольных
'ГЭС подают по одному трубопроводу, пар в расто-
почное мазутохозяйство — также по одному трубо-
проводу. Пропускную способность мазутопрово-
дов и производительность насосов растопочного
мазутного хозяйства выбирают с учетом числа и
мощности агрегатов (энергоблоков) на электро-
станции, режима работы электростанции в энерго-
системе и особенностей района размещения элек-
тростанции. При этом число одновременно растап-
ливаемых котлов с нагрузкой до 30 % их номиналь-
ной производительности должно быть не более:
на ГРЭС — четырех блоков по 200 МВт, или
3x300 МВт, или 2x500 МВт, или 1x800 МВт,
на ТЭЦ — двух наибольших котлов.
§6.6]
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ ТОПЛИВА НА АЭС
533
Таблица 6.22. Технические данные подогревателей мазута
(изготовитель ОАО ТКЗ «Красный котельщик»)
Параметр Тип подогревателя
ПМ 25-6 ПМР 64-15 Ml ПМР 64-30 Ml ПМР 64-60 ПМР 13-60 ПМР 13-120 ПМР 13-240
Производительность, т/ч Параметры мазута: 6 15 30 60 60 120 240
рабочее давление, МПа 2,5 6,4 6,4 6,4 1,3 1,3 1,3
температура на входе, °C. 60 70 70 70 70 70 70
температура на выходе, °C Параметры пара: 120 135 135 135 135 135 135
рабочее давление, МПа 1,3 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6
температура, °C Габаритные размеры, мм: 250 300 300 300 300 300 300
диаметр корпуса 325 426 630 820 820 1220 1832
длина 3436 5105 5160 5380 4985 5345 5655
Масса сухая, кг 572 1721 3510 5952 4365 8550 19 290
Таблица 6.23. Технические данные фильтров мазута (изготовитель ОАО ТКЗ «Красный котельщик»)
Тип фильтра Расчетные параметры Габаритные размеры, мм Масса, кг
Производительность, т/ч Давление мазута, МПа Диаметр Высота
ФМ 25-30-40 (5) 30 2,5 325 1275 126
ФМ 40-30-40 (5) 30 4,0 325 1370 129
ФМ 10-60-40 (5) 60 1,0 426 1670 248
ФМ 10-120-40 (5) 120 1,0 630 1980 447
ФМ 10-240-40 (5) 240 1,0 820 2360 800
Рас гоночное мазутное хозяйство можно совме-
щать с маслохозяйством.
Вязкость подаваемого в котельную мазута перед
форсунками должна быть: при применении механи-
ческих и паромеханических форсунок не более 2,5°
условной вязкости (УВ), при использовании паро-
вых и ротационных форсунок не более 6° УВ.
Для обеспечения циркуляции мазута в напор-
ных мазутопроводах в котельной и в отводах к каж-
дому котлу предусматривают линию рециркуляции
мазута из котельной в мазутное хозяйство. На вы-
ходе этой линии из котельной устанавливают регу-
лирующий клапан «до себя», поддерживающий не-
обходимое давление в напорных мазутопроводах
котельной.
В насосной основного и резервного мазутных
хозяйств кроме расчетного числа рабочего обору-
дования устанавливают:
по одному элементу резервного оборудования —
насосы, подо! реватели, фильтры тонкой очистки;
по одному элементу ремонтного оборудова-
ния — основные насосы 1-й и 2-й ступени.
Характеристики подогревателей мазута глад-
котрубных типа ПМ и с оребренными трубами типа
ПМР приведены в табл. 6.22. Подогреватели мазута
изготавливают в соответствии с правилами Госгор-
технадзора.
Фильтры мазута (табл. 6.23) предназначены
для грубой и тонкой очистки высоковязких мазу гов
от твердых остатков нефтяных фракций и механи-
ческих примесей. Очистку мазута производят с по-
мощью сетки из нержавеющей стали, установлен-
ной на специальном каркасе внутри вертикального
корпуса.
Чистку фильтрующего элемента осуществляют
периодически на остановленном фильтре паром,
задержанные фракции удаляют через специальный
патрубок без разборки фильтра.
Фильтры мазута не подлежат контролю орга-
нам Госгортехнадзора.
534
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
Схема установки подогревателей мазута и
фильтров тонкой очистки должна обеспечивать
возможность работы любого подогревателя с лю-
бым основным насосом. Число мазутных насосов в
каждой ступени основного и резервного мазутных
хозяйств должно быть не менее четырех (в том чис-
ле не менее двух рабочих насосов). В насосной ава-
рийного мазутного хозяйства ремонтную группу
насосов не предусматривают.
Подачу основных мазутных насосов при выде-
ленном контуре разогрева выбирают с учетом до-
полнительного расхода мазута на рециркуляцию
из котельной в мазутное хозяйство в размере не
менее 10 %. Мазут подводится к всасывающему
коллектору основных насосов от каждой группы
резервуаров. Подача в течение 1 ч циркуляционно-
го разогрева должна обеспечивать подготовку ма-
зута в резервуарах и быть не менее 2 % вместимо-
сти самого большого резервуара и соответственно
увеличиваться при разогреве цистерн и сливных
лотков горячим мазутом Для циркуляционного
разогрева мазута предусматривают по одному ре-
зервному насосу и подогревателю В мазутных хо-
зяйствах должен быть выносной (за пределы мазу-
тонасосной) дренажный резервуар вместимостью
пс 3
не менее 25 м .
Напорные мазутопроводы от мазутного хозяй-
ства, как правило, прокладывают внутри котельно-
го отделения. Запрещается их прокладка в подваль-
ных помещениях. Прокладку всех мазутопроводов
делают, как правило, надземной с уклоном 0,003.
Все мазутопроводы, прокладываемые на открытом
воздухе и в помещениях с темперагурой ниже
+5°С, должны иметь паровые или другие обогрева-
тельные спутники в общей с ними изоляции.
На мазутопроводах следует применять только
стальную арматуру, предпочтительно бесфлан-
цевую.
Стальные резервуары мазутного хозяйства
должны иметь тепловую изоляцию в районах со
среднегодовой температурой +9 °C и ниже. Следу-
ет предусматривать антикоррозионное покрытие
их внутренней и наружной поверхностей На резер-
вуарах для хранения мазута устанавливают венти-
ляционные патрубки с огнепреградителями.
Замазученную воду из нижней части любого
резервуара мазутного хозяйства отводят в резер-
вуары или на очистные сооружения.
Газовое хозяйство электростанции предназна-
чено для подачи природного газа к котлам, для ко-
торых этот газ служит основным (постоянным или
сезонным), резервным или аварийным топливом
Максимальное давление поступающего на пло-
щадку ТЭС газа должно быть не выше 1,2 МПа. На
площадке электростанции сооружают газорегуля-
торные пункты (ГРП) для снижения давления газа
до требуемого перед котлом. Для ТЭС с общим рас-
3
ходом газа до 400 тыс. м /ч предусматривают один
ГРП, при большем расходе газа — два ГРП илибо- 1
лее. Для ГРЭС с энергоблоками 800 МВт сооружа-
ют, как правило, один ГРП на каждый энергоблок
(блочный ГРП). На электростанциях, использую-
щих газ в качестве основного и единственного топ-
лива (при отсутствии мазутного хозяйства), долж-
но быть не менее двух ГРП независимо от мощно-
сти электростанции. ГРП располагают в отдельных
зданиях или под навесами. Рекомендуется совме-
щение ГРП с установкой газовых утилизационных
турбин (ТГУ) в целях утилизации потенциальной
энергии сжатого газа.
Газ от газораспределительной станции (ГРС) к
ГРП ТЭС поступает по одном газопроводу на каж-
дый ГРП, резервный подвод газа не предусмотрен.
Для блочных ГРП допускается выполнять один об-
щий подвод газа для двух ГРП и более от одной
ГРС с резервированием газоснабжения их от дру-
гой ГРС.
Производительность ГРП на электростанциях,
где газовое топливо является основным, рассчиты-
вается на максимальный расход газа всеми рабочи-
ми котлами, а на электростанциях, сжигающих газ
сезонно, — по расходу газа для летнего режима.
Число параллельных установок, регулирующих
давление газа, в каждом ГРП выбирают с учетом
одной резервной. Не допускаются колебания дав-
ления газа на выходе из ГРП, превышающие 10%
рабочего.
При подводе газа от ГРП к котельному отделе-
нию рекомендуется принимать расход по одной
з
нитке не более 200 тыс. м‘. Подвод газа от ГРП к
распределительному газопроводу котельного отде-
ления и от него к котлам не резервируется. Запре-
щается подавать газ в котельную по обводному га-
зопроводу (байпасу), не имеющему клапана авто-
матического регулирования.
Прокладку газопроводов в пределах площадки
электростанции выполняют, как правило, надзем-
ной. Распределительный газопровод котельного
отделения прокладывают вне здания.
На газопроводах электростанций следует при-
менять только стальную арматуру 1-го класса гер-
метичности
Эксплуатация газового хозяйства энергообъек-
тов должна быть организована в соответствии с
Правилами безопасности в газовом хозяйстве Гос-
гортехнадзора России; Правилами пользования га-
зом в народном хозяйстве, Типовой инструкцией
по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, работаю-
щих на природном газе; Положением о газовой
службе и лицах, ответственных за газовое хозяйст-
во электростанций и котельных; Положением о ве-
домственном надзоре за состоянием газовых хо-
зяйств тепловых электростанций [21].
§6.6]
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ ТОПЛИВА НА АЭС
535
6.6.3. СИСТЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ
ТРАНСПОРТИРОВКИ ТОПЛИВА НА АЭС
Транспортно-технологическая система обра-
щения с ядерным топливом на АЭС обеспечивает:
прием и хранение свежего ядерного топлива;
подготовку свежего ядерного топлива перед его
загрузкой в реактор;
перегрузку ядерного топлива в активной зоне
реактора;
извлечение отработавшего ядерного топлива из
активной зоны реактора;
выдержку отработавшего ядерного топлива до
5 лет;
временное хранение (до прихода эшелона) вы-
держанного отработавшего ядерного топлива перед
его отправкой на завод регенерации;
транспортировку свежего и отработавшего
ядерного топлива по территории АЭС;
отправку выдержанного отработавшего ядер-
ного топлива с АЭС на завод регенерации;
биологическую защиту обслуживающего пер-
сонала на всех этапах производства работ по пе-
регрузке, транспортировке и хранению ядерного
топлива.
Подготовка гранспортно-технологической сис-
темы заключается в приеме с железнодорожного
транспорта кассет, подвесок, технологических ка-
налов, стержней управления и защиты, измеритель-
ных каналов и передаче их в соответствующие по-
мещения на контроль, сборку, развеску и хранение.
Выбор схемы и оборудования перегрузки зави-
сит от типа и конструкции реактора и компоновки
реакторного отделения. В зависимости от конст-
руктивных особенностей реактора доступ к топли-
ву в реакторе может быть обеспечен:
1) перегрузкой топлива на ходу, когда реактор
продолжает работать и в течение перегрузки в нем
сохраняется высокое давление (для канальных ки-
пящих реакторов);
2) перегрузкой при остановленном реакторе и
снижении в нем давления до атмосферного (для не-
кипящих реакторов типа ВВЭР).
Для реакторов ВВЭР осуществляют следую-
щие транспортно-технологические операции:
доставку свежего топлива в виде топливных
сборок на АЭС железнодорожным транспортом в
специальных контейнерах, рассчитанных на предо-
хранение топливных сборок от механического по-
вреждения во время транспортировки от завода-из-
готовителя до АЭС;
подачу вагона по транспортному коридору под
люк склада свежего топлива Выдвижная плагфор-
ма с укрепленными на ней контейнерами разгру-
жается с помощью мостового электрического кра-
на, имеющего две скорости подъема и перемеще-
ния: основную (до 10 м/мин) и доводочную (до
Рис. 6.36. Схема операций с отработавшим топли-
вом:
/ — реактор; 2 — перегрузочная машина; 3 — стелла-
жи для отработавших топливных сборок (ТВС); 4 —
гнездо приемного отсека бассейна выдержки; 5 — же-
лезнодорожная платформа с контейнером; б — транс-
портный контейнер; 7 — мостовой кран реакторного
зала; 8 — бассейн выдержки; 1 — перегрузка отрабо-
тавших ТВС из реактора в бассейн выдержки; II —
перегрузка выдержанных ТВС в транспортный кон-
тейнер; III — перегрузка транспортного контейнера на
железнодорожный транспорт
0,5 м/мин). Доводочная скорость необходима для
обеспечения плавной установки топливных сбо-
рок на место их временного хранения в стеллажи,
где они жестко закрепляются на заданном расстоя-
нии один от другого;
перед началом перегрузки топлива подготов-
ленные свежие топливные сборки переставляют из
стеллажа в чехол, который во время перегрузки
должен быть установлен в приемный отсек бассей-
на выдержки. Отсюда свежие топливные сборки
перегружают в реактор.
Склад свежего топлива может быть размещен
как в здании реактора, так и за его пределами (в от-
дельном здании). В последнем случае его делают
общим для всех блоков АЭС, так как перегрузу то-
плива всех блоков одновременно не производят. На
рис. 6.36 показана схема транспортно-технологиче-
536
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
ских операций с отработавшим топливом при пере-
грузке реактора ВВЭР.
Частота перегрузки ядерного топлива зависит
от расчетной кампании реактора. Перед перегруз-
кой реактор останавливают, расхолаживают. При
перегрузке активной зоны реактора предусмотрена
замена отработавших топливных сборок на свежие
и перестановка топливных сборок внутри активной
зоны. Порядок и последовательность операций по
перегрузке топлива устанавливают специальными
программами.
Для реакторов ВВЭР наиболее распространен-
ным способом является «мокрый» способ перегруз-
ки, в соответствии с которым предусмотрена транс-
портировка отработавших топливных сборок от ре-
актора к месту выдержки подзащитный слой воды,
обеспечивающий на отметке обслуживания мощ-
ность дозы излучения, соответствующую условиям
обслуживаемого помещения.
Перегрузку топлива осуществляю! в следую-
щем порядке: отработавшую топливную сборку из-
влекают из реактора под защитным слоем воды,
транспортируют через перегрузочный канал в бас-
сейн выдержки, где устанавливают в ячейку стелла-
жа. Свежие топливные сборки из чехла, установ-
ленного в приемном отсеке бассейна выдержки, та-
ким же путем устанавливают в реактор.
Па рис. 6.37 представлена перегрузочная маши-
на для реактора ВВЭР-440. Она состоит из наполь-
ного моста, перемещающегося ио рельсовым пу-
тям, смонтированным над бассейном выдержки и
реактором, и тележки с рабочей штангой, движу-
щейся в направлении, перпендикулярном движе-
нию моста.
Характеристики перегрузочной машины: ско-
рости движения штанги — транспортная 6 м/мин,
доводочная 0,6 м/мин, скорость движения тележки
1—10 м/мин с плавным регулированием, скорость
передвижения моста 1—30 м/мин с плавным регу-
лированием, масса 30 т.
Для наблюдения за работой перегрузочной
штанги, осмотра перегружаемых элементов, зон
перегрузки реактора используют телевизионную
камеру, установленную на телевизионной штанге
перегрузочной машины.
Разгрузочно-перегрузочная машина для реакто-
ров РБМК представлена на рис. 6.38. Основными ее
элементами являются: кран, контейнер, скафандр,
ферма, технологическое оборудование, система на-
ведения, органы управления. Мост крана, располо-
женного на высоте 11 м от пола центрального зала,
передвигается на расстояние 39,6 м, тележка крана
— на 12,5 м. Мост и тележка имеют две скорости:
9,75 и 1,2 м/мин. Меньшая скорость необходима для
наведения машины, при этом мост и тележка пере-
мещаются толчками на расстояние 1 мм.
Рис. 6 37. Общий вид перегрузочной машины для
реактора ВВЭР-440:
1 — телескопическая штанга с телевизионной каме-
рой; 2 — колонна с противовесом; 3 — рабочая штан-
га; 4 — цепной кабелеукладчик тележки; 5 —
сменный инструмент
Извлеченные из реактора отработавшие топ-
ливные сборки хранят в бассейне выдержки АЭС
под защитным слоем воды. Для отвода остаточных
тепловыделений от отработавших сборок, установ-
ленных в бассейне выдержки, делают автономный
контур расхолаживания.
В бассейне выдержки предусматривают ре-
зервную зону, позволяющую поместить в аварий-
ном случае всю топливную загрузку реактора.
После выдержки отработавшие топливные сборки
в транспортном контейнере вывозят с территории
АЭС.
§6.7]
СИСТЕМЫ ЗОЛОШ ЛАКОУДАЛЕНИЯ ТЭС
537
6.7. СИСТЕМЫ ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЯ ТЭС
На ТЭС шлаки из-под котлов и зола из-под зо-
лоуловителей поступают сначала в систему внут-
ристанционного, а затем в систему внешнего зо-
пошлакоудаления (ЗШУ). Впутристапционное уда-
ление золы и шлака осуществляется раздельно.
Производительность систем золо- и шлакоудале-
ния рассчитывают по проектному топливу ухуд-
Рис. 6.38. Разгрузочно-загрузочная машина для
реактора РБМК:
1 — корпус, магазин средней части скафандра; 2 —
технологическое оборудование; 3 — верхняя часть
скафандра с механизмами подъема и опускания под-
вески с кассетой; 4 — привод перемещения и управ-
ления захватом; 5 — цепь; 6 — ферма; 7 — механизм
перецепки; 8 — привод поворота магазина; 9 — сред-
няя часть скафандра для размещения свежей и отрабо-
танной кассет; 10 — запорное устройство; II —
контактная резервная система топочною наведения;
12 — оптико-телевизионная система точного наведе-
ния; 13 — биологическая защита; 14— нижняя часть
скафандра; 15 — специальный ключ; 16 — механизм
перемещения стыковочного патрубка; 17— контей-
нер; 18 — мост крана; 19 — тележка крана
шейного качества с максимальным выходом зо-
лошлаков.
При наличии на ТЭС сухих золоуловителей ис-
пользуют, как правило, внутристанционное пневма-
тическое золоудаление, при котором зола из-под зо-
лоуловителей собирается гравитационными течками
или пневмосистемами (с аэрожелобами и пневмо-
подъемниками, вакуумными системами, низкона-
порными трубными системами) в промежуточный
бункер или подается к установке внешнего пнев-
мотранспорта и далее транспортируется на склад су-
хой золы, откуда подается в узлы смешения и в виде
пульпы высокого насыщения направляется в при-
ямок насосных станций. При проектировании элек-
тростанций необходимо предусмагривать возмож-
ность сбора и выдачи золош.таков потребителям.
В методических указаниях [8], утвержденных
РАО «ЕЭС России», сформулированы технические
требования к системам пневмотранспорта золы, ус-
тановкам отбора сухой золы и узлам отгрузки золы
в отвал; определен порядок проектирования уста-
новок отпуска сухой золы или шлака потребителям
(УОСЗ); установлены перечень, методология опре-
деления и требования к исходным данным по зо-
лошлакам для проектирования; даны указания и ре-
комендации: по разработке и анализу основных
схемных решений УОСЗ и размещению склада су-
хой золы, аэродинамическому расчету УОСЗ и вы-
бору оборудования пневмотранспортпых устано-
вок, проектированию систем воздухоснабжения и
склада сухой золы УОСЗ; приведены требования к
оснащению УОСЗ средствами технологического
контроля, управления, блокировок, защит и сигна-
лизации; изложены рекомендации по организации
контроля уровня золы и шлака в бункерах золо-
улавливающих и пневмотранспортных установок и
силосах склада сухой золы; приведены основные
схемы, компоновочные решения, общие виды и
технические характеристики оборудования пнев-
мотранспортных установок и складов УОСЗ; указа-
538
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Рачи
ны сортаменты труб; даны примеры расчета пнев-
мотранспор гных установок.
Для проектирования УОСЗ необходимо знать
фракционный состав, плотность и температуру зо-
лы и шлака, их химико-минералогический состав и
радиоактивные свойства.
Средневзвешенная крупность частиц (по массе)
транспортируемого материала определяется по
формуле: <У0 - S djCmjl 100, где <7, — среднеарифме-
тическая крупность /-й фракции в пробе золы (шла-
ка); cmj — массовая концентрация, % /-й фракции в
пробе золы (шлака).
Температуры золы и шлака на входе в системы
пневмозолоудаления (ПЗУ) для действующих ТЭС
принимают по фактическим данным соответствую-
щего оборудования; температуру на входе в бунке-
ра и на складе сухой золы определяют расчетом.
При дальности пневмотранспортировки более
200 м диапазон изменения температуры подавае-
мой на склад золы можно принять: для летнего пе-
риода 40—65 °C и для зимнего периода 25—50 °C
при температуре золы в бункерах золоуловителей
120—170 °C; для шлака котлов с кипящим слоем
(КС) и циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) со-
ответствующие температуры составят: в летний пе-
риод 50—90 °C, в зимний период 35—75 °C при
температуре шлака после холодильников котлов
150—250 °C.
Годовой объем отгрузки золы и шлака потреби-
телям определяют на основании исследований
рынка сбыта.
Если объем складируемой сухой золы и шлака
не превышает 1000 м3, то для складирования при-
меняю! стальной бункер. При больших объемах
складируемых сухих золошлаковых материалов ис-
пользуют железобетонные силосные корпуса со
следующими характеристиками:
Вместимость Диаметр
силосного 3 корпуса, м силосного корпуса, м Тип корпуса
1000 6 Двухсилосный
1500 6 Трехсилосный
3000 6 Два трехсилосных
3000 12 Двухсилосный
6000 12 Двухсилосный
12 000 12 Четырехсилосный
24 000 12 Два четырехсилосных
Расчетная производительность пневмотранс-
портной установки, т/ч,
Gpac
= К" с
3 уст24_7’то’
где GycT — количество поступающей в 1 ч на уста-
новку золы (шлака) при работе котлов на номи-
нальной нагрузке и сжигании топлива с максима» I
ной зольностью, т/ч; К3 — коэффициент запаса(ди 1
напорных и вакуумных установок К3 = 1,2; для» I
рожелобов К3 = 1,7); 7'то — длительность технц» I
ского обслуживания в процессе текущей эксплуага- I
ции, ч/сут, принимается равной: для струйных Д
пневмокамерных насосов — 2; для ипевмовинто- I
вых насосов — 8; для аэрожелобов — 4; автомата
чсского переключения резервируемых напорных! I
вакуумных насосов — 0,5; ручного переключенш |
резервируемых и вакуумных насосов — 1.
Оборудование систем внутреннего пневмо» |
лоудаления не резервируется. Пневмоустановки
для удаления шлака от котлов с КС (ЦКС) следует I
проектировать со 100 %-ным резервом.
Для УОСЗ с отгрузкой невостребованной части
золошлаков из склада сухой золы в золошлакохранп-1
литце предусматривают 100 %-ное резервирование
пневмонасосов и пневмозолопроводов систем внеш-
него пневмотранспорта. Для УОСЗ без отгрузки не-
востребованной части золошлаков из склада сухой
золы в золошлакохранилище резервируют 100 %
пневмонасосов.
Расчет параметров и выбор оборудования для
установок вакуумного пневмотранспорта рекомен-
дуется проводить в соответствии с [22], для устано-
вок аэро гравитационно го пневмотранспорта — в
соответствии с [9].
Годовой объем переработки золошлаков на
УОСЗ с системой внешнего ЗШУ принимают рав-
ным расчетному годовому выходу золы (шлака),
определяемому для вновь проектируемых ТЭС по
данным проектной организации, а для действую-
щих ТЭС по фактическим данным.
Вместимость склада сухой золы для выдачи ее
потребителям принимают в размере полутора-
двухсуточного запаса. Потребителям золу выдают
в транспортные средства со склада или при соот-
ветствующем обосновании непосредственно из
промежуточных бункеров. При этом внутристанци-
оннос пневматическое золоудаление не резервиру-
ется системами гидравлического удаления золы.
Зола непосредственно на складах перед загрузкой в
транспортные средства должна быть увлажнена до
влажности 15—30 %.
По заданию и исходным данным заказчика мо-
гут быть спроектированы специальные установки
по выдаче потребителям классифицированных зо-
лошлаков, домолу сухой золы, извлечению ферро-
силиция, производству золошлакогранулятаит.д.
Напорные пневмосистемы с пневмовинтовымп
или камерными насосами используют при приве-
денной длине транспорта до склада от 200 до
1000 м. На каждую группу насосов устанавливается
один резервный и один ремонтный. Аэродинамиче-
ский расчет параметров установок с пневмоструй-
§6.7]
СИСТЕМЫ ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЯ ТЭС
539
Таблица 6.24. Средняя плотность золошлаковых материалов, т/м
Уголь Зола Твердый шлак Жидкий шлак
Назаровский 3,2—3,0 — 3,0
Донецкий 2,45—2,3 2,0 2,65
Печорский 2,40 2,4—2,2 —
Карагандинский 2,2—2,05 2,1—2,05 —
Кузнецкий 2,15 1,9 2,5
Экибастузский 2,15—1,95 2,2—2,1 —
ними и пневмовинтовыми насосами выполняют по
методике, приведенной в [7].
При необходимости выдачи шлака потребите-
лям предусмагривают гидравлические системы с
закрытым трехсекционным шлакоотстойником,
системы с намывом шлака в бурты или в расходные
отвалы. Шлакоотстойник выполняют железобетон-
ным, с дренируемым основанием. Вместимость од-
ной секции должна быть не менее суточного запаса
и отстоя шлака.
На действующих электростанциях золу и шлак
удаляют преимущественно гидравлическим спосо-
бом. Смесь золошлаковых материалов с водой на-
зывается золошлаковой пульпой, насосы для подачи
золовой пульпы — шламовыми, а насосы для пода-
чи шлаковой или золошлаковой пульпы — багер-
ными. Помещение для этих насосов называют ба-
герной насосной.
Основные операции в системах гидрозолошла-
коудаления: удаление шлака из-под котлов и его
дробление; удаление золы из-под золоуловителей;
перемещение золошлакового материала в пределах
котельного отделения по каналам до багерной на-
сосной с помощью струй воды, подаваемой из уста-
новленных в каналах побудительных сопл; перекач-
ка золошлаковой пульпы багерпыми насосами по
напорным пульпопроводам до золоотвала; намыв
золошлакового материала в золоотвал; осветление
воды в отстойном пруду, перекачка осветленной во-
ды на ТЭС для повторного использования.
В «мокрых» золоуловителях используется гид-
равлическое удаление по каналам в насосную стан-
цию или эрлифтную установку. При соответствую-
щем обосновании можно применять и другие спо-
собы внутреннего золошлакоудаления.
Общее количество золошлаковых материалов,
кг/ч, поступающих в систему золошлакоудаления
ТЭС,
°3Ш = О-О1У + ’432^]['-М1
—'ll.
iooJJ
где В — расход топлива, кг/ч; /1Р — зольность топ-
лива на рабочую массу, %; q4 — потеря теплоты с
механической неполнотой сгорания, %; (?р —теп-
лота сгорания топлива, кДж/кг; 32 680 кДж/кг—те-
плота ci орания горючих в шлаке, провале и уносе;
т]зу — КПД золоуловителя, %, (ХуН —- доля золы в
уносе.
Значения средней плотности золошлаковых ма-
териалов ра = XAY/ZK, где ХЛ/ — масса всех кусков
естественной крупности в пробе; ZK— их общий
объем, для отдельных углей приведены в табл. 6.24.
Золу из бункеров в каналы гидрозолоудапения
подают золосмывными аппаратами непрерывного
действия с открытым переливом или с помощью
других устройств (пневмозатворов, переключате-
лей, гидроэжекторных смесителей и др.).
Шлаковые и золовые каналы в пределах пло-
щадки, включая расположенные в насосной стан-
ции, делают, как правило, раздельными. Их выпол-
няют из железобетона с облицовкой из камнелитых
изделий и перекрывают легкосъемными конструк-
циями на уровне пола котельной.
Для сильно цементирующейся золы с объемной
концентрацией оксидов кальция более 20 % (слан-
цы, торф, канско-ачинские угли и др.) золовые ка-
налы должны быть минимально возможной протя-
женности, и их рекомендуется облицовывать лот-
ками из стальных труб и листов.
Уклон каналов / составляет: золовых — не ме-
нее 0,010, шлаковых — не менее 0,015 при твердом
и не менее 0,018 при жидком шлакоудалении. Ра-
диусы закруглений облицованной части канала
гобл = 0,15; 0,200 и 0,250 м. Коэффициент шерохо-
ватости облицованных каналов А. = 0,012.
Максимальная пропускная способность кана-
лов, м/ч, при наполнении их до высоты облицован-
ной части
/э . in5 А5 2-77
бтах 3,55 10 J гобл
На каждые 5 % увеличения высоты наполнения
канала по сравнению с h = тобл значения (?тах уве-
личиваются примерно на 9 %. По длине каналов ус-
танавливают побудительные сопла.
При расчете безнапорного гидротранспорта с
побудительными соплами определяют давление
воды в соплах р, диаметр выходного сечения сопл
dc и расстояние между ними [32]. Побудительные
сопла устанавливают по длине канала до распреде-
лительной системы багерной насосной станции или
540
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
Таблица 6.25. Значение коэффициента М в формуле (6.6) в зависимости от комплекса к
к М к М к М
0,10 0,010 0,46 0,0575 0,570 0,180
0,20 0,0145 0,47 0,0625 0,575 0,190
0,30 0,0219 0,48 0,0675 0,580 0,204
0,31 0,0232 0,49 0,0741 0,585 0,211
0,32 0,0253 0,50 0,0815 0,590 0,234
0,33 0,0267 0,505 0,0855 0,595 0,252
0,34 0,0270 0,510 0,0890 0,600 0,276
0,35 0,0285 0,515 0,0945 0,605 0,298
0,36 0,0302 0,520 0,1000 0,610 0,320
0,37 0,0316 0,525 0,1060 0,615 0,348
0,38 0,0339 0,530 0,1110 0,620 0,380
0,39 0,0355 0,535 0,1180 0,625 0,415
0,40 0,0380 0,540 0,1245 0,630 0,457
0,41 0,0406 0,545 0,132 0,635 0,511
0,42 0,0432 0,550 0,140 0,640 0,570
0,43 0,0462 0,555 0,150 0,645 0,640
0,44 0,0494 0,560 0,158 0,650 0,725
0,45 0,0530 0,565 0,168
до того сечения, от которого образовавшаяся гид-
росмесь уже может двигаться самотеком.
Для транспортировки шлака и совместной
транспортировки шлака и золы следует принимать:
р > 0,5 МПа, dc = 0,010—0,012 м; для транспорти-
ровки золы р > 0,4 МПа, dc = 0,008—0,010 м.
В начале каналов для гидро транспорта шлака, а
также золы и шлака устанавливают три сопла: два
под шлаковыми шахтами первого котла при рас-
стоянии 1,0—1,5 м от каждого сопла до места сбро-
са шлака в канал, третье — при расстоянии 6—8 м
от места сброса шлака из второй шлаковой шахты
или ванны котла.
Для мощных котлов с большим выходом шлака
устанавливают одно сопло в торце магистрального
канала и два сопла под первой шлаковой ванной
при расстоянии между ними 3—5 м. Диаметры этих
сопл <7с] = 0,018, 0,016 и 0,014 м принимают в зави-
симости от давления воды р соответственно 0,4—
0,5; 0,6—0,7 и 0,8 МПа. Под каждой шлаковой шах-
той или ванной всех последующих (после первого)
котлов сопла устанавливают с расходом воды ^с2.
Для мощных котлов под каждой шлаковой ванной
устанавливают два сопла: первое — на расстоянии
0,5—1,0 м до места сброса шлака в канал, второе —
на расстоянии 3—5 м от первого сопла.
Расстояние /, м, между последующими побуди-
тельными соплами рассчитывают по формуле:
MpQ2
w^3.iu^c2
(6.6)
где Q = 3<?c ] + mqr + nqc2 — расход воды в канале на
3, о
участке до рассматриваемого сопла, м /ч; 3<?cl —
3
расход воды на первые три сопла, м /ч; т — число
шлаковых шахт или ванн, qr — расход воды на гра-
з
нуляцию шлака, м /ч; п — число сопл; G3 ш — мас-
совый расход золы и шлака, выходящих из одной
шлаковой шахты или ванны, т/ч; qc — расход воды.
3,
подаваемой на сопло, м /ч.
При совместном гидротранспорте шлака изолы
массовый расход твердого материала принимают
только по шлаку тСш, т/ч. Коэффициент Л/опреде-
ляют по табл. 6.25 в зависимости от значения ком-
плекса
, 9 „ Д30 0>09 0,18 0,5
* = 2,55</с J /Q тобл.
з
Расход воды qc, м /ч, подаваемой на сопло диа-
метром <7С, м, при давлении р, МПа:
__ _5 2,2 0,5
qc = 2,3 • 10 dc р .
В начале золового канала в пределах первого
котла устанавливают четыре побудительных сопла
под каждым золосмывным аппаратом при расстоя-
нии 1 м от выходного сечения сопла до места сбро-
са гидросмеси из аппарата в канал. Расстояние ме-
жду соплами по длине всего золового канала всех
последующих (после первого) котлов вычисляют
по формуле (6.6) в которой расход воды в канале на
з,
участке до рассматриваемого сопла, м /ч,
Q = "'<7з.с + «?с2>
где п — число золосмывных аппаратов; q3C — рас-
ход воды, подаваемой на один золосмывной аппа-
з
рат, м /ч; п — число побудительных сопл (включая
§6.7}
СИСТЕМЫ ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЯ ТЭС
541
первые четыре сопла); дс2 — расход воды на одно
3
сопло, м'/ч; т — число золовых бункеров; G3 ш —
расход золы из одного бункера, т/ч.
Диаметр сопла устанавливаемых по всей длине
золовых каналов, включая первые четыре сопла,
принимают одинаковый. Независимо от получен-
ного в расчете значения / побудительные сопла ус-
танавливают дополнительно в торцах каналов, мес-
тах сопряжения каналов и на поворотах. Побуди-
тельные сопла при гидротранспорте шлака и совме-
стном гидротранспорте золы и шлака устанавлива-
ют на высоте 150—250 мм от дна канала до выход-
ного сечения сопл с наклоном их осей впиз 6°, а при
транспорте золы соответственно на высоте 100—
175 мм с наклоном 3—5°.
Расчет самотечного безнапорного гидротранс-
порта золошлакового материала заключается в оп-
ределении критической скорости движения гидро-
смеси и соответствующего этой скорости уклона
дна канала. Критическая скорость окр — средняя
по сечению скорость движения гидросмеси в кана-
ле или лотке, при которой весь твердый материал
еще движется по дну без образования неподвиж-
ных отложений или их увеличения, если они ранее
образовались.
Значение икр, м/с, определяется по формуле
-0,41
икР = °>7^(Лр
^кр
где /?кр - /?Кр/гобл — относительный гидравличе-
ский радиус поперечного сечения канала или лотка,
соответствующий икр;
0 = 2,8
0,5
0,251
с
2
. w0>
2
g — ускорение свободного падения, м/с ; =
= Lc/;pz /100 — средневзвешенная крупность золо-
шлакового материала, м; d, — средняя крупность
1-й стандартной фракции, м; — массовая концен-
трация /-й фракции в составе пробы золошлакового
материала; с = (G3 ш /рв(?в)100 — массовая концен-
трация гидросмеси; G3 ш — массовый расход золы
и шлака, т/ч; рв — плотность воды, т/м'; QB — объ-
3,
емныи расход воды, м /ч; w0 — средняя гидравли-
ческая скорость золошлакового материала, м/с, в
з
зависимости от плотности р, г/см , и средневзве-
шенной крупности золошлакового материала б/ц,
мм, определяется по формуле
м'о =
значения d0, А, а и р приведены ниже:
d0, м................ 0,05—0,17 0,17—1,8 1,8—10
А................. 0,1 2,18- 10“2 6,14- 10“2
сс...................... 1,68 1,62 0,8
р........................ 2 1,1 0,5
Значение находится методом последова-
тельных приближений: сначала задают некоторое
значение R^ (например, 0,4) и вычисляют
Q
°’7>4^ + е|'обл
затем уточняют /?кр по формуле
= 0,472 JgZ
кр ’ V кр
и для него уточняют (?кр и Т-Д- Операция повторя-
ется до тех пор, пока два последних значения Якр
будут отличаться один от другого не более чем на
0,01. Уклон дна канала или лотка вычисляют по
формуле
2
_____________17 кр____________
4 - 1,54 1 54
U45 • ю /?к; 4,
Исходные величины при гидравлическом рас-
чете систем напорного гидротранспорта: объем-
ный расход воды (2В; диаметр трубопровода D\ объ-
емная концентрация S и объемная расходная кон-
центрация пульпы су, полная мощность Уп, затра-
чиваемая на транспортировку пульпы; необходи-
мое давление р, соответствующее мощности и объ-
емному расходу Q пульпы; характеристики вы-
бранных золошлаковых (багерных) насосов [23].
Расчет проводят для различных вариантов QB и
D с целью отыскать энергетически выгоднейшую
комбинацию этих величин, соответствующую при
заданном массовом расходе золошлакового мате-
риала G3 ш допустимому в данных условиях мини-
муму затрачиваемой мощности Nn при непремен-
ном и жестком условии: обеспечить надежность
системы трубопровод — насос (пропуск крупных
кусков шлака, допустимую истираемость стенок
труб и др.).
При расчете каждого отдельного варианта зада-
ют три-четыре значения D из следующего ряда:
0,15; 0,175; 0,200; 0,250; 0,300; 0,400 и 0,600 м, а
также коэффициент надежности эксплуатации %,
принимая его в пределах 1,1—1,3.
542
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд 6
Таблица 6.26. Значения концентрации S' и расходной объемной концентрации Су золошлаковой
пульпы в зависимости от комплекса V
W S W S сг
0,010 0,018 0,010 0,170 0,171 0,143
0,020 0,033 0,018 0,180 0.180 0,151
0,025 0,040 0,022 0,190 0,188 0,161
0,030 0,045 0,026 0,200 0,196 0,170
0,035 0,051 0,030 0,220 0,212 0,188
0,040 0,056 0,034 0,240 0,228 0,206
0,045 0,061 0,038 0,260 0,244 0,224
0,050 0,066 0,041 0,280 0,260 0,239
0,055 0,071 0,045 0,300 0,276 0,256
0,060 0,076 0,049 0,320 0,291 0,276
0,065 0,081 0,053 0,340 0,306 0,293
0,070 0,085 0,057 0,360 0,322 0,310
0,075 0,090 0,061 0,380 0,338 0,328
0,080 0,094 0,065 0,400 0,353 0,345
0,085 0,098 0,069 0,420 0,369 0,362
0,090 0,102 0,073 0,440 0,385 0,379
0,095 0,107 0,077 0,460 0,401 0,397
0,100 0,111 0,081 0,480 0,418 0,414
0,110 0,120 0,089 0,500 0,434 0,431
0,120 0,128 0,098 0,520 0,450 0,448
0,130 0,137 0,106 0,540 0,467 0,466
0,140 0,145 0,115 0,560 0,484 0,483
0,150 0,154 0,124 0,580 0,500 0,499
0,160 0,163 0,134
В зависимости от средней геометрической,
крупности золошлака определяют комплекс у:
при <Уср < 2 мм
________4Сз.Ш
V _.2,5 0,7. , ,1,3 0,5’
TlD 1 (PaZPB) ё
при <7ср > 2 мм
_____________________________________
* 2,5 . . .1,3.. , /глч 0,5
TtD Х(ра/рв) (l+t/cp/D)g
По табл. 6.26 находят значения 5 и cv в зависи-
мости от \|А
3
Определяют расход воды, м /с
Св = Сз.ш(1 ~ cvVсу
и расчетную скорость пульпы, м/с,
4(св + е3.ш)
Оптимальные скорость пульпы и расход воды
в пульпопроводах при гидротранспорте золы приве-
дены в табл. 6.27.
Мощность JVn складывается из мощности, за-
трачиваемой на преодоление сил трения пульпы о
стенки трубопровода (основная составляющая по-
терь) и суммы мощностей, затрачиваемых в отдель-
ных звеньях системы на преодоление всех других
видов потерь. Указанные составляющие определя-
ются в соответствии с[23].
Багерная (эрлифтная) насосная станция должна
находиться в котельном отделении. Расположение
ее за пределами главного корпуса допустимо толь-
ко при соответствующем обосновании. При этом
подземные каналы высотой более 1,8 м должны
быть проложены в проходном тоннеле и иметь ос-
вещение, вентиляцию и пешеходный настил.
При пневматических способах сбора и удале-
ния золы багерную насосную станцию и узел при-
готовления пульты размещают непосредственно у
склада сухой золы.
Иа всасе багерных насосов должен быть прием-
ный резервуар, обеспечивающий не менее чем 2-
минутную работу насоса, а при выносной багерной
насосной — не менее чем З-минутную работу'. Вме-
стимость подводящих каналов при этом не учиты-
вается. К одной багерной насосной должны быть
§6.7]
СИСТЕМЫ ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЯ ТЭС
543
Таблица 6.27. Оптимальные скорость пульпы и расход воды в пульпопроводах
при гидротранспорте золы
Внутренний диаметр пульпопровода, м Скорость пульпы (числитель), м/с, и расход воды (знаменатель), т/ч, при различных расходах золы по пульпопроводу, т/ч
Не более 5 10 15 20 25 30 40 50 75 100
0,20 1,19 132 1,27 140 1,32 143 1,37 145 — — — — — —
0,25 1,16 202 1,22 209 1,26 213 1,3 218 1,33 222 — — — — —
0,30 — 1,18 295 1,22 303 1,25 308 1,28 312 1,3 315 — — — —
0,35 — — 1,19 402 1,22 409 1,24 415 1,26 419 1,3 426 — — —
0,40 — — — 1,19 526 1,21 533 1,23 541 1,27 554 1,3 561 — —
0,45 — — — — 1,19 668 1,21 676 1,24 688 1,26 695 1,32 716 —
0,50 — — — — — 1,19 826 1,22 840 1,24 848 1,29 880 1,33 890
подсоединены, как правило, шесть котлов паропро-
изводительностью 320—500 т/ч; четыре котла по
640—1000 т/ч; два котла по 1650—2650 т/ч.
Насосное оборудование систем золошлакоуда-
ления должно быть по возможности крупных типо-
размеров [30].
При необходимости перекачки шлакозоловой
пульпы несколькими ступенями багерных и шла-
мовых насосов в одной насосной станции устанав-
ливается две ступени насосов по согласованию с за-
водам и-изгото в ителя ми.
Число багерных насосов увеличивается на
один резервный и один ремонтный агрегат в каж-
дой насосной станции. Насосы шламовые (эоло-
вые) резервируют одним агрегатом. При многосту-
пенчатой схеме перекачки золошлаковой пульпы в
одной насосной станции устанавливают две ступе-
ни насосов.
Приведенные в каталогах и справочниках ха-
рактеристики насосов получены при испытаниях
на воде, их необходимо пересчитать для золошла-
ковой пульпы заданной концентрации в соответст-
вии с рекомендациями [23]. По каталогу выбирают
насос, наиболее близкий по характеристикам после
пересчета их на данную золошлаковую пульпу. По-
дачу гидротранспортной системы определяют по
точке пересечения расходно-напорных характери-
стик насоса и внешней сети. Расхождение рабочей
и расчетной подачи может быть устранено двумя
путями: 1) изменением характеристики выбранно-
го насоса путем изменения частоты вращения вала
насоса или обрезкой (уменьшением диаметра) ра-
бочего колеса; 2) изменением диаметра трубопро-
вода или консистенции золошлаковой пульпы.
Для получения оптимального решения можно
одновременно изменять и параметры насоса, и ха-
рактеристики внешней сети.
При работе на золошлаковой пульпе минималь-
ную подачу насоса определяют из условия, чтобы
скорость движения пульпы в трубопроводе была
выше критической при заданной концентрации.
Максимально возможная подача нового насоса оп-
ределяется его кавитационной характеристикой
при работе на пульпе и конструкцией узла всасыва-
ния гидротранспортной установки.
Насосы орошающей, смывной, эжектирующей
и уплотняющей воды устанавливают с одним ре-
зервным агрегатом в каждой группе. Если возмож-
но образование минеральных отложений в системе,
то размещают еще по одному дополнительному на-
сосу.
Подачу смывной (оборотной осветленной) во-
ды предусматривают по секционированной кольце-
вой схеме. Питание водой системы шлакоудаления
и системы золоудаления каждого блока или котла
осуществляется отдельными коллекторами, при-
соединенными к секционированному кольцу. Вет-
ви кольца соединяются перемычками, от которых
питаются общестанционные потребители.
При pH осветленной воды 10 и выше не допус-
кается смешение ее с технической подпиточной во-
дой. В этом случае подпиточная вода направляется
непосредственно в золоотвал или рассредоточено
по времени вводится в приемный бункер багерных
насосов.
544
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд. 6
Шлакодробилки, как правило, располагают под
котлами. Установку шлакодробилок в багерной на-
сосной предусматривают при необходимости полу-
чить более мелкие фракции шлака по условиям
применения на золошлакоотвалс рассредоточенно-
го намыва.
Целесообразность раздельного или совместно-
го внешнего гидротранспорта золы и шлака на от-
вал определяют на основании требований потреби-
телей отдельно на золу и шлак, при отсутствии тре-
бований — на основании технико-экономического
сопоставления вариантов.
Для удаления шлака в котельной рекомендует-
ся использовать эрлифты с подачей шлаковой пуль-
пы на дренируемый шлакоотстойник вблизи глав-
ного корпуса или промышленной площадки.
При транспорте золошлаковой пульпы эрлифт-
ными установками в каждой группе должен быть
один резервный эрлифт. Подачу воздуха к эрлиф-
там выполняют по схеме нагнетатель — эрлифт.
Нагнетатели располагают в выгороженном месте
главного корпуса или при соответствующем обос-
новании в отдельно стоящем здании. В каждой
группе нагнетателей — один резервный.
Системы гидрозолоудаления должны иметь
оборотное водоснабжение.
От каждой багерной насосной станции на золо-
отвал укладывают один рабочий и один резервный
золошлакопровод. При длине трассы до 5 км допус-
кается укладка одного резервного золошлакопро-
вода на две багерные насосные при разности их
диаметров не более 50 мм.
При дальнем гидротранспорте (свыше 10 км)
разрешается укладывать дополнительный ремонт-
ный золошлакопровод. На один золопровод допус-
кается параллельная работа двух однотипных ба-
герных насосов.
Магистральные золошлакопроводы, как прави-
ло, должны быть проложены над землей на лежне-
вых опорах без установки компенсаторов и анкер-
ных опор с углами поворота, обеспечивающими их
самокомпенсацию. Разводящие по золоотвалу зо-
лошлакопроводы допускается прокладывать по
гребню дамб без лежней.
Для золошлакопроводов следует применять
трубы:
стальные электросварные по ГОСТ 10708-82
или бесшовные горячекатаные по ГОСТ 8732-78 с
толщиной стенок 8—14 мм;
для районов с расчетной температурой воздуха
выше минус 40 °C из стали марок ВСтЗПС4,
ВСтЗПС5, ВСтЗСП5, Ст.20 при условии производ-
ства такелажных, погрузочно-разгрузочных и мон-
тажных работ при температуре наружного воздуха
не ниже 20 °C;
для районов с расчетной температурой нц-*е
минус 40 °C из низколегированных сталей марок
10Г2С1, 16ГС, 17ГС, 17Г1С.
Применение камнелитых втулок для защиты
стальных золошлакопроводов от абразивного изно-
са должно быть обосновано экономически с учетом
повышения напоров багерных насосов и несущей
способности опор под золошлакопроводы. Золо-
шлакопроводы рекомендуется футеровать только
на начальном участке трассы длиной около 1000 м
и участках с уклоном более 1 %.
Для районов с расчетной температурой наруж-
ного воздуха ниже минус 15 °C и при длине трасс
золошлакопроводов свыше 5 км определяют длину
незамерзающего трубопровода в режиме работы и
опорожнения. В случаях необходимости принима-
ют меры по предотвращению замерзания золошла-
копроводов.
Для промывки золошлакопроводов должен
быть предусмотрен подвод воды на всас каждого
багерного насоса в количестве, равном подаче на-
соса.
Опорожнение золошлакопроводов в водоемы и
системы канализации не допускается. Продольный
профиль трассы золошлакопроводов должен обес-
печивать самотечное их опорожнение в приемные
резервуары багерных насосных или на золоотвал.
При неблагоприятном профиле трассы или боль-
шой ее протяженности предусматривают специаль-
ные земляные резервуары суммарной вместимо-
стью, равной объему всех уложенных золошлако-
проводов опорожняемой части трассы гидрозоло-
удаления. Время опорожнения трубопровода долж-
но быть не более 2 ч.
Минимальный уклон напорных золошлакопро-
водов должен быть: при транспорте золы — 0,002,
при транспорте твердого шлака — 0,003; при транс-
порте жидкого шлака — 0,005. При совместном
транспорте золы и шлака уклоны принимают как
при транспорте соответствующего вида шлака.
В насосных станциях осветленной воды, как
правило, используют два рабочих насоса и один ре-
зервный. Суммарную подачу рабочих насосов еле
дует принимать равной суммарной подаче рабочих
багерных насосов. При подаче осветленной воды
для промывки отключаемого золошлакопровода и
на другие нужды ТЭС включают резервный насос
При опасности образования отложений в тракте ос
ветленной воды следует предусматривать дополни
тельный ремонтный насос. Допускается примене
ние плавучих насосных станций осветленной воды
Работа насосной станции осветленной воды долж
на быть автоматизирована. Как правило, следует
использовать два водовода осветленной воды из
стальных или железобетонных труб (рабочий и ре
зервный). При химическом составе осветленной
воды, приводящем к зарастанию водоводов (интен
§6.8]
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ТЭС И АЭС
545
сивность зарастания свыше 5 % живого сечения во-
довода в год) диаметр водоводов следует увеличи-
вать на 20 % по отношению к расчетному.
Размеры площадок под золошлакоотвалы сле-
дует выбирать с учетом объема использования зо-
лошлаков, но из расчета не менее чем 25-летней ра-
боты ТЭС на полную мощность.
