Л.С.Стерман
В.М.Лавыгин
С.Г. Тишин
ТЕПЛОВЫЕ
И АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
Рекомендовано Госкомитетом Российской
Федерации по высшему образованию в
качестве учебника для студентов высших
учебных заведений, обучающихся по направ-
лению ’’Теплоэнергетика” и специальности
"Промышленная теплоэнергетика”
МОСКВА
ЭНЕРГОАТОМ ИЗДДТ
1995
С79?
:621.039] (075.8)
ПРЕДИСЛОВИЕ
Рецензенты: Г. А. Хачян и кафедра ТЭУ и АЭС Киевского
политехнического института
Стерман Л. С. и др.
С 79 Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для
вузов/ Л. С. Стерман, В. М. Лавыгин, С. Г. Тишин. — М.: Энер-
гоатомиздат, 1995. — 416 с., ил.
ISBN 5-283-00232-2 gigooo-'
Изложены основы теории тепловых и атомных электростанций,
методы определения технико.-экономических показателей и условий,
обеспечивающих наибольшую тепловую и общую экономичность.
Рассмотрены принципиальные и полные схемы отдельных элементов
и электростанций в целом, компоновки оборудования современных
ТЭС и АЭС, а также вопросы эксплуатации и безопасности электро-
станций.
Для студентов энергетических вузов и факультетов, а также ин-
женеров, занимающихся проектированием и эксплуатацией.
• 2303030000-053
С~ 05К01У95 ~
ББК 31-37
Общий курс ’’Тепловые и атомные электрические станции” введен
в учебные планы по подготовке инженеров-теплоэнергетиков в нашей
стране в конце 50-х годов — в период, когда в промышленно развитых
странах началось строительство атомных электрических станций
(АЭС). В учебниках того времени АЭС посвящались отдельные разде-
лы, содержащие лишь самые общие сведения об электростанциях но-
вого типа — тепловых электрических станций, работающих на ядерном
топливе. Однако принципиально новый источник энергии — ядерное
топливо — вызвал существенные изменения в схеме тепловой электри-
ческой станции (ТЭС) и конструктивном оформлении оборудования
(основного и вспомогательного), а наличие радиационной опасности
потребовало совершенно нового подхода к проектированию и эксплуа-
тации оборудования электростанций в целом, что вызвало необходи-
мость создания специальности по проектированию и эксплуатации
АЭС и подготовке нового специального курса. Первый учебник такого
типа в нашей стране был выпущен в 1969 г. проф. Т. X. Маргуловой
(изд-во ’’Высшая школа”). В последующие годы по мере накопления
новых данных учебник неоднократно обновлялся.
На атомных электростанциях, так же как и на станциях, работающих
на органическом топливе (ТЭС), осуществляется процесс превращения
тепловой энергии в электрическую. Поэтому многие положения, коли-
чественные зависимости, методы тепловых расчетов для обоих типов
станций остаются одними и теми же. Атомные и тепловые электростан-
ции обычного типа работают в одной и той же энергетической системе.
Все это потребовало от инженерно-технического персонала, работающе-
го не только на АЭС, но и на обычных ТЭС, глубокого расширения зна-
ний в области ядерной энергетики.
Первой книгой в стране, в которой АЭС и ТЭС уделено одинаковое
внимание и многие общие положения и зависимости рассматриваются
одновременно применительно к тем и другим типам электростанций,
является учебник ’’Тепловые и атомные электростанции”, написанный
группой авторов на основе курсов лекций, читаемых ими в Москов-
ском и Ивановском энергетических институтах [55]. В настоящем
Учебнике сохранен такой же подход. Однако в нем, конечно, нашли
отражение пути развития отдельных отраслей теплоэнергетики за
прошедший период и состояние электроэнергетики. (в настоящее
ISBN 5-283-00232-2
БИБЛИОТЕКА
/ Иыиьлосого r^cyjup*TBciM»rt
уZ-VZввергети*еск«го ymepwen
© Авторы, 1995
3
время, изменение взглядов на применяемые технические решения и
соотношения в темпах развития отдельных направлений электроэнерге-
тики, а также пожелания по дальнейшему совершенствованию выпу-
щенных ранее подобных книг.
Содержание данного учебника соответствует программе курса ’’Теп-
ловые и атомные электростанции”, читаемого в настоящее время по
учебным планам для теплоэнергетических специальностей в энергетиче-
ских вузах и на теплоэнергетических факультетах других институтов.
При рассмотрении приведенных в книге материалов авторы руковод-
ствовались тем, что настоящий курс читается после того, как дисципли-
ны ’’Паровые котлы”, ’’Паровые и газовые турбины”, ’’Ядерные энер-
гетические установки” (где даются основные сведения по ядррной
физике, ядерным реакторам и парогенераторам) студентами уже изу-
чены.
Главы 1—8 (кроме § 8.5), 10, И, 17 и 18 написаны Л. С. Стерманом,
гл. 9, 14 и 16 — В. М. Лавыгиным и гл. 12, 13 и 15, а также § 8.5 —
С. Г. Тишиным.
Авторы выражают благодарность коллективу кафедры теплоэнерге-
тических установок и атомных электростанций Киевского политехни-
ческого института (зав. кафедрой доктор техн, наук, проф. О. Т. Иль-
ченко) и зам. главного инженера института ”Теплоэлектропроект”
Г. А. Хачяну за ряд ценных замечаний по рукописи.
Авторы
Гпава первая
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ.
КОМБИНИРОВАННАЯ И РАЗДЕЛЬНАЯ ВЫРАБОТКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГЙИ
1.1.	ТИПЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Основным назначением электрических станций является выработка
электрической энергии для снабжения ею промышленного и сельскохо-
зяйственного производства, коммунального хозяйства и транспорта.
Часто электростанции обеспечивают также предприятия и жилые зда-
ния паром и горячей водой.
На электростанциях, предназначенных только для производства
электроэнергии, устанавливаются паровые турбины с глубоким ва-
куумом в конденсаторе, так как чем ниже давление пара на выходе
из турбины, тем большая часть энергии рабочей среды превращается
в электрическую. При этом основной поток пара конденсируется в
конденсаторе и большая часть содержащейся в нем энергии теряется
с охлаждающей водой.
Тепловые электрические станции, предназначенные только для
производства электроэнергии, называют конденсационными электри-
ческими станциями (КЭС). Работающие на органическом топливе КЭС
строят обычно вблизи мест добычи топлива.
Электростанции, предназначенные для комбинированной выработки
электрической энергии и отпуска пара, а также горячей воды тепловому
потребителю имеют паровые турбины с промежуточными отборами па-
ра или с противодавлением. На таких установках теплота отработавше-
го пара частично или даже полностью используется для теплоснабже-
ния, вследствие чего потери теплоты с охлаждающей водой сокращают-
ся или вообще не существуют (на установках с турбогенераторами с
противодавлением). Однако доля энергии пара, преобразованная в
электрическую, при одних и тех же начальных параметрах на установ-
ках с теплофикационными турбинами ниже, чем на установках с кон-
денсационными турбинами. Теплоэлектростанции, на которых отрабо-
тавший пар наряду с выработкой электроэнергии используется для теп-
лоснабжения, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Обычно ТЭЦ
строят вблизи потребителя теплоты — промышленных предприятий
или жилых массивов, если ТЭЦ предназначены для теплофикации го-
рода (района).
Если для производства электроэнергии используются конденсацион-
ные установки, а для теплоснабжения — отдельные энергетические ус-
тановки, то такие установки называют раздельными.
5
На атомных электростанциях, так же как на электростанциях, ра-
ботающих на органическом топливе, осуществляется процесс превра-
щения энергии, содержащейся в рабочей среде (паре), в электриче-
скую. Различие между процессами, происходящими на АЭС и ТЭС,
состоит лишь в том, что в одном случае используется энергия, выде-
ляющаяся при распаде ядер тяжелых элементов (применяемых в ка-
честве топлива), в другом — при горении топлива.
Тепловые схемы АЭС разнообразны, хотя паротурбинная ее часть
остается практически такой же, как и на обычной электростанции.
Атомные электростанции всегда строят вблизи крупных промыш-
ленных потребителей электрической энергии. На таких электростан-
циях масса расходуемого топлива очень невелика (в тысячи раз ниже,
чем на ТЭС), и транспортировка его даже при доставке на большие
расстояния не отражается на стоимости электроэнергии.
Передача электроэнергии на большие расстояния связана с потерями
и требует больших капиталовложений на строительство линий электро-
передачи; транспортировка органического топлива приводит к удорожа-
нию его, что (при больших расстояниях) заметно отражается на стои-
мости электроэнергии. Конечно, при выборе площадки для строитель-
ства ТЭС необходимо учесть ряд требований, и в первую очередь на-
личие водных источников требуемого расхода воды (см. гл. 15), одна-
ко то, что АЭС могут строиться вблизи крупных промышленных по-
требителей электрической энергии, выгодно отличает эти электро-
станции от работающих на органическом топливе.
Атомные электростанции могут быть конденсационными электро-
станциями (АКЭС) и теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). В последние
годы в некоторых странах большое внимание уделяется использованию
теплоты комбинированных атомных установок для опреснения мор-
ских и солончаковых вод. Очевидно, что станции такого типа будут
строиться в местах, где ощущается недостаток пресной воды.
Атомная энергия может использоваться также только для целей
теплоснабжения. Такие атомные станции (ACT) имеются уже в ряде
стран. Можно полагать, что в ближайшие годы они найдут сравнительно
широкое распространение. Строиться ACT будут, конечно, вблизи круп-
ных городов.
1.2.	СХЕМЫ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
НА ОРГАНИЧЕСКОМ И ЯДЕРНОМ ТОПЛИВЕ
Конденсационные электрические станции большой мощности на
органическом топливе строятся в настоящее время в основном на вы-
сокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубо-
кий вакуум). Это дает возможность уменьшить расход теплоты на еди-
ницу выработанной электроэнергии, так как чем выше начальные па-
раметры р0 и t0 перед турбиной и ниже конечное давление пара рк,
тем выше КПД установки.
6
На рис. 1.1 представлены типичные тепловые схемы конденсацион-
ных установок на органическом топливе. По схеме рис. 1.1, а подвод
теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подо-
греве его до выбранной температуры перегрева Гпер; по схеме
рис. 1.1, б наряду с передачей теплоты при этих условиях теплота под-
водится к пару и после того, как он отработал в части высокого давле-
ния (ЧВД) турбины.
Первую схему называют схемой без промежуточного перегрева, вто-
рую — с промежуточным перегревом пара. Как известно из курса термо-
динамики, тепловая экономичность второй схемы при одних и тех же
начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров
промежуточного перегрева выше.
По обеим схемам пар из парового котла 1 направляется в турбину 2,
находящуюся на одном валу с электрогенератором 3. Отработавший
пар конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей
в трубках технической водой. Конденсат турбины конденсатным насо-
сом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается в деаэратор 8.
Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней газов;
одновременно в нем, так же как в регенеративных подогревателях,
питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбо-
ра турбины. Деаэрация воды проводится для того, чтобы довести до
допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней
и тем самым понизить скорость коррозии в трактах воды и пара. В то
же время деаэратор может отсутствовать, при этом содержание кисло-
рода в контуре при применении весьма чистой глубокоебессоленной
воды может быть выше, чем на обычных ТЭС, так как в таких усло-
виях происходит пассивизация стали.
При таком, так называемом нейтрально-кислородном водном ре-
жиме в питательную воду подается в определенном количестве кис-
лород, пероксид водорода или воздух; деаэратор в схеме при этом
не нужен.
Деаэрированная вода питательным насосом 9 через подогревате-
ли 10 подается в котельную установку. Конденсат греющего пара, об-
разующийся в подогревателях 10, перепускается каскадно в деаэра-
тор 8, а конденсат греющего пара подогревателей 6 подается дренаж-
ным насосом 7 в линию, по которой протекает конденсат из кон-
денсатора 4.
Технологическая схема такой электростанции, работающей на уг-
лях, показана на рис. 1.2. Топливо в железнодорожных вагонах 1 посту-
пает к разгрузочным устройствам 2, откуда с помощью ленточных
транспортеров 4 направляется на склад 3, со склада топливо подается
в Дробильную установку 5. Имеется возможность подавать топливо
^Дробильную установку и непосредственно от разгрузочных устройств.
Дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля б,
оттуда через питатели — в пылеугольные мельницы 7. Угольная пыль
7
2
Рис. 1.1. Типичные тепловые схемы паротурбинных конденсационных установок
на органическом топливе без промежуточного перегрева пара (а) и с промежуточ-
ным перегревом (б)
8
пневматически транспортируется через сег/аратор 8 и циклон 9 в бункер
угольной пыли 10, а оттуда питателями 11 подается к горелкам. Воз- >
дух из циклона засасывается мельничным вентилятором 12 и подается'
в топочную камеру котла 13.
Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода
из нее проходят последовательно газоходы котельной установки, где
в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется
цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере от-
дают теплоту рабочему телу, а в воздухоподогревателе — подаваемому
в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах)
15 газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу 17 дымосо-
сами 16 выбрасываются в атмосферу.
Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогрева-
телем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают
к багерным насосам 33, которые перекачивают их на золоотвалы.
Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподогрева-
тели парового котла дутьевым вентилятором 14. Забирается воздух
обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой
производительности) снаружи котельного отделения.
Перегретый пар от парового котла 13 поступает к турбине 22.
Конденсат из конденсатора турбины 23 подается конденсатными
насосами 24 через регенеративные подогреватели низкого давления 18
в деаэратор 20, а оттуда питательными насосами 21 через подогреватели
высокого давления 19 в экономайзер котла.
Потери пара и конденсата восполняются в данной схеме химически
обессоленной водой, которая подается в линию конденсата за конденса-
тором турбины.
Охлаждающая вода подается в конденсатор из приемного колодца 26
водоснабжения циркуляционными насосами 25. Подогретая вода сбра-
сывается в сбросной колодец 27 того же источника на некотором рас-
стоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода
не подмешивалась к забираемой. Устройства для химической обработки
добавочной воды находятся в химическом цехе 28.
В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогрева-
тельная установка для теплофикации электростанции и прилегающего
поселка. К сетевым подогревателям 29 этой установки пар поступает
от отборов турбины, конденсат отводится по линии 31. Сетевая вода
подводится к подогревателю и отводится от него по трубопрово-
дам 30.
Выработанная электрическая энергия отводится от электрического
генератора к внешним потребителям через повышающие электрические
трансфо рматоры.
Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных
Устройств и приборов электростанции имеется электрическое распреде-
лительное устройство собственных нужд 32.
9
Рис. 1.2. Технологическая схема пылеугольной
Электрические станции на органическом топливе всегда используют
перегретый пар. В настоящее время температура пара перед турбиной
обычно принимается равной 540—560 °C при давлении пара перед тур-
биной до 23,5 МПа (см. § 3.1).
На рис. 1.3 приводятся рабочие процессы пара в турбине для паротур-
бинных установок, схемы которых приведены на рис. 1.1 и 1.2. В на-
шей стране паротурбинные установки конденсационного типа на органи-
ческом топливе работают по циклу безпромежуточного перегрева (см.
рис. 1.1) при начальных давлениях пара р0 до 8,8 МПа и температуре
перегретого пара на входе в турбину t0 до 535 °C; по циклу с промежу-
точным перегревом начальные давления принимаются 12,7 и 23,5 МПа,
a t0 = 540 -г 560 °C. В таких условиях при применяемых обычно значе-
ниях конечного давления рк = 0,0035 -г 0,0045 МПа влажность пара на
выходе из проточной части турбины не превышает допустимых значе-
ний (13—14%).
На АЭС широко применяется насыщенный пар. Это объясняется тем,
что в ряде случаев перегрев пара непосредственно в ядерном реакторе
весьма усложняет конструкцию реактора и схему установки, требует
существенных дополнительных капитальных затрат. В то же время на
АЭС стоимость топлива (ядерного горючего), отнесенная к единице
выработанной энергии, значительно ниже, чем на электростанциях обыч-
ного типа. Поэтому здесь производство электроэнергии на установках
мгньшгй стоимости даже при более низких значениях КПД экономиче-
ски оправдывается.
Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехкон-
турной.
На АЭС, работающей по одноконтурной схеме (рис. 1.4, а), пар обра-
зуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину. В не-
которых случаях до поступления в турбину пар подвергается перегреву
в перегревательных каналах реактора. Одноконтурная схема наиболее
10
электростанции
Рис. 1.3. Рабочий процесс пара в И, s-диаграмме для конденсационных установок
на перегретом паре без промежуточного перегрева (а) и с промежуточным пере-
гревом (б):
^1—^7 - энтальпия пара в первом-седьмом отборах соответственно; h0,	-
энтальпия пара на входе в турбину и входе в конденсатор; s - энтропия; х —
степень сухости
проста. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому
большая часть оборудования АЭС должна иметь защиту от излучений.
В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других
элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора
с паром твердые вещества (содержащиеся в воде примеси, продукты
коррозии), обладающие наведенной активностью, что затрудняет конт-
роль за оборудованием и его ремонт.
По двухконтурной и трехконтурной схемам (рис. 1.4, б и в) отвод
теплоты из реактора осуществляется теплоносителем, который затем
И
4
Рис. 1.4. Одноконтурная (а), двухконтурная (6) и трехконтурная (в) схемы
АЭС:
1 — реактор; 2 — промежуточный теплообменник; 3 - парогенератор; 4 —
турбогенератор; 5 - конденсатор; 6 — конденсатный насос; 7 — пар от отбора;
8 — пар на регенеративный подогреватель; 9, 13 — регенеративные подогрева-
тели низкого и высокого давления; 10 - деаэратор; 77 - пар на деаэратор; 12 -
питательный насос
12
передает теплоту рабочей среде непосредственно или через теплоноси-
тель промежуточного контура. На АЭС, работающих по двухконтурной
или трехконтурной схеме, рабочая среда и теплоноситель второго кон-
тура в нормальных условиях нерадиоактивны, поэтому эксплуатация
электростанций существенно облегчается. Кроме того, продукты кор-
розии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают
в реактор. Однако капитальные затраты в этом случае значительно
выше, особенно в трехконтурной схеме. Такие схемы следует приме-
нять, когда вероятность контакта активного теплоносителя с водой
должна быть полностью исключена, например, при использовании
в качестве теплоносителя жидкого натрия, так как контакт его с во-
дой может привести к крупной аварии. В трактах АЭС, работающих
по двухконтурной схеме, даже при небольших нарушениях плотности
произошел бы контакт активного натрия с водой и аварию ликвидиро-
вать было бы довольно трудно. При трехконтурной схеме контакт ак-
тивного натрия с водой исключен.
Во всех приведенных на рис. 1.4 схемах конденсат после конденса-
тора турбины проходит систему регенеративного подогрева, которая,
по существу, не отличается от применяемой на обычных электростан-
циях (см. рис. 1.1). На рис. 1.4 и последующих рисунках этой главы,
для того чтобы не повторять уже описанные элементы схемы, системы
регенеративного подогрева показаны условно.
Технологическая схема первого контура двухконтурной АЭС пока-
зана на рис. 1.5.
Р*10- 1.5. Технологическая схема контура АЭС:
- контейнер; 2 - бассейн; 3 — перегрузочный кран; 4 — реактор; 5 - мо-
°вой кран реакторного зала; 6 - главная задвижка; 7 - главны^ циркуля-
TnvRHbI^ насос’ $ ~ парогенератор; 9 - трубопроводы питательной воды; 10 -
РУоопроводы вторичного пара
13
Рис. 1.6. Рабочий процесс в h, s-диаграмме в турбинах насыщенного пара;
обозначения те же, что и на рис. 1.3
Ядерное топливо, находящееся в тепловыделяющих элементах
(твэлах) определенной формы, доставляется в контейнерах 1 на элект-
ростанцию и с помощью перегрузочного крана 3 загружается в актив-
ную зону реактора 4 (рис. 1.5). Кассеты с отработавшими твэлами по-
мещаются в бассейн 2, где выдерживаются в течение определенного
времени. Когда радиоактивность горючего и материала кассет замет-
но уменьшается, кассеты в контейнерах вывозят на перерабатывающие
заводы.
Теплота, выделяющаяся в реакторе и воспринятая теплоносителем,
передается рабочей среде в парогенераторе (ПГ) 8. При трехконтурной
схеме между теплоносителем первого контура и рабочей средой имеется
еще промежуточный контур (см. рис. 1.4, в).
Пар, образовавшийся в ПГ (при двухконтурных и трехконтурных
схемах) или в реакторе (при одноконтурной схеме), направляется по
паропроводу к турбине. На схеме контура двухконтурной АЭС
(рис. 1.5) пар направляется к турбине по трубопроводу 10, питатель-
ная вода подается в ПГ по линии 9.
При работе на насыщенном паре (рис. 1.4, аиб) в проточной части
турбины пар быстро увлажняется. Возрастание влажности приводит
к увеличению интенсивности эрозийного износа элементов проточной
части. Чтобы избежать этого, поток пара перед поступлением в цилиндр
низкого давления (ЦНД) турбины, пропускается через сепаратор, в ко-
тором влажность его понижается до значений, не превосходящих 0,5%.
На крупных современных блоках после сепаратора пар перегревается
до температуры /	, близкой к начальной температуре t0 (при неко-
торых схемах организации промежуточного перегрева Z & t0). На
рис. 1.6 приведены рабочие процессы пара в турбине в h, s-диаграмме
при работе по циклу с сепарацией пара (рис. 1.6, а) и по циклу с сепара-
цией и промежуточным перегревом (рис. 1.6, б) (схемы паротурбинных
установок, работающих по таким циклам, рассматриваются в гл. 3
14
и 7). Рабочий процесс пара в турбине для паротурбинных установок,
работающих по трехконтурной схеме, показанной на рис. 1.4, в, не от-
личается от процесса, изображенного на рис. 1.3, б, для электростанции
на органическом топливе, работающей по циклу с промежуточным пере-
гревом пара.
1.3.	СХЕМЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ
Теплоэлектроцентрали могут иметь турбины с противодавлением
или конденсационные с регулируемыми отборами пара (рис. 1.7) .
В схемах с турбинами с противодавлением (типа Р) (рис. 1.7, а)
весь отработавший пар подается тепловому потребителю, поэтому су-
ществует прямая зависимость между вырабатываемой электрической
энергией и расходом этого пара. При пониженных электрических нагруз-
ках часть пара необходимо пропускать помимо турбины через редук-
ционно-охладительное устройство (РОУ); при высоких электрических
нагрузках и небольшой потребности в паре у теплового потребителя не-
достающая электроэнергия должна вырабатываться на электростанциях
с турбинами конденсационного типа. Таким образом, установка будет
использоваться достаточно эффективно только в том случае, если она
рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в те-
чение большей части года. Давление пара за турбиной должно быть
выбрано таким, какое требуется потребителю.
На установках с турбинами, имеющими регулируемые отборы
(рис. 1.7, б), выработка электрической энергии и отпуск теплоты мо-
гут изменяться в достаточно широких пределах независимо друг от
друга. При этом полная номинальная электрическая мощность, если
это требуется, может быть достигнута в отсутствие тепловой нагрузки.
Турбины такого типа имеют обычно один, два или даже три регулируе-
мых отбора. При одном регулируемом отборе отводимый от турбины
пар может поступать на производственные нужды (турбины типа П)
или на теплофикацию (турбины типа Т) . При двух регулируемых отбо-
рах либо оба отбора являются теплофикационными (турбины типа Т),
либо один из них является производственным, а другой — теплофика-
ционным (турбины типа ПТ). Имеются также установки с одним про-
изводственным и двумя теплофикационными отборами.
Рабочие процессы пара в турбинах с противодавлением или регули-
руемыми отборами качественно не отличаются от приведенных на
Рис. 1.3, однако на паротурбинных установках с противодавлением
°н может заканчиваться на h, s-диаграмме до пограничной кривой (в об-
ласти слабоперегретого пара). Начальные параметры пара при таких
Установках принимаются обьино такими же, что и на конденсацион-
ных, но если на КЭС при начальном давлении 12,7 МПа всегда приме-
тся цикл с промежуточным перегревом пара, то на ТЭЦ такой цикл
Р этом значении р0 применен только на установках мощностью
15
3
Рис. 1.7. Схемы ТЭЦ на органическом топливе с турбиной с противодавлением
(а) и с турбиной с регулируемым отбором (б) :
1 — паровой котел; 2 — РОУ; 3 — турбогенератор; 4 — тепловой потреби-
тель; 5 — конденсатор; 6 — обратный конденсатный насос; 7 — конденсатный
насос; 8 - пар от отбора; 9, 12 - пар на регенеративный подогрев и в деаэра-
тор; 10, 14 - регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений;
13 — питательный насос
16д л и	:
180 МВт (с теплофикационными турбинами типа Т-130-180) и при
более высоком давлении р0 = 23^5 МПа на установках мощностью
250 МВт (с теплофикационными турбинами типа Т-250-240)*.
Атомные ТЭЦ также могут иметь турбины с противодавлением,
конденсацией и регулируемыми отборами (рис. 1.8). Эффективна
также схема, отвод теплоты на теплофикацию в которой осуществля-
ется от теплоносителя, уже охлажденного в ПГ [52]. Такую схему
можно применять как в сочетании с отбором теплоты от турбины, так
и при турбинах чисто конденсационного типа. Чем выше отвод теп-
лоты в теплообменнике, тем ниже температура теплоносителя на
входе в реактор и больше его тепловая мощность. Так как капиталь-
ные затраты по реакторному залу остаются при этом неизменными
(а реакторный зал — один из наиболее дорогостоящих элементов
АЭС), то экономические показатели станции улучшаются.
В атомной энергетике находят также применение схемы, в которых
реактор используется только для выработки теплоты (теплофика-
ции). На атомных станциях теплофикации (ACT) реактор работает
при низких температурах, его можно изготовить из относительно не-
дорогих материалов. Эта схема (см. рис. 1.8, г) относительно про-
ста, легко регулируется и в ряде случаев может оказаться экономиче-
ски выгодной.
Пар или горячая вода, передающие теплоту потребителю, ни в коей
мере не должны быть радиоактивными. Можно полагать, что крупные
АТЭЦ в основном не будут работать по одноконтурным схемам. Од-
нако даже при двухконтурной схеме на станциях с водяным теплоноси-
телем прямой отпуск пара потребителю из отборов турбины недопу-
стим, так как при появлении протечек в ПГ радиоактивный пар может
попасть к потребителю.
На АЭС теплота может поступать к потребителю с паром от паропре-
образователей и с горячей водой от сетевых подогревательных устано-
вок (см. гл. 5). На рис. 1.9 приведена схема подвода теплоты тепловому
потребителю (ТП) на ACT. Теплообменники первого контура ТП (вто-
рого контура ACT) размещены в корпусе реактора. На блоках ACT
мощностью 500 МВт (АСТ-500), построенных в нашей стране, в конту-
ре реактора давление равно 1,6 МПа, в 1-м контуре теплоносителя
1,2 МПа, а в линиях, подающих горячую воду потребителю теплоты,
1,6 МПа. Так как это давление выше, чем в промежуточном контуре
(между контурами реактора и теплового потребителя), возможность
попадания радиоактивной среды к ТП при появлении неплотностей
исключена.
В схеме, изображенной на рис. 1.8, в, в промежуточном контуре
(.между теплообменником 12 и теплообменником контура теплового
* Подробнее см. гл. 3 и 7.
42WA	I	Г
Рис. 1.8. Упрощенная схема АТЭЦ с турбогенератором с противодавлением
(а), промежуточным отбором (6), теплообменником в первом контуре (в) и
схема установки для централизованного теплоснабжения (г) :
1 — реактор; 2 — парогенератор; 2* - теплообменник первого контура ТП;
3 — РОУ; 4 — турбогенератор; 5 — пар в теплообменник контура ТП; 6 — конден-
сатор; 7 — конденсатный насос; 8 — конденсат из контура ТП; 8 — охлажден-
ная вода из теплообменника ТП; 9 — пар на регенеративный подогрев и в деаэра-
тор; 10 — система регенеративного подогрева конденсата и питательной воды;
11 - циркуляционный насос; 12 ~ теплообменник
Рис. 1.9. Упрощенная схема
подвода теплоты к ТП на
ACT:
1 — реактор; 2 — тепло-
обменник контура теплового
потребителя (сетевой подо-
греватель) ; 3 - тепловой по-
требитель; 4 - циркуляцион-
ный насос; 5 — сетевой насос
18
потребителя) также следует поддерживать более низкое давление,
чем в контуре теплового потребителя, для того чтобы при появлении
неплотностей не было протечек в контур теплового потребителя.
Аварийность оборудования на АЭС никак не выше, чем на обыч-
ных электростанциях. Однако последствия некоторых аварий, сопро-
вождающихся выбросом радиоактивных элементов (теплоносителя,
радиоактивных газов, продуктов разрушения тепловыделяющих эле-
ментов), могут быть весьма тяжелыми. Поэтому в последние годы
большэе внимание уделялось созданию такой конструкции реактора
и схемы контура теплоносителя, при которых выброс радиоактив-
ных веществ полностью исключен (АСТ-500 относится к первому по-
колению таких установок).
Сопоставляя схемы электростанций на органическом и ядерном
топливах (КЭС и ТЭЦ), легко заметить, что контуры АЭС всегда
замкнуты, в то время как газовый контур обычной тепловой электро-
станции всегда разомкнут. При разомкнутой схеме температура выбра-
сываемого в окружающую среду отработавшего теплоносителя всегда
выше температуры окружающей среды. Поэтому в тепловом отноше-
нии схема с замкнутым контуром теплоносителя всегда экономичнее,
чем схема с разомкнутым контуром.
Таким образом, применение схем с замкнутым контуром теплоноси-
теля на АЭС не только необходимо, но и целесообразно, так как тепло-
вая экономичность цикла при этом возрастает. Кроме того, следует
иметь в виду, что теплоноситель АЭС представляет определенную цен-
ность (иногда стоимость его сравнительно велика) .
1.4. СТРУКТУРА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС И АЭС
Теплоэлектростанции по типу (структуре) тепловой схемы подраз-
деляются на блочные и неблочные.
При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование
паротурбинной установки не имеет технологических связей с оборудо-
ванием другой установки электростанции. Для электростанций на орга-
ническом топливе при этом к каждой турбине пар подводится только
от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установ-
ку, турбина которой питается паром от одного парового котла, назы-
вают моноблоком, при наличии двух котлов на одну турбину — дубль-
блоком. При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов посту-
пает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным
турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непо-
средственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соедини-
тельная магистраль при этом сохраняется и поэтому всегда можно ис-
пользовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии,
по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопро-
воды), также имеют поперечные связи.
19
Блочные ТЭС дешевле не блочных, так как при них упрощается схе-
ма трубопроводов, сокращается наличие арматуры. Управлять отдель-
ными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа
легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не от-
ражается на соседних. При расширении электростанции последующий
блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах.
Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более
мощное оборудование на более высокие параметры, т. е. позволяет
применять все более совершенное оборудование и повышать технико-
экономические показатели электростанции. Наладка и освоение нового
оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных
агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надеж-
ность оборудования их должна быть значительно выше, чем на неблоч-
ных. В блоках нет резервных паровых котлов, при превышении воз-
можной производительности котла над необходимым для данной тур-
бины расходом часть пара (так называемый скрытый резерв, который
широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить
на другую установку.
Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара
блочная схема является практически единственно возможной, так как
неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.
В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых
отборов пара с начальным давлением р <8,8 МПа и установки с регу-
лируемыми отборами при ро < 12,7 МПа, работающие по циклам без
промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высо-
ких давлениях (на КЭС при pQ > 12,7 МПа, а на ТЭЦ при р0 =23,5 МПа)
все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным
перегревом, и станции с такими установками строят блочными.
Атомные электростанции всегда строят блочными. Блок АЭС со-
стоит обычно из одного реактора и одного или нескольких ПГ (при
двухконтурной или трехконтурной схеме) и турбин. На крупных
блоках, строящихся в последние годы, имеется обычно не более двух
турбин, но число ПГ все же достигает четырех—шести. Такая структура
тепловой схемы АЭС объясняется тем, что на крупных конденсацион-
ных АЭС основное оборудование выбирается по возможности большей
мощности (производительности), так как чем выше мощность (про-
изводительность) этих аппаратов, тем ниже их удельная стоимость.
Между тем в настоящее время реактор может быть создан значитель-
но большей мощности, чем турбина (при тех параметрах, которые при-
няты сейчас на АЭС), а производительность наиболее крупных ПГ обыч-
но недостаточна даже для работы в блоке с одной турбиной. Кроме того,
блок с одним реактором и двумя турбинами является более маневрен-
ным, чем с одной более мощной турбиной, а показатели тепловой эко-
номичности его являются практически одними и теми же при работе
на полной мощности и на мощности 50% номинальной.
20
Гпава вторая
ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ И ОБЩЕЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
2.1. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Тепловая экономичность КЭС характеризуется значениями КПД,
удельного расхода теплоты и условного топлива или значением удель-
ного расхода ядерного топлива на АЭС. При этом на обычных ТЭС
удельный расход условного топлива является основным показателем.
Как известно, в основе цикла паротурбинной установки лежит цикл
Ренкина. На рис. 2.1 показаны схема простейшей паротурбинной уста-
новки и циклы Ренкина для нее при работе на насыщенном и перегре-
том паре. Из общего выражения, определяющего термический КПД,
Vt = (<7о - <7к)/<7о;	(2.1)
для простейшей установки, работающей по идеальному циклу Ренкина,
получаем
(ло “ hn в) ~ (hn а “
77 = --------Ш?------™-----к_	(2.2)
где q0, qK — количество теплоты, подведенной к 1 кг пара в паровом
котле, парогенераторе или реакторе и отведенной от него в конденса-
торе, кДж/кг; h^, ъ — энтальпия воды на выходе из конденсатора
и после насоса, кДж/кг; h0, hn а - энтальпия пара перед турбиной и
на входе в конденсатор при адиабатическом расширении в турбине
кДж/кг.
Выражение (2.2) можно представить в виде
(ло ~ hn а) ~ (hn в ~
77 = --------пл------п_в---к_ .	(2 3)
h0~ h	v
и п.в
На рис. 2.2 изображен рабочий процесс пара в турбине в h, s-диаграм-
ме. Из рисунка видно, что разность Ло - hn а в (2.3) представляет собой
располагаемый (адиабатический) перепад энтальпии Н&. Разность
в “ в рассматриваемых условиях выражает затраты энергии в
насосе Н& н, отнесенные к 1 кг воды при ее адиабатическом сжатии.
Таким образом, термический КПД может быть определен из зависи-
мости
”» = (Яа - яа.„)/«0-	(2.4)
21
Рис. 2.1. Схема простейшей паротурбинной установки (д) и циклы Ренкина для
нее при работе на насыщенном (б) перегретом (в) паре:
1 - паровой котел, парогенератор или реактор; 2 — турбогенератор; 3 - кон-
денсатор; 4 — насос
Рис. 2.2. Рабочий процесс пара в турбине для простейшей паротурбинной установ-
ки в h, 5-диаграмме
С помощью термического КПД оценивается эффективность идеаль-
ного цикла (когда используется весь располагаемый перепад энталь-
пии) . В реальных условиях из-за потерь энергии потоком в проточной
части турбины, во входных и регулирующих устройствах, с выходной
скоростью, а также из-за протечек пара через уплотнения используется
лишь часть этого перепада Я. (рис. 2.2).
Отношения использованного перепада энтальпии Я. к располагаемо-
му Н& или внутренней работы 1 кг пара в турбине Z^. к располагаемой
работе La, характеризующие совершенство проточной части турбины,
входных и регулирующих устройств, называют внутренним относитель-
ным КПД турбины ц ..
Обычно 77oJ. = 0,8 4- 0,9, а для современных мощных турбин при номи-
нальной нагрузке t?oj. = 0,85 4- 0,9.
Из диаграммы рабочего процесса пара в турбине (рис. 2.2) видно,
что энергетические потери, оцениваемые , увеличивают энтальпию
пара на выходе из турбины hn к на ДЛ = hn к - hn а. Очевидно, что на
такое же значение возрастает количество теплоты, передаваемое охлаж-
дающей воде в конденсаторе 1 кг пара (потери с охлаждающей водой
Д<7К, рассчитанные на 1 кг пара). Доля теплоты, превращенной в рабо-
22
ту в реальной установке, характеризуется внутренним абсолютным
КПД q. . Без учета энергии, затрачиваемой на привод насосов, этот КПД
определяется из выражения
7/. = L./qQ
или
ч,- = i,ia/(ba«„) = ч,чо/.
Наряду с указанными выше потерями имеются еще механические
потери в турбине (обусловленные трением движущихся частей ее и
затратой энергии на привод масляного насоса и системы регулирова-
ния), а также электрические и механические потери в генераторе. Эти
потери оцениваются механическими КПД турбины 7?м и КПД генера-
тора 7?г. Таким образом, из общего количества теплоты q0, подведен-
ного 1 кг пара, в реальном цикле турбогенераторной установки выраба-
тывается электрическая энергия L3 в количестве
£э
Отношгние Ljq0 является абсолютным электрическим КПД турбо-
генераторной установки т? . Из приведенных соотношений видно, что
17э определяется выражением
=’!/40i4M4r =Ч,.ЧМЧГ	(2.5)
ИЛИ
Чэ = Ч,ЧО.Э,	(2.5а)
где Чэ э ~ ^oi %7?, представляет собой отношение электрической энер-
гии выработанной 1 кг пара, к работе L&, совершаемой при адиаба-
тическом расширении этого пара.
Для современных турбин механический КПД находится в пределах
0,98—0,99, а КПД генератора 0,97—0,98 при воздушном охлаждении
генератора и 0,98—0,99 при водородном его охлаждении (при номиналь-
ных нагрузках).
Рассмотренные коэффициенты оценивают различные потери, кото-
рые имеют место непосредственно в турбине и генераторе. В энергетиче-
ской установке наряду с этими потерями имеются потери теплоты в
реакторе, ПГ, паровом котле, теплообменных устройствах, паропрово-
дах и др. Эти потери необходимо учесть при определении общего КПД
электростанции. Формулы, устанавливающие зависимость т)ст от
и всех коэффициентов, оценивающих потери в различных элементах
23
турбогенераторной установки и станции в целом, зависят от типа
электростанции, а для АЭС и от общей схемы ее (числа контуров).
На электростанциях, работающих на органическом топливе, на-
ряду с потерями в турбогенераторе имеются потери в паровом котле
и трубопроводах; следовательно, КПД станции определяется выра-
жением
^ст ^э^тр^к.у ’
(2.6)
где 7?тр учитывает потери теплоты в трубопроводах, а т?к у — в котель-
ной установке.
Для одноконтурной АЭС т?ст определяется аналогичной зависимостью
7?	~ 7? 7?	7?	,
'ст 'э 'тр 'р.у*
для двухконтурной
77	= 7? 77W 77 77 * 7?	,
'ст 'э'тр 'пг‘тр ‘р.у*
для трехконтурной
Н	9
V ^э^тр ^пг^тр ^Т^тр ^р.у ’
(2.7)
(2.8)
(2.9)
где т? — потери теплоты в реакторной установке; т?т — то же в тепло-
обменнике; 77т' - 77 'р — то же в трубопроводах первого — третьего кон-
туров соответственно; 77пг — то же в парогенераторе (т;р у учитывает
потери в окружающую среду, с водой продувки реактора, а также от
охлаждения биологической защиты, а в ряде случаев замедлителя и
некоторых других элементов установки. Значения 77 существенно
зависят от типа реактора).
Обычно КПД паровой котельной установки равен 0,9—0,93.
Потери теплоты в ПГ АЭС связаны с потерями в окружающую среду
и потерями с водой продувки. Потери в окружающую среду обычно
не превышают 1%. Потери с водой продувки можно рассчитать по фор-
муле
Q = D „ (h , - h _),
^пр д.пр4 д! д27’
(2.Ю)
где £>д п — количество продувочной воды, поступающей в доохлади-
тель продувки, кг/с; йд2 — энтальпия охлаждающей воды после доохла-
дителя продувки, кДж/кг; й — энтальпия воды, поступающей в до-
охладитель (см. гл. 7), кДж/кг.
Для одноконтурных станций КПД трубопроводов 77тр будет не ниже
0,99, так как тепловые потери в этом случае обусловлены только по-
терями в окружающую среду; утечки рабочей среды, обладающей
большой активностью, здесь должны быть полностью исключены. Такие
24	;
же значения будут иметь КПД первых контуров двухконтурных и трех-
контурных установок, а также КПД теплообменника т?т трехконтур-
ных АЭС.
На двухконтурных и трехконтурных станциях рабочая среда послед-
него контура нерадиоактивна. Поэтому специальные меры для пред-
упреждения утечек здесь не принимаются, и коэффициент, учитывающий
потери в трубопроводах, здесь может быть принят равным 0,97—0,98.
Такие же значения г) принимаются на электростанциях на органи-
ческом топливе. ТР
Абсолютный электрический КПД конденсационной турбогенератор-
ной установки может быть определен также из соотношения электри-
ческой мощности установки и количества теплоты Qo, подведен-
ной с паром к турбогенератору в единицу времени, т. е. по зависимости
ч,=луе0,	(2.П)
а КПД станции — из аналогичного соотношения
Чст=луест.	(2.12)
В этих зависимостях
Qo = 2>о(*о ~ в);
ecI=Go/4noT,	(2.13)
где т?пот — коэффициент, оценивающий все потери, начиная от реактора,
если рассматривается АЭС, или от парового котла,если рассматривается
обычная станция, до турбины.
Для установок на органическом топливе
’’пот = 1куЧ1р,	(2.14)
а для двухконтурной АЭС, например,
”пот = ^Хр^пЛ-р-	<215>
Значения 7?э и т?ст не учитывают расхода электроэнергии на собст-
венные нужды электростанции и поэтому рассматриваются как КПД
брутто. Если мощность механизмов собственных нужд составляет
^с.н> то КПД электростанции 7?“т с учетом энергии, затрачиваемой
На собственные нужды (КПД электростанции нетто), определится из
выражения
=	)/е .
Э	C.H7/5liCT
25
Отсюда
„н = г? (1-/3 ),	(2.16)
'ст *CTV HC.HZ
где р и = A2V H/A^ - ДОЛЯ мощности, расходуемая на собственные нуж-
ды станции.
Можно также определить КПД нетто электростанции из зависимости
7?Н = 7? 7?	(2.17)
‘ст ‘ст ‘с.н
где 77	-N^/N3 - КПД собственных нужд электростанции.
По аналогичным выражениям определяется абсолютный электриче-
ский КПД нетто т?” в зависимости от электрического КПД брутто 77э.
Связь между КПД собственных нужд 77 с н и долей мощности, расходуе-
мой на нужды станции 0 н, устанавливается зависимостью
7?	= 1—0 .	(2.18)
'с.н	с.н
Как уже отмечалось, оценка тепловой экономичности установки
проводится также по удельному расходу теплоты. В расчетах обычно
рассматривают удельный расход теплоты на турбогенераторную уста-
новку q , кДж/ (кВт • ч), и удельный расход теплоты по всей электро-
станции ^ст, кДж/(кВт • ч) . Эти величины определяются из выражений
q3 = ЗбООбо/^;	(2.19)
ча = Збооост/л;.	(2.20)
Сопоставляя (2.11) и (2.12) с (2.19) и (2.20), легко заметить, что
<7Э = 36ОО/Чэ,	(2.21)
<7СТ = 36ОО/77сТ.	(2.22)
Удельный расход условного	топлива	£>у,	являющийся в	нашей стра-
не основным показателем тепловой	экономичности	электростанций на
органическом топливе, может быть определен из уравнения теплового
баланса электростанции
BQ" = 360CW м ,
э' ‘ст’
где В — общий Часовой расход топлива, кг/ч; Qn — низшая удельная
теплота сгорания топлива, кДж/кг.
Из этого уравнения следует, что удельный расход топлива
Ъ = В/N3 = 36OO/G’177ct,	(2.23)
26
а для условного топлива (с низшей теплотой сгорания 0н =
= 29 300 кДж/кг)	р
Ьу = 3600/29 3007^ « 0,123/т^.	(2 24)
В этих выражениях В и устанавливаются в килограммах на 1 кВт • ч.
Расход ядерного топлива на АЭС является таким же показателем теп-
ловой экономичности, как и расход условного топлива, так как при
делении всех ядер 1 кг урана выделяется всегда одно и то же количест-
во теплоты, равное 7,9 • 1О10 кДж.
При этом во время работы реактора 10—20% топлива в результате
захвата нейтронов превращается в неделящиеся изотопы: 23 5U превра-
щается в 236U, а 239Ри — в 240Ри. В результате количество выделив-
шейся теплоты в расчете на 1 кг выгоревшего топлива уменьшается.
Однако в практических расчетах это изменение можно считать постоян-
ным, вследствие чего удельную теплоту сгорания топлива также мож-
но считать постоянной. Обычно считают расход выгоревшего топлива
в среднем на 15% больше количества разделившихся изотопов. Тогда
количество выделяемой теплоты в расчете на 1 кг выгоревшего ядер-
ного топлива может быть принято
Qk т = 7,9 • 1010 • 0,85 « 6,7 • 1010 кДж/кг
или
(2Я т = 6,7 • 101О/3600 = 1,86 • 107 кВт-ч/кг.
В соответствии с (2.23) удельный расход выгоревшего ядерного
топлива, кг/ (кВт • ч),
ья т = 3600/ (Q т 7?ст) = 3600/ (6,7.1010 т?сТ) =
= 0,0537-10-6/чст,	(2,25)
или, г/ (МВт . ч),
\.т = 0-0537^ст.	(2.26)
Определение удельных расходов теплоты и топлива по электростанции
с учетом расходов энергии на собственные нужды проводится по тем
же зависимостям, однако при этом в расчетные формулы вводятся
значения N* и [см. (2.20), (2.22)-(2.26) ].
Общий расход топлива на АЭС, как известно, значительно превышает
количество выгоревшего топлива. Общий расход топлива не характери-
зует тепловую экономичность электростанции, но значением этой вели-
чины необходимо располагать при проектировании и эксплуатации
электростанций, а также для оценки ее общей экономичности.
27
Общий расход ядерного топлива, т/год, можно определить в зависи-
мости от выгорания топлива К, выраженного в мегаватт-сутках на 1 т
загруженного урана. При общей мощности паротурбинной установки
АЭС N эта величина определяется выражением
яят =	• 24/ЧЛ	(2-27)
Для примера определим удельный расход выгоревшего ядерного
топлива и общий расход ядерного топлива блока АЭС мощностью
440 МВт. Допустим, что реактор работает на обогащенном уране с
выгоранием К = 28 600 МВт • сут/т, КПД блока равен 0,32, а число
часов использования установленной мощности т = 7000 ч/год.
Удельный расход выгоревшего ядерного топлива
Ья т = 0,0537/0,32 = 0,1678 г/(МВт -ч),
а общий расход при расчете по (2.27)
В я т = 440 000 • 7000/(103 -24-28 600 - 0,32) = 14 т/год.
Для блока такой мощности, работающем на органическом топливе
при том же значении г) расход условного топлива (теплота сгорания
29 300 кДж/кг или 8,14 кВт - ч/кг) составит
, н	440 - 103
В = N /Qri =--------------- * 170 -103 кг/ч = 170т/ч.
э Р 8,14 - 0,32
Таким образом, в нашем примере блок обычной электростанции в
течение 1 ч (при равном теплоте сгорания условного топлива)
расходует более чем в 12 раз больше топлива, чем блок АЭС той же
мощности и с тем же КПД в течение одного года.
Иногда (при планировании развития ядерной энергетики, определе-
нии потребности в природном уране, оценке эффективности использо-
вания природных ядерных ресурсов на электростанциях различных ти-
пов и др.) необходимо установить удельный расход природного ура-
на Ье. Эта величина, г/ (кВт • ч), с учетом возврата в цикл отработав-
шего в реакторе и вновь накопленного топлива определится из выра-
жения
Ье
1000
--------(1—К)
24
(2.28)
где А = (Аи - у)/(С0 -у); К	\ К» - коэффициент возврат3
топлива в цикл после однократного использования в реакторе;
Ке “U-'h-<1 + KB)65XH](XK-j)/(-f-J').	(2.29)
28
В приведенных формулах Хн, X , Со и у содержание 23 SU в свежих
и отработавших твэлах, природном уране и отвале обогатительных
производств соответственно, кг/кг; Qp — тепловая мощность реакто-
ра, МВт; тк — длительность кампании, сут; (7 — количество топлива,
загруженного в реактор, т; еи — коэффициент, учитывающий потери
ядерного топлива при изготовлении твэлов, химической обработке
топлива, а также в процессах сублимации и дообогащения; КВ — ко-
эффициент воспроизводства плутония в активной зоне реактора (по
отношению к разделившемуся 23 5U); Ss - доля разделившегося в
реакторе 23SU [6].
В (2.29) выражение, стоящее в квадратных скобках, учитывает из-
менение количества требуемого природного урана при использовании
невыгоревшего 23SU и воспроизводстве плутония. Для разомкнутого
цикла Къ -0.
2.2.	ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ
На ТЭЦ подведенная к рабочей среде теплота включает в себя не
только энергию, необходимую для выработки электроэнергии, но и
теплоту, отдаваемую тепловому потребителю. Поэтому тепловая эконо-
мичность ТЭЦ характеризуется показателями тепловой экономичности
по производству электроэнергии и отдельно показателями по произ-
водству теплоты.
Для определения этих показателей необходимо общий расход тепло-
ты по установке или электростанции в целом разделить на доли, затра-
чиваемые на производство отдельных видов энергии. По принятому
в нацвй стране методу на долю теплового потребителя относят отпускае-
мую ему теплоту с учетом потерь при производстве и транспортировке
теплоносителя (пара или горячей воды), а на долю электрического
потребителя — всю остальную теплоту, т. е. разность между полным
расходом теплоты и теплотой, выработанной для теплового потреби-
теля.
Таким образом, электрический КПД по производству электроэнер-
гии на ТЭЦ
N
Т)	= _________э ________
'э T3I1
• Ц Со - Ст п/1?т п
(2.30)
Гд,е QT п — количество теплоты, отведенное тепловому потребителю с
Отработавшим в турбине паром, кДж/с; т?т п — коэффициент, учиты-
®акщий потери теплоты в теплообменных аппаратах и коммуникациях
линиях от турбины до теплового потребителя.
29
Для электростанции (обычной или атомной) по производству элект-
роэнергии
^стТЭЦ
^ст ^т.г/ ^т.п^поР
(2.31)
где ?7ПОТ — коэффициент, учитывающий потери теплоты в аппаратах и
коммуникациях станции до турбины, который определяется по опи-
санному выше методу [см. (2.14) и (2.15)].
Применительно к АТЭЦ (2.30) и (2.31) действительны, когда к теп-
ловому потребителю подается теплота только с отработавшим в турби
не паром (см. рис. 1.8, а и б); если наряду с этим к тепловому потреби-
телю подводится теплота от теплоносителя, уже охлажденного в ПГ
(см. рис. 1.8, в), то формула для определения КПД электростанции
по производству электроэнергии примет вид
N
7] тТоП = --------------------------------7----- ,	(2.31а)
с	<?ст - вт.п1 <”поЛ.„> - <V<WTp’'p.y)
где (2т — количество теплоты, переданное тепловому потребителю со
средой, отводящей теплоту непосредственно от теплоносителя.
Для установки, в которой теплота отводится только от теплоноси-
теля (с турбинами чисто конденсационного типа), т?стТЭц определится
по той же формуле, однако при этом <2 п = 0 и второй член в знамена-
теле (2.31а) будет отсутствовать.
Зная значения КПД по производству электроэнергии, легко опреде-
лить удельный расход теплоты [см. (2.21) и (2.22)] и удельный рас-
ход органического или ядерного топлива [см. (2.24) и (2.26) ] на про-
изводство электроэнергии.
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии может
быть рассчитан и непосредственно по зависимостям
^эТЭЦ 3600СоТЭЦ/^э;
Я ст ТЭЦ = ^^^стТЭц/^э’
(2.32)
(2.33)
Общий расход теплоты на производство электроэнергии в турбогене-
раторной установке <2оТЭц и на стан1^ии в целом (?стТЭц ДЛЯ условий,
когда тепловому потребителю подается теплота только с отработавшим
в турбине паром, определяется из уравнений
^оТЭЦ	^т.п^т.п’
^стТЭЦ ^ст ^т.п^ ^т.п^пот^'
(2.34)
(2.35)
30
Для условий, когда теплота подается тепловому потребителю с отра-
ботавшим паром и одновременно отбирается непосредственно от тепло-
носителя первого контура (схема рис. 1.8, в),
^ст ТЭЦ ^ст
Q
т,п
'т.п 'пот
Q.
р р р
'т.п ‘тр ‘р.у
(2.35а)
Выражение (2.35) можно применить как к обычным станциям, так
и к АЭС. Отвод теплоты тепловому потребителю непосредственно от
теплоносителя первого контура может быть только на АЭС (такие схе-
мы применяются сейчас на АТЭЦ, на которых теплота используется
для опреснения морской воды).
Общее количество энергии, подведенное к рабочей среде теплофика-
ционной турбогенераторной установки, включает в себя энергию, затра-
чиваемую на создание внутренней мощности турбины , теплоту, от-
даваемую тепловому потребителю, Q /1? п и потери в конденсато-
ре ек.
При неизменном значении N (соответственно и N ) и одних и тех же
параметрах пара т?эТЭц всегда выше, чем 7?э для конденсационной уста-
новки, и возрастает с увеличением количества теплоты, отдаваемой
тепловому потребителю. Однако если сравнить установки, различающие-
ся по техническому совершенству процесса производства электроэнер-
гии, то окажется, что далеко не всегда более совершенной установке
соответствует большее значение ц ТЭц-
Действительно, если значение Q{ п на технически менее совершен-
ной установке (например, работающей при меньших начальных пара-
метрах) значительно выше, чем на более совершенной установке, т?эТЭц
для нее также может оказаться выше.
Для ТЭЦ с турбинами с противодавлением количество теплоты, за-
траченной на выработку электроэнергии в единицу времени, равно
внутренней мощности 7V. и, следовательно, КПД по производству
электрической энергии в соответствии с (2.30) определяется по формуле
А-
”этэц•=	— Ч.ЧГЧЛ-
^т.п'^т.п
(2.36)
Из этого выражения следует, что, когда весь отработанный пар посту-
Пает тепловому потребителю, т?эТЭц не зависит от параметров, при ко-
т°Рых работает турбина, и ее совершенства.
Таким образом, КПД по производству электроэнергии на ТЭЦ в ряде
случаев не дает достаточно полной характеристики термического со-
вершенства процесса производства электрической энергии. Поэтому
Наряду с этим показателем на ТЭЦ применяется другой показатель —
31
удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, кВт х
х ч/кДж, которая определяется по формуле
ЛэТЭЦ
Э =---------Т! „
збооетп т-п
или, кВт • ч/ГДж,
(2.37)
106
э = -------
3600
N
э.т.п
Q
vT.n
(2.37а)
где N3 п — количество электроэнергии, которое вырабатывается в еди-
ницу времени паром, поступающим из противодавления или отборов
тепловому потребителю и на регенеративный подогрев воды.
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении зави-
сит от начальных и конечных параметров пара и технического совер-
шенства турбогенератора, характеризуемого значениями коэффици-
ентов , ij и 97г. Чем выше значение э, тем целесообразнее (при про-
чих равных условиях) комбинированная выработка теплоты и электро-
энергии.
Тепловая экономичность процесса производства теплоты характери-
зуется КПД по производству теплоты Vqct и удельным расходом услов-
ного или ядерного топлива я т.
Для обычных ТЭС и АЭС, на которых теплота отводится тепловому
потребителю с отработавшим в турбине паром, отбираемым из регули-
руемого отбора или противодавления, КПД по производству теплоты
определяется по формуле
^Qct ^т.п^пот ’
(2.38)
где т?пот — коэффициент, учитывающий потери теплоты в аппаратах и
коммуникациях электростанции, который будет, конечно, иметь различ-
ные значения в зависимости от типа электростанции и числа контуров,
если рассматривается АЭС [см., например, (2.14) и (2.15)].
Общий вид (2.38) сохранится также для случаев, когда на АЭС теп-
лота отводится непосредственно от теплоносителя (см. рис. 1.8, в)
или реактор используется только для централизованного теплоснаб
жения (см. рис. 1.8,г).
Общий часовой расход топлива на производство теплоты для элеК1
ростанций на органическом топливе, кг/ч,
В = 3600е1Л/(ернчест).	(2.39)
32
Удельный расход натурального топлива, кг/кДж,
bQ = (2р W1-
а условного топлива (в расчете на 1 ГДж теплоты)
bQ у = Ю6/ (29 ЗООт^ ст) = 34,2/^ ст.	(2.40)
Полный расход ядерного топлива на производство теплоты, т/год,
с учетом глубины выгорания, а, кг/т, можно рассчитать по формуле
Вест=ег.п’-/<1>86-107’)ес1«).	(2.41)
удельный расход, кг/ (кВт • ч),
= 3600/(6,7.10*0 ст) = 5,4 • 10-'/чОст	(2.42)
или, г/ГДж,
bQn.T	(2.42а)
2.3.	ПОКАЗАТЕЛИ ОБЩЕЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ	
Основными показателями экономичности электростанции являются
удельные капитальные затраты по сооружению электростанции, себе-
стоимость электрической и тепловой энергии и удельные приведенные
затраты. Если К — полная стоимость электростанции, a — электри-
ческая мощность брутто, т. е. так называемая установленная мощность,
то удельные капиталовложения, руб/кВт,
k =		(2.43)
СТ СТ' Э	v
Эту величину принято называть стоимостью 1 кВт установленной
мощности. Стоимость 1 кВт установленной мощности существенно за-
висит от типа электростанции, параметров пара и теплоносителя, еди-
ничной мощности реактора, турбогенератора, ПГ, а также других аппа-
ратов и общей мощности электростанции. Для электростанций одного
и того же типа и одинаковых параметров увеличение единичной мощно-
сти основных агрегатов и мощности электростанции в целом приводит
к Уменьшению стоимости 1 кВт установленной мощности. Наиболее
низкие значения к^ достигаются на блоках большой мощности.