6.8. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ТЭС И АЭС
6 8.1. ВЫБОР ПЛОЩАДКИ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Район размещения новой электростанции вы-
бирают с учетом технико-экономического обосно-
вания развития энергосистемы. Основными показа-
телями технико-экономического обоснования яв-
ляются: определение ввода мощностей по годам;
установление наиболее эффективных для ввода
этих мощностей энергоресурсов; выбор наиболее
целесообразного варианта развития энергосистемы
(с учетом связей с другими энергосистемами) и
экономическое обоснование возможных площадок
под строительство электростанций.
При этом как варианты рассматриваются: все
возможные источники финансирования; балансы
существующих и перспективных мощностей по
производству и потреблению электрической и теп-
ловой энергии с учетом ввода мощностей по годам;
наиболее эффективный вид топлива для предпола-
гаемого к вводу оборудования; тип блоков, опти-
мальная мощность их и электростанции в целом;
все возможные виды и способы подачи топлива на
электростанцию; все возможные источники водо-
снабжения; геологические и гидрологические усло-
вия на предполагаемых площадках.
При выборе площадки, намечаемой под строи-
тельство электростанции, как правило, учитывают
следующие факторы:
I. Топливоснабжение. При использова-
нии низкосортных углей и сланцев относительные
затраты на перевозку топлива существенно возрас-
тают и близость станции к местам добычи топлива
является обязательной. В этом случае электроэнер-
гия к потребителям транспортируется по линии
электропередачи высокого напряжения.
Для ТЭЦ, сооружаемых в городах и промыш-
ленных центрах, в которых существенное значение
имеют загазованность и запыленность атмосферы,
в качестве топлива применяют газ и малосерни-
стый мазут.
Атомные электростанции сооружают в районах
потребления электроэнергии, так как у них расстоя-
ние до источника топливоснабжения практически
не влияет на себестоимость продукции.
2. Водоснабжение. Конденсационные ТЭС
и АЭС следует сооружать в местах, где есть надеж-
ное техническое водоснабжение, — на берегах рек,
озер или морей. Условия, обеспечивающие надеж-
ное и экономичное техническое водоснабжение,
часто играют решающую роль при выборе площад-
ки для сооружения АЭС. Для ТЭЦ применяют обыч-
но оборотную систему водоснабжения с градирня-
ми с восполнением потерь технической воды из
ближайших водоемов, например из небольших рек.
3. Рельеф местности. Рельеф площадки
должен быть по возможности ровным, не требую-
щим больших планировочных работ, с уклоном
0,005—0,01, обеспечивающим поверхностный во-
доотвод. При больших (более 0,03) уклонах естест-
венного рельефа местности следует, как правило,
применять террасную планировку, что усложняет и
удорожает сооружение подземных и наземных со-
оружений, дорог, каналов и др.
4. Качество грунта. Грунт в месте соору-
жения электростанции должен выдерживать давле-
ние от возводимых сооружений не менее 0,25 МПа.
На слабых грунтах, не отвечающих указанным нор-
мам, применяют свайные основания или укладыва-
ют сплошные железобетонные плиты. При соору-
жении электростанции в районе вечной мерзлоты
желательно скальное основание площадки или воз-
вышенное место с непросадочными породами.
5. Уровень грунтовых вод. Площадка не
должна затапливаться грунтовыми водами, уровень
которых должен быть по возможности ниже глуби-
ны заложения подвалов зданий и подземных инже-
нерных коммуникаций. При недостаточной глуби-
не уровня грунтовых вод приходится применять
гидроизоляцию подвальных помещений и подзем-
ных сооружений. Для АЭС наивысший уровень
грунтовых вод должен быть не менее чем на 1,5 м
ниже отметки пола сооружений, в которых возмож-
но наличие радиоактивных жидкостей, и не менее
чем на 4 м ниже дна могильника для захоронения
твердых и хранения жидких радиоактивных отхо-
дов. Предпочтительны глинистые или суглинистые
водоупорные грунты.
6. Дополнительные требования к
площадке. Для электростанций на твердом топ-
ливе вблизи основной площадки предусматривают
места для золошлакоотвалов. Таковыми могут
быть низины, овраги, выработанные карьеры и т.п.
Площадку сооружаемой электростанции выби-
рают по возможности вблизи железнодорожных
магистралей, автомобильных дорог, линий электро-
передачи и жилых поселков. Это сокращает затра-
ты, упрощает комплектование строительства, а в
последующем и набор рабочих кадров для эксплуа-
тации. На станциях, расположенных в стороне от
аэродромов и трасс аэрофлота, возможно сооруже-
ние высоких дымовых труб, что в комплексе с со-
оружением специальных установок для очистки
дымовых газов от оксидов серы и азота улучшает
18-1937
546
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд.6
§6
состояние воздушного бассейна в районе электро-
станции.
Затраты на отчуждение земли под строительст-
во, а также снос жилых поселков, перенос шоссей-
ных дорог, снос лесных массивов и т.п. включаются
в проекты и сметы строительства и должны быть
минимальными. В проектах учитываются также за-
траты на восстановление в первоначальное состоя-
ние земельных участков, отведенных во временное
пользование для строительства, нарушенных при
проведении строительных и других работ.
Для линий электропередачи, теплопроводов,
шлакозолопроводов и дорог должны быть преду-
смотрены минимальные полосы отвода земель. Не-
обходимо учитывать розу ветров — поселок распо-
лагается с наветренной стороны. Под розой ветров
в метеорологии понимают графическое изображе-
ние относительного распределения повторяемости
или значений скоростей и направлений ветра за
многолетний период наблюдений. Размеры пло-
щадки электростанции и необходимой санитарной
зоны определяются мощностью и типом станции,
видом сжигаемого топлива, степенью газоочистки,
высотой дымовых труб Для ТЭС ширина санитар-
ной зоны в зависимости от указанных факторов со-
ставляет 500—1000 м.
К площадкам АЭС предъявляются дополни-
тельные требования [28], связанные с наличием
твердых, жидких и газообразных радиоактивных
отходов. Площадка АЭС должна хорошо проду-
ваться.
Специфические требования к площадкам для
строительства АЭС наиболее полно отражены в ма-
териалах Международного агентства по атомной
энергии (МАГАТЭ). В своде положений [28] преду-
смотрен учет всех возможных влияний на целост-
ность АЭС как природных явлений, так и человече-
ской деятельности. На основе учета состава и рас-
пределения населения на прилегающей территории
проектирование и эксплуатация АЭС должны осу-
ществляться таким образом:
чтобы во время эксплуатации станции радиаци-
онное облучение населения было настолько низ-
ким, насколько это достижимо, и в любом случае
находилось в соответствии с национальными тре-
бованиями и международными рекомендациями;
радиационная опасность для населения в ава-
рийных состояниях, в том числе в чрезвычайных
условиях, была приемлемо низкой и находилась в
соответствии с национальными требованиями и
международными рекомендациями.
Если оказывается, что при всех возможных ме-
роприятиях указанные требования не удовлетворя-
ются, то рассматриваемая площадка признается не-
пригодной для строительства АЭС с данным типом
реактора
Атомная электростанция располагается в мам I
населенной местности, с подветренной стороны I
ближайшего населенного пункта. I
Размеры санитарно-защитной зоны АЭС уста- |
навливают в зависимости от мощности, типа и кон- I
струкции реакторов, а также характера площадкии Ц
могут достигать 30 км. В ней располагаются здания 1
подсобного и обслуживающего назначения: тара- I
жи, склады (кроме продовольственных), пожарное II
депо, помещения охраны, специальные прачечные, I
столовые для персонала, здравпункты, ремонтные I
мастерские, административные и служебные зда- I
ния, временные подсобные предприятия и др.
Выбор конкретной площадки для строителю- I
ва электростанции производится по результатам 1
технико-экономического сравнения всех возмож-
ных вариантов.
6.8.2. РАЗМЕЩЕНИЕ ОБЪЕКТОВ НА
ГЕНЕРАЛЬНОМ ПЛАНЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Схему расположения всех зданий и сооружений
электростанции на выбранной площадке называют
генеральным планом
Генеральный план включает в себя следующие
разделы:
здания и сооружения основного производствен-
ного назначения;
подсобные производственные объекты,
вспомогательные объекты.
К зданиям и сооружениям основного производ-
ственного назначения относят все объекты, кото-
рые непосредственно задействованы в технологи-
ческом процессе электростанции: главный корпусе
прилегающими к нему площадками и дымовыми
трубами; разгрузочные устройства; транспортные
галереи; дробильный корпус; склад топлива; мазут-
ные и газораспределительные станции; распреде-
лительные устройства по выдаче электроэнергии;
главный шит управления (при расположении его в
отдельном здании); все сооружения системы техни-
ческого водоснабжения, химический цех со всеми
вспомогательными сооружениями; здания ремонт-
ного цеха и мастерских; здание багерной насосной;
золоотвал и пульпопроводы к нему
Подсобные производственные объекты: адми-
нистративный и объединенный вспомогательный
корпуса; складские помещения; здания кислород-
ной, ацетиленовой, компрессорной и электролиз-
ной станций; железные и автомобильные дороги.
К вспомогательным объектам относят: локомо-
тивные и пожарные депо, гаражи, очистные соору-
жения, столовые, проходные и ограждение терри
тории электростанции.
На АЭС дополнительно должны быть сооруже-
ны: хранилища твердых и жидких радиоактивных
отходов; азотная станция; вспомогательный кор-
Рис. 6.39. Генеральный план ГРЭС на угле мощностью 4000 МВт с блоками 500 МВт:
1 — главный корпус; 2 — багорные насосы; 3 — инженерный корпус; 4 — столовая; 5 — объединенный вспомогательный корпус; б — ОРУ; 7 — бытовые помещения
топливоподачи; 8 — баки химводоочистки; 9 — открытый склад тяжелого оборудования; 10 — ресиверы водорода и кислорода; 11 — проходная; 12 — мазутное и масля-
ное хозяйство; 13 — угольные склады; 14 — экскаватор; 15 — гараж для топливоперегрузочных машин; 16 — размораживающее устройство; 17 — вагоноопрокидыватели;
18 — компрессорная станция; 19 — пусковая котельная
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ТЭС И АЭС
548
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд.!
1 — главный корпус; 2 — служебный корпус; 3 — переходные галереи; 4 — главный щит управления; 5 — за-
крытое распределительное устройство 110 кВ; б — распределительное устройство 35 кВ; 7 — градирни; 8 —
химводоочистка; 9 — баки конденсата; 10 — дымовые трубы; 11 — объединенный вспомогательный корпус;
12 — мазутное хозяйство; 13 — масляное хозяйство; 14 — ресиверы водорода; 15 — проходная
Рис. 6.41. Генеральный план двухконтурной
АЭС:
1 — сбросный канал; 2 — естественный источник
водоснабжения; 3 — береговая насосная; 4 — рас-
пределительное устройство; 5 — азотно-кислород-
ная станция; б — главный корпус; 7 — автодороги;
8 — резервная территория, не подлежащая застрой
ке; 9 — спецводоочистка; 10 — хранилище радио-
активных отходов; 11 — могильники; 12 —
вентиляционная труба; 13 — пожарная охрана;
14 — гараж; 15 — склады; 16 — вспомогательная
котельная, 17 — химводоочистка; 18 — санитарно-
бытовой корпус; 19 — административный корпус;
20 — вспомогательный корпус; 21 — маслохозяйст
во; 22 — железнодорожные пути
§6.8]
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ТЭС И АЭС
549
пус, в котором размещают различные лаборатории,
санпропускники и специальные прачечные; венти-
ляционный корпус и здание спецводоочистки.
Между всеми объектами генплана должны
быть предусмотрены необходимые пожарные раз-
рывы и проезды.
Объекты необходимо располагать таким обра-
зом, чтобы к помещениям турбинного и котельного
отделений (на АЭС к помещению транспортного
коридора) главного корпуса, к площадке открытого
распределительного устройства, приемно-разгру-
зочному устройству топлива, сливном}' устройству
мазутного хозяйства, ко всем складским помещени-
ям обеспечивался подвод железных и автомобиль-
ных дорог.
При разработке генерального плана прежде
всего определяют местоположение главного корпу-
са электростанции, а все остальные здания и соору-
жения «привязывают» к нему, стараясь располагать
нх относительно главного корпуса в соответствии с
технологическим процессом производства элек-
троэнергии. На рис. 6.39—6.42 приведены примеры
генеральных планов электростанций.
Важным фактором для размещения как объек-
тов электростанции, так и станционного поселка
является господствующее направление ветра или
«роза ветров».
С учетом розы ветров объекты топливного хо-
зяйства должные быть расположены с подветрен-
ной стороны по отношению к главному корпусу,
открытому распределительному устройству, гра-
дирням и линиям электропередачи.
Градирни следует располагать таким образом,
чтобы их выпар не попадал на линии электропере-
дачи, ОРУ, здание главного корпуса. Населенный
пункт должен находиться с наветренной стороны
по отношению к площадке электростанции.
При соблюдении всех изложенных требований
и условий качество компоновки генерального пла-
на оценивается следующими показателями:
2
удельной площадью застройки, м /МВт, / =
= F1N;
Рис. 6.42. Генеральный план одноконтурной АЭС:
/ — главный корпус; 2 — вентиляционная труба; 3 — открытая установка трансформатора; 4 — администра-
тивно-бытовой корпус и столовая; 5 — башня ревизии трансформаторов; 6 — маслохозяйство; 7 — насосная
станция технического водоснабжения; 8 — подводящий канал; 9 — напорный бассейн; 10 — водозаборные со-
оружения; 11 — сбросной канал; 12 — объединенный вспомогательный корпус; 13 — дизсль-генераторная стан-
ция; 14 — компрессорная; 15 — азотно-кислородная станция; 16 — хранилище жидких отходов; 17 —
резервуары сбросных вод; 18 — хранилище твердых отходов; 19 — камеры выдержки газов (УПАК); 20 — кор-
пус переработки сбросных вод; 21 — гараж и мойка транспортных схем; 22 — склад химических реагонтов;
23 — ресиверы водорода; 24 — склад свежего топлива; 25 — ацетилено-генераторная станция; 26 — склад ди-
зельного топлива; 27 — склад графита; 28 — открытая площадка с козловыми кранами
550
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
[Разд.6
коэффициентом использования территории, %,
коэффициентом застройки, %, /гзаст =
= (F3 /F) • 100. Здесь F — площадь земельного
участка, находящегося в пределах ограды электро-
2
станции, м ; N — установленная мощность элек-
тростанции, МВ г; FcyM — суммарная площадь, за-
нятая зданиями и сооружениями электростанции;
Лзд — площадь, занятая только зданиями электро-
станции.
Значения коэффициента застройки для совре-
менных ТЭС и АЭС составляют 20—30 % (такая
часть площадки отводится только под здания).
Коэффициент использования территории суще-
ственно зависит как от единичной мощности энер-
гоблоков, так и от мощности электростанции и на-
ходится в пределах 60—80 %, а удельная площадь
застройки существенно зависит еще и от вида топ-
лива и колеблется от 100 до 450 м2/МВт.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Арматура энергетическая для ТЭС и АЭС: От-
раслевой каталог / НИИ экономики в энергетическом
машиностроении. М., 1986,
2. Воронин Л.М. Особенности проектирования и
сооружения АЭС. М.: Энергоиздат, 1980.
3. ГОСТ 24570-81. Расчет пропускной способности
предохранительных клапанов.
4. ГОСТ 356-80. Рабочее, условное и пробное дав-
ление.
5. ГОСТ 8732-78. Условные проходы.
6. Кузнецов Н.М., Каляев А.А., Копп И.З. Энерге-
тическое оборудование блоков АЭС. М.: Машино-
строение, 1979.
7. Методические указания по организации учета
топлива на тепловых электростанциях. РД 34.09.105-
96. М.: СПООРГРЭС, 1997.
8 Методические указания по проектированию сис-
тем пневмотранспорта золы от котлоагрегатов, уста-
новок отпуска сухой золы потребителям и отгрузки ее
на насыпные золоотвалы. РД 34.27.109-96. Екатерин-
бург: АО «Уралтехэнерго», 1996.
9. Методические указания по проектированию тех-
нологических систем пневмотранспорта золы с аэро-
желобами в помещениях котельных электростанций.
РД 34.27.102-91. Екатеринбург: АО «Уралтехэнерго»,
1991.
10. Никитина И.Н. Справочник по трубопроводам
тепловых электростанций. М.. Энерго атом издат, 1983.
11. Нормы технологического проектирования теп-
ловых электрических станций и тепловых сетей
ВНТП-81 / Министерство энергетики и электрифика-
ции СССР. М., 1981.
12. Общие положения обеспечения безопасности
атомных электростанций при проектировании, строи-
тельстве и эксплуатации / Минэнерго СССР. М., 1973.
13. Общие положения обеспечения безопасности
атомных станций. ОПБ-88. М.: Энергоатомиздат, 199(1 I
14. ОСТ 108.275.58-60—80. Блоки пружинные д.и I
подвесок трубопроводов ТЭС и АЭС. I
15. ОСТ 108.031.08-85 — ОСТ 108.031.10-85. Hop- I
мы расчета на прочность стационарных котлов и тру- I
бопроводов пара и горячей воды.
16. ОСТ 108.320.102-78. Трубы бесшовные изупс- I
родистых и кремнемарганцовистых сталей для трубо- I
проводов ТЭС.
17. ОСТ 108.320.102-78. Трубы бесшовные из угле-
родистых и кремнемаргаицовистых сталей для трубо-
проводов тепловых электростанций. Сортамент. От-
раслевой стандарт Минэнсргомаша. М., 1978.
18. ОСТ 34-10-747-97. Трубы бесшовные для пря-
мых участков и фасонных деталей трубопроводов на
рпяй < 2,2 МПа (22 кгс/см2), / < 425 °C.
19. ОСТ 34-10-747-97. Трубы электросварные пря-
мошовные для прямых участков трубопроводов на
ру < 1,6 МПа (16 кгс/см2), / < 300 °C.
20. ОСТ 34-10-747-97. Трубы электросварные для
прямых участков сварных отводов и тройников трубо-
проводов на ру < 2,5 МПа (25 кгс/см2), / < 305 °C.
21. Правила технической эксплуатации электриче-
ских станций и сетей Российской Федерации. РД
34.20.501-95 / Министерство топлива энергетики РФ,
РАО «ЕЭС России». — 15-е изд. псрераб. и доп. М
СПО ОРГРЭС, 1996.
22. Рекомендации по аэродинамическому расчету
вакуумных систем пневмозолоудалепия / ВНИИГ Л.,
1977.
23. Рекомендации по гидравлическому расчезу
систем напорного гидротранспорта золошлаковых ма-
териалов / ВНИИГ. Л., 1977.
24. РТМ 108.711.02-76. Арматура энергетическая.
Методы определения пропускной способности регу-
лирующих органов и выбор оптимальной расходной
характеристики.
25. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции.
М.: Энергоатомиздат, 1987.
26. Санитарные правила проектирования и экс-
плуатации атомных станций. С11-АЭС-79-М. М.: Энер-
гоиздат, 1981.
27. Синев Н.М., Батуров Б.Б. Экономика ядерной
энергетики. М.: Атомиздат, 1980.
28. Стермаи Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Те-
пловые и атомные электрические станции. М.: Изд-во
МЭИ, 2000.
29. Строительные нормы и правила. СНиП
2.04.12-86.
30. Тепловые и атомные электрические станции:
Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева,
В.М. Зорина. — 2-е изд., перераб. кн. 3. М.: Энерго-
атомиздат, 1989.
31. Теплоэнергетика и теплотехника. Обшие во-
просы: Справочник / Под общ. ред. А.В. Клименко и
В.М. Зорина. — 3-е изд., перераб. М.: Изд-во МЭИ,
1999.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
551
32. Указания по расчету внутристанционного без-
напорного гидравлического транспорта золошлаково-
го материала. ВСН 44-71 / Минэнерго СССР. Л.: Энер-
гия, 1971.
33. Правила устройства и безопасности эксплуата-
ции трубопроводов пара и горячей воды / Федераль-
ный горный и промышленный надзор (Госгортехнад-
зор) России, 1994.
34. Арматура энергетическая: Каталог / ОАО «Че-
ховский завод энергетического машиностроения». М.:
ЦНИИ информации по тяжелому и транспортному ма-
шиностроению, 1997.
РАЗДЕЛ СЕДЬМОЙ
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА
ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
7.1. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ВОДЫ
Все примеси, загрязняющие природные, техно-
логические и сточные воды, подразделяют в зави-
симости от их размера d на грубодисперсные (г/>
> 100 нм), коллоидно-дисперсные (1 <d< 100 нм) и
истинно растворенные (d< 1 нм). Грубодисперсные
примеси (ГДП), называемые также взвешенными
веществами, в природных водах присутствуют в
виде частиц ила, песка, планктона, в технологиче-
ских водах — в форме шлама, состоящего из труд-
но растворимых соединений, продуктов коррозии,
нефтепродуктов и др. Коллоидно-дисперсные при-
меси (коллоиды) обычно представлены органиче-
скими гуминовыми веществами, вымываемыми из
почв, соединениями кремниевой кислоты и железа
Истинно растворенные примеси находятся в воде в
виде ионов Са2+, Mg2+, Na4, К+, SO4 , СГ, NO3,
NO2 , НСО3 , HSiO3 и некоторых других в мень-
ших концентрациях, а также в виде молекул раство-
ренных газов О?, СО?, N? и др.
Важнейшими показателями качества воды
при использовании се в теплоэнергетике являются.
1) концентрация грубо дисперсных веществ; 2) кон-
центрация истинно растворенных примесей (ион-
ный состав); 3) концентрация коррозионно-актив-
ных газов; 4) концентрация ионов водорода (под-
робнее о свойствах и характеристиках водных сис-
тем см. книгу 1, разд. 7); 5) общие технологические
показатели, к которым относятся жесткость, ще-
лочность, кремне содержание, окисляемость, соле-
содержание, удельная электрическая проводи-
мость; 6) специфические технологические показа-
тели, связанные с содержанием в воде нефтепро-
дуктов, продуктов коррозии, химических добавок,
корректирующих водные режимы, радиоактивных
примесей и т.п.
з
Жесткость воды общая Жо, мг-экв/дм' или
з
мкг-экв/дм (подробнее о выражении концентра-
ции см. книгу 1, п. 7.1.1), — суммарная концентра-
ция ионов кальция (кальциевая жесткость) и маг-
ния (магниевая жесткость): Жо = ЖСа + ЖМ{,.
Часть общей жесткости (в предельном случае
вся), эквивалентная концентрации гидрокарбонат-
ных ионов, называется карбонатной жесткостью
Жк, разность между общей и карбонатной жестко-
стью является некарбонатной жесткостью Жнк.
ж0 = жк + жнк.
з
Щелочность воды общая Що, мг-экв/дм , —
сумма концентраций находящихся в растворе
анионов слабых кислот и ионов гидроксила за вы-
четом ионов водорода: Що = Щг + Щгк + Щк +
+ Щф + Щс + ... - С где Щг, Щгк, Щк, Щф,
н
Щс — щелочность гидратная, гидрокарбонатная,
карбонатная, фосфатная, силикатная и т.п.;
С + — концентрация ионов водорода. В природ-
ных водах, как правило, в определяемых количе-
ствах присутствуют только гидрокарбонагные ио-
ны, а СС +, поэтому для них характерно
равенство: Що = Щгк.
3 3
Кремнесодержание, мг/дм или мкг/дм , харак-
теризует общую концентрацию в воде реакционно-
и нсрсакционноспособных кремнийсодержащих
соединений, присутствующих в виде ионов и кол-
лоидов, выраженных условно в пересчете на SiO2.
Окисляемость — косвенный показатель, ха-
рактеризующий содержание в воде органических
веществ, выражается расходом сильного окисли-
теля КМпО4 или К2Сг2О7 в пересчете на кислород.
Прямым методом концентрацию органических
веществ определяют с применением жидкостных
хроматографов. Степень загрязнения сточных вод
органическими веществами выражают также с по-
мощью показателей биохимического и химическо-
го потребления кислорода (БГ1К и ХПК).
Солесодержание — суммарная концентрация в
воде катионов и анионов, мг/дм , подсчитанная по
общему ионному составу. Для характеристики и
контроля воды и конденсата с малым солесодсржа-
нием часто используют удельную электрическую
проводимость. Конденсат с солесодержанием око-
ло 0,6 мг/дм3 по NaCl имеет удельную электриче-
скую проводимость 1 мкСм/см (10 4 См/м).
Показатель концентрации водородных ионов
pH характеризует реакцию воды (кислая, щелоч-
ная, нейтральная).
§ 7 2] ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ВОДЫ И ПАРА 553
Таблица 7.1. Качество воды некоторых поверхностных воюисточников {11
Источник водоснаб- жения — река Содержа- ние взве- шенных веществ, , 3 мг/дм Окисляе- мость, мт О2/дм3 Щелоч- ность общая, мг-экв/дм3 Жесткость, . 3 мг-экв/дм Содержание, мг/дм3
карбо- натная об- щая Са2+ Mg2+ Na+ so2’ Cl NO3 SiO2 + + SiO3~
Амур I6 — 0,5 0,5 0,5 6 2,4 1,6 5,6 2 1,6 14
Ангара 96 2,8 1,5 1,5 1,5 22 4.8 9,2 10 5,3 — 0,68
Белая 7 — 5,8 5,8 12,4 248 8,4 9,2 321,6 П,2 — 15
Волга I0 Н.2 2,3 2,3 4,8 72 14,4 18,3 140,3 15 3 9
Вологда 8 15,2 7,1 7,1 8,1 92 42 69 125,5 89,2 — —
Сев. Двина — 8,5 4 34 4,34 6,48 102 16.6 6.9 93.2 7,1 — 10,2
Днепр — 15,0 3.9 3,9 4,2 61,2 13,7 61 105,7 36,1 7,6 5
Дон 2,8 3.5 3.8 3,8 8,6 110,6 36,8 146 291 182 0,89 —
Енисей 6,4 2,3 2,3 2,6 37 9 6,9 10.1 3,2 — H,4
Иртыш 172 14,8 2,7 2,7 2,8 28 14,8 36,1 41,5 19 2,8 9,7
Кама 155 17,8 2.2 2,2 5,2 90 8,4 302 500 440 — 9,7
Москва — 8,3 3,3 3,3 4,3 60 15,6 2 13,5 25,5 — 10
Нева — 7,6 0,43 0,43 0,55 9 1,2 27 6,1 3,9 — 6
Обь 405 2,8 2,1 2,1 2,3 32 8,4 9,2 5,1 11,7 1,2 13,6
Ока 144 — 5,15 5,15 8,08 92 41,8 33,5 62 24 — 10
Урал 34 5,2 3,8 3,8 6,2 108 9,6 НО 107 170 — 9,1
Шексна 15 — 2,0 2,0 3,9 54 14,4 9,2 97,6 2 — 6,9
Океан — — 4,9 4,9 128,5 408 1298 И 151 2701 19 353 — —
Для полною анализа воды, используемой для
энергетических целей, необходимы следующие дан-
ные: 1) источник водоснабжения (поверхностный
водоем или водоток, водопровод, артезианская сква-
жина, оборотная система или очищенные сточные
воды); 2) место отбора проб и дата; 3) содержание
3 3
ГД11, мг/дм ; 4) окисляемость, mi О2/дм ; 5) водо-
з
родный показатель pH; 6) щелочность, мг-экв/дм';
7) сухой остаток при 105 °C, мг/дм3; 8) жесткость об-
3
щая и карбонатная, мг-экв/дм'; 9) содержание катио-
нов Са2+. Mg2+, Na+, NH4 , Fe2+, мг/дм3; полутор-
ных оксидов 1'е03 + А12О3, мг/дм ; анионов НСО3 ,
_ 2- - - з
Cl , SO4 , NO3 , ЬЮ7 , мг/дм ; кремниевой кислоты
з
в пересчете на SiO2, мг/дм . Качество воды некото-
рых источников водоснабжения (табл. 7.1), служит
для ориентировочной проверки поступающих с мест
данных и проведения технико-экономических расче-
тов и обоснований
Правильность анализа воды проверяют по ус-
ловию электронейтральности (ХК = ХА), при этом
суммы нормальных (эквивалентных) концентраций
катионов и анионов должны быть равны или отли-
чаться не более чем на 1 %.
Для характеристик качества и технологии
приготовления воды питьевого качества, которым
должна удовлетворять вода тепловых сетей с от-
крытым водоразбором, используют такие показате-
ли, как запах и вкус воды, количественно оценивае-
мые по пятибалльной шкале: 0 — никакого; 1 —
очень слабый; 2 — заметный, 4 — отчетливый; 5 —
очень сильный; цветность (окраска) воды, выра-
жаемая в градусах плагипово-кобальтовой шкалы;
. 3
колититр — количество кишечных палочек в 1 дм
воды
7.2. ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ
РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА
ВОДЫ И ПАРА ДЛЯ КОТЛОВ,
ПАРОГЕНЕРАТОРОВ И РЕАКТОРОВ
7.2.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Водно-химические режимы (ВХР) тепловых и
атомных электростанций должны обеспечить их
работу без повреждений и снижения экономично-
сти Поэтому основная задача организации ВХР —
сведение к минимуму скорости протекания корро-
зионных процессов и образования отложений в па-
роводяном тракте.
Основными источниками загрязнения рабочей
среды кроме теплоносителя реакторов двухконтур-
пых АЭС являются:
присосы охлаждающей воды через неплотно-
сти конденсаторов турбины, приводов питатель-
ных насосов, бойлеров теплосети и т.п.,
554
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд.'
присосы воздуха через неплотности вакуумной
части конденсатного тракта;
добавочная вода после химводоочистки;
конденсат дренажных баков;
ионообменные материалы и продукты их дест-
рукции;
регенерационные растворы и отмывочные во-
ды ионообменных установок при некачественной
отмывке смол после регенерации;
протечки турбинного масла через неплотности
системы смазки;
коррозия конструкционных материалов.
Предельно допустимый присос охлаждающей
воды в конденсаторах турбин во всех режимах
эксплуатации не должен приводить к превыше-
нию показателей качества питательной и проду-
вочной воды.
Основные принципы при нормировании пока-
зателей качества ВХР ТЭС и АЭС:
концентрации примесей в водных и паровых
средах следует поддерживать на практически дос-
тижимом минимальном уровне;
содержание примесей на уровне нормируемых
значений должно количественно определяться при-
меняемыми приборами и методами аналитического
контроля;
коррозионное поведение конструкционных мг-
гериалов при заданном содержании примесей в теп-
лоносителе должно быть известно и прогнозируемо.
Нормируемые показатели качества рабочей
среды — химические показатели качества теплоно-
сителя, устойчивое поддержание которых в экс-
плуатационных пределах обеспечивает проектный
ресурс безопасной эксплуатации оборудования и
трубопроводов систем ТЭС и
АЭС
без
снижения
экономичности.
7.2.2. ТИПЫ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ
И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Основным водно-химическим режимом бара
банных котлов на тепловых электростанциях яв
ляется режим с дозированием гидразина и аммиака
в конденсатно-питательный тракт и фосфатов в ба
рабан котла. Как правило, гидразин и аммиак дози
руют на всас питательных насосов. Фосфаты вво
дят непрерывно в барабан котла (рис. 7.1). В каче
стве основного реагента используют тринатрий
фосфат; в отдельных случаях применяют смесь ди
и тринатрийфосфата.
В табл. 7.2-—7.5 приведены нормы качества до
бавочной, питательной и котловой воды, насыщен
Рис. 7.1. Схема установки для приготовления фосфатного раствора и дозирования в котел:
1 — барабан котла; 2 — напорная линия от насоса к котлу; 3 — расходный бак котла; 4 — водоуказательное
стекло; 5 — дренаж; 6 — фосфатная магистраль для подачи фосфатного раствора в расходные баки котлов
7 — центробежный насос; 8 — подача раствора для перемешивания; 9 — бак для приготовления раствора
реагента; 10 — подача пара; 11 — подача воды для приготовления раствора; 12 — всасывающая линия
к насосу; 13 — насосы
§7-2]
ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ВОДЫ И ПАРА
555
кого (перегретого) пара для котлов с естественной
циркуляцией 116].
Качество добавочной воды для подпитки бара-
банных котлов давлением 9,8 МПа и ниже должно
быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение
норм качества питательной воды.
Таблица 7.2. Нормируемые показатели качества
добавочной воды для подпитки котлов с естест-
венной циркуляцией давлением 13,8 МПа 116]
Нормируемый покаытель Значение, не более
Общая жесткость, мкг-экв/дм 1
Концентрация кремниевой ки- 3 слоты, мкг/дм 100
Концентрация натрия, мкг/дм3 80
Удельная электрическая прово- димость, мкСм/см 2,0
При обработке питательной воды гидразином
его концентрацию следует поддерживать в преде-
лах 20—60 мкг/дм3; в период пуска и останова ког-
да допускается повышение концентрации гидрази-
на до 3000 мкг/дм'. При гидразинно-аммиачномре-
жиме концентрация аммиака в питательной воде
должна быть не выше 1000 мкг/дм'. С разрешения
АО-энсрго допускается увеличение концентрации
аммиака до значений, обеспечивающих поддержа-
ние необходимого значения pH пара, не приводя-
щее к превышению норм по содержанию меди в пи-
тательной воде.
Для котлов давлением 13,8 МПа в котловой во-
де должно соблюдаться определенное соотноше-
ние между общей щелочностью Що и щелочностью
по фенолфталеину Щфф, определяющей в котло-
вой воде 1ЦГ и Щк:
в чистом отсеке
Щфф = (0,2 - 0,5)1Цо;
Таблица 7.3. Нормируемые показатели качества питательной волы котлов с естественной
циркуляцией |16|
11ормируемый показатель Номинальное давление за котлом МПа
3,9 9,8 13,8
Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более, для котлов: на жидком топливе 5 1 1
на других видах топлива 10 3 1
Концентрация соединений железа, мкг/дм3, не более, для котлов: на жидком топливе 50 20 20
на других видах топлива 100 30 20
Концентрация соединений меди в воде перед деаэрато- 3 ром, мкг/дм , не оо л ее, для котлов: на жидком топливе 10 5 5
па других видах топлива Не нормируется 5 5
Концентрация растворенного кислорода в воде после де- 20 10 10
аэратора, мкг/дм , не более з Концентрация нефтепродуктов, мкг/дм', не оолее 0,5 0,3 0,3
Значение pl 1* 8,5—9,5 9,1 ±0,1 9,1 ± 0,1
Концентрация кремниевой кислоты**, мкг/дм5, не более: для ГРЭС и отопительных ТЭЦ — — 30
для ТЭЦ с производственным отбором — — 60
Концентрация нитритов и нитратов***, мкг/дм3, не более — — 20
* При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значе-
ния pl 1 до 10,5.
** Концентрация кремниевой кислоты нормируется для котлов с номинальным давлением за котлом более
7,0 МПа. При давлении 7,0—9,8 МПа концентрация кремниевой кислоты для ГРЭС и отопительных ТЭЦ должна
быть нс выше 80 мкг/дм3, для ТЭЦ с производственным отбором пара она определяется теплохим вескими испыта-
ниями.
*** Для котлов давлением 7,0—9,8 МПа допустимое содержание нитритов и нитратов ущанавливает АО-энер-
го; для котлов давлением не более 7,0 МПа концентрация нитритов и нитратов не нормируется.
556
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд.7
Таблица 7.4. Нормируемые показатели качества
котловой воды |16]
Нормируемый показатель Давление пара, МПа
3,9 9,8 13,8
з Избыток фосфатов*, мг/дм : чистый отсек солевой отсек, не более Значение pH в солевом отсе- ке**, не более 2—6 30 11,8 2—6 30 11,2 0,5—2,0 12 10,5
* Для котлов без ступенчатого испарения избы-
ток фосфатов должен соответствовать норме для чис-
того отсека в зависимости от давления в котле.
* * Для котлов давлением 9,8 МПа, питаемых хи-
мически очищенной водой, допускается значение pH
продувочной воды не более 11,5.
в солевом отеске
Щфф = (0,5 - 0,7)Що.
Для котлов давлением не более 9,8 МПа в кот-
ловой воде чистого и солевого отсеков между об-
щей щелочностью и щелочностью по фенолфталеи-
ну должно выполнятся соотношение
Щфф>0,5 Що.
В том случае, если при фосфатировании котло-
вой воды нс соблюдаются значения pH и соотноше-
ния между общей и фосфатной щелочностями, оп-
ределяемые нормами ПТЭ, в котловую воду необ-
ходимо вводить раствор едкого натра.
Таблица 7.5. Нормируемые показатели качества
насыщенного (перегретого) пара котлов
с естественной циркуляцией 116|
Нормируемый показатель Давление пара, МПа
3,9 9,8 13,8
з Концентрация натрия, мкг/дм :
для ГРЭС, не более 60 15 15
для ТЭЦ, не более 100 25 5
Значение pH, не менее 7,5 7,5 7,5
Удельная электрическая прово- димость, мкСм/см:
для дегазированной 11-катио- нированной пробы, не более — 0,5 0,3
для Н-катионированной пробы, не более — 1,5 1,0
Содержание кремниевой кислоты для котлов
давлением 7,0 МПа и выше на ГРЭС должно быть
не более 15 мг/дм', на ТЭЦ — не более 25 мг/дм .
Качество перегретого пара после всех уст-
ройств для регулирования его температуры должно
удовлетворять нормам, приведенным в табл. 7 5.
На зарубежных тепловых электростанциях с
барабанными котлами, в частности в США, в ос-
новном используют ВХР с дозированием аммиака в
конденсатно-питательный тракт и фосфатов или
NaOH в котловую воду. Разработаны также нормы
для кислородного ВХР (см. табл. 7.6) [25, 26].
На тепловых электростанциях с прямоточны-
ми котлами применяют следующие основные
типы ВХР: гидразипно-аммиачный, гидразинный,
Таблица 7.6. Нормы качества воды и пара на тепловых электростанциях США с барабанными
котлами с промежуточным перегревом пара для кислородного и аммиачного водно-химических
режимов [25, 26|
Нормируемый показатель Кислородный ВХР Аммиачный ВХР
Доба- вочная вода Пита- тельная вода Котло- вая вода Пере- гретый пар Добавочная вода Питательная вода Котло- вая вода Насы- щен- ный пар Перегретый пар
фос- фаты NaOH фос- фаты NaOH NaOH NaOH фос- фаты NaOH
Концентрация, мкг/дм3:
натрия, не более 3 — 700 3 3 5 — — 1200 2 3 2
хлоридов, не более 3 — 30 3 3 3 — — 400 — 3 2
сульфатов, не более 3 — 30 3 3 3 — — 500 — 3 2
кремниевой кис- лоты, не более 10 — 100 10 10 10 — — 200 10 10 10
железа, не более — 5 — — — — 5 5 — — — —
§7 2]
ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ВОДЫ И ПАРА
557
Окончание табл. 7.6
Нормируемый показатель Кислородный ВХР Аммиачный ВХР
Доба- вочная вода Пита- тельная вода Котло- вая вода Пере- гретый пар Добавочная вода Питательная вода Котло- вая вода Насы- щен- ный пар Перегретый пар
фос- фаты NaOH фос- фаты NaOH NaOH NaOH фос- фаты NaOH
общего орган и- 300 — — 100 300 300 — — — — 100 100
веского углеро- да, не более
кислорода, не — 30—50 5 30—50 100 100 10 10 — — — —
более
Удельная электри- ческая проводи- мость, мкСм/см Не более 0,1 Не более 0,15 Не более 1,5 Не более 0,15 Не более 0,1 Не более 0,1 Не более 0,2 Не более 0,2 6—12 Не более 0,15 Не более 0,3
Значение pH — 9,0— 9,6 8,5— 9,2 9,2— 9,6* 8,8— 9,2** 9,0— 9,6* 8,8— 9,2** 9,4
Концентрация NaOH, мг/дм3 — — — — — — — — KO- KS — — -—
* Конденсатно-питательный тракт не содержит медьсодержащие сплавы.
* * Конденсатно-питательный тракт содержит медьсодержащие сплавы.
кислородно-аммиачный и нейтрально-кислород-
ный. При гидразинно-аммиачном водно-химиче-
ском режиме в конденсатно-питательный тракт до-
зируют гидразин и аммиак: гидразин — для удале-
ния кислорода после деаэратора и аммиак — для
создания определенного значения pH. При гидра-
зидном режиме в конденсатно-питательный тракт
дозируют только гидразин. Нейтрально-кислород-
ный ВХР предусматривает дозирование в конден-
сатно-питательный тракт только кислорода, а ки-
слородно-аммиачный — кислорода и аммиака. При
гидразинно-аммиачном и гидразинном водно-хи-
мических режимах в конденсатно-питательном
тракте в качестве конструкционных материалов
могут использоваться как стали, так и сплавы на ос-
нове меди (латунь). При нейтрально-кислородном
и кислородно-аммиачном водно-химических режи-
мах сплавы на основе меди использовать нельзя,
так как при повышенной концентрации кислорода
увеличивается скорость коррозии латуни.
В табл. 7.7—7.9 приведены нормируемые пока-
затели качества перегретого пара, питательной и
добавочной воды [16].
На электростанциях с прямоточными котлами
на давление пара 14,0 МПа, где очистка всего тур-
бинного конденсата не предусмотрена, концентра-
ция натрия в питательной воде и паре должна быть
не выше 10 мкг/дм3; железа — 20 мкг/дм'; жест-
з
кость питательной воды — 0,5 мкг-экв/дм'.
При ухудшении качества пара прямоточных
котлов давлением 25 МПа в случае увеличения
электрической проводимости до 0,5 мкСм/см и кон-
Таблица 7.7. Нормируемые показатели качества
перегретого пара прямоточных котлов [16]
Нормируемый показатель Значение
з Концентрация нагрия, мкг/дм , не более 5
Концентрация кремниевой кисло- . 3 с ты, мкг/дм , нс более 15
Удельная электрическая проводи- мость, мкСм/см, не более 0,3
Значение pH*, не менее 7,5
* При нейтралыю-кислородном водно-химическом
режиме значение pH допускается не менее 6,5.
Таблица 7.8. Нормируемые показатели качества
питательной воды прямоточных котлов [16]
Нормируемый показатель
Общая жссгкость, мкг-экв/дм3, не более
з
Концентрация, мкг/дм :
натрия, не более
кремниевой кислоты, не более
железа, не более
меди в воде перед деаэратором*, не
более
растворенного кислорода при кисло-
родных водно-химических режимах
растворенного кислорода после де-
аэратора при гидразинно-аммиачном
водно-химическом режиме, не более
Значение
0,2
5
15
10
5
100—400
10
558
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд.?
Окончание табл. 7.8
Нормируемый показатель Значение
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3
Значение pH при водно-химических ре-
жимах:
гид рази н но-ам м иач ны й 9,1 ±0,1
гидразинный 7,7 ± 0,2
кислородно-аммиачный 8,0 ±0,5
нейтрально-аммиачный 7,0 ± 0,5
Концентрация гидразина, мкг/дм3, при
водно-химических режимах:
гидразинно-аммиачный 20—60
гидразинный 80—100
пуск-останов, не более 3000
Концентрация нефтепродуктов (до кон- з денсатоочистки), мкг/дм , не более 0,1
* При использовании в конденсатно-питательном
тракте только сталей или других коррозионно-стойких
материалов концентрация меди должна быть не выше
2 мкг/дм .
з
центрации натрия до 10 мкг/дм блок можно экс-
плуатировать в течение 72 ч; при увеличении элек-
трической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, а
з
концентрации натрия от 10 до 15 мкг/дм' причина
ухудшения качества пара должна быть устранена
не более чем за 24 ч.
Таблица 7.9. Нормируемые показатели качества
добавочной воды для подпитки прямоточных
котлов [16]
Нормируемый показатель Значение, не более
з Общая жесткость, мкг-экв/дм 0,2
Концентрация натрия, мкг/дм3 15
Концентрация кремниевой кисло- ты, мкг/дм3 20
Удельная электрическая проводи- мость, мкСм/см 0,5
На зарубежных тепловых электростанциях для
прямоточных коглов применяют два водно-хими-
ческих режима: гидразинно-аммиачный и кисло-
родный. Нормы качества перегретого пара, доба-
вочной и питательной воды для этих ВХР приведе-
ны в табл. 7.10 [27, 28].
Водно-химический режим одноконтурных
АЭС должен обеспечивать:
целостность защитных барьеров (оболочек твэ-
лов, границ контура теплоносителя, герметичных
ограждений локализующих систем безопасности);
коррозионную стойкость конструкционных ма-
териалов оборудования и трубопроводов в течение
срока эксплуатации АЭС;
минимальное количество отложений на тепло-
передающих поверхностях оборудования и трубо-
проводов;
радиационную безопасность персонала АЭС;
ВХР АЭС должен быть направлен на улучшение ра-
Таблица 7.10. Нормы качества воды и перегретого пара на тепловых электростанциях США
с прямоточными котлами при кислородном н аммиачном водно-химическом режимах |27, 28]
Нормируемый показатель Кислородный ВХР Аммиачный ВХР
Добавоч- ная вода Питатель- ная вода Перегре- тый пар Добавоч- ная вода Питатель- ная вода Перегре- тый пар
Концентрация, мкг/дм3:
натрия, не более 3 — 3 3 — 3
хлоридов, не более 3 — 3 3 — 3
сульфатов, не более 3 — 3 3 — 3
кремниевой кислоты, не более 10 — 10 10 — 10
железа, не более — 5 — — 10 —
меди, не более — — — — 2 —
кислорода — 30—150 — — Не более 5 —
общего органического углерода, не более 300 — 100 300 — 100
Удельная электрическая проводи- мость, мкСм/см, не более 0,1 0,15 0,15 0,1 0,2 0,15
Значение pH — 8,0—8,5 — — 9,0—9,6* 8,0 —9,3** —
* Конденсатно-питательный тракт не содержит медьсодержащих сплавов
** Конденсатно-питательный тракт содержит медьсодержащие сплавы
§7.2]
ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ВОДЫ И ПАРА
559
Таблица 7.11. Требования к качеству воды КМПЦ при энергетическом режиме работы энергоблоков
АЭС |5|
Показатель качества Значение показателя
Нормируемый Кон- трольные уровни Экснлуата- ционные пределы Уровни действия
Первый Второй Третий
Удельная электрическая проводи- мость, мкСм/см Не более 0,3 Не более 0,5 0,5—1,0 1,0—5,0 Не менее 5,0
Значение pH — 6,5—8,0 8,0—8,5 6,0—6,5 8,5—9,0 5,5—6,0 Не менее 9,0 Не более 5,5
Массовая концентрация хлорид-ионов, , 3 мкг/дм Не более 15 Не более 50 50—100 100—150 Не менее 150
Массовая концентрация меди, мкг/дм Не более 10 Не более 15 15—20 20—50 Не менее 50
Массовая концентрация нефтепродук-- 3 тов, .мкг/дм Не более 100 Не более 200 — — —
Диагностический Контрольные уровни
Массовая концентрация, мкг/дм3
кремниевой кислоты Не более 500
железа Не более 20
натрия Не более 15
Примечания: 1 Значения показателей качества представлены для стандартной температуры 25 °C и давле-
ния 0,1 МПа.
2. При удельной электрической проводимости воды менее 0,3 мкСм/см показатель качества pH считают диаг-
ностическим (показание рН-метра— индикаторными).
диационной обстановки, формирующейся при росте
отложений активированных продуктов коррозии.
Методами обеспечения и поддержания ВХР ос-
новного контура энергоблока АЭС с РБМК-1000
являются [5]:
непрерывная очистка части воды контура мно-
гократной принудительной циркуляции (КМПЦ)
при энергетическом режиме работы энергоблока,
в период пуска энергоблока после ремонта или
после частичной разгрузки реактора в период сни-
жения его мощности, а также в стояночных режи-
мах при возможности организации циркуляции во-
ды в контуре;
очистка конденсата турбины и всех потоков
водного теплоносителя, поступающих в конденса-
тор турбины,
подпитка водой требуемого качества;
дегазация конденсата турбины и питательной
воды;
отсос неконденсирующихся газов из конденса-
тора турбины и подогревателей низкого давления и
бойлеров;
пассивация внутренних поверхностей конден-
сатно-питательного тракта и дезактивация КМПЦ
для проведения среднего (капитального) ремонта;
циркуляционная промывка химически обессо-
ленной водой конденсатно-питательного трак га пе-
ред пуском энергоблока после ремонта с подключе-
нием фильтров конденсатоочистки и использовани-
ем линии рециркуляции деаэратор—конденсатор;
циркуляционная промывка химически обессо-
ленной водой КМПЦ перед пуском энергоблока по-
сле ремонта с подключением фильтров установки
байпасной очистки воды КМПЦ.
Нормируемыми показателями качества рабочей
среды являются показатели, соблюдение которых
обеспечивает проектный ресурс безопасной и на-
дежной эксплуатации парогенераторов и оборудова-
ния второго контура без снижения экономичности.
Отклонения нормируемых показателей качества
(табл. 7.11) от предельных значений приводят к на-
рушению нормальной эксплуатации вследствие раз-
вития негативных эффектов, в частности, в результа-
те развития коррозионных повреждений. На АЭС
для нормируемых показателей качества определены
контрольные уровни, эксплуатационные пределы и в
отдельных случаях регламентированы уровни дейст-
вия при отклонениях нормируемых показателей ка-
чества от эксплуатационных пределов, включая опе-
ративное вмешательство персонала в работу систем
обеспечения ВХР, снижение мощности или останов
реактора. Нормируемые показатели необходимо из-
мерять с использованием метрологически аттесто-
ванных методик и средств контроля.
560
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд.7
Нормальная эксплуатация — эксплуатация в
определенных проектом эксплуатационных преде-
лах и условиях
Контрольные уровни — значения показателей
качества, установленные для оперативного контро-
ля, закрепления достигнутого уровня ниже экс-
плуатационных пределов, обеспечения совершен-
ствования ВХР в целях повышения радиационной
безопасности персонала, увеличения ресурса рабо-
ты оборудования, повышения надежности и безо-
пасности его эксплуатации.
Контрольные уровни установлены с учетом ре-
зультатов статистической обработки базы эксплуа-
тационных данных по качеству теплоносителя
АЭС с РБМК-1000 и в соответствии с основным
принципом эксплуатации, который состоит в том,
что АЭС должны работать с минимальным уровнем
вредных примесей в водных средах, достигнутым в
настоящее время на энергоблоках с реакторами
РБМК-1000.