Строительство АЭС в настоящее время обходится дороже, чем элект-
ростанций, работающих на органическом топливе. Поэтому стоимость
кВт установленной мощности АЭС с блоками большой мощности при-
33
мгрно в 1,5—2 раза выше, чем пылеугольной электростанции такой же
мощности. Однако так как расходы на ядерное топливо, как правило,
значительно ниже расходов на органическое топливо (при равных AQ,
то АЭС даже в этих условиях может оказаться экономически выгодной.
Себестоимость электроэнергии, коп/ (кВт • ч), руб/ (кВт • ч), отпускае-
мой с шин электростанции, определяется выражением
с = U /Эн ,
э год' год ’
(2.44)
где U — годовые издержки на выработку отпущенного электростан-
циеи количества электроэнергии ^год-
В технико-экономических расчетах принято годовые издержки разде-
лять на издержки на топливо U, издержки, связанные с амортизацион-
ными отчислениями для полного возмещения основных капиталовложе-
ний, на текущий и капитальный ремонт и модернизацию оборудования
Uk и эксплуатационные расходы U3K с, которые включают в себя расхо-
ды на заработную плату обслуживающего персонала электростанции
и отчисления на социальное страхование, затраты на вспомогательные
материалы, услуги вспомогательных производств и прочие общестан-
ционные расходы.
Таким образом,
и = и + и + и ,
год т к экс’
и, следовательно, сэ может быть выражена следующим образом:
С = и /эн = и /э" + и/эн + и /эн
э год' год т' год к' год экс' год
или
где <?т = Ц./Э”од — топливная составляющая себестоимости электро-
энергии; ск = Uk /Э”од — составляющая капитальных затрат себестои-
мости электроэнергии; сэкс = ^экс/^гОД — эксплуатационная состав-
ляющая себестоимости электроэнергии.
На электростанциях, работающих на органическом топливе, топлив-
ная составляющая себестоимости отпускаемой электроэнергии опреде-
ляется зависимостью
\
с =В „S /(Nnr),	(2.46)
т год т v э у ст7 ’	v
где N* — электрическая мощность электростанции (нетто), кВт; $т-
стоимость топлива, руб/т.
Для АЭС при загрузке реактора твэлами одинакового обогащения
без частичных перегрузок топлива топливная составляющая себестои-
34
мости электроэнергии определяется зависимостью [6]
£т =GpS„	<2-47)
где тк — число часов использования установленной мощности за всю
кампанию, ч; — масса твэлов активной зоны реактора, т; $ят —
стоимость 1 т ядерного топлива в твэлах, руб/т.
Когда- перегрузка активной зоны производится частями, стоимость
используемого в реакторе топлива состоит из двух составляющих. Пер-
вая, основная составляющая Ст представляет собой стоимость топлива,
выгоревшего в течение времени между двумя перегрузками. Эта стои-
мость полностью переносится на себестоимость электроэнергии, выра-
ботанной в данный период (за рассматриваемую кампанию). Другая
составляющая стоимости ядерного топлива Со переносится на себе-
стоимость электроэнергии в течение всего расчетного периода эксплуа-
тации реакторной установки.
Таким образом, в рассматриваемых условиях
с = С0/Эн + С /Эн	(2.48)
т °' полн т' к ’	v 7
где и Э"олн — количество электроэнергии, отпущенное с шин элект-
ростанции за кампанию и весь расчетный период, кВт • ч.
Если выгоревшие твэлы направляются на переработку в целях извле-
чения невыгоревшего урана, плутония и других полезных элементов, то
с = CQl3"u + (С-С' )/Эн,	(2.48а)
т v/ поля v т7 к ’	v 7
где С' — стоимость выгруженных из реакторов твэлов [6].
Издержки, связанные с амортизационными отчислениями, капиталь-
ным и текущим ремонтами, а также с модернизацией оборудования U ,
обычно выражаются с учетом капиталовложений в электростанцию Хст
коэффициентом амортизации р Этот коэффициент определяется в за-
висимости от норм на реновацию, капитальный ремонт и модернизацию,
устанавливаемых для различных типов оборудования, а также в зави-
симо сти от расходов на текущий ремонт.
Норма амортизации на реновацию устанавливается в зависимости от
срока службы оборудования и производственных помещений; норма
амортизации на капитальный ремонт зависит от типа оборудования и
числа часов работы в год.
Зная капиталовложения по электростанции КсТ и коэффициент амор-
тизации, легко определить составляющую капитальных затрат ск себе-
стоимости отпускаемой станцией электроэнергии с . Эта величина опре-
е яется по формуле
35
(2.49).
с = ^а^ст — ^а^ст
К N*T	N П Т
э уст	э 'ст уст
Так как отношение A’ /JV3 представляет собой стоимость 1 кВт установ-
ленной мощности электростанции кст, то (2.49) принимает вид
ск = PakcJ^CHTvc^-	(2.49а)
lx	<1 Vi V,H У vl
Эксплуатационная составляющая себестоимости определяется по фор-
муле
с
ЭКС
2 ni Ф1 + ^пр
Д(нт	NnT
'*э уст	э уст
(2.50)
где п. — численность персонала электростанции; Ф. — среднегодовая
заработная плата (с начислениями) одного работающего; U — затра-
ты на вспомогательные материалы, услуги вспомогательных произ-
водств и пр.
В (2.50) первый член выражает расходы, связанные с заработной
платой и отчислениями, отнесенными к 1 кВт • ч, а второй — прочие
эксплуатационные расходы, включая затраты на вспомогательные ма-
териалы, отнесенные также к 1 кВт • ч отпущенной электроэнергии
(затраты на текущий ремонт, как уже отмечалось, принято учитывать
коэффициентом амортизации р&).
Уравнение (2.50) удобно представить в виде
Сэкс
П'Уср + _jnp_
1O37VHT	NaTvcT
э уст э уст
(2.50а)
где П — штатный коэффициент, чел/МВт.
Затраты на заработную плату персонала определяются по штатным
ведомостям, однако для ориентировочных расчетов эти затраты могут
быть рассчитаны по значению штатного коэффициента и среднегодо-
вой зарплате (с начислениями) одного работника [39].
Себестоимость электроэнергии является существенным экономиче-
ским показателем работы электростанции и характеризует уровень
производительности труда на предприятии, степень использования
установленной мощности, экономичность расходования топлива,
вспомогательных материалов, электроэнергии на собственные нужды
электростанции, денежных средств на персонал, услуги сторонних
организаций и пр. Однако если по одному варианту годовые издерж-
ки на выработку одного и того же количества электроэнергии (7 ни-
же, чем по другому варианту (а следовательно, ниже и себестоимость),
36
что достигается за счет дополнительных капиталовложений, то еще
нельзя заключить, что первый вариант экономичнее второго.
Вариант может считаться экономичнее, если полные или удельные
приведенные затраты в нем ниже, чем в другом. Как известно [39],
годовые приведенные затраты определяются зависимостью
3,од =₽,Лт + Чод.	(2-51)
а удельные затраты — по формуле
3=3 /Э*	= р К /Э“	+ U /Э*	(2.52)
Э	ГОД' ГОД 41 ст/ год	год/ год	\	7
или
р К	и	К
3* = -й1--- + -~°-Д = Ри --------------- + с ,	(2.53)
э 7VHT	NHT	Н 7] Т	э
э уст э уст	'с.н уст
где рн — нормативный коэффициент эффективности капиталовложе-
ний (в теплоэнергетике этот коэффициент принимается равным 0,12).
Как видно из (2.53), удельные приведенные затраты выше себе-
стоимости электроэнергии сэ на величину Рнкст/рс нтуст-
Обычно удельные приведенные затраты (так же как и удельную
себестоимость электроэнергии) разделяют на три составляющие: ка-
питальную 3R, топливную зт и эксплуатационную зэкс, т. е. зэ пред-
ставляется в виде
з-з + з + з .	(2.54)
э к т экс	v 7
Если стоимость топлива определяется по приведенным затратам с
учетом расходов на транспорт, то зт по абсолютным значениям не
отличается от <?т, а зэкс — от сэкс- Составляющая капитальных затрат
зк может быть определена из выражения
Зк =ск + (РнКст^”с.нтуСТ)1-	(2.55)
Учитывая (2.49), получаем
Зк = <Ра + Рн)ки№с.н’уСТ>	(2-56)
или в более общем виде
3К = (₽, + Р„>*Ж\еЛ	(2№)
Сопоставив (2.49) и (2.56а) , получим
Зк =ек.(Ра + Р„)/Ра-	(2.57)
37
Как известно, коэффициент амортизации ра обычно не превыша-
ет 10%. Так как нормативный коэффициент рн в теплоэнергетике при-
нимается равным 12%, то очевидно, что зк всегда по абсолютному значе-
нию намного выше капитальной составляющей себестоимости электро-
энергии ск.
Эксплуатационные составляющие себестоимости сэкс и удельных
приведенных затрат зэкс обычно не превышают 10% ^Э(3Э) и, следова-
тельно, сэ и зэ определяются в основном значениями топливных со-
ставляющих <?т и зт и составляющих капитальных затрат ск из*.. Оче-
видно, что чем ниже значения стоимости топлива и 1 кВт установлен-
ной мощности, тем ниже себестоимости электроэнергии и удельные
приведенные затраты.
Указанные соотношения могут быть применены для определения
сэ и зэ конденсационных электростанций и теплоэлектроцентралей.
Однако при комбинированном производстве теплоты и электроэнергии
общие затраты по электростанции должны быть распределены в виде
отдельных составляющих. Методика распределения общего расхода
топлива на доли, рассчитываемые отдельно на производство теплоты
и электроэнергии, рассмотрена выше. Распределение отчислений от ка-
питаловложений, затрат на заработную плату и других расходов про-
изводится по так называемому балансному методу или соответствен-
но затратам на производство теплоты и электроэнергии при раздель-
ном производстве [39]. Распределив общие затраты по ТЭЦ на затра-
ты, отнесенные на производство теплоты, и расходы по производству
электроэнергии, легко установить удельную себестоимость и удель-
ные приведенные затраты по тепловой и электрической энергии от-
дельно.
При проектировании паротурбинной установки для выбора оптималь-
ной схемы и основных параметров ее необходимо сравнить полные или
удельные приведенные затраты, рассчитанные для различных вариантов.
Обычно в этих целях один вариант (который принято называть исход-
ным или базовым [1]) прорабатывается достаточно подробно и для
него устанавливаются абсолютные значения удельных приведенных
затрат зз и их составляющих зг, зк> зэкс или затраты Зт, Зк, Зэкс и Зэ
в целом. В дальнейших расчетах удобно рассматривать не сами значе-
ния приведенных затрат, а изменения их Дзэ или ДЗЭ при переходе от
одного варианта к другому. Если исходный (базовый) вариант харак-
теризуется величинами з®, з®, з® и з® (соответственно 3®, 3®\ 3®кС
и 3°), то
э7 ’
Дз = з-з°=з-з°+з — з° + з -з°	(2.58)
Э Э Э Т Т К К ЭКС экс	v
” 38
или
ДЗ = 3-3° = 3-3° + 3 - 3° + 3	-3° .	(2.58а)
э э э т т к к экс экс v 7
Уравнение (2.58) может быть записано в виде
(2.59)
(2.60)
где 5°, з°, з°кс — соответственно топливная, капитальная и эксплуата-
ционная составляющие удельных приведенных затрат в относительном
выражении.
Аналогичным образом можно выразить и ДЗд. Эксплуатационная
составляющая приведенных затрат изменяется мало. Поэтому в расче-
тах третьим членом правой части (2.59) и (2.60) можно пренебречь.
Из этого следует, что для установления изменений удельных приве-
денных затрат при переходе от одного варианта к другому достаточно
установить, как меняются при этом отношения зт/з° и зк/з°. Конеч-
но, для всех рассматриваемых вариантов расчеты проводятся по затра-
там, приведенным к одному и тому же энергетическому эффекту [39].
Гпава третья
ПАРАМЕТРЫ ПАРОВОГО ЦИКЛА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.
ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ НА ТЕПЛОВУЮ
ЭКОНОМИЧНОСТЬ УСТАНОВКИ
3.1. ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ НА ТЕПЛОВУЮ
ЭКОНОМИЧНОСТЬ ЦИКЛА
При увеличении начальной температуры пара перед турбиной t0 (при
рочих равных условиях) средний температурном уровень подвода теп-
°ты в цикле увеличивается и, следовательно, термический КПД непре-
рывно возрастает.
Г
39
Рис. 3.1. Зависимость т? идеального теплового
цикла Ренкина от начальной температуры пара t0
Рис. 3.2. К установлению зависимости адиабатического перепада энтальпии Н&
от начального давления ро (t о = const)
Электростанции на органическом топливе всегда работают на пере-
гретом паре; на АЭС применяется как перегретый пар, так и насы-
щенный.
Температура перегретого пара t0 может изменяться при постоянном
давлении р0, и при этом представляется возможным проследить влия-
ние этого параметра в чистом виде; для насыщенного пара, очевидно,
можно говорить только о совместном влиянии температуры и давле-
ния.
На рис. 3.1 приведена зависимость термического КПД rjt идеального
парового цикла Ренкина от г0 для насыщенного и перегретого пара [24].
При этом для перегретого пара зависимости =f(t0) построены для
различных значений р0. Как и следовало ожидать, с возрастанием тем-
пературы перегрева (при pQ = const) КПД непрерывно растет. Для насы-
щенного пара увеличение происходит только примерно до давления
пара, равного 16,5 МПа (до t «350 °C). При дальнейшем увеличении
параметров насыщенного пара КПД даже падает. Это связано с тем,
что (как будет показано ниже) влияние давления на термический КПД
цикла неоднозначно.
Повышение начальной температуры приводит также к уменьшению
влажности пара на выходе из турбины. Вследствие этого уменьшаются
потери в проточной части турбины и улучшаются условия работы ло-
паток. Содержащаяся в паровом потоке влага вызывает эрозийный из-
нос лопаток. Чтобы избежать заметного износа и обеспечить нормаль-
ный срок службы проточной части турбины (не менее 10 лет), влаж-
ность пара не должна превышать 14%.
Покидающий проточную часть турбины пар не должен быть перегре-
тым; когда в конденсатор поступает перегретый пар, потери теплоты
в нем увеличиваются, а полезная работа цикла уменьшается (по срав-
40
нению с циклом Ренкина, при котором для тех же значений начальных
и конечных параметров в конденсатор поступает сухой насыщенный
или влажный пар).
Из сказанного видно, что при работе на перегретом паре желательно
повышать начальную температуру tQ. Однако допустимое значение г0
зависит от свойств металлов теплопередающих поверхностей оборудо-
вания. Для сталей перлитного класса наивысшая температура г0, кото-
рая может быть достигнута без появления разрушений в условиях дли-
тельной эксплуатации, равна примерно 540 °C, для сталей аустенит-
ного класса 600—650 °C.
Как уже отмечалось ранее, влияние начального давления р0 на ц
неоднозначно. При одном и том значении первоначально с ростом р0
адиабатический перепад На увеличивается, а затем после определенного
значения На макс начинает уменьшаться (рис. 3.2).
Так как
= нл/Ча = иа1(нгЧкя),
то очевидно, что до тех пор пока На с ростом р0 увеличивается, рас-
тет, так как теплота qK а, теряемая в конденсаторе, непрерывно умень-
шается. Однако с дальнейшим увеличением р0, когда На начинает
уменьшаться, изменение pt зависит от того, как меняется отношение
?ка/Яа. Как видно из выражения
”, =V(l+9K,a/^).
максимальное значение термического КПД устанавливается, когда от-
нонение q^ JHa достигает наименьшего значения. В этих условиях
<*(Яа/<7ка) 9ка(^Я /ds) -Я (^	/^)
<* 1Ч.Д —	1ч.	<1	Л К .<Д	— о
ds	q2
4 к.а
или
</// /Н — dq / q
а' а	4к.а' 4-к .а
(3.1)
т- е. с изменением начального давления р0 при постоянной температу-
ре f о наибольшее значение устанавливается в условиях, когда от-
носительное уменьшгние располагаемого теплоперепада становится
равным относительному уменьшению потерь в конденсаторе. Как вид-
но из рис. 3.3 [24], для г о = 400 °C увеличение давления начиная с
О МПа уже не дает заметного положительного эффекта; для давлений
выше 30 МПа щ понижается. При более высоких значениях t0 переход
через максимум на кривых л =/(Ро) наступает при больших началь-
Ньк давлениях.	f
41
Рис. 3.3. Зависимость термического КПД от начального давления р0 ПРИ раз-
личных начальных температурах 10 (Рк - 0,004 МПа)
Рис. 3.4. К определению сопряженных начальных параметров пара:
а — рабочий процесс пара в турбине при различных сопряженных начальных
параметрах пара; б — зависимость между ро и Го ПРИ постоянной конечной влаж-
ности а?к (Рк = 0,004 МПа, СОК= 13%)
Тепловая экономичность установки зависит не только от 7?f, но и от
коэффициентов, оценивающих потери в турбине, генераторе, трубо-
проводах, реакторной установке и др. В свою очередь, внутренний от-
носительный КПД т]о1 зависит от параметров установки и конечной
влажности пара. С возрастанием начальной температуры poi увеличи-
вается, а с ростом давления, наоборот, уменьшается. Это приводит к
тому, что давление р0, при котором устанавливается наибольшее зна-
чение внутреннего абсолютного КПД q., ниже определяемого по
рис. 3.3 (по максимуму т^). Влияние tQ и р0 на т?о/. проявляется силь-
нее при меньших пропусках пара через турбину, вследствие чего при
прочих равных условиях предельные значения р0 для турбин большей
мощности выше.
С увеличением давления при одном и том же значении t0 конечная
влажность пара возрастает (рис. 3.2). Поэтому другим фактором, огра-
ничивающим увеличение начального давления пара при выбранной на-
чальной температуре t0 (для циклов без промежуточного перегрева),
является допустимая влажность пара на выходе из турбины, которая,
как уже отмечалось, не должна превышать 14%. Так как увеличение
температуры т0 приводит к уменьшению влажности пара сок, а уве-
личение давления — к увеличению влажности, то очевидно, что возмож-
но такое совместное изменение этих величин, при котором конечная
влажность пара будет оставаться одной и той же (рис. 3.4,а).
Начальные давление и температура, обеспечивающие одно и то же
значение конечной влажности пара, называют сопряженными началъ-
42
ными параметрами. Обычно рассматривают сопряженные начальные
параметры, обеспечивающие одну и ту же конечную влажность для
принятого конечного давления и значений ц . , характерных для тур-
бин рассматриваемых типа и мощности. Типичная кривая, устанавли-
вающая изменение сопряженных параметров, приведена на рис. 3.4, б
(для сок = 13%). При применении перегретого пара с начальной тем-
пературой не выше 540 °C в циклах без промежуточного перегрева па-
ра предельно допустимая конечная влажность пара достигается при
давлениях Ро < 13-М4 МПа.
В нанюй стране на конденсационных электростанциях, работающих
на органическом топливе при давлениях до 8,8 МПа и температурах
до 535 °C, промежуточный перегрев не применяется. Максимальная
мощность турбоагрегатов на таких станциях достигает 100 МВт. По
циклу без промежуточного перегрева на близких к этим значениям
начальных параметрах работают также первые два блока Белояр-
ской АЭС им. И. В. Курчатова. Мощность одного из них составляет
100 МВт,, другого 200 МВт. Однако в обоих случаях применены тур-
бины мощностью 100 МВт, но на первой установке реактор работает
в блоке с одним турбоагрегатом, на второй — с двумя.
На ТЭЦ цикл без промежуточного перегрева применяется на установ-
ках с начальным давлением 12,7 МПа и начальной температурой t0 =
= 540 °C и при более низких начальных параметрах. Наибольшая но-
минальная мощность таких установок с регулируемыми теплофика-
ционными отборами составляет 175 МВт, с промышленными и тепло-
фикационными отборами 135 МВт.
3.2. ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ В ЦИКЛАХ
ПЕРЕГРЕТОГО ПАРА
В процессе расширения пара в турбине параметры его понижаются.
Рассматривая цикл простейшей паротурбинной конденсационной уста-
новки, легко заметить, что термический КПД установки возрастет,
если в начале процесса адиабатического расширения температуру пара
периодически повышать. Действительно, когда температура пара восста-
навливается до первоначального значения после того, как в турбине
использован небольшой перепад к первоначальному циклу Рен-
кина добавляется цикл, КПД которого близок КПД цикла Карно для
температуры подвода теплоты Т’о (близкой к То) и температуры в
конденсаторе Тк (рис. 3.5). Термический КПД дополнительного цик-
ла в этих условиях выше КПД исходного цикла и тепловая экономич-
ность установки должна возрасти.
у Для осуществления процесса, изображенного на рис. 3.5, необходи-
мо паровой поток неоднократно выводить из турбины ц после повы-
шения его температуры вновь вводить в турбину. Осуществить такой
43
Рис. 3.5. Т, s-диаграмма для идеаль-
ного цикла с периодическим (ступен-
чатым) перегревом пара в начале про-
цесса расширения
процесс в чистом виде практически невозможно. В промышленных
установках пар перегревается после расширения в нескольких ступе-
нях. Такой промежуточный перегрев осуществляется обычно один
раз. Промежуточный перегрев усложняет установку и требует допол-
нительных капитальных затрат, которые при двукратном перегреве,
конечно, выше, чем при однократном. Поэтому двойной промежуточ-
ный перегрев пара в настоящее время на отечественных электростан-
циях не применяется. На АЭС в настоящее время также применяется
только однократный промежуточный перегрев пара.
Промежуточный перегрев может осуществляться различными ме-
тодами. Однако на электростанциях с органическим топливом при-
меняется исключительно газовый промежуточный перегрев, при котором
пар после ЧВД турбины получает перегрев в пароперегревателе, рас-
положенном в газоходах (см. рис. 1.1,6).
На одноконтурных АЭС с турбинами на перегретом паре промежу-
точный перегрев не применяется1. На двух- и трехконтурных АЭС
поверхности промежуточного пароперегревателя располагаются в
отдельном теплообменнике, обогреваемом теплоносителем (рис. 3.6),
или в корпусе ПГ, где размещены все остальные поверхности (когда
экономайзерные, испарительные и пароперегревательные поверхности
находятся в одном корпусе). Такие схемы находят применение на
АЭС с жидкометаллическим и газовым теплоносителями.
Если поверхность промежуточного пароперегревателя расположена
в отдельном теплообменнике, перегреватель может быть размещен
вблизи турбины, вследствие чего потери давления в паровом потоке
Дрп п сУЩественно уменьшатся.
1 Одноконтурные АЭС на перегретом паре пока широкого распространения
не получили.
44
Рис. 3.6. Схема АЭС с промежуточ-
ным перегревом пара в отдельном
теплообменнике, обогреваемом теп-
лоносителем:
1 — контур теплоносителя; 2 —
пароперегреватель; 3 - теплооб-
менник промежуточного перегре-
ва; 4 — турбогенератор; 5 - реге-
неративный отбор; 6 - конденса-
тор; 7 - деаэратор; 8 — регенера-
тивный подогреватель; 9 - кон-
денсатный насос; 10 — питатель-
ный насос; 11, 12 - подвод пара
к регенеративному подогревателю
и деаэратору; 13 — парогенератор
Осуществление промежуточного перегрева в реакторе имеет опреде-
ленные трудности. Наличие в реакторе каналов трех типов (в которых
происходит парообразование, перегрев и промежуточный перегрев)
усложняет конструкцию и условия эксплуатации. Процессы пуска и
останова также затрудняются. При пуске каналы пароперегревателя
и промежуточного перегревателя необходимо охлаждать водой, которая
затем после разогрева должна выдавливаться паром; при расхолажива-
нии этих каналов пар также необходимо постепенно замещать цирку-
лирующей водой. Кроме того, при параметрах промежуточного пере-
грева объемные расходы пара велики, а скорость пара в реакторе не
может быть выбрана большой, так как потери давления в промежуточ-
ном перегревателе Дрп приводят к недовыработке электроэнергии
турбогенератором. При применении на АЭС серийных турбин Дрп не
должно превышать на них значений, которые обычно находятся в пре-
делах 0,4-0,5 МПа.
Промежуточный перегрев понижает конечную влажность пара
Первоначально при высоком давлении промежуточный перегрев при-
менялся только в этих целях. В настоящее время основное назначение
промежуточного перегрева — повышение тепловой и общей экономич-
ности установки. Однако следует иметь в виду, что для значений г0,
допустимых для сталей перлитного класса (до 540 °C), когда pQ >
> 13 -г 14 МПа, в схемах без промежуточного перегрева а?к выше
допустимых значений (если не предусмотрены другие методы сни-
жения влажности пара в турбине).
Однократный промежуточный перегрев повышает показатели теп-
ловой экономичности цикла на 6—8%. Однако в реальных условиях
из-за потерь давления в контуре промежуточного перегревателя эко-
номичность снижается на 1—1,5%. Применение двойного промежуточ-
ного перегрева при закритических параметрах пара повышает тепло-
вУю экономичность еще на 1,5—2%.
45
I
Рис. 3.7. Рабочий процесс пара в турбине с промежу-
точным перегревом
При проектировании установок с про-
межуточным перегревом пара необходи-
мо предотвратить возможность разгона
турбины паром контура промежуточного
пароперегревателя при полном отключе-
нии нагрузки. В этих условиях прекраща-
ется подача на турбину свежего
пара (стопорный клапан перед турбиной закрывается), но пар из
промежуточного перегревателя продолжает поступать и (из-за отклю-
чения электрической нагрузки) турбина может разгоняться. Чтобы
устранить опасность возникновения такого режима, на линии от про-
межуточного пароперегревателя до турбины устанавливают отсечно-
перепускное устройство, которое перепускает поток пара в конденса-
тор, когда число оборотов ротора становится выше допустимого.
Для того чтобы предотвратить чрезмерный разогрев корпуса кон-
денсатора при сбросе в него.пара из линий промежуточного перегрева,
в поток пара впрыскивается конденсат.
Температуру пара после промежуточного перегревателя г обычно
выбирают близкой к начальной температуре пара или равной ей. Дав-
ление п, при котором пар отводится в промежуточный перегрева-
тель, выбирают на основе анализа цикла и схемы установки.
Рассмотрим, как влияет п на тепловую экономичность установ-
ки при выбранных начальных и конечных условиях.
На рис. 3.7 приведен рабочий процесс пара в турбине для простей-
шей паротурбинной установки (когда нет отборов пара на регенератив-
ный подогрев питательной воды или для теплового потребителя), рабо-
тающей по циклу с промежуточным перегревом пара и без него. Внут-
ренний абсолютный КПД в обоих случаях определятся по формуле
т?/ = HJcio,
где — общий (используемый) теплоперепад, рассчитанный на 1 кг
пара, подведенного к турбине; q0 — общее количество теплоты, затра-
ченное на образование этого пара.
Для цикла без промежуточного перегрева
Н. = h0- h
п.кГ
(3.2)
46
Рис. 3.8. Т, s-диаграмма (а) и Л, s-диаграмма (б) для идеального цикла с промежу-
точным перегревом пара при различных значениях Рп
для цикла с промежуточным перегревом
Н. =(hQ- h J + (h h J
l n.n v u П.ПГ v п.п2 п.к27
ИЛИ
H - h0~ h . + Aq
i u п.к2 чп.п
(3.3)
Из сопоставления (3.2) и (3.3) нельзя еще установить, как изменяется
используемый теплоперепад при переходе от цикла без промежуточ-
ного перегрева к циклу с промежуточным перегревом, так, Hin
возрастает на Д(?п но уменьшается из-за увеличения энтальпии на
выходе из проточной части турбины. Однако из рассмотрения рабочего
процесса в турбине при различных значениях рп п (рис. 3.8, б) видно,
что Нп п а сначала при уменьшении рп увеличивается, а затем па-
дает, приближаясь к значениям, которые существуют при отсутствии
промежуточного перегрева. Соответственно изменяется также Н..
Количество теплоты, подводимое для производства 1 кг пара, опреде-
ляется выражением
«о = ho - hK + Д«П п>
где h — энтальпия конденсата.
Как видно из этого выражения, при уменьшении давления промежу-
точного перегрева q0 возрастает. Из всего этого следует, что увеличе-
ние г], может происходить только до тех пор, пока с уменьшением
Давления теплоперепад возрастает и притом относительно быстрее,
чем q0. В определенном диапазоне давлений это действительно про-
исходит, так как средний температурный уровень подвода теплоты к
дополнительному циклу (рис. 3.8, а) сначала, при высоких значениях
рп выше, чем в исходном цикле (без промежуточного перегрева).
Связь между термическими КПД циклов с промежуточным пере-
гревом и без него можно установить из следующих соотношений.
В соответствии с рис. 3.8, а термический КПД цикла с промежу-
точным перегревом
Щ п.п	Lq + Д£		(3.4)
	Q0	+ Д<?	
или			
	Lo	1+ &L/Lq	(3.4a)
Щ п.п	QO	1 + &q! q0	
Здесь ДЛ/Lq представляет отношение работы дополнительного цикла
к работе исходного цикла, a ^qjqo может быть представлено в виде
Д<7/<7о = лд^/^д,
где Лд = &L/L0\ nf = L0/q0‘, т? д = ДЛ/Ду. Воспользовавшись этими
зависимостями, окончательно получим
1+ Лд(ч,/ч(д) 	(3_5)
Из (3.5) видно, что при давлениях рп п, для которых д >	, теР'
мический КПД цикла с промежуточным перегревом выше КПД обыч-
ного цикла. Однако условия наибольшей тепловой экономичности за-
висят не только от соотношения значений этих коэффициентов, но и
от значения энергетического коэффициента Лд. Для того чтобы вы-
брать оптимальное значение рп , необходимо построить кривую из-
менения отношения 'qinn/'Qi в зависимости от Рпп- Такая кривая
будет иметь вид, приведенный на рис. 3.9. Давление, при котором зна-
чение т]. максимально, зависит от начальных и конечных параметров
цикла, схемы регенеративного подогрева питательной воды и темпера-
туры питательной воды, а также от абсолютного значения ..
Зависимость (3.5) используется, конечно, не только для анализа
эффективности применения промежуточного перегрева при различных
значениях рп п. Она может применяться во всех случаях, когда изме-
нения, вносимые в рабочий процесс, можно рассматривать как присоеди-
48
рис. 3.9. Зависимость относительного изменения КПД
оТ давления промежуточного перегрева рп
некие к исходному циклу дополнительного
(например, при повышении температуры под-
водимого к турбине пара или увеличении
давления его).
Обычно оптимальные значения ??. п п устанавливаются, когда рп «
» (0,15 -г О,25)р0 при одноступенчатом промежуточном перегреве. Для
схемы с двухступенчатым промежуточным перегревом в условиях оп-
тимальной тепловой экономичности давление в первой ступени состав-
ляет обычно (0,25-г0,3)ро, а во второй (0,06 -г 0,09)ро [46]. С возрас-
танием температуры пара, до которой проводится промежуточный пе-
регрев его, при тех же начальных параметрах оптимальные значения
рп п увеличиваются.
На отечественных электростанциях серийные конденсационные
блоки мощностью 150—200 МВт работают по циклу с одним промежу-
точным перегревом при начальном давлении 12,7 МПа, а блоки мощ-
ностью 300, 500, 800 и 1200 МВт — при начальном давлении 23,5 МПа.
Температура вторичного и первичного перегревов во всех случаях рав-
на 540—560 °C. Переход от параметров 8,8 МПа, 535 °C на параметры
12,7 МПа, 540/540 °C приводит к экономии 12—14% теплоты, а от дав-
ления 12,7 МПа к давлению 23,5 МПа (при тех же начальных темпе-
ратурах) — к дальнейшей экономии еще на 4—5%.
Цикл с промежуточным перегревом пара на ТЭЦ имеет определенные
особенности.
В отборе, из которого пар подается тепловому потребителю, давле-
ние рт п всегда выше давления в конденсаторе турбины р . Поэтому
для потоков, поступающих в теплофикационный или промышленный
отбор, оптимальные значения рп п окажутся также более высокими,
чем для конденсационного потока при нормальном вакууме. Из это-
го следует, что на паротурбинной установке с регулируемыми отбо-
рами при одних и тех же начальных параметрах Рп п опт будет выше,
чем на установках КЭС. При этом чем выше давление в отборах и боль-
шг расход пара, направляемого тепловому потребителю (по отноше-
нию к расходу потока, поступающего в конденсатор), тем разница в
значениях п опт Для установок ТЭЦ и КЭС будет больше. В то же
время эффективность промежуточного перегрева на установках ТЭЦ
ниже. Объясняется это тем, что используемый в турбине перепад эн-
тальпий для потоков, направляемых тепловому потребителю, значи-
тельно ниже, чем для конденсационного потока, а энтальпия пара, иду-
49
щего в отбор при применении промежуточного перегрева, возрастает.
Последнее приводит к уменьшению расхода пара в отборе Dn и, сле-
довательно, к увеличению потерь теплоты в конденсаторе. Кроме то-
го, эффект от уменьшения влажности в части низкого давления (ЧНД)
турбины в циклах с промежуточным перегревом при этом также ниже,
так как расход пара по конденсационному потоку D резко понижа-
ется, а пар потока, направляемого тепловому потребителю, в промыш-
ленных отборах является перегретым, в теплофикационных отборах
влажность всегда заметно ниже, чем в ЧНД установок конденсационно-
го типа. По этим причинам промежуточный перегрев на отечественных
ТЭЦ применяется только на установках, работающих при закритиче-
ских начальных параметрах и на одном типе установок при р0 =
- 12,7 МПа (с теплофикационными турбинами мощностью 180 МВт).
Закритические начальные параметры паротурбинных установок ТЭЦ
принимаются такими же, как на конденсационных электростанциях.
Проектная мощность теплофикационных блоков составляет 250 МВт.
Для того чтобы определить целесообразность применения промежу-
точного перегрева на вновь проектируемых установках с турбинами с
противодавлением или регулируемыми отборами, необходимо (после
того как рп п опт выбрано) установить, насколько возрастает электри-
ческая мощность агрегата при одних и тех же исходных данных (одина-
ковых давлениях пара на входе в турбину, выходе из нее, одних и тех же
расходах теплоты <2Т и ПР-) • По этому значению AA'3 п п необходимо
рассчитать годовую выработку электроэнергии ДЭг и удельные приве-
денные затраты з п , а также сравнить значение зэ п п с удельными
приведенными затратами зэ зам для типичной в данном районе конден-
сационной электростанции, т. е. для КЭС, на основе которой ведется
в данное время и в ближайшем будущем развитие энергосистемы, в
которую войдет проектируемая электростанция (такую КЭС принято
называть замещающей электростанцией [39]). Если зэ п п < зэзам,
применение промежуточного перегрева на рассматриваемых установках
ТЭЦ экономически оправдано.
3.3. НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ДАВЛЕНИЕ ПРОМЕЖУТОЧНОГО
ПЕРЕГРЕВА ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
НА НАСЫЩЕННОМ ПАРЕ
Цикл насыщенного и слабоперегретого пара применяется только в
атомной энергетике, однако здесь он получил самое широкое распро-
странение. Электростанции с турбинами насыщенного пара строятся
одно- и двухконтурными.
На АЭС схема установки и значения начальных параметров, на кото-
рые целесообразно ее проектировать, предопределяются фактически вы-
50
бранным типом реактора. При одноконтурной схеме (см. рис. 1.4, а)
применяются корпусные и канальные реакторы кипящего типа, при
двухконтурной наибольшее распространение нашли реакторы с водой
под давлением (см. рис. 1.4, б). В корпусном реакторе кипящего типа
на крупных энергетических установках, как и в реакторе с водой под
давлением, теплоносителем и замедлителем является обычная вода;
в реакторе канального типа теплоносителем также является вода, а
замедлителем — графит.
В обоих случаях (при работе по схемам, изображенным на рис. 1.4, а
и б) при генерации насыщенного пара конструкции реактора, ПГ (для
схемы рис. 1.4, б) и установки в целом оказываются более простыми
и надежными в эксплуатации, чем при работе на перегретом паре (когда
перегрев создается в реакторе или отдельном пароперегревателе) .
В двухконтурных схемах с турбинами насыщенного пара температу-
ра теплоносителя не должна достигать температуры насыщения, так как
для нормальной циркуляции необходимо, чтобы паровая фаза в потоке
за реактором отсутствовала. Поэтому даже в условиях, когда в первом
контуре поддерживается сравнительно высокое давление (до 16,5 МПа),
температура воды на выходе из реактора не превышает 330 °C. При та-
ких температурах теплоносителя в ПГ можно генерировать насыщен-
ный пар давлением до 7 МПа или перегретый пар с небольшим пере-
гревом (до 50—60 °C), но при более низком давлении. Во втором слу-
чае из-за снижения давления пара КПД установки будет ниже [52].
Таким образом, на двухконтурных АЭС с водяным теплоносителем,
когда для образования пара используется теплота, отнимаемая от теп-
лоносителя, схемы с турбинами насыщенного пара оказываются не
только более простыми, но и более экономичными. Конечно, тепловая
экономичность цикла может быть существенно повышена, если пере-
греть пар в реакторе или отдельном перегревателе, но это уже связано
с заметными усложнениями схемы, конструкции оборудования и усло-
вий эксплуатации.
На двухконтурных атомных паротурбинных установках можно
генерировать также слабоперегретый пар (с перегревом на 20—25 °C).
Такие небольшие перегревы не приводят к существенным изменениям
экономичности электростанций, однако эрозийный износ входных
и регулирующих устройств турбины при этом заметно понижается.
При насыщенном паре предельно допустимая влажность на выходе
из турбины достигается уже при начальном давлении 0,3-0,4 МПа.
Проектирование АЭС для энергетических целей, работающих на насы-
щенном паре столь низкого давления, не имеет смысла, так как КПД
таких станций будет очень низким. Если же работать на насыщенном
паре среднего давления, то после того как влажность пара в турбине
достигнет максимально допустимых значений, его необходимо осу-
шить. Осушка пара может проводиться по одной из схем, представлен-
Hbix на рис. 3.10.
51
Рис. 3.10. Схемы осушки пара турбин в сепараторе (д), в теплообменнике, обогре-
ваемом свежим паром (б), в теплообменнике, обогреваемом теплоносителем (в),
и Л, s-диаграммы для каждой из приведенных схем осушки (г, д, е):
1,2 — ЧВД и ЧНД турбины; 3 — сепаратор; 4 - теплообменник;	- эн-
тальпия пара до и после водоосушителя
Если пар осушается в сепараторе (рис. 3.10, а), то в ЧНД турбины
поступает сухой насыщенный или слегка влажный (до 0,5%) пар; при
осушке в теплообменнике, обогреваемом паром (рис. 3.10, б) или теп-
лоносителем (рис. 3.10, в), в ЧНД турбины подается перегретый пар
(с небольшим перегревом). Применяя теплообменник, в котором
обогрев производится теплоносителем, можно поднять температуру
пара перед ЧНД турбины t до значения, равного температуре насы-
щенного пара на входе в турбину t0. При обогреве насыщенным па-
ром этого значения г достичь нельзя (рис. 3.10, д, е) .
Сопоставление схем осушки, приведенных на рис. 3.10, показало,
что схемы с сепаратором и теплообменником, обогреваемым теплоно-
сителем, в тепловом отношении практически равноэкономичны и более
экономичны, чем схемы с теплообменником, обогреваемым свежим
паром [52]. Так как схема с сепаратором более проста и экономична,
она получила большее распространение на первом этапе строительства
АЭС с турбинами на насыщенном паре. Однако сейчас применяются
более совершенные схемы.
При работе по схемам, изображенным на рис. 3.10, б и в, поступаю-
щая с потоком влага в теплообменнике испаряется и полученный при
этом пар перегревается до некоторой температуры Г <т0. Затрачен-
ную на это теплоту можно использовать с большим КПД, если полу-
52
Рис. 3.11. Схемы паротурбинных установок насыщенного пара с одноступенчатым
(а) и двухступенчатым (б) паровым промежуточным перегревом:
1,2 — ЧВД и ЧНД турбины; 3 — сепаратор; 4 - пароперегреватель одноступен-
чатой схемы перегрева; 5,6 — первая и вторая ступени пароперегревателя двух-
ступенчатой схемы
чить некоторое дополнительное количество пара при начальном давле-
нии р0. Следовательно, испарять влагу после ЧВД нецелесообразно.
Если после ЧВД установить сепаратор и отсепарированную в нем вла-
гу направить в регенеративную систему турбинной установки, а пар
до поступления в ЧНД турбины перегреть, то КПД установки будет
выше, чем при работе по схеме с одним теплообменником или сепара-
тором. Такая схема будет представлять собой схему с промежуточным
перегревом пара в чистом виде.
На рис. 3.11 показаны схемы с одно- и двухступенчатым паровым
промежуточным перегревом. При одноступенчатом перегреве
(рис. 3.11, а) перегрев осуществляется свежим паром, при двухсту-
пенчатом (рис. 3.11, б) — сначала паром, отбираемым из отбора ЧВД
турбины, а затем (так же, как по схеме 3.11, а} частью пара, отбирае-
мого из потока, поступающего в турбину. Схема с промежуточным
перегревом теплоносителем будет отличаться от схемы, изображен-
ной на рис. 3.11, а, лишь тем, что к теплообменнику будет подводить-
ся не пар, а теплоноситель первого контура. Температура перегрева
при этом, так же как при работе по схеме рис. 3.10, в, может быть по-
вышена до значения г0.
В схемах, изображенных на рис. 3.10, сепаратор (или теплообмен-
ник-осушитель) необходимо устанавливать так, чтобы во всех ступе-
нях ЧВД и ЧНД турбины влажность пара со не превышала допусти-
мых значений (со < со оп).
По мере увеличения абсолютного давлений в сепараторе влажность
пара, поступающего в него, уменьшается, а влажность пара на выходе
из ЧНД турбины увеличивается. Зависимость влажности пара со на вы-
ходе из ЧНД и ЧВД турбины от выбранного давления в сепараторе по-
казана на рис. 3.12, а. Там же пунктиром указано предельно допусти-
53
Рис. 3.12. Зависимость
влажности пара (д) и элект-
рического КПД (б) от
давления в сепараторе:
1,2 — изменение со на
выходе из ЧВД и ЧНД
турбины
мое значение влажности содод в турбине. Так как влажность пара не
должна превышать содод, то, очевидно, давление в сепараторе может
быть выбрано в интервале от рс t до рс2, если точка пересечения кри-
вых 7 и 2 лежит ниже допустимого значения влажности. Если кри-
вые, определяющие влажность пара перед сепаратором и перед кон-
денсатором турбины, пересекаются при со > содод, то это означает,
что при заданных начальных и конечных давлениях и принятом п
во всех ступенях турбины при одном сепараторе не может быть обес-
печена допустимая влажность. Чтобы влажность пара не превышала
допустимых значений, необходимо установить две ступени сепа-
рации.
Наличие сепаратора (или теплообменника-осушителя) меняет цикл
и КПД установки. При одном и том же начальном давлении пара элект-
рический КПД будет различным в зависимости от того, при каком
давлении установлен сепаратор. Типичная кривая, характеризующая
зависимость изменения т?э от давления в сепараторе (взятого по от-
нопюнию к начальному давлению), показана на рис. 3.12, б. Как видно
из рисунка, сепаратор не только позволяет осуществить рабочий про-
цесс при допустимой влажности пара в турбине, но и увеличивает теп-
ловую экономичность цикла. Расчеты показывают, что электрический
КПД имеет наибольшее значение, когда значения влажности пара, по-
ступающего в сепаратор и в конденсатор турбины, примерно равны
между собой (т. е. при р соответствующем пересечению кривых
1 и 2). При установке двух сепараторов необходимо стремиться к то-
му, чтобы влажность пара на входе в сепараторы была примерно рав-
на влажности на выходе из ЧНД турбины.
Таким образом, в схемах с осушкой пара начальное давление насы-
щенного пара можно увеличить принципиально до любого значения,
при котором еще существует сухой насыщенный пар. Однако одного
сепаратора может оказаться недостаточно. При начальных давлениях
примерно до 4 МПа допустимые значения со во всех ступенях турбины
могут быть обеспечены одним сепаратором; для давлений от 4 до 8 МПа
необходимо иметь два сепаратора, а для давлений выше 8 МПа — три.
54
Рис. 3.13. Т, s-диаграмма для цикла насыщенного пара с сепарацией и промежуточ-
ным перегревом пара:
1-2-3-4-1 - цикл без промежуточного перегрева; 1-2-3-5-6-7-8-1 -
цикл с промежуточным перегревом; ГОэкв, п экв - средние температуры под-
вода теплоты в основном цикле и в дополнительном цикле промежуточного
перегрева
Рис. 3.14. Зависимость оптимального значения давления в сепараторе р опт от
начального давления р0 (р = 0,0039 МПа)
На АЭС с турбинами насыщенного пара давление пара перед турбиной
обычно не превышает 6,5 МПа.
В циклах насыщенного пара с промежуточным перегревом паром или
теплоносителем значения влажности на выходе из ЧВД и ЧНД также
должны быть ниже допустимых. Однако в связи с тем, что в ЧНД посту-
пает перегретый пар, при принимаемых в настоящее время значениях
Ро (до 6,5 МПа) в таких системах можно ограничиться одной ступенью
осушк и и перегрева.
В оптимальных условиях влажность пара на выходе из ЧВД также
должна быть примерно равна влажности пара на выходе из ЧНД.
Из этого следует, что при одних и тех же значениях р0 и рк давление
пара на выходе из ЧВД будет выше, чем в схемах без промежуточного
перегрева, и средняя влажность пара понизится в обеих частях турбины.
Поэтому несмотря на то что средний температурный уровень подвода
теплоты в дополнительном цикле даже при обогреве теплоносителем
ниже среднего температурного уровня подвода теплоты в основном
цикле (рис. 3.13), КПД установки возрастает.
Давления в сепараторе, при которых достигаются наибольшие зна-
чения КПД в схемах с паровым промежуточным перегревом, в зави-
симости от р0 приведены на рис. 3.14 [56] и выражаются уравнением
рс.опт = 0-675 + 0.12 (Ро-4,5).	(3.6)
Оптимальные значения рс Q пт практически не изменяются при пере-
ходе от одноступенчатой схемы к двухступенчатой. Однако тепловая
55
экономичность установок с двухступенчатым паровым перегревом за-
висит от давления пара, отбираемого на первую ступень перегревателя.
Для определения давления греющего пара в первой ступени парового
перегревателя, при котором для принятых основных параметров цикла
КПД имеет наиболее высокие значения, проведем анализ схемы с двух-
ступенчатым перегревом (рис. 3.11, б) без отборов пара на регенера-
цию. Применение регенерации, как будет показано ниже, не отразится
на результатах [56]. В этом случае тепловые балансы для первой и вто-
рой ступени перегревателя в расчете на 1 кг пара, подведенного к турби-
не, примут вид
«i^ni = (1 -«1 ~ «2 ~ ас)ДЛп п1;	(3.7)
а2ДАп2 = О ~а* ~а2~ ас)Д/гп.п2’	(3-8)
где «1 и «2 - относительные расходы греющего пара на первую и вторую
ступени перегревателя; ас — относительное количество влаги, отводимое
из сепаратора; ДАп1, ДАп2 ~ количество теплоты, выделяющееся при
конденсации 1 кг пара в первой и второй ступенях, кДж/кг; ДАпп1,
ДАп п2 — количество теплоты, подводимое к 1 кг перегреваемого пара
в первой и второй ступенях перегревателя.
Из (3.7) и (3.8) легко установить, что
Да ,Да _
а, =------------3^----зл2------------------ (1 - «Э;
ДА .ДА о + ДА ОДА + ДА ,ДА _
п1 П.п2	п2 П.П1	п1 п2
Да „Да
а2 = ------------—111---------------------- (1 - « ) •
ДА ДА + ДА ДА + ДА ДА	с
п1 п.п2 п2 п.п1 п1 п2
(3.9)
(ЗЛО)
Если пренебречь изменениями ДАп в рассматриваемом интервале давле-
ний, т. е. считать, что
ДА , ~ ДА= ДА
п1 п2 п’
то (3.9) и (3.10) примут вид
«1 = (1 -“С)(ДА„.П1/(Д«П.П + ДАП)1;
«2 = (1 - “с) I ДАп.п2/(Д|?п.П + ДЛП>1’
(3.9а)
(3.10а)
где Де/ п = ДА + ДА
‘П.П	П.П1	п.п2
Для рассматриваемой схемы парового промежуточного перегрева
в соответствии с рабочим процессом пара в турбине (рис. 3.15) тепло-
перепад, рассчитанный на 1 кг пара, подведенного к турбине, определя-
ется выражением
56
Рис. 3.15. Процесс расширения
пара в турбине при двухступен-
чатом паровом перегреве в h, s-
диаграмме
яп = (1 -а2)Я0 + (1 -а,-а2)Я, +
+ (1 -«с- «1 “ я2) Нг.
Так как при ДА . ~ ДА „
г п 1	п2
ах + а2 = (1 - ас)[ Д^п п/(2^п п + ДЛп)],
ДА -
1 - (1 - а )-------»ьп2----
с Д<7	+ ДА
4 п.п п
< 1-(1-ас)
Д<? _ + Да
4 п.п nJ
ДА
_______п______
д<7	+ Да
4 п.п	II
(3.11)
(3.12)
(3.13)
При выбранном промежуточном давлении Рсопт значение Н2 = const
и, следовательно, срабатываемый в ЧНД турбины теплоперепад, рассчи-
танный на 1 кг подведенного к ней пара [последний член (3.12)], не
зависят от давления пара, отбираемого на первую ступень перегревателя.
Переменные Но и Нх выразим через ДЛп пГ Для этого допустим, что
существует линейная связь между теплоперепадом Нг, отсчитываемым
от любой точки на кривой рабочего процесса в ЧВД турбины до значе-
ния энтальпии h , и нагревом в подогревателе Дйп п х, которая может
быть выражена зависимостью
я> = с<д/!„.п1 + оу
(3.14)
где С — коэффициент пропорциональности; & — недогрев до температу-
ры насыщения, кДж/кг.
57
Рис. 3.16. Связь между адиабатическим теплоперепадом в ЧВД турбоустановки
и тепловосприятием в первой ступени пароперегревателя,-
1 - рс - 0,3 МПа; 2 - р = 0,5 МПа; 3 - р =1 МПа
с	с
Анализ изменений адиабатических тепл оперена дов, проведенный при
различных значениях начального давления р0 и давления на выходе из
ЧВД турбины рс, показал, что такое допущение вполне может быть при-
нято (рис. 3.16 [56]). Тогда
Н„ = Ло - Л, = Ло - [Лс + С(ДЛП П1 + i?)J
ИЛИ
Но = а - СД/г ,
П.П1
где а = hQ - h - С&.
С помощью этих выражений и с учетом того что ДА = Ла
т	’	п.п2 ^п.п
- л//п.п1’ тепЛоперепад Нп может быть представлен в зависимости от
одной переменной Д7?п п1. Тогда (3.13) можно записать в виде

д?
1 - (1 - а )--——пл-----
с Лд + ДА
^п.п п
+
ДА
а-ас)-—
А^п.п
1-(1-«с)
+ да
п
Д<?п.п
* ДЛп
(а - СДА ,
v	п.п 1
До
чп.п
(1 - 0 )----
с Д«п.п + д‘„
Н2.
С(ДЛ п1 + V) +
(3.15)
58
Оптимальное положение отбора греющего пара на первую ступень пере-
гревателя соответствует наибольшему значению Нп, которое может
быть найдено из условий
=° "Р«	°-
Взяв производную и приравняв ее нулю, получим
1 - а„	1 - а
а ------&----- — 2С(Дй ,)	-------£----- ~ 0.
Д<7	+ ДЛ	п,п1 опт До + Дй
чп.п	п	vn.n п
Отсюда
(Дй ,)	= а/2С.
' п.пИопт '
После подстановки значения а, получим
С(ДЛ , + Дй „ + $) -
v П.П1 п.п2 7
2С
или
(Дй ,)	= (Дй J = Д<? /2.
V П.П17ОПТ v п.п27опт ^п.п'
Из полученных соотношений легко установить, что
Л0-Лс	Сд
2	2
h0-h	Ci5
-----£— + 	
2----2
(3.16)
где коэффициент С удобно определить из соотношения
C = (Wo + //,)/(<?„ п + <?).
Соотношения, определяющие оптимальное положение отбора пара
на перегреватель, установлены для схемы с двухступенчатым паровым
перегревом без регенерации. Для схемы с регенеративным подогревом
питательной воды ПГ рассмотрим сначала условно выделенные потоки,
идущие в конденсатор (Рк) и на пароперегреватель Фпп). Из (3.12)
видно, что общий расход пара на промежуточный пароперегреватель
п не зависит от давления пара, отбираемого на первую ступень (ког-
59
Рис. 3.17. Зависимость относительного измене-
ния КПД турбоустановки АЭС от отношения
А^п.п!! АЧп.п
па Д/г « Д/г „). Следовательно, расход пара в конденсатор D в отно-
nl n2z	\
сительном выражении или в расчете на 1 кг пара потоков (D* + £>п п)
также не изменяется. В таком случае постоянными останутся в рассмат-
риваемых условиях суммарный расход пара D? на регенеративный
подогрев конденсата, образующегося из этих потоков, и выработка
паром регенеративных потоков [рассчитанная на 1 кг пара потоков
(D + £> _)], т.е.
4 К П.П7 J ’
ДЯ = S (а Н ).,
Р 1 Р Р7» ’
где п — общее число регенеративных отборов; ар — расход пара в реге-
неративном отборе, рассчитанный на 1 кг пара потоков (£>к + £>п п);
— используемое в турбине теплопадение пара данного отбора.
Полный перепад, рассчитанный на 1 кг пара потоков (£>к +£>пп),
увеличится на постоянное значение, и, следовательно, решение для
этого общего случая не будет отличаться от приведенного выше. На
рис. 3.17 приведены кривые, показывающие зависимость изменения
КПД паротурбинной установки от отношения Д/гп П1/Д^п п [2]. Кри-
вье построены для турбоагрегата АЭС мощностью 500 МВт при на-
чальном давлении 5,88 МПа для трех значений разделительного давле-
ния рс. Как видно из рисунка, оптимальные значения Д/гп установ-
ленные вариантными расчетами, полностью согласуются с приведенны-
ми зависимостями. Хорошее совпадение получено также для турбоагре-
гата АЭС мощностью 500 МВт при начальном давлении 6 37 МПа [2,
56].
60
3.4. ВЛИЯНИЕ КОНЕЧНОГО ДАВЛЕНИЯ
НА ТЕПЛОВУЮ ЭКОНОМИЧНОСТЬ УСТАНОВКИ
Как известно, термический КПД цикла может быть определен из
выражения
=1-Гк/7’оэк..	(3-17)
где ГОэкв — средняя температура подвода теплоты в цикле, равная на-
чальной температуре в эквивалентном цикле Карно.
Взяв частные производные функции rit = ^Оэкв) и заменив
дифференциалы конечными приращениями, получим
~ ^оэкв)	(3 18)
(Д77г)н ~ (-^к/^Оэкв) А^Оэкв’ .
где индексами ”к” и ”н” обозначены приращения i]t при соответствую-
щем изменении конечной и начальной температур цикла.
Из полученных соотношений видно, что при одинаковых прираще-
ниях ДТк и Д7’0экв абсолютное значение (Дт?^)к превышает значение
(Дт?г)н в ^Оэкв/^к раз. Таким образом, даже относительно небольшое
снижение Тк должно оказывать существенное влияние на тепловую
экономичность установки. Однако при изменении конечного давле-
ния рк изменяются также потери с выходной скоростью, внутренний
относительный КПД последней ступени турбины, расход пара в конден-
сатор (при одном и том же расходе на турбину) и конечная влажность
пара. Все это приводит к изменениям т]. и общей мощности установ-
ки [62].	г
На рис. 3.18 приведена типичная кривая изменения мощности тур-
бины в зависимости от р Сначала с понижением рк (несмотря на
возрастание потерь с выходной скоростью и увеличение конечной влаж-
ности) мощность растет, но затем, достигнув максимума, снижается.
Такое изменение Д/V связано с тем, что при некотором давлении в ми-
нимальном сечении каналов лопаточной решетки скорость пара при-
нимает критическое значение.
Дальнейшее снижение рк приводит к расширению пара в косом
срезе, а когда расширительная способность его оказывается исчерпан-
------------------------------------------------------------------
0,0-
Рис. 3.18. Типичная зависимость изменения	,____,	,
Мощности турбины от конечного давления О 0.00Z 0,003 0,00^ рк,Г1Па
61
ной, пар расширяется за пределами ступени и используемый перепад
энтальпии уже не изменяется. В то же время температура воды на вы-
ходе из конденсатора турбины понижается и, следовательно, в первый
регенеративный подогреватель отводится большее количество пара.
Это приводит к тому, что расход пара через последние ступени ЧНД
падает, а вырабатываемая мощность уменьшается1.
С уменьшением удельной нагрузки выхлопа приращение мощности
для одних и тех же изменений давления Дрк увеличивается, а давле-
ние в конденсаторе рк пред, до которого при уменьшении рк мощ-
ность возрастает, уменьшается [62].