Эксплуатационные пределы — значения пара-
метров и характеристик состояния систем (элемен-
тов) и АЭС в целом, заданных проектом для нор-
мальной эксплуатации (см. табл. 7.11).
Первый уровень действия — предельное значе-
ние нормируемого показателя, при отклонениях от
которого не гарантируется долгосрочная надеж-
ность оболочек тепловыделяющих сборок, обору-
дования и трубопроводов КМПЦ (оборудования и
трубопроводов контура охлаждения СУЗ), поэтому
необходимо изменение режима эксплуатации.
Первый уровень действия предусматривает вы-
яснение причин и корректирующее воздействие для
устранения отклонения нормируемого показателя,
которые должны быть реализованы настолько опе-
ративно, насколько это практически возможно, но
не более чем за 7 сут после фиксации нарушения.
Если отклонения нормируемого показателя за
пределы первого уровня не удается устранить в те-
чение 7 сут после фиксации нарушения при работе
реактора па мощности, необходимо перейти к дей-
ствиям второго уровня.
Второй уровень действия — предельное значе-
ние нормируемого показателя, при отклонении от
которого существенное повреждение оболочек теп-
ловыделяющих сборок, оборудования и трубопро-
водов КМПЦ (оборудования и трубопроводов кон-
тура охлаждения СУЗ) может происходить в тече-
ние короткого периода времени, поэтому необхо-
димо незамедлительное устранение нарушения.
Второй уровень действия предусматривает:
снижение тепловой мощности реактора до 50 %
Аном в соответствии с технологическим регламен-
том эксплуатации АЭС;
при работе энергоблока на сниженном уровне
мощности реактора выяснение причин и корректи-
рующие воздействия для устранения отклонения
нормируемого показателя от эксплуатационного I
предела, которые должны быть реализованы на- I
столько оперативно, насколько это практически I
возможно, но не более чем за 3 сут после фиксации I
нарушения.
Допустимое время работы на сниженном уров-
не мощности составляет 3 сут после фиксации на-
рушения. При невозможности достижения за ука-
занное время значений нормируемых показателей
качества воды КМПЦ, соответствующих эксплуа-
тационным пределам, необходимо перейти к дейст-
виям третьего уровня.
Третий уровень действия — предельное значе-
ние нормируемого показателя качества теплоноси-
теля, при отклонении от которого не допускается
эксплуатация энергоблока.
Третий уровень действия предусматривает:
останов энергоблока с последующим расхола-
живанием в соответствии с технологическим рег-
ламентом эксплуатации АЭС через 4 ч (после под-
тверждения результатов химического анализа).
После реализации второго или третьего уровня
действия производят расследование в соответствии
с требованиями «Положения о порядке расследова-
ния и учета нарушений в работе атомных станций»
(ПНАЭГ-12-005-97).
При внезапном ухудшении качества теплоноси-
теля, выводящем показатели качества на второй
или третий уровни действия, минуя предыдущие,
действия на этих уровнях начинаются с момента
обнаружения нарушения.
При отклонениях значений показателей качест-
ва водной среды от контрольных уровней необхо-
димо набрать статистику отклонений, произвести
анализ источников поступлений примесей и анализ
работы оборудования, выявить источник ухудше-
ния качества и приступить к его устранению.
При работе энергоблока в энергетическом ре-
жиме отклонения нормируемых показателей от
контрольных уровней должны быть устранены в
течение 1 мес. При невозможности приведения
нормируемых показателей качества к контрольным
уровням (по объективным причинам) для установ-
ления новых значений контрольных уровней дол-
жен быть подготовлен отчет с указанием выявлен-
ных причин отклонения и программой корректи-
рующих мероприятий.
В первом контуре двухконтурных АЭС при
работе энергоблока на энергетических уровнях
мощности применяют слабощелочной восстанови-
тельный аммиачно-калиевый ВХР с борной кисло-
той [20].
Водно-химический режим первого контура
должен обеспечивать:
мягкое регулирование реактивности активной
зоны реактора в течение циклов его работы;
§7.2]
ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ, НОРМИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ВОДЫ И ПАРА
561
Таблица 7.12. Нормы качества теплоносителя при работе реактора на энергетических уровнях
мощности |20|
Показатель качества Значение показателя
Нормируемый Допустимое Уровни отклонения от допустимых значений
Первый Второй Эксплуатационный предел
Суммарная концентрация хлорид-иона и Не более 0,1 — 0,1—0,15 Более 0,15
фторид-ио на, мг/дм
Массовая концентрация растворенного Не более 0,005—0,02 0,02—0,1 Более 0,1
, 3 кислорода, мг/дм 0,005
Массовая концентрация растворенного во- 2,25—4,5 4,5—7,2 или 7,2—9,0 или Более 0,9 или
дорода, мг/дм 1,3—2,25 0,5—1,3 менее 0,5
Суммарная молярная концентрация щелоч- Устанавливается дополнительно
ных металлов в зависимости от текущей
концентрации борной кислоты
Диагностический Контрольные уровни
Значение pH 5,8—10,3
Массовая концентрация, мг/дм :
аммиака, не менее 3,0
железа, не более 0,05
сульфат-ио на, не более 0,2
меди, не более 0,02
нитрат-иона, не более 0,2
кремниевой кислоты, не более 0,5
общего органического углерода, 0,5
не более
подавление образования окислительных про-
дуктов радиолиза;
коррозионную стойкость конструкционных ма-
териалов оборудования и трубопроводов в течение
проектного срока эксплуатации АЭС;
минимальное количество отложений на по-
верхностях твэлов активной зоны реактора и паро-
генераторов;
минимизацию накопления активированных
продуктов коррозии.
Мягкое регулирование реактивности активной
зоны реактора осуществляется поддержанием в те-
плоносителе переменной концентрации борной ки-
слоты в зависимости от запаса реактивности актив-
ной зоны реактора.
Подавление образования окислительных про-
дуктов радиолиза обеспечивается поддержанием
концентрации водорода в пределах допустимого
диапазона с помощью непрерывного или периоди-
ческого дозирования аммиака, радиолитически
разлагающегося с образованием водорода и азота.
Снижение интенсивности процессов роста от-
ложений на теплопередающих поверхностях и на-
копления активированных продуктов коррозии на
поверхности обслуживаемого оборудования при
работе под нагрузкой обеспечивается поддержани-
ем суммарной молярной концентрации ионов ще-
лочных металлов (калия, лития и натрия) в соответ-
ствии с оптимальной координируемой зависимо-
стью их от текущей концентрации борной кислоты.
Нормы качества теплоносителя, отклонения от
допустимых значений и эксплуатационный предел
при работе энергоблока на энергетических уровнях
мощности приведены в табл. 7.12.
Суммарную молярную концентрацию щелоч-
ных металлов поддерживают в зависимости от те-
кущей концентрации борной кислоты.
Концентрацию аммиака в теплоносителе под-
держивают на уровне, обеспечивающем концентра-
цию водорода в пределах от 2,25 до 4,5 мг/дм .
Установки очистки теплоносителя, оснащенные
высокотемпературными или ионитными фильтра-
ми, должны работать непрерывно при циркуляции
теплоносителя.
Предусматриваются следующие уровни дейст-
вия при отклонении нормируемых показателей ка-
чества теплоносителя при работе энергоблока на
энергетических уровнях мощности.
Первый уровень —допустимая продолжитель-
ность работы энергоблока на энергетических уров-
нях мощности при отклонении одного или несколь-
ких нормируемых показателей (см. табл. 7.12) в
562
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд 1
Таблица 7.13. Нормы качества продувочной воды парогенераторов «из солевого отсека» при
эксплуатации энергоблока на энергетических уровнях .мощности более 35 % ^10М |21]
Показатель качества Значение показателя
Нормируемый Нормируемое, не более Уровни отклонения от нормируемых значений
Первый Второй Эксплуатацион- ный предел, более
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы, мкСм/см Концентрация, мкг/дм3: 5 5—9 9—15 15
натрия 300 500—1000 1000—1500 1500
хлорид-ионов 100 100—300 300—500 500
сульфат-ионов 200 200—600 600—1000 1000
Диагностический Контрольные уровни
Значение pH при 25 °C 8,5- -9,2
пределах первого уровня действия должна быть не
более 7 сут с момента регистрации отклонения.
При невозможности в течение 7 сут выявить причи-
ны и устранить отклонения нормируемых показате-
лей уровень мощности энергоблока снижают до
50 %. Последующий подъем мощности возможен
только после устранения причин отклонения и вос-
становления показателей до нормируемых значе-
ний (см. табл. 7.12).
Второй уровень — допустимая продолжитель-
ность работы энергоблока на энергетических уров-
нях мощности при отклонении нормируемых пока-
зателей в пределах второго уровня действия долж-
на быть не более 24 ч с момента регистрации откло-
нения. При невозможности в течение 24 ч выявить
причины и устранить отклонения нормируемых по-
казателей требуется планово перевести энергоблок
в состояние «реактор на минимально контролируе-
мом уровне мощности».
Последующий подъем мощности энергоблока
до энергетических уровней возможен только после
устранения причин отклонения и восстановления
нормируемых значений показателей согласно тре-
бованиям табл. 7.11 (кроме водорода).
При превышении нормируемыми показателями
качества теплоносителя эксплуатационных преде-
лов (см. табл. 7.12) энергоблок должен быть плано-
во переведен в «холодное» состояние.
Водно-химический режим парогенераторов
АЭС должен обеспечивать:
минимальное количество отложений на теплооб-
менной поверхности парогенераторов, в проточной
части турбин и конденсатно-питательном тракте;
предотвращение коррозионных и коррозионно-
эрозионных повреждений конструкционных мате-
риалов парогенераторов, оборудования и трубо-
проводов второго контура.
Для второго контура энергоблоков АЭС
с ВВЭР-1000 предусматривается поддержание ВХР
с коррекционной обработкой рабочей среды гидра-
зином и при необходимости дополнительной обра-
боткой аммиаком [21].
В случае снижения pH продувочной воды ниже
нейтрального значения необходима дополнитель-
ная обработка рабочей среды гидроксидом лития.
Нарушением ВХР является отклонение качест-
ва продувочной воды парогенераторов от норми-
руемых значений, не устраненное в течение уста-
новленного времени (табл. 7.13)
Диагностические показатели — это те показа-
тели, которые дополнительно информируют персо-
нал о правильности ведения ВХР и отклонения ко-
торых свидетельствуют о нарушении в работе тех-
нологических систем обеспечения ВХР.
Нормы качества рабочей среды устанавливают-
ся в зависимости от мощности, на которой в дан-
ный период работает энергоблок [21].
Уровни действия при отклонении нормируе-
мых показателей качества рабочей среды при рабо-
те энергоблока на уровнях мощности более 35 %
NH0M совпадают с уровнями действия для реакторов
двухконтурных АЭС.
При снижении мощности энергоблока допуска
ется увеличение в продувочной воде парогенерато
ров концентрации хлорид-ионов, сульфаг-ионов
натрия и удельной электрической проводимости
Н-катионированной пробы, при этом допускается
увеличение нормируемых показателей качества пи
тательной воды до эксплуатационных пределов.
57.3]
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НА ТЭС И АЭС
563
7.2.3. СИСТЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ И МЕТОДЫ
ПОДДЕРЖАНИЯ ВХР
Системы обеспечения и методы поддержания
ВХР должны обеспечивать качество рабочей среды
второго контура согласно нормам [19].
К системам обеспечения ВХР относятся:
химводоочистка (ХВО);
система конденсации и дегазации;
установка очистки турбинного конденсата;
установка коррекционной обработки рабочей
среды второго контура;
деаэраторы;
система продувки парогенераторов;
установка очистки продувочной воды пароге-
нераторов;
система контроля качества рабочей среды вто-
рого контура.
Методы поддержания ВХР включают:
коррекционную обработку рабочей среды;
обработку рабочей среды перед остановом
энергоблока для консервации оборудования второ-
го контура на период останова;
химические промывки парогенераторов;
обеспечение высокой плотности вакуумной
части конденсаторов турбоустановок по охлаж-
дающей воде и воздуху;
предпусковые отмывки химически обессолен-
ной водой конденсатно-питательного тракта.
7.3. ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НА ТЭС
И АЭС
7.3.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ЗАДАЧИ
Химический контроль должен обеспечивать бы-
строе выявление любых отклонений показателей ка-
чества теплоносителя от установленных для кон-
кретного ВХР нормируемых значений и причин
этих отклонении в целях принятия мер по их ликви-
дации.
Объем химического контроля и требования к
нему определяются:
типом установленного оборудования, его со-
стоянием и повреждаемостью;
теплотехнической схемой;
особенностями ВХР;
оснащенностью средствами автоматического
химического контроля.
Изменение показателей качества процессов во-
дообработки и ВХР обусловлено изменением хими-
ческого состава теплоносителя водопарового цикла
(появление присосов охлаждающей воды, качество
ведения процессов водоподготовки, изменение ка-
чества возвратного конденсата, сезонное изменение
качества исходной воды, организация ввода коррек-
тирующих добавок, качество вводимых корректи-
рующих реагентов и т.п.), видом конструкционных
материалов и теплогидравлическими показателями
основного оборудования (пуски, остановы, сброс и
подъем нагрузки, изменение режима горения, тем-
пературы стенок труб поверхностей нагрева, выра-
ботка ресурса основного оборудования и т.д.). По-
этому при создании систем химического контроля
на ТЭС и АЭС необходимо учитывать:
показатели качества процессов подготовки во-
ды и ВХР;
теплотехнические показатели, влияющие на
процессы водоподготовки и ВХР;
вид конструкционных материалов, из которых
изготовлено оборудование.
В настоящее время наиболее широко распро-
странено создание систем химико-технологиче-
ского мониторинга (СХТМ) ВХР и водоподготови-
тельных установок (ВПУ). Цель создания СХТМ —
сбор, обработка и представление оперативному
персоналу ТЭС и АЭС всей необходимой информа-
ции. СХТМ служит:
для диагностики и прогнозирования ВХР в ста-
ционарных и пусковых режимах работы оборудо-
вания ТЭС и АЭС;
своевременного обнаружения отклонений по-
казателей ВХР от установленных норм с фиксаци-
ей времени начала нарушения ВХР, выяснения при-
чины, прогнозирования развития во времени и при-
нятия решения оперативным персоналом по их уст-
ранению;
автоматизированного управления вводом кор-
ректирующих реагентов в теплоноситель;
контроля и управления работой ионообменных
фильтров ХВО (ВПУ).
Система химико-технологическрго мониторин-
га включает три типа показателей:
данные автоматического химического контроля
качества водного теплоносителя и воды по ступе-
ням обработки на ХВО (удельная электрическая
проводимость, pH, содержание растворенного ки-
слорода, содержание водорода, содержание натрия,
содержание продуктов коррозии, окислительно-
восстановительный потенциал);
теплотехнические показатели, влияющие на из-
менение химического состава теплоносителя (рас-
ход воды и пара, температура и т.п.);
данные лабораторного химического контроля,
служащие для определения ряда показателей, в том
числе и не контролируемых средствами автомати-
ческого химического контроля.
Объем химического контроля включает точки
отбора пробы и перечень измеряемых показателей.
Минимально необходимый объем химического
контроля указан в [17, 18, 24] Допускается увели-
чение объема химического контроля ВХР, а также
частоты лабораторных химических анализов тех
показателей, которые на конкретной ТЭС или АЭС
наиболее существенно влияют на надежность и
564
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
1Разд.7
экономичность работы оборудования. Объем хими-
ческого контроля должен пересматриваться не ре-
же 1 раза в 2 года.
С учетом особенностей ТЭС или АЭС разраба-
тывается график химического контроля, который
должен содержать перечень контролируемых па-
раметров и потоков; периодичность отбора проб;
число регистрируемых параметров химического
контроля, измеряемых приборами автоматическо-
го химического контроля (АХК); периодичность
проверки правильности показаний и калибровки
автоматических приборов.
Лабораторный контроль удельной электриче-
ской проводимости и pH в питательной воде, паре
и конденсате, а также в других чистых потоках осу-
ществляют при подключении первичных преобра-
зователей непосредственно к точкам отбора проб с
использованием переносных приборов.
При контроле пусковых режимов продувку им-
пульсных линий проводят в течение 1 мин после ус-
тановления расхода. Контроль качества теплоноси-
теля во время пусков необходимо проводить с мо-
мента заполнения котлас использованием приборов
АХК системы химического контроля, предназна-
ченных для работы в пусковых режимах оборудова-
ния ТЭС или АЭС, или переносных приборов.
В стационарных режимах при нарушениях
норм ПТЭ запись показаний осуществляется 1 раз
в час с указанием времени начала и окончания на-
рушений.
Результаты эксплуатационного химического
контроля и проверочных испытаний обрабатыва-
ются и анализируются как минимум ежемесячно.
Ленты всех самопишущих приборов (для АХК) или
исторические тренды (в ПЭВМ СХТМ) по всем по-
казателям за год должны храниться в химическом
цехе в течение года, а ленты приборов, как и исто-
рические тренды показателей качества питатель-
ной воды и свежего пара, — в течение 10 лет.
7.3.2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ СИСТЕМ
ХИМИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА
Имеющийся отечественный и зарубежный
опыт показывает, что внедрение и широкое исполь-
зование СХТМ позволяет не только получить и со-
брать оперативную и достоверную информацию о
ВХР, но и в значительной мере диагностировать и
прогнозировать развитие событий во времени, что
позволяет своевременно устранять возникшие от-
клонения ВХР, а также приводит к снижению ава-
рийности на ТЭС и АЭС, к уменьшению повреж-
даемости поверхностей нагрева.
При создании СХТМ используют следующие
принципы:
обязательный учет теплотехнических парамет-
ров, влияющих на качество ВХР;
установка наиболее надежных и простых прибо-
ров автоматического химического контроля в наи-
более уязвимых местах пароконденсатного тракта;
обязательное использование и ввод в ЭВМ дан-
ных диагностического сменного и дневного лабо-
раторного контроля;
этапность внедрения СХТМ;
возможность расширения СХТМ;
обязательное использование СХТМ в стацио-
нарных, пусковых и переходных режимах;
максимально возможное использование имею-
щегося на ТЭС и АЭС парка приборов и помеще-
ний АХК;
применение в СХТМ современных технических
средств контроля и управления ВХР;
использование тренажеров, предназначенных
для обучения оперативного персонала и модели-
рующих возможные нарушения ВХР, причины и
методы их устранения;
формирование базы данных по конкретным
ТЭС и АЭС, позволяющей определить «узкие» мес-
та в химической технологии и разработать страте-
гию их ликвидации с использованием СХТМ;
использование математических моделей для
диагностики ВХР;
использование экспертных систем для форми-
рования «совета» оператору при нарушениях ВХР.
При создании и внедрении СХТМ учитывают
несколько факторов
наличие или отсутствие АСУТП на ТЭС или
АЭС;
число пользователей ЭВМ СХТМ в химиче-
ском цехе и на ТЭС или АЭС в целом;
местоположение начальника смены химическо-
го цеха и технолога, занимающегося долговремен-
ным анализом ВХР в дневную смену;
наличие и месторасположение блочных или
групповых щитов АХК;
существующий парк приборов АХК и возмож-
ность их использования в СХТМ;
объем и периодичность аналитического лабора-
торного контроля;
наличие устройств подготовки пробы (УПП) и
местоположение и состояние пробоотборов для ла-
бораторного анализа;
наличие помещений АХК и возможность их ис-
пользования при создании СХТМ;
оснащенность сменных и дневных лабораторий
инструментальными средствами контроля.
Один из вариантов структурной схемы про-
граммно-аппаратного комплекса СХТМ показан на
рис. 7.2. Программно-аппаратный комплекс СХТМ
представляет собой многоуровневую иерархиче-
скую систему, включающую:
контроллеры (первый уровень);
P-3]
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НА ТЭС И АЭС
565
Пользовательские рабочие места
Рис. 7.2. Структурная схема четырехуровневого программно-аппаратного комплекса СХТМ:
АРМ— автоматизированное рабочее место; НСХЦ — начальник смены химического цеха; НЛХЦ — началь-
ник лаборатории химического цеха; НХЦ — начальник химического цеха; НСС — начальник смены станции;
ГИС — главный инженер станции
управляющую ПЭВМ нижнего уровня, пред-
ставляющую собой рабочее место оператора-тех-
нолога (второй уровень);
сервер базы данных (БД), реализованный на
ПЭВМ (третий уровень);
пользовательские рабочие места (число не ог-
раничено), реализованные на ПЭВМ (четвертый
уровень).
Функции системы:
первый уровень — сбор информации с автома-
тических приборов, первичное преобразование и
передача информации на второй уровень;
второй уровень — сбор первичной информа-
ции с контроллеров, ее отображение на экране
ПЭВМ (в виде мнемосхем, таблиц, графиков), а
также трансляция первичной информации на сер-
вер БД; формирование протоколов;
третий уровень — сбор информации с ПЭВМ
второго уровня, поддержание целостности БД, под-
держание режимов обмена информацией с пользо-
вательскими рабочими местами;
четвертый уровень — обработка информации,
получаемой из БД, по необходимым пользова-
тельским алгоритмам (формирование протоколов,
демонстрация переменных в виде графиков по
выбору, а также ввод результатов ручных анали-
зов в БД и т.п.).
Систему химико-технологического мониторин-
га ТЭС используют для сбора информации о со-
стоянии следующего оборудования: конденсатного
тракта, включая конденсатные насосы, подогрева-
телей низкого давления, дренажных баков; пита-
тельного тракта, включая деаэраторы, подогревате-
лей высокого давления; котлов; парового тракта;
добавочной воды химводоочистки; бакового хо-
зяйства; системы охлаждения ротора и статора ге-
нератора.
Схема АХК является одной из основных частей
СХТМ. Схема АХК содержит точки отбора, уст-
ройства подготовки пробы, минимально необходи-
мые приборы АХК, устройство связи с объектом
(УСО), служащее для преобразования аналогового
выходного сигнала приборов в цифровой, средства
вычислительной техники (ПЭВМ), служащие для
сбора, обработки и представления информации о
водном режиме. Минимально необходимый объем
управляемых параметров, включая теплотехниче-
ские, для барабанных котлов показан на рис. 7.3.
Схема АХК для ТЭС с прямоточными коглами
(включая теплотехнические параметры) представ-
лена на рис. 7.4.
К рекомендуемым диагностическим парамет-
рам АХК следует отнести:
содержание натрия непосредственно за блоч-
ной обессоливающей установкой;
значение окислительно-восстановительного по-
тенциала конденсата за подогревателями низкого
давления (ПНД), в питательной воде за последним
по ходу подогревателем высокого давления (ПВД);
содержание кислорода в питательной воде за
последним по ходу ПВД и в свежем паре;
содержание водорода в питательной воде за по-
следним по ходу ПВД, в паре за нижней радиацион-
ной частью (НРЧ) и в свежем паре перед турбиной;
566
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ контроль и обработка воды на электростанциях
Рис. 7.3. Принципиальная схема АХК в СХТМ ТЭС с барабанными котлами:
КО — конденсатоочистка; БНТ — бак низких течек; ЬОВ — бак обессоленной воды; ДХОВ — деаэратор
химически обессоленной воды; К — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПСГ — подогреватель сетевой
горизонтальный; ДВД — деаэратор высокого давления; ПЭН— питательный насос; Т — турбина; СУПП —
система унифицированная подготовки пробы, X — общая удельная электрическая проводимость; D — расход,
А'и — удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы; СК — концентрация продуктов
коррозии; * — параметры, контролируемые в соответствии с [24] (остальные параметры — с учетом пусковых
режимов)
удельную электрическую проводимость пара за
встроенной задвижкой.
Рекомендуемый объем теплотехнического кон-
троля в СХТМ на ТЭС с прямоточными котлами
должен включать:
расход подпиточной воды ХВО, конденсата че-
рез фильтры блочной обессоливающей установки
(БОУ), впрыска, питательной воды и пара; выпар
деаэратора;
температуру конденсата до БОУ, конденсата за
ПНД, питательной воды за ПНД, свежего пара;
температуру стенок НРЧ;
электрическую нагрузку блока.
Минимально необходимый объем АХК, реко-
мендуемый для второго контура АЭС с реактором
ВВЭР-440 или ВВЭР-1000, представлен на рис. 7.5.
Рекомендуемый объем оперативного лабора-
торного химического контроля водно-химического
режима ТЭС с прямоточными котлами (п/к) пред-
ставлен на рис. 7.6, с барабанными котлами (б/к) —
на рис. 7.7.
С учетом важности пусковых режимов в обес-
печении надежности и экономичности работы обо-
рудования СХТМ должна быть включена с момента
заполнения котла водным теплоносителем. Реко-
мендуемый объем химического контроля, включая
приборы АХК, при пуске блоков с прямоточными
котлами приведен в табл. 7.14.
Объем автоматического и лабораторного кон-
троля при пуске энергоблока с барабанными кот-
лами показан на рис. 7.8
7.3.3 ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО
ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
В основе действия автоматических лаборатор-
ных приборов химического контроля, используемых
на ТЭС и АЭС, лежат амперометрические (опреде-
ление содержания кислорода и водорода в тепло-
носителе), потенциометрические (измерение pH,
pNa, окислительно-восстановительного потенциа-
ла), кондуктометрические (измерение общей кати-
онной электрической проводимости), фотоколори-
п.3)
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НА ТЭС И АЭС
567
Рис. 7.4. Принципиальная схема АХК в СХТМ ТЭС с прямоточными котлами:
ДБ— дренажный бак; БЗК— бак запаса конденсата; КН — конденсатный насос; СРЧ— средняя радиационная
часть; Ш— ширма; ВЗ— встроенная задвижка; ВРЧ— верхняя радиационная часть; * — параметры, контро-
лируемые в соответствии с [24] (остальные параметры -— с учетом пусковых режимов)
метрические (определение жесткости, содержание
фосфатов, продуктов коррозии, кремниевой кисло-
ты, аммиака, гидразина и т.п.) и пламяфотометриче-
ские методы измерения.
При использовании потенциометрических ме-
тодов анализа определяют активную концентра-
цию контролируемых ионов по изменению разно-
сти электрических потенциалов двух помещенных
в анализируемый раствор электродов, один из кото-
рых является индикаторным, а другой — электро-
дом сравнения (с постоянным потенциалом). По-
тенциал индикаторного электрода в общем виде
описывается уравнением Нернста
£и.э. = £o + *lgc,
где Eq — стандартный потенциал электрода; к =
= RT/(nF) — крутизна электродной функции; R —
газовая постоянная; Т — температура; F — число
Фарадея; п — заряд потенциалопределяющего ио-
на; с — концентрация иона (на практике применя-
ется допущение о равенстве концентрации актив-
ности ионов в измеряемом растворе).
Как следует из уравнения, при изменении тем-
пературы раствора изменяется крутизна электрод-
ной функции. При измерении pH необходимо ис-
пользовать термокомпенсацию.
При измерении содержания натрия (pNa) и ак-
тивной концентрации ионов водорода (pH), харак-
теризующей кислотные и щелочные свойства рас-
творов, наиболее широкое применение получили
ионоселективные электроды.
Чувствительную часть стеклянного электрода
изготавливают в виде стеклянной мембраны (шари-
ка). При погружении электродов в раствор начина-
ется перемещение подвижных ионов в направле-
нии раствора с более низкой активностью этих ио-
нов. Ионы несут заряд, поэтому в мембране возни-
кает потенциал, препятствующий дальнейшему пе-
ремещению ионов. При установившемся равнове-
сии потенциал внутри мембраны соответствует
значению, необходимому для предотвращения дви-
жения ионов. Для измерения мембранного потен-
циала с внутренним раствором создают контакт с
помощью вспомогательного электрода, а с внеш-
ним — с помощью электрода сравнения.
Стеклянный электрод перед нахождением pH
исследуемого раствора должен быть предваритель-
но откалиброван.
Кондуктометрический метод. В растворах
электролитов электрические заряды переносятся
ионами. Способность раствора проводить электри-
ческий ток характеризуется его электрическим
568 ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд.1
If
г
г
I
Рис. 7.5. Рекомендуемый минимальный объем химического контроля для второго копчура АЭС
с ВВЭР-440 или ВВЭР-1000:
Д — деаэратор; ПГ — парогснсротор; С ВО — спецводоочистка
пег
Рис. 7.6. Объем оперативного сменного ручного контроля на ТЭС с прямоточными котлами
§7.3]
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НА ТЭС И АЭС
569
Рис. 7.7. Объем оперативного сменного ручного контроля на ТЭС с барабанными котлами:
СО — солевой отсек
сопротивлением или обратной величиной — элек-
трической проводимостью. Электрическая прово-
димость растворов зависит от физико-химических
свойств растворителя и растворенного вещества:
концентрации и подвижности находящихся в рас-
творе ионов, зарядов ионов, температуры и вязко-
сти растворителя и других факторов. По электриче-
ской проводимости раствора можно количественно
определить концентрацию растворенного вещест-
ва. Измерение электрической проводимости рас-
творов называется кондуктометрией.
Электрическое сопротивление проводника, Ом,
в электротехнике выражается формулой
7?э = pL/S = Lf(XS),
где У—удельная электрическая проводимость 1/р,
мкСм/см; L — длина проводника, см; S — площадь
2
поперечного сечения проводника, см .
Таблица 7.14. Объем химического контроля при пуске блоков с прямоточными
котлами |12, 18, 24]
Технологический этап Место отбора пробы Прибор АХК Ручной анализ
Деаэрация (БЗК — К — КН 1 — бай- пас БОУ — ННД — Д — К) За деаэратором Кислородомер О2 (1 раз в 30 мин)
Холодная отмывка на сброс (БЗК — К — КН 1 — байпас БОУ — ННД — деаэратор — котел до ВЗ — сброс) До ВЗ Кондуктометр с предвключен- ной Н-колопкой Жо (1 раз в 30 мин) Fe (I раз в час)
Включение БОУ За БОУ До БОУ Кондуктометр, pNa-мер Кондуктометр с предвключен- ной Н-колонкой Жо, SiO2, Fe В момент включе- ния БОУ при ухуд- шении качества питательной воды
570
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Окончание табл.
Технологический этап Место отбора пробы Прибор АХК Ручной авалю 1
Холодная отмывка по замкнутому контуру (К — КН I — БОУ — ПНД — Д — котел до ВЗ — К) Питательная вода Кондуктометр с предвключен- ной Н-колонкой, рН-метр Жо (1 раз в час| 1 Fe (1 раз в 30 м* 1
Горячая отмывка Питательная вода До ВЗ Свежий пар Кондуктометр с предвклю- ченной Н-колонкой, рН-метр Кондуктометр с предвключен- ной Н-колонкой То же, рН-метр, pNa-мер Жо, SiO2, Fe I (1 раз в час) 1 Жо, Fe ! (1 раз в час) 1 SiO2, Fe (1 раз в час) |
Включение в сеть, набор нагрузки Конденсат турбин Обессоленный кон- денсат Питательная вода Свежий пар Кислородомер, кондуктометр с предвключенной Н-колонкой Кондуктометр с предвключен- ной Н-колонкой, pNa-мер Кондуктометр с предвключен- ной Н-колонкой, рН-метр, pNa-мер То же Жо (1 раз в час) ' SiO2 (1 раз в час) Жо, SiO2 (1 раз в час) Fe (I раз в 2 часа) SiO2 (1 раз в час) Fe (1 раз в 2 часа)
Отмывка парового пространства Конденсат греющих паров ПНД, ПВД Конденсат греющих паров ПСГ Кондуктометр с предвключен- ной Н-колонкой Жо, SiO2, Fe (1 раз в час) Жо (1 раз в час), SiO2 (I раз в 2 часа)
Рис. 7.8. Объем автоматического н лабораторного
контроля при пуске энергоблока с барабанными
котлами:
♦ — параметры, контролируемые автоматически или
с использованием переносных диагностических прибо-
ров (периодичность контроля: X — I раз в час; О?, Н2,
pH — 1 раз в 30 мин); остальные параметры определя-
ются методами лабораторного контроля с периодично-
стью 1 раз в час
УПП
§7.3]
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НА ТЭС И АЭС
571
Удельная электрическая проводимость (УЭП)
электролита X представляет собой электрическую
проводимость раствора, находящегося между на-
раллельными электродами площадью 1 см , от-
стоящими один от другого на расстоянии 1 см. Еди-
ница электрической проводимости — сименс (См).
В кондуктометрии растворов небольшой концен-
трации обычно используют значение, уменьшен-
ное в 106 раз, — микросименс (мкСм). Единица
удельной электрической проводимости при этом —
мкСм/см.
Удельная электрическая проводимость раство-
ров зависит от температуры самих растворов, эта
зависимость выражается формулой
А'25=Х,/(1 + a(z-25)),
где ^25 — удельная электрическая проводимость
электролита, приведенная к 25 °C; z— температура
раствора; Xt — удельная электрическая проводи-
мость электролита при данной температуре Z; ос —
температурный коэффициент.
Кондуктометры состоят из чувствительного
элемента (датчика) и измерительного преобразова-
теля, соединенных в общую электрическую цепь.
К электродам чувствительного элемента приклады-
вается низкое переменное напряжение. Протекаю-
щий при этом в электрической цепи ток зависит от
сопротивления жидкости, заполняющей чувстви-
тельный элемент. Этот ток измеряется преобразо-
вателем со шкалой, отградуированной в единицах
удельной электрической проводимости.
Фотоколориметрический метод основан на
законе Л амберита—Бера. При введении определен-
ных реагентов измеряемое вещество образует окра-
шенный комплекс и в зависимости от концентра-
ции вещества изменяется оптическая плотность
раствора образовавшегося соединения.
Оптическая плотность раствора связана с ин-
тенсивностью падающего и поглощаемого света.
Пламяфотометрический метод основан па
возбуждении атомов определяемого вещества вы-
сокой температурой. Возбужденные атомы, возвра-
щаясь в нормальное состояние, излучают свет с
вполне определенной спектральной характеристи-
кой. Интенсивность измеряемого излучения опре-
деляется не только концентрацией вещества, но и
другими факторами: количеством раствора, темпе-
ратурой пламени, расположением пламени относи-
тельно измерителя и т.п., поэзому перед определе-
нием требуется проводить калибровку прибора без
изменения условий измерения.
Устройство для отбора и подготовки проб
должно включать следующие элементы: пробоот-
борный зонд; коренной запорный вентиль; регули-
рующий вентиль; холодильники; дроссельное уст-
ройство; регулировочный вентиль отбора проб;
пробоотборную линию; датчики температуры и
расхода; пробоогборный шкаф.
Пробоотборная линия должна иметь минималь-
ную длину, не иметь изгибов и горизонтальных
участков. Установленные холодильники должны
обеспечивать температуру пробы на выходе не бо-
лее 40 °C. Все детали, соприкасающиеся с измеряе-
мой средой, должны быть выполнены из нержавею-
щей стали. Диаметр пробоотборной линии не более
10 мм. Количество отбираемой пробы не менее
250 см3, а при отборе па продукты коррозии не
з
менее 500 см . Для уменьшения транспортного за-
паздывания длина пробоогборпых линий должна
быть минимальной. При эксплуатационных режи-
мах продувка пробоотборных линий для ручного
отбора пробы производится 1 раз в декаду.
7.3.4. ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИМЕНЯЕМЫХ СРЕДСТВ
И МЕТОДОВ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ,
УСТРОЙСТВ СВЯЗИ С ОБЪЕКТОМ И СРЕДСТВ
ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
В табл. 7.15 приведены характеристики серий-
но выпускаемых приборов, используемых во всех
режимах работы ТЭС. Приборы, применяющиеся в
пусковых и переходных режимах, должны иметь
более широкий диапазон измерения по сравнению
с приборами, использующимися в стационарных
режимах.
В табл. 7.16 приведены характеристики основ-
ных методов лабораторного контроля, применяе-
мых для определения различных примесей на ТЭС
и АЭС. Погрешность методик измерения (см.
табл. 7.15, 7.16) дана без учета погрешности канала
измерения, включающего пробоогборные устрой-
ства и устройства подготовки пробы.
Техническое обеспечение системы:
средства контроля должны иметь токовый уни-
фицированный выходной сигнал (от 0—5 до 4—
20 мА), на первом этапе внедрения допускается ис-
пользование эксплуатируемых в настоящее время
средств АХК с нестандартным выходным сигналом
с последующей заменой их современной техникой;
погрешность приборов химического контроля
должна быть не хуже 5 %;
показания автоматических приборов химиче-
ского контроля следует регистрировать с помощью
ПЭВМ; возможно дополнительное использование
многоточечных регистрирующих приборов;
в системе должны использоваться устройства
подготовки пробы.
Объем замены аппаратуры в СХТМ зависит от
периода эксплуатации:
датчики химического контроля после 10 лет
эксплуатации подлежат замене на 50—60 %, а по-
сле 15 лет — на 100 %;
572
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Таблица 7.15. Рекомендуемые приборы химического контроля |12, 14]
Прибор, единица измерения Реальный диапазон изменения Погреш- ность прибора Диапазон измерения Изготовитель
б/к п/к
Кондуктометр авто- матический, мкСм/см 0,3—10 000 6 диапазонов 0,05—10 3 диапазона Менее 5% 0—10 000 ООО «НПП Техноприбор», г. Москва
Кондуктометр лабо- раторный, мкСм/см 0,1—10 000 0,05—100 Менее 2% 0,01—10 000 ПК «Кварц», г. Санкт-Петербург
Кислородом ср, з мкг/дм 0—10 000 0—10 000 Менее 5% 0—50 0—100 0—1000 0—10 000 ООО «НПП Техноприбор», г. Москва, ООО «ВЗОР», г. Н. Новгород, ООО «Альфа-Бас- сенс», г. Москва
Кнслородомер лабо- з раторный, мкг/дм 0—10 000 3 диапазона 0—10 000 8 диапазонов Менее 5% 0—20 000 ООО «ВЗОР», г. П. Новгород, ООО «Альфа-Бассенс», г. Москва
Натримср автомати- ческий, мкг/дм3 0—10 000 0—10 000 Менее 5% 0—10 000 ООО «НПП Техноприбор», г. Москва
Натример лаборатор- , 3 ныи, мкг/дм 0—10 000 0—10 000 Менее 5% 0—10 000 »
pH/Redox-метр авто- 5—12 6—10 ±0,05 0—14 ООО «НПП Техноприбор»,
магический ± 500 мВ ± 500 мВ ±2 мВ ± 1000 мВ г. Москва, ПК «Кварц», г. Санкт- Петербург, НПП ЭКОНИКС, г. Москва
Водородомер автома- з тическии, мкг/дм 0—500 0—500 Менее 5% 0—1000 ООО «ВЗОР», г. Н. Новгород, ООО «Альфа-Бассенс», г. Москва
Водородомер лабора- торный, мкг/дм 0—500 0—500 Менее 5 % 0—1000 »
Фотоколориметр ла- бораторный SЮ2 0,05—-500 мг/дм' РО4 0,1—100 мг/дм3 Си 0,1—500 мкг/дм3 Fe 2—500 мкг/дм3 NH3 10—1000 мкг/дм3 1 % ООО «НПП Техноприбор», г. Москва
Таблица 7.16. Основные методы лабораторного контроля [9, 12, 15]
Контролируемый показатель Метод определения Диапазон измерения Погрешность измерения Время одного измере- ния, мин, менее Применяе- мое средство измерения
Сухой остаток Выпаривание — ± 1 мг/дм — Весы
Солесодержание без упаривания Кондуктометрический 0-—1000 мг/дм3 з ± 1 мг/дм 2 Кондукто- метр
Солесодержание с упариванием » 0—1000 мг/дм3 ± 0,03 мг/дм3 30 То же
Концентрация шлама Фильтрование 0—100 мг/дм3 , - , 3 ± 1 мг/дм 30 Весы
Прозрачность Визуальный по шрифту ± 90 % ± 1—2 см 2 —
Окисляемость перман- ганатная Объемный з 0—50 мг/дм ±0,25 мг/дм3 30 Т итратор
Концентрация масел Массовый с экстракцией 0—100 мг/дм3 з ± 1 мг/дм — —
нефтепродуктов Колориметрический с экстракцией 0—100 мг/дм3 ± 0,1 мг/дм3 30 Фотоколо- риметр
§7.3]
ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ НА ТЭС И АЭС
573
Окончание табл. 7.16
Контролируемый показатель Метод определения Диапазон измерения Погрешность измерения Время одного измере- ния, мин, менее Применяе- мое средство измерения
Содержание кисло- Объемный 0—10 мг/дм3 ± 0,05 мг/дм3 10 —
рода Колориметрический (индигокарминовый, ме- тиленовый голубой) 20—200 мкг/дм3 з 5—80 мкг/дм' ± 0,05 мкг/дм3 10 —
Жесткость Объемный Более 5 мкг-экв/дм3 з Более 20 мкг-экв/дм ± 40—45 % ± 5 % 5 —
Визуально колориметри- ческий з 0,2—5,0 мкг-экв/дм 10—15 % 5 —
Щелочное гь Объемный з 0—10 мкг-экв/дм з ± 0,2 мкг-экв/дм 4 —
pH Потс и цио метрический 0—14 ±0,05 10 рН-метр
Концентрация натрия » 0,1—10 000 мкг/дм3 3 % 10 Иономер
Пламяфотометрический 5—50000 мкг/дм3 ± 10% 10 Пламяфото- метр
Содержание железа Сульфосалициловый 0,5—5 мкг/пробу 5—10 мкг/пробу 10—100 мкг/пробу ± 10% ± 3 % ±2% 30 Фото коло- риметр и спектрограф
Содержание меди Спектрофотометриче- ский 0,5—50 мкг/пробу 5—10 мкг/пробу 10—50 мкг/пробу 10% 1 % 30 Спектрофо- тометр
Содержание кремние- вой кислоты Фотоколориметриче- ский с купризоном 0—1000 мкг/дм3 0,5 % 15 Фото коло- риметр
Содержание гидра- зина Фотоколориметриче- ский с ПДБА 0,2—0,5 мкг/пробу 0,5—1 мкг/пробу 1—3 мкг/пробу 3—8 мкг/пробу ± 50 ±40 ± 15 ±5 15 То же
Содержание фосфатов Фотоколориметриче- ский Менее 20 мкг/пробу 20—200 мкг/пробу ± 10 ±3 10 »
Содержание хлорид- ионов Фотоколориметриче- ский Объемный 0—100 мкг/дм3 0—100 мг/дм3 ± 0,03 мкг/м3 ± 0,5 мг/дм3 10 10 »
Содержание сульфат- ио но в Колориметрический 0—100 мг/дм3 ± 0,5 мг/дм3 10 »
Содержание аммиака Фотоколориметриче- ски й 0—2000 мг/дм3 ± 0,05 мг/дм3 5 »
Содержание нитрат- ионов То же 0—100 мг/дм3 ± 0,2 мг/дм3 5 »
Содержание нитрит- ионов » 0—10 мг/дм3 з ± 1 мг/дм 5 »
574
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд.?
информационно-вычислительные системы по-
сле 10 лет эксплуатации требуют замены на 60 %, а
после 15 лет — на 100 %.
7.4. ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
7.4.1. ПОДГОТОВКА ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ
Предочистка. Поверхностные воды требуют
до проведения основной стадии обработки предва-
рительной очистки (предочистки), в результате ко-
торой вода освобождается от грубодисперсных и
коллоидных примесей при их коагуляции; при из-
вестковании происходят снижение щелочности, де-
карбонизация, частичное умягчение и снижение со-
лесодержания воды. При совмещении процессов
коагуляции и известкования полнее удаляются
взвешенные и органические вещества, соединения
кремния и железа. Осветлительные фильтры, также
входящие в состав системы предочистки и устанав-
ливаемые за осветлителями, обеспечивают содер-
жание ГДП в обработанной воде менее I мг/дм3.
Методы предварительной обработки исходной
воды в зависимости от ее качества приведены в
табл. 7.17
Осветление и обесцвечивание вод различного
состава при коагуляции сульфатом алюминия или
оксихлоридом алюминия достигается при следую-
щих значениях pH: для мягких цветных вод (менее
50 град) щелочностью до 1,5 мг-экв/дм3 — 5—6;
для вод с цветностью до 40 град, жесткостью
3 3
5 мг-экв/дм и щелочностью 3—4 мг-экв/дм —
6—7,2; для малоцветных вод жесткостью 6—
3 3
8 мг-экв/дм , минерализацией 800—1000 мг/дм и
з
щелочностью более 5 мг-экв/дм — 6,5—7,5.
Для интенсификации процесса хлопьеобразо-
вания и осаждения взвешенных частиц использу-
ют флокулянты — линейные полимеры с цепочной
формой макромолекул длиной сотни нанометров.
В табл. 7.18 представлены отечественные флоку-
лянты, применяемые в системах водоподготовки
Флокулянт ВА-2 в отличие от минерального коагу-
лянта не увеличивает солесодержанис, не изменя-
ет pH воды, не усиливает ее коррозионных
свойств.
Известкование рекомендуется применять при
щелочности исходной воды более 2,0 мг-экв/дм3
и малой разности между ее Жо и Що. При совмеще-
нии коагуляции и известкования воды, когда pH >
> 9, в качестве коагулянта применяют FeSO4.
Показатели качества известкованной воды,
мг-экв/дм3, принимают следующие значения:
СТ = Щ7 = 0,7; Ж°ст = 0,7 +
+ Ж^ + Дк, где Дк — доза сернокислого железа
для коагуляции; содержание ГДП менее 10 мг/дм3
з
Доза 100%-ной извести ДСаО, г/м , вычисляется
по формуле ДСа0 = 28(ЩИСХ + ЖМ{, + + CFe +
+ Дк + 0,25), где Щисх, ЖМё, CCq2 , CFe — концен-
трация примесей в обрабатываемой воде; 0,25 —
з
избыток извести, мг-экв/дм .
Для реализации технологии известкования раз-
работан нормальный ряд осветлителей, основные
характеристики которых приведены в табл. 7.19.
Подогрев воды перед осветлителями должен произ-
водиться до температуры 30—40 °C, колебания
температуры воды на входе во избежание наруше-
ния шламового слоя допускаются в пределах± 1 °C.
Для коагуляции применяют осветлители нормаль-
ного ряда (ВТИ-И) с коэффициентом снижения
Таблица 7.17. Методы предочистки [9]
Качество исходной воды Метод обработки Основное оборудование
Содержание взвешенных веществ з до 50 мг/дм , окисляемость менее 15 мг/дм3 О2 Фильтрование Осветлительные (механические) фильтры с загрузкой антрацитом или кварцевым пес- ком, высота слоя загрузки Ясл < 1 м
Содержание взвешенных веществ до 100 мг/дм', окисляемость менее 15 мг/дм' О2 » Механические фильтры с двухслойной за- грузкой: 1) кварцевый песок (<73 = 0,5— 1,2 мм; Нсл = 0,7—0,8 м; 2) дробленый ан- трацит d3 = 0,8—1,8 мм; Нсп = 0,4—0,5 м
Содержание взвешенных веществ более 100 мг/дм3, окисляемость более з з 1э мг/дм' О2, Жк > 2 мг-экв/дм' Коагуляция в осветлителе, фильтрование Осветлитель для коагуляции с последую- щим фильтрованием на однослойных освет- лительных фильтрах
Содержание взвешенных веществ более 100 мг/дм', окисляемость более 3 3 15 мг/дм О2, Жк > 2 мг-экв/дм Совмещение известко- вания с коагуляцией в осветлителе, фильт- рование То же
§74]
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
575
Таблица 7.18. Свойства флокулянтов |4]
Флокулянт Флокулирующие свойства Назначение Доза флокулянта, г/м
Полиакрил- В нейтральной, слабокислой и Ускоряет хлопьеобразо- 0,4—10 при содержании
амид (ПАА) слабощелочных средах дейст- вует как неионный полимер ванне; повышает ско- рость фильтрования; по- нижает остаточные кон- центрации коагулянтов в очищенной воде; способ- ствует снижению дозы коагулянта в зимнее время ГДП 501—1000 г/м3; 0,6—0,4 при содержании ГДП 101—500 г/м3, цветности 20—60 град; 1,0—0,6 при содержании ГДП 11—100 г/м3, цветности 30—100 град; 1,5—1,0 при содержании ГДП 10 г/м3, цветности 50 град Наиболее сильное флокулирую- щее действие проявляется при добавлении ПАА 0,1—5,0 г/м'
Четвертич- Катионный флокулянт обладает Ускоряет процесс освет- В одноступенчатых схемах е кон-
ные соли на положительно заряженным мак- ления, особенно при низ- тактными осветлителями или
основе поли- роионом; вызывает флокуляцию ких температурах воды, кру п нозе р н и сты м и ф и л ьтрам и;
винилтолуо- отрицательно заряженных взве- когда процесс коагуля- оптимальная доза 0,4—1,0 %
ла(флокулянт сей без добавки пеорганическо- ции замедляется; приме- массы твердой фазы или 1 мг
ВА-2) го коагулянта; способствует снижению цветности в окрашен- ных природных водах некие флокулянта эф- фективно при обработке мутных и цветных вод на 7—10 град цветности (для осветления мутных вод)
Таблица 7.19. Нормальный ряд осветлителей для известкования |11|
Показатель Типы осветлителей нормального ряда ВТИ и их шифры
63 И 100 И 160 И 250 И 400 И 630 И 1000 И
Диаметр, м 4,25 5,5 7 9 11 14 18
Площадь сечения зоны осветления, м П.З 19,5 31 53 80 135 225
Общий объем, м' 76 133 236 413 650 1240 2127
Общая высота, м 8,0 8,45 9,65 10,7 11,9 14,6 16,5
п 3/ Производительность, м /ч 63 100 160 250 400 630 1000
Скорость подъема в зоне зашламления, м/ч 5,65 5,45 5,21 5,0 5,15 5,17 4,8
Скорость подъема в зоне осветления, м/ч 4,52 4,35 4,18 4,0 4,12 4,1 3,9
Высота зоны осветления, м 1,9 1,9 1,95 2,1 2,2 2,3 2,5
Время пребывания воды в осветлителе, ч 1,2 1,33 1,47 1,65 1,63 1,97 2,13
Масса металла, т 8,0 13,6 19,4 32,5 55,0 88,7 147,0
Нагрузочная масса, т 84 170 280 480 705 1400 2350
производительности 0,7, определяемым соотноше-
нием удельной массы шламов, получаемых при из-
вестковании и коагуляции.