Таким образом, в реальных условиях уменьшать рк целесообразно
только до определенных значений. При этом следует иметь в виду,
что технико-экономически оправданные значения рк могут быть за-
метно выше тех, при которых вырабатывается максимальная мощ-
ность.
Действительно, температура, при которой происходит конденсация
пара (рис. 3.19), определяется выражением
h — h
t = t + —------------— + St = t . + St,
H B1	cm	b2
P
где г ?в2 — начальная и конечная температуры охлаждающей во-
ды, °C; St — недогрев воды до температуры насыщения, соответствую-
щей давлению в конденсаторе, °C; т — кратность охлаждения (количе-
ство охлаждающей воды, приходящееся на 1 кг пара, поступающего
в конденсатор, кг/кг).
Температура охлаждающей воды tв1 изменяется в широких преде-
лах, и только при низких значениях ее, высоких кратностях охлажде-
ния и небольших St могут быть достигнуты давления в конденсаторе,
близкие к рк пред- Однако в этих условиях такие значения рк окажут-
ся неоправданными, если при этом расходы на перекачивание охлаж-
дающей воды совместно с отчислениями от возросших капитальных
затрат превысят стоимость электроэнергии, выработанной вследствие
повышения мощности установки (определенную по приведенным за-
тратам) .
Таким образом, значения tK(PK)> кратности охлаждения ти не-
догрева St должны определяться технико-экономическими расчетами.
Обычно оптимальные значения кратности охлаждения т находятся в
пределах от 50 до 80 кг/кг, a St — в пределах от 3 до 6 °C.
1 Несмотря на уменьшение D , потери в конденсаторе возрастают, так как при
этом уменьшается температура конденсата.
62
рис. 3.19. t, ^-диаграмма для
конденсатора турбины
р„,ППа
Рис. 3.20. Зависимость рк от кратности
охлаждения т при 8t =3 °C
На рис. 3.20 приведены кривые изменения рк в зависимости от крат-
ности охлаждения при различных температурах охлаждающей воды f
и 6г - 3 3С. В расчетах разность hn к - h* принята равной 2200 кДж/кг,
что соответствует среднему значению этой величины при р*. = 0,003 4-
0,005 МПа и влажности пара около 10% [31]. Для более дорогостояще-
го топлива (при прочих равных условиях) экономически оправдан бо-
лее глубокий вакуум. Когда средняя температура охлаждающей воды
на станции ниже, более глубокий вакуум достигается при меньших
дополнительных капитальных затратах. Поэтому чем ниже температура
охлаждающей воды и выше стоимость топлива, тем экономически
оправдан более глубокий вакуум.
В нашей стране в районах использования дорогостоящего топлива
обычно среднегодовая температура охлаждающей воды выше, чем в
районах использования более дешевого топлива. Поэтому оптимальные
значения р , рассчитанные для этих районов, различаются ненамного.
Обычно для КЭС на органическом топливе оптимальные значения дав-
ления в конденсаторе находятся в пределах 0,003—0,0045 МПа. Для
теплофикационных установок, работающих в летнее время в чисто
конденсационном режиме или в конденсационном режиме с небольшим
отбором пара на теплофикацию, оптимальные значения рк выше.
В таком режиме эти турбины работают лишь часть общего времени
эксплуатации. Поэтому затраты, необходимые для достижения тех
же значений р что и в конденсационной турбоустановке, в этом слу-
чае не оправдаются.
Следует рассматривать АЭС как электростанции, работающие на
Де небом топливе. К тому же они строятся в районах с дорогостоя-
щим органическим топливом, где в условиях нашей страны средне-
годовая температура охлаждающей воды в основном повышенная.
Это одна из причин того, что давление в конденсаторе на АЭС принима-
63
ется более высоким, чем на обычных электростанциях. Давление р
повышают в этом случае также для того, чтобы уменьшить капитальные
затраты, которые При таких же, что и в обычных установках, значениях
вакуума заметно возрастут, так как удельные расходы пара на АЭС
с турбинами насыщенного пара значительно выше, чем с турбинами
перегретого пара. Оптимальные значения р на АЭС находятся обычно
в пределах 0,0045—0,0055 МПа.
3.5. ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ РАСШИРЯЕМЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.
МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЭС
Потребность народного хозяйства в электроэнергии возрастает исклю-
чительно быстро. Увеличение мощности электростанций происходит
за счет строительства новых электростанций и расширения действую-
щих. При расширении действующей электростанции могут устанавли-
ваться новые конденсационные турбины (на КЭС) или турбины с регу-
лируемыми отборами (на ТЭЦ), а также турбины с противодавлением.
В последнем случае давление за турбиной может быть выбрано таким,
чтобы отработавший в ней пар использовался на турбинах расширяе-
мой электростанции (рис. 3.21).
Если при расширении электростанции устанавливаются турбины со
своими паровыми котлами, работающие параллельно с существующи-
ми установками, то новую паротурбинную установку называют при-
стройкой (рис. 3.21, а). При расширении электростанции предвключен-
ными турбинами эту часть электростанции называют надстройкой вы-
сокого давления (рис. 3.21, б)
Когда электростанция расширяется пристройкой, показатели тепло-
вой экономичности прежней части ее остаются неизменными. Однако
показатели экономичности электростанции в целом улучшаются, так
как обычно новые агрегаты имеют более высокие начальные параметры
и более совершенны.
Надстройка может быть выполнена так, чтобы после модернизации
электростанции к прежним турбинам подводился пар только от пред-
включенных турбин. Такую надстройку называют полной. При пол-
ной надстройке вся электростанция в сущности переводится на более
высокие параметры пара. Старые паровые котлы при этом могут быть
демонтированы. Однако следует иметь в виду, что при одинаковом
увеличении мощности электростанции по схеме с надстройкой про-
изводительность паровых котлов должна быть значительно выше, чем
при расширении электростанции пристройкой, так как при одних и тех
же начальных параметрах выработка 1 кг пара в предвключенной тур-
бине составляет лишь часть выработки турбины пристройки.
Если расход пара предвключенных турбин меньше требуемого рас-
хода на прежние турбины, то недостающее количество пара подается
64
Рис. 3.21. Расширение станции пристройкой (а) и надстройкой (б):
1,2 — паровой котел низкого и высокого давлений; 3, 4 — турбогенератор
низкого и высокого давлений; 5 - РОУ; б - конденсатор; 7 - конденсатный
насос; 8 — система регенеративного подогрева; 9 — питательный насос; ДВ —
подвод добавочной воды
к ним от котлов существующей установки и надстройка является не-
полной.
Внутренний абсолютный КПД установки с надстройкой может быть
определен по формуле
^уст = (Z<>+	«Л
(3.19)
где Lq и Lh — работа пара в прежней и предвключенной турбинах, рас-
считанная на 1 кг пара, подведенного к существовавшей ранее турбине;
<7о — количество теплоты, затраченной на производство 1 кг пара в
прежней установке; qH — дополнительный расход теплоты на 1 кг пара
в надстройке.
Учитывая, что£н после преобразования получаем
Lo 1+(£/£0)
77.	= — -----------“----------
,уст q0 1 + (£н/£0) (£о/<7о)
ИЛИ
Ч/УСТ =^° 777" о - •	(3.20)
н ч
где Ак =LH/L0 — энергетический коэффициент; 77 — внутренний абсо-
лютный КПД надстраиваемых турбин станции
65 •
Если надстройка полная, то расход парачюсле предвключенных тур-
бин равен сумме расходов на прежние турбины и Аи максимально.
При одних и тех же расходах энергетический коэффициент возрастает,
конечно, с увеличением параметров пара перед предвключенной тур-
биной.
Из (3.20) видно, что при принятых новых начальных параметрах
надстройка дает тем больший эффект по экономии теплоты, чем ниже
КПД прежней электростанции.
Формула (3.20) применима как для КЭС, так и для ТЭЦ. В послед-
нем случае следует рассматривать изменение КПД по производству
электроэнергии тэц. Так как обычно tj. тэц > то относительное
повышение КПД при надстройке на ТЭЦ ниже, чем на КЭС. При над-
стройке ТЭЦ отпуск теплоты внешним потребителям остается неиз-
менным.
Сравнивая схемы электростанций с пристройками и надстройками,
можно заметить, что при надстройке сохраняется прежняя система
технического водоснабжения, в то время как при пристройке она рас-
ширяется.
Технико-экономические расчеты показывают, что капитальные за-
траты на надстройку быстро окупаются, особенно при дорогостоящем
топливе.
Для удобства эксплуатации пристройки обычно соединяют с преж-
ними паротурбинными установками электростанции паровыми и водя-
ными линиями (рис. 3.21, а). При этом в качестве добавочной воды
паровых котлов высокого давления можно использовать конденсат
из линии низкого давления. Так как качество добавочной воды для
котлов низкого давления может быть заметно ниже, чем для котлов
высокого давления, то это дает определенную экономию.
Надстройка является одним из методов модернизации электро-
станций с морально устаревшим оборудованием, при которых тепло-
вая и общая экономичность ее существенно повышается. Однако если
основное оборудование электростанции после капитального ремонта
можно еще длительно эксплуатировать, но показатели этой ТЭС зна-
чительно ниже, чем на современных паротурбинных установках, так
как оборудование морально устарело, ее можно модернизировать и
другими методами. Так, например, КЭС может быть реконструирована
и переведена на комбинированную выработку электрической и теп-
ловой энергии. При такой модификации паровые турбины реконструи-
руются, а паровые котлы могут остаться без существенных измене-
ний. Турбины при этом могут быть оборудованы промышленными и
теплофикационными регулируемыми отборами или реконструированы
в турбины с противодавлением. Конечно, для такой реконструкции по-
требуются и новое оборудование (сетевые подогревательные установки,
деаэраторы подпиточной сетевой воды, редукционно-охладительные
установки, паровые и водяные коммуникации в пределах электростан-
66
дни, а также теплофикационные трубопроводы и паропроводы к потре-
бителю теплоты и др.), приборы и системы автоматического управления,
окажется необходимым расширить ряд цехов, и прежде всего цеха хи-
щнической обработки воды, так как наряду с химически обработанной
водой для паровых котлов потребуется обработанная вода для запол-
нения и подпитки тепловых сетей.
При такой модернизации расходы топлива и теплоты на выработку
электроэнергии существенно понизятся и могут даже принять значе-
ния, близкие к тем, которые характерны для современных ТЭЦ. Од-
нако начальные параметры на реконструируемой установке всегда
будут значительно ниже, чем на современной, в то время как давления
в отборах примерно такие же, и поэтому удельная выработка электро-
энергии на тепловом потреблении, как и общая выработка на QT ,
отдаваемом ТП, здесь будет, конечно, заметно ниже, чем на современ-
ной ТЭЦ, рассчитанной на то же <2Т п  Поэтому для оценки экономич-
ности принятого метода модернизации следует сопоставить удельные
или полные приведенные затраты на производство электроэнергии и
теплоты при реконструкции электростанции и строительстве новой.
При этом для одного и того же 2 п годовая выработка электроэнер-
гии будет неодинаковой, и при определении затрат Зэ на выработку
электроэнергии в варианте с меньшей выработкой (при модерниза-
ции паротурбинной установки) необходимо учесть ДЗэ по замещаю-
щей электростанции.
Гпава четвертая
РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
НА ТЕПЛОВЫХ И АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
4.1. ВЛИЯНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА
НА ТЕПЛОВУЮ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Регенеративный подогрев питательной воды (см. рис. 1.1) применя-
ется в настоящее время на всех паротурбинных установках. Это объяс-
няется тем, что такой подогрев существенно повышает тепловую и
общую экономичность установок. В схемах с регенеративным подогре-
вом потоки пара, отводимые из турбины в регенеративные подогрева-
тели, совершают работу без потерь в холодном источнике (конденса-
торе). При этом для одной и той же электрической мощности турбо-
генератора N3 расход пара в конденсатор уменьшается и КПД установки
увеличивается.
Количество пара, отбираемого из отборов, зависит прежде всего от
температуры, до которой может быть подогрет конденсат турбины.
Чем выше параметры пара перед турбиной, тем больше интервал темпе-
67
Рис. 4.1. Схемы регенеративного подогрева питательной воды в трех регенератив-
ных подогревателях при отводе в подогреватели всего потока пара (а) (теорети-
ческий цикл) и при отводе в них небольшой части пара из отборов турбины (б)
1 — турбогенераторная установка; 2 — конденсатор; 3 — регенеративный подо-
греватель; 4 — насос
ратуры, на которую может быть осуществлен подогрев конденсата,
и больше эффект от применения схемы с регенеративным подогревом.
Обычно на электростанциях средних параметров температура питатель-
ной воды находится в пределах от 150 до 170 °C; при высоких давле-
ниях — от 225 до 275 °C (при номинальной нагрузке и номинальных
параметрах пара перед турбиной).
На паротурбинных установках электростанций, работающих на орга-
ническом топливе, применяется перегретый пар; в атомной энергетике
широко используется также насыщенный пар. Поэтому рассмотрим па-
ровой цикл с регенеративным подогревом питательной воды для обоих
случаев.
На рис. 4.1, а приведена теоретическая схема подогрева питательной
воды при использовании трех регенеративных подогревателей. По этой
схеме регенеративный подогрев ведется всем потоком рабочей среды.
При такой организации процесса регенеративные подогреватели, проход-
ные сечения отборов и коммуникаций громоздки, а потери в них на.
трение чрезмерно велики. Кроме того, возрастает влажность пара в по-
следних ступенях турбины. Поэтому в реальных установках в регенера-
тивные подогреватели отводится не весь поток пара, а только неболь-
шая часть его (рис. 4.1, б). Здесь этот пар конденсируется, отдавая теп-
лоту конденсата питательной воде. Образовавшийся при этом конден-
сат вводят в общий поток питательной воды. При такой схеме расход
пара в турбине уменьшается от одного отбора к другому. Для одной и
той же мощности турбины общий расход пара возрастает, так как 1 кг
пара потоков, выводимых в регенеративную систему, совершает мень-
шую работу, чем 1 кг пара потока, поступившего в конденсатор. В ре-
зультате высота лопаток в ЧВД получается большей, чем для турбины
без регенеративных отборов, а в ЧНД — меньшей. Это, как известно,
увеличивает внутренний относительный КПД ц .. Таким образом,
68
Рис. 4 2. Регенеративный
цикл для насыщенного (а)
и перегретого (б) пара
применяемая на реальных установках схема не только устраняет не-
достатки цикла с постоянным расходом пара, но и дает возможность
выполнить проточную часть турбины более совершенной.
На рис. 4.2 в Т, ^-диаграмме изображены регенеративные циклы при
адиабатическом расширении насыщенного и перегретого пара, когда
подогрев питательной воды осуществляется изобарически во многих
подогревателях. При такой схеме для насыщенного пара, когда число
подогревателей бесконечно большое, нагрев воды может быть осуще-
ствлен до температуры пара То, равной температуре насыщения, и сту-
пенчатая линия CD (рис. 4.2, а) рабочего процесса преобразуется в плав-
ную кривую, эквидистантную кривой подогрева питательной воды АВ.
Полученный при этом цикл называют предельным регенеративным цик-
лом насыщенного пара. Легко видеть, что КПД этого цикла равен КПД
цикла Карно.
Регенеративный подогрев питательной воды в цикле с перегретым
паром также повышает КПД, однако термический КПД регенератив-
ного цикла перегретого пара всегда ниже КПД цикла Карно при одних
и тех же начальных и конечных температурах. Нагрев питательной воды
при этом также может быть осуществлен до температуры, близкой
к ?’Онас, которая значительно ниже начальной температуры пара То
(рис 4.2, б).
Из рассмотрения рабочего процесса пара для схемы с регенератив-
ным подогревом питательной воды мы установили, что регенеративный
подогрев увеличивает КПД установки, несмотря на то что при этом для
одной и той же мощности установки расход пара на турбину возра-
стает. Количественная зависимость между значениями КПД регенера-
тивной и простейшей конденсационной установок может быть получена
из следующих соотношений.
Для схемы с регенеративным подогревом питательной воды в подо-
гревателях (рис. 4.1, б) внутренний абсолютный КПД определяется
по формуле
69
”lp
(4.1)
aK(h<‘~ hKy +	hif)
где h0 и hn к — энтальпия пара перед турбиной и на входе в конденса-
тор; Лк — энтальпия конденсата; /гр
а. , а — доля общего расхода пара на
7 Р к
— энтальпия пара /-го отбора;
турбину, отбираемая в /-й отбор
и поступающая в конденсатор соответственно.
При этом (4.1) можно представить в виде
«к (йо-Лп.к)
7], _ — —-----------
Р ак(Л°~Лк)
«к№о-\.к>
Z
S a. (h0 - Л. )
! /Р ° /Р
ак (h0 - Лк)
(4.2)
Выражение
’„««-‘..к*
(4.3)
представляет собой отношение работы всех потоков пара, отводимых
в отборы, к работе конденсационного потока, а отношение (Ло ~hn к)/
(h0 ~ h ) — КПД простейшей конденсационной установки (без регене-
рации) .
Таким образом, (4.2) принимает вид
”,р =4,к1(1 + Лр>/<1+
(4.4)
Из (4.4) видно, что во всех случаях, когда Ар > О, КПД регенератив-
ного цикла > 7ji к. Чем больше энергетический коэффициент Ар
(т. е. работа потоков пара, поступающих в отбор, по сравнению с рабо-
той пара конденсационного потока), тем больше эффект от применения
регенеративного подогрева. Когда отборов на регенерацию нет (а/ р ®
- 0), 7], р ~ Л, к • Аналогичный результат будет и в том случае, когда на
70
подогрев питательной воды отводится свежий пар (из линии до турби-
ны) , так как при. этом Ло — й = 0 и энергетический коэффициент так-
же равен нулю. Подогрев питательной воды свежим паром не увеличи-
вает полезной работы и поэтому не может изменить тепловую эконо-
мичность установки.
Регенеративные подогреватели могут быть смешивающего и поверх-
ностного типов. В подогревателях смешивающего типа теплопередача
от пара к жидкости осуществляется в процессе барботажа и конденса-
цией пара непосредственно на струях и каплях воды. Питательная вода
при этом может быть нагрета до температуры насыщения греющего
пара, поступающего из отбора турбины. Подогреватели поверхностного
типа бывают с охладителями перегретого пара и без него. При отсут-
ствии охладителя перегретого пара поток из отбора конденсируется
на всех поверхностях теплообмена и температура воды на выходе из
подогревателя всегда на 3—5 °C ниже температуры насыщения конден-
сирующегося пара. В подогревателях с охладителем перегретого пара
после подогрева в части подогревателя, обогреваемой конденсирующим-
ся паром, поток воды проходит еще через поверхности, к которым под-
веден перегретый пар. Поэтому здесь недогрев до температуры насы-
щгния пара отбора оказывается ниже. Однако так как расход пара здесь
относительно невелик (по сравнению с расходом питательной воды),
температура воды после поверхностных подогревателей обычно оста-
ется ниже г
При одной и той же температуре питательной воды чем меньше не-
догрев до t , тем больше работа потока пара отбора и, как видно из
(4.4), выше тепловая экономичность установки. Из этого следует, что
наибольший эффект от регенерации будет при применении подогрева-
телей смешивающего типа.
Зависимость (4.4) получена для конденсационной установки, имею-
щей лишь регенеративные отборы. Если наряду с отборами на регене-
ративный подогрев в паросиловой установке имеются отборы пара на
промышленные нужды и теплофикацию, то зависимость между КПД
по производству электроэнергии тэц для этой установки и КПД
для чисто конденсационной установки имеет вид
Ч ТЭЦ Ч к
1 + А р + А т п
4/KWp^T.„>
(4.5)
где
f «,п<Ао-\П)
ак(йо-Лп>к)
(4.6)
71
i
Здесь °/п — доля общего расхода пара, направляемая тепловому по-
требителю; h — энтальпия этого пара; т — общее число отборов на
промышленные нужды и теплофикацию; АТ п — отношение работы по-
токов пара, отводимых к тепловому потребителю, к работе конденса-
ционного потока.
Из (4.5) видно, что регенеративный подогрев питательной воды на
установках с комбинированной выработкой электроэнергии и тепло-
ты в тепловом отношении эффективен и тем в большей степени, чем
выше значение энергетического коэффициента АТ п. Однако при одних
и тех же значениях А относительное изменение КПД по производству
электроэнергии на Тэ1д тэц меньше изменения КПД для конденса-
ционной установки ц. .
Энергетические коэффициенты Ар и А? п зависят как от относитель-
ных расходов потоков пара, направляемых в отбор, так и от перепада
энтальпии (Ло “ h.), используемого в турбине. Чем ниже давление в
отборе, тем при одинаковых расходах пара в отборе выше абсолютное
значение коэффициента и больше эффект, оказываемый отбором на
изменение КПД. Поэтому для турбин с противодавлением регенератив-
ный подогрев повышает экономичность установки (увеличивает выра-
ботку электроэнергии на тепловом потреблении) только тогда, когда
он осуществляется дополнительным расходом пара, сверх требующе-
гося для нужд производства. В турбинах с регулируемыми отборами
регенеративные отборы, расположенные после промышленного, в
расчете на одно и то же количество отбираемого пара оказывают
больнее влияние на КПД ТЭц, и поэтому иногда полное исполь-
зование их может привести к увеличению КПД даже при некотором
уменьшении расхода пара потребителю Dn. Однако чтобы не нанести
ущерб тепловому потребителю, расход пара Dn уменьшать не следует
и регенерацию на этих установках также нужно осуществлять, увеличи-
вая общий расход пара на турбину.
4.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНЫХ ОТБОРОВ
В ТУРБИНЕ
Эффект от регенеративного подогрева существенно зависит от того,
при каких давлениях пар отбирается из турбины на регенеративные
подогреватели. Действительно, при одном отборе (одноступенчатая
регенерация), когда на регенерацию отбирается пар высокого давления,
нагрев ведется до более высокой температуры t в, чем в условиях,
когда отбирается пар низкого давления. Количество отбираемого пара
здесь также выше, однако используется при этом небольшой тепловой
72
аг
аР
hpj	hp2
Lq /Wr-1—.
Г У*
6)
Рис. 4.3. К определению дав-
ления в отборах при одно-
ступенчатом (а) и двухсту-
пенчатом (б) регенератив-
ном подогреве и упрощен-
ные диаграммы рабочего
процесса для каждой из
схем (в, г)
перепад (й0 - йр). При обогреве паром низкого давления перепад
(йо ) возрастает, но зато уменьшается Гп в и количество пара, кото-
рое может быть выведено в отбор. Очевидно, что в соответствии с
(4.4) значение максимально, когда энергетический коэффициент
А достигает наибольшего значения
Р
Для одноступенчатого подогрева (рис. 4.3,а)
а (Ло — Л )
А - Р Р-Р
р a (h0 - h ) а Н
к и п .к к к
Из уравнения теплового баланса для смешивающего подогревателя
й , „ = a h + (1 — а )й .
п.в р р v р7 К
Легко установить, что
°р = ДАв/(ДАв + ДАп>-
где Дйв — изменение энтальпии при нагреве воды в регенеративном
подогревателе; Дйп = йр - йр — количество теплоты, передаваемой
1 кг пара в регенеративном подогревателе питательной воде (здесь
йр — энтальпия конденсата при температуре, равной Z^). Тогда
а = 1 — а = Дй / (Дй + Дй ).
к	р п' ' в п7
Подставив значения а? и ак в (4.7), получим
лр = ДЛвЯ0/(ДЛпНк).
73
Так как
Hq = h0- hp = й0 ~ hK- Дйп - Дйв,	(4.8)
TO
(*Q-»K- A'<„WB- ДР
ДЛп<"«-Ап.к»
(4.9)
В уравнении (4.9) значения к0 и h не зависят от того, при каких пара-
метрах осуществлен отбор, значение Дйп зависит от параметров отбо-
ра, однако для небольшого диапазона изменения параметров вблизи
максимума величины А? значения
При этом максимальное значение
Дйп можно считать постоянными,
устанавливается, когда
dF/d(£hJ = О,
(4.Ю)
где
F = (й0- h - Дй )Дй - Дй2.
v и к п7 в в
Взяв производную, получим
Ло - йк - ДЙП - 2ДЙВ = 0.
(4.П)
Из сопоставления (4.8) и (4.11) следует, что
Дйв = я0
(4.12)
т. е. тепловая экономичность при одноступенчатой схеме подогрева
питательной воды оптимальна тогда, когда изменение энтальпии при
нагреве в регенеративном подогревателе Дйв равно теплопадению пара
в турбине Но от начального значения энтальпии пара до значения ее
для пара в отборе.
При двухступенчатой схеме регенеративного подогрева энергетиче-
ский коэффициент (в соответствии с принятыми обозначениями,
рис. 4.3, б) определится по формуле
А =	«1(й0 “ йр1) + а2(Л0 ~ йр2)
Р	а (й0 — h )
к v и п.к7
или
= aiH0 + а2(Я0 + Нг)
Р а (Ло ~ h )
к 4 и п.к7
(4.13)
(4.13а)
74
Рассмотрев уравнения теплового баланса для каждого подогрева-
теля, установим, что
а, = ДЛВ1/(ДЛВ1+ ДЛП1);
ДАв2	ДАП1
Дй о + Дй _ Дй + Дй
В2	П2	в!	П1
Тогда
^В2 Д/гп 
Дй 0 + Дй Дй + Дй
в2	п2	в! п1
или после простейшиПреобразований
^п1АйП2______________
к (Дй + Дй ) (Дй + дл )
v в1 nlz * * v в2 n2z
В этих уравнениях индексы 1 и 2 при Д/гв и Д/гп показывают, что эти
величины относятся соответственно к первому и второму подогрева-
телям.
Подставив значения аъй2 иа в (4.13), после преобразований по-
лучим
А = ДА-><ДА»2 + Д'-п2)«о^ Д/.П1ДЛВ2(ЯО+ я,)
”	ДА„1ДА„2ЯК
(4.14)
Количество теплоты, отдаваемое 1 кг пара при конденсации в подо-
гревателе, зависит от давления в отборе. Если построить кривую
изменения ДЛп в зависимости от Ротб, то она будет представлять
собой плавную линию (рис. 4.4, кривая 7), которая может быть вы-
ражена аналитической функцией. Однако для решения рассматривае-
мой задачи удобнее эту зависимость заменить ступенчатой кривой с
Рис. 4.4. Зависимость количества тепло-
ты, отдаваемой 1 кг пара в подогре-
вателе, от давления в отборе.
1 — действительная кривая; 2 -
принимаемая ступенчатая зависи-
мость
75
постоянными значениями Д/гп в нескольких диапазонах изменения
ротб (рис. 4.4,. кривая 2). В этом случае в (4.14) величины ДЛп1 и
д/г имеют постоянные значения и максимальное значение Ап совпада-
ть	р
ет с максимумом функции
F = ДЛв1 (Д\2 + ДЛп2^° + ДЛп1ДЛв2 +	(4-15)
Так как
Яо = йо - Лр1 = Ло ~ (йр1 + Дйп1) = Ло - (Лв1 + ДЛп1) =
= й0-йк-ДАв1-Дйв2-ДЛп1;	(4.16)
Но + Н, = ho - йр2 = ho - йк - Дйв2 - Дйп2,	(4.17)
то функция F может быть приведена к виду
F = ДЛ,, (ДЛв2 + ДЛп2) (а, - Дйв1 - ДЛв2) +
+ Д/г Д/г (а2~ДЬ ),	(4.18)
П1 в2 х	В?'
где
= Йо - йк - ДЛп1; аг = ho - йк - длп2.
Из (4.18) видно, что F является функцией двух переменных: Д/гв2 и
Д/гв1- Максимальное значение функция принимает при значениях ДЛв1
и Д/гв2, определяемых из условий
Э/^/Э(Д/гв1) = 0; Э^/Э(Д/гв2) = 0.	(4.19)
Условия (4.19) приводят к следующим уравнениям:
ДЛв2(с, — 2ДЬВ1 - ДЛв2 — ДЛп2) +	'
+ ДЛ ,(at - 2Ah ,) = 0;
1,2	B1	.	(4.20)
Д/г (flj - Ah - 2Д/г - Д/г ) +
В 1	Bl	В2	П2
+ Д/г . (а2 — '2Ah _) = 0.
п 1 х	b2z	J
С учетом (4.16) —(4.18) эти уравнения могут быть записаны в виде
ДЛв2 (Но -^hBl- ДЛп2) + Дйп2 (Но - Дйв, +
Т д/гв2) = 0;
^(Ho-H.-Ah^-M^ +
+ ДЛп1(Я0-Я1-ДЛа2) = 0.
(4.21)
решив систему уравнений (4.21), получим, что
ДЛВ1 =я„;
ДЛв2 = Я,.
(4.22)
Таким образом, при двухступенчатой схеме регенеративного подо-
грева питательной воды оптимальная тепловая экономичность имеет
место, когда нагрев в первом регенеративном подогревателе равен теп-
лопадению пара в турбине от начального значения энтальпии h0 до ее
значения в этом отборе йр1, а нагрев во втором подогревателе равен
разности энтальпий пара первого и второго отборов.
Проведя аналогичные выводы для трех- или четырехступенчатой
схемы, а также с любым другим числом ступеней подогрева (другим
числом регенеративных подогревателей), можно убедиться, что во всех
случаях в условиях оптимальной тепловой экономичности подогрев
в каждом регенеративном подогревателе, кроме первого, равен тепло-
вому перепаду по пару между предшествующим и данным отборами,
а подогрев в первом подогревателе — теплоперепаду по пару от началь-
ного значения энтальпии до ее значения в первом отборе. В соответствии
с обозначениями, принятыми на рис. 4.5, эту закономерность можно за-
писать в виде
Дй  = Н*
в] j-v
(4.23)
где / изменяется от 1 до z.
По полученным зависимостям можно установить формулы, непосред-
ственно определяющие оптимальные значения Дйв. Так, для односту-
пенчатой схемы подогрева питательной воды из (4.8) и (4.12) следует
2Дй = (й0 ~ h -Д/г )
в v и к п7
или
h'o — h Дй — Дй
Дй = ----------------------------51—	(4 24)
в	2	2
где йо — энтальпия воды при р0 и температуре насыщения, соответ-
ствующей этому давлению, Дйп0 = й0 - h'o.
При двухступенчатой регенеративной схеме подогрева воды из сопо-
ставления (4.16), (4.17) и (4.22) получим
* Этот результат получен впервые (но другим методом) В. Я. Рыжкиным.
77
Рис. 4.5. Схема (а) и упрощенная Л, s-ди-
аграмма (б) рабочего процесса многоступен-
чатого регенеративного подогрева
2ДЛ + Ah .= h0 ~ h -Ah
в I в2 u к nl
Ah , + 2Ah . = h0- /г - Ah ..
в!	в2 u к	n2
Отсюда после простейших преобразований установим, что в условиях
оптимальной тепловой экономичности при двухступенчатом подогреве
ДЛв1 и АЬв2 должны иметь вид
	h'o ~ h	ДЛ n	+ Ah * — 2Ah ,		
Ah , =	u	к	+	пО		п2	nl .		
в 1	3		3		
					’	(4-25)
	h'o - h	ДЛ Л +	Ah , - 2Дй п		
Ah - =	u	к	+	пО	_ п!	ц2_		
в 2	3		3		
Проведя аналогичный вывод для трехступенчатой схемы, получим
Ah .
в 1
+ ^^п2 +	~ ЗДЛП1
4
ДЛ„2
ho - h
—----к +
4
(4.26)
+	+	~ ЗДЛП2
+ --------------------------------
4
78
h0 — h
Дй , = -------+
вЗ	д
^пО +	+ Ahn2
+ ----------------------
4
здлп3
Из сопоставления (4.24) — (4.26) видно, что формула, определяющая
оптимальный подогрев в любом подогревателе при общем числе подо-
гревателей, равном z, имеет вид
Дй
ът
ho ~ h Ah + Ah , + Дй	Дй +
______к_ + пО__________п!____п2___________пт- I
Z + 1	Z + 1
* A*nmtl -1- - * Д*пг ~ гД*пт
(4.27)
Прибавив к числителю второго члена (4.27) Ahnm и отняв от него ту
же величину, получим	z
. f	S Ah . - (z + 1)Дй
й0 - й	О	п/	пт
" z + l К + ---------------~1--------------- *	<4-28>
Приведенные зависимости установлены из рассмотрения схем с
подогревателями смешивающего типа. При поверхностных подогрева-
телях (когда образующийся в них конденсат отводится непосред-
ственно в линию основного конденсата или питательной воды) выра-
жения, определяющие энергетический коэффициент Ар и значения ар,
остаются такими же. Поэтому зависимость (4.23) действительна и в
этом случае. Но так как при поверхностных подогревателях энтальпия
питательной воды на выходе из подогревателя ниже й^, аналогичное
рассмотрение приводит к тому, что в условиях оптимальной тепловой
экономичности Дйв в
формуле
д\т
*0 ~*к
каждом подогревателе должно определяться по
Z
Z Дй . — (z — 1)Дй
0 hj v ' пт
+------------------------------— --------- ,
Z + 1	Z + 1
(4.29)
где -hp - hBm (hBm — энтальпия воды за рассматриваемым регене-
ративным подогревателем).
Приведенные зависимости показывают, что в поверхностных подо-
гревателях энтальпия воды после подогрева ниже, чем в подогревателях
79
смешивающего типа, а давление пара в отборе Ротб при этом, наобо-
рот, выше. Действительно, в смешивающих подогревателях рр п опре-
деляется по температуре насыщения г п = где температура воды
за подогревателем t* рассчитывается по значениям Дйв, опреде-
ленным по (4.28) для каждого подогревателя. Давление пара в поверх-
ностных подогревателях соответствует энтальпии воды при температуре
насыщения (Лр„,)пов>
личины выше значения
равной hBfn + г?. Очевидно, что значение этой ве-
h pw для смешивающего подогревателя на
Дй^ = m$l(z + 1),
(4.30)
где т — номер отбора (считая со стороны высокого давления турбины).
В отборах более высокого давления Дй^ меньше. При достаточно
большом числе подогревателей местоположение первого отбора почти
не изменяется, в то время как последний отбор смещается в сторону
более высокого давления настолько, что при этом энтальпия й’ воз-
растает на значение, близкое к значению г?. Полный недогрев питательной
воды при этом по сравнению со схемой, включающей смешивающие
подогреватели, уменьшается на z&l(z + 1), т. е. на значение, близкое
к значению г?.
То, что в поверхностных подогревателях вода не догревается до
температуры насыщения пара отбора, а давление в отборе должно быть
при этом более высоким (чем при смешивающих подогревателях),
приводит к понижению тепловой экономичности схемы. Из (4.28)
видно, что в условиях, когда изменением количества теплоты, отда-
ваемого 1 кг пара в регенеративных подогревателях, можно пренебречь
(Дйп0 Дйп1 «« ДЛп2 ... ДйП2), подогрев в каждом регенератив-
ном подогревателе смешивающего типа определяется из выражения
ДАвт =(*0 -V/(Z+1).
(4.31)
Распределение, при котором в каждой ступени осуществляется оди-
наковый подогрев, называют равномерным распределением подогрева
в регенеративных подогревателях. Когда к турбине подводится пере-
гретый пар среднего давления и z > 4, тепловая экономичность уста-
новки при равномерном распределении практически такая же, как и
при оптимальном (рассчитанном с учетом изменения Дйп). Для вы-
соких давлений при оптимальном распределении обычно достигается
больная тепловая экономичность, а температура питательной воды
при одном и том же z ниже. Таким образом, большая тепловая эконо-
мичность достигается даже при меньших капитальных затратах.
На рис. 4.6 приводятся типичные зависимости КПД установки от
температуры питательной воды и числа регенеративных подогревателей
при равномерном распределении отборов (в относительном выраже-
80
рис. 4.6. Зависимость тепловой эконо-
мичности цикла от энтальпии питатель-
ной воды и числа регенеративных подо-
гревателей при равномерном распреде-
лении отборов
нии). Как видно из рисунка, в этом случае в соответствии с (4.31)
при одноступенчатой схеме наибольшее значение КПД устанавливается,
когда подогрев воды в подогревателе равен 1/2 (ho -й ), при двухсту-
пенчатом подогреве - когда подогрев составляет 2/3 (ho - Л ), при
трехступенчатом — когда подогрев равен 3/4 (ho -йк) и т. д.
Таким образом, при переходе от одноступенчатой схемы к двух-
ступенчатой hn возрастает на 1/6 всего возможного подогрева;
при переходе от двухступенчатой к трехступенчатой — на 1/12 раз-
ности (ho - Л ) и т. д. Из этого следует, что каждая последующая
ступень подогрева все в меньшей степени повышает тепловую эконо-
мичность установки.
Зная подогрев в каждом регенеративном подогревателе, легко опре-
делить энтальпию питательной воды. При оптимальном распределении
z
\.в = Ак + f Д\/ ,	(4.32)
а при равномерном
Ап.в = йк +
(4.33)
В реальных схемах давление пара в подогревателе обычно на 5—8%
ниже давления в отборе (из-за потерь давления на преодоление сопро-
тивлений в коммуникациях). В тепловых расчетах это может быть уч-
тено, если значение & определять по энтальпии воды при температуре
насыщения, соответствующей давлению пара в отборе, а не в подогре-
вателе. При этом все приведенные выше зависимости полностью со-
храняют свой вид1.
1 В расчетах по определению площадей поверхностей подогревателей необхо-
димо, конечно, исходить из недогрева & по отношению к температуре воды г* ,
соответствующей давлению в подогревателе.
81
Выше было установлено, что с увеличением числа отборов каждый
последующий отбор оказывает все меньшее влияние на повышение теп-
ловой экономичности. По мере приближения f в к t в опт относи-
тельное возрастание КПД также уменьшается. В то же время капитало-
вложения при этом непрерывно возрастают. Для одного и того же чис-
ла регенеративных подогревателей экономически оправданный подо-
грев воды не равен наивыгоднейшему в отношении тепловой экономич-
ности, а всегда меньше его. Поэтому на реальных установках ?п в всег-
да ниже температуры, отвечающей условиям наибольшей тепловой
экономичности f в опт- Для высоких давлений, когда увеличение
Г требует больших дополнительных капиталовложений, оптималь-
ная температура в большей мере отличается от термодинамически наи-
выгоднейшей, чем для низких р. При прочих равных условиях раз-
ница в значениях этих величин также возрастает с уменьшением стои-
мости топлива. Поэтому на АЭС (где топливная составляющая удель-
ных приведенных затрат ниже, чем на электростанциях обычного типа)
оптимальное значение ?п при том же числе подогревателей ниже, чем
на электростанциях на органическом топливе; ниже также оптимальное
число регенеративных подогревателей.
Можно показать, что при г Ф Гп опт наибольшие значения КПД
будут, когда нагрев во всех подогревателях, за исключением первого,
определяется по тем же зависимостям [см. (4.23)]. Расположение пер-
вого регенеративного отбора для выбранного значения t легко уста-
новить. Действительно, для принятого значения г температура насы-
щения в регенеративном подогревателе I? п = tfnB + Этой температу-
ре соответствует определенное значение давления р? п и давление в от-
боре Ротб1 = (1,05 — 1,08)рр п. За этим отбором (по ходу пара в турби-
не) имеется еще (z — 1) отборов. Нагрев воды в подогревателе, обо-
греваемом паром каждого из них, определяется по (4.29) при общем
числе отборов, уменьшаемом па единицу. Таким образом, распределе-
ние отборов в турбине при температуре питательной воды, не равной
7 в опт, также не встречает трудностей.
В практике находит применение и такой метод распределения регене-
ративных подогревателей, при котором подогрев производится в расче-
те, чтобы в каждом подогревателе энтропия воды возрастала на одно
и то же значение As. В условиях оптимальной тепловой экономичности
при данном числе подогревателей z возрастание энтропии в одном подо-
гревателе определяется по формуле.
As = (So-sK)/(z + O.	(4-34)
82
а при подогреве до некоторой температуры t в — по формуле
Дз = (sn в - sK)/z,	(4.35)
где s0 — энтропия питательной воды при температуре, равной темпера-
туре насыщения для давления р0 (на входе в турбину); $п - энтро-
пия питательной воды при температуре ?пв; sk — энтропия воды на
входе в регенеративный подогреватель последнего отбора.
Доказано также, что при изотермическом отводе теплоты от пара
(т. е. когда отсутствуют поверхности, через которые теплота передается
перегретым паром, и поверхности, на которых происходит переохлаж-
дение конденсата) наибольшие значения КПД устанавливаются, когда
температура воды в подогревателях изменяется по геометрической
прогрессии, т. е.
Г1/Т2 = Л/Л = Т’,/7’4 = ... = Г JT=TIT.	(436)
где Ti — температура питательной воды, К; Т2 ~ Т —температура воды
на выходе из соответствующего подогревателя, К; Тк — температура
конденсата на входе в подогреватель последнего отбора, К [21].
Находит применение также метод распределения отборов, при кото-
ром нагрев в подогревателях определяется из зависимости [46]
Д/? _ Дл ,	Дл
----во = ------В1 =	= -----= m>	(4 37)
ДЛ .	Да _	Да
в1	в2	вг
где ДЛв0 =	- Лп в;
т= 2+^ДАпо/ДАп.к-	<4-38)
При выбранной температуре питательной воды (когда положение пер-
вого отбора определено, а число распределяемых отборов z' = z — 1)
уравнения (4.37) и (4.38) принимают вид
ДА 1	д,? 9	ДАп, .
ДА _	ДА _	Дй ,
в2	вЗ	BZ
где
m = V Дй , /Дй .
v nl' п.к
(4.37а)
(4.38а)
Формулы (4.37) и (4.38) [так же, как (4.37а) и (4.38а)] получены
в предположении, что значение ДЛц может быть выражено в зависимо-
сти от энтальпии воды при температуре насыщения h'
леиий от до t линейной зависимостью.
в интервале дав-
83
Приведенные соотношения могут применяться в расчетах распреде-
ления регенеративного подогрева по ступеням как на конденсационных
установках насыщенного и перегретого пара, так и на ТЭЦ. Однако на
ТЭЦ номинальные значения давления в регулируемых отборах задают-
ся, поэтому весь интервал возможного подогрева воды разбивается на
два или три интервала в зависимости от числа регулируемых отборов.
При одном отборе устанавливаются два интервала (от температуры
воды на входе в первый регенеративный подогреватель г до темпе-
ратуры в регулируемом отборе и от до температуры насыщения
to на входе в турбину), при двух — три интервала (от t до температу-
ры насыщения t' для первого регулируемого отбора, затем от t’1
до температуры насыщения для второго регулируемого отбора
и от t' до to). Распределение отборов в каждом из этих интервалов
проводится по приведенным выше зависимостям.
Аналогично распределяются отборы на установках насыщенного па-
ра без промежуточного перегрева. На таких установках обычно поток
пара после ЧВД турбины отводится в сепаратор, работающий при опре-
деленном давлении рс (см. рис. 3.10, а). Поэтому весь интервал возмож-
ного подогрева воды разбивается на два участка: от t до температуры
насыщения / соответствующей давлению в сепараторе, и от t'c до t'o.
При температурах от tK до t* обогрев воды ведется из отборов ЧНД,
при температурах от t' до t'o — из отборов ЧВД. Распределение отборов
в ЧВД и ЧЦЦ турбин проводится отдельно.
Анализ этой схемы показал, что при давлениях пара перед турбиной
примерно до 5 МПа, когда число регенеративных подогревателей z >
> 4, можно применять равномерное распределение подогрева [см.
(4.31)]. Однако при этом наибольшая тепловая экономичность будет
при следующем условии:
ДЛвЧВД	^ЧВд)ЛЛвЧНД’
(4-39)
где Д/гвЧНД, ДЛвЧВД — нагрев воды в регенеративных подогревателях,
обогреваемых паром от ЧНД и ЧВД; <^ЧВд — влажность пара на выходе
из ЧВД турбины.
На электростанциях с надстройками дополнительный подогрев пита-
тельной воды от отборов предвключенных турбин следует применять
только в тех случаях, когда надстройка полная. Производительность
котельных установок при этом должна выбираться такой, чтобы обес-
печить полный расход пара на надстраиваемые турбины и в отборы тур-
бин высокого давления. Расширение сферы применения регенератив-
ного подогрева приводит в этих условиях к дальнейшему повышению
КПД станции.
Если надстройка неполная, применять схему с отбором пара на реге-
нерацию от предвключенных турбин не следует. Действительно, при
84
неполной надстройке установка, работая при максимальной произво-
дительности паровых котлов высокого давления, не обеспечивает тре-
буемый расход пара на турбины низкого давления. Если при этом
часть пара ДЕ) из отборов предвключенной турбины отвести, то для
того, чтобы надстраиваемые установки загрузить полностью, потребу-
ется на то же значение AD увеличить производительность котлов низко-
го давления. При тех же потерях в конденсаторе общее количество
выработанной электроэнергии при этом уменьшится. Сократится так-
же и общее количество теплоты, переданной в котельных установках
высокого и низкого давления перегретому пару, однако лишь на-
столько, насколько уменьшилась выработка электроэнергии. Таким
образом, применение регенеративного подогрева паром, отбираемым
от надстроенной части турбинной установки, приведет здесь лишь к
понижению тепловой экономичности станции.
4.3.	РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ В ЦИКЛАХ
С ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА
Описанные методы определения расположения регенеративных подо-
гревателей могут быть применены при расчете схем без промежуточного
перегрева пара. В настоящее время наряду со схемами без промежуточ-
ного перегрева широкое распространение получили схемы с одним
промежуточным перегревом. Для такой схемы тепловая экономичность
существенно зависит от расположения регенеративного подогревателя,
обогреваемого паром из первого отбора, расположенного непосредст-
венно за промежуточным перегревателем (по ходу пара),
В схемах с промежуточным перегревом один регенеративный подо-
греватель всегда целесообразно располагать так, чтобы он обогревал-
ся частью пара, отбираемого из потока, направляемого на перегрев
(рис. 4.7). Нагрев питательной воды в этом подогревателе, непосред-
ственно определяемый расположением следующего отбора, в условиях
оптимальной тепловой экономичности значительно выше, чем во всех
других подогревателях, и зависит от начальных параметров пара и пара-
метров промежуточного перегрева, температуры питательной воды,
числа отборов в головной части турбины и за пароперегревателем, а
также их расположения.
На применяющихся в нашей стране установках, работающих на пере-
гретом паре с промежуточным перегревом, наряду с этим имеется еще
один отбор при более высоких параметрах.
Однако, как показывают технико-экономические расчеты, в некото-
рых случаях [при дешевом топливе или когда паротурбинная установка
проектируется для покрытия переменной части графика электрических
нагрузок (см. гл. 11)] питательную воду целесообразно подогревать
До относительно невысоких значений t и тогда наличие этого отбора
экономически не оправдано. Если питательная вода после подогревате-
85
L
Рис. 4.7. Схема установки (я) и рабочий процесс пара в турбине с промежуточным
перегревом (б):
1 — паровой котел; 2 — турбогенератор; 3 — конденсатор; 4 — регенератив-
ный подогреватель; Л п> — энтальпия пара на выходе из ЧВД и входе в ЧСД
турбины (после промежуточного пароперегревателя)
ля, обогреваемого паром из линии, идущей на промежуточный перегре-
ватель, направляется непосредственно в котельную установку, то f
(соответственно h ) известна и при данном числе регенеративных
подогревателей может быть установлено одно расположение отборов,
обеспечивающее оптимальную тепловую экономичность. Если в части
турбины до выхода потока из ЧВД имеется отбор на регенеративный
подогреватель, то от его расположения зависит распределение подогре-
вателей, находящихся за промежуточным перегревателем.
В [46] показано, что в условиях, когда Д/гп, определенные для всех
отборов, могут быть выражены линейными зависимостями от h в
(т. е. аппроксимированы прямыми), в схемах с одним или двумя реге-
неративными подогревателями, обогреваемыми паром из ЧВД турби-
ны, оптимальное расположение всех отборов определяется выраже-
ниями
АЛв2
Длп1
д/? + Дй
в1	П1
Айпз
Айв3 + Айп3
Дй л
п4
(4.40)
86
Д^пЗ__ _ Д^П4 _	_ Д^пг — 1	_
ДЙ л Дй , Дй	Дй
п4	п5	пб	nz
Дй„„
nz
= —------- = т,	(4.41)
Дйп.к
где Дйпг — количество теплоты, которое отдается в регенеративном
подогревателе 1 кг пара, отбираемым из потока, идущего в последний
подогреватель; Д/?п — количество теплоты, отдаваемого 1 кг пара в
конденсаторе; qa — количество теплоты, подведенной к 1 кг пара
в промежуточном перегревателе.
Если в ЧВД турбины до отвода пара на перегрев отборов нет, то
Дйв j = 0 и (4.40) принимает вид
ДАв2 + ДА„211+ * В
Дй
пЗ
Дй + Дй
=-----вЗ-----П3	(4.40а)
Дй л
п4
В (4.41) отношение т = ДЛ # /Д^п/- +1 опРеДелится из зависимости
Z - 2 .----------------
т = '/ДЛпз/ДАп.к-	<4-42)
Уравнения (4.40) — (4.42) можно решить методом последовательных
приближений. Целесообразно сначала (при принятом значении hn )
задаться значением Дйв2 и для полученного при этом расположения
отбора за промежуточным перегревателем разбить подогрев по отдель-
ным подогревателям. После этого можно по (4.40) определить Дйв2.
Если полученное при этом значение совпадает с первоначально приня-
тым, разбивка отвечает оптимальному КПД.
Существует и другой метод определения расположения регенератив-
ных подогревателей в схемах с промежуточным перегревом [80]. Этот
метод действителен при любой закономерности изменения Д&п в зави-
симости от Дйп Если первый отбор за промежуточным перегревате-
лем провести при давлении пара, близком к давлению на выходе в ЧСД
турбины (непосредственно за промежуточным перегревателем), то
КПД цикла не только не возрастет, но даже уменьшится. По мере сни-
жения давления в этом отборе КПД цикла начинает возрастать. Из это-
го следует, что существует точка на линии расширения пара за перегре-
вателем, в которой расположение регенеративного отбора не оказывает
никакого влияния на КПД цикла. Эта точка названа индифферентной
87
точкой линии расширения за пароперегревателем. В [80] показано,
что положение этой индифферентной точки определяется выражением
Яинд ^ЧВД^п.п’	^4'43^
где ^инд — разность между h^n и энтальпией пара в индифферентной
точке йинд; чвд - внутренний абсолютный КПД ЧВД турбины, т. е.
КПД ЧВД, определяемый по доле внутренней абсолютной работы, совер-
шенной паром в ЧВД турбины.
Для схемы рис. 4.7 чвд устанавливается по зависимости
1(Ло~ *р1) + (1 -ai) (ЛР1 - **п)
77 . — — ~ — —------------------------1-- _
a q '	= (1 — «1 - а2) q
^п.п v 1	7 п.п
Если регенеративный обогрев заканчивается в подогревателе, обо-
греваемом паром из линии, идущей в промежуточный перегреватель,
то «1=0 (первого отбора нет) и
=
Ч/ЧВД_ *0-%.в	
а «п.п =
При известных параметрах пара на входе в турбину и после ЧВД
определение ^инд принятой температуры питательной воды не
встречает затруднений. Распределить регенеративные отборы за индиф-
ферентной точкой можно по любым приведенным выше соотношениям.
Этот метод применим также для циклов на насыщенном паре с сепа-
рацией всего потока и промежуточным перегревом теплоносителем или
паром, поступающим на турбину (см. рис. 3.11). Здесь только следует
иметь в виду, что qn п определяется по количеству теплоты, переданной
в паровом пароперегревателе, т. е. из выражения
q = Л н - h " ,
чп.п п.п с ’
где hc — энтальпия пара после сепаратора.
При этом #инд. 7?, ЧВд и п рассчитываются по зависимостям,
аналогичным приведенным выше.
Для схем с сепаратором, но без пароперегревателя qn = 0 и в соот-
ветствии с (4.43) #инд ~ 0. Следовательно, распределение отборов в
частях Турбины до сепаратора и за ним следует проводить отдельно для
каждого интервала давлений (от начального до давления на выходе из
88
рис. 4.8. Зависимость электрического КПД
от температуры питательной воды при
различных z (р0 = 23,5 МПа, рп п =2,94 МПа) :
О — схема с одним отбором в ЧВД турби-
ны (из потока, направляемого на промежу-
точный перегрев); ------- - схема с двумя
отборами в ЧВД
ЧВД и от давления на входе в ЧНД тур-
бин до давления в конденсаторе) по
приведенным выше зависимостям или
применив равномерное распределе-
ние в ЧВД и ЧНД. При равномерном рас-
пределении соотношение между
Д^вчвд и длвчнд определяется по (4.39).
В схемах с промежуточным перегревом пара, так же как на установ-
ках без промежуточного перегрева, при постоянном числе регенератив-
ных подогревателей существует определенная температура питательной
воды, при которой r)i (соответственно 7?э) принимает максимальное
значение. Это хорошо видно из рис. 4.8, где приведены зависимости т?э
от t в для паротурбинной установки на сверхкритических начальных
параметрах. Здесь для схемы с одним отбором из ЧВД турбины при
общем числе подогревателей z' -z — 1 (точки показаны кружочками)
температура питательной воды определяется давлением в промежуточ-
ном пароперегревателе и не зависит от общего числа регенеративных
подогревателей. С повышением t (когда устанавливается еще один
регенеративный подогреватель, к которому подводится пар из ЧВД
турбины) значения КПД растут и достигают максимальных значений
при температуре t опт, которая практически не зависит от числа ре-
генеративных подогревателей z. С увеличением z оптимальные значе-
ния КПД возрастают менее заметно, чем на установках без промежу-
точного перегрева. Все это объясняется тем, что при изменении t
в таких схемах увеличивается или уменьшается подогрев в первом
(по ходу пара в турбине) регенеративном подогревателе Дйв1, в то
время как суммарный подогрев воды во всех остальных подогревате-
лях сохраняется постоянным. Этот подогрев остается неизменным
также при увеличении или уменьшении числа подогревателей z. Таким
образом, во всех рассматриваемых здесь случаях изменяется в основ-
ном процесс подогрева питательной воды лишь в части турбоагрегата
после промежуточного перегревателя (при t = const). Так как
Давление промежуточного перегрева обычно невелико, то очевидно,
что изменение z не может отразиться на значениях п. и t
I	I опт II .в .опт
в такой же мере, как на установках без промежуточного перегрева.
89

4.4.	ВЫБОР УСЛОВИЙ. ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ОПТИМАЛЬНУЮ
ОБЩУЮ ЭКОНОМИЧНОСТЬ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА
Было отмечено, что для одного и того же числа регенеративных
подогревателей, экономически оправданный подогрев питательной
воды не равен наивыгоднейшему в отношении тепловой экономич-
ности, а всегда меньше его. При этом каждому числу регенеративных
подогревателей z соответствует своя температура fnB, при которой
удельные приведенные затраты Зэ опт минимальны. Сравнив значе-
ния Зэ опт, рассчитанные при различных z, легко установить число
регенеративных подогревателей £опт и значение температуры ?п в опт,
при которых устанавливается оптимальная общая экономичность
(3	= min).
v э.опт 7
В схемах без промежуточного перегрева оптимальные условия мож-
но определить непосредственно из сравнения результатов расчетов,
проведенных при яескольких значениях общего числа регенеративных
подогревателей. В расчетах по выбору Г и z для схем с промежуточ-
ным перегревом число отборов в ЧВД турбины оставляют обычно од-
ним и тем же, а изменяют число отборов (а следовательно, и число
подогревателей) за промежуточным перегревателем z' . При этом
расчеты с различным z' проводят для нескольких значений Г и из
всех вариантов выбирают тот, при котором зэ = min [1, 62].
Распределения отборов, рассчитанные по приведенным выше зависи-
мостям, далеко не всегда могут быть соблюдены достаточно точно.
Турбина имеет конечное число ступеней и, следовательно, определенные
значения давлений в камерах отбора. Эти значения могут отличаться,
конечно, от тех, которые обеспечивают оптимальную тепловую эко-
номичность. Стремление установить деаэратор при определенном дав-
лении (выбранном из других соображений) и провести отбор из выхлоп-
ных патрубков цилиндров также может привести к необходимости
внесения некоторых изменений в рассчитанные распределения отбо-
ров. Небольшие отступления, как правило, не приводят к сколько-
нибудь заметному изменению тепловой экономичности. Однако для
окончательного решения необходимо в каждом конкретном случае
значения КПД установки, рассчитанные при выбранной схеме, сопо-
ставить со значениями, определенными при оптимальном распределе-
нии отборов.
Глава пятая
ОТПУСК ТЕПЛОТЫ С ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
ТЕПЛОВОМУ ПОТРЕБИТЕЛЮ
5.1.	ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Тепловая энергия требуется для технологических процессов и
силовых установок промышленности, для отопления и вентиляции про-
изводственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования
воздуха и бытовых нужд. Для производственных целей обычно тре-
буется насыщенный пар давлением от 0,15 до 1,6 МПа. Однако чтобы
уменьшить потери при транспортировке и избежать необходимости
непрерывного дренирования воды из коммуникаций, с электростанции
пар отпускают несколько перегретым. На отопление, вентиляцию и бы-
товые нужды с теплоэлектроцентрали обычно горячая вода поступает
с температурой от 70 до 150 °C в городские тепловые сети и с 70 до
180 °C — в пригородные.
Тепловая нагрузка электростанции, определяемая расходом тепло-
ты на производственные процессы и бытовые нужды (горячее водо-
снабжение), практически не зависит от наружной температуры возду-
ха. Однако летом эта нагрузка несколько меньше чем зимой. В то же
время промышленная и бытовая тепловые нагрузки резко изменяются
в течение суток. Кроме того, среднесуточная нагрузка электростанции
при использовании теплоты на бытовые нужды в конце недели и пред-
праздничные дни значительно выше, чем в другие рабочие дни недели.