Завершающей технологией осветления воды
на предочистке является фильтрование. В установ-
3
ках производительностью менее 300 м /ч применя-
ют напорные однопоточные фильтры, загружен-
ные дробленым антрацитом с размером частиц
0,6—1,4 мм. На ВПУ большой производительности
следует устанавливать двух- или трехкамерные ос-
ветлительные фильтры.
Сорбционные угольные фильтры используют
в схемах обезмасливания сточных вод и произ-
водственных конденсатов, а электромагнитные
фильтры — в схемах обезжелезивания турбинных
конденсатов (табл. 7.20).
Основные технологические данные для расчета
осветлительных фильтров приведены в табл. 7.21.
ФСУ загружаются активированным углем (марок
БАУ, КАД и др.) с размером зерен 1—3,5 мм насып-
з
ной массой 200—250 кг/м . Сорбционная емкость
активированного угля по «маслам» составляет око-
ло 25 % его сухой массы. Взрыхление ФСУ произ-
водится 1 раз в 10—15 сут в течение 5—10 мин с ин-
2
тенсивностью 3—4 л/(с • м ) Содержание масла в
з
фильтрате ФСУ в среднем не превышает 0,5 мг/дм .
При эксплуатации электромагнитных фильтров
(ЭМФ) контролируют эффективность обезжелези-
576
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Таблица 7.20. Характеристики осветлительных и сорбционных фильтров [2|
Типоразмер* Диаметр фильтра, мм Высота слоя, мм п 3, Производительность, м /ч Масса фильтра, кг
ФОБ-1,0-0,6 1000 1000 10 780
ФОБ-1,4-0,6 1400 1000 16 1265
ФОВ-2,0-0,6 2000 1000 30 2400
ФОВ-2,6-0,6 2600 1000 50 4000
ФОВ-3,0-0,6 3000 1000 70 5300
ФОВ-3,4-0,6 3400 1000 90 6700
ФОВ-2К-3,4-0,6 3400 900x2 180 10 600
ФОВ-ЗК-3,4-0,6 3400 900x3 270 14 700
ФСУ-2,0-0,6 2000 2500 20 2750
ФСУ-2,6-0,6 2600 2500 40 4290
ФСУ-3,0-0,6 3000 2500 50 5750
ФСУ-3,4-0,6 3400 2500 60 6900
ЭМФ-1,1-1,0/1000 1100 1300 1000 8636
* Ф — фильтр; О — осветлительный; В — вертикальный; 2К — двухкамерный; ЗК — трехкамерный; С —
сорбционный; У — угольный; ЭМ — электромагнитный; первая цифра — условный диаметр, м; вторая — рабочее
давление, МПа.
вания, перепад давления. Показателем завершения
рабочего цикла является увеличение перепада дав-
ления более 0,15 МПа и снижение степени обезже-
лезивания (менее 30 %). Средняя продолжитель-
ность рабочего цикла ЭМФ в нормальном режиме
составляет 16—20 сут.
Водоподготовительные установки. Перечень
основных схем обработки воды различных типов
на ТЭС и АЭС и области их применения приведены
в табл. 7.22.
Производительность ВПУ для подпитки котлов
на ТЭС принимается равной 3 % суммарной номи-
нальной производительности котлов и расхода па-
ра, отдаваемого на производство, за вычетом 50 %
возвращаемого конденсата в расчетном варианте.
При использовании мазута с учетом потерь пара на
его разогрев производительность ВПУ увеличивает-
ся на 0,15 т на 1 т сжигаемого мазута. Блочные испа-
рительные установки должны дополняться обще-
станционной испарительной или химически обессо-
ливающей установкой производительностью 50 т/ч.
Производительность ВПУ для подпитки тепло-
вых сетей в закрытых сетях теплоснабжения при-
нимают равной 0,75 % объема воды в тепловых се-
тях и 0,5 % объема транспортных магистралей; в
открытых системах теплоснабжения в дополнение
к потерям воды в аналогичных закрытых сетях до-
бавляют расчетный среднечасовой расход воды на
горячее водоснабжение за отопительный период.
В отсутствие фактических данных по емкости се-
тей (их объему) ее принимают из расчета 50—65 м3
на 1 Гкал/ч (1,16 МВт).
Производительность ВПУ для АЭС принима-
ют равной 1,5% номинальной паропроизводи-
тельности.
Обработка воды методами ионного обмена
осуществляется ее фильтрованием через слой ио-
нита — высокомолекулярного синтетического ве-
щества, способного поглощать из обрабатываемой
воды ионизированные примеси и отдавать в рас-
твор эквивалентное количество других ионов, вве-
денных предварительно в состав ионита. Ионооб-
менные материалы, способные к обмену катиона-
ми, называются катионитами и используются при
обработке воды в исходных Н-, Na- и МН4-формах;
способные к обмену анионами — анионитами и
применяются обычно в ОН-форме и реже в Cl-фор-
ме. В зависимости от состава активных обменных
групп типы ионитов различают по кислотности
(или основности), катиониты подразделяют на
сильно-, средне- и слабокислотные, аниониты — на
сильно-, средне- и слабоосновные. По своим техно-
логическим свойствам они существенно различа-
ются (табл. 7.23).
Метод обработки воды Na-катионированием
основан на пропуске обрабатываемой воды через
слой Na-катионита, для чего катионит предвари-
тельно регенерируют NaCl (или Na2SO4 по специ-
альной технологии). Из обрабатываемой воды уда-
2+ 2+
ляются катионы Са и Mg , а в обрабатываемую
воду поступают в эквивалентных количествах ио-
ны Na+, анионный состав воды при этом не изме-
няется. Одноступенчатым Na-катионированием
можно получить воду с остаточной жесткостью до
3
0,1 мг-экв/дм', в схеме двухступенчатого Na-ка-
тионирования — менее 0,01 мг-экв/дм . Методика
расчета ионитных фильтров, включая Na-катио-
нитные, подробно изложена в [6], исходные дан-
ные для расчета Na-катионитных фильтров приве-
дены в табл. 7.24 Рабочая обменная емкость
§7.4]
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
577
Таблица 7.21. Технологические показатели
осветлительных фильтров |11]
Тип фильтра
Параметр с загруз- кой ан- с двух- слойной
трацитом загрузкой
Диаметр зерен фильтрующего материала, мм:
антрацит 0,6—1,4 0,7—1,7
кварцевый песок — 0,5—1,2
Высота фильтрующего слоя, м.
антрацит 1.0 0,5—0,6
кварцевый песок — 0,5—0,6
Скорость фильтрования, м/ч:
нормальный режим 5 10
форсированный режим 7,5 12
Интенсивность взрыхляющей 2 промывки, л/(с • м ) 10—12 14—16
Продолжительность взрыхляю- щей промывки водой, мин 20 7—6
Режим взрыхляющей промывки (после известкования):
а) совместная водовоздуш- ная промывка:
интенсивность подачи 2 воды, л/(с • М ) 6 —
интенсивность подачи 2 воздуха, л/(с м ) 10 —
продолжительность, мин 2—3 —
б) промывка водой:
интенсивность подачи, л/(с м2) 12 —
продолжительность (до прозрачности по шриф- ту), мин 15—20 —
Давление воздуха, МПа 0,3—0,4 —
Таблица 7.22. Основные схемы обработки воды
и области их применения |22|
Схема обработки воды Область применения
Na-катионирование NH4—Na-катиониро- вание Н—Na-катионирова- ние ТЭС и промышленные ко- тельные установки с барабан- ными котлами низкого давле- ния. Подготовка воды для подпитки тепловых сетей То же с барабанными котлами среднего давления. Подготов- ка воды для испарителей
19-1937
Окончание табл. 7.22
Схема обработки воды Область применения
Химическое обессо- ливание методом раз- дельного Н—ОН-ио- нирования ТЭС с барабанными котлами высокого давления без проме- жуточного перегрева. Дезак- тивация маломинерализован- ных растворов
Химическое обессо- ливание в две ступени То же с промежуточным пере- гревом. Подготовка воды для АЭС с ВВЭР
Химическое обессо- ливание в три ступени ТЭС на сверхкритических па- раметрах пара. Подготовка воды для АЭС с РБМК
Схемы, перечислен- ные выше, с предвари- тельным известкова- нием, коагуляцией, фильтрованием Для поверхностных вод, когда требуется осветление, коагу- ляция, снижение щелочности
Совместное Н—Оп- понирование (фильт- ры смешанного дейст- вия) Доочистка добавочной воды (третья ступень). Обессолива- ние турбинного конденсата ТЭС и АЭС
Н-катионирование с «голодной» регенера- цией Подготовка воды для подпит- ки тепловых сетей
Известкование с коа- гуляцией, осветлени- ем и подкислением для стабилизации Подготовка поверхностной воды для подпитки тепловых сетей и замкнутых систем ох- лаждения
Подкисление воды с последующей декар- бонизацией Подготовка подпиточной во- ды для тепловых сетей с от- крытым водоразбором
Содоизвесткование с подкислением Подготовка воды для подпит- ки тепловых сетей при запре- щении сбросов
Электродиализ Обратный осмос Снижение солесодержания исходной высокоминерализо- ванной воды в комбинирован- ных схемах обессоливания добавочной воды
Механический катио- нитный, электромаг- нитный, намывной фильтры Очистка турбинного конден- сата, воды реакторов и паро- генераторов от продуктов коррозии конструкционных материалов. Осветление воды бассейнов выдержки
В ысо котем перату р- ный механический фильтр Очистка воды реакторов АЭС с ВВЭР
Фильтр активирован- ного угля Обезмасливание конденсатов
578
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд?
Таблица 7.23. Технологическая характеристика ионообменных материалов [10]
Марка ионита Размер зерен, мм it /3 Насыпная масса, т/м Полная обменная емкость, г-экв/м3
товарного продукта продукта в набухшем состоянии
Сульфоуголь первого сорта:
крупный СК-1 0,5—1,2 0,67—0,7 — 500
мелкий СМ-1 0,25—0,7 0,69—0,79 — 570
Катионит КУ-1 0,3—2,0 0,6—0,73 0,33 650
Катионит КУ-2-8 0,315—1,25 0,7—0,88 0,34 1700
Катионит КБ-4-П2 0,25—1,0 0,68—0,82 0,17—0,33 2800
Анионит АН-31 0,4—2,0 0,72—0,75 0,31 1500
Анионит АВ-17-8 0,355—1,25 0,74 0,33 800
Таблица 7.24. Технологические данные для расчета Na-катионнтных фильтров [11]
Показатель Фильтр первой ступени Фильтр второй ступени
Высота слоя катионита (по заводским данным), м 2—2,5 1,5
Крупность зерен катионита, мм 0,5—1,2 0,5—1,2
Число фильтров (первой ступени — не менее двух и один резервный) По расчету По расчету
Скорость фильтрования, м/ч, не должна превышать при жесткости воды, мг-экв/дм3 40
5 25
5—10 15
10—15 10
Потери напора при фильтровании, м Интенсивность взрыхляющей промывки, л/(с • м2), при крупности зерен катионита, мм: 5—9 13—15
0,5—1,1 4 4
0,8—1,2 5 5
Продолжительность взрыхления, мин 20—30 20—30
Удельный расход соли на регенерацию, г/г-экв, ориентировочно при двух- ступенчатом катионировании (остаточной жесткости после первой ступе- ни 0,1 мг-экв/дм , после второй — 0,01 мг-экв/дм3) и жесткости обрабаты- ваемои воды, мг-экв/дм , не более: 300—400
5 100—120
10 120—150
15 170—250
20 275—300
Концентрация регенерационного раствора, % 5—8 8—12
Скорость пропуска регенерационного раствора, м/ч 3—4 3—5
Рабочая обменная емкость катионита, г-экв/м По формуле 250—300
Отмывка катионита от продуктов регенерации: (см. с. 581)
скорость пропуска отмывочной воды, м/ч „ 3 з удельный расход отмывочной воды, м /м катионита, при загрузке фильтра: 6—8 6—8
сульфоутлем 5 6
катионитом КУ-2 6 8
§7.4]
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
579
Таблица 7.25. Н-катионированне в различных схемах обработки воды |11|
Технологическая схема обработки воды Показатель отключения на регенерацию Результат обработки воды
Н-катионирование с «голодной» регенера- цией фильтров и последующим фильтрова- нием через буферные саморегенерирующие- ся фильтры Повышение щелочности фильтрата Що<0,7—1,5 мг-экв/дм3; Жо = Жнк + (0,7 - 1,5) мг-экв/дм3; снижение солесодержания
Последовательное Н—Na-катионирование с «голодной» регенерацией Н-катионитных фильтров То же Що < 0,7 мг-экв/дм3; Жо = 0,01 мг-экв/дм3; снижение солесодержания
Параллельное Н—Na-катионирование Повышение общей жесткости фильтрата ПЦ = 0,4 мг-экв/дм , Жо = 0,1 мг-экв/дм3;
снижение солесодержания. При наличии Na-катионитного фильтра второй ступени Жо = 0,01 мг-экв/дм
Н-катионирование в схеме частичного хими- ческого обессоливания Снижение кислотности фильтрата Снижение солесодержания, удаление углекислоты; удаление части Na в соответствии с необходимым
снижением солесодержания
Н-катионирование в схеме полного химиче- ского обессоливания Проскок ионов натрия Полное удаление катионов, анионов и кремниевой кислоты
хт / 3
катионита при Na-катионировании, г-экв/м , опре-
деляется по формуле
~ ^НаРыа^пол ~ ^’^‘Уотм^-о’
где aNa — коэффициент эффективности регенера-
ции Na-катионита; зависимость его от удельного
расхода соли qc на регенерацию приведена ниже:
qc.................. 100 150 200 250 300
aNa................ 0,62 0,74 0,81 0,86 0,9
<70тм — удельный расход воды на отмывку катиони-
3 3
та, м /м катионита, принимается по табл. 7.24;
0,5 — доля умягчения отмывочной воды; (3Na —
коэффициент, учитывающий снижение обменной
емкости по Са и Mg вследствие влияния ионов Na ,
содержащихся в исходной воде:
Сш/Ж0... 0,01 0,05 0,1 0,5 1 5 10
PNa...... 0,93 0,88 0,83 0,7 0,65 0,54 0,5
Епоя — полная обменная емкость катионита,
г-экв/дм , принимаемая по заводским данным, в их
отсутствие допускается принимать ее в расчетах по
табл. 7.23.
Метод Н-катионирования основан на пропуске
обрабатываемой воды через катионит, отрегенери-
рованный кислотой, при этом катионы, содержа-
щиеся в обрабатываемой воде, обмениваются на
ионы водорода, содержащиеся в катионите. В ки-
слом фильтрате ионы НСО3 нейтрализуются и
трансформируются в молекулы СО2, удаляемого в
декарбонизаторе. В зависимости от требований к
качеству обработанной воды технология Н-катио-
нирования видоизменяется (табл. 7.25). Регенера-
цию Н-катионитных фильтров осуществляют рас-
твором серной кислоты: при использовании суль-
фоугля ее концентрация составляет 1—1,5 %; для
катионита КУ-2 используют метод нарастающей
концентрации 1—3—6 %, что позволяет увеличить
емкость поглощения катионита на 30—35 %. Но-
менклатура и основные параметры ионитных
фильтров, используемых на ВПУ, приведены в
табл. 7.26.
Химическое обессоливание методом Н—ОН-ио-
нирования осуществляется последовательным про-
пуском осветленной воды через Н-катионитные и
ОН-анионитные фильтры или через фильтры сме-
шанного действия (ФСД), загруженные смесью
Н-катионита и ОН-анионита. Варианты построения
схем обессоливания с обескремниванием приведены
в табл. 7.27.
Рабочая обменная емкость Н-катионита зависит
от солесодержания исходной воды, уменьшаясь с
увеличением солесодержания. При обессоливании
вод средней минерализованности (200—400 мг/дм3)
з
для сульфоугля она составляет 300 г-экв/м , для
з
КУ-2-8 — 680 г-экв/м . Анионитные фильтры пер-
вой ступени отключаются по проскоку хлоридов,
второй ступени — по проскоку кремниевой кисло-
ты. Удельный расход NaOH при регенерации анио-
580
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
иитов: для слабоосновного АН-31 Z?Na0H ~ 80—
100 г/г-экв, для сильноосновного АВ-17 6Na0H =
= 200 г/г-экв. При обязательной по условиям эконо-
мии реагентов последовательной регенерации анио-
нитных фильтров первой и второй ступеней сум-
марный удельный расход NaOH снижается до 70—
80 г/г-экв.
Таблица 7.26 Основные характеристики
иоиитных фильтров |2]
Типоразмер* Высота слоя, м Производи- тельность, 3, м /ч Масса фильтра, кг
ФИПа1-0,7-0,6-Na 2,0 12 575
ФИПа1-1,0-0,6Ыа 2,0 20 910
ФИПа1-1,0-0,6-Н 2,0 20 945
ФИПа1-1,4-0,6-Н 2,0 46 1580
ФИПаМ,4-0,6-Na 2,0 46 1240
ФИПа1-2,0-0,6 2,5 80 2910
ФИПа1-2,6-0,6 2,5 130 4600
ФИПа1-3,0-0,6 2,5 130 5500
ФИПа!-3,4-0,6 2,5 220 7400
ФИПаП-1,0-0,6-Н 1,5 40 885
ФИПаП-1,0-0,6-Na 1,5 40 850
ФИПаП-1,4-0,6-Н 1,5 92 1590
ФИПаП-1,4-0,6-Na 1,5 92 1310
ФИПа11-2,0-0,6 1,5 150 2510
ФИПа11-2,6-0,6 1,5 250 4200
ФИПа11-3,0-0,6 1,5 350 5600
ФИС ДВр-2,0-0,6 1,95 160 3670
ФИПр-0,7-0,6-Na 2,1 12 700
ФИПр-1,0-0,6-Na 2,1 24 1400
ФИПр-2,0-0,6 2,2 95 3670
ФИПр-2,6-0,6 2,2 160 5415
ФИПр-3,0-0,6 2,2 210 6970
ФИПр-3,4-0,6 2,2 270 8830
ФИПр-2П-2,6-0,6-К 2,5 160 6100
ФИПр-2П-2,6-0,6-А 1,6 160 5500
ФИПр-2П-3,0-0,6-К 2,5 210 7500
ФИПр-2П-3,0-0,6-А 2,6 210 6700
ФИПр-2П-3,4-0,6-К 3,4 270 9900
ФИПр-2П-3,4-0,6-А 3,4 270 8900
* Ф — фильтр; И — ионитный; Па — параллель-
ноточный; Пр — противоточный; Пр-2П — двухпо-
точно-противоточный; I, II — первой и второй ступе-
ни; первая цифра — условный диаметр, м; вторая —
рабочее давление, МПа; Н — водород-катионитный
(анионит загружается в корпуса Н-фильтров), Na —
натри й-катионитный; К — катионитный; А — анио-
нитный; СДВр — смешанного действия с внутренней
регенерацией.
В качестве третьей ступени обессоливания при- I
меняют ФСД с внутренней регенерацией, работаю- |
щие при скорости фильтрования до 50 м/ч и затру- I
женные обычно смесью ионитов КУ-2 и АВ-17всо- I
отношении 1:1.
О применении испарителей для очистки воды
см. настоящую книгу, разд. 3, а выпарных аппара- |
тов для переработки растворов см. книгу 4, разд. 4
7.4.2. ТЕХНОЛОГИЯ ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ
ВОДЫ С СОКРАЩЕННЫМИ РАСХОДАМИ
РЕАГЕНТОВ И СТОКОВ
Необходимое условие для получения фильтра-
та высокого качества — глубокая регенерация вы-
ходных слоев ионита, соприкасающихся с обраба-
тываемой водой. Недостатки отечественных пря-
моточных, противоточных и ступенчато-противо-
точных фильтров старой конструкции в малосточ-
ных схемах подготовки воды подробно рассмотре-
ны в (21]. Перспективными являются схемы и кон-
струкции ионитных фильтров (рис. 7.9), позволяю-
щие получить обработанную воду высокого качест-
ва при удельных расходах реагентов, близких к сте-
хиометрическим.
В схемах химического обессоливания с исполь-
зованием двухпоточно-противоточных фильтров
(ДПФ) при предварительном известковании и коа-
гуляции воды для обеспечения высокой обменной
емкости катионита он должен находиться перед ре-
генерацией в натриевой форме. Поэтому на кагио-
нитные фильтры первой ступени сначала подают
8—10 %-ный раствор NaCl, затем отмывают их от
солей жесткости и регенерируют серной кислотой.
Чтобы снизить расход щелочи, используют метод
«развитой» регенерации, заключающийся в прове-
дении двухстадийной регенерации: 1) пропускают
щелочную часть отработавшего раствора предыду-
щей регенерации; 2) пропускают раствор свежей
щелочи со стехиометрическим соотношением.
Принципы построения технологических схем ио-
нитного обессоливания с сокращенными расхода-
ми реагентов и сокращенными стоками при блоч-
ном включении фильтров и рекомендации по про-
ектированию установок приведены в [13, 23].
Пример расчета «цепочки» фильтров обессо-
ливания (рис. 7.10) для вод с содержанием анионов
3
сильных кислот Ас к < 3 мг-экв/дм (с предваритель-
ным известкованием и коагуляцией). Производи-
тельность блока обессоливания Q = 210 м /ч. В со-
ответствии с рекомендуемыми скоростями фильт-
рования принимаем диаметры аиионитных фильт-
ров 3,0 м, катионитных — 3,4 м. Высота загрузки в
анионитных фильтрах равна 1,6 м; высоту загрузки
в катионитных фильтрах определяем расчетом
§7.4]
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
581
Таблица 7.27. Варианты построения химического обессоливания и обескремнивания [22]
Тип котла, реактора* Давле- иие, МПа Стадии обработки воды** Качество обессоленной воды
1-я 2-я 3-я 4-я 5-я 6-Я 7-я 8-я Солесодер- жание, мг/кг Кремнесодер- жание, мг/кг
Б До Ю KFe CaO О H, Д A1 Na2 — 2,5 1,0
Б 10—14 KFe CaO 0 Hl Ai Д H2 a2 0,2 0,04
Б 14—18 KAi 0 Hi А, Д H2 a2 — 0,2 0,04
Б 14—18 KFe CaO 0 Hi A. Д (H/A)2 — 0,2 0,04
Б 14—18 KAl О Hl Ai Д (H/A)2 — — 0,2 0,04
Б 14—18 KFe CaO о Hi Al (H/A)2 — — 0,2 0,04
П 10—14 KFe CaO о Hi A. Д H2 a2 0,2 0,04
П 10—14 KAI О H. A. Д H2 A2 — 0,2 0,04
П 25,5 KA1 О Hl Ai Д H2 a2 (H/A)3 0,1 0,02
П 25,5 KFe CaO о H. A1 H2 a2 (H/A)3 0,1 0,02
Р — KFe CaO о Hl A1 H2 a2 (H/A)3 0,1 0,02
* Б — барабанный котел; П — прямоточный котел; Р — контур ВВЭР или РБМК.
* * Кре, кА| — коагуляция солями железа или алюминия; СаО — известкование; О — осветлительный фильтр;
Н|, Н2— первая и вторая ступени Н-катионирования; Ар А2—первая и вторая ступени ОН-анионирования; (Н/А)2,
(Н/А)3 — ФСД второй и третьей ступеней; Na2 — барьерный катиоиитный фильтр; Д - декарбонизатор.
Рис. 7.9. Варианты схем и конструкций фильтров по двухпоточно-противоточной технологии:
а — двухпоточно-противоточный фильтр (ДПФ); б — вариант ступенчато-противоточного ионирования
с использованием во второй ступени ДПФ; в — вариант ступенчато-противоточного ионирования с ДПФ
в первой и второй ступенях; РР, ОРР — соответственно регенерационный и отработавший регенерационный
раствор; ИВ, ОВ — исходная и обработанная вода
Состав исходной воды для блока (источник — Состав воды после известкования и коагуляции:
р. Днепр): Катион, мг-экв/дм Са2+... 1,8 Mg2+ ... 0,6 Na+„. 1,3 Анион, мг-экв/дм3 НСО3 ... 2,2 СГ .. 0,55 2- SO^ ... 0,95 з Катион, мг-экв/дм Са2+ ... 1,7 Mg2+ ... 0,2 Na+ ... 1,3 Анион, мг-экв/дм3 Щ... 1,0 СГ... 0,55 2- SO4 ... 1,65
ЕК = 3,7 ЕА = 3,7 Ж = 3,2 SA = 3,2
SiO2 .. .. 30 мг/дм3 HSiO3 . .. 0,2 мг-экв/дм3
582
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд. 7
Рис. 7.10. Схема химического обессоливания для вод с содержанием анионов сильных кислот
Аск <, 3 мг-экв/дм с предварительным известкованием:
1 — двухпоточно-противоточный (ДП) катионитный фильтр (КУ-2); 2 — ДП аммонитный фильтр первой ступе-
ни (АН-31); 3 — декарбонизатор; 4 — бак декарбонизированной воды; 5 — насос декарбонизированной воды;
6 — катионитный фильтр второй ступени (СУ); 7 — ДП анионитный фильтр второй ступени (АВ-17); 8 — бак
отработавшего щелочного раствора; 9 — бак мягких сбросных вод; 10 — бак жестких сбросных вод; 11 — насос
отработавшего щелочного раствора, 12 — известково-коагулированная вода; 13 — обессоленная вода; 14 — рас-
твор соли; 15 — раствор кислоты; 16 — раствор щелочи; 17 — на очистные сооружения; 18 — на концентратор
Расчет анионитных фильтров:
1. Объем воды, проходящей через аиионитные
з
фильтры за цикл QK, м :
^А^А.^А )
Qk =----------
ХА
з
где Кд — объем загрузки анионитного фильтра, м ;
£д , £д2 — обменная емкость ДП анионитного
фильтра первой и второй ступеней соответственно,
г-экв/м3; ZA — сумма анионов СГ, SO4 , СО2 (0,1)
— з
и HSiO3 , мг-экв/дм ;
„ 1,6-7,1(1100 + 400) з
= --Д;. o.i+0,2 ' = 6800 м
2. Расход 100 %-ного едкого натра на регенера-
цию ?NaOH> кг:
?МаОН= 10 3CA^Azn3NaOH»
где т — кратность расхода реагента на регенера-
цию, г-экв/г-экв; 3NaQH — эквивалентная масса
NaOH, г/г-экв;
<ZNaOH = • °~3 • 6800 • 2,5 • 1,1 • 40 = 750 кг.
Расчет катионитных фильтров
3. Высота загрузочного слоя катионитных
фильтров м:
Са£к
//тд — -
Н ^н. + ^н/
где ZK — сумма катионов, мг-экв/дм3; F — пло-
щадь поверхности фильтрования, м ; £н , £н —
соответственно обменная емкость ДП катионитных
фильтров первой и второй ступеней, г-экв/дм3;
, _ 6800 - 3,2 _ _ „
н 9,1(900 + 300) ’ М’
4. Расход 100%-ной H2SO4 на регенерацию
%so4>кг;
<?H2SO4 “ 10 Сд^КщЭи^^ ,
где —эквивалентная масса H2SO4, г/г-экв;
<7h2SO4 = 10 3-6800-3,2- 1,1 -49= 1150 кг
5. Расход NaCl на предварительную регене-
рацию катионитного фильтра первой ступени
<?NaCI> кг:
7NaCI ~ bl K’
где b — удельный расход соли на регенерацию,
кг/м ; — объем загрузки катионита, м3;
<7pjaCl = ' 20 18,2 — 2180 кг.
6. Длительность фильтроиикла т, ч:
т = QK/Q = 6800/210 = 32 ч.
В 90-х годах разработана новая конструкция
противоточных ионитных фильтров с использо-
ванием фильтрующих элементов, выпускаемых
предприятием «ТЭКО-фильтр». Новую конструк-
§7.4]
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
583
цию фильтра отличает повышенная надежность
эксплуатации. Схема противоточной технологии
ионирования в фильтре новой конструкции показа-
на на рис. 7.11. Компактность слоя ионитов и ис-
ключение их перемешивания в таком фильтре обес-
печивает блокирующий слой ионита, расположен-
ный над средней дренажной системой. Блокирую-
щий слой взрыхляют после каждого фильтроцикла.
Его регенерацию и отмывку осуществляют одно-
Рис. 7.11. Схема противоточной технологии иони-
рования в фильтре новой конструкции:
/ — подвод исходной воды; 2 — отвод обработан-
ной воды; 3 — подвод взрыхляющей воды; 4 — под-
вод регенерационного раствора отмывочной воды;
5 — дренаж; 6 — рециркуляция отработанного гене-
рационного раствора; 7 — отвод взрыхляющей воды;
8 — рециркуляционный насос
временно с регенерацией основного слоя ионита
рециркуляцией раствора и отмывочной воды с по-
мощью специально установленного насоса, одного
на группу фильтров. Опыт испытания таких фильт-
ров типа ФИПр-3,0-0,б-Na, загруженных катиони-
том КУ-2, в одноступенчатой схеме противоточной
технологии ионирования показал, что по сравне-
нию с умягчением воды на прямоточных фильтрах
во второй ступени удельный расход NaCl на регене-
рацию снижается с 2,5—3 до 1,5 г-экв/г-экв и оста-
точная жесткость фильтрата противоточных
фильтров составляет 2 мкг-экв/дм3.
Новая схема противоточного ионитного фильт-
ра позволяет реконструировать параллельноточные
фильтры в противоточные размещением дополни-
тельного среднего дренажного устройства в корпусе
фильтра и организацией циркуляции отработанного
регенерационного раствора с помощью насоса.
7.4.3. ОЧИСТКА КОНДЕНСАТОВ
Очистка от мазута. Схема очистки конденса-
та, возвращаемого от мазутного хозяйства, разра-
ботанная Сантехпроектом, показана на рис. 7.12.
Конденсат различных давлений охлаждается в теп-
лообменнике до 95 °C и поступает в бак-отстойник,
рассчитанный на отстой конденсата в течение 2 ч.
После отстоя конденсат с содержанием мазута око-
з
ло 10 мг/дм перфорированным коллектором из
нижней части бака отводится в расходный бак и да-
лее в систему из трех последовательно включенных
фильтров. Первый фильтр загружают дробленым
антрацитом или коксом с размером зерен 1—3 мм
с высотой слоя 1,0 м, скорость фильтрования 5—
7 м/ч. Фильтр отключают на взрыхляющую про-
мывку (или замену слоя) при достижении перепада
давления около 0,1 МПа. Остаточное содержание
мазута после фильтра составляет 4—6 мг/дм3. Вто-
рой и третий фильтры, загруженные активирован-
Рис. 7.12. Схема очистки замазученного конденсата:
1, 2 — конденсат от мазутного хозяйства давлением соответственно 0,6 и 1,0 МПа; 3 — охлаждающая вода;
4 — охладитель конденсата; 5 — фильтр с активированным углем; 6 — механический фильтр; 7 — емкость
для сбора мазута; 8 — пробоотборное устройство; 9 — насос; 10, 11 — приемный бак-отстойник конденсата;
12 — очищенный конденсат
584
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд. 7
ным углем, работают по скользящему графику:
фильтр, загруженный свежим активированным уг-
лем, работает как фильтр второй ступени, а при
ухудшении качества конденсата его переключают
на работу в качестве фильтра первой ступени; для
второй ступени включают свежезагруженный
фильтр.
Для обезмасливания конденсатов перспектив-
ны фильтры, загруженные вспененными полимер-
ными материалами (типа пенополиуретана).
Очистка от продуктов коррозии. Продукты
коррозии железа, содержащиеся в возвратных кон-
денсатах, представлены частицами различной сте-
пени дисперсности, поэтому предусмагривается
очистка конденсата от железа фильтрованием через
различные сорбенты. Оптимальной схемой считает-
ся следующая: фильтрование через механические
фильтры, загруженные пековым коксом, термоан-
трацитом (устанавливаются при необходимости),
фильтрование через катионитные фильтры, загру-
женные сульфоуглем (при температуре конденсата
менее 60 °C) или катионитом КУ-2 (при температу-
ре до 100 °C). Используются корпуса Н-катионит-
ных фильтров второй ступени. Высоту фильтрую-
щего слоя при обезжелезивании принимают равной
0,8 м. Периодичность предусматриваемой регенера-
ции катионита серной кислотой зависит от содержа-
ния железа в обрабатываемом конденсате. Техноло-
гические и расчетные данные для катионитного
фильтра, включенного в схему обезжелезивания
конденсата, приведены в табл. 7.28.
Перед зернистыми обезжелезивающими фильт-
рами целесообразно устанавливать электромагнит-
ные фильтры или электромагнитные флокуляторы
(ЭМФл) со следующими параметрами. Диаметр
шариков 5—8 мм; материал — размагничивающая-
ся сталь для фильтров и обычная для флокулятора;
высота слоя в фильтре 800—1000 мм, в флокулято-
ре 200—300 мм; температура до 200 °C; скорость
фильтрования 200—1000 м/ч; напряженность маг-
нитного поля (0,5—2)105 А/м. При содержании
магнитных оксидов железа в конденсате, равном
60—70 % общего железосодержания, эффект обез-
железивания достигает 40—60 %. Под действием
электромагнитного поля частицы оксидов железа
укрупняются, слипаются, флокулируют, увеличи-
ваются в размере от 1 до 100 мкм (электромагнит-
ная флокуляция). Установка за электромагнитны-
ми фильтрами (флокуляторами) зернистых фильт-
ров позволяет увеличить эффект удаления всех ок-
сидов железа и взвешенных частиц до 85—90 %.
Обессоливание турбинных конденсатов. На
ТЭС с прямоточными котлами любых параметров
пара и паропроизводительности и на АЭС с РБМК,
а также во вторых контурах АЭС с ВВЭР для очи-
стки турбинных конденсатов от солей и кремние-
вой кислоты, поступающих с присосами охлаждаю-
Таблица 7.28. Технологические данные для
расчета катнонитиых фильтров обезжелезивания
производственных конденсатов [11]
Показатель Значение
Диаметр фильтра, м По расчету
Высота слоя, м 0,8
Скорость фильтрования, м/ч 25-30
Сопротивление фильтра при скорости фильтрования 25—30 м/ч, м вод. ст. Взрыхление катионита: 12—13
интенсивность, л/(с • м2) 4
продолжительность, мин 30
напор, м вод. ст. Продувка сжатым воздухом перед взрых- лением: 10
интенсивность, л/(с • м ) 12
продолжительность, мин 3
напор, м вод. ст. Регенерация катионита: 10
удельный расход 100 %-ной серной кислоты, кг/м3 90
концентрация раствора, % 3—4
скорость пропуска раствора, м/ч Отмывка катионита: удельный расход отмывочной воды, м3/м3 6—8
сульфоуголь 8
катионит КУ-2 10
скорость пропуска отмывочной воды, м/ч 10
Срок службы катионита, годы 1
щей воды в конденсатор турбин, и продуктов кор-
розии, вносимых в конденсаторы турбин паром,
предусматривается система для непрерывной очи-
стки всего потока конденсата, выходящего из кон-
денсатора (или конденсаторов) турбин. Такая сис-
тема называется блочной обессоливающей уста-
новкой. На ТЭС с барабанными котлами БОУ со-
оружают в тех случаях, когда общее солесодержа-
ние охлаждающей конденсаторы воды превышает
5000 мг/дм3.
Обессоливание турбинного конденсата выпол-
няется, как правило, в ФСД с выносной (наруж-
ной) регенерацией ионитов при расчетной скоро-
сти фильтрования 100 м/ч. Характеристики ФСД и
сопутствующего им оборудования приведены
в табл. 7.29. Высоту загрузки смешанной шихты
в ФСД принимают равной 1,2 м при соотношении
катионита и анионита в смеси 1:1. При нор-
мальных условиях эксплуатации в нейтрально-
кислородном водном режиме длительность фильт-
роцикла ФСД составляет 60—90 сут. Для улавли-
§7.4]
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
585
Рис. 7.13. Схема фильтров смешанного действия с наружной регенерацией:
/ — подвод сжатого воздуха; 2 — ФСД; 3 — подвод раствора реагента; 4 — первый и второй
фильтры-регенераторы; 5 — подвод конденсата; 6 — сброс в дренаж; 7 — подвод регенерационного раствора;
8 — линии гидроперегрузки ионитов; 9 — выход очищенного конденсата
Таблица 7.29. Характеристика фильтров
смешанного действия, регенераторов и фильтров-
ловушек в системах БОУ |2|
Типоразмер* Высота загрузки, мм Производи- тельность, м3/ч Масса фильтра, кг
ФИС ДНр-2,0-1,0 1200 300 3650
ФИС ДНр-2,6-1,0 1200 500 5300
ФИСДНр-3,4-1,0 1200 900 9300
ФР-1,6-0,6 1500 — 2200
ФР-2,0-0,6 2000 — 3220
ФР-2,6-0,6 2000 — 5140
ФЛ-0,2-1,0 — 150 180
ФЛ-0,3-1,0 — 270 265
ФЛ-0,4-1,0 — 450 400
ФЛ-0,45-1,0 — 900 580
♦ Ф — фильтр; И — ионитный; СД — смешанного
действия; Нр — для наружной регенерации; Р — реге-
нератор; Л — ловушка.
вания выноса фильтрующих материалов из фильт-
ра из-за возможных дефектов дренажной системы
или измельчения фильтрующей загрузки за рабо-
чими ФСД устанавливаются фильтры-ловушки
зернистых материалов Рабочие фильтры типа
ФИСДНр дополняются узлом с фильтрами-регене-
раторами (рис. 7.13). В схемах регенерации также
предусматриваются баки, насосы рециркуляции,
необходимые для повторного использования кон-
денсата в операциях гидроперегрузки, разделения
и отмывки ионитов. На БОУ одноконтурных АЭС
все потоки собственных нужд (воды взрыхления,
гидроперегрузки и отмывки, регенерационные
растворы) загрязнены радионуклидами, вымывае-
мыми из ионитных и механических фильтров, по-
этому перед повторным использованием таких вод
их дезактивируют на спецводоочистке.
Для очистки конденсатов от продуктов корро-
зии на отечественных БОУ перед ФСД устанавли-
вают: 1) механические фильтры с использованием
корпуса ФИСДНр с загрузкой в них сульфоугля, ка-
тионита КУ-2 или сополимера стирола и дивинил-
бензола высотой слоя 0,8 м при скорости фильтро-
вания 50—80 м/ч; 2) электромагнитные фильтры.
Механические фильтры защищают шихту ФСД от
загрязнений, но одновременно усложняют схему и
эксплуатацию БОУ и создают дополнительный пе-
репад давления на уровне 0,1—-0,14 МПа. Возмож-
на эксплуатация ФСД БОУ без механических
фильтров при использовании высокопрочных смол
макропористой структуры.
7.4.4. ОЧИСТКА РАДИОАКТИВНО ЗАГРЯЗНЕННЫХ
ВОД НА АЭС РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ
На АЭС различных типов кроме обычных уста-
новок для приготовления добавочной питательной
воды, подпитки тепловой сети, очистки турбинных
конденсатов и сточных вод традиционных видов
применяют установки для очистки радиоактивно
загрязненных вод ряда контуров и систем, имею-
щих специальное функциональное назначение и со-
586
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд. 7
Таблица 7.30 Классификация спецводоочнсток
иа АЭС |3]
Контур, система Обозначение водоочистной системы на АЭС
с ВВЭР сРБМК
Реакторный контур Контур охлаждения: СВО-1 ВД* СВО-1 НД* СВО-1*
СУЗ — СВО-З*
бассейнов выдержки Система: С ВО-4 СВО-2
продувки парогенераторов СВО-5* —
трапных вод сво-з СВО-4
малосолевых вод — СВО-5
взрыхления и промывки ионитов — СВО-6
доочистки борного концен- трата СВО-2 —
очистки дезактивирую- щих растворов КМПЦ — СВО-7
очистка воды бассейна барботера — СВО-13
* Блочная установка.
ответствующее наименование — спецводоочистка
(СВО) (табл. 7 30). При проектировании и эксплуа-
тации СВО, концентрирующих различные радио-
нуклиды, предусматривается наличие биологиче-
ской защиты, выполнение требований к минимиза-
ции объема высокоактивных сбросов собственных
нужд и остаточной концентрации примесей, воз-
можность проведения периодической дезактивации
оборудования и радиоактивных газовых сдувок.
Очистку радиоактивных вод с солесодержани-
з
ем до 1 г/дм производят методами ионного обмена
на водоочистном оборудовании (табл. 7.31), а вод с
з
солесодержанием выше 1 г/дм — на выпарных
установках (табл. 7.32).
Контакт ионитов с радиоактивными раствора-
ми и полями ионизирующих излучений сопровож-
дается сложными преобразованиями, приводящи-
ми к потере обменной емкости, способности к на-
буханию, механической прочности. Потеря емко-
сти катионитов при облучении обусловлена двумя
причинами растворением катионита вследствие
деструкции цепей сополимера и процессом дисуль-
фирования, в результате которого в продуктах раз-
рушения смолы появляется свободная серная ки-
2- +
слота по реакции: RSO3 + Н2О —> RH + SO4 + Н
Снижение общей емкости анионита под дейст-
вием излучения связано с отщеплением обменной
группы от скелета анионита (дезаминирование),
Таблица 731. Водоподготовительное
оборудование СВО АЭС с ВВЭР |3|
Типоразмер* Высота слоя, мм Произво- дитель- ность, м3/ч Масса аппарата кг
АФИ-0,6-1,0 1000 6 490
АФИ-1,0-2,0 1500 40 1400
АФИ-1,5-1,0 1500 100 2104
АФИ-2,0-1,0 1500 100 2524
АФИУ-1,0-1,0 1700 40 1105
АФМ-0,3-1,6 — 30 200
АФМ-1,0-1,0 1000 40 795
АФМ-2,6-1,0 1000 50 400
АФИСДНр-1,0-16 1500 40 9500
АФИСДНр-2,6-3,2 730 500 10 520
АФНм-0,4-2,5 F=2 м2 10 —
АФНм-0,8-1,0 F= 13 м2 50 —
АФНм-1,2-1,0 Г=25 м2 100 —
АФР-1,0-1,0 — — 1150
АФР-1,6-0,6 — — 3200
АФР-2,0-1,0 — — 5246
АФР-2,6-0,6 — — 6400
АЭМФ-1,1-4,0 1300 1000 3300
АЭМФ-1,6-1,6 1300 2000 —
АФЛ-0,2-1,0 — 10 120
АФЛ-0,4-1,0 — 65 270
АФЛ-0,4-3,2 — 500 520
АФЛ-0,6-1,6 — 900 1200
АМн-1,0-1,0 — К=1 м3 700
АМн-2,0-1,0 — 10 м3 2800
АФМВТ-1,0-16 700 100 —
АФЛ ВТ-0,3-16 — 100 —
* А — аппараты для АЭС; Ф — фильтры; И — ио-
нитные; У -— активированного угля; М — механиче-
ские; Нм — намывные; СД — смешанного действия;
Нр — с наружной регенерацией; ЭМ — электромаг-
нитный; ВТ — высокотемпературный; Р — регенера-
тор; Л— ловушка; Мн — монжюс; первая цифра после
буквенного обозначения — условный диаметр аппара-
та, м; вторая — рабочее давление, МПа.
а изменение основности сильноосновных групп —
с отщеплением метильных частей в четвертичной
аммониевой группе (деградация) по реакциям:
RCH2N(CH3)3OH
RCH2N(CH3)2 + сн3он
f деградация;
\^RCH2OH + (CH3)3N
дезаминирование.
§7.4]
ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
587
Таблица 7.32. Выпарные установки СВО |3|
Оборудова- ние Давле- ние, МПа Темпе- рату- ра, °C Про из- води- тся ь- ность, т/ч Расход техниче- ской воды, м3/ч
Выпарной ап- 0,80 170 10 —
парат 0,35 138 6 —
Доупарива- 0,35 138 1,0 —
тель 0,35 138 0,5 —
Конденсатор- дегазатор — — — 322
Дефлегматор сдувок 0,35 — — 8
Таблица 7.33. Действие смешанного излучения
ядерного реактора на обменную емкость
ионитов |4]
Доза, Гр Потеря емкости по отно- шению к исходной,%
КУ-2-8 ЧС
0 0
5- 105 3,7
6,5- 105 6,4
9,1 • 105 7,7
1,3- 106 10,9
АВ-17-8 ЧС
0 0
1 • 104 3
1 • 105 11
1,2- 106 45
1,4- 106 61
В табл. 7.33 приведены данные, характеризую-
щие радиационно-химические свойства катионита
КУ-2-8 ЧС и анионита АВ-17-8 ЧС, из которых сле-
дует, что анионит АВ-17 склонен к разрушению
под действием ионизирующего излучения уже при
дозах 105 Гр и выше, а катионит КУ-2 практически
устойчив до 106 Гр. Этот фактор, а также образова-
ние радиоактивных стоков при регенерации иони-
тов, которые необходимо в дальнейшем перераба-
тывать, определяют возможность либо однократно-
го (без регенерации) использования ионитов в уста-
новках переработки высокоактивных вод, либо их
многократного (с регенерацией) применения в пе-
риодически действующих установках переработки
слабоактивных вод.
Ионитные фильтры СВО загружают смешанны-
ми слоями катионита и анионита в соотношениях
от 2:1 до 1:2 или их раздельными слоями. Для пре-
дотвращения попадания фильтрующего материала
в теплоноситель на выходе всех установок устанав-
ливают фильтры-ловушки. Скорость фильтрования
через ионообменные фильтры СВО обычно состав-
ляет 30—50 м/ч. Фильтры работают с использова-
нием 25—35 % обменной емкости. Коэффициент
очистки по ионизированным примесям, включая
радиоактивные, составляет 102—103, за исключе-
нием хлорид-иона и радионуклидов цезия. Очистка
продувочной воды от взвеси на слоях ионитов ме-
нее эффективна: коэффициент очистки не превы-
шает 5.
Установки СВО не только обеспечивают требуе-
мое качество теплоносителя, но и имеют дополни-
тельные функции. Например, СВО-1 на реакторе
ВВЭР поддерживают аммиачно-калиевый водный
режим, регулируя такие показатели качества реак-
торной воды, как pH, содержание аммиака, калия,
борной кислоты и др. Производительность СВО-1
может быть принята по обобщенному опыту экс-
л з
плуатации ВВЭР на уровне (0,4—0,8)10 м /кВт,
что для реактора ВВЭР-440 составляет 40 т/ч, а для
реактора ВВЭР-1000 — 60 т/ч. Технологическая сис-
тема водоочистки реактора ВВЭР-1000 (рис. 7.14),
состоит из двух параллельно включенных ионооб-
менных фильтров, рассчитанных на полное давление
первого контура и двух параллельных ниток (рабо-
чей и резервной), каждая из которых содержит три
ионитных фильтра низкого давления Блок высокого
давления состоит из двух ФСД диаметром 1 м, рабо-
тающих при скорости фильтрования 40 м/ч. В про-
цессе эксплуатации катионит ФСД переходит в ка-
лиево-аммиачную форму, а анионит — в боратную.
Рабочая емкость ФСД высокого давления обеспечи-
вает возможность эксплуатации фильтров в течение
1 года, после чего иониты гидротранспортируют на
захоронение и заменяют новыми. Работа ФСД под
давлением первого контура препятствует потере рас-
творенного в теплоносителе водорода, что обеспечи-
вает поддержание заданного ВХР.
Недостаточная эффективность солевых форм
катионита в ФСД высокого давления по удалению
ионов цезия, лития, натрия и отсутствие возможно-
сти выведения газообразных продуктов деления
85 133
(например, Кг, Хе) компенсируются доочист-
кой продувочной воды на установке с фильтрами
низкого давления, производительность которой
варьирует от 5 до 40 т/ч. Размеры и объем загрузки
для фильтров низкого давления приняты те же, что
и для фильтров высокого давления. Два фильтра ка-
ждой линии загружаются катионитом КУ-2-8 ЧС.
При этом для обеспечения очистки теплоносителя
в различных режимах эксплуатации реактора ка-
тионит одного из фильтров постоянно поддержива-
ют в аммонийной форме, другого — в водородной;
третий фильтр каждой линии загружают аниони-
том АВ-17-8 ЧС в гидроксильной форме. Иониты
588
водный РЕЖИМ ХИМИЧЕСКИЙ контроль и обработка воды на электростанциях
[Разд,1
Рис. 7.14. Принципиальная технологическая схема очнстки теплоноснтеля первого контура реактора
ВВЭР-1000-
1 — главный циркуляционный насос; 2 — регенеративный теплообменник; 3 — выпарной аппарат;
4 — холодильник; 5 — конденсатор, 6 — деаэратор; 7 — механический фильтр-сепаратор; 8 — ФСД;
9 — катионитный фильтр в аммонийной форме; 10 — катионитный фильтр в водородной форме; 11 — анио-
нитный фильтр; 12 — насос; 13 — бак дренажных бор содержащих вод; 14 — бак борного конденсата;
15 — дренажный бак контурной воды; 16 — бак обессоленной воды
установки низкого давления после исчерпания ем-
кости могут быть регенерированы. Установка низ-
кого давления эксплуатируется кратковременно в
периоды необходимого снижения содержания ще-
лочных металлов, освобождения контура от избыт-
ка растворенных газов, снижения концентрации
з
борной кислоты от уровня 1 г/дм .
На установке СВО-2 производительностью до
2,0 т/ч осуществляют доочистку борного концен-
трата, полученного упариванием борсодержащей
реакторной воды в выпарных аппаратах, до содер-
з
жания борной кислоты 40 г/дм в целях его повтор-
ного использования. По схеме доочистки преду-
смотрено применять регенерационный Н-катио-
нитный и анионитный фильтры в боратной форме
диаметром 0,4 м.
Производительность трапной установки СВО-3
определяется общей мощностью АЭС, ее схема
включает насыпные механические фильтры, вы-
парные аппараты и доупариватели, дегазаторы,
фильтры с загрузкой активированным углем, реге-
нерируемые Н-катионитные и ОН-анионитные
фильтры. На установке перерабатывают низкоак-
тивные воды с высоким солесодержанием, к кото-
рым относятся отработанные дезактивационные
растворы, обмывочные воды, регенерационные
стоки фильтров СВО, сбросные растворы радиохи-
мической лаборатории, воды опорожнения конту-
ров, воды спецпрачечных и санпропускников и т.п.