Типичные графики изменения суточной тепловой нагрузки промышлен-
ных предприятий и горячего водоснабжения жилого района показаны
на рис. 5.1 и 5.2 [50].
Отопительная тепловая нагрузка, расход теплоты на вентиляцию и
кондиционирование воздуха зависят от температуры наружного воз-
духа и имеют сезонный характер. Расход теплоты на отопление и венти-
ляцию наибольший зимой и полностью отсутствует в летние месяцы;
на кондиционирование воздуха теплота расходуется только летом (по-
этому расширение сферы применения кондиционированного воздуха
приведет к повышению эффективности теплофикации).
Рис. 5.1. График суточной тепловой нагруз-
ки предприятий:
----------- лето;----------зима
91
Рис. 5.2. Суточные графики изменения расхода теплоты на бытовые нужды района
а - в рабочие дни недели; б — по субботам;-------------------- среднесуточная
нагрузка
При небольших изменениях температуры наружного воздуха отопи-
тельная и вентиляционная нагрузки жилых помещений в течение суток
сохраняются практически постоянными. В тех же условиях отопитель-
ная нагрузка общественных зданий и промышленных предприятий мо-
жет в течение суток заметно изменяться, в нерабочие дни недели —
значительно понижаться. Вентиляционная нагрузка в нерабочее время
вообще выключается. Такое изменение расхода теплоты на отопление
и вентиляцию общественных зданий и промышленных предприятий
приводит к экономии топлива, расходуемого на эти цели.
На рис. 5.3 приведен годовой график отопительной нагрузки, а на
рис. 5.4 — суммарный годовой график тепловой нагрузки по продол-
жительности.
Отношение общего количества теплоты, отпущенной станцией в те-
чение года, <2г, к ее максимальной тепловой нагрузке <2макс определя-
ет число часов, которое потребовалось бы для выработки Qr при рабо-
те теплоэлектроцентрали с максимальной тепловой нагрузкой. Это от-
ношение называют числом часов использования максимума тепловой
нагрузки Смакс- Из сказанного следует, что
Т =Q /Q .	(5-1)
макс ^г'^макс	v 7
По аналогичным соотношениям можно определить также число часов
использования максимума нагрузки отдельно для отопительно-быто-
вой и промышленной нагрузок. Чем выше тмакс, тем полнее использу-
ется оборудование. Для промышленной нагрузки тмакс может дости-
гать 6000 ч/год, в то время как для отопительно-бытовой нагрузки это
значение обычно находится в пределах 2500—4000 ч/год.
Таким образом, промышленная нагрузка увеличивает число часов
использования максимума общей тепловой нагрузки, однако для круп-
ных городских и пригородных ТЭЦ основным видом тепловой нагруз-
92
Цг,ГД»</ч
Рис. .5.3. Годовой график отопительной нагрузки:
1,2 - максимальные и минимальные значения
Рис. 5.4. Суммарный годовой график тепловой нагрузки по продолжительности:
I — отопительный период; II — летний период
ки является отопительная и поэтому значение тмак( для них ниже чис-
ла часов использования максимума электрической нагрузки.
Атомные электростанции, используемые для выработки электриче-
ской энергии и производства теплоты для опреснения морских и солон-
чаковых вод, имеют равномерные суточные и годовые графики тепло-
вой нагрузки и высокие значения гмакс-
Графиками тепловых нагрузок необходимо располагать как при
проектировании ТЭЦ, так и во время эксплуатации ее. В эксплуатаци-
онных условиях по ним выбирается режим работы электростанции.
Электрическая нагрузка при этом устанавливается из рассмотрения
необходимой общей электрической нагрузки района, возможностей
рассматриваемой ТЭС и ряда других факторов; теплофикационная
нагрузка в крупных городах также может распределяться между ря-
дом ТЭС района; промышленная тепловая нагрузка должна быть
обеспечена данной ТЭЦ и распределяться может лишь между агрегатами
этой электростанции, так как потребители получают пар обычно от од-
ной электростанции.
5.2.	ОТПУСК ТЕПЛОТЫ ПРОМЫШЛЕННЫМ ПРЕДПРИЯТИЯМ
НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ
Теплота на технологические нужды подается потребителю обычно с
паром, отбираемым либо непосредственно от паротурбинной установки
(из производственного отбора или из потока отработавшего пара турбин
93
с противодавлением), либо от специальных аппаратов, называемых
паропреобразователями. В схемах с паропреобразователями
отбираемый от турбины пар конденсируется в греющих элементах этих
аппаратов, а образовавшийся конденсат возвращается в систему регене-
ративного подогрева питательной воды станции. Потребителю теплоты
при этом подается вторичный пар, который генерируется в паропреобра-
зователе из поступающей в него химически обработанной (умягченной)
воды.
Если давление пара, подаваемого на технологические нужды, равно
рпп, а давление в отборе Ротб, то для того чтобы создать в греющих эле-
ментах паропреобразователя необходимый температурный перепад
ДГпп, должно быть ротб > рпп, что приводит к недовыработке электро-
энергии. Однако при этом на электростанции сохраняется весь конден-
сат, образовавшийся из пара, отведенного от отборов турбины к паро-
преобразователям.
Уменьшение электрической мощности установки, кВт, при работе по
схеме с паропреобразователем по сравнению со схемой, при которой
пар отводится к потребителю непосредственно от отбора, определяется
выражением
AN = D (h h )т? т? ,	(5.2)
э ппv отб пп7 ‘м'г’	47
где Dnn — производительность паропреобразователей, кг/с; Aqt6,
й — энтальпия пара в отборе и после паропреобразователя, кДж/кг.
Когда промышленный потребитель возвращает весь образовавший-
ся у него конденсат незагрязненным, применять паропреобразователи,
конечно, не имеет смысла. Однако нередко большая часть конденсата
теряется у потребителя или возвращаемый обратный конденсат
не пригоден для питания котлов или парогенераторов (ПГ) электро-
станции.
Когда имеются большие потери пара и конденсата у промышленного
потребителя теплоты, можно либо возместить эти потери обессоленной
водой (получаемой термическим или химическим методом), либо на-
правлять пар к потребителю от паропреобразователей. В схеме с паро-
преобразователями внешние потери на балансе пара и конденсата не-
посредственно на электростанции не отражаются. Загрязненный об-
ратный конденсат либо очищают химическими методами, либо исполь-
зуют в качестве питательной воды паропреобразователей. Таким об-
разом, при проектировании паротурбинной установки с отпуском теп-
лоты на технологические нужды имеется возможность применить схе-
му, по которой пар отпускается непосредственно от отбора турбины,
а потери его восстанавливаются одним из названных методов, либо
схему, по которой пар подается потребителю от паропреобразователей.
Очевидно, что выбор той или иной схемы может быть проведен по
данным технико-экономических расчетов. При этом всегда следует
94
Рис. 5.5. Схема включения паропреобразователей
иметь в виду, что при термическом методе подготовки добавочной во-
ды дистиллят, полученный на испарителях, включенных в систему реге-
неративного подогрева питательной воды по применяющейся в настоя-
щее время схеме (без потерь тепловой экономичности, см. гл. 6), де-
шевле конденсата, сохраненного в системе электростанции с помощью
паропреобразователей, так как производство дистиллята испарителя-
ми в этом случае не связано с недовыработкой электроэнергии. Однако
таким путем можно получить ограниченное количество дистиллята,
которым обычно компенсируются лишь внутренние потери электро-
станции. Когда наряду с внутренними имеются внешние потери, в
схеме с паропреобразователями производительность их £>пп выбирают
равной общим потерям пара и конденсата. При этом, если имеется
возможность восстанавливать внутренние потери с помощью испари-
телей, включенных в систему регенеративного подогрева воды, ею
следует воспользоваться. Производительность паропреобразователей
Лтп в этом слУчае будет равна внешним потерям ^внеш- Когда испари-
тели не устанавливаются, Л]п = £>вн + £>внеш- ® последнем случае мож-
но также часть вторичного пара паропреобразователей (компенсирую-
щую внутренние потери Р ) конденсировать на поверхностях, вклю-
ченных в систему регенеративного подогрева питательной воды ПГ
(котельных установок) по схеме без потерь тепловой экономичности.
Схема включения паропреобразователей приведена на рис. 5.5. Пар
от регулируемого отбора турбины по линии 1 направляется в паропере-
греватель 3, пройдя пароперегреватель, пар поступает в греющую сек-
цию паропреобразователя 4. Для того чтобы не прерывать подачу пара
тепловому потребителю при останове турбины, обычно к паропреобра-
зователям подводится также резервная линия греющего пара от редук-
95
ционно-охладительной установки (на схеме не показана). Химически
обработанная вода подается в паропреобразов»тель из деаэратора 10
насосом 8. Образующийся в паропреобразователе пар, пройдя перегре-
ватель, направляется по линии 2 к потребителю. Конденсат греющего
пара поступает через охладитель конденсата 5 по линии 6 в деаэратор
питательной воды котлов (ПГ). В схему включены также охладитель
продувки 7 и подогреватель питательной воды паропреобразовате-
ля 9.
Обычно теплота с паром подается промышленным предприятиям,
находящимся вблизи электростанции, и давление пара не превышает
1,6 МПа. Когда пар отпускают из отборов, параметры его соответст-
вуют параметрам в отборах; в паропреобразователе вторичный пар
перегревается примерно на 25 °C в отдельном пароперегревателе.
Крупные АТЭЦ не будут работать по одноконтурным схемам. Од-
нако даже при двухконтурной схеме, когда применяется реактор с во-
дой под давлением, нельзя отводить пар потребителю непосредственно
из отбора турбины, так как при появлении протечек радиоактивный
пар может попасть к потребителю. На такой АТЭЦ отпуск пара может
проводиться только через паропреобразователи. При трехконтурной
схеме радиоактивные вещества даже при появлении протечек в ПГ
в рабочую среду попасть не могут. Поэтому здесь пар может подавать-
ся потребителю непосредственно от турбины. Так, на АЭС в г. Шевчен-
ко, где установлен реактор на быстрых нейтронах с натриевым тепло-
носителем, пар, отработавший в турбинах, подается на опреснительные
установки, на которых производится дистиллят из морской воды.
5.3.	ОТПУСК ТЕПЛОТЫ НА ОТОПЛЕНИЕ, ВЕНТИЛЯЦИЮ
И БЫТОВЫЕ НУЖДЫ
Теплота на отопление (2ОТ, вентиляцию и бытовые нужды Q_ н
обычно подается потребителю с горячей водой. Вода по сравнению
с водяным паром имеет ряд преимуществ. Ее легко передавать на
большие расстояния (до 20—30 км), не увеличивая давление пара в
отборе; тепловые потери и потери теплоносителя при этом ниже, чем
в паровых системах теплоснабжения; расход энергии на перекачивание
также небольшой. Водяные системы теплоснабжения имеют большую
аккумулирующую способность, вследствие чего кратковременные из-
менения количества теплоты, подводимого к сетевой воде, менее
отражаются на температурных режимах обогреваемых помещений.
При обогреве помещения горячей водой легче поддерживать умерен-
ную температуру отопительных батарей (до 90—95 °C).
На рис. 5.6, а приведена применяющаяся в настоящее время на круп-
ных ТЭЦ с отопительной нагрузкой схема подогрева сетевой воды.
Сетевая установка имеет два подогревателя, к которым подводится пар
от двух отборов турбины. В конденсаторе имеется отдельный встроен-
96
Рис. 5.6. Схема подогрева сетевой воды на установках с двумя теплофикационны-
ми отборами и теплофикационным пучком в конденсаторе турбины (а) и с одним
теплофикационным отбором (б):
СП у, СП2 — сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней; ОП - основной
подогреватель; ПП — пиковый подогреватель; ТК - теплофикационный пучок
конденсатора турбины; ОД — охладитель дренажа; ПВК — пиковый водогрейный
котел; СП - сетевой насос; К - конденсатор турбины; РОУ - редукционно-
охладительная установка; ТП — тепловой потребитель
ный теплофикационный пучок ТК. В зимний период через этот пучок
пропускается сетевая вода или добавочная вода, направляемая затем
в тепловую сеть для компенсации утечек. Когда через ТК проходит
сетевая вода, она нагревается в нем на несколько градусов и затем
поступает в сетевые подогреватели. Когда через ТК проходит добавоч-
ная вода, сетевая вода из магистрали направляется непосредственно
в сетевые подогреватели. После сетевых подогревателей установлен
пиковый водогрейный котел ПВК, однако ПВК включается лишь
тогда, когда количество отбираемого из отборов пара недостаточно
для покрытия всей тепловой нагрузки. При включенном теплофикаци-
онном пучке конденсатора техническая вода к конденсатору не под-
водится и теплофикационная установка работает без потерь в холод-
ном источнике. Вакуум при этом, конечно, понижается.
В летний период сетевая вода подогревается только в сетевом подо-
гревателе нижней ступени. На многих установках имеется один тепло-
фикационный отбор (рис. 5.6, б), пар от этого отбора с давлением 0,12—
0,24 МПа (на некоторых турбинах давление изменяется в пределах
0,07—0,24 МПа) отводится к основному подогревателю сетевой установ-
ки. Дополнительный подогрев сетевой воды (в холодные дни отопитель-
ного сезона) может проводиться в пиковом подогревателе, пар к кото-
97
рому подводится от РОУ или от промышленных отборов турбины (если
это не приведет к необходимости уменьшить расход пара на технологи-
ческие нужды). На схеме, изображенной на рис. 5.6, б, наряду с основ-
ным и пиковым подогревателями показан также охладитель дренажа.
Этот теплообменник имеется на сетевых установках, к которым подво-
дится пар от регулируемого отбора установки среднего давления с
деаэратором, который работает при давлении 0,12 МПа. При низкой
температуре наружного воздуха давление в основном подогревателе
поднимается до 0,24 МПа, а температура дренажа — до 125 °C. Для
обеспечения нормальной работы деаэратора в этих условиях дренаж
необходимо охлаждать. Охлаждение дренажа сетевой водой не при-
водит к изменению тепловой экономичности ТЭЦ, так как из-за не-
которого подогрева сетевой воды в охладителе дренажа расход пара на
основной подогреватель уменьшается, а расход пара на деаэратор в рав-
ной мере увеличивается.
На установках с деаэратором, работающим при 0,6 МПа и выше,
охладитель дренажа не нужен.
Общее количество передаваемого сетевой водой потребителю тепло-
ты определяется выражением
Q . = О + Q + Q- .	(5.3)
^общ vor	^б.н	v 7
Расход теплоты на отопление определяется потерями через наружные
ограждения и инфильтрацией наружного воздуха через неплотности.
Для жилых и общественных зданий коэффициент инфильтрации неве-
лик (до 3—4%) и расчеты по определению количества теплоты, теряе-
мой через неплотности, при этом не проводятся. Тепловые потери в
результате инфильтрации промышленных зданий достигают 25—30%
потерь вследствие теплопередачи и поэтому должны рассчитываться
отдельно. При определении количества теплоты для отопления про-
мышленных зданий необходимо учесть также внутренние тепловыде-
ления (т. е. теплоту, выделяемую тепловыми и силовыми установка-
ми) . Теплоту, кДж/с, теряемую зданием, можно определить по фор-
муле
е=хЛ('„-(5-4)
где хо — отопительная характеристика здания, кДж/(с • м3 -°C); t ,
t — температура внутри помещения и снаружи, °C; V — объем зда-
н	з
ния, вычисленный по наружным размерам, м .
В этой зависимости отопительная характеристика хо численно равна
потерям теплоты через наружные ограждения здания в единицу време-
ни при разности температур внутри помещения и снаружи в 1 °C, от-
несенным к 1 м3 объема здания, рассчитанного по наружным размерам.
Для жилых зданий отопительной характеристикой учитывается также
98
рис. 5.7. Графики тепловых нагрузок:
1,2 — отопительная нагрузка соответственно
жилых и промышленных помещений; 3 - венти-
ляционная нагрузка; 4 — нагрузка горячего водо-
снабжения; 5 — тепловые потери; б — суммар-
ная нагрузка
инфильтрация и расход теплоты на вентиляцию (если здание не имеет
специальной приточной системы и Q не превышает 5—10% расхода
теплоты на отопление). Расходы теплоты на вентиляцию производствен-
ных зданий, а также помещений общественных и культурных учрежде-
ний рассчитываются отдельно.
На рис. 5.7 приведены зависимости Q ,т, 0 и Сбн,а также тепловые
потери <2ПОТ и общий расход теплоты Q бщ от температуры наружного
воздуха применительно к району, обслуживаемому одной из ТЭЦ Мос-
энерго. Как и обычно, расход теплоты на отопление и вентиляцию зави-
сит от t по линейному закону. Среднесуточный расход теплоты на
бытовые нужды (горячее водоснабжение) практически не зависит от
температуры наружного воздуха.
В соответствии с (5.4) отопительная нагрузка максимальна при низ-
шей температуре наружного воздуха f мин- Температуру f мин, по
которой рассчитывают максимальную отопительную нагрузку £
называют низшей расчетной температурой наружного воздуха. Эта тем-
пература принимается равной средней температуре наиболее холодных
пятидневок из восьми лет за 50-летний период [50].
Расход теплоты на вентиляцию также зависит от разности температур
в помещении и снаружи. Однако при выборе низшей температуры
мин’ на КОТОРУЮ рассчитывается установка, исходят из того, что в
наиболее холодные дни возможно некоторое снижение кратности обме-
на воздуха в вентилируемых помещениях. Поэтому значение г® мин
для всех помещений (за исключением тех, в которых вентиляция рас-
считывается с учетом имеющихся вредных выделений) выше низшей
расчетной температуры для отопления t мин. Для температур наруж-
ного воздуха ниже этого значения принимается постоянным
(рис. 5.7, кривая .?) .
99
По принятым в нашей стране строительным нормам и правилам
Г® мин определяется как средняя температура наиболее холодного
периода, составляющего 15% продолжительности отопительного перио-
да, в наиболее холодные годы [50, 57].
Расчетные температуры	и Г® для некоторых городов
г *	Но мин	н.мин
России имеют следующие значения:
Архангельск..............  .
СанкТ-ПеТербург..............
Москва ......................
Екатеринбург.................
Новосибирск..................
Томск .......................
гн.мин, ° С Гн. мин, ° С
—32	-19
-25	-11
-25	-14
-31	-20
-39	-24
-40	-25
Отопление жилых и общественных зданий следует включать, когда
среднесуточная температура наружного воздуха снижается до +8 °C и
держится на этом уровне в течение трех суток. Когда среднесуточная
температура принимает устойчивое значение +8 °C и выше, отопитель-
ный сезон заканчивается.
Начало и конец отопительного сезона для промышленных зданий
устанавливается при температуре t t для которой тепловые потери
здания равны внутреннему тепловыделению. В связи с тем что мак-
симальная вентиляционная нагрузка устанавливается при более вы-
сокой температуре наружного воздуха, чем максимальная отопитель-
ная нагрузка, а длительность отопительного сезона для промышленных
зданий часто меньше, чем для жилых и общественных зданий, график
суммарного расхода теплоты на отопление, вентиляцию и бытовые нуж-
ды может иметь два перелома — при температуре начала и конца ото-
пительной нагрузки промышленных помещений и при - г® мин-
Общее количество теплоты, кДж/ч, отданное сетевой водой, опреде-
ляется зависимостью
Q = G (h - h ) • 103,	(5 5)
где GB — расход сетевой воды, т/ч; й hQ — энтальпия воды в по-
дающей и обратной магистралях, кДж/кг.
Как видно из этого уравнения, чем выше температура воды в по-
дающей магистрали tn м, тем требуется меньший расход ее GB при тех
же значениях общего количества теплоты, отданного сетевой водой,
(2общ и темпеРатУРЫ воды в обратной магистрали tQ м. Значение Г ,
принимаемое при расчетной температуре наружного воздуха t ,
определяет необходимое наиболее высокое значение G . Чем выше эта
температура, тем ниже расход сетевой воды G и капиталовложения
в тепловую сеть К . Однако при этом возрастает давление в ре гули-
100
руемом отборе и уменьшается удельная выработка электроэнергии
на тепловом потреблении. В городских сетях максимальная темпера-
тура воды f макс принимается в настоящее время (по результатам
технико-экономических расчетов) равной 150 °C, а обратной сетевой
воды 70 °C (при Гн мин) • Для тепловых сетей небольшой протяжен-
ности гв макс = 130 °C, а для пригородных ТЭЦ при большой длине
магистралей тепловой сети ? макс повышается до 180 °C.
По санитарным нормам в отопительные приборы должна направлять-
ся вода, температура которой не превышает 95 °C. Для того чтобы
выдержать это требование при всех температурных режимах работы
тепловой сети, на отводах воды от подающих магистралей к тепло-
вым потребителям (абонентных вводах) или в центральных тепло-
вых пунктах (ЦТП) устанавливаются смесительные устройства.
Эти устройства подмешивают охлажденную воду из обратных
линий к горячей воде, поступающей из подающей магистрали. Схемы
присоединения отопительных линий со смесительными устройствами
к прямой и обратной магистралям тепловой сети показаны на рис. 5.8.
Схемы, приведенные на рис. 5.8, а и б, называют зависимыми, а схему
рис. 5.8, в - независимой. При зависимых схемах давление в абонент-
ной установке всецело определяется давлением в тепловой сети рс,
при независимой схеме оно устанавливается в требуемых пределах
вне зависимости от значения р и может быть заметно ниже р .
Оборудование абонентного ввода при зависимых схемах (как вид-
но из рис. 5.8) проще и дешевле. Кроме того, в таких схемах можно
использовать больший перепад температур сетевой воды, вследствие
Рис. 5.8. Присоединение отопительных линий к магистралям тепловой сети:
а — схема со струйном насосом (элеватором); б — зависимая схема с центро-
бежным насосом; в — независимая схема с центробежным насосом; 1 — к отопи-
тельным устройствам; 2 - вода из обратных линий; 3 - струйный насос (элева-
тор) ; 4 — центробежный насос; 5 — регулятор расхода; 6 — регулятор темпера-
туры; 7 - теплообменник; ПМ — подающая магистраль; ОМ - обратная маги-
страль
101
Рис. 5.9. Подвод теплоты на отопление, вентиляцию и бытовые нужды для откры-
той схемы горячего водоснабжения при независимом распределении сетевой во-
ды (несвязанное регулирование) (а), зависимом распределении воды (связан-
ное регулирование) (б), зависимой (в) и независимой (г) схемах с регулирова-
нием отопительной нагрузки по температуре воздуха отапливаемых помещений:
1 — к отопительным устройствам; 2 — вода из обратных линий; 3 — вода на
горячее водоснабжение; 4 — элеватор; 5 - регулятор расхода; 6 — регулятор тем-
пературы воды; 7 — смеситель; 8 — насос; 9 — регулятор температуры отапли-
ваемых помещений; 10 — теплообменник
чего уменьшаются сечения трубопроводов, а следовательно, и капи-
тальные затраты. Однако не всегда эти схемы являются достаточно
надежными.
Допустимое давление в широко применяемых чугунных отопитель-
ных приборах (радиаторах) Рдоп < 0,6 МПа. В городских сетях при
большой протяженности линий, высоких и разнородных тепловых
нагрузках трудно обеспечить, чтобы при всех режимах рс < рдоп, поэто-
му здесь часто применяются независимые схемы присоединения ото-
пительных линий к магистралям тепловой сети.
Теплота на бытовые нужды (горячее водоснабжение) может пода-
ваться с водой, поступающей к потребителю из тепловой сети, и с пред-
варительно нагретой водопроводной водой. При горячем водоснабже-
нии, осуществляемом сетевой водой, схему называют открытой, при
горячем водоснабжении предварительно нагретой водопроводной
водой - закрытой схемой.
На рис. 5.9 приведены схемы подвода теплоты на отопление, венти-
ляцию и бытовые нужды, при которых горячее водоснабжение прово-
дится сетевой водой. При этом сетевая вода забирается из подающей
и обратной магистралей или только из одной магистрали, если темпе-
ратура воды в ней равна 60—70 °C. Чтобы исключить возможность
перетекания воды из подающей линии в отводящую, на трубопро-
воде, подводящем охлажденную в отопительных устройствах воду
к смесителю, устанавливается обратный затвор.
102
По схеме, изображенной на рис. 5 9, а, подача теплоты в систему
горячего водоснабжения и в отопительную систему (на отопление и
вентиляцию) проводится по параллельным контурам независимо друг
от Друга. Расход сетевой воды из подающей магистрали в этом случае
равен сумме расходов воды в отопительную систему (2ОТ в и систему
горячего водоснабжения <2б н. Количество воды, подаваемой на отоп-
ление и вентиляцию, обычно поддерживается постоянным посредством
регулирования расхода, а расход на бытовые нужды изменяется от
нуля до некоторого (максимального) значения, которое устанавливает-
ся при наибольшей тепловой нагрузке на бытовые нужды и минималь-
ной температуре воды в подающей линии. Таким образом, максималь-
ный расход сетевой воды (расход, на который рассчитывается линия)
при этом, окажется равным сумме (7от + макс- Это значение
может быть снижено, если выравнять нагрузку горячего водоснабже-
ния с помощью аккумуляторов. Однако в жилых зданиях схемы с
аккумуляторами горячей воды не применяются, так как это привело
бы к усложнению и удорожанию установок.
Максимальный расход воды понижается, когда применяется схема,
представленная на рис. 5.9, б. Здесь регулятор расхода устанавливается
на линии ввода сетевой воды на обе установки (отопительную и горя-
чего водоснабжения). Поэтому в период повышенного расхода горя-
чей воды у тепловых потребителей расход теплоты на отопление и
вентиляцию понижается, однако в часы, когда потребление воды пада-
ет или даже полностью прекращается, вся сетевая вода или часть ее из
абонентного ввода направляется в систему отопления. Схемы с парал-
лельным (независимым) распределением воды на бытовые нужды и
отопление принято называть схемами с несвязанным регулированием
(рис. 5.9, а). Когда общий расход сетевой воды на отопление, вентиля-
цию и бытовые нужды поддерживается постоянным, изменение расхода
воды на бытовые нужды отражается на значении GoT поэтому такие
схемы называют схемами со связанным регулированием. В схемах со
связанным регулированием в качестве аккумуляторов, выравнивающих
теплофикационную нагрузку потребителя, используются отапливаемые
здания.
При повышенной гидравлической устойчивости тепловой сети и нали-
чии горячего водоснабжения у большинства абонентов регулятор рас-
хода в схеме рис. 5.9, б может не устанавливаться. Наряду с регулятором
температуры, поддерживающим необходимую температуру воды в ли-
нии горячего водоснабжения, в схеме может быть установлен регулятор
температуры отапливаемых помещений (рис. 5.9, в, г). В схемах, приве-
денных на рис. 5.9, a-в, присоединение отопительных линии к сетевым
магистралям зависимое. При открытой схеме горячего водоснабжения
подвод теплоты на отопление и вентиляцию может проводиться также
по независимой схеме (рис. 5.9, г).
103
Рис. 5.10. Подвод теплоты на отопление, вентиляцию и бытовые нужды для закры-
той схемы горячего водоснабжения с одним подогревателем водопроводной во-
ды, подключенным параллельно отопительным устройствам (а); с одним подогре-
вателем и регулятором, поддерживающим постоянный общий расход воды на теп-
лофикацию (б); с двумя подогревателями, когда вторая ступень подогрева под-
ключена параллельно отопительным батареям (в); с двухступенчатым подогре-
вом водопроводной воды при постоянном общем расходе сетевой воды (г),
зависимой (д) и независимой (г) схемах с регулированием отопительной на-
грузки по температуре воздуха при закрытой системе горячего водоснабжения:
1—4 — вода соответственно из водопроводной линии, на горячее водоснабже-
ние, к отопительным устройствам, из обратных линий; 5 — элеватор; 6 - подо-
греватель; 7 - регулятор температуры воды; 8 — регулятор расхода; 9, 10 -
подогреватели первой и второй ступеней; 11 — регулятор температуры отапли-
ваемых помещений; 12 — насос; 13 — теплообменник
На рис. 5.10 представлены схемы подвода теплоты на отопление,
вентиляцию и бытовые нужды при закрытой схеме горячего водоснаб-
жения. Так же, как при открытых схемах, здесь применяется зависимая
и независимая системы подвода теплоты на отопление и вентиляцию.
Подогрев водопроводной воды можно вести в одном теплообменнике
сетевой водой из подающей магистрали тепловой сети (рис. 5.10, а, б)
и в двух теплообменниках сетевой водой, отбираемой из подающей
и обратной линий (рис. 5.10, в, г). В схемах с двумя теплообменниками
104
вОда, прошедшая отопительные батареи, дополнительно охлаждается
р подогревателе первой ступени, и температура воды в обратной маги-
страли уменьшается. Это приводит к повышению тепловой экономич-
ности ТЭЦ, так как выработка электроэнергии на тепловом потребле-
ний возрастает.