Трапные воды после переработки направляют для
повторного использования, сокращая тем самым
общее количество жидких отходов АЭС.
На установке СВО-4 АЭС
с реактором
ВВЭР-1000 кроме очистки воды бассейна в ста-
ционарном режиме дополнительно предусматри-
вается очистка борсодержащей воды при аварий-
ных протечках.
включены
2 м,
В схему
СВО-4
регенерируемые
загруженные
по следо вательно
фильтры
активированным
диаметром
углем марки
БАУ, катионитом в водородной и анионитом в гид
роксильной формах, рассчитанные на производи
тельность 40 т/ч.
Очистка воды
парогенераторов на установке
СВО-5 производится в двух линиях регенерируе
мых
фильтров,
загруженных
сульфоуглем и
иони
тами КУ-2 и АВ-17. Производительность установ
ки соответствует продувке в размере 0,5 % при
ус
тановившемся режиме работы парогенераторов.
На АЭС с реакторами типа РБМК
тельность СВО-1 составляет 2
—5
%
производи
паропроизводи
тельности кипящего реактора, что для
соответствует
110—280 т/ч.
Состав
РБМК-1000
принципиаль
ных схем СВО АЭС с РБМК приведен в табл. 7.34.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
589
Таблица 7.34. Состав установок СВО на АЭС
с РБМК [3, 5)
Номер СВО Назначение Состав
1 Очистка проду- вочной воды кон- тура многократ- ной принуди- тельной циркуля- ции Н-катиопитный фильтр, ФСД
2 Очистка вод бас- сейнов выдержки Механический фильтр
3 Очистка проду- вочной воды кон- тура охлаждения каналов СУЗ Механический фильтр, ФСД
4 Очистка трапных вод Механический фильтр, выпарные аппараты, дега- затор, сорбционный угольный фильтр, Н-ка- тионитный, ОН-анионит- ный фильтры, ФСД
5 Очистка воды ор- ганизованных протечек Механический фильтр, ФСД
6 Очистка воды взрыхления кон- денсаторчисток Механический фильтр, Н-катионитный, ОН-анио- нитный фильтры, ФСД
7 Очистка раство- ров при дезакти- вации КМПЦ Н-катионитный, ОН-анио- нитный фильтры
13 Очистка воды бассейнов барбо- тера То же
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Внедрение противоточной технологии иониро-
вания на Первоуральской ТЭЦ АО «Свердловэнерго» /
ТВ. Алексеева, Б.С. Федосеев, Б.Н. Ходырев и др.
//Энергосбережение и водоподготовка. 1997. № 1.
С. 14—17.
2. Водоподготовительное оборудование для ТЭС
и промышленной энергетики: Отраслевой каталог. М.:
НИИЭинформэнергомаш, 1998.
3. Водоподготовительное оборудование для АЭС:
Отраслевой каталог. М.: НИИЭинформэнергомаш, 1988.
4 Гончарук В.В., Страхов Э.Б., Волошина А.М.
Водно-химическая технология энергетических устано-
вок и экология: Справочник. Киев.: Наукова думка,
1993.
5. ГОСТ 26841-86. Режим атомных электростан-
ций с кипящими реакторами большой мощности вод-
но-химический. Нормы качества водного теплоносите-
ля основного контура и контура системы управления и
защиты, средства обеспечения. М.: Изд-во стандарюв
1987.
6. Громогласов А.А., Копылов А.С., Пильщи-
ков А.П. Водоподготовка: процессы и аппараты:
Учеб, пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1990.
7. Гурвич С.М., Кострикнн Ю.М. Оператор во-
доподготовки. М.: Энергоатомиздат, 1981.
8. Живилова Л.М., Назаренко П.Н., Маркин Г.П.
Автоматический химконтроль водно-химического ре-
жима ТЭС. М.: Энергия, 1979.
9. Живилова Л.М., Максимов В.В. Автоматиза-
ция водоподготовительных установок и управления
ВХР. М.: Энергоатомиздат, 1986.
10. Иониты: Каталог. Черкассы: НИИТЭХИМ,
1989.
11. Кострикнн Ю.М., Мещерский Н.А., Корови-
на О.В. Водоподготовка и водный режим энергообъек-
тов низкого и среднего давления Справочник. М.:
Энергоатомиздат, 1990.
12. Мартынова О.И., Живилова Л.М., Рогац-
кин Б.С., Субботина Н.П. Химический контроль на
тепловых и атомных электростанциях: Учебник для
вузов / Под ред. О.И. Мартыновой. М.: Энергия, 1981.
13. Методические указания по проектированию
обессоливающих установок с сокращенными расхода-
ми реагентов и сокращенными стоками. МУ 34-70-
126-85. М.: Союзтехэнерго, 1987.
14. Общие технические требования к системам
химико-технологического мониторинга водно-хими-
ческих режимов тепловых электростанций (ОТТ
СХТМ ВХР ТЭС). РД 153-34.1-37.532.4-2001.
15. Перечень приборов химконтроля, прошедших
экспертизу на соответствие условиям эксплуатации
на ТЭС. Приказ РАО ЕЭС России № 229 от 16 11.98 г
16. Правила технической эксплуатации электри-
ческих станций и сетей Российской Федерации. М-во
топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России». РД
34.20.501-95. — 15-е изд., перераб. и доп. М : СПО
ОРГРЭС, 1996.
17. РД 34.26.516-96. Типовая инструкция по пуску
и останову котлов среднего и высокого давления теп-
ловых электростанций с поперечными связями. М.:
СПО ОРГРЭС, 1998.
18. РД 34.37.303-88. Методические указания по
организации и объему химического контроля водно-
химического режима на ТЭС. Изменение № 1 к РД
34.37.303-88. М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
19. СНиП 2.04.02-84. Водоснабжение. Наружные
сети и водоснабжение. Министерство строительства
Российской Федерации, 1985.
20. Стандарт предприятия. Водно-химический ре-
жим первого контура энергоблоков атомных электро-
станций с реакторами ВВЭР-1000. Нормы качества ра-
бочей среды и средства их обеспечения / Министерство
Российской Федерации по атомной энергии, 1999.
21. Стандарт предприятия. Водно-химический
режим второго контура атомных электростанций с ре-
акторами ВВЭР-1000. Нормы качества рабочей среды
и средства их обеспечения / Министерство Российской
Федерации по атомной энергии, 1998.
590
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
[Разд.1
22. Тепловые и атомные электрические станции:
Справочник / Под ред. В.А. Григорьева, В.М. Зори-
на. — 2-е изд., перераб и доп. М . Энергоатомиздат,
1989.
23. Фейзиев Г.К. Высокоэффективные методы
умягчения, опреснения и обессоливания воды. М.:
Энергоатомиздат, 1988.
24. Циркуляр Ц-02-94(Т). О внесении изменений
в объем технологических измерений, сигнализации,
автоматического регулирования на тепловых электро-
станциях. М.: СПООРГРЭС, 1994.
25. Cycle Chemistry Guidelines for Fossil Plants
Phosphate Treatment for Drum Units. EPR1 TR-10364'
EPRI, Palo Alto, Ca, USA, 1994.
26. Sodium Hydroxide for Conditioning the Boilet
Water of Drum-Type Boilers. EPRI TR-104007. EPRI
Palo Alto, Ca, USA, 1995.
27. Cycle Chemistry Guidelines for Fossil Plants: All-
Volatile Treatment. EPRI TR-105041. EPRI, Palo Alto,
Ca, USA, 1996.
28. Cycle Chemistry Guidelines for Fossil Plants:
Oxygenated Treatment. EPRI TR-102285. EPRI, Palo Al-
to, Ca, USA, 1994.
РАЗДЕЛ ВОСЬМОЙ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
8.1. РАЗНОВИДНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
МАШИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
ПО ФУНКЦИОНАЛЬНОМУ НАЗНАЧЕНИЮ
Электрическая машина — основной преобразо-
ватель механической энергии в электрическую и
электрической в механическую
По назначению электрические машины могут
быть разделены: на генераторы, служащие для
преобразования механической энергии в электри-
ческую; двигатели, используемые для преобразо-
вания электрической энергии в механическую;
трансформаторы, предназначенные для преобра-
зования электрической энергии с одними парамет-
рами (род тока, напряжение, частота, число фаз пе-
ременного тока) в электрическую энергию с други-
ми параметрами.
Электромеханическое преобразование энергии
в электрических машинах основано на явлении
электромагнитной индукции и связано с электро-
движущими силами (ЭДС), которые индуцируются
в процессе периодического изменения магнитного
поля, происходящем при механическом перемеще-
нии обмоток или элементов магнитопровода.
В зависимости от рода тока электрические ма-
шины разделяются на машины постоянного тока и
переменного тока.
Простейшим и наиболее распространенным ин-
дуктивным преобразователем, с помощью которо-
го переменный ток одного напряжения преобразу-
ется в переменный ток другого напряжения, являет-
ся трансформатор. Его обмотки и магнитопровод
взаимно неподвижны, и процесс периодического
изменения магнитного поля, в результате которого
в обмотках индуцируется ЭДС, осуществляется
в трансформаторе только за счет периодического
изменения тока в обмотках.
Трансформаторы могут преобразовывать толь-
ко электрическую энергию переменного тока, из-
меняющегося с частотой f Для того чтобы преоб-
разовать с помощью трансформаторов электриче-
скую энергию постоянного тока, нужно превратить
ее с помощью преобразователя частоты (ПЧ) того
или иного типа в электрическую энергию перемен-
ного тока.
Классификация индуктивных преобразовате-
лей энергии по функциональному назначению при-
водится в табл. 8.1, а по роду тока, принципу рабо-
ты и способу создания магнитного поля (возбужде-
нию) — на рис. 8.1
Индуктивная электрическая машина состоит из
двух основных частей: подвижной —ротора и не-
подвижной — статора.
Подвижная часть состоит из сердечника, одной
или нескольких обмоток, а также конструктивных
Рис. 8.1. Классификация электрических машин по роду тока, принципу работы и возбуждению
592
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Таблица 8.1. Классификация индуктивных преобразователей энергии по функциональному
назначению
Наименование
Трансформатор Т
Преобразователь пере-
менного тока в посто-
янный (выпрямитель)
Преобразователь по-
стоянного тока
Электрическая маши-
на переменного тока
Электрическая ма-
шина постоянного то-
ка (вентильная или
коллекторная)
Электромашинный
преобразователь пере-
мененного тока(или
электрическая машина
двойного питания)
Электромашинный
преобразователь пере-
менного тока в посто-
янный
Электромашинный
преобразователь по-
стоянного тока
Структурная схема
Функциональное назначение
Преобразование переменного тока
одного напряжения О) в переменный
ток другого напряжения Г2
Преобразование переменного тока
в постоянный (или обратное преоб-
разование)
Преобразование постоянного тока
одного напряжения (71= в постоян-
ный ток другого напряжения [/2=
Преобразование электрической
энергии переменного тока в механи-
ческую энергию (или обратное пре-
образование)
Преобразование электрической
энергии постоянного тока в механи-
ческую энергию (или обратное пре-
образование)
Преобразование электрической
энергии переменного тока частотой
/] в электрическую энергию пере-
менного тока частотой /2 //] п в ме-
ханическую энергию (или преобразо-
вание в любом другом направлении)
Преобразование электрической
энергии переменного тока частотой
/2 в электрическую энергию постоян-
ного тока и в механическую энергию
(или преобразование в любом другом
направлении)
Преобразование электрической
энергии постоянного тока одного на-
пряжения L/1= в электрическую энер-
гию постоянного тока другого напря-
жения f/2= t?1= и в механическую
энергию (или преобразование в лю-
бом другом направлении)
деталей, с помощью которых обеспечивается пере-
мещение подвижной части относительно непод-
вижной в определенном направлении и передается
сопряженной машине преобразованная механиче-
ская энергия.
Машины, в которых подвижная часть вращает-
ся, изменяя свое угловое положение относительно
статора, называются вращающимися.
Наиболее распространены цилиндрические вра-
щающиеся машины, в которых цилиндрический ро-
тор располагается внутри статора, имеющего форму
полого цилиндра (рис. 8.2).
Согласно ГОСТ 2479-79 электрические маши-
ны классифицируются по конструктивному испол-
нению и способу монтажа, условное обозначение
которых состоит из буквенной части IM (Interna-
tional Mounting) и следующих за ней четырех
цифр. Первая цифра является номером группы, в
которую входит машина по конструктивному ис-
полнению (табл. 8.2).
В каждой из девяти групп машины подразделя-
ются в зависимости от способа монтажа (вторая и
третья цифры в условном обозначении). Количест-
во и исполнение концов вала обозначаются с помо-
щью четвертой цифры.
Пример условного обозначения электрической
машины с двумя подшипниковыми щитами, на ла-
пах, с горизонтальным валом и одним цилиндриче-
ским концом вала: IM1001.
§8.1]
РАЗНОВИДНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ ПО НАЗНАЧЕНИЮ
593
Рис. 8 2. Вращающаяся (цилиндрическая)
машина:
/ — обмотки статора; 2 — обмотки ротора;
3 — сердечник статора; -7 — сердечник ротора;
5 — конструктивные детали статора; 6 — вал рото-
ра; 7 — аксиально-радиальные опоры
Таблица 8.2 Группы конструктивных
исполнений электрических машин
Условное обозначение группы Конструктивное исполнение машин
1М1 На лапах с подшипниковыми щитами
IM2 На лапах с подшипниковыми щитами, с фланцем на подшипниковом щите (или щитах)
IM3 Без лап с подшипниковыми щитами, с фланцем на одном подшипниковом щите
1М4 Без лап с подшипниковыми щитами, с фланцем на станине
1М5 Без подшипников
IM6 С подшипниковыми щитами и стояко- выми подшипниками
IM7 Со стояковыми подшипниками (без ПОД Ш И II11 и ко ВЫХ ЩИТО в)
1М8 С вертикальным валом, не охватывае- мые группами or IM1 до 1М4
1М9 Специальное исполнение по способу монтажа
IM5002 IM5102
Наиболее распространенные по конструктив-
ному исполнению и способу монтажа виды элек-
трических машин схематически показаны на
рис. 8.3.
Согласно ГОСТ 14254-96 электрические маши-
ны классифицируются по степени защиты персона-
ла от соприкосновения с токоведущими и движу-
щимися частями, а также от попадания посторон-
них тел внутрь машины. Условное обозначение со-
стоит из буквенной части IP (International Protec-
tion) и следующих за ней двух цифр. Имеются сле-
дующие исполнения электрических машин:
1. Открытая электрическая машина (IP00).
2. Защищенная от прикосновения и попадания
посторонних предметов машина (IP01, 1Р20).
IM6211 IM7011
Рис. 8.3. Формы исполнения электрических
маши и
20—1937
594
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
3. Каплсзащищспная машина: защищенная от
капель воды (IP01); защищенная от капель воды и
от прикосновения и попадания посторонних пред-
метов (IP 11, IP21, IP 12, IP22, IP 13, 1Р23, IP43).
4. Брызгозащищепная машина: защищенная о г
брызг и прикосновения и попадания посторонних
предметов (IP44, 1Р54)
5. Машина, защищенная от водяных струй, при-
косновения, попадания посторонних предметов и
вредных отложений пыли (1Р55).
6. Машина, защищенная от захлестывания мор-
ской волной на палубе корабля, прикосновения, по-
падания посторонних предметов и вредных отло-
жений пыли (IP56).
7. Машина, защищенная от проникновения во-
ды внутрь при кратковременном погружении в во-
ду (IP57).
8. Машина, защищенная от проникновения во-
ды внутрь при неограниченно длительном погру-
жении в воду (IP58).
Кроме того, машины классифицируются по
климатическому исполнению (например, У — уме-
ренный климат; Т — тропический климат) и по ус-
ловиям работы:
1. Взрывозащищенная машина, предназначен-
ная для работы во взрывоопасной среде и устроен-
ная таким образом, что при взрыве газов внутри ма-
шины возникающее пламя не может проникнуть в
окружающую среду.
2. Влагостойкая электрическая машина — для
работы при большой влажности.
3. Холодостойкая электрическая машина — для
работы при возможном образовании инея.
4. Химостойкая машина — для работы при воз-
действии химических реагентов.
5. Тропическая электрическая машина — для
работы при возможном образовании плесневых
грибов.
Асинхронные машины. Асинхронной маши-
ной называется электрическая машина, одна из об-
моток которой, обычно трехфазная, присоединена
к электрической сети или специальному преобразо-
вателю, а вторая выполнена короткозамкнутой.
В асинхронных (несинхронных) машинах час-
тота вращения ротора не равна частоте вращения
поля ип. Наибольшее распространение получили
асинхронные двигатели (АД). В настоящее время
АД выпускаются едиными сериями.
Конструкции АД делятся на два основных тина:
с короткозамкнутым ротором (беличьей клеткой)
и фазным ротором. Наибольшее распространение
получили АД с короткозамкнутым ротором.
Обмотки короткозамкнутых роторов выполня-
ются литыми из алюминия или его сплавов.
Асинхронные двигатели с фазным ротором
имеют на роторе обмотку, которая выполняется
трехфазной, так же как и обмотка статора. Начала
фаз обмотки ротора присоединены к контактным I
кольцам. С помощью скользящего щеточного коп- I
такта обмотка ротора соединяется с пускорегум I
рующей аппаратурой.
Серия 4А является массовой серией АД, рас- I
считанной на применение в различных отраслях
промышленности. Она охватывает диапазон помп- '
нальпых мощностей от 0,06 до 400 кВт и выполне- |
иа на 17 высотах оси вращения — от 50 до 355 мм.
Серия включает АД общего назначения, ряд
модификаций и специализированные исполнения.
Двигатели общего назначения соответствуют об-
щим требованиям и предназначены для нормальных
условий работы. Они выпускаются во веем диапазо-
не мощностей и высот оси вращения, охватываемых
серией. Это трехфазные АД с короткозамкнутым
ротором, рассчитанные на частоту питания 50 Гц,
имеющие степень защиты IP44 иди IP23.
Модификации и специализированные исполне-
ния АД серии 4А построены на базе АД общего на-
значения, т.е. имеют те же принципиальные конст-
руктивные решения основных элементов и высоты
оси вращения. Они выпускаются отдельными отрез-
ками серий на определенные высоты оси вращения
и номинальные мощности и предназначаются для
применения в механизмах, предъявляющих специ-
фические требования к электроприводу, или в усло-
виях эксплуатации, отличных от нормальных.
К конструктивным модификациям АД серии
4А относятся АД с фазным ротором, малошумные,
со встроенными электромагнитными тормозами,
встраиваемые, со встроенной температурной защи-
той, для моноблочных насосов.
Модификации исполнений по условиям окру-
жающей среды включают АД тропического испол-
нения, химостойкис, сельскохозяйственного, впаго-
и холодостойкого, пылезащшцениого и рудничного
исполнений.
К специализированным исполнениям АД серии
4А относятся высокоточные АД, АД приводов лиф-
тов, частотно-управляемые и АД для приводов де-
ревообрабатывающих станков
Двигатели мощностью от 0,06 до 0,37 кВт изго-
тавливают па номинальные напряжения 220 и 380 В:
мощностью от 0.55 до 11 кВт — 220, 380 и 660 В.
мощностью от 15 до 1 ЮкВг — 220/380 и 380/660 В,
мощностью от 132 до 400 кВт — 380/660 В
В конце 80-х годов была разработана серия ЛИ,
которая должна была заменить серии 4А и 4АМ.
Привязка мощностей к установочным размерам
была предусмотрена в двух вариантах: ЛИС — нор-
ма CENELEC (European Electrotechnical Standardiza-
tion Committee) для экспортных поставок, АИР —
по нормам DIN (Deitshc Inginicring Normal) для
внутренних поставок.
В 1993—1995 гг. на Ярославском электромаши-
ностроительном заво де была разработана серия RA
§8.1]
РАЗНОВИДНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ ПО НАЗНАЧЕНИЮ
595
(российская асинхронная), в которой представлены
АД мощностью от 0,37 до 90 кВт с высотой оси вра-
щения от 71 до 250 мм, предназначенные для рабо-
ты во всех отраслях промышленности, сельском и
коммунальном хозяйствах по российским и между-
народным стандартам (D1N и CENELEC).
Структура обозначения типа двигателя
RA160MA2Y3:
RA — условное обозначение серии;
160— высота оси вращения, мм;
М — установочный размер по длине станины —
средний (S — короткий, L — длинный);
А — длина сердечника статора (В при условии
сохранения установочного размера);
2 — число полюсов;
УЗ — вид климатического исполнения (У2, УЗ,
Т2): У — умеренный климат; Т — тропический
климат; 2 — для эксплуатации на свежем воздухе;
3 — для эксплуатации в закрытых помещениях.
Асинхронные двигатели большой мощности вы-
пускаются несколькими сериями от 200 до 8000 кВт.
Асинхронные турбодвигатели серии АТД4
выпускаются мощностью от 500 до 8000 кВт, с час-
тотой вращения 3000 об/мин, напряжением 6 кВ.
Ротор короткозамкнутый.
Асинхронные двигатели серий А4, АК4, ДА304
предназначены для привода механизмов, не тре-
бующих регулирования частоты вращения. Мощ-
ность АД этих серий от 200 до 1000 кВт.
Асинхронные двигатели вертикального испол-
нения серий ВАКЗ, ВАН выпускаются мощностью
от 315 до 2500 кВ г.
Двигатели с фазным ротором предназначены
для привода механизмов с тяжелыми условиями
пуска и механизмов, требующих регулирования
частоты вращения. Асинхронные двигатели серий
АОК2-560, АОК2-630, АКСЕ выпускаются мощно-
стью до 1000 кВт. Технические данные АД пере-
численных серий приведены в [9].
Синхронные машины. Синхронной машиной
называется двухобмоточная электрическая, машина
переменного тока, одна из обмоток которой присое-
динена к электрической сети с постоянной часто-
той, а вторая возбуждается постоянным током.
Трехфазная обмотка переменного тока называ-
ется иногда в синхронных .машинах якорной обмот-
кой. Соответственно часть машины, несущая якор-
ную обмотку, называется якорем; часть машины,
несущая обмотку возбуждения, — индуктором.
В основном исполнении статор является якорем,
ротор — индуктором.
В синхронных машинах небольшой мощности
для образования поля возбуждения часто использу-
ются постоянные магниты.
При работе синхронной машины в качестве ге-
нератора возбужденный ротор приводится во вра-
щение с частотой п внешним механическим вра-
щающим моментом (например, моментом гидрав-
лической или паровой турбины).
При работе синхронной машины в качестве
двигателя обмотка статора подключается к трех-
фазной сети переменного тока, а обмотка ротора —
к источнику постоянного тока. Обмотка статора
создает вращающееся магнитное поле. В результа-
те взаимодействия этого поля с полем обмотки воз-
буждения возникает электромагнитный вращаю-
щий момент, под действием которого ротор враща-
ется с синхронной частотой. В установившемся ре-
жиме электромагнитный момент уравновешивает-
ся внешним тормозящим механическим моментом.
Равенство частот вращения магнитного поля и
ротора принципиально характерно для рассматри-
ваемых машин и послужило причиной наименова-
ния их синхронными.
Преобладающая часть электрической энергии,
используемой в народном хозяйстве и в бытовых
целях, производится с помощью синхронных трех-
фазных турбогенераторов и гидрогенераторов.
Синхронные генераторы с приводом от других
типов двигателей (дизельных, внутреннего сгорания,
поршневых, паровых и др.) выполняются на неболь-
шую мощность для питания автономных нагрузок.
Синхронные машины применяются в качестве
двигателей, особенно в крупных установках (при-
вод поршневых компрессоров, воздуходувок, гид-
равлических насосов), так как в отличие от АД они
способны генерировать, а нс потреблять реактив-
ную мощность, необходимую индуктивным преоб-
разователям энергии для создания магнитного по-
ля. Большое распространение получили также син-
хронные микродвигатели (особенно синхронные
микродвигатели с постоянными магнитами).
Обычно синхронные .машины рассчитываются
таким образом, чтобы они могли генерировать ре-
активную мощность, равную 0,2—0,3 полной мощ-
ности. В ряде случаев оказывается выгодным уста-
навливать вблизи крупных промышленных центров
синхронные машины, предназначенные исключи-
тельно для генерирования реактивной мощности.
Эти синхронные машины называются синхронны-
ми компенсаторами.
Согласно общему стандарту на электрические
машины (ГОСТ 183-74), а также стандартам па тур-
богенераторы (ГОСТ 533-85), гидрогенераторы
(ГОСТ 5616-89) и синхронные компенсаторы (ГОСТ
609-84) к числу номинальных данных синхронной
машины, указываемых на табличке, относятся:
1) номинальная мощность (для генераторов и
синхронных компенсаторов — полная электриче-
ская мощность, кВ • А; для двигателей — механиче-
ская мощность на валу двигателя, кВт);
2) номинальный коэффициент мощности (при
перевозбуждении);
3) номинальный КПД (только для двигателей),
596
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Таблица 8.3. Число пар полюсов дли
обеспечения возможных частот вращения
р п, об/мин 1 3000 2 1500 3 1000 4 750
р 8 16 32 64
и, об/мин 375 187,5 93,7 46,9
4) схема соединения фаз обмотки статора;
5) номинальное линейное напряжение обмотки
якоря (статора), В;
6) номинальная частота вращения, об/мин (для
гидрогенераторов указывается еще и угонная час-
тота вращения);
7) номинальная частота тока якоря, Гц;
8) номинальный линейный ток якоря, А;
9) номинальные напряжение и ток обмотки
возбуждения
Все промышленные синхронные машины вы-
полняются па стандартную частоту 50 Гц. Требуе-
мая синхронная частота вращения и, об/мин (или
угловая скорость Q, рад/с), обеспечивается путем
выбора соответствующего числа пар полюсов
(табл. 8.3):
p = (tifln = 2nfl&. (8.1)
В зависимости от мощности турбины и напора
воды частота вращения гидрогенераторов колеб-
лется в пределах 50— 600 об/мин. Большие частоты
вращения относятся к высоконапорным ГЭС с тур-
бинами небольшой мощности, меньшие частоты —
к низконанорным ГЭС с крупными турбинами.
Турбогенераторы, как правило, выполняются
с частотой вращения 3000 об/мин и имеют соот-
ветственно число пар полюсов р = 1. При р - 2 из-
готавливаются турбогенераторы для атомных
электростанций при частоте вращения турбины
1500 об/мин.
Особенности условий работы гидрогенератора
и турбогенератора накладывают отпечаток на кон-
струкцию этих машин.
Гидрогенераторы выполняются преимущест-
венно с вертикальной осью вращения. Турбина рас-
полагается иод гидрогенератором, и ее вал, несу-
щий рабочее колесо, сопрягается с валом генерато-
ра с помощью фланцевого соединения. Так как час-
тота вращения мала, а число полюсов велико, ротор
генераторе! выполняется большого диаметра и срав-
нительно малой длиной статора.
Турбогенераторы, наоборот, почти всегда вы-
полняются с горизонтальной осью вращения. Диа-
метр ротора турбогенератора значительно .меньше,
чем его длина. Предельный диаметр ротора при
частоте вращения 3000 об/мин по условиям меха-
нической прочности составляет 1,2—1,25 м. Длина
ротора по условиям механической жесткости не
Таблица 8.4. Технические данные
турбогенераторов с частотой вращения
3000 об/мин при номинальной нагрузке
Мощность КПД- % Напря- жение, В *4 COS(Pbom Масса, т (нс более)
активная кВт полная S'*3, кВ-А
2500 3125 97 3150 0,8 12.5
4000 5000 97,3 6300 15
6000 7500 97,4 20
12 000 15 000 97,65 27
25 000*2 31 250 97,8 10 500 —
32 000 40 000 98,2 784
63 000 78 750 98.3 140
100 000 125 000 98,4 —
НО 000 137 500 145
160 000 188 000 98,5 18 000 0,85 167
200 000*2 235 000 98.6 15 750 269
220 000 258 820
300 000*2 353 000 98,7 20 000 376
320 000 376 000
500 000 588 000 420
800 000 888 900 98,75 24 000 0,9 589
1 000 000 I 111 000 —
12 000 000 1 ЗЗОООО 98,8 717
* 1
Активная электрическая мощность вырабатыва-
ется генератором для последующего преобразования
в другие виды энергии (тепловую, механическую т.д.).
*7 __
“ ГОСТ 533-85 производство этих машин не преду-
сматривает.
‘ Полная электрическая мощность определяет объ-
ем генератора и рассчитывается по формуле S =
/ 2 ~2
- Р + О~ , где О — реактивная мощност ь генератора
*4
cosep ном = ^ном'^'ном определяет соотношение
мощностей Р и5 при номинальной нагрузке.
превышает 6,5 м. Основные технические данные
турбогенераторов приведены в табл. 8.4.
Синхронные двигатели общего назначения
применяются для привода механизмов, не требую-
щих регулирования частоты вращения (вентилято-
ров, насосов, мельниц и др.). Выпускаются серии
СД2, СДН2, СДН32. Основные технические дан-
ные этих серий, а также синхронных двигателей
специального назначения приведены в табл. 8.5.
Машины постоянного тока. Машиной посто-
янного тока называют двухобмоточную электриче-
скую машину, одна из обмоток которой (обмотка
якоря) соединяется с электрической сетью постоян-
ного тока с помощью механического преобразова-
теля частоты, а вторая (обмотка возбуждения)
§8.1] РАЗНОВИДНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ ПО НАЗНАЧЕНИЮ
597
Таблица 8.5. Технические данные синхронных двигателей
Тип Р МВт нН0м, об/мин е^ном» Примечания
СД2 0,132—1,0 500; 600; 750; 1000; 1500 0,38; 6 Горизонтальные, защищенные, с самовентиляци- ей; тиристорное возбуждение; общего назначения
СДН2, СДН32 0,315—4,0 300; 375; 500; 600;750; 1000 6 Горизонтальные, на стояковых подшипниках, открытые (СДН2) и закрытые (СДН32); тиристор- ное возбуждение; общего назначения
сдз 0,16—1,0 500; 600; 750; 1000; 1500 0,38; 6 Горизонтальные, закрытые, с принудительной вентиляцией; электромашинное возбуждение, об- щего назначения
БСДК, БСДКП 0,2 500 0,38 Открытые, с самовентиляцией (БСДК) и взрыво- защищенные с принудительной вентиляцией (БСДКП); бесщеточное возбуждение; для привода компрессоров
ВДС, ВДС2 4,0—12,5 187,5; 214; 250; 300; 333; 375 6; 10 Вертикальные, подвесные, с водяными воздухо- охладителями; тиристорное или электромашинное возбуждение; для привода вертикальных гидрав- лических насосов
ВСДН (СДВ) 0,63—3,2 375;500;600; 750 6 Подвесные, защищенные, с самовентиляцией по разомкнутому циклу; тирристорное возбуждение; для привода вертикальных гидравлических насосов
ДСЗ 12,5—22 375 6; 10 Закрытые, с самовентиляцией по замкнутому циклу; тиристорное возбуждение; для привода аг- регатов прокатного стана
питается постоянным током. Отвод и подвод элек-
трической энергии к обмотке якоря осуществляют-
ся с помощью щеток, которые удерживаются в кон-
такте с коллектором щеткодержателями.
Двигатели постоянного тока, несмотря на то что
они значительно дороже АД, находят широкое при-
менение для привода различных механизмов, так
как позволяют осуществлять плавное регулирова-
ние частоты вращения в широком диапазоне и полу-
чать специальные механические характеристики.
Постоянный ток для питания двигателей полу-
чается с помощью генераторов постоянного тока
или выпрямительных установок, преобразующих
переменный ток в постоянный.
Питание обмоток возбуждения мощных син-
хронных генераторов осуществляется во многих
случаях от генераторов постоянного тока (возбуди-
телей).
В зависимости от схемы питания обмотки воз-
буждения машины постоянного тока разделяются
на несколько типов: двигатели с параллельным, по-
следовательным и смешанным возбуждением.
В табл. 8.6 даны технические данные основных
типов машин постоянного тока. Ежегодный выпуск
машин постоянного тока значительно меньше вы-
пуска машин переменного тока. Основными серия-
ми машин общего назначения в настоящее время
являются единые серии 2П и П2, которые охватыва-
ют машины всего необходимого народному хозяй-
ству диапазона мощностей и частот вращения Кро-
ме этих серий выпускаются серии генераторов и
двигателей постоянного тока главным образом спе-
циализированного назначения: тяговые, краново-
металлургические, судовые и др.
Вентильные двигатели. Электрические маши-
ны, функционально объединенные с управляемыми
полупроводниковыми коммутаторами, получили
название вентильных машин. Электромеханиче-
ская часть такого устройства, т.е. собственно элек-
трическая машина, аналогична известным конст-
руктивным модификациям синхронных машин.
Вентильные двигатели (ВД) имеют регулируе-
мую в широких пределах частоту вращения ротора,
обладают высокими пусковыми моментами и хоро-
шими энергетическими показателями. По своим
характеристикам они достаточно близки к маши-
нам постоянного тока. Вместе с тем отсутствие
коллекторно-щеточного узла существенно повы-
шает надежность и долговечность вентильных ма-
шин, снижает ограничения, определяемые комму-
тацией, особенно при высоких скоростях и пере-
грузках. Эти преимущества вентильных машин
важны при их использовании во взрывоопасной и
агрессивной средах при повышенной температуре.
Вентильные двигатели большой мощности (бо-
лее 100 кВт) нашли применение там, где ранее ис-
пользовались нерегулируемые асинхронные или
синхронные двигатели. Выпускаются ВД мощно-
стью 1600 кВт с регулированием частоты вращения
для привода компрессоров холодильных машин и
насосов циркуляционных систем. Вентильные дви-
гатели серии ВД мощностью 200—3150 кВт с
20-1937
598
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Таблица 8.6. Технические данные машин постоянного тока
Тип РН0М’ кВт ином > об/мин Ц|ОМ’ В Примечания
Двигатели
2П 0,37—300 600—3000 ПО, 220, 340, Выпускаются в различных исполнениях по способу
440 защиты и охлаждения; общего назначения; заменяют двигатели серии П (1—11-го габаритов)
П2 315—10000 25—500 440,750, 930 Закрытые с принудительной вентиляцией; незави- симым возбуждением; заменяют двигатели серии П (XVIII—ХХП-го габаритов)
П(1—11-го габаритов) 0,2—200 600—3000 ПО, 220,440 Общего и специализированного назначения
П (12—22-го габаритов) 100—6300 100—1500 220—1000 То же
д 2,5—185 410—1460 220, 440 Высокая кратность пусковых моментов; широкий
при диапазон регулирования частоты вращения; для приво-
ПВ-100% да металлургических, крановых и других механизмов
пг, пгт 1,0—0,9 3000 60—220 Закрытые с естественным охлаждением (ПГ, ПГТ);
ПС, пет 0,12—0,75 3000 НО, 220 защищенные с принудительной вентиляцией (ПС,
ПБС, ПБСТ 0,4—11,3 3000 110, 220, 340, ПСТ, ПБС, ПБСТ); реверсивные, исполнительные; об-
440 щего назначения
Генераторы
П (1—11-го 1,1—1,90 970—2850 115, 230, 460, Защищенные; со смешанным возбуждением; ста-
габаритов) 110—160, бильным и регулируемым напряжением; общего на-
220—320 значения; для зарядки аккумуляторов
П (18—22-го 1000—6300 375, 500, 630—1000 Закрытые с принудительной вентиляцией; для авто-
габаритов) 750 номного питания двигателей
низкой частотой вращения применяются в регули-
руемых безреду к горных электроприводах химиче-
ского и мельничного оборудования, шахтного подъ-
ема, буровых установок, насосов, вентиляторов.
Мощность промышленных приводов с ВД дос-
тигает в настоящее время 20 МВт, а в специальных
случаях даже 100 МВт. Благодаря быстрому разви-
тию полупроводниковой силовой техники верхний
предел мощности для ВД определяется скорее це-
лью их использования, чем возможностями преоб-
разователей и электрических машин.
Диапазон частот вращения мощных ВД состав-
ляет примерно от 10 об/мин для низкоскоростных
приводов до 1500—3000 об/мин для среднескоро-
стных и 6000—18 000 об/мин для высокоскорост-
ных приводов
Применение ВД большой мощности иницииро-
вано также тем обстоятельством, что двигатели по-
стоянного тока имеют принципиальные ограниче-
ния по напряжению, частоте вращения и предель-
ной мощности (примерно 1000 В, 1000 об/мин и
1000 кВт соответственно), причем увеличение лю-
бого из указанных показателей означает уменьше-
ние двух других.
Удельные массы ВД заметно превышают
удельные массы обычных электрических машин.
Например, при мощностях 200—300 кВт и частоте
вращения около 1000 об/мин их удельная масса
составляет 6—8 кг/кВт вместе с электронным пре-
образователем. Однако постоянный прогресс в
электронной и микропроцессорной технике приво-
дит к неуклонному и весьма заметному уменьше-
нию масс и габаритных размеров полупроводнико-
вых преобразователей и снижению их стоимости.
Трансформаторы и автотрансформаторы.
Трансформатором называется статическое элек-
тромагнитное устройство, имеющее две или более
индуктивно связанные обмотки и предназначенное
для преобразования посредством электромагнит-
ной индукции одной или нескольких систем пере-
менного тока в одну или несколько других систем
переменного тока. Различают двух-, трех- и много-
обмоточные трансформаторы, имеющие соответст-
венно две, три и более гальванически не связанные
обмотки. Передача энергии из первичной цепи
трансформатора во вторичную происходит посред-
ством магнитного поля.
Автотрансформатором называется трансфор-
матор, две или более обмотки которого гальваниче-
ски связаны так, что они имеют общую часть. Об-
мотки автотрансформатора связаны электрически
и магнитно, и передача энергии из первичной цепи
во вторичную происходит как посредством магнит-
ного поля, так и электрическим путем. Кроме галь-
§8.1]
РАЗНОВИДНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ ПО НАЗНАЧЕНИЮ
599
ванически связанных обмоток автотрансформатор
может иметь и другие обмотки, не имеющие галь-
ванической связи.
При одинаковой мощности на изготовление ав-
тотрансформаторов затрачивается меньше материа-
лов, чем на трансформаторы. Это снижает также по-
тери мощности, связанные с процессом преобразо-
вания. Однако эти преимущества имеют место при
небольших коэффициентах трансформации.
Трансформатор называется силовым, если он
применяется для преобразования электрической
энергии в электрических сетях и в установках,
предназначенных для приема и использования
электрической энергии. К силовым относятся
трансформаторы трехфазные и многофазные мощ-
ностью 6,3 кВ • А и более, однофазные мощностью
5 кВ • А и более. При меньших мощностях транс-
форматоры называются трансформаторами малой
мощности. Различают силовые трансформаторы
общего назначения, предназначенные для включе-
ния в сеть, не отличающиеся особыми условиями
работы, или для непосредственного питания при-
емников электрической энергии, не отличающиеся
особыми условиями работы, характером нагрузки
или режимом работы, и силовые трансформаторы
специального назначения, предназначенные для
непосредственного питания сетей или приемников
электрической энергии, если эти сети или прием-
ники отличаются особыми условиями работы, ха-
рактером нагрузки или режимом работы. К числу
таких сетей и приемников электрической энергии
относятся, например, подземные рудничные и
шахтные сети и установки, выпрямительные уста-
новки, электрические печи и т.п.
В прилагаемых к трансформатору сопроводи-
тельных документах изготовителем указываются
номинальные данные: мощность, напряжение об-
моток, частота и т.д., обеспечивающие его работу в
условиях, установленных нормативными докумен-
тами.
Номинальной мощностью двухобмоточного
трансформатора является номинальная мощность
каждой из его обмоток, в трехобмоточном транс-
форматоре — наибольшая из номинальных мощно-
стей трех его обмоток.
За номинальное напряжение обмотки прини-
мается напряжение при холостом ходе трансфор-
матора.
Электротехнические предприятия выпускают
большое количество трансформаторов, предназна-
ченных для работы в самых разнообразных облас-
тях промышленности и техники и отличающихся
условиями работы, характером нагрузки или режи-
мом работы. Для установления единых требований
к трансформаторам, отражающих условия их рабо-
ты в процессе эксплуатации, а также современное
состояние и возможности трансформаторострое-
ния, имеется ряд государственных и межгосударст-
венных (включающих страны СНГ) стандартов
[29—33].
По конструктивным признакам, назначению,
мощности и напряжению все трансформаторы под-
разделяются на типы, которым присваивается ус-
ловное обозначение.
Буквы в обозначении типа трансформатора оз-
начают:
А — автотрансформатор (трансформатор обо-
значения не имеет);
О или Т — однофазный или трехфазный транс-
форматор;
Р — наличие расщепленной обмотки низшего
напряжения (НН);
Т — трансформагор трехобмоточный (двухоб-
моточный обозначения не имеет);
Н — трансформатор с устройством переключе-
ния ответвлений под нагрузкой для регулирования
и стабилизации напряжения.
В числителе дроби после буквенного обозначе-
ния типа указывается номинальная мощность
трансформатора, кВ • А, в знаменателе — класс на-
пряжения обмотки высшего напряжения (ВН), кВ.
Приведенный перечень буквенного обозначе-
ния типов трансформаторов далеко не полон, осо-
бенно это касается трансформаторов специального
назначения и трансформаторов малой мощности,
номенклатура которых весьма широка. При затруд-
нениях в расшифровке буквенного обозначения
следует обратиться к стандартам или техническим
условиям на конкретные виды трансформаторов.
Силовые трансформаторы в зависимости от
мощности и класса напряжения подразделяются на
восемь габаритов:
I габарит включает трансформаторы мощно-
стью до 100 кВ • А напряжением до 35 кВ;
II — от 100 до 1000 кВ • А напряжением до 35 кВ;
III — от 1000 до 6300 кВ • А напряжением до
35 кВ;
IV — свыше 6300 кВ • А напряжением до 35 кВ;
V — до 32 000 кВ • А напряжением до 110 кВ;
VI — свыше 32 000 до 80 000 кВ • А напряжени-
ем до 330 кВ;
VII — свыше 80 000 до 200 000 кВ • А напряже-
нием до 220 кВ;
VIII — свыше 200 000 кВ • А напряжением бо-
лее 330 кВ.
В табл. 8.7 представлены основные техниче-
ские данные и массогабаритные показатели двух
обмоточных и трехобмоточных трансформаторов,
автотрансформаторов, а также трансформаторов
собственных нужд, устанавливаемых на тепловых
и атомных электрических станциях.
600
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Таблица 8.7. Параметры н массогабаритные показатели трансформаторов
Тип трансформатора Потери, кВт '0.% Масса, т Г абаритные размеры, м
ВИ- НН ВН- ИИ, (НН2) НН,— НН2, не менее полная' масла Н L В
а) двухобмоточные трансформаторы классов напряжения ПО, 150 кВ
ТМН-2500/110 5,5 22 10,5 — — 1,5 18,5 6,65 4,1 4,2 2,6
ТМН-6300/110 10 44 1,0 28,4 10,5 5,0 5,8 4,2
ТДН-10000/110 14 58 0,9 31 10,2 5,3 5,8 3,5
ТДН-16000/110 18 85 0,7 41,5 12,82 5,5 6,0 3,5
ТДН-25000/110 25 120 10,5 — — 0,65 52 15 5,4 5,9 4,6
ТРДН-2500/110 20 30
ТДН-40000/110 34 170 10,5 — — 0,55 68 17,6 5,7 6,0 4,7
ТРДН-40000/110 20 30
ТДН-63000/110 50 245 10,5 — — 0,50 87,5 22 6,2 6,7 5,2
ТРДН-63000/110 20 30
ТДН-80000/110 58 310 10,5 — — 0,45 105 24 6,8 7,4 5,3
ТРДН-80000/110 20 30
ТРДЦН-125000/110 105 400 11,0 21 30 0,55 160 32,7 7,3 8,3 3,2
б) двухобмоточные трансформаторы классов напряжения 220, 330 кВ
ТРДН-32000/220 45 150 11,5 21 28 0,65 110 30 7850 8400 5350
ГРДНС-40000/220 50 170 0,6 105 27 7300 8150 5300
ТРДН-63000/220 70 265 0,6 150 39 8120 9200 5700
ТРДЦН-63000/220 140 39 8150 8800 5350
ТРДЦН-100000/220 102 340 12,5 23 0,65 165 44 8000 9450 4200
ТРДЦН-160000/220 155 500 0,6 240 56 7600 12 550 5500
ТРДЦН-63000/330 100 260 11,0 18,5 0,8 175 51 8850 11 050 5400
в) трехобмоточные трансформаторы класса напряжения 220 кВ
ТДТН-25000/220 45 130 12,5 20 6,5 0,9 120 40 8050 9600 5150
ТДТН-40000/220 54 220 12,5 22 9,5 0,55 110 31 7350 9000 5350
г) автотрансформаторы трехобмоточные классов напряжения 220, 330, 500 кВ
АТДЦТН-63000/220/110 37 200 11,0 35 22 0,45 130 47 7300 9750 5220
АТ ДЦТН-125000/220/110 65 315 45 28 0,4 160 58 7150 11 300 5150
АТ ДЦТН-200000/220/110 105 430 32 20 0,45 215 59 7800 12 000 5300
АТ ДЦТН-250000/220/110 120 500 0,24 260 84 8350 12 700 4650
АТ ДЦТН-125000/330/110 100 345 10,0 35 24 0,45 245 78 9250 12 150 5600
АТДЦТН-200000/330/110 155 560 10,5 38 25 0,45 290 80 9500 14 000 6000
АТД1ITH-250000/330/110 160 620 54 42 0,45 300 86 9450 13 400 5700
АТДЦТН-250000/500/110 190 670 13,0 33 18,5 0,4 318 68 9850 12 950 7050
д) двухобмоточные трансформаторы для собственных нужд электростанций
ТМС-1000/10 2,2 12,2 8 1,4 3,8 1 2700 2450 1150
ТМНС-6300/10 8 46,5 0,8 18,2 5 4200 4125 3610
ТДНС-10000/3 5 12 81 14 0,75 28,8 8,3 5000 5400 2980
60 8 23 7,3 4880 4500 3150
ТДНС-16000/20 17 85 10 0,7 35 10,5 5250 6100 3080
ТДНС-16000/3 5 38 5250 6100 3080
ТРДНС-25000/15 25 115 ВИ—(HHj + НН2)—10,5; ВИ—НН! или ВН—НН2—19; НН]—НН2 — не менее 30 0,65 55 16 5350 6600 4300
ТРДНС-25000/35
§8.2]
СХЕМЫ И СПОСОБЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
601
Окончание табл. 8.7
Тип трансформатора Потери, кВт С/к,% 4» % Масса, т Габаритные размеры, м
Рк. полная масла Н L В
ТРДНС-32000/15 ТРДНС-23000/35 29 145 ВН—(НН] + НН2)—12,7; ВН—НН! или ВН—НН2—23; НН]—НН2 — не менее 40 0,6 61 15,5 5350 6600 4300
ТРДНС-40000/35 36 170 0,50 70 18,5 5500 6800 4500
ТРДНС-63000/35 50 250 0,45 91 23 6100 7000 4600
Обозначения: Рх — потери холостого хода (потери в магнитопроводе); Рк— потери короткого замыкания
(потери в обмотках при номинальной нагрузке); UK— напряжение короткого замыкания (определяет внутреннее
падение напряжения в трансформаторе при номинальной нагрузке); z0 — ток холостого хода по отношению к но-
минальному току трансформатора, %; H,L,B — высота, длина и ширина трансформатора соответственно.
8.2. СХЕМЫ И СПОСОБЫ ОХЛАЖДЕНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
Электрические машины и трансформаторы
благодаря широкому использованию применяемых
в них активных и конструкционных материалов яв-
ляются весьма напряженными в тепловом отноше-
нии электромеханическими устройствами. Потери
мощности в них достигают 250 кВт на 1 м3 объема
машины. Основным ограничивающим фактором
для электрических машин и трансформаторов явля-
ется температурное воздействие на электрическую
изоляцию обмоток. Под влиянием термических и
связанных с ними механических воздействий изо-
ляция с течением времени стареет, в результате че-
го ухудшаются ее изоляционные свойства, что в ко-
нечном итоге приводит к тепловому или электриче-
скому пробою.
В основу классификации изоляции положена ее
нагревостойкость —- способность выполнять свои
электроизоляционные функции при воздействии
рабочей температуры в течение срока службы
(табл. 8.8).
Таблица 8.8. Нагревостойкость электроизоляционных материалов (ГОСТ 8865-93)
Класс нагрево- стойкости Предельно допустимая температура, °C Основные группы электроизоляционных материалов, соответствующие данному классу нагревостойкости
Y 90 Не пропитанные и не погруженные в жидкий электроизоляционный материал во- локнистые материалы из целлюлозы, хлопка, шелка, а также соответствующие дан- ному классу другие материалы и другие сочетания материалов
А 105 Пропитанные или погруженные в жидкий электроизоляционный материал волок- нистые материалы из целлюлозы, хлопка или шелка, а также соответствующие дан- ному классу другие материалы и другие сочетания материалов
Е 120 Некоторые синтетические органические пленки, а также соответствующие дан- ному классу другие материалы и другие сочетания материалов
В 130 Материалы на основе слюды (в том числе на органических подложках), асбеста и стекловолокна, применяемые с органическими связующими и пропитывающими составами, а также соответствующие данному классу другие материалы и другие сочетания материалов
F 155 Материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с синтетическими связующими и пропитывающими составами, а также соответст- вующие данному классу другие материалы и другие сочетания материалов
Н 180 Материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с кремнийорганическими связующими и пропитывающими составами, кремнийор- ганические эластомеры, а также соответствующие данному классу другие материа- лы и другие сочетания материалов
С Более 180 Слюда, керамические материалы, стекло, кварц, применяемые без связующих со- ставов или с неорганическими или элементоорганическими связующими состава- ми, а также соответствующие данному классу другие материалы и другие сочета- ния материалов
602
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Указанные в табл. 8.8 температуры соответст-
вуют самому нагретому месту изоляции при номи-
нальном режиме. Срок службы изоляции уменьша-
ется примерно вдвое при увеличении температуры
на каждые 7—10 °C по отношению к указанной в
табл. 8.8 температуре для электрических машин и
на каждые 6 °C для трансформаторов; при этом зна-
чительную роль играет также длительность воздей-
ствия повышенной температуры [7].
Другим фактором, влияющим на срок службы
изоляции, является разность температур изоляции и
охлаждающей среды, определяющая смещение про-
водников в обмотке машины из-за относительного
теплового расширения материала проводника. Этот
фактор учитывается при задании допустимых темпе-
ратур эксплуатации электрических машин в виде па-
раметра, называемого превышением темперагуры
(табл. 8.9). Предельно допустимая температура для
какой-либо части электрической машины определя-
ется как сумма превышения температуры, взятой из
табл. 8.9, и температуры газообразной окружающей
среды, принимаемой равной +40 °C, (см. § 8.8).
Для обмоток машин переменного тока на номи-
нальное напряжение выше 11 000 В предельные
значения температуры должны быть снижены на
каждые 1000 В сверх 11 000 В на 1,5 °C при измере-
нии термометром и 1 °C при измерении темпера-
турным индикатором.
Для турбогенераторов с непосредственным ох-
лаждением обмоток поправки в значении превыше-
ния температуры не вносят. Для турбогенераторов
с косвенным охлаждением обмоток на номиналь-
ное напряжение свыше 11 000 В предельно допус-
тимые превышения температуры должны быть
снижены на каждые 1000 В (полные или неполные)
сверх 11 000 В на 1 °C, а сверх 17 000 В — соответ-
ственно на 0,5 °C.
Конструкция электрической машины представ-
ляет собой сложную систему, состоящую из разно-
родных в тепловом отношении частей: активных
элементов (медь проводников обмоток, активная
сталь магнитопровода) и конструктивных элемен-
тов (изоляционных и проводящих).
Общие потери электрической машины растут
пропорционально кубу линейных размеров, но ее
поверхности охлаждения возрастают пропорцио-
нально только квадрату линейных размеров, поэто-
му при увеличении мощности машин требуется по-
вышать интенсивность их охлаждения. С увеличе-
нием частоты вращения п электрической машины
условия ее охлаждения улучшаются, поэтому мощ-
ность машины при увеличении частоты вращения
до некоторого предела возрастает несколько быст-
рее, чем частота вращения.
Эффективность систем охлаждения. Общим
универсальным критерием, позволяющим группи-
ровать системы охлаждения электрических машин
различных типов по уровням эффективности охла-
ждения, является .машинная постоянная Эссона,
которая определяет мощность электрической ма-
шины в заданном объеме на единицу частоты вра-
щения:
Сэ = S/(lD2n), (8.2)
где S' — полная мощность, кВ * А; / — расчетная
длина, м; D— внутренний диаметр статора, м; п —
частота вращения, об/мин.
Постоянная Эссона в наиболее общем виде оп-
ределяет степень соответствия примененной систе-
мы охлаждения ее целевому назначению и носит
название коэффициента использования. Каждой
системе охлаждения соответствует вполне опреде-
ленный диапазон значений коэффициента исполь-
зования [14].
Другим важнейшим критерием эффективности
систем охлаждения является отношение макси-
мальной температуры в наиболее нагретой точке к
средней температуре всей машины или отношение
максимальной температуры обмотки к ее средней
температуре.
Экономичность систем охлаждения. Для элек-
трических машин экономичность систем охлажде-
ния в подавляющем большинстве случаев определя-
ется эксплуатационными затратами. Только приме-
нение уникальных устройств или средств охлажде-
ния может потребовать сопоставления вариантов по
капитальным затратам. В то же время известны мно-
гочисленные случаи, когда весьма эффективные сис-
темы охлаждения не могли быть использованы, по-
скольку потери энергии на циркуляцию охлаждаю-
щих сред достигали уровня, недопустимо умень-
шающего КПД электрической машины в целом. Эко-
номичность системы охлаждения оценивается
удельными затратами мощности, представляющими
собой отношение затраченной на охлаждение мощ-
ности Р3 к суммарным потерям в электрической ма-
шине Р%.
P = P3!Py. (8.3)
Значения удельных затрат мощности р и коэф-
фициента использования Сэ для электрических
машин находятся в следующих пределах [13]:
СЭ Р
Турбогенераторы......... 6—15 0,01—0,50
Гидрогенераторы...... 4—8 0,02—0,10
Машины переменного тока .. 1—6 0,01—0,10
Машины постоянного тока . . . 2—5 0,02—0,20
Сверхпроводниковые турбогене-
раторы ...................... 20—40 0,01—0,02
Классификация способов охлаждения элек-
трических машин. Согласно ГОСТ 20459-87 обо-
значения способов охлаждения электрических
§8.2]
СХЕМЫ И СПОСОБЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
603
Таблица 8.9. Предельно допустимые значения превышении температур, °C, измеренных различными
методами, при температуре газообразной окружающей среды +40 °C и высоте над уровнем миря
не более 1000 м
Часть электрической машины
Измерение методом
| термометра | | сопротивления температурных индикаторов при укладке их между катушками в одном пазу | термометра | | сопротивления температурных индикаторов при укладке их между катушками в одном пазу | термометра | сопротивления j температурных индикаторов при укладке их между катушками в одном пазу термометра сопротивления температурных индикаторов при укладке их между катушками в одном пазу термометра сопротивления температурных индикаторов при укладке их между катушками в одном пазу
Изоляционный материал классов (ГОСТ 8865-93)
А Е В F Н
Обмотки:
машин переменного тока мощностью 5000 кВ • А и более или с длиной сер- дечника 1 м и более; то же мощностью 50 60 60 60 65 70 75 70 70 80 80 80 85 100 100 100 105 125 125 125
5000 кВ • А или с длиной сердечника менее 1 м
возбуждения машин посто- янного и переменного тока с возбуждением постоян- ным током 90 110
якорные, соединенные с коллектором, возбужде- ния неявнополюсных ма- шин с возбуждением постоянным гоком
однорядные возбуждения с неизолированными по- верхностями 65 65 — 80 80 — 90 90 — НО НО — 135 135 —
стержневые роторов асин- хронных машин возбужде- ния малого сопротивления, имеющие несколько слоев, и компенсационные 60 60 75 75 80 80 НО НО 125 125
изолированные, непрерыв- но замкнутые на себя 60 — — 75 — — 80 — — 100 — — 125 — —
неизолированные, непре- рывно замкнутые на себя —
Сердечники и другие сталь-
См. примечание
ные части, не соприкасаю-
щиеся с обмотками
То же, соприкасающиеся с об-
мотками
Коллекторы и контактные
кольца, незащищенные и за-
щищенные
100
90
125
100
Примечание. Превышение температуры этих частей не должно приводить к повреждению изоляционных
или других смежных материалов
604
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
машин, принятые в технической документации, со-
стоят: из латинских букв IC (International Cooling);
последующих букв, обозначающих вид хладоаген-
та (А — воздух, Н — водород, N — азот, С — диок-
сид углерода, Fr — фреон, W — вода, U — масло,
Кг — керосин); последующих цифр, из которых
первая обозначает устройство цепи для циркуля-
ции хладоагента (0 — свободная циркуляция на-
ружного воздуха; 1 — охлаждение с помощью под-
водящей трубы; 2 — охлаждение с помощью отво-
дящей трубы; 3 — охлаждение с помощью подводя-
щей и отводящей труб; 4 — охлаждение наружной
поверхности с использованием окружающей среды;
5 — охлаждение окружающей средой с помощью
встроенного теплообменника; 6 — охлаждение ок-
ружающей средой с помощью пристроенного теп-
лообменника; 7 — охлаждение с помощью встроен-
ного охладителя; 8 — охлаждение с помощью при-
строенного охладителя; 9 — охлаждение с помо-
щью охладителя, установленного отдельно от ма-
шины); вторая цифра обозначает способ перемеще-
ния хладоагента (0 — свободная конвенция; 1 — са-
мовентиляция; 2 и 3 — перемещение хладоагента
встроенным или пристроенным устройством, уста-
новленным непосредственно на валу машины (3)
или связанным с валом через зубчатую или ремен-
ную передачу (2); 5 и 6 — то же при независимом
устройстве; 7 — перемещение хладоагента осуще-
ствляется отдельным устройством).
По виду охлаждения различают системы с не-
посредственным и косвенным охлаждением. При
прямом контакте охлаждающей среды с нагретыми
активными частями машины охлаждение называют
непосредственным', если непосредственный кон-
такт охлаждающей среды с активными частями не-
возможен, то охлаждение косвенное.
По контурности различают систем охлаждения
одноконтурные и многоконтурные. Число конту-
ров системы охлаждения определяется числом ох-
лаждающих сред. Если в машине или трансформа-
торе применена двухконтурная система, то спосо-
бы охлаждения обозначаются, начиная с цепи с бо-
лее низкой температурой. Например:
1) закрытая машина с водородным охлаждени-
ем и встроенным водяным охладителем, циркуля-
ция воды в котором осуществляется отдельным
и независимым от охлаждаемой машины насосом
или от водопроводной сети, имеет обозначение
IC37H71;
2) закрытая машина, имеющая обмотку статора
с непосредственным водяным охлаждением от от-
дельного насоса и обмотку ротора, охлаждаемую
водородом, имеет обозначение 1С87Н71.
По методу теплосъема различают конвективное,
испарительное и комбинированное охлаждение.
8.3. ОХЛАЖДЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
В качестве охлаждающих турбогенератор аген-
тов применяются воздух, водород, дистиллирован-
ная вода, трансформаторное масло и негорючий
жидкий диэлектрик, физические свойства которых
представлены в табл. 8.10.
По принципу охлаждения все турбогенераторы
подразделяются на генераторы с косвенным (по-
верхностным) охлаждением, непосредственным
охлаждением проводников обмоток статора и рото-
ра, со смешанным охлаждением. Классификация
турбогенераторов производится прежде всего по
системе охлаждения. Существующие типы турбо-
генераторов представлены в табл. 8.11, а допусти-
мые значения температур в соответствии с мето-
Таблица 8.10. Эффективность непосредственного охлаждения турбогенератора различными
веществами по сравнению с воздухом
Показатель (безразмерная величина) Вещество
Воздух при давлении 0,1 МПа Водород Трансформа- торное масло Вода
при давлении 0,103 МПа придавлении 0,3 МПа
Удельная массовая теплоемкость 1 14,35 14,35 1,65 3,75
Плотность 1 0,07 0,21 848 1000
Удельная объемная теплоемкость 1 1 3,02 1400 3750
Примерная способность ктеплоудалению 1 1 1 3,02 16,5 125
Коэффициент теплопередачи от поверхно- *2 сти канала к охлаждающей среде 1 1,5 3,6 2 60
*1
Под примерной способностью к теплоудалению понимается количество теплоты, которое можно удалить
от обмотки при допустимом превышении температуры и практически приемлемом давлении на входе в канал.
*2
Коэффициенты теплопередачи для всех веществ, кроме масла, даны для турбулентного движения в длинном
узком канале (приведены практически достижимые значения). Для масла указан коэффициент при ламинарном
движении, поскольку турбулентное движение масла в узком канале получить затруднительно.
§8.3]
ОХЛАЖДЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
605
Таблица 8.11. Классификация турбогенераторов по системе охлаждения
Наименование серии Расшифровка Охлаждение
обмотки статора сердечника статора обмотки ротора
Т2-2,5-2, Т2-4-2, Т2-6-2, Т2-12-2 Т — турбогенератор, 2 — серия, мощность, МВт, 2 — число полюсов Косвенное воздушное Непосредствен- ное воздушное Косвенное воздушное
ТВ2-30-2, ТВ2-100-2, ТВ2-150-2 То же, В— водородное охлаждение Косвенное во- дородом Непосредствен- ное водородом Косвенное во- дородом
ТВФ-63-2Е, ТВФ-110-2Е То же, Ф — форсиро- ванное охлаждение рото- ра, Е — единая серия То же То же Непосредст- венное водоро- дом
ТВВ-160-2Е, ТВВ-220-2Е, ТВВ-320-2Е, ТВВ-500-2Е, ТВВ-800-2Е. ТВВ-1000-2, ТВВ-1000-4, ТВВ-1200-2, ТВВ-1200-4 Т — турбогенератор, ВВ — водородно-водяное охлаждение, мощность, МВт, 2(4) — число полю- сов, Е —единая серия Непосредст- венное водой То же То же
T3B-63.T3B-110, ТЗВ-160, ТЗВ-220, T3B-320, ТЗ В-400, ТЗ В-540, ТЗВ-645, ТЗВ-800, ТЗВ-1100, T3B-13OO, ТЗВ-1500 Т — турбогенератор, ЗВ — трижды водяное ох- лаждение, мощность, МВт То же Непосредствен- ное водой Непосредст- венное водой
ТГВ-200-2, ТГВ-200-2Д, ТГВ-200-МТ, ТГВ-200-2М, ТГВ-300-2, ТГВ-500-2, ТГВ-500-4, ТГВ-800-2 ТГ — турбогенератор, В — водородно-водяное охлаждение обмоток, мощность, МВт, 2(4) — число полюсов, Д, М, МТ — модификации Непосредст- венное водоро- дом для ТГВ- 500,800, для ТГВ-200-2М — водой Непосредствен- ное водородом Непосредст- венное водоро- дом, для ТГВ-500, 800 — водой
ТВМ-300, ТВМ-500 М —• масляное охлаж- дение статора погружного исполнения, В — водяное охлаждение обмотки ро- тора, мощность, МВт Непосредст- венное маслом Непосредствен- ное маслом Непосредст- венное водой
АСТГ-200-2 Асинхронизиро ванный синхронный турбогенера- тор, мощность, МВт Непосредст- венное водоро- дом Непосредствен- ное водородом Непосредст- венное водоро- дом
дами их измерений даны в табл. 8.12. Как следует
из приведенной классификации, в определенных
диапазонах мощности турбогенераторы имеют
одинаковую систему охлаждения и рост их мощно-
сти происходит в основном за счет увеличения объ-
ема. Такой ряд турбогенераторов образует серию
машин, имеющих единые принципы конструкции и
технологии.
Перспективы развития турбогенераторов с
воздушным охлаждением. Несмотря на преимуще-
ства водородного охлаждения (см. табл. 8.10) мно-
голетний опыт его применения показал, что турбо-
генераторы серий ТВ, ТВ2 и ТВФ дороги в эксплуа-
тации и требуют сложного вспомогательного обору-
дования, поэтому в настоящее время на современ-
ном техническом уровне возобновлено проектиро-
вание и производство турбогенераторов с воздуш-
ным охлаждением относительно большой мощно-
сти (до 200 МВт), имеющих значительно более про-
стую конструкцию. При пиковых нагрузках мощ-
ность турбогенератора может быть увеличена по
сравнению с номинальной, так как система охлаж-
дения допускает использование повышенного дав-
ления воздуха. С этой целью во внешней цепи сис-
темы охлаждения устанавливается компрессор, а на
валу ротора — специальные графитовые кольца, ра-
ботающие в режиме сухого трения и являющиеся
торцевыми уплотнениями.
Криотурбогенераторы. Предельная мощность
турбогенератора с внутренним водяным охлаждени-
ем обмоток статора и ротора не превышает
2000 МВт. Дальнейшим рост единичной мощности
турбогенераторов возможен при использовании
сверхпроводящей обмотки ротора. Применение
сверхпроводящей обмотки возбуждения в генера-
торах уже освоенных мощностей позволяет повы-
сить их КПД и снизить в 2—3 раза расход материа-
лов. Однако из-за технических сложностей охлаж-
дения до сверхпроводящего состояния вращаю-
606
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Таблица 8.12. Допустимые значения температур охлаждающих сред и частей турбогенераторов,
°C, не более
Часть турбогенератора или охлаждающая
среда
Измерение методом
сопро- тивле- ния термопреобразо- вателей сопротивления, уложенных в паз термо- метра сопро- тивле- ния термопреобра- зователей сопротивления, уложенных в паз термо- метра
Класс В Класс F
Охлаждающая жидкость, выходящая из об-
моток статора и ротора и сердечника статора
Охлаждающий газ, выходящий из сердечни-
ка и обмотки статора
Обмотка статора
Обмотка ротора:
при косвенном охлаждении
при непосредственном охлаждении газом
с выпуском:
не более чем в двух зонах
в трех-четырех зонах
в пяти-семи зонах
в восьми зонах и более по длине рото-
ра
Активная сталь сердечника статора
— — 85 НО — —
— 120 —- — 140
130 — — 145 —
100 — — 115 —
105 — — 120 —
НО — — 125 —
115 — — 130 —
— 120 — — 140
Примечания: 1. Термопреобразователями сопротивления, уложенными под клин, допускается измерять
только температуру обмоток с жидкостным охлаждением.
2. Вентиляция ротора при непосредственном охлаждении обмотки газом характеризуется числом радиальных
зон выхода газа по всей длине ротора. Зоны выхода охлаждающего газа из лобовых частей обмотки с одной сто-
роны ротора следует учитывать как одну зону Общие зоны выхода охлаждающей среды двух аксиальных проти-
воположно направленных потоков следует рассматривать как две зоны.
3. Допустимое значение температуры обмотки статора при непосредственном охлаждении жидкостью уста-
навливается в инструкции по эксплуатации турбогенератора, но нс более указанного в табл. 8.12.
4. При применении по согласованию между изготовителем и потребителем микалентной компаундированной
изоляции для обмотки статора температуры охлаждающего газа, выходящего из сердечника и обмотки статора,
активной стали сердечника и обмотки статора снижаются на 15 °C.
5. Температура охлаждающей воды, поступающей в газоохладители
начального поступления охлаждающей воды, 33 °C.
или
первый теплообменник со
стороны
в
6. Температура охлаждающего газа, выходящего из газоохладители, 40 °C.
7. Температура охлаждающей жидкости, поступающей для непосредственного охлаждения турбогенераторе
в
или их частей, 40 °C.
8. Избыточное давление водорода в корпусе для турбогенераторов с
не менее 0,5 • 105 Па.
водородным
охлаждением
должно
быть
шейся обмотки ротора криотурбогенераторы так и
не вышли из стадии опытного производства [1].
Модернизация турбогенераторов. На электри-
ческих станциях как нашей страны, так и других
стран продолжают эксплуатироваться турбогенера-
торы, выпущенные несколько десятилетий тому на-
зад. Техническое состояние этих машин вполне
удовлетворительно, и замена их на новые машины
нецелесообразна. С экономической точки зрения бо-
лее приемлемой является модернизация таких ма-
шин. Модернизация позволяет повысить мощность
турбогенераторов, увеличить запасы прочности
отдельных узлов, уменьшить превышения темпера-
тур в статоре и роторе и продлить срок службы по
крайней мере еще на 20 лет. Наиболее существенной
модернизации подвергаются турбогенераторы серий
ТВ и ТВ2 мощностью до 150 МВт. Обмотка ротора в
этих машинах переводится с косвенного охлаждения
на непосредственное, одновременно увеличивается
§8 3]
ОХЛАЖДЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
607
Рис. 8.4. Схема воздушного охлаждения турбогенератора Т2-12-2:
/ — диффузор; 2 — вентилятор центробежный; 3 — щит вентилятора; 4 — фильтр для очистки атмосферного
воздуха; 5 — воздухоохладитель; 6 — канал воздушного уплотнения; 7 — внутренний щит; 8 — камера
горячего воздуха; 9 — камера холодного воздуха
давление водорода, в результате чего турбогенерато-
ры серий ТВ и ТВ2 переходят в серию ТВФ [1].
Система вентиляции турбогенераторов с воз-
душным охлаждением. Применение замкнутой
системы вентиляции определяется необходимостью
использовать очищенный воздух. По направлению
движения холодного воздуха вентиляция является
нагнетательной. Преимуществом нагнетательной
схемы является то, что в машине поддерживается
избыток давления и в турбогенератор через неплот-
ности в корпусе не может попасть неотфильгрован-
ный воздух. Однако при нагнетательной схеме воз-
дух уже в самом вентиляторе подогревается на 5—
7 °C. Это приводит к необходимости повышать на
10—15 % расход подаваемого воздуха. Схема вен-
тиляции турбогенератора типа Т2-12-2 показана
на рис. 8.4.
Стенки воздуховодов горячего воздуха, сопри-
касающиеся с охлажденным воздухом, изолируют-
ся, так как в противном случае температура холод-
ного воздуха повысится на 3—5 °C.
Системы косвенного водородного охлажде-
ния. В турбогенераторах с воздушным охлаждени-
ем потери на трение вращающегося ротора о воздух
и вентиляционные потери составляют 25—35 % об-
щих потерь. Быстрое увеличение потерь на трение
с увеличением размеров бочки ротора (пропорцио-
нально диаметру ротора в четвертой степени) явля-
ется одним из основным факторов, ограничиваю-
щих рост единичной мощности турбогенераторов с
воздушным охлаждением. Использование в качест-
ве охлаждающей среды водорода позволяет сни-
зить эти потери почти в 10 раз и повысить КПД ге-
нератора на 0,6—1,2 % Мощность машины при пе-
реводе ее с воздушного охлаждения на водородное
можно увеличить примерно на 20 % при сохране-
нии размеров. Косвенное водородное охлаждение
целесообразно применять для турбогенераторов
мощностью 30—-100 МВт. Наибольшая реализо-
ванная мощность генератора с косвенным водород-
ным охлаждением составляет 150 МВт. Для машин
мощностью ниже 30 МВт затраты на специальное
оборудование не оправдываются преимуществами
водородного охлаждения.
Так как вентиляционные потери и потери на
трение изменяются пропорционально плотности га-
за, то разница плотностей водорода и воздуха (см.
табл. 8.10) объясняет снижение потерь в машине.
Теплопроводность водорода в 7 раз превышает
теплопроводность воздуха. Благодаря этому прак-
тически исчезают температурные перепады в газо-
вых включениях в изоляции и пазах машины, что
608
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Рис. 8.5. Схема циркуляции водорода в турбогенераторе серии ТВ2 с вертикальным расположением га-
зоохлади гелей
приводит к повышению теплопроводности пазовой
изоляции. Коэффициент теплопередачи от нагре-
той поверхности к водороду в 13,5 раз выше, чем
для воздуха. В результате снижается превышение
температуры меди обмоток по отношению к водо-
роду на 5—10 °C. Это дает возможность увеличить
на 15—20 % токовые нагрузки, сохранив неизмен-
ными размеры активных частей. Изоляция обмотки
статора в атмосфере водорода работает более на-
дежно, несмотря на то что напряженность электри-
ческого поля, при которой возникает корона, и ди-
электрическая прочность водорода ниже, чем у воз-
духа. Это объясняется тем, что в атмосфере водоро-
да невозможно образование озона, оказывающего
разрушающее действие на изоляцию.
Взрывобезопасность турбогенератора с водо-
родным охлаждением обеспечивается следующи-
ми мерами: 1) внутри корпуса поддерживается дав-
ление водорода, превышающее атмосферное, что
предотвращает попадание воздуха внутрь машины;
2) корпус статора рассчитывают на испытательное
давление до 1 МПа, чтобы взрыв при самых небла-
гоприятных условиях не повредил машины.
Образование гремучей смеси в генераторе
возможно лишь в процессе заполнения его водоро-
дом. Чтобы это предотвратить, применяют проме-
жуточное заполнение машины углекислым газом.
Так как статор выполняют взрывостойким и газо-
плотным, то практически без конструктивных из-
менений можно применять водород с повышенным
давлением. При этом его плотность увеличивается
и, следовательно, возрастает объемная теплоем-
кость. Коэффициент теплоотдачи с поверхности
также возрастает, но несколько слабее, чем по ли-
нейной зависимости. Избыточное давление водо-
рода в турбогенераторах различных типов состав-
ляет 0,05—0,5 МПа. При больших давлениях поте-
ри от трения вращающегося ротора о газ возраста-
ют быстрее, чем убывают потери на подачу водоро-
да. В генераторах серий ТВ и ТВ2 избыточное дав-
ление составляет 0,005—0,1 МПа.
Все генераторы с водородным охлаждением
имеют газоохладители, встроенные в корпус
машины. Установка газоохладителей вне машины
неприемлема с конструктивной точки зрения, так
как в этом случае пришлось бы выполнять взрывобе-
зопасными и стенки всех газоподводящих каналов.
Турбогенераторы серии ТВ имеют продольно-
горизонтальное расположение газоохладителей в
корпусе статора и вентиляторы центробежного
типа, установленные на валу ротора. Основные
элементы конструкции турбогенератора серии ТВ
такие же, как в машинах с воздушным охлаждени-
ем. Достоинством схемы с продольным располо-
жением газоохладителей является ее высокая
надежность. При выходе из строя даже двух сек-
ций из шести нагретый водород, прошедший через
неработающую секцию, смешивается с холодным
газом, что приводит к некоторому повышению его
температуры. Турбогенератор может продолжать
работу, но с уменьшенной мощностью.
Турбогенераторы серии ТВ2 имеют вертикаль-
но расположенные газоохладители, что существен-
но облегчает их монтаж и демонтаж. Число секций
и их размеры выбирают таким образом, чтобы от-
ключение одной секции не требовало снижения
мощности генератора. Первый генератор этой се-
рии мощностью 30 МВт имел четыре секции и вен-
тиляторы центробежного типа. В машинах мощно-
стью 100 и 150 МВт установлено по восемь секций,
а также вентиляторы осевого (пропеллерного) ти-
па. Схема охлаждения турбогенератора серии ТВ2
представлена на рис. 8.5.
Системы форсированного водородного ох-
лаждения. По сравнению с турбогенераторами се-
рии ТВ2 при изготовления турбогенераторов оди-
наковой мощности серии ТВФ расход активных
материалов сокращается: стали электротехниче-
§8.3]
ОХЛАЖДЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
609
ской — на 37, стали ротора — на 40, меди обмоточ-
ной — на 17 %.
Схема охлаждения турбогенератора серии ТВФ
представлена на рис. 8.6. Система охлаждения сер-
Рис. 8.6. Схема охлаждения турбогенератора серии
ТВФ
дечника и обмотки статора косвенная, радиальная,
многоструйная.
Турбогенератор ТВФ-60-2 имеет четыре гори-
зонтальных охладителя, у турбогенераторов ТВФ-
100-2 и ТВФ-120-2 по шесть горизонтальных охла-
дителей, в генераторе ТВФ-200-2 шесть вертикаль-
ных охладителей.
Обмотка ротора охлаждается по принципу са-
мовентиляции. Для этого на боковых стенках кату-
шек обмотки выполнены каналы сечением 6x16 мм.
Каналы расположены в пазовой части и имеют на-
клон по отношению к радиальному направлению
(рис. 8.7).
Схема охлаждения ротора — многоструйная.
Зоны захвата и выброса газа по длине ротора чере-
дуются в соответствии с расположением отсеков
(струй) горячего и холодного водорода в статоре
(табл. 8.13).
Лобовые части обмотки ротора охлаждаются
путем продувания газа через внутренние продоль-
ные каналы, образуемые сложением двух полувит-
ков П-образного сечения. Холодный газ подается в
эти каналы из напорного отсека через отверстия,
расположенные по оси обмотки в торцевых частях
витков. Нагретый газ выходит в зазор через крайние
выпускные зоны пазовой части обмотки ротора.
Избыточное давление водорода в турбогенера-
торах серии ТВФ составляет 0,2—0,25 МПа.
Системы непосредственного водородного ох-
лаждения. Турбогенераторы с непосредственным
водородным охлаждением обмоток статора и рото-
ра серии ТГВ имеют три газоохладителя, располо-
женные под турбогенератором. Сердечник статора
Рис. 8.7. Схема непосредственного охлаждения обмотки ротора турбогенератора серии ТВФ:
а — циркуляция газа; б — разрез паза; в — сечение катушки возбуждения в лобовой части
610
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Таблица 8.13. Число секций вентиляции обмоток роторов
Секции Тип 'турбогенератора
ТВФ-60-2, ТВФ-100-2, ТВФ-120-2 ТВВ-165-2, ТВВ-200-2 ГВ В-320-2 ТВВ-500-2
Впускные 4 6 9 8
Выпускные 3 5 8 8
имеет не радиально, а аксиально расположенные
вентиляционные каналы, поэтому пакеты сердеч-
ника разделены сплошными текстолитовыми про-
кладками. Для циркуляции газа внутри обмотки
статора между двумя рядами элементарных про-
водников стержней установлены тонкостенные
вентиляционные трубки из немагнитной стали
с высоким активным сопротивлением (рис. 8.8). На
концы стержней надеты газонаправляющие колпа-
ки из кремнийорганической резины, служащие од-
новременно изоляцией головок обмотки. Циркуля-
ция водорода создается мощным центробежным
компрессором, расположенным на роторе со сторо-
ны контактных колец.
Схема охлаждения турбогенерагора ТГВ-300
представлена на рис. 8.9.
В отличие от аксиальной схемы охлаждения ге-
нератора ТГВ-300 турбогенератор ТГВ-200 имеет
радиально-аксиальную систему вентиляции.
В генераторах серии ТГВ отношение наиболь-
шего превышения температуры к среднему (коэф-
фициент неравномерности нагрева) при двусто-
ронней подаче газа составляет 1,7—1,8. В роторах
с самовентиляцией коэффициент неравномерно-
сти нагрева не превышает 1,35.
Избыточное давление водорода в турбогенера-
торах серии ТГВ составляет 0,3 МПа.
Системы смешанного непосредственного
охлаждения водой и водородом. Турбогенерато-
ры с непосредственным охлаждением водой об-
мотки статора и водородом обмотки ротора явля-
ются в настоящее время наиболее совершенными
электрическими машинами, вырабатывающими
электрическую энергию. При одинаковых превы-
шениях температуры и при практически приемле-
мых скоростях движения охлаждающих сред в
каналах вода способна унести в 41,7 раза больше
Рнс. 8.8. Каналы для охлаждения водородом
сердечника и обмотки статора турбогенератора
ТГВ-300:
/ — медные проводники; 2 — трубки для водорода;
3 — осевые каналы в магнитопроводе статора; 4 —
пазовая изоляция
Рис. 8.9. Схема охлаждения турбогенератора серии ТГВ-300:
/ — отсек высокого давления; 2 — отсек охлажденного газа; 3 — центробежный компрессор, 4 — перепускной
канал; 5 — газоохладитель; 6 — отсек нагретого газа
§8.3]
ОХЛАЖДЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
611
Рис. 8.10. Схема охлаждения турбогенератора серин ТГВ-200:
1 — газоохладитель; 2 — камеры холодного газа; 3 — зона высокого давления; 4 — компрессор; 5 — пере-
пускной канал; 6 — отсек нагретого газа; 7 — осевой вентилятор
теплоты (масло — в 5,5 раза), чем водород, при из-
быточном давлении 0,3 МПа.
В турбогенераторах серии ТВВ мощностью
165—1200 МВт водой охлаждается только обмотка
статора; сердечник статора и обмотка ротора охлаж-
даются водородом, как и в генераторах серии ТВФ.
В турбогенераторах типа ТГВ-500 непосредственно
водой охлаждается не только обмотка статора, но и
вращающаяся обмотка ротора; сердечник статора
охлаждается водородом.
Для непосредственного охлаждения обмотки
статора часть проводников выполнена с внутренни-
ми каналами для циркуляции воды. Генераторы
ТВВ-165-2 и ТГВ-500 имеют один полый провод-
ник на каждые три сплошных проводника, а генера-
торы ТВВ-200-2, ТВВ-320-2, ТВВ-500-2 — один
полый на два сплошных проводника. Внутри кор-
пуса статора турбогенератора серии ТВВ со сторо-
ны турбины установлены два кольцеобразных кол-
лектора, соответственно для подачи и слива воды
(рис. 8.11). Вода в системе охлаждения непрерывно
механически и химически обрабатывается. Убыль
воды пополняется конденсатом из паротурбинной
установки.
Турбогенераторы серии ТВВ имеют различные
схемы газового охлаждения сердечника статора.
В генераторе ТВВ-200-2 применена одноструйная
вытяжная вентиляция, схема которой показана на
рис. 8.12. Четыре газоохладителя расположены в
статоре горизонтально. Осевые вентиляторы, уста-
новленные с двух сторон ротора, отсасывают нагре-
тый газ из зазора и подают его через газоохладители
в радиальные каналы сердечника статора. Часть хо-
лодного водорода направляется в лобовые части ро-
тора и в концевые части статора для их охлаждения.
Первые турбогенераторы ТВВ-320-2 имели
также одноструйную радиальную систему вентиля-
ции, работающую по вытяжной схеме, но четыре
газоохладителя расположены в них вертикально.
Недостатком радиальной схемы является неравно-
мерное распределение газа в каналах по длине сер-
дечника и связанное с этим повышение температу-
ры газа в зазоре, что ухудшает условия охлаждения
самовентилирующегося ротора, поэтому для по-
следующих турбогенерагоров ТВВ-320-2, а также
для ТВВ-165-2 и ТВВ-500-2 была применена одно-
струйная радильно-тангенциалыгая схема вентиля-
ции (рис. 8.13). Радиальный поток водорода охлаж-
дает также массивный медный кольцевой экран,
расположенный непосредственно под нажимной
плитой на нажимных пальцах. Экран снижает на-
грев крайних пакетов статора от вихревых токов,
создаваемых полями лобового рассеяния.
Охлаждение ротора в турбогенераторах серии
ТВВ, как отмечалось, аналогично охлаждению ро-
тора в турбогенераторах серии ТВФ. В машинах
поздних выпусков, от ТВВ-165-2 до ТВВ-500-2,
применена более совершенная двухструйная схема
охлаждения лобовых частей.
Входные отверстия расположены в угловых
частях витков, и через них холодный газ подается
раздельно в продольные и тангенциальные части.
Поток газа, проходящий по тангенциальным час-
тям, через отверстия в витках выходит к валу, про-
ходит в пазы в больших зубцах ротора и далее вы-
брасывается в зазор. Для создания входных и вы-
ходных зон газа под лобовыми частями имеются
перегородки с резиновым уплотнением. Количест-
во впускных и выпускных секций в пазовых и лобо-
612
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Рис. 8.11. Устройство для подачи охлаждающей воды к проводникам обмотки статора и ее отвода:
а — общий вид; б — конструктивная схема, I, 3 — коллекторы холодной и нагретой воды; 2 — гибкие шланги,
4 — водораспределительные наконечники; 5, 6 — головки стержней
— холодный водород; © — к нам;
-*•----— горячий водород; 0 — от нас.
Рис. 8.12. Одноструйная вытяжная система вентиляции турбогенератора ТВВ-200-2 с горизонтальным
расположением газоохладителей
вых частях обмоток роторов генераторов серии
ТВВ приведено в табл. 8.13.
Кольцеобразные коллекторы для охлаждения
водой обмотки статора турбогенератора ТГВ-500
расположены со стороны контактных колец. Под-
вод воды в ротор и слив ее осуществляются через
центральное отверстие вала. Витки обмотки ротора
и все электрические соединения выполнены полы-
ми. Охлаждающая вода проходит по каналу в рото-
ре на сторону турбины, где поступает в распредели-
тельный коллектор. Из коллектора через эластич-
ные шланги, выполненные из изоляционного мате-
риала, вода поступает в обмотку ротора. Вода под-
водится к каждой полукатушке, проходит по двум
параллельным ветвям, сливается через эластичные
шланги и по концентрическому каналу в бочке
§8.3]
ОХЛАЖДЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
613
— холодный газ; ------* — горячий газ
Рис. 8.13. Однострунная радиально-тангенциальная система ненгнляиии турбогенераторов
серин ТВВ
ротора возвращается в открытый водоприемник.
Необходимое давление для циркуляции воды соз-
дастся под действием внешнего давления и разно-
сти давлений на подаче и сливе, обусловленной
вращением ротора.
Циркуляция водорода осуществляется двумя
осевыми вентиляторами Охлаждение газа проис-
ходит в четырех вертикальных газоохладителях,
расположенных попарно по концам генератора.
Значения избыточного давления водорода в генера-
торах серии ТВВ и генераторе ТГВ-500 приведены
в табл. 8.14.
Турбогенераторы с полным водяным охла-
ждением. Важнейшими преимуществами приме-
нения полного водяного охлаждения и отказа от
водорода являются: исключение возможности
взрыва и возгорания турбогенератора; радикаль-
ное снижение нагрева обмоток и сердечника; по-
нижение вибрации, особенно лобовых частей об-
мотки статора; повышенная надежность вследст-
вие исключения аварийных остановок из-за утечки
водорода; отсутствие часто повреждающихся мас-
Таблипа 8.14. Давление охлаждающего газа
в турбогенераторах серий ТВВ и ТГВ
Типы зурбогенераторов Избыточное давление, МПа
ТВВ-165-2, ТВВ-220-2, ТГВ-500 0,3
ТВВ-320-2 0,35—0,4
ТВВ-500-2 0,45
ТВВ-800-2, ГВВ-1200-2 0,5
ляных уплотнений вала. Однако применение пол-
ного водяного охлаждения турбогенераторов дол-
гое время ограничивалось конструктивными труд-
ностями надежного охлаждения вращающегося
ротора и сердечника статора. К настоящему време-
ни акционерное общество «Электросила» разрабо-
тало и освоило производство серии турбогенерато-
ров типа ТЗВ, где 3 — число основных цепей охла-
ждения: ротор, обмотка статора, сердечник, В —
водяное охлаждение. Серия ТЗВ охватывает широ-
кий диапазон мощности — от 63 до 1500 МВт.
Класс нагревостойкости изоляции обмоток стато-
ра и ротора для всех турбогенераторов 1-.
Система охлаждения турбогенератора типа
ТЗВ представлена на рис. 8.14. Ротор генератора
охлаждается самонапором. Это исключает гидрав-
лические связи обмотки ротора с валом, что, в свою
очередь, позволяет избежать использования боль-
шого числа стальных и изоляционных трубок, уп-
лотнений и высокопагружеппых паяных соедине-
ний, определяющих недостаточную надежность за-
рубежных и отечественных конструкций роторов с
подачей воды через вал (так называемая «напор-
ная» система).
Полые проводники демпферной (успокоитель-
ной) обмотки охлаждаются водой аналогично об-
мо гке возбуждения и являются активным охладите-
лем сердечника ротора, бандажных колец и воздуха
в зазоре. Этим исключается необходимость уста-
новки вентиляторов и охладителей газа (рис. 8.15).
Для охлаждения сердечника статора применя-
ются плоские силуминовые охладители в виде сег-
ментов с залитыми в них змеевиками из нержавею-
щей стальной трубки, что кроме эффективного
614
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Рис. 8.14. Турбогенератор типа ТЗВ (продольный разрез концевой части):
1 — неподвижный напорный коллектор; 2 — напорное кольцо; 3 — нижние выводы обмотки ротора; 4 —
об.мотка ротора; 5 —- верхние выводы обмотки ротора; 6 — сливное кольцо; 7 — неподвижная камера сли-
ва; 8 — торцевой щит корпуса статора; 9 — лобовые части обмотки статора; 10 — сердечник; 11 — охла-
дитель сердечника
охлаждения обеспечивает высокую плотность и
стабильность спрессовки сердечника, исключает
возможность местного передавливания изоляци-
онного покрытия листов сердечника (рис. 8.16).
Водой охлаждаются все остальные элементы ста-
тора, в том числе обмотка. Внутреннее простран-
ство турбогенераторов заполнено воздухом при
небольшом избыточном давлении.
Турбогенераторы с масляным охлаждени-
ем. Турбогенераторы серии ТВМ мощностью 300
и 500 МВт имеют корпусную (пазовую) изоляцию
обмотки статора, выполненную по типу изоляции
трансформаторов.
Бумажно-масляпая изоляция не только намного
дешевле термореактивной, но и позволяет выпол-
нить турбогенератор с более высоким номиналы
§8.3)
ОХЛАЖДЕНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
615
Рис. 8.15. Пазы ротора:
1 — вал ротора; 2 — полые
медные проводники обмот-
ки возбуждения;
3 — полые медные провод-
ники демпферной обмотки;
4 — пазовые клинья; 5 —
пазы на полюсах для вы-
равнивания жесткости ро-
юра; 6 — стальные
вставки; 7 — стеклозексто-
литовые прокладки
Рис. 8.16. Охла-
дитель сердечни-
ка статора
Рис 8.17. Продольный разрез турбогенератора серии ГВМ мощностью 300 МВт с масляным
охлаждением:
1 — корпус статора; 2 — сердечник статора с аксиальными каналами; 3 — обмотка статора; 4 — масло-
отделительный цилиндр; 5 —- ротор; 6 — подшипник; 7 — выводы обмотки статора
ным напряжением. Например, турбогенератор
ТВМ-500 имеет номинальное напряжение обмотки
статора 36,75 кВ. Так как трансформаторное масло
является не только хорошей изолирующей, но и ох-
лаждающей средой, то в турбогенераторах серин
ТВМ оно одновременно использовано для охлаж-
дения обмотки статора и его сердечника. С этой це-
лью элементарные проводники стержней выполня-
ют полыми, как и при непосредственном водяном
охлаждении, а сердечник статора — с аксиальными
каналами для циркуляции охлаждающего масла.
Для отделения объема статора, заполняемого
маслом, от вращающегося рогора между статором
и ротором установлен цилиндр из изоляционного
материала. Цилиндр крепя т в торцевых щитах с со-
ответствующими герметичными уплотнениями
(рис. 8.17). В настоящее время масло в турбогене-
раторах серии ГВМ заменяют негорючим жидким
диэлектриком.
Обмотка ротора турбогенератора серии ТВМ
охлаждается водой. Поверхность ротора турбоге-
нератора ТВМ-300 охлаждается воздухом. В турбо-
генераторе ТВМ-500 водой охлаждаются и зубцы
ротора. Для этого в зубцы встроены трубчатые ох-
ладители. Контактные кольца турбогенераторов
имеют непосредственное водяное охлаждение.
Системы охлаждения турбогенераторов за-
рубежных фирм. По сложившейся в мировом тур-
бостроении практике там, где это возможно, исполь-
зуются двухполюсные турбогенераторы. Вместе с
тем очень широкое применение находят и четырех-
полюспыс турбогенераторы, которые, несмотря на
большие размеры и соответственно расход материа-
лов, характеризуются меньшими механическими
напряжениями и уровнем вибраций сердечника и
616
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
обмотки статора, что позволяет обеспечить высо-
кую надежность эксплуатации по сравнению с двух-
полюсными машинами.
Фирма «Alsthom Allantique» (Франция) изготав-
ливает крупнейшие четырехполюсные турбогенера-
торы мощностью 1485 МВт с частотой вращения
1500 об/мин. В турбогенераторах принята традици-
онная для фирмы система охлаждения — водяное
охлаждение обмотки статора и водородное охлаж-
дение обмотки ротора и сердечника статора, при
этом применена аксиально-радиальная система вен-
тиляции с подпазовыми каналами. Изоляция обмот-
ки статора типа «изотснакс II». Стержень обмотки
статора выполнен четырехрядным, па каждый по-
лый проводник приходится два сплошных. Турбоге-
нератор выполнен с магнитной нажимной плитой и
медным экраном снаружи плиты. Удельный расход
материалов 0,45 кг/(кВ • А), КПД 99 %.
Фирма «Kraftwerk Union» (Германия) изготавли-
вает четырехполюсные турбогенераторы полной
мощностью 1500 МВ • А при пониженном коэффи-
циенте мощности cosip = 0,8. Обмотки статора и
ротора охлаждаю гея водой, сердечник статора — во-
дородом. Циркуляция дистиллята происходит но
замкнутому контуру. I (иркуляционный насос распо-
ложен на свободном конце вала бесщеточного возбу-
дителя, при этом насос, подвод и отвод воды из ро-
тора конструктивно объединены в один узел. Удель-
ный расход материалов 0,44 кт/(кВ • A); К11Д 98,9 %.
Этой же фирмой выпускаются и двухполюс-
ные турбогенераторы мощностью 968,8 МВт при
cosip =0,85; КПД 98,6 %. Расход материалов
0,52 кг/(кВ А). Обмотка статора охлаждается во-
дой, обмотка ротора и сердечник статора — водо-
родом.
Фирма «Brown Boveri»* (Швейцария) изготав-
ливает четырсхполюспыс турбогенераторы мощно-
стью 1330 МВт с пониженным cosip = 0,8. Система
охлаждения обмотки статора и ротора — водяная,
сердечника статора— масляная. Удельный расход
материалов 0,42 кг/(кВ • А), КПД 98,75 %.
С 1984 г. эта же фирма изготавливает двухпо-
люсные турбогенераторы с воздушным охлажде-
нием мощностью 212 МВ • А. Генератор имеет
обычную конструкцию с двухполюсным ротором с
косвенным воздушным охлаждением, которое осу-
ществляется но замкнутой схеме с охлаждением
воздуха в охладителях, использующих воду для
отвода теплоты. Коэффициент полезного действия
98,64 %.
Фирма ASEA* (Швеция) изготавливает двухпо-
люсные турбогенераторы мощностью 700 МВт при
cosip = 0,85; КПД 98,73 %. Расход материалов
0,577 кг/(кВ • А). Обмотки статора и ротора охлаж-
даются водой, сердечник статора — воздухом.
* В настоящее время АВ В.
8.4. ОХЛАЖДЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
К системе охлаждения трансформатора обычно
относят только се наружную часть, т.е. конструк-
тивные узлы, которые функционируют как охлади-
тели. Фактически система охлаждения трансфор-
матора включает в себя и внутреннюю передачу те-
плоты от обмоток, магнитопровода и конструктив-
ных элементов к маслу [7]. Способы охлаждения
трансформаторов и их обозначений определяет
ГОСТ 11677-85.
Сухие трансформаторы. Способы охлаждения:
С — естественное воздушное охлаждение при
открытом исполнении;
СЗ — естественное воздушное охлаждение при
защищенном исполнении;
СГ — естественное охлаждение при герметич-
ном исполнении.
СД — воздушное охлаждение с принуди гель-
ной циркуляцией воздуха.
Сухие трансформаторы имеют пониженные
электромагнитные нагрузки и большие массы и
стоимость ио сравнению с трансформаторами, об-
мотки и магиигопроводы которых погружены в
жидкий диэлектрик Установка силовых сухих
трансформаторов предусматривается только в тех
случаях, когда предъявляются повышенные требо-
вания к пожарной безопасности помещений цехов
или зданий. Широкое применение в настоящее вре-
мя нашли силовые сухие трансформаторы с литой
изоляцией серии ATSE мощностью до 1600 кВ • А п
с поминальным высшим напряжением до 24 к!3.
Изоляция имеет класс нагревостойкости Г, способ
охлаждения — С Трансформаторы с литой изоля-
цией удовлетворяют повышенным требованиям
взрывобезопасности и пожаробезопасности.
Превышения температуры обмоток сухих
трансформаторов над температурой охлаждающей
среды при испытаниях на нагрев зависят от класса
nai ревостойкости изоляции и должны быть не
больше следующих значений:
Класс Превышение
нагревостойкости температуры, °C
А 60
Е 75
В 80
F 100
Н 125
Превышения температуры поверхности маг-
нитной системы и элементов металлоконщрукций
должно быть не более, чем допустимо для соприка-
сающихся изоляционных материалов
Масляные трансформаторы. В настоящее
время в эксплуатации находятся трансформаторы с
системами охлаждения, обозначаемыми следую-
щими индексами: М, Д, МДЦ, ДЦ, МВ, Ц.
§8.4]
ОХЛАЖДЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
617
Рис. 8.18. Схема естественного масляною охлажде-
ния трансформатора с применением радиаторов
(система М):
а — радиаторы, установлены на стенке бака; б — ра-
диаторы установлены на специальных рамах
Рис. 8.19. Схема естест-
венного мастяного
охлаждения с обдувом
радиаторов
(система Д)
Рис. 8.20. Схема прину-
дительного масляного
охлаждения с обдувом
радиаторов (система
МДЦ)
Система М — естественная циркуляция воз-
духа и масла. При этой системе масло отдаст теп-
лоту в окружающий воздух за счет естественной
конвекции и излучения, Гладкие баки при данной
системе охлаждения имеют достаточную охлаж-
дающую поверхность у трансформаторов мощно-
стью до 50 кВ • А. При больших мощностях поверх-
ность конвекции искусственно увеличивают, делая
баки ребристыми или трубчатыми Трубы вварива-
ют в боковую стенку бака в верхней и нижней ее
частях и располагают в один, два, три и четыре
ряда. Однако увеличение числа рядов труб почти
не увеличивает поверхность излучения. Поэтому
увеличение числа рядов труб больше четырех счи-
тается нецелесообразным.
В России трубчатые баки применяют для транс-
форматоров мощностью до 1800 кВ • А, хотя в не-
которых странах их используют для больших мощ-
ностей — до 7500 кВ • А.
Дальнейшее увеличение поверхности достига-
ется путем применения радиаторов, устанавливае-
мых па стенке бака или монтируемых па отдельных
рамах (рис. 8.18).
На обоих патрубках, соединяющих радиатор с
баком трансформатора, целесообразно иметь за-
движки, делающие возможными демонтаж и заме-
ну радиаторов без спуска масла из бака трансфор-
матора. Система охлаждения типа М с радиаторами
применяется для трансформаторов мощностью до
10 МВ'А. При больших мощностях переходят к
следующей системе с целью уменьшить габарит-
ные размеры.
Система Д — принудительная циркуляция воз-
духа и естественная циркуляция масла. Установив
вентиляторы под радиаторами и создав таким обра-
зом на их наружной поверхности принудительную
циркуляцию воздуха, можно на 40—50 % увеличить
геплосъем при прежних (без вентилятора) перепа-
дах температур масла и воздуха (рис. 8 19). Система
охлаждения рассчитывается таким образом, чтобы
при снижении нагрузки до 60 % вентиляторы мож-
но было отключить. Этим добиваются уменьшения
расхода энергии и уровня шума.
Система МДЦ — принудительное масляное ох-
лаждение с обдувом радиаторов. На каждом радиа-
торе устанавливают масляный насос для создания
принудительной циркуляции масла (рис. 8.20). Эта
система позволяет работать с форсированной цир-
куляцией масла и воздуха при полной ншрузке и с
естественным масляным охлаждением при мощно-
сти, равной примерно 40 % полной. Масляные насо-
сы устанавливаются так, чтобы они не мешали есте-
ственной циркуляции масла при их останове.
Система ДЦ — принудительная циркуляция
воздуха и масла с ненаправленным потоком масла.
При больших мощностях (обычно больше
100 МВ‘А) система МДЦ становится чрезмерно
громоздкой. Более экономичным является созда-
ние специальных охладителей со встроенным мас-
ляным насосом и вентилятором (рис. 8.21). Трубы
в таких охладителях выполняются с наружными
ребрами, чтобы увеличить эффективность обдува
Каждый из охладителей может рассеять 200 кВт
теплоты. Система может быть спроектирована для
работы при небольших нагрузках без принуди-
тельной циркуляции масла и воздуха.
Система МВ - масляно-водяное охлаждение.
Для охлаждения масла используется вода. Трубы с
водой размещаются в верхней части трансформа-
торного бака, в зоне наиболее горячего масла. Что-
бы вода не попала в масло, используют бесшовные
медные трубы, не имеющие соединений внутри ба-
ка. Все клапаны и измерительные приборы распо-
лагают вне бака. Вода циркулирует в трубах с по-
мощью насосов.
Для вывода трансформатора из эксплуатации в
морозную погоду водяная система охлаждения
21-1937
618
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Рис. 8.21. Схема прину-
дительного масляного
охлаждения с воздуш-
ным дутьем в специ-
альных охладителях
(система ДЦ)
Рис. 8.22. Схема прину-
дительной циркуля-
цией масла с охлажде-
нием водой (система Ц)
имеет дренаж, чтобы при останове насосов вода не
оставалась в трубах.
Система Ц — принудительная циркуляция во-
ды и масла с ненаправленным потоком масла. При
этой системе нагретое масло из трансформатора
прогоняется насосом через ряд труб, заключенных
в рубашку, сквозь которую течет вода (рис. 8.22).
Давление масла в трубах должно быть несколько
выше давления воды. Охладители выполняются со
встречными потоками воды и масла; при этом про-
исходит более однородное радиальное распределе-
ние температуры, что способствует долговечности
труб. Применение ребристых труб позволяет умень-
шить их количество. Водяные охладители делаются
на разные рассеиваемые мощности — до 1000 кВт
и более. Система Ц может быть использована толь-
ко при наличии большого количества охлаждаю-
щей воды, например на гидростанциях
Системы МВ и Ц не позволяют работать без
принудительного охлаждения даже при холостом
ходе трансформатора.
Кроме вышеназванных систем охлаждения,
ГОСТ 11677-85 определяет следующие системы
для масляных трансформаторов:
МЦ— естественная циркуляция воздуха и при-
нудительная циркуляция масла с ненаправленным
потоком масла;
НМЦ — то же с направленным потоком масла;
НДЦ— принудительная циркуляция воздуха и
масла с направленным потоком масла;
НЦ -— принудительная циркуляция воды и мас-
ла с направленным потоком масла.
Для трансформаторов с негорючим жидким ди-
электриком ГОСТ 11677-85 предусматривает сле-
дующие системы охлаждения:
Н — естественное охлаждение;
НД — охлаждение с принудительной циркуля-
цией воздуха;
ПНД — то же с направленным потоком жидко-
го диэлектрика.
Нормальные условия работы трансформаторов
характеризуются следующими данными (ГОСТ
11677-85):
высота установки над уровнем моря не более
1000 м, кроме трансформаторов класса напряжения
750—1150 кВ, для которых высота установки над
уровнем моря не более 500 м;
климатическое исполнение У по ГОСТ 15ISO-
69 и ГОСТ 15543 1-89. При этом среднесуточная
температура воздуха не более 30 °C и среднегодо-
вая температура воздуха не более 20 °C;
температура охлаждающей воды не более
25 °C у входа в охладитель.
По заказу потребителя могут изготавливаться
трансформаторы для следующих условий:
высота установки над уровнем моря для транс-
форматоров классов напряжения до 500 кВ вклю-
чительно от 1000 м, по не более 3500 м;
климатическое исполнение ХЛ или УХЛ по
ГОСТ 15150-69, ГОСТ 15543-89 и ГОСТ 17412-72;
температура охлаждающей воды более 25 °C,
но не более 33 °C.
При температуре охлаждающей среды (воздуха
или воды), отличающейся от установленной, при вы-
боре номинальной мощности трансформатора долж-
на быть учтена температура охлаждающей среды в
соответствии с инструкцией по эксплуатации.
Расчетную эксплуатационную температуру, к
которой следует приводить потери и напряжение
короткого замыкания, принимают равной:
115 °C — для трансформаторов с изоляцией
классов нагревостойкости F, Н, С по ГОСТ 8865-93.
80 °C — для трансформаторов с системами ох-
лаждения НЦ, НДЦ;
75 °C — для остальных трансформаторов.
Превышения температуры отдельных элемен-
тов масляного трансформатора или трансформато-
ра с жидким диэлектриком над температурой
охлаждающей среды (воздуха или воды) при испы-
таниях на нагрев должны быть не более значений,
указанных в табл. 8.15.
Для масляных трансформаторов при нормиро-
ванной температуре охлаждающей воды у входа
в охладитель более 25 °C (но не более 33 °C) сред-
нее превышение температуры обмогок, указанное
в табл. 8.15, должно быть уменьшено на разность
между нормированной температурой и температу-
рой 25 °C.
Для трансформаторов мощностью 63 МВ • А и
более в отдельных точках магнитной системы и
элементов металлоконструкций допускается пре-
вышение температуры поверхности над температу-
рой охлаждающей среды до 85 °C, если это превы-
шение не имеет места в других режимах работы, в
том числе и на неосновных ответвлениях.
8.5]
ОХЛАЖДЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГАТЕЛЕЙ
619
Таблица 8.15. Допустимые превышения
температуры элементов конструкции
трансформаторов
Элемент трансформатора Превышение температуры, °C
Обмотки (класс нагревостонкости изоляции А):
при естественной или принуди- тельной циркуляции с ненаправ- ленным потоком масла через обмотку 65
при принудительной циркуляции с направленным потоком масла через обмотку Масло или другой жидкий диэлек- трик в верхних слоях: 70
исполнение герметичное или с расширителем 60
исполнение негермегичнос без расширителя 55
Поверхности магнитной системы и элементов металлоконструкций 75
Примечание. Превышения температуры обмо гок
определяют методом измерения их сопротивления по-
стоянному току (средние превышения температуры
обмо гок).
Таблица 8.16. Допустимые температуры обмоток
трансформаторов при коротком замыкании
Вид трансфор- матора Матери- ал об- мотки Класс нагре- востойкости ИЗОЛЯЦИИ обмогки по ГОСТ 8865-93 Максималь- ная темпера- тура обмотки при коротком за- мыкании. °C
Масляный и с негорючим жидком ди- электриком Медь А 250
Алюми- ний 200
Сухой Медь А 180
Е 250
В, F, Н 350
Алюми- ний А 180
Е, В, F, Н 200
При установившихся токах короткого замыка-
ния температура обмоток, рассчитанная исходя из
начальной температуры, равной сумме максималь-
ной температуры охлаждающей среды и превыше-
ния температуры обмотки по габл. 8.15, должна
быть не выше значений, указанных в табл. 8.16.
Трансформаторы общего назначения в зави-
симости от габарита имеют следующие системы
охлаждения:
Габарит . Ill III IV V VI и VII VIII
Система охлаж-
дения ..... М М М Д Д Д, ДЦ, Ц ДЦ, Ц
8.5. ОХЛАЖДЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
ДВИГАТЕЛЕЙ
На тепловых и атомных электрических станциях
находят самое широкое применение в основном
асинхронные и синхронные двигатели, выполнен-
ные, как правило, в защищенном, закрытом или
взрывобезопасном исполнении. Двигатели постоян-
ного тока используются в специальных случаях,
когда требуется плавное регулирование частоты вра-
щения. В последнее время их заменяют: вентильные
синхронные двигатели; синхронные двигатели с
преобразователем частоты в цепи статора; асинхрон-
ные двигатели с короткозамкнутым ротором и пре-
образователем частоты в цепи статора; асинхронные
двигатели с фазным ротором и преобразователем
частоты в цепи ротора. Основные цели применения
таких регулируемых электроприводов для механиз-
мов собственных нужд электростанций — экономия
электроэнергии (топлива) за счет плавного регули-
рования частоты вращения; исключение ненадеж-
ных запорных механизмов, шиберов, заслонок и т.п.;
исключение двухскоростных ступенчатых переклю-
чаемых электродвигателей.
В табл. 8.17 приведены типы электродвигате-
лей [15] основных механизмов тепловых электро-
станций (без учета особенностей вида топлива)
с указанием условий работы.
Наибольшее распространение получили АД со
степенью защиты IP44, имеющие наружную и
внутреннюю вентиляционные системы (рис. 8.23).
Наружная система вентиляции -— аксиальная, ра-
зомкнутая. Воздух всасывается из окружающей
среды наружным центробежным вентилятором и
направляется в межреберные каналы станины
(в машинах малой мощности) или в трубчатый теп-
лообменник (в системах большой мощности), из
которых затем выбрасывается в окружающую сре-
ду. Внутренняя система вентиляции в машинах ма-
лой мощности — радиальная, замкнутая. В качест-
ве вентилятора используют крылышки на коротко-
замыкающих кольцах ротора.
Асинхронные машины большой мощности
имеют аксиальную многоструйную замкнутую
внутреннюю систему охлаждения (рис. 8.24).
Асинхронные двигатели со степенью защиты
IP23 имеют радиальную систему вентиляции
(рис. 8.25).
620
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Таблица 8.17. Типы электродвигателей основных механизмов тепловых электростанций
(без учета особенностей топлива)
Название механизмов Состояние окру- жающей среды Требования к защищен- ности и исполнению Типы электродвигателей Назначение механизма
Дымососы Закрытое поме- щение или откры- тая установка Защищенное или за- крытое, зависит от мес- та установки;часто двухскоростные Асинхронные не- регулируемые и ре- гулируемые; вен- тильные Создание разреже- ния в топке; удале- ние продуктов сгора- ния из котла
Дутьевые вентиляторы То же То же То же Подача воздуха в топку
Вентиляторы горячего дутья Загрязнена угольной пылью, горячий воздух » » Подача горячего воздуха в горелки топки
Мельничные вентиля- торы То же » » Подача угольной пыли от мельницы до бункера
Мельницы Загрязнена угольной пылью Защищенное или за- крытое » Перемалывание кускового угля в угольную пыль
Пыле питатели То же Закрытое взрывобе- зопасное; регулирова- ние частоты вращения Асинхронные не- регулируемые и ре- гулируемые; вен- тильные; постоян- ного тока Подача угольной пыли из бункера в пылепроводы к го- релкам
Питатели сырого угля » Закрытое То же Подача угля из бункера на транспор- тер
Транспортер сырого То же, но может Защищенное, проду- Асинхронные не- Подача угля от пи-
угля бы гь и незапылен- ная ваемое; повышенный момент регулируемые и ре- гулируемые тателя до мельницы
Шлакоудал итель, шла- кодробилки Горячая вода, зола Закрытое То же Дробление золы, удаление золы водой
Мазутные насосы Закрытое поме- щение или откры- тая установка » » Подача мазута к котлам
Смывочные насосы Горячая вода, зола » » Гидравлическое удаление шлака и зо- лы в золоотвал; ох- лаждение нижних воронок топок
Компрессоры Внутри турбин- ного цеха, машин- ный зала Защищенное » Подача сжатого воздуха
Питательные насосы То же Закрытое Асинхронные; синхронные нерегу- лируемые и регули- руемые Подача воды из деаэраторов в котлы
Циркуляционные насо- сы Обычно чистая, внутри помещения или на открытом воздухе Защищенное; гори- зонтальное и верти- кальное То же Подача охлаждаю- щей воды для кон- денсации пара на вы- ходе из турбины
Конденсатные насосы Внутри машин- ного зала Защищенное или за- крытое; горизонталь- ное и вертикальное » Подача воды в де- аэраторы из конден- саторов турбины
Сетевые насосы (ТЭЦ) То же Защищенное Асинхронные не- регулируемые и ре- гулируемые Для подачи сете- вой воды в магистра- ли ТЭЦ
§8.5)
ОХЛАЖДЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГАТЕЛЕЙ
621
Окончание табл. 8.17
Название механизмов Состоянние окру- жающей среды Требования к защищен- ности и исполнению Типы электродвига- телей Назначение механизма
Конденсатные насосы Внутри машин- Защищенное; гори- Асинхронные; Откачивание кон-
подогревателей (бойле- ров ТЭЦ) него зала зонтальнос и верти- кальное синхронные нерегу- лируемые и регули- руемые денсата из подогре- вателей па ТЭЦ
Маслонасосы турбин- ные То же Защищенное закры- тое Асинхронные Подача масла на смазку подшипников
Пусковые маслонасосы » То же » Подача масла при пуске турбины
Валоповоротные уст- ройства » » » Поворот роторов агрегата для равно- мерного нагрева или охлаждения
Насосы охлаждения ге- нератора » » » Подача воды в га- зоохладители и теп- лообменники; пода- ча дистиллята
Насосы системы масло- уплотнений в машинах с водородным охлажде- нием » » » Подача масла на уплотнения
Двш атели топливопо- дачи Большая запы- ленность, возмож- ны взрывы пыли Закрытое; при нали- чии взрывоопасной пы- ли — взрывоопасное » Разгрузка угля (краны, опрокидыва- тели, транспортеры, дробилки)
Д в и гатсл ь- генерато ры питателей пыли » Защищенное Асинхронные не- регулируемые и ре- гулируемые; посто- янного тока Питание двигате- лей постоянного то- ка пылеиитатслей
Зарядные агрегаты Внутри машин- ного зала То же То же Зарядка аккумуля- торных батарей
Резервные агрегаты возбуждения То же » Асинхронные —
Электроприводы за- движек — Защищенное; закры- тое; зависит от места установки » Привод задвижек на трубопроводах
Разные Внутри помеще- ния То же » Обеспечение сжа- тым воздухом мас- терских, привод станков и т.п.
Двигатели постоянного тока имеют, как прави-
ло, аксиальную систему вентиляции (рис. 8.26).
Синхронные двигатели общего назначения
имеют воздушное охлаждение самовентиляцией.
В машинах серии СД2 принята согласная радиаль-
ная система вентиляции. В серии СДН2 при актив-
ной длине магнитопровода статора меньше 44 см
используют согласную аксиально-радиальную схе-
му, а при длине больше 44 см — радиальную.
У закрытых машин серии СДНЗ-2 вентиляция
происходит по замкнутому циклу через встроенный
воздухоохладитель, который у большинства машин
размещают в верхней части корпуса. Схему венти-
ляции для машин серии выбирают в зависимости от
окружной скорости ротора и длины статора. При ок-
ружных скоростях ротора более 40 м/с применяют
согласную радиальную вентиляцию с осевым вен-
тилятором, при скоростях от 20 до 35 м/с и активной
длине статора машины до 40 см — согласную ак-
сиально-радиальную систему с коническим венти-
лятором, при скоростях от 20 до 30 м/с, но при дли-
не статора свыше 41 см — согласную радиальную
систему с коническим вентилятором. Вентиляторы
машин прикрепляют к ободу ротора.
На рис. 8.27, а показана схема согласной ради-
альной вентиляции, на рис. 8 27, б — согласной ак-
сиально-радиальной вентиляции для защищенных
622
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Рис. 8.23. Схема движе-
нии воздуха в АД со сте-
пенью защиты IP44
Рис. 8.24. Схема движе-
ния воздуха в закрытом
АД с внутренней акси-
альной вензилинией
Рис. 8.25. Схема движения
воздуха в АД ео степенью
зашиты IP23 с радиаль-
ной системой вентиляции
Рис. 8.26. Схема движения
воздуха в двигателе посто-
янного тока со степенью
защиты IP23 с аксиальной
системой вентиляции
§8.6]
ВЕНТИЛЯЦИОННЫЙ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТЫ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ
623
Рис. 8.27. Схемы вентиляции синхронных двига-
телей:
а — согласная радиальная вентиляция для защищен-
ных машин СД112; б — согласная аксиально-радиаль-
ная вентиляция для защищенных машин СДН2; в —-
согласная радиальная вентиляция для закрытых машин
СДНЗ
двигателей, а на рис. 8.27, в — схема согласной ра-
диальной вентиляции для закрытых машин.
8.6. ВЕНТИЛЯЦИОННЫЙ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ
И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТЫ СИСТЕМ
ОХЛАЖДЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Особенности вентиляционного и гидравли-
ческого расчетов. При проектировании и модер-
низации систем охлаждения электрических машин
Рис. 8.28. К определению расхода охлаждающей
среды:
1 — характеристика вентилятора (насоса); 2 — харак-
теристика вентиляционной цепи машины
и трансформаторов выполняют расчет всей схемы
либо только отдельных се элементов [4]. Исходны-
ми данными для расчета являются, размеры кана-
лов, физические свойства охлаждающей среды,
класс нагрсвостойкости применяемых электроизо-
ляционных материалов, мощности греющих по-
терь, исполнение машины но степени защиты от
внешних воздействий, которое во многом предо-
пределяет выбор способа охлаждения и схемы вен-
тиляции электрической машины.
При расчете определяют аэродинамическое со-
противление отдельных каналов и полное сопро-
тивление устройства, выбирают и рассчитывают
нагнетательные элементы, обеспечивающие тре-
буемый расход охладителя. Если в системе охлаж-
дения одна из цепей охлаждения имеет в качестве
хладоагента жидкость (воду, масло), то для этой це-
пи выполняют гидравлический расчет.
При составлении расчетной схемы вентиляци-
онная или гидравлическая цепь системы охлажде-
ния разбивается на большое число элементарных
условно гидродинамически однородных участков,
которые соединяются как последовательно, так и
параллельно. Методы расчета вентиляционных и
гидравлических схем охлаждения электрических
машин приведены в [2, 4].
Для схем охлаждения трансформаторов венти-
ляционные и гидравлические расчеты подробно
выполняют только для вынесенных теплообменни-
ков Конечным результатом вентиляционного или
гидравлического расчета систем охлаждения явля-
ется определение номинального давления рном
вентилятора или нагнетательного устройства, обес-
печивающего поминальный расход охлаждающей
среды 6|1ОМ при расчетном суммарном сопротивле-
нии всей схемы охлаждения (рис. 8.28):
2
Дном ~ -^Е^ном (8 4)
Необходимый расход охлаждающей среды GHOM
зависит от тепловых потерь (2П0Т, которые необхо-
димо отвести с поверхности охлаждения машины,
от удельной теплоемкости охлаждающей среды ср
624
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Рис. 8.29. Средние значения аэродинамических сопротивлений электрических машин в зависимости
от отношения номинальной мощности к номинальной частоте вращения:
р р
. с ном Вт _ - ‘ ном кВт
А — масштаб для -----, ——-------; В — масштаб для --, ——------
"ном (об/мин) лном (об/мин)
и допустимого значения превышения температуры
А/ охлаждающей среды. Необходимый расход
б^ном ~ Qnoyf
При воздушном охлаждении ориентировочное
значение А/ для машин с классами изоляции А, Е, В
составляет 20 °C, с классами изоляции Н и F — до
30 °C.
Средние значения аэродинамических сопро-
тивлений электрических машин в зависимости от
отношения номинальной мощности к номинальной
частоте вращения приведены на рис. 8.29.
Задачи и методы теплового расчета. Непо-
средственной задачей теплового расчета является
определение температуры активных частей маши-
ны в целях проверки эффективности работы систе-
мы охлаждения по допустимому уровню нагрева,
указанному в ГОСТ или в техническом задании на
проектирование. Тепловой расчет выполняется, как
правило, для номинального режима рабо ты при ус-
тановившемся состоянии нагрева. Во многих случа-
ях производятся расчеты при отклонении нагрузок
от поминальной, при изменении условий охлажде-
ния, для нестационарных режимов нагрева. В ре-
зультате расчета определяются температурные поля
в наиболее нагретых зонах машины, к которым
в первую очередь относятся ограничительные тре-
бования. Достаточно часто ограничиваются про-
стым расчетом средних превышений температуры,
в частности для обмоток, поскольку они легко изме-
ряются методом сопротивления при испытаниях ма-
шин и их допустимые значения даны в стандартах.
Тепловые расчеты электрических машин и
трансформаторов основаны на методах расчета тем-
пературных полей [2, 4]. Активные части машин —
обмотки, сердечники, контактные узлы — являются
источниками потерь и рассматриваются как тела с
внутренними распределенными источниками теп-
лоты, которые контактируют между собой и с кон-
структивными деталями. Все нагретые элементы
машин, соприкасаясь с внешней охлаждающей сре-
дой или с промежуточным теплоносителем, отдают
теплоту с поверхности при граничных условиях
третьего рода. Граничные условия первого и второ-
го рода встречаются редко.
В соответствии с разнообразием условий теп-
лоотвода для теплового расчета используются раз-
личные методы.
Метод точного или приближенного аналитиче-
ского решения уравнений для трех- или двухмерных
температурных полей применяется обычно при зна-
чительной неравномерности температурного поля.
При этом часто требуются упрощения формы рас-
считываемых областей и граничных условий.
Численный метод сеток [метод конечных раз-
ностей (МКР), конечных элементов (МК'Э) и m.d.J
применяется в тех же случаях, что и метод точного
или приближенного аналитического решения урав-
нений, но при более сложных формах рассчитывае-
мых областей.
§8.6]
ВЕНТИЛЯЦИОННЫЙ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТЫ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ
625
Рис. 8.30. Катушечная обмотка (о) и
цилиндрическая двухслойная обмот-
ка (б) с маслобарьерной изоляцией
(потоки масла при естественной кон-
векции и схемы замещения для теп-
лового расчета:
Ьг — радиальный размер катушки;
Ьк—- ширина вертикального масляного
канала; h — высота горизонтального
масляного канала
Метод одномерного температурного поля
применяется для расчета распределения температу-
ры по длине обмоток и других частей электриче-
ских машин. Основан метод на приведении трех- и
двухмерных температурных полей к одномерному.
Метод тепловых схем замегцення (ТСЗ) осно-
ван на использовании тепловых сопротивлений, ко-
торые соединяются в тепловую сеть, имитирую-
щую реальные пути передачи тепловых потоков в
машине. Метод ТСЗ можно рассматривать как ло-
гическое продолжение метода одномерного темпе-
ратурного поля, когда упрощение выполняется для
всех трех координатных осей. Можно также про-
вести аналогию с методом сеток, рассмотрев тепло-
вую схему как сетку с укрупненными ячейками.
Метод ТСЗ получил наиболее широкое распростра-
нение ввиду относительной простоты и достаточ-
ной точности расчета. Недостаток метода ТСЗ за-
ключается в том, что он дает не полную картину
температурного поля, а только некоторые средние
значения температуры для отдельных элементов
машины. Возникающая при этом погрешность ме-
тода не превышает 4 % для средней и 7,5 % для
максимальной температуры [4].
Особенности процесса теплопередачи
в трансформаторах. Поверхности теплообмена
в трансформаторе имеют разнообразные конфигу-
рации и расположение одной относительно другой
и в большинстве случаев не могут рассматриваться
как открытые поверхности со свободным досту-
пом охлаждающей среды. Практические расчеты
трансформаторов проводятся по эмпирическим
формулам или кривым, пригодным для примене-
ния, как правило, только при номинальных или
близких к ним условиях работы и максимально до-
пустимых температурах охлаждающей среды.
В трансформаторах в соответствии с принятым
разделением процесса охлаждения на внутреннее и
наружное различают превышение температуры об-
мотки над температурой масла 60 м и превышение
температуры масла над температурой охлаждаю-
щей среды 6М. Уравнения теплопередачи для внут-
реннего и наружного охлаждения записываются
в следующем виде:
%.м = <85)
= (8.6)
где Ао, п0, А, п — постоянные коэффициенты, оп-
ределяемые экспериментально для данной конст-
рукции обмотки и системы наружного охлаждения;
<70— тепловой поток обмотки; q — тепловой поток,
обусловленный конвекцией и излучением.
В отечественных трансформаторах наибольшее
распространение получили катушечные обмотки с
горизонтальными и вертикальными охлаждающими
каналами (винтовые, непрерывные) и маслобарьер-
ная изоляция (рис. 8.30. а). Обмотки трансформато-
ров I и II габаритов и регулировочные обмотки вы-
полняются цилиндрическими только с вертикаль-
ными охлаждающими каналами (рис. 8.30, б).
В большинстве случаев обмотки трансформато-
ров рассматриваются в отношении тепловых про-
цессов как плоские пластины с равномерно распре-
деленными внутренними источниками теплоты по
отдельным катушкам или слоям. В мощных транс-
форматорах, особенно при расчете крайних кату-
шек обмоток, учитывают неравномерность распре-
деления добавочных потерь по найденным значе-
ниям индукции поля рассеяния.
Принудительная циркуляция масла существен-
но улучшает охлаждение обмоток. Наиболее рас-
пространенные схемы принудительной направлен-
ной циркуляции масла в обмотках трансформато-
ров показаны на рис. 8.31. Работа всех систем на-
ружного охлаждения основана на принципе дейст-
вия теплообменника.
Теплофизические свойства электротехниче-
ских сталей, из которых изготавливаются магнито-
проводы электрических машин и трансформато-
ров, приведены в табл. 8.18.
626
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Теплофизические свойства изоляционных элек-
тромашиностроительных материалов и их компози-
ций даны в табл. 8.19.
Рнс. 8.31. Схема принудительной направленной
циркуляции масла в обмотках:
а — конструкция без перегородок; б — конструкция
с перегородками
Таблица 8.18. Тснлофизнческне свойства
электротехнических стилей, применяемых
в электромашиностроении
Материал Плот- ность р, г/см3 Теплопро- водность X, Вт/(м • °C)
Сталь электротехническая (вдоль листа*) марок:
1211 . 1213 (ЭН ... Э13) 7,8 37—35
1311 (Э21) 7,75 24
1411 ... 1413 (Э31 ... ЭЗЗ) 7,65 21—19
1511 ... 1513 (Э31 ... Э43) 7,55 18—15
2011 (Э0100) 7,8 31
2013 (Э0300) 7,65 34
2112 — 32,5
Пакеты из электротехнической стали (поперек листа):
с бумажной изоляцией — 0,87—1,2
покрытый лаком — 3,1—4,4
лист толщиной 0,5 мм, лаки- рованный — 3,13
то же в трансформаторном масле:
пакет из стали 2011 с тол- щиной листа 0,5 мм — 3,95
пакет из стали 1521 с тол- щиной листа 0,35 мм — 3,40
пропитанный компаун- дом — 1,95
* Удельная теплоемкость ср = 500 Дж/(кг • °C).
Таблица 8.19. Эквивалентная теплопроводность
электроизоляционных материалов и композиций
пазовой и корпусной изоляции
Материал и состав композиции Теплопро- водность X, Вт/(м • °C)
Изоляция пазовая обмоток электриче- ских машин: классов Л, Е и некомпаундированная 0,10
класса В обмоток статоров асинхронных дви- 0,16
гателей класса В, кроме случая, ука- занного в предыдущем пункте, классов F и И Пленкоэлектрокартон 0,12—0,18
Пленкосинтокартон 0,15—0,17
Пенкоасбокартон 0,10—0,12
Пленколакослюдопласт 0,30
Лакотканеслюдопласт 0,18—0,24
Изофлекс 0,24—0,31
Стекломикалента 0,22
Стеклолакомикапит 0,14—0,16
Микалента 0,26
Микафолий 0,16
Композиции: изоляция «слюдотерм» 0.24—0,27
микалентная компаундированная 0,20—0,27
изоляция изоляция «Монолит-2» 0,19—0,32
Стеклолента ЛСК толщиной 0,15 мм + 0,27
миканит ГФС 0,2 мм + лакоткань ЛСП 0,15 мм + лак 321-Т Стеклолакоткань ЛСБ толщиной 0,18—0,19
0,15 мм + стеклослюдинит 0,2 м.м + элек- тронит 0,3 мм + лак 321-Т Стеклолакоткань ЛСБ + миканит ГФС + 0,19—0,21
электрокартон + лак 321-Т Стеклолента + пленка полиимид два 0,24
слоя + лента ЛФК-ТТ два слоя (все впол- нахлеста) + лак ПЭ-933 Стеклослюдинит ФС25К-40 толщиной 0,15
0,1 мм один слой + пленка полиимид 0,04 мм + компаунд ЭК-1М Стеклолента + микалента ЛФС-ТТ + 0,10 или
лак Л-1261 или К-47 0,15 соот-
Стеклолента два слоя + стеклослюдини- ветственно 0,21; 0,23;
товая лента ЛСЧОР-ТТ два, три, четыре 0,27 соот-
слоя + компаунд ДЕР-330 ветственно
§ 8.7]
ТЕПЛООБМЕННИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ
627
Окончание табл. 8.19
Материал и состав композиции Теплопро- водность Л, Вт/(м • °C)
Изоляция обмоточных проводов:
ПЭВ 0,12
ПЭТВ-ТС, ПЭТВ-939 0,14
ПЭТВ-35 0,26
псд 0,23
ПСДК 0,16
пож 0,21
Пропиточные лаки:
МЛ-92 0,19—0,20
ГФ-95 0,12
ПЭ-939, ФЛ-98, К-47к 0,14
МГМ-8 0,16
«Тереберк» 0,26
Пропиточные компаунды:
КП-18 0,21
КП-34 0,28
КП10Ц103) 0,40
КМГС-1 0,13—0,15
МБК 0,15
на смоле ЭД-6 0,21
на смоле ЭД-22 0,33
8.7. ТЕПЛООБМЕННИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
МАШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ
В зависимости от вида охлаждающей среды в
электрических машинах и трансформаторах приме-
няются теплообменники различных типов. В элек-
трических машинах применяют воздушные и газо-
вые теплообменники (воздухе- и газоохладители), в
которых воздух или водород, циркулирующий в ма-
шине, охлаждается водой. В машинах с непосредст-
венным охлаждением обмоток используют водо-во-
дяные теплообменники. В трансформаторах — мас-
ляные, масляно-воздушные, масляно-водяные
Для типовых конструкций теплообменников
электрических машин получены графики коэффи-
циентов теплопередачи, представленные на
рис. 8.32—8.35.
При проектировании реальных теплообменни-
ков экспериментальное значение коэффициента те-
плопередачи уменьшают на 10—20 % для учета
возможного загрязнения трубок или выхода из
строя части их.
Рис. 8.32. коэффициенты теплопередачи воздухо-
охладителя:
ив — скорость воздуха, пвод — скорость воды
Рис. 8.33. Коэффициенты теплопередачи
водо-водяного теплообменника:
vK — скорость конденсата; пвод — скорость воды
Рис. 8.34. Коэффициенты теплопередачи воздухо-
воздушного охладителя:
ив вн — скорость воздуха внутри машины; ов н — ско-
рость наружного воздуха
Теплообменники электрических машин выпус-
каются в виде серий. Каждая серия рассчитывается
на определенную мощность. Для теплообменников
628
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд. 8
Рис. 8.35. Коэффициенты теплопередачи масло-
охладителя:
им — скорость масла; овод — скорость воды
электрических машин скорость воздуха не превы-
шает 4,5 м/с, а максимальная скорость воды —
2,0 м/с. Теплообменники электрических машин
должны обеспечить разность между температурой
газообразной охлаждающей среды, выходящей из
охладителя, и температурой воды, поступающей в
охладитель, не более 10 °C. Если температура
охлаждающей воды принята 33 °C, то эта разность
должна быть не более 7 °C.
Теплообменники турбогенераторов выполня-
ются в виде отдельных секций. Основные данные
по числу секций и их расположению в схеме охлаж-
дения турбогенераторов различных типов приведе-
ны в табл. 8.20.
По схеме циркуляции воды секции могут быть
одно-, двух- и четырехходовыми Чем больше хо-
дов в секции, тем лучше охлаждающие свойства
Таблица 8.20. Расположение и число охладителей в турбогенераторах
Турбогенератор Схема охлаждения и тип вентиля гора Расположение секций Число секций Газовый объем статора с ротором, м3
Т2-6-2 Многострунная, радиальная, В камере под генерато- 2 —
Т2-12-2 Т2-25-2 Т2-50-2 нагнетательная с центробежным вентилятором ром 2 2 4 —
ТВ-50-2 Го же Горизонтальное 6 50
ТВ-60-2 » 6 50
ТВ2-30-2 Вертикальное 4 26
'1В2-100-2 Многострунная, радиальная, Вертикальное 8 65
ТВ2-150-2 нагнетательная с осевым вентиля- тором » 8 100
ТВФ-60-2 Горизонтальное 4 50
ТВФ-100-2 » 6 50
ТВФ-120-2 » 6 50
ТВВ-165-2 Одноструйная, радиальная, вы- Горизонтальное 4 52
ТВВ-200-2 тяжная с осевым вентилятором » 4 55
ТВВ-200-2А » 4 55
ТВВ-320-2 То же В концевых частях корпуса вертикальное 4 87
ТВВ-320-2 (модификация) ТВВ-500-2 Радиально-тангенциальная, вы- тяжная с осевым вентилятором То же 4 4 —
ТГВ-200 Однос гру иная, радиально-акси- альная, нагнетательная с осевым вентилятором и компрессором В корпусе вертикаль- ное 2 70
ТГВ-300 Одноструйная, аксиальная, на- гнетательная с компрессором В коробе под корпусом статора горизонтальное 3 75
ТГВ-500 Одноструйная, радиальная В концевых частях корпуса вертикальное 4 —
§8.7]
ТЕПЛООБМЕННИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ
629
охладителя. В одноходовых секциях вода ио всем
трубкам проходит от одного до другого конца охла-
дителя. Двухходовые секции сконструированы та-
ким образом, что трубки первого (прямого) хода,
по которым течет вода, обтекает уже выходящий
газ. Трубки обратного хода с нагретой водой обте-
кает входящий в охладитель горячий газ. Секции с
двумя ходами воды применяются в генераторах с
водородным охлаждением. В машинах с воздуш-
ным охлаждением используются секции с четырь-
мя ходами воды.
Основные технические данные воздухе- и газо-
охладителей приведены в табл. 8.21. Номинальная
температура воды на входе в воздухоохладитель со-
ставляет для разных турбогенераторов 28—33 °C, а
охлажденного воздуха 40 °C. В генераторах с водо-
родным охлаждением эти значения соответственно
равны 22 и 40 °C. Превышение температуры воды
в газоохладителе обычно составляет 2—6 °C.
Большую опасность для турбогенератора с воз-
душным охлаждением представляет потение сек-
ций и вследствие этого попадание влаги на обмотку
статора, поэтому в системе охлаждения должно
быть предусмотрено регулирование температуры
входящей в секции воды, например путем подачи
части уже нагретой воды. Чтобы предотвратить по-
тение трубок в турбогенераторах с водородным ох-
лаждением, тщательно контролируют влажность
водорода и температуру воды на входе в газоохла-
дитель.
Типы и основные технические данные воз-
духоохладителей, газоохладителей и тепло-
обменников турбогенераторов представлены в
табл. 8.22—8.24.
Таблица 8.21. Основные технические данные
охладителей турбогенераторов
Тип турбогене- ратора Отво- димые поте- ри, кВт Расход газа, м3/с Расход воды общий, м3/ч Аэродина- мическое сопротивле- ние, 10 Па
Т2-6-2 200 8 150 10
Т2-12-2 350 12 175 10
Т2-25-2 650 20 315 35
Т2-50-2 900 36 350 40
Т2-100-2 1700 50 500 25
ТВ2-30-2 470 16 200 6
ТВ-50-2 750 30 200 8,5
ТВ-60-2 750 30 200 8,5
ТВ2-100-2 1050 45 400 12
ТВ2-150-2 1350 60 640 —
ТВФ-60-2 900 20 200 29
ТВФ-100-2 1200 25 350 30
ТВВ-165-2 1500 20 300 48
ТВВ-200-2 1900 30 350 72
ТВВ-320-2 2800 40 600 36
ТВВ-500-2 4400 42 1100 108,6
ТГВ-200 2200 13 400 45
ТГВ-300 2800 20 600 75
ТГВ-500 1850 18 400 45
Таблица 8.22. Технические данные воздухоохладителей турбогенераторов
Тип Отводимые потери, кВт Расход на одну секцию Сопротивле- ние водяного тракта, 10 Па Масса секции без воды, кг
турбо- генератора воздухо- охладителя 3, воздуха, м /с воды, м3/ч
Т2-2.5-2 ВУП 16x6x1500x4 50 1,25 28 1,75 562
Т2-4-2 ВУП22х6х 1500x4 70 2,0 28 2,0 723
Т2-6-2 ВУП 16x6x1500x4 90 2,5 37 2,5 562
Т2-12-2 ВУП 16x6x2500x4 140 4,25 37 4,25 762
Т-2,5-2, Т-4-2 ВБ-70 70 2,25 28 2,2 272
Г-6-2 ВБ-90 90 2,5 37 2,45 298
Т-12-2, ТП-12-2 ВБ-140 140 4,25 37 3,15 388
Т-20-2 ВБ-90 90 4,15 32 1,84 483
ВБ-70 70 2,075 32 1,84 483
Примечания: 1. Все генераторы имеют по два воздухоохладителя, располагаемых горизонтально.
2. Максимальное давление воды 3 • 105 Па.
630
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Таблица 8.23. Технические данные газоохладителей для турбогенераторов с водородным или
водород и о- вод я и ы м ох л ажде пнем
Тип Максимальное давление водорода, 105 Па Отводимые потери одной секции, кВт Расход па одну секцию Сопротив- ление Число трубок, Число секций на генератор, шт. Расположение Масса секции без воды, кг
турбогенератора газоохладителя водорода, м3/с а воды, м /ч газового тракта, 10 Па водяного тракта, 105 Па
TBC-30 — 2 117 4,5 50 9 0,2 75 4 В 870
ТВС-32 — 2 135,6 4,5 50 9 0,25 75 4 В 820
ТВ2-30-2 ГО-112/2814-14-Н 3 117,5 4 50 5 0,7 54 4 В 640
ТВ-50-2 ГО-125/4806-8-Н 3 125 5 33,3 10,9 0,6 54 6 г 853
ТВ-60-2 ГО-136/4806-7-Н 3 136 5 33,3 21 1,0 54 6 г 858
ТВ2-100-2 ГО-131/2835-12-Н 3 131,2 5,65 50 14 0,6 105 8 В 803
ГВ2-150-2 ГО-169/3588- 18-Н 3 169 7,5 80 Н,2 0,9 133 8 В 1176
ТВФ-60-2 ГО-225/4404-19-Н 3 225 5 60 36,4 1,54 54 4 г 787
ТВФ-63-2 ГО-225/4554-16-СМ 3 225 5 50 21 1,23 54 4 г 894
ТВФ-100-2 ГО-258/5175-4-Н 3 258 4,7 58 23,5 1,67 54 6 г 874
ТВФ-120-2 ГО258/5175-4-Н 3,5 258 4,7 55 23,5 1,67 54 6 г 874
ТВФ-200-2 — 3 560 12,5 200 18 1,5 174 4 В 2050
ТВВ-160-2 ГО-475/4660-Н 3,5 475 5 82 67 1,3 72 4 г 1290
ТВВ-165-2 ГО-375/5256-6-Н 4 375 3,5 75 23,4 1,63 72 4 г 1121
ТВВ-200-2 ГО-475/5556-17-Н 4 475 7,5 87,5 84,4 2,12 72 4 г 1210
ТВВ-200-2А, ТВВ-220-2А, ТВВ-320-2 ГО-700/3990-5-Н 4,5 700 10 137 57,1 1,2 161 4 В 1688
ТВВ-500-2 ГО-1Ю0/2940-22-Н 5 1100 10,5 260 90 1,0 270 4 в 2243
ТВВ-500-2А, ТВВ-500-2Б, TBB-800-2 ГО-1625/4600-Н 5,5 1625 13,75 250 57 1,3 270 4 в 3140
ТВВ-1200-2 ГО-2250/4300-Н 6 2250 13,75 375 33 1,3 380 4 в 4080
ТГВ-200 — 4 1050 6,5 200 37 11 136 2 в 1800
ТГВ-200М, ТГВ-300 — 4,5 1266 6,66 200 75 2,5 338 3 г 1270
ТГВ-500 — 3,5 462,5 4,5 100 45 2,08 — 4 в 1370
Примечания 1. В обозначении типа газоохладителя числитель дроби соответствует отводимым потерям,
кВт, знаменатель — активной длине охладителя, мм; последующее число — индексу разработки, а буквы —
исполнению (Н — нормальное, для работы на пресной воде, М— на морской).
2. Вертикальное расположение секций газоохладителей в машине обозначено буквой В, горизонтальное —
буквой Г.
3. Масса секций с водой примерно на 10 % больше массы секций без воды.
4. Соединение секций по воде и газу — параллельное.
§8.7]
ТЕПЛООБМЕННИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ
631
Таблица 8.24 Технические данные теплообменников для турбогенераторов с водяным охлаждением
Тип Максимальное давление водо- рода, 105 Па Отво- димые поте- ри, кВт г> 3, *1 Расход, м /ч Сопротивле- ние водяного тракта, 10 Па Число теплооб- менников на турбогенератор Масса без воды, кг
турбогенера- тора теплообмен- ника дистиллята (масла) технической воды дистиллята (масла) технической волы дистиллята (масла) технической волы рабочих, шт. резервных, шт.
ТВВ-165-2 ВВТ-3 10 16 700 30 295 — 4 1 1 —
ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А, ТВ В-220-2А ВВТ-3 10 16 700 30/25 295 — 4 1 1 —
ТВВ-320-2 ВВТ-3 10 16 700 2x20 2x295 — 4 2 1 —
ТВВ-500-2, ВВТ-3 или 10 16 700 63*2 2x300 — 4 2 I —
ТВВ-500-2А В ВТ-60 10 10 1800 63 300 — 2 1 1 1938
ТВВ-800-2, ТВВ-1200-2 ВВТ-100 12 16 3280 100 400 — 3 2 1 2715
ТГВ-200М 600ТНВ-1-10 10 10 750 45 200 1,6 4 I 1 1310
ТГВ-500 800ТНВ-1-10 10 10 4000*2 150 600 1,8 4 1 1 3870
ТВМ-ЗОО*3 5 2 1850*2 500*2 600*2 2 5 3 1 3440
20 2 1350*2 50*2 200*2 3,1 2,9 2 1 1060
Если нс оговорено, то показатели даны для одного теплообменника.
~ Указан общий расход жидкости, или расход дистиллята, или перепад давления, или отводимые потери.
J В числи теле указаны данные для обмотки статора, в знаменателе — для обмотки ротора.
Таблица 8.25. Конструктивные исполнения системы М охлаждения трансформаторов
Конст- руктив- ное исполне- ние Охлаждающее устройство Чис- ло труб Размеры охлаждающих элементов Расположе- ние охлаж- дающих элементов или устройств Мощ- ность трансфор- матора, кВ-А
Гладкий бак Гладкая поверхность бака — — — До 30
Трубча- тый бак Гнутые круглые трубы Труба диаметром 40x1,5 мм; шаг по грубам (по перимет- ру бака) 55 мм Труба диаметром 51x1,75 мм; шаг по трубам (по перимет- ру бака) 70 мм Одно, двух- и трехрядное 50—1800 (в новых сериях 63—1000)
Гнутые овальные трубы — Труба 20x73,3x1,5 мм; шаг по трубам (по пери- метру бака) 50 мм Одно- и двух- рядное
632
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Окончание табл. 8.25
Конст- руктив- ное исполне- ние Охлаждающее устройство Чис- ло труб Размеры охлаждающих элементов Расположе- ние охлаж- дающих элементов или устройств Мощ- ность трансфор- матора, кВ-А
Трубча- тый бак Секции из прямых круглых труб — Труба диаметром 30x1,2 мм Многоряд- ные секции 50—1800 (в новых сериях 63—1000)
Радиатор- ный бак Одинарные трубчатые радиаторы с гнуты- ми овальными трубами и прямоугольными коробчатыми коллекторами 32 Труба диаметром 20x73,3 мм; шаг по трубам 45 мм Касательное 3200— 7500; 1600— 6300
Сдвоенные трубчатые радиаторы с гнуты- ми овальными трубами, с коробчатыми кол- лекторами переменного прямоугольного се- чения 64 и 72 Радиальное
Одинарные прямотрубные радиаторы с овальными трубами, с коробчатыми коллек- торами переменного прямоугольного сечения 40 Касательное
Сдвоенные прямогрубпые радиаторы с овальными трубами, с коробчатыми коллек- торами переменного прямоугольного сечения 80 Радиальное
Прямотрубные секционные радиаторы 60 и 160 Труба диаметром 30x1,2 мм —
Таблица 8.26. Конструктивные исполнения радиаторов системы Д охлаждения
трансформаторов
Радиаторы Число труб Размеры охлаждающих элементов Мощность трансформатора, МВ-А
Сдвоенные трубчатые с гнутыми реальны- ми трубами, с коробчатыми коллекторами переменного прямоугольного сечения 64 и 72 Труба диаметром 20x73,3 мм; шаг по трубам 45 мм 10—90
Сдвоенные прямотрубные с овальными трубами, с коробчатыми коллекторами пе- ременного прямоугольного сечения 80 То же 10—90
Прямотрубные секционные 60 и 160 Труба диаметром 30x1,2 мм 10—90
Теплообменники трансформаторов выпол-
няют в виде трубчатых радиаторов, которые име-
ют несколько рядов труб. Радиаторы фланцами
коллекторов присоединяют к баку трансформа-
тора гак, чтобы они образовали с корпусом бака
единую систему естественного масляного охлаж-
дения трансформатора. Конструктивные варианты
исполнения системы охлаждения М даны в
табл. 8.25, а системы охлаждения Д — в табл. 8.26.
Более компактной конструкцией радиатора для
трансформаторов мощностью 100—6300 кВ • А
являются радиаторы с овальными и прямыми тру-
бами.
Типы компоновки охлаждающих устройств
системы охлаждения ДЦ представлены в табл. 8.27.
Технические данные масляно-воздушных теп-
лообменников и масляно-водяных охладителей
трансформаторов приведены в табл. 8.28 и 8.29.
Таблица 8.27. Типы компоновки охлаждающих устройств системы охлаждения ДЦ
Тип компоновки Число и тип теплообмен- ника 1 2 калорифера КФБО-11 2 4 калорифера КФБО-11 3 4 калорифера КФБО-11
Число ходов масла 2 2x2 2x2
Число и тип вентилятора 2хМЦ № 8 4хМЦ № 8 2хМЦ № 8
Тип насоса 6К-12а 6К-12а 6К-12а
Схема ф — - I- -
1 Ф f ф 1
Тип компоновки 10 11 12
Число и тип теплообмен- 1 алюминие- 2 алюминиевых 1 алюминиевый
ника вый охладителя охладитель
охладитель
Число ходов масла 5 2x2 4
Число и тип вентилятора 2хМЦ № 8 4хМЦ № 8 2хЦЗ-04 № 8
Тип насоса ЭЦТ 63-10 6К-12а ЭЦТ 63-10
—
ф1 Ф! С h 1
4 4 кале КФ1 2x2 4хМЦ № 8 6К-12а 5 >рифсра 30-11 2x2 4хМЦ № 8 ЭЦТ 63-10 6 1 алюминие- вый охлади- тель 2 2хМЦ № 8 6К-12а 7 1 ал 4 2хМЦ № 8 6К-12а 8 юминиевый охл 4 2хМЦ № 8 ЭЦТ 63-10 9 адитель 4 2хМЦ № 8 ЭЦТ 100-8
ф ф 1
Т 1
13 1 алюминиевый охладитель 5 2ХЦЗ-04 № 8 ЭЦТ 63-10 14 1 стальной охладитель 3 2хМЦ № 7 ЭЦТ 63-10 15 1 латунный охладитель 3 2хНАП-7,4 ЭЦТ 63-10 16 1 биметалличе- ский охладитель 3 2хНАП-7,4 ЭЦТ 100-8 17 1 биметалличе- ский охладитель 4 2хНАП-7,4 ЭЦТ 100-8
§8 7] ТЕПЛООБМЕННИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Таблица 8.28. Технические данные масляно-воздушных теплообменников для трансформаторов при температуре масла на входе 75 °C
и температуре воздуха 35 °C
Тип КОМПО- НОВКИ по табл. 8.27 Тепло- съем, кВт Гидравличе- ское сопротив- ление, 104 Па Расход, кг/с Изменение тем- пературы, °C Мощность, потребляе- мая двигателем, кВт Скорость, м/с Коэффициент теплопсрсда- чи, Вт/(м2 • °C) Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 • °C)
масла воздуха масла воздуха насоса вентиляторов масла в трубке воздуха в жи- вом сечении от масла к стенке от стенки к воздуху
1 140 4 25,7 6,3 2,76 22,1 7,34 6,66 2,7 4,4 458 — —
3 157 9 21,2 47 3,75 33,2 7,50 6,60 2,2 3,3 387 1070 607
4 268 9 21,2 12,6 6,37 21,2 7,50 13,2 2,2 4,4 457 1070 800
5 220 6,17 20,0 12,6 5,55 17,4 3,0 13,2 2,0 4,4 339 987 516
6 215 5,15 47,2 8,06 2,31 26,5 8,46 5,66 2,4 8,1 412 — —
7 247 11,0 31,85 8,6 3,93 28,7 7,33 5,5 3,52 8,2 545 — —
8 205 — 20,0 7,33 5,2 27,8 2,9 5,6 2,2 7,3 446 1072 763
9 203 7,17 21,8 7,5 4,7 27,0 2,84 5,4 2,4 7,4 423 1195 656
10 210 7,1 17,1 7,33 6,2 28,5 2,9 5,6 2,4 7,3 473 — —
11 400 7,65 41,2 16,12 4,9 24,7 7,4 11,32 2,1 8,1 378 — —
13 177 — — — — — — — — — 342 1110 494
14 145 — — — — — — — — — 370 967 600
Таблица 8 29 Технические данные масляно-водяных охладителей
Тип Теплосъсм при максимальных расходах масла и воды, кВт Поверхность охлаждения, 2 м Максимальный 2, расход, м /ч Число трубок Число ходов воды Число перегоро- док Длина трубок, мм Шаг по трубкам, мм Потери давления при максимальном расходе, 104 Па Масса, кг
масла воды полная активная масла воды
МП-21 150 21 36 24 290 1 15 1497 1446 21 3,5 0,27 799
МП-37 250 37 60 36 510 1 17 1497 1446 21 5,6 0,4 1077
МП-65 450 65 96 72 434 2 17 2615 2540 23 2,0 0,84 1522
МО53-4А 940 52,6 100 72 640 4 19 1872 1807 20 8,2 1,0 1547
Ц 63 75 — 16 10 55 1 — 966 900 — 0,35 0,2 214
Ц-100 125 — 25 15 55 1 — 1166 1100 — 1.0 0,52 227
Ц-160 335 — 60 35 75 1 — 1316 1250 — 7,8 0,8 325
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ [Разд. 8
§8.8]
ДОПУСТИМЫЕ НАГРУЗКИ И ТЕПЛОВОЙ КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
635
8.8. ДОПУСТИМЫЕ НАГРУЗКИ И ТЕПЛОВОЙ
КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
И ТРАНСФОРМАТОРОВ
В процессе продолжительной работы электри-
ческих машин и трансформаторов изоляция их об-
моток наиболее чувствительна к перегрузкам.
Турбогенераторы в продолжительном режиме
работы должны сохранять номинальную мощность
при одновременных отклонениях напряжения на вы-
водах до ±5 % и частоты до ±2,5 % номинальных
значений, при этом в режимах работы с повышен-
ным напряжением и пониженной частотой сумма
абсолютных значений отклонений напряжения и
частоты должна быть не выше 6 %.
Турбогенераторы допускают продолжитель-
ную работу при отклонениях напряжения от номи-
нального значения до± 10 %. Допустимые при этом
нагрузки указываются в инструкции по эксплуата-
ции турбогенераторов.
Турбогенераторы допускают продолжительную
работу при несимметричной нагрузке, если токи в
фазах не превышают номинального значения, а токи
обратной последовательности не превышают 8 %
номинального значения тока статора. При этом до-
пускается повышение температуры активных час-
тей машин на 5 °C. По термической стойкости рото-
ра при кратковременной работе в несимметричных
режимах турбогенераторы должны выдерживать те-
пловые воздействия при значениях произведения
квадрата тока обратной последовательности в отно-
сительных единицах на допустимое время работы в
секундах в несимметричном режиме не менее:
30 с — при косвенном охлаждении обмоток;
15 с — при косвенном охлаждении обмотки
статора и непосредственном охлаждении обмотки
ротора;
8 с — для турбогенераторов мощностью до
800 МВ г включительно с непосредственным водо-
родным или жидкостным охлаждением обмоток
статора и рогора;
6 с — для турбогенераторов мощностью свы-
ше 800 МВт с непосредственным водородным или
жидкостным охлаждением обмоток статора и
ротора.
Ротор турбогенератора должен выдерживать
двукратный номинальный ток возбуждения:
не менее 50 с — для турбогенераторов с косвен-
ным охлаждением обмотки ротора;
не менее 20 с — для турбогенераторов с непо-
средственным охлаждением обмотки ротора;
не менее 15 с — для турбогенераторов мощно-
стью 800 и 1000 МВт;
не менее 10 с — для турбогенераторов мощно-
стью 1200 МВт.
Кратковременные перегрузки турбогенерато-
ров но току статора допускаются в аварийных усло-
Таблица 8.30. Допустимые кратковременные
перегрузки обмотки статоров турбогенераторов
Продолжи- тельность перегрузки, мии, не более Кратность перегрузки генераторов
с косвен- ным охлаж- дением обмотки статора с непосредственным охлаждением обмотки статора
водой водородом
60 1,1 1,1 —
15 1,15 1,15 —
10 — — 1,1
6 1,2 1,2 1,15
5 1,25 1,25 —
4 1,3 1,3 1,2
3 1,4 1,35 1,25
2 1,5 1,4 1,3
1 2,0 1,5 1,5
виях. Продолжительность перегрузки определяет-
ся кратностью тока статора по отношению к его но-
минальному значению (табл. 8.30).
При снижении температуры охлаждающего газа
по сравнению с номинальной нагрузка турбогенера-
торов с косвенным и непосредственным охлаждени-
ем обмоток воздухом или водородом может быть
повышена. Для турбогенераторов мощностью ме-
нее 25 МВт увеличение нагрузки допускается при
снижении температуры холодного газа примерно на
20 °C, а для турбогенераторов мощностью 25 МВт и
выше — на 10 °C. При большем снижении темпера-
туры охлаждающего газа дальнейшее увеличение
нагрузки не разрешается. Увеличение токов должно
быть не больше чем на 15 % номинального для тур-
богенераторов мощностью менее 25 МВт и на 10 %
для турбогенераторов мощностью более 25 МВт.
Увеличение токов производится равномерно через
каждые 5 °C снижения температуры охлаждающего
газа. Для турбогенераторов с водяным охлаждением
обмоток увеличение нагрузки при снижении темпе-
ратуры охлаждающего газа не разрешается.
При повышении температуры охлаждающего
газа выше номинальной допустимые нагрузки тур-
богенераторов независимо от способа их охлажде-
ния уменьшаются до значений, при которых темпе-
ратуры (а для турбогенераторов с непосредствен-
ным охлаждением и температура выходящей охла-
ждающей среды) не будут превышать уровней, дос-
тигаемых в номинальном режиме.
Допустимые нагрузки турбогенераторов при
отклонении давления водорода от номинального
представлены в табл. 8.31.
Для измерения температуры сердечника и об-
мотки статора турбогенератора в статор должно
быть уложено не менее 6 термопреобразователей
сопротивления для турбогенераторов мощностью
636
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
Таблица 8.31. Нагрузка турбогенераторов при отклонении давления водорода от номинального
а) турбогенераторы с косвенным охлаждением обмоток водородом при повышении давления водорода, % пол-
ной номинальной мощности при costp не ниже номинального
Тип турбогенератора Избыточное давление водорода, 105 Па
0,05 0,5 0,7 1,0 1,5 2,0
ТВ2-30-2 100 108 111 115 120 —
ТВ-50-2 100 108 111 115 120 —
ТГВ-25 (25 МВт; cos<pHOM = 0,75) 100 108 111 115 120 —
ТГВ-25 (30 МВт; cos<pHOM = 0,8) 100 104 105 108 112 —
ТВС-30 — 100 105 108 112 —
ТВ2-100-2 — 100 105 108 112 —
ТВ2-150-2 — — 100 103 103 —
ТВ-60-2 — — — 100 105 108
Примечания; 1. У турбогенераторов типа ТВС-80 повышение избыточного давления водорода без усиления
торцевых щитов разрешается до 105 Па включительно.
2. Мощность турбогенератора типа ТВ2-100-2 ограничивается при избыточном давлении 0,05 • 105 Па по ус-
ловиям нагрева обмотки ротора.
3. Мощность генераторов типа ТВ2-150-2 ограничивается при избыточных давлениях 0,05 • 105 и 0,5 • 105 Па
по условиям нагрева обмотки ротора.
б) турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток водородом при отклонении давления водорода
от номинального, % полной номинальной мощности при coscp не ниже номинального
Тип турбогенератора Избыточное давление водорода, 105 Па
0,05 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 4,0
ТВФ-60-2 35 50 75 90 100 — — —
ТВФ-63-2 — 47 60 80 100 — 113* —
ТВФ-100-2 — 50 75 90 100 — — -—
ГВФ-120-2 — 40 60 75 85 100 113* —
ТГВ-200 — — — 60 75 85 но 105
ТГВ-300 — — — 60 72 85 100 103,3
* При costp > 0,85.
Примечание. Работа турбогенераторов при пониженном против номинального давлении водорода допуска-
ется только в течение непродолжительного времени (турбогенераторов типа ТВФ — до 24 ч) для устранения
неполадок в газомасляной системе водородного охлаждения с разрешения главного инженера электростанции
при соответствующем ограничении нагрузки и с отметкой в оперативном журнале.
в) турбогенераторы с водяным охлаждением обмотки статора и водородным ротора при пониженном давле-
нии водорода, % полной номинальной мощности при costp не ниже номинального
Тип турбо генератора Избыточное давление водорода, 105 Па
4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5
ТВВ-165-2 — — 100 94 85 73 60
ТВВ-200-2, ТВВ-200-2А — — — 100 85 73 60
ТГВ-200М — — — 100 85 75 60
ТВВ-320-2 — — 100 87 73 60 47
ТВВ-320-2 (Б)* — 100 87 75 60 50 35
ТВВ-500-2 100 87 75 62 50 40 —
* Генераторы с тангенциальной системой вентиляции.
Примечание Работа с пониженным давлением водорода разрешается нс более 5 сут
К приборам автоматического контроля
Рис. 8.36. Схема теплового контроля турбогенераторов:
а — схема расположения температурных индикаторов [7—54 — под клином
паза статора; 55—63 — на сердечнике статора; 64—71 — в камере газоохла-
дителей (холодный, нарретый газ); 72—79 — в баббите уплотнений; 80, 81 —
во вкладышах подшипника генератора; 82 — в масле на входе из подшипни-
ка; 83 — в воде на входе в газоохладитель; 84—86 — в дистилляте на входе
и выходе обмотки статора; 87 — в масле уплотнений; Г—6' — на сердечни-
ке возбудителя; 7'—10' — в холодном и нагретом воздухе возбудителя; 11',
12'— во вкладышах подшипников возбудителя; 13', 14' — в масле из под-
шипников возбудителя; 15', 16' — в воздухе шкафов выпрямительной уста-
новки]; б — термометр сопротивления для измерения температуры газа; в —
расположение термосопротивления в пазу статора (7—3 — прокладки)
6)
ДОПУСТИМЫЕ НАГРУЗКИ И ТЕПЛОВОЙ КОНТРОЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
638
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ТРАНСФОРМАТОРЫ
[Разд.8
менее 32 МВт и не менее 12 для турбогенераторов
мощностью 32 МВ г и более.
Для турбогенераторов с жидкостным охлажде-
нием обмотки статора должна быть предусмотрена
возможность контроля температуры обмотки в каж-
дой параллельной ветви охлаждающей жидкости и
контроля температуры сердечника статора не менее
чем в шести точках. Из-за температурного перепада
в изоляции действительная температура меди об-
мотки на 10—-15 °C выше показаний термометра.
Для измерения температуры охлаждающего га-
за должно быть установлено следующее число тем-
пературных индикаторов:
не менее двух в зоне входа охлаждающего газа
и по одному или более на выходе из каждого газо-
охладителя — для турбогенераторов с встроенны-
ми газоохладителями;
не менее двух в зоне выхода горячего газа;
не менее трех в зоне выхода горячего газа из об-
мотки статора — для турбогенераторов с непосред-
ственным газовым охлаждением обмотки статора;
один или более перед или после каждого венти-
лятора и компрессора.
Для измерения температуры охлаждающей
жидкости должно быть установлено следующее
число термометров:
не менее двух в зоне входа охлаждающей жид-
кости;
не менее трех в зоне выхода охлаждающей
жидкости.
Схема расположения индикаторов теплового
контроля показана на рис. 8.36. Термосопротивле-
ния подключаются к приборам автоматического
контроля и предупредительной сигнализации.
Электрические двигатели допускают перегруз-
ки по току, определяемые следующими нормами:
50 % номинального тока в течение 2 мин —
бесколлекторныс двигатели с косвенным охлажде-
нием обмоток;
50 % номинального тока в течение 1 мин —
коллекторные двигатели постоянного и переменно-
го тока.
При этом продолжительность нагрузок других
кратностей по отношению к номинальному гоку
для двигателей с косвенным охлаждением обмоток
может быть приближенно оценена по следующей
формуле.
где к\ и /] — соответственно нормированные значе-
ния кратности тока и времени перегрузки; / — до-
пустимое время перегрузки током кратностью к.
Применять указанные выше перегрузки машин
при нормальных режимах работы энергосистем
(сети) запрещается.
Масляные трансформаторы в продолжитель-
ном режиме работы допускают кратность 1,4 об-
щей продолжительностью не более 6 ч в сутки в те-
чение 5 сут подряд, если коэффициент начальной
нагрузки не более 0,93. Для трансформаторов,
работающих с осенне-зимним максимумом и пи-
тающих нагрузки с заполнением расчетного суточ-
ного графика более 0,55 допускаются систематиче-
ские перегрузки не выше 1,7 номинальной нагруз-
ки. В аварийных режимах кратковременная крат-
ность перегрузки по гоку допускается в зависимо-
сти от времени перегрузки в следующих пределах:
Масляные трансфор-
матор ы
Время перегрузки,
мин. ........ 10
Кратность перегрузки
по току........... 2
Сухие трансфор-
маторы
Время перегрузки,
мин. . .... 5
Кратность перегрузки
потоку............ 1,6
20 45 80 120
1,76 1,6 1,45 1,3
18 45 60
1,5 1,4 1,2
Автоматическое управление системой охлаж-
дения трансформатора должно обеспечивать:
включение электродвигателей вентиляторов при
достижение температуры верхних слоев масла 55 °C
или при достижении тока, равного 1,05 номинально-
го, независимо от температуры верхних слоев масла;
отключение электродвигателей вентиляторов
при снижении температуры верхних слоев масла до
50 °C, если при этом ток нагрузки менее 1,05 номи-
нального.
Автоматическое управление системами охлаж-
дения ДЦ, НДЦ, Ц и НЦ должно обеспечивать:
включение электронасосов и электродвигателей
вентиляторов (для систем охлаждения ДЦ и НДЦ);
включение электронасосов и электродвигате-
лей вентиляторов (для систем охлаждения ДЦ и
НДЦ) резервного охладителя взамен любого авто-
матически аварийно отключенного рабочего.
Автоматическое управление системами охлаж-
дения НДЦ, Ц, НЦ должно обеспечивать:
при температуре верхних слоев масла в баке,
равной 15 °C и более, работу всех рабочих электро-
насосов;
при температуре верхних слоев масла в баке ме-
нее 15 °C работу только пускового электронасоса.
Автоматическое управление системами охлаж-
дения ДЦ и НДЦ должно обеспечивать работу групп
электродвигателей вентиляторов и электронасосов
для системы охлаждения ДЦ и электродвигателей
вентиляторов для системы охлаждения НДЦ:
первой — в режиме холостого хода и при на-
грузке не более 40 % номинального тока,
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
639
первой и второй — при нагрузке трансформато-
ра более 40 %, но не более 75 % номинального тока;
первой, второй и третьей — при нагрузке транс-
форматора более 75 % номинального тока.
При небольшом количестве охладителей число
групп может быть сокращено.
Электродвигатели вентиляторов должны рабо-
тать только при температуре верхних слоев масла в
баке более 40 °C группами в зависимости от нагруз-
ки трансформатора.
В системах охлаждения Ц и НЦ циркуляция во-
ды через маслоохладители должна автоматически
осуществляться после включения рабочих электро-
насосов циркуляции масла и отключаться при сни-
жении температуры верхних слоев масла в баке ни-
же 15° С или при снятии напряжения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Абрамов А.И., Извеков В.И., Серихин Н.А.
Проектирование турбогенераторов. М.: Высшая шко-
ла, 1990.
2. Васютинский С.Б. Вопросы теории и расчета
трансформаторов. Л.: Энергия, 1970.
3. Гурин Я.С., Кузнецов Б.И. Проектирование се-
рий электрических машин. М.: Энергия 1978.
4. Сипайлов Г.А., Санников Д.И., Жадин В.А. Те-
пловые, гидравлические и аэродинамические расчеты в
электрических машинах М.: Высшая школа, 1989.
5. Справочник по ремонту турбогенераторов /
В.С. Гуревич, В.Я. Гурьев, М.И. Каплуновский и др.;
Под ред. П.И. Устинова. М.: Энергия, 1978.
6. Справочник по электрическим установкам вы-
сокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна и
М.В. Хомякова. М.: Энергоиздат, 1981.
7. Тарле Г.Е. Ремонт и модернизация систем охла-
ждения трансформаторов. М.: Энергия, 1975.
8. Филиппов И.Ф. Теплообмен в электрических
машинах. Л.: Энергоатомиздат, 1986.
9 Электротехнический справочник: Т.2. Элек-
тротехнические изделия и устройства / Под ред.
В.Г. Герасимова, А.Ф. Дьякова, Н.Ф. Ильинского и др.
М.: Издательство МЭИ, 1998.
10. ГОСТ 27471-87. Машины электрические вра-
щающиеся. Термины и определения.
11. ГОСТ 2479-79. Машины электрические вра-
щающиеся. Условные обозначения конструктивных
исполнений по способу монтажа.
12. ГОСТ 17494-87. Машины электрические вра-
щающиеся. Классификация степеней защиты, обеспе-
чиваемых оболочками вращающихся электрических
машин.
13. ГОСТ 183-74. Машины электрические вра-
щающиеся. Общие технические условия.
14. ГОСТ 20459-87. Машины электрические вра-
щающиеся. Методы охлаждения. Обозначения.
15. ГОСТ 4541-70. Машины электрические вра-
щающиеся. Обозначения буквенные установочно-при-
соединительных и габаритных размеров.
16. ГОСТ 11828-86. Машины электрические вра-
щающиеся. Общие методы испытаний.
17. ГОСТ 12139-84. Машины электрические вра-
щающиеся. Ряды номинальных мощностей, напряже-
ний и частот.
18. ГОСТ 12259-75. Машины электрические вра-
щающиеся. Методы определения расхода охлаждаю-
щего газа.
19. ГОСТ 13267-73. Машины электрические вра-
щающиеся и непосредственно соединяемые с ними не-
электрические. Высоты оси вращения и методы кон-
троля.
20. ГОСТ 26772-85. Машины электрические вра-
щающиеся. Обозначение выводов и направления вра-
щения.
21. ГОСТ 533-85. Машины электрические вращаю-
щиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия.
22. ГОСТ 5616-89. Генераторы и генераторы-дви-
гатели электрические гидротурбинные. Общие техни-
ческие условия.
23. ГОСТ 609-84. Машины электрические вра-
щающиеся. Компенсаторы синхронные. Общие техни-
ческие условия.
24. ГОСТ 9630-80. Двигатели трехфазные асин-
хронные напряжением свыше 1000 В. Общие техниче-
ские требования.
25. ГОСТ 16264.1-85. Двигатели асинхронные.
Общие технические условия.
26. ГОСТ 16264.2-85. Двигатели синхронные.
Общие технические условия.
27. ГОСТ 16264.3-85. Двигатели коллекторные.
Общие технические условия.
28. ГОСТ Р 51137-98. Электропривода регулируе-
мые асинхронные для объектов энергетики. Общие
технические условия.
29. ГОСТ 16110-82. Трансформаторы силовые.
Термины и определения.
30. ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые.
Общие технические условия.
31. ГОСТ 12965-85. Трансформаторы силовые
масляные общего назначения классов напряжения 110
и 150 кВ. Технические условия.
32. ГОСТ 17544-85. Трансформаторы силовые
масляные общего назначения классов напряжения 220,
330, 500 и 750 кВ. Технические условия.
33. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые
масляные общего назначения Допустимые нагрузки.
34. ГОСТ 8865-93. Системы электрической изоля-
ции. Оценка нагревостойкости и классификация.
35. ГОСТ 15150-69. Машины, приборы и другие
технические изделия. Исполнения для различных кли-
матических районов.
36. ГОСТ 15543-70. Изделия электротехнические.
Исполнения для различных климатических районов.
37. ГОСТ 15543.1-89. Изделия электротехниче-
ские. Общие требования в части стойкости к климати-
ческим внешним воздействующим факторам.
38. ГОСТ 17412-72. Изделия электротехнические
для районов с холодным климатом. Технические тре-
бования, приемка и методы испытаний.
39. ГОСТ 14254-96. Степени защиты, обеспечи-
ваемые оболочками.
предметный указатель
А
Автоматическое управление системой охлаждения
трансформатора 638
Автотрансформатор 598
Активная зона реактора 134, 141, 152, 167
Анион 576
Арматура дроссельно-регулирующая 513
— запорная 503
— защитная 503
— регулирующая 503
Атомная электростанция малой мощности 130, 177
---подземная 130
Н-катионирование 579
Б
Барабан котла 99
---сепаратор 140
Бассейн выдержки 536
Биологическая защита 137
Блочная обессоливающая установка 584
Блочный щит управления 492
БРЕСТ-300 169
Быстродействующая редукционно-охладительная
установка (БРОУ) 515
В
Вагоноопрокидователь 527
Вентилятор 449
— осевой 450
— центробежный 450
Вентиляционные потери и потери на трение
в трубогенераторах с воздушным
охлаждением 607
Взрывобезопасность турбогенератора 608
Водно-химический режим
гидразинно-аммиачный 555
---гидразинный 557
---— кислородно-аммиачный 557
---нейтрально-кислородный 557
---слабощелочной восстановительный
аммиачно-калиевый с борной кислотой 560
Воздухоподогреватель 23, 24
Выбор насосов по каталогам 448
— тягодутьевых машин 86
Вывод ядерного энергоблока из эксплуатации 222
Выгорание топлива 123
Г
Газовое хозяйство 534
Газодувка (воздуходувка) 449
Газораспределительная станция 534
Газорегуляторный пункт (ГРП) 534
Газотурбинная теплоэлектроцентраль 417
Гидрогенератор 595
Гидротранспорт с побудительными соплами 539
Глубина выгорания топлива 133, 165, 171,
176, 180
Горелка газомазутная 46
— комбинированная 48
— прямоточная 39
— пылеугольная вихревая 38, 46
— с плоскопараллельными струями 43, 45
Градирня башенная 521
График химического контроля 563
д
Давление за турбиной 230
— пробное 502
— рабочее 501
— (разрежение) тягодугьевой машины 87
— условное 502
Двигатель асинхронный 619
— вентильный 597
— постоянного тока 621
— синхронный 596, 621
Двусветный экран 19, 20
Деаэратор атмосферного давления 321
— повышенного давления 322
Диагностические параметры АХК 565
Диаграмма режима работы турбины 271
----------с двумя регулируемыми отборами 275
----------с двуступенчатым отопительным
отбором пара 275
----------с одним регулируемым отбором 273
Диффузор безлопастной 427
— канальный 427, 428
— лопастной 427
Допустимая геометрическая высота всасывания
насоса 422
— нагрузка турбогенератора при отклонении
давления водорода 635
Допустимое значение теплопапряжения объема 51
Дробилка молотковая 528
Дросселирование 439
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
641
Ж
Жесткость воды 552
3
Замедлитель 135
Застой 89
Затвор обратный 512
Защитная оболочка 181
Золоудаление пневматическое 537
Золошлакопровод 544
Золошлакоудаление 537
И
Известкование 574
Изоляция бумажно-масляная 614
Инжектор пароводяной 474
Ионит 576
Испарение ступенчатое 99
Испаритель поверхностного типа 325
К
Кавитация 422
Камера сгорания ГТУ встроенная 383
-------выносная 384
Кампания топлива 133
— реактора 133
Катионит 576
Классификация способов охлаждения
электрических машин 602, 604
— электрических машин 592, 593
Колено сварное секторное 498
— штампосварное 498
Коллектор теплоносителя 214
Компенсация запаса реактивности 161
- — избыточной реактивности 151
— реактивности 170
Компоновка главного корпуса ТЭС 485
— котла 12
Компрессор 449
— осевой 459, 462
— пароструйный 472
— поршневой 457
— центробежный 457, 460
Конвейер ленточный 528—530
Конденсатор паровой турбины 278
-------секционированный 281
Контрольные уровни показателей качества 560
Косвенное водородное охлаждение
турбогенераторов 607
Котельная установка 11
Котел водогрейный 105, 107, 109
— паровой 11
---утилизатор 115, 116
Коэффициент бинарности 398
— воспроизводства топлива 134
— гидравлической неравномерности 88
— запаса до кризиса теплообмена 196
— избытка воздуха 376
— использования поверхности нагрева 78
— конверсии топлива 134
— конструктивной нетождественное™ 88
— неравномерности энерговыделения 139
— полезного действия ГТУ эффективный 377
-------насоса 422
-------компрессора 456, 457
-------котла 70
— разверки температурный 88
---тепловой 88
— размножения нейтронов в бесконечной
среде 131
----эффективный 132
— реактивности 132, 157
----мощностный 133, 158
---паровой 132, 140, 143
---плотностный 132
---пустотный 170
— тепловой эффективности экрана 73
— теплофикации 329
Кратковременная перегрузка турбогенератора
по току статора 633
Кратность циркуляции 92
Кремне содержание 552
Криотурбогенератор 605
Критерий Больцмана 73
Л
Лента конвейерная 530
Локализующая система безопасности 157
М
Мазутное хозяйство 531
Машина газодувная 449
— дробильно-фрезерная 527
— перегрузочная 536
— тягодутьевая 455
Мельница углеразмольная 26
Метод одномерного температурного поля 625
— тепловых схем замещения 625
— химического контроля 570, 571
Моделирование вентиляторов 452
Модернизация турбогенераторов 606
Мощность, потребляемая компрессором 456
---насосом 422
-------центробежным 430
— турбины конденсационной максимальная 230
---номинальная 230
— — теплофикационной максимальная 231
Муфта расцепная 394
642
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
II
Нагнетатель центробежный 462
Нагревостойкость электроизоляционных
материалов 601
Напор контура циркуляции полезный 93
— насоса 420
— температурный минимальный в поверхностном
регенеративном подогревателе 354
Насос багерный 441, 539
— вихревой (самовсасывающий) 442
— динамический 420
— конденсатный 433
— многоступенчатый 424
— объемный 420, 440
---вакуумный 446
---винтовой 440, 445, 446
------ пластинчатый 440
------- плунжерный 440, 445
---поршневой 440, 442, 444, 445
---роторный 446
---шестеренчатый 440, 444
— одноступенчатый 424, 430
— осевой 431
— центробежный 423, 425, 426, 431, 441
Насосная багерная 539
Насосный агрегат 420
Na-катионирование 577
Несимметричная нагрузка 630
Нормальный ряд осветлителей 574
Нормы качества воды для котлов с естественной
циркуляцией 554, 555
О
Объем химического контроля 563
Окисляемость 552
Опоры и подвески трубопровода 499, 500
Опрокидывание потока 89
Отвод 427
Отделение бункерное 492
— деаэраторное 492
— котельное 485
— машинное 488
Отражатель 137
Охладитель выпара 324
— конденсата 12
Охлаждение дисков ГТ 379
— корпусных деталей ГТ 380
— транформаторов 616
— электрических двигателей 619
П
Параметры пара в камерах нерегулируемых
отборов 247
---начальные 230, 349
— отбираемого пара 230
Паровая турбина 230
Парогазовая теплоэлектроцентраль 415
Парогазовая установка (ПГУ) 387
----бинарная 387
-------с высоконапорным парогенератором 388,
400
-------с низкопапорным парогенератором 388
-------утилизационная 388
----монарная 387, 400
----с вытеснением паровой регенерации теплом
газов ГТУ 399
----со сбросом отработавших газов ГТУ
в энергетический котел 398
----типа ПГУ-450 и ПГУ-450Т 402
Парораспределение дроссельное 264
— обводное 264
— сопловое 264
Паротурбинная установка 228
Первая загрузка реактора 151
Переменный режим работы ступени 265
Пересчет характеристик неохлаждасмых
компрессоров 465
Плотность тепловыделения в поперечном сечении
топки 51
----на ярус горелок 51,52
Площадь поверхности стен топочной камеры 73
Поверхность нагрева котла испарительная 12
-------конвективная 12
-------нагревательная 12
-------паропсрегревательная 12, 21
-------радиационная 18
-------радиационно-конвективная 12
-------ширмовая 20
Подача дутьевого вентилятора 87
— насоса объемная 420
— тягодутьсвой машины расчетная 87
Подогреватель высокого давления 313
— низкого давления 296
— сетевой вертикальный 334
----горизонтальный 337
Показатели качества воды 552
Потение секций турбогенератора 629
Потери давления в пароводяном тракте котла 95
— с уходящими газами 71
Потолочный дырчатый лист 100
Программно-аппаратный комплекс СХТМ 564
Промежуточный перегрев пара 229, 350
Пределы безопасной работы 184
Продувка котла непрерывная 99
----периодическая 99
Продление срока службы 219
Пропускная характеристика поворотной
диафрагмы 361
Пульпа золошлаковая 539, 543
Пульсация межвитковая 97
— общекотловая 97
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
643
Р
Радиоактивные отходы 181, 183
---газообразные 183
---жидкие 182
---твердые 182
Расход газов перед дымососом объемный 87
Расчет конденсатора паровой турбины
конструкторский 278
----------поверочный 281
— КУ двухконтурного 396
---одноконтурного 396
---трехконтуриого 397
-------системы охлаждения 378
—-- --электрической машины 623
— тепловой схемы ПГУ 394
-------ПТУ конструкторский 356
— характеристик компрессоров 469
— экономических показателей ПГУ 397
Реактивность реактора 132
Реактор ВВЭР-1000 151
— корпусный кипящий водо-водяной 145, 147
— МКЭР-800 145
— на быстрых нейтронах 162
Реакторная установка АСТ-500 160
— — ВПБЭР-600 159
---с ВТГР малой мощности 177
Реактор РБМК 140
— тяжеловодный 178
— ядерный газографитовый 170
Регулирование подачи насоса 439
— температуры пара перегретого 69
---промежуточного перегрева 70
Редукционно-охлодитсльная установка (РОУ) 516
Режим пуска ГТУ 386
Решетка турбинная 255, 256
Ротор 591
С
Свободный уровень 89
Свойства внутренней безопасности 144
Сепарация пара 203
Сетка расходов А.В. Щегляева 265
Система аварийного охлаждения реактора 144, 148,
149
---расхолаживания 162
— аварийной защиты 168
— компенсации давления 151
— компенсирующая 138
— контроля герметичности оболочек твэлов 138, 142
— локализации 180
— непосредственного водородного охлаждения
турбогенератора 609
— пылеприготовления 25
— регенерации 352
— смешанного непосредственного охлаждения
водой и водородом 610
— теплоснабжения 330
— управления и защиты реактора 138, 143, 147,
162, 167, 170
— форсированного водородного охлаждения
турбогенератора 608
— химико-технологического мониторинга
ВХР 563
Склад топлива 529
Совместная работа насосов на общую сеть 438
Соединение труб тройниковое 498
Соле содержание 552
Сопротивление аэродинамическое 623
— гидравлическое 216
Спецводоочистка 586
Способы охлаждения лопаток 378
Статор 591
Степень повышения давления в компрессоре 456
— регенерации 375
Стержни аварийной защиты 138
Струйный аппарат 469—470
----для пневмотранспорта 477
Ступень паровой турбины 241
— регенеративного подогрева 354
Сушка топлива 26
Т
Температура газов на выходе из активной зоны 50
— питательной воды 230
Теплоемкость продуктов сгорания средняя 73
Тепловая схема ПТУ 228
----электростанции принципиальная 480
-------развернутая 480
----утилизационной ПГУ со сжиганием топлива
в дополнительной КС 390
Тепловой расчет электрической машины 624
Тепловой цикл ГТУ 367
Тепловыделение в корпусе реактора 187
Тепловыделяющий элемент (твэл) 135, 152
----шаровой формы 173—175
Теплонапряжение лучистой поверхности экрана
в зоне активного горения 50
Теплоноситель 136
Теплообмен закризисный 198
Теплообменник трансформатора 627, 632
— турбогенератора 628
— электрической машины 627
Теплоотдача при повторном смачивании 195
Теплота сгорания располагаемая 71
Теплофикация 329
Технологический канал 141
Типовая конструкция цилиндра высокого давления
турбин перегретого пара 234
-------низкого давления 238
-------среднего давления турбин перегретого
пара 234
644
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Типовая структурная схема конденсационной
турбины 232, 233
-------теплофикационной турбины 233
Типы конденсаторов паровых турбин 277
— паровых турбин 231
— электродвигателей основных механизмов
ТЭС 620, 621
Топка 49
— газомазутная 56
— с жидким шлакоуделением 51
Точка индифферентная 353
Тракт газовоздушный 11
— пароводяной 11
— топливный 11
Трансформатор 591, 598
— масляный 27, 45, 616, 635
— силовой 599
Труба байпасная дымовая 394
Трубопровод 498
Турбина влажного пара для АЭС 233
Турбины конденсационные ЛМЗ 242
---«Турбоатома» 243
— теплофикационные ЛМЗ 246
— ТМЗ 244
- — с противодавлением 244
Турбогенератор 595, 604, 605
— с масляным охлаждением 614
— с полным водяным охлаждением 613
У
Угольное хозяйство 526
Удельная частота вращения насоса 423
Удельный расход пара 231
---теплоты брутто 231
Уровень действия при отклонении нормируемых
показателей качества 559
---второй 560
---—первый 560
Установка отпуска сухой золы 537
— теплоподготовительная 332
Устройство связи с объектом 565
Ф
Фильтр ионитный 579, 582
----противоточный 582
— мазута 533
— электромагнитный 575
Флокулянт 574
X
Характеристика компрессора безразмерная 463
— насоса напорная 421
Характеристики вентиляторов 450, 452
— ГТУ двухвальной расчетные 385
-----одновальной расчетные 385
— камеры сгорания 384
— компрессоров осевых 463
---— центробежных 463
— насосов осевых 436, 438
-----центробежных 436, 438
Химическое обессоливание 579
ц
Цепь гидравлическая 623
Циклон внутрибарабанный 101
-—выносной 102, 103
щ
Щелочность общая 556
— по фенолфталеину 555
Щит дырчатый погруженный 100, 204
Э
Эжектор водовоздушный 477, 478
— пароструйный 471—472
Экономайзер 21
Экономичность систем охлаждения электрических
машин 602
Эксплуатационные пределы показателей качества
559, 560
Электрическая машина 591
-----асинхронная 594
-----вращающаяся 592
-----постоянного тока 596
-----серии 4А 594
-----синхронная 595
Эффективная добавка отражателя 139
— доля запаздывающих нейтронов 133
Эффективность систем охлаждения электрических
машин 602
Эффект реактивности пустотный 169
Я
Ядерный реактор 131
Ячейка котла (турбины) 485
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие.................................. 7
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
1.1. Основные определения и классификация
котлов................................. 11
1.2. Теплообменные поверхности нагрева.. 18
1.2.1. Радиационные поверхности
нагрева................................. 18
1.2.2. Конвективные поверхности
нагрева................................. 21
1.3. Пылеприготовление...................... 25
1.3.1. Системы пылсприготовления.... 25
1.3.2. Углеразмольные мельницы...... 26
1.3.3. Тепловой баланс системы
пылеприготовления....................... 33
1.4. Горелочные и топочные устройства... 37
1.4.1. Горелки.......................... 37
1.4.2. Топочные устройства.............. 48
1.5. Токсичные продукты сжигания топлива
и снижение их выброса.................. 58
1.5.1. Характеристики продуктов сгора-
ния ТЭС, выбрасываемых в атмосферу.... 58
1.5.2. Единицы выбросов продуктов
сгорания................................ 59
1.5.3. Классификация и нормирование
вредных выбросов в атмосферу для
котельных установок..................... 61
1.5.4. Воздухоохранные мероприятия.. 61
1.6. Тепловой и аэродинамический расчеты
котла.................................. 64
1.6.1. Тепловая схема и общие положе-
ния теплового расчета котла............. 64
1.6.2. Тепловой баланс котла............ 70
1.6.3. Тепловой расчет топки............ 72
1.6.4. Расчет теплообмена в поверхностях
нагрева................................. 76
1.6.5. Аэродинамический расчет котла.... 86
1.7. Гидродинамика пароводяного тракта
котла.................................. 88
1.7.1. Показатели надежности работы
поверхностей нагрева паровых котлов. 88
1.7.2. Гидродинамический расчет
контуров с естественной циркуляцией. 92
1.7.3. Гидравлический расчет прямоточ-
ного котла.............................. 94
1.8. Конструктивные мероприятия по орга-
низации водного режима................. 98
1.9. Водогрейные котлы и котлы-утили-
заторы.................................. 105
1.9.1. Стальные водогрейные котлы.............. 105
1.9.2. Котлы-утилизаторы......... 115
1.10. Расчет на прочность элементов котла........... 118
1.10.1. Общие требования......... 118
1.10.2. Расчет толщины стенки элементов
котла 118
1.10.3. Определение коэффициентов
прочности.................................... . 118
1.10.4. Укрепление отверстий..... 119
1.10.5. Поверочный расчет на усталость .. 124
Список литературы..................... 125
РАЗДЕЛ ВТОРОЙ
РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
2.1. Современное состояние ядерной энер-
гетики, перспективы и тенденции
развития.............................. 126
2.2. Реакторы. Основные понятия....... 131
2.2.1. Классификация ядерных энерге-
тических реакторов............... 131
2.2.2. Нейтронно-физические характе-
ристики ядерных реакторов........ 131
2.2.3. Основные узлы и системы реак-
торной установки................. 135
2.2.4. Особенности теплообмена в ядер-
ных реакторах.................... 139
2.3. Реакторные установки одноконтурных
АЭС................................... 140
2.3.1. Основные особенности и характе-
ристики реактора РБМК............ 140
2.3.2. Вопросы безопасности реактора
РБМК............................. 143
2.3.3. Развитие конструкции уран-гра-
фитового кипящего реактора....... 144
2.3.4. Корпусные кипящие водо-водя-
ные реакторы.................... 147
2.4. Реакторные установки двухконтурных
АЭС................................... 149
2.4.1. Основные особенности реакторов
типа ВВЭР........................ 149
2.4.2. Основные характеристики
и конструкция ВВЭР............... 151
2.4.3. Система поддержания давления
в первом контуре................. 151
2.4.4. Безопасность АЭС с реакторами
типа ВВЭР........................ 154
2.4.5. Развитие водо-водяных реак-
торов ........................... 156
2.5. Атомные станции теплоснабжения
(ACT)............................ 160
646
СОДЕРЖАНИЕ
2.5.1. Основные характеристики и кон-
струкция реакторной установки....... 160
2.5.2. Системы безопасности реакторной
установки ACT..................... 162
2.6 Реакторы на быстрых нейтронах....... 163
2.6.1. Особенности реакторов на быстрых
нейтронах (БР).................... 163
2.6.2. Тепловая схема и параметры АЭС
с реакторами на быстрых нейтронах... 163
2.6.3. Конструкции реакторов на быстрых
нейтронах......................... 164
2.6.4. Системы безопасности БР...... 167
2.6.5. Разработка реакторов следующего
поколения......................... 168
2.7. Газоохлаждаемые реакторы.......... 170
2.7.1. Газоохлаждаемые реакторы с угле-
кислотным теплоносителем .170
2.7.2. Высокотемпературные реакторы
с гелиевым теплоносителем .......... 171
2.7.3. Перспективные конструкции уста-
новок с газоохлаждаемыми реакторами... 175
2.8. Тяжеловодные реакторы............. 179
2.9. Отработавшее ядерное топливо и радио-
активные отходы........................ 181
2.10. Теплогидравлические расчеты ядерных
реакторов.............................. 184
2.10.1. Задачи и классификация тепло-
гидравлических расчетов........... 184
2.10.2. Пределы безопасной работы .. 184
2.10.3. Тепловыделение в реакторных
материалах........................ 185
2.10.4. Исходные данные для теплогидрав-
лического расчета реактора.......... 189
2.10.5. Теплогидравлический расчет
канала реактора..................... 189
2.10.6. Расчет запаса до кризиса тепло-
обмена............................ 196
2.10.7. Расчет теплообмена в закризисной
области и при повторном смачивании
поверхности нагрева............... 197
2.10.8. Расчет температуры твэла.... 200
2 11. Назначение и классификация парогене-
раторов АЭС............................ 201
2.12. Парогенераторы АЭС с ВВЭР........ 201
2.12.1. Основные характеристики паро-
генераторов блоков ВВЭР-440
и ВВЭР-1000....................... 201
2.12.2. Вертикальные парогенераторы
насыщенного пара.................. 205
2.12.3. Парогенераторы перегретого
пара 208
2.12.4. Особенности парогенераторов
АЭС с реакторами PWR.............. 209
2.13. Парогенераторы АЭС с натриевым
теплоносителем ....................... 210
2.14. Основы расчетов парогенераторов
АЭС.................................... 212
2.14.1. Тепловой расчет...........212
2.14.2. Конструкционный расчет......214
2.14.3. Гидродинамический расчет....216
2.14.4. Расчет сепарационных
устройств.........................218
2.15. Продление срока службы и вывод
из эксплуатации ядерного энергоблока .... 219
Список литературы......................224
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
3.1. Тепловые схемы паротурбинных
установок.............................228
3.2. Паровые турбины ТЭС и АЭС.........231
3.2.1. Основные определения и класси-
фикация ........................ 231
3.2.2. Конструктивные особенности
турбин перегретого и влажного пара.. 232
3.2.3. Основные характеристики турбин
и гурбоустановок ТЭС и АЭС....... 241
3.3. Ступени паровых турбин........... 250
3.3.1. Конструктивные особенности
ступеней......................... 250
3.3.2. Тепловой расчет ступеней перегре-
того и влажного пара............ . 252
3.3.3. Характеристики турбинных
ступеней..................... ... 254
3.4. Турбинные решетки................ 256
3.5. Тепловой расчет многоступенчатых
турбин............................... 260
3.6. Переменный режим работы паровых
турбин................................265
3.6.1. Особенности теплового расчета
турбины и ее элементов при переменном
режиме работы.....................265
3.6.2. Диаграммы режимов турбин
с регулируемыми отборами пара....... 273
3.7. Конденсаторы паровых турбин......... 278
3.7 1. Типы и компоновки конденса-
торов ........................... 278
3.7.2. Основы теплового расчета конден-
саторов...........................281
3.8. Турбины питательных насосов и воздухо-
дувок котлов......................... 290
3.9. Теплообменное оборудование системы
регенеративного подогрева питательной
воды............................. 295
3.9.1. Регенеративные подогреватели. 295
3.9.2. Деаэраторы термические.... 320
3.9.3. Испарители и вспомогательные
теплообменники.................. 325
3.10. Теплофикационные установки...... 328
3.10.1. Системы теплоснабжения от элек-
тростанций ...................... 328
3.10.2. Теплоподготовительные систе-
мы ТЭС........................... 332
СОДЕРЖАНИЕ
647
3.10.3. Теплофикационные установки
ГРЭС 334
3.10.4. Теплофикационные установки ТЭЦ
с турбинами мощностью 6—25 МВт..... 334
3.10.5. Теплофикационные установки ТЭЦ
с турбинами мощностью 50—250 МВт.... 337
3.10.6. Теплофикационные установки
атомных станций................... 338
3.11. Сепараторы-пароперегреватели тур-
бин АЭС................................ 344
3.12. Расчет тепловой схемы ПТУ....... 349
3.12.1 Выбор параметров тепловой
схемы 349
3.12.2. Методика расчета параметров
тепловой схемы ПТУ................ 356
3.12.3. Поверочные расчеты тепловой
схемы 360
3.12.4. Математическое моделирование
тепловых схем ПТУ................ 362
Список литературы..................... 365
РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ
УСТАНОВКИ
4.1. Газотурбинные установки (ГТУ)...... 367
4 1.1. Основные определения, схемы, клас-
сификация ГТУ, области применения... 367
4.1.2. Отечественные энергетические ГТУ
и ГТУ стран СНГ................... 369
4.1.3. Зарубежные энергетические ГТУ ... 374
4.1.4. Расчет тепловой схемы ГТУ.... 375
4.1.5. Охлаждение ГТУ.............. 377
4 1.6. Расчет охлаждаемой ступени.. 381
4.1.7. Сжигания топлив, камеры сгорания
ГТУ 383
4 1.8. Характеристики ГТУ......... 384
4.2. Парогазовые установки (ЛГУ)....... 387
4 2.1. Типы и принципиальные схемы
ПГУ, их преимущества и недостатки.. 387
4.2.2. Основы расчета тепловых схем
утилизационных ПГУ.............. 390
4.2.3. Основы расчета тепловых схем
ПГУ других типов.................. 398
4.2.4. Парогазовые установки России
и СНГ............................. 401
4.3. Особенности теплофикационных устано-
вок газотурбинных и парогазовых ТЭЦ... 415
Список литературы...................... 419
РАЗДЕЛ ПЯТЫЙ
НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ
5.1. Насосы........................... 420
5.1.1. Основные определения, классифи-
кация насосов. Общие сведения..... 420
5.1.2. Лопаточные насосы......... 423
5.1.3. Центробежные насосы....... 423
5.1.4. Осевые насосы....................431
5.1 5 Характеристики центробежных
осевых насосов..........................436
5.1.6. Регулирование подачи лопастных
насосов.................................439
5.1.7. Объемные насосы................. 440
5.1.8. Главный циркуляционный насос
реакторов типа РБМК................... 445
5.1.9. Главные циркуляционные насосы
реакторов типа ВВЭР.....................446
5.1.10. Выбор насосов по каталогам..... 448
5.1.11. Испытания насосов...... .. 449
5.2. Газодувные машины.................... 449
5.2.1. Классификация газодувных машин.
Общие сведения..........................449
5.2.2. Осевые вентиляторы...............450
5.2.3. Центробежные вентиляторы.........450
5.2.4. Характеристики вентиляторов .... 450
5.2.5. Регулирование вентиляторов
и выбор их по каталогам.................454
5.3. Компрессоры........................... 456
5.3.1. Общие сведения. Основные рабочие
параметры...............................456
5.3.2. Поршневые компрессоры........... 457
5.3.3. Центробежные компрессоры...457
5.3.4. Осевые компрессоры...............459
5.3.5. Характеристики центробежных
и осевых компрессоров...................463
5.3.6. Расчет компрессор по методу
подобия................................ 464
5.4. Струйные аппараты......................469
5.4.1. Общие сведения. Классификация
аппаратов.............................. 469
5.4.2 Пароструйные эжекторы.............471
5.4.3. Пароструйные компрессоры....... 472
5.4.4 Пароводяные инжекторы. ... 474
5.4.5. Водовоздушные эжекторы......... 476
5.4.6. Струйные аппараты для пневмо-
трансформатора .........................477
Список литературы.......................... 478
РАЗДЕЛ ШЕСТОЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
И КОМПОНОВКИ ТЭС И АЭС
6.1. Тепловые схемы ТЭС и АЭС...............480
6.2. Компоновка ТЭС и АЭС...................485
6.2.1. Компоновка главного корпуса
КЭСиТЭЦ.............................. 485
6.2.2. Компоновки главного корпуса
АЭС 493
6.3. Трубопроводы и арматура ТЭС и АЭС.498
6.3.1. Трубопроводы................... 498
6.3.2. Арматура трубопроводов.... 503
6.4. Техническое водоснабжение ТЭС
и АЭС................................ 519
648
СОДЕРЖАНИЕ
6.4.1. Потребление технической воды
на электростанциях................. 519
6.4.2. Системы технического водоснаб-
жения.............................. 520
6.5 Технологическая вентиляция на АЭС.. 524
6.6. Топливное хозяйство ТЭС и технологи-
ческий транспорт топлива на АЭС.......... 525
6.6.1. Организация учета топлива
на ТЭС............................. 525
6.6.2. Топливное хозяйство ТЭС...... 526
6.6.3. Система технологической транс-
портировки топлива на АЭС.......... 535
6.7 Системы золошлакоудаления ТЭС...... 537
6.8. Генеральный план ТЭС и АЭС........ 545
6.8.1. Выбор площадки для строительства
электростанции..................... 545
6.8.2. Размещение объектов на генераль-
ном плане электростанции........... 546
Список литературы...................... 550
РАЗДЕЛ СЕДЬМОЙ
ВОДНЫЙ РЕЖИМ, ХИМИЧЕСКИЙ
КОНТРОЛЬ И ОБРАБОТКА ВОДЫ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
7.1. Показатели качества воды.......... 552
7.2. Организация водно-химических режимов,
нормирование качества воды и пара для
котлов, парогенераторов и реакторов ..... 553
7.2.1. Общие положения............. 553
7.2.2. Типы водно-химических режимов
и их характеристики................ 554
7 2.3. Системы обеспечения и методы
поддержания ВХР.................... 563
7.3. Химический контроль на ТЭС и АЭС... 563
7.3.1. Общие требования и задачи.... 563
7 3.2. Основные принципы создания
систем химико-технологического мони-
торинга............................ 564
7.3.3 Основные методы инструменталь-
ного химического контроля.......... 566
7.3.4. Характеристики применяемых
средств и методов химического контроля,
устройств связи с объектом и средств
вычислительной техники.............. 571
7.4. Обработка воды на ТЭС и АЭС....... 574
7.4.1. Подготовка добавочной воды..... 574
7.4.2. Технология подготовки добавочной
воды с сокращенными расходами реаген-
тов и стоков....................... 580
7.4.3. Очистка конденсатов......... 583
7.4.4. Очистка радиоактивно загрязненных
вод на АЭС различных типов..........585
Список литературы...................... 589
РАЗДЕЛ ВОСЬМОЙ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ
И ТРАНСФОРМАТОРЫ
8.1. Разновидности электрических машин и их
классификация по функциональному наз-
начению................................ 591
8.2. Схемы и способы охлаждения электричес-
ких машин.............................. 601
8.3. Охлаждение турбогенераторов....... 604
8.4. Охлаждение трансформаторов........ 616
8.5. Охлаждение электрических двигателей ... 619
8.6. Вентиляционный, гидравлический и теп-
ловой расчеты систем охлаждения элек-
трических машин и трансформаторов....... 623
8.7. Теплообменники электрических машин
и трансформаторов...................... 627
8.8. Допустимые нагрузки и тепловой кон-
троль электрических машин и трансфор-
маторов................................ 635
Список литературы.......................639
Предметный указатель................... 640
Справочное издание
ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА
Книга 3
ТЕПЛОВЫЕ И АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Редакторы Т.Н. Платова, Е.А. Путилова, Н.П. Сошникова
Художественные редакторы Н.П. Антонов, Е.М. Апраксин, Е.Н. Комарова
Технические редакторы Т.А. Дворецкова, З.Н. Ратникова
Корректоры Р.М. Ваничкина, В. В. Сомова
Набор и верстка выполнены на компьютерах Издательства МЭИ
Оператор Л. Я Софейчук
ЛР № 020528 от 05.06.97
Подписано в печать с оригинала-макета 14.10.03. Формат 70x108 ‘йб.
Бумага офсетная. Гарнитура «Таймс». Печать офсетная.
Усл. печ. л. 56,7. Усл. кр.-отт. 56,7. Уч.-изд. л. 75,3.
Тираж 1000 экз. Заказ 1937. С-017
Издательство МЭИ, 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 14
Отпечатано в ОАО «Типография “Новости”», 105005, Москва, ул. Фридриха Энгельса, 46