В схеме с одним подогревателем водопроводной воды, приведенной
на рис. 5.10, д, установка горячего водоснабжения подключена парал-
лельно отопительным устройствам, распределение сетевой воды на
отопление и в систему горячего водоснабжения проводится независи-
мо друг от друга и поэтому общий расход сетевой воды здесь наиболее
высокий. Когда применяется схема, изображенная на рис. 5.10, б, расход
сетевой воды уменьшается. Здесь неизменным поддерживается весь
расход сетевой воды (на отопление, вентиляцию и бытовые нужды),
а в часы повышенного расхода теплоты на бытовые нужды расход теп-
лоты на отопление и вентиляцию уменьшается. В часы, когда <2б
уменьшается, в отопительные батареи поступает вода с более высокой
температурой и расход теплоты Q г + <2В возрастает.
В схемах с двумя теплообменниками, когда вторая ступень подо-
грева остается подключенной параллельно отопительным батареям
(рис. 5.10, в), общий расход сетевой воды все же ниже, чем при анало-
гичной схеме отвода сетевой воды и одном подогревателе (рис. 5.10,д),
так как в подогреватель второй ступени приходит водопроводная вода,
уже частично подогретая водой из обратных линий (в первой ступени
подогрева). Однако и эта схема должна быть рассчитана по расходу
воды при максимальной нагрузке горячего водоснабжения.
Расход сетевой воды может быть еще более понижен, если приме-
нить двухступенчатую схему подогрева, при которой общий расход
сетевой воды поддерживается постоянным во всех режимах работы
установки горячего водоснабжения (рис. 5.10, г). При такой схеме
(так же, как при схеме, показанной на рис. 5.10, б) отапливаемые зда-
ния используются в качестве аккумуляторов, выравнивающих тепло-
фикационную нагрузку, и в то же время большая часть теплоты подво-
дится к подогреваемой водопроводной воде от сетевой воды, охладив-
шейся уже в отопительных батареях. Летом, когда отопительная уста-
новка отключена, сетевая вода поступает сначала в подогреватель
второй ступени, а затем в подогреватель первой ступени (линии пере-
пуска на схеме не показаны), откуда отводится в обратную маги-
страль тепловой сети.
Двухступенчатая схема подогрева водопроводной воды, приведен-
ная на рис. 5.10, г, получила наибольшее распространение в городских
тепловых сетях.
При закрытой схеме горячего водоснабжения в городских сетях
применяются также установки, в которых расход сетевой воды в ото-
пительную систему регулируется температурой в отапливаемых по-
мещениях. Так же, как при открытой схеме горячего водоснабжения,
105
схемы таких установок могут быть зависимыми (рис. 5.10, д) и не-
зависимыми (рис. 5.10, е).
Основным достоинством закрытых схем горячего водоснабжения
является то, что потребителю подается водопроводная вода. Преиму.
ществом их является также то, что в сеть требуется подавать лишь не.
большой добавок, компенсирующий утечки воды, которые обычно
не превышает 1%. Однако эти схемы сложнее и для их осуществления
требуются большие капиталовложения в абонентские установки. Кро-
ме того, в летнее время температура воды в подающей магистрали
должна быть выше, чем при работе по открытой схеме. Это приво-
дит к некоторому уменьшению удельной выработки электроэнергии
на тепловом потреблении. Серьезным недостатком этих схем является
также то, что в ряде случаев для предупреждения коррозии и заметных
отложений шлама необходимо применять специальную обработку водо-
проводной воды, что приводит к возрастанию стоимости установок и
усложняет их эксплуатацию.
Температура воды, подаваемой тепловому потребителю при закры-
тых схемах горячего водоснабжения, обычно близка к 60 °C. Поэтому,
если вода имеет карбонатную жесткость Жк < 2 мг • экв/кг, накипь
и шлам практически не образуются. Для воды с карбонатной жест-
костью 2 мг • экв/кг < Жк <4 мг • экв/кг скорость образования от-
ложений зависит от концентрации хлоридов и сульфатов (С1“ + SO*-).
При небольших концентрациях этих веществ на внутренних поверхно-
стях подогревателей и трубопроводов образуются тонкие пленки наки-
пи, что практически не отражается на условиях эксплуатации. Для воды
с повышенным содержанием хлоридов и сульфатов, а также при
4 мг • экв/кг < Жк < 6 мг • экв/кг возможно интенсивное выделение
шлама, вследствие чего в этих условиях необходимо либо применять
соответствующие методы обработки воды, либо переходить на открытые
схемы горячего водоснабжения. Сравнительно простым и достаточно
эффективным методом обработки воды для таких условий является
метод магнитной обработки [50].
При Жк > 6 мг • экв/кг вода не может считаться пригодной для ис-
пользования в бытовых целях, и применение закрытых систем горяче-
го водоснабжения в этом случае не рекомендуется.
Что касается коррозионной активности воды, то можно считать,
что при положительном значении индекса стабильности У * и суммар-
ной концентрации сульфатов и хлоридов С1~ + SO^“ < 50 мг/кг вода
* Индекс стабильности определяется по зависимости
У = pH - phs,
где pH - действительное значение показателя концентрации ионов водорода в
воде; pH — значение показателя при равновесном насыщении карбонатом каль-
ция.
106
^рдяется практически неагрессивной и установки горячего водоснаб-
жения не нуждаются в защите; при У < 0 и С1“ + SO*“ > 50 мг/кг
необходимо либо снизить коррозионную активность воды, либо повы-
сить стойкость материала элементов, наиболее подверженных корро-
зии [50].
При открытых схемах горячего водоснабжения, которые проще и
дешевле закрытых, потери сетевой воды вО много раз превосходят
потери при закрытых схемах. Между тем умягченная на электростан-
ции вода значительно дороже водопроводной. Кроме того, в этих
схемах усложняется санитарный контроль за водой горячего водо-
снабжения, контроль герметичности, а также эксплуатация из-за не-
стабильности режима в связи с переменным расходом воды в обрат-
ной магистрали тепловой сети. Поэтому эксплуатационные расходы
при открытых схемах выше, чем при закрытых. Однако с учетом капи-
тальных затрат и удельной выработки электроэнергии на тепловом
потреблении (которая при открытой схеме выше) открытые и закры-
тые схемы в большинстве случаев можно считать экономически равно-
ценными.
Рассмотренные схемы теплофикации, при которых горячая сетевая
вода подается по одной магистрали и возвращается по другой, явля-
ются двухтрубными. Если всю горячую воду, поступающую на отоп-
ление и вентиляцию, использовать затем для горячего водоснабжения,
то обратная магистраль не потребуется. Схемы теплоснабжения без
обратных магистралей называют однотрубными. В городах однотруб-
ные схемы могут применяться в районах с большой относительной
нагрузкой горячего водоснабжения, когда необходимый расход воды
на отопление и вентиляцию (при экономически оправданных значе-
ниях температур ее) не превышает среднесуточного расхода на бы-
товые нужды. Такие условия могут существовать в южных районах
страны. Однотрубная схема может быть применена также для пере-
дачи теплоты от ТЭЦ в тепловые сети района, расположенного сравни-
тельно далеко от электростанции. При этом в районе расположения
тепловых потребителей применяется обычная открытая двухтрубная
схема теплофикации и расход воды, направляемой туда по одной ма-
гистрали от ТЭЦ, равен потерям в тепловой сети района. Температура
воды в магистрали может достигать 200 °C, в то время как в тепло-
вых сетях района поддерживаются такие же температурные режимы,
как в сетях, работающих по описанным выше схемам.
Общее количество теплоты 0общ, необходимое для теплофикации
района, существенно зависит от температуры наружного воздуха.
Регулировать (2общ можно изменяя расход сетевой воды и температуру
подогрева сетевой воды [см. (5.5)]. Регулирование, проводимое из-
менением расхода воды, называют количественным; регулирование,
осуществляемое изменением температуры воды, называют качествен-
ным. Возможно также смешанное (качественно-количественное) ре-
107
гулирование, которое проводят изменением температуры и расхода
подаваемой в сеть воды.
Во всех описанных выше двухтрубных схемах принято общее колд.
чество теплоты, подаваемой сетевой водой, изменять качественным
центральным регулированием, дополняемым на абонентных вводах
количественным регулированием, или регулированием пропусками
(периодическими отключениями отдельных абонентных установок от
тепловой сети). При этом в диапазоне температур наружного воздуха
от * ИНДО?=2°С регулирование только качественное, а при t =
= 24-8 °C — количественное на абонентных вводах. Такой режим регу.
лирования в этом диапазоне температур наружного воздуха применяет-
ся потому, что температура воды в подающей магистрали (в связи с
подачей нагретой воды для бытовых целей) не может быть ниже TO-
TS °C при закрытой и ниже 60 э С при открытой схеме горячего водо-
снабжения, и, чтобы сохранить при этом требуемое количество теп-
лоты 0общ, средний расход воды в абонентных линиях должен быть
уменьшен.
На рис. 5.11 приведены типичные температурный и расходный гра-
фики сетевой воды. Как видно из рисунка, при температурах наруж-
ного воздуха выше +8 °C, когда отопительная нагрузка отключается,
расход сетевой воды снижается, оставаясь постоянным в течение всего
этого периода.
В холодные дни отопительного сезона теплота к сетевой воде под-
водится от отборов турбин и от пиковых водогрейных котлов или
от пиковых подогревателей (см. рис. 5.6). Пиковые водогрейные
котлы или пиковые подогреватели включаются в работу, когда расхо-
ды пара в отборах достигают максимума. Это происходит при опреде-
ленной температуре наружного воздуха tH , которую принято назы-
вать расчетной температурой отбора. Таким образом, при низшей
расчетной температуре наружного воздуха общее количество теплоты
Собщ макс представляет собой сумму максимального количества теп-
лоты, подводимой к сетевой воде паром из теплофикационных отбо-
ров, <2отб макс и максимальной тепловой нагрузки пиковой котельной
бПик макс* Отношение максимального количества теплоты, подводимой
к сетевой воде паром из теплофикационных отборов, к общему коли-
честву теплоты называют коэффициентом теплофикации «ТЭц- Из
определения следует, что
аТЭЦ ^отб.макс/^о бщ.макс
^отб.макс'(^отб.макс	^пик.макс^'	(5-6)
Чем выше аТЭц, тем (при том же значении <2общ макс) больше
электроэнергии вырабатывается на тепловом потреблении. Однако при
108
Рис. 5.11. Типичные температурный (а) и расходный (6) графики сетевой воды
(закрытая схема горячего водоснабжения) :
1-3 — температура воды соответственно в подающей магистрали, после сете-
вых подогревателей, в обратной магистрали
Рис. 5.12. Схема подключения сетевого подогре-
вателя к отбору турбины на АЭС:
1 - промежуточный теплообменник; 2 - се-
тевой подогреватель; 3 — промежуточный кон-
тур; 4 - компенсатор объема
этом возрастает общая стоимость всех установок. При заданных общей
электрической мощности района и максимальной тепловой нагрузке
значения «ТЭц оптимальны, когда приведенные затраты по выработке
электроэнергии теплофикационными и конденсационными установками
и выработке теплоты непосредственно на ТЭЦ и в пиковых котельных
наименьшие. В большинстве случаев оптимальные значения аТЭц на-
ходятся обычно в пределах от 0,5 до 0,65. Коэффициент теплофикации
выше, когда кривая распределения теплофикационной нагрузки в те-
чение года более равномерна, а длительность отопительного периода
больше. При прочих равных условиях с увеличением начальных пара-
метров пара и мощности отдельных агрегатов ТЭЦ (по мере того как
значения этих величин приближаются к значениям, характерным для
КЭС данного района) оптимальные значения аТЭц возрастают.
Схемы теплофикации на обычных станциях и двухконтурных АТЭЦ
практически не отличаются друг от друга. Давление в линиях сетевой
воды всегда выше давления пара в теплофикационных отборах. Поэто-
му даже при проникновении теплоносителя первого контура АЭС во
второй контур (что может быть только при недостаточной плотности
ПГ и авариях) сетевая вода радиоактивной не окажется.
109
На одноконтурных станциях в условиях нормальной эксплуатации
также невозможно перетекание активной среды из отборов турбины в
линию сетевой воды. Однако когда контур сетевой воды не работает
и давление в нем снято (или снизилось из-за аварии, например, при
разрыве трубопровода), такие перетечки могут существовать. Чтобы
полностью исключить возможности утечки активной среды в теплофц.
кационную сеть, можно применить в данном случае схему с промежу-
точным контуром (рис. 5.12) [31]. Давление в этом контуре следует
поддерживать выше давления в теплофикационных отборах. Такая
схема может быть применена также на одноконтурной конденсацион-
ной АЭС для теплофикации жилого поселка и электростанции.
5.4.	СЕТЕВЫЕ УСТАНОВКИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
На конденсационных электростанциях часто устанавливаются неболь-
шие сетевые установки для покрытия тепловых нагрузок жилого по-
селка и самой электростанции. Тепловые нагрузки таких установок
обычно не превышают 200 ГДж/ч. Пар к сетевым подогревателям под-
водится от нерегулируемых отборов, поэтому тепловые режимы их
существенно зависят от давления в отборах, а следовательно, от элект-
рической мощности турбин.
На рис. 5.13 приведена схема сетевой установки двухконтурной
атомной КЭС [31]. К сетевым подогревателям здесь подводится пар
от отборов давлением около 0,2 и 0,5 МПа при номинальной нагруз-
ке. При температуре наружного воздуха Г мин температура воды на
входе в сетевую установку равна 70 °C и на выходе 130 °C, а нагрузка
первого подогревателя в этих условиях составляет 65% общей теп-
ловой нагрузки установки Собщ- Когда мощность турбин составляет
0,72V	, давление в верхнем отборе равно около 0,35 МПа, а в ниж-
нем около 0,14 МПа и нагрузка первого подогревателя понижается до
45% Q _ .
^общ
К сетевым подогревателям теплофикационной установки конденса-
ционного блока с турбиной К-200-130 (рис. 5.14) пар также подводится
от двух нерегулируемых отборов и, кроме того, от РОУ, которая вклю-
чается, когда давление пара в отборах падает и нагрев сетевой воды до
требуемой температуры отборным паром не может быть проведен.
Конденсат греющего пара из сетевых подогревателей отводится в си-
стему регенеративного подогрева основного конденсата турбины. Не-
конденсирующиеся газы перепускаются из верхнего подогревателя
в нижний и оттуда в конденсатор турбины. В РОУ пар дросселируется
до 0,6 МПа и охлаждается до 250 ’С. Подводится пар к РОУ из холод-
ной нитки промежуточного перегрева турбинной установки.
110
Рис. 5.13. Сетевая установка двухконтурной АКЭС:
1 - химобработанная (умягченная) добавочная вода; 2 - линия аварийной
подпитки из водопровода; 3 - обратная магистраль сетевой воды; 4, 5 - под-
питочные и сетевые насосы; 6 — напорный коллектор; 7, 11 — подвод сетевой
воды к другим сетевым установкам и отвод от них; 8,9 — сетевые подогрева-
тели; 10 -г линия пара от отбора турбины; 12 - подающая магистраль сетевой
установки; 13 — отвод обратного конденсата
///
Рис. 5.14. Сетевая установка конденсационного блока с турбиной К-200-130:
1 — добавочная вода; 2 — магистраль обратной сетевой воды; 3 — сетевой
насос; 4, 5 - сетевые подогреватели ПСВ-20-7-15 и ПСВ-63-7-15; 6 - отвод кон-
денсата в систему регенеративного подогрева воды; 7 - в магистраль сетевой
воды; 8 — отвод паровоздушной смеси в конденсатор турбины; 9 - пар от
отбора (р= 0,26 МПа); 10 - то же (р= 0,6 МПа) ; 11 - РОУ
Как обычно, на установках такого типа сетевой подогреватель вто-
рой ступени является пиковым и включается в работу в холодные дни
отопительного сезона, а также при работе паротурбинной установки
на пониженной мощности, так как в этих условиях давление пара в
отборе уменьшается и количество теплоты, передаваемой в основном
подогревателе, может оказаться недостаточным.
111
Гпава шестая
ЭЛЕМЕНТЫ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
6.1. СОДЕРЖАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Принципиальная тепловая схема электростанции отражает все этапы
технологического процесса преобразования энергии, выделившейся
при сжигании органического топлива или делении ядер урана, в элект-
рическую энергию и теплоту, используемую для промышленных нужд
и теплофикации. Принципиальная тепловая схема электростанции на
органическом топливе содержит все основное и вспомогательное тех-
нологическое оборудование от котельной установки до турбины по
паровым и водяным линиям, а также все оборудование, служащее для
отпуска теплоты внешним потребителям, термической подготовки
добавочной воды, использования теплоты продувочной воды и пр.
Для одноконтурной АЭС на схеме приводится все технологическое
оборудование контура рабочей среды, а для двухконтурных и трех-
контурных схем наряду с оборудованием этого контура — оборудова-
ние контуров теплоносителей. На принципиальной схеме показывают
лишь те связи (коммуникации) между оборудованием, которые необ-
ходимы для осуществления технологического процесса. Резервное обо-
рудование на схеме не указывается. Однотипное оборудование вне
зависимости от числа установленных агрегатов изображается одним
элементом, а трубопроводы при нескольких параллельных потоках -
одной ниткой.
Принципиальная тепловая схема может быть составлена лишь после
того, как на основе предварительных проработок выбраны тип стан-
ции, начальные и конечные параметры, цикл паротурбинной установки
и мощность ее, схема регенеративного подогрева питательной воды,
способ подготовки добавочной воды, схема отпуска теплоты потре-
бителю, схемы использования теплоты уплотнений турбины, эжектор-
ной установки, продувочной воды паровых котлов и ПГ, испари-
телей и паропреобразователей и др.
Расчет принципиальной тепловой схемы позволяет установить по-
казатели тепловой экономичности станции и отдельных установок, а
также расходы пара, воды и теплоносителей контуров АЭС. Кроме
того, по данным этого расчета уточняют технические характеристики
основного оборудования и устанавливают технические характери-
стики, по которым могут быть выбраны или разработаны элементы
вспомогательного оборудования.
Ниже рассматриваются основные элементы принципиальных тепло-
вых схем и приводится описание оборудования паровых и водяных
линий контуров рабочей среды тепловых и атомных электростанций,
а также теплоносителя двухконтурной АЭС.
112
6.2. РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
Как уже отмечалось ранее (см. гл. 4), подогрев питательной воды
можно проводить в подогревателях поверхностного и смешивающего
типа Схемы с подогревателями только смешивающего типа примене-
ния не нашли, хотя при использовании таких подогревателей повы-
шается тепловая экономичность установки и резко сокращается ко-
личество продуктов коррозии, которые образуются в тракте пита-
тельной воды и выносятся потоком в котлы и ПГ. Это объясняется
тем, что в схемах со смешивающими подогревателями необходимо
либо после каждой ступени подогрева устанавливать перекачивающий
насос, либо располагать подогреватель предстоящей ступени на бо-
лее высокой отметке (над подогревателем последующей ступени
подогрева) для того, чтобы перетекание воды происходило за счет
разности гидростатических уровней.
Однако последнее практически можно осуществить лишь в той ча-
сти схемы, где для подогрева основного конденсата применяется пар
низкого давления и разность давлений между отборами не превышает
примерно 0,2 МПа, но даже в этом случае подогреватель нижней сту-
пени должен быть расположен над последующим подогревателем на
высоте более 20 м. Поэтому применение находят лишь схемы, в ко-
торых смешивающими являются только первые два подогревателя
(по ходу основного конденсата). При этом первый располагается на
соответствующей высоте и вода из него самотеком перетекает во
второй подогреватель; за этим (вторым) подогревателем устанав-
швается последующая ступень конденсатных насосов. Деаэратор,
конечно, также является смешивающим подогревателем.
Включение поверхностных подогревателей в систему регенератив-
ного подогрева может проводиться по схемам, приведенным на
рис. 6.1. Тепловая экономичность установки, при которой конденсат
греющего пара (дренаж) отводится в линию основного конденсата
после подогревателя (рис. 6.1, д), наиболее высокая, так как дренаж
при смешивании с основным конденсатом (или питательной водой,
если такая схема применена на подогревателях высокого давления)
несколько повышает температуру воды после подогревателя. Если
дренаж направлять по линии, показанной пунктиром, тепловая эко-
номичность понизится. Еще более тепловая экономичность понизится
при каскадном отводе дренажа (рис. 6.1, б), так как здесь во всех
подогревателях, кроме первого, часть пара отбора вытесняется паром,
образовавшимся при самоиспарении некоторого количества дренажа.
Таким образом, вода в этих подогревателях частично нагревается теп-
лотой, отведенной паром предыдущего отбора. При неизменной мощ-
ности турбины это приводит к увеличению потерь теплоты в холодном
Источнике. Особенно заметно увеличивает эти потери отвод из послед-
него подогревателя, так как при этом часть теплоты, содержащейся
113
Рис. 6.1. Схемы включения поверхностных подогревателей в систему регенера-
тивного подогрева с дренажными насосами у каждого подогревателя (а)‘, с ка-
скадным отводом конденсата (£7) и со смешанным отводом конденсата (в) :
1 - регенеративный подогреватель; 2 — подвод пара от отбора турбины; 3 -
линия основного конденсата; 4, 6 - дренажный и конденсатный насосы; 5 -
конденсатор
в дренируемом конденсате, отдается охлаждающей воде конденсатора.
Именно поэтому схема, приведенная на рис. 6.1, б, обладает наиболее
низкой тепловой экономичностью.
Наличие большого числа дренажных насосов усложняет схему, при-
веденную на рис. 6.1, а, и делает ее менее надежной в эксплуатации.
Поэтому схема не нашла применения. Обычно применяют схему, при-
веденную на рис. 6.1, в, тепловая экономичность которой хотя и не-
сколько ниже (чем для схемы, изображенной на рис. 6.1, а), но здесь
требуется лишь один дренажный насос. Работа по схеме, приведенной
на рис. 6.1, б, протекает, когда дренажный насос по тем или иным при-
чинам не может быть включен.
В настоящее время применяют поверхностные регенеративные по-
догреватели различных типов. В одних нагрев питательной воды (или
основного конденсата) происходит только вследствие теплоотдачи от
конденсирующегося пара (рис. 6.2, а), в других наряду с поверхностя-
ми теплообмена, где осуществляется теплопередача от конденсирующе-
гося пара, выделены поверхности теплообмена, на которых конденсат
пара (дренаж) дополнительно охлаждается питательной водой (поверх-
ности охладителя дренажа) (рис. 6.2, б). Применяются также регенера-
тивные подогреватели с выделенными охладителями дренажа и пере-
гретого пара (рис. 6.2, в). На АЭС, где в регенеративные подогреватели
поступает влажный пар, применяются, конечно, только подогреватели,
приведенные на рис. 6.2, а, б.
На рис. 6.2 приведены t, ^-диаграммы для подогревателей различ-
ных типов. Как видно из рисунков, выделенный охладитель дренажа
позволяет понизить температуру конденсата, а охладитель перегре-
того пара — нагреть воду до более высоких температур на выходе из
114
Рис. 6.2. Схемы поверхностных регенеративных подогревателей (а—в) и t Q-
диаграммы для этих схем (г-е) :
а — простейший подогреватель; б — подогреватель с охладителем дренажа;
в - подогреватель с охладителем дренажа и охладителем пара; 1 - основной
подогреватель; 2 — охладитель дренажа; 3 — охладитель перегретого пара
подогревателя при одних и тех же параметрах пара. Все это повышает
тепловую экономичность установки.
Тепловая экономичность установки зависит не только от температу-
ры питательной воды и числа регенеративных подогревателей (см.
гл. 4), но и от перепадов температуры между греющим паром и подо-
греваемой средой в характерных точках Д^ - Дг3 (рис. 6.2, г—ё).
Увеличение температурных напоров приводит к уменьшению раз-
меров теплообменных поверхностей подогревателей и, следователь-
но, к уменьшению их стоимости. Однако внутренний абсолютный
КПД установки при этом падает и для одних и тех же 7Vg увеличивается
расход топлива. При уменьшении Д/ наблюдается обратная картина.
Оптимальные значения этих величин выбирают исходя из технико-
экономических расчетов. Обычно недогрев до температуры насыще-
ния Д/j находится в пределах 1,5—3 °C, минимальный температурный
напор в охладителях дренажа Дг2 — в пределах 4—8 °C, а остаточный
перегрев пара Дг3 — в пределах 7—15 С. Большие значения температур-
ных напоров являются оптимальными при дешевых топливах, мень-
шие — при дорогостоящих.
115
Рис. 6.3. Схема подогрева питательной
воды в подогревателях с охладителями
пара и дренажа:
а — вода после ОП смешивается с
основным потоком; б - в ОП посту-
пает часть потока, прошедшего все ре-
генеративные подогреватели (схема Вио-
лен); в — ОП установлен перед подо-
гревателем-конденсатором, а нагретая
вода в нем направляется в поток, про-
шедший все подогреватели (схема Не-
кольного-Рикара) • 1 - деаэратор; 2 -
подогреватель с охладителем дренажа
и охладителем пара; 3 — охладитель
пара; 4 — подогреватель с охладите-
лем дренажа
В регенеративном подогревателе с выделенным охладителем пара
(ОП), показанном на схеме рис. 6.2, в, через выделенные поверхности
проходит вся питательная вода. Обычно через поверхности ОП пропус-
кается лишь часть общего потока воды, так как количество теплоты,
отбираемой от перегретого пара, относительно невелико и суммарное
входное сечение всех труб, по которым проходит вода, оказывается
небольшим. Основной поток при этом пропускается через байпас. Если
вода, прошедшая через ОП, тут же за подогревателем смешивается с
основным потоком (рис. 6.3, а), то по тепловой экономичности эта
схема не отличается от схемы, показанной на рис. 6.2, в. Известны
схемы, по которым в охладитель пара отводится вода, прошедшая все
регенеративные подогреватели (рис. 6.3, б). При такой схеме теплота,
отнятая от перегретого пара, идет на увеличение температуры пита-
тельной воды всей установки, поэтому КПД повышается несколько
больше, чем при работе по схеме, приведенной на рис. 6.3, а. Можно
также поступающую в пароохладитель воду (как и по схеме рис. 6.3,а)
отбирать непосредственно после поверхностей основного подогрева-
116
рис. 6.4. Схема регенеративного
подогревателя с вынесенным
охладителем дренажа:
1 — регенеративный подогре-
ватель; 2 — охладитель дрена-
жа; 3 - Дроссельная диафрагма
теля, а затем смешивать с основным потоком питательной воды за
последним подогревателем высокого давления (рис. 6.3, в). Так как
при этом пар отбора может быть охлажден в ОП до более низкой тем-
пературы, чем при работе по схеме рис. 6.3, б, такая схема наиболее
экономична [80].
Наряду с охладителем дренажа (ОД), встроенным в корпус регене-
ративного подогревателя, применяются охладители, выполненные от-
дельными теплообменниками. Через такой теплообменник пропуска-
ется часть воды из основного потока конденсата, которая после подо-
грева в этом аппарате вновь смешивается с потоком, идущим в сле-
дующий по ходу воды регенеративный подогреватель (рис. 6.4) .
По конструкции поверхностные регенеративные подогреватели
разделяют на подогреватели, выполненные с трубной доской и с кол-
лекторной системой. На рис. 6.5 показан подогреватель с трубной
доской без выделенных поверхностей ОП и ОД. Как видно из рисунка,
греющий пар подается в верхнюю часть корпуса и конденсируется на
наружных поверхностях вертикальных U-образных труб. Движение
пара направляется горизонтальными перегородками. Конденсат грею-
щего пара отводится из нижней части корпуса. Для того чтобы с кон-
денсатом не перетекало и некоторое количество пара (что при каскад-
ном сливе дренажа приведет к уменьшению тепловой экономичности
установки, а при подаче дренажа в линию основного конденсата —
к срывам в работе дренажного насоса), в подогревателе регулятором
поддерживается постоянный уровень. Нагреваемая вода подается во
входную часть камеры, проходит U-образные трубы и попадает в
другое отделение. Если подогреватель двухходовой, то вода отводит-
ся через выходной штуцер. При четырехходовом подогревателе вода
делает еще два хода. Требуемое движение воды обеспечивается устрой-
ством перегородок в водяной камере.
На корпусе подогревателя имеются штуцера для перепуска неконден-
сирующихся газов и подвода дренажей из подогревателя более высокого
Давления. Неконденсирующиеся газы в подогревателях низкого давле-
ния перепускаются из одного подогревателя в другой, а из последнего —
в конденсатор.
Регенеративные подогреватели с трубной доской для ТЭС выпуска-
ется заводами для давлений со стороны воды до 3,2 МПа, для АЭС —
До 4,2 МПа [59].
117
Рис. 6.5. Регенеративный подогреватель с трубной доской:
1 - корпус; 2 — подвод греющего пара; 3 — защитный щит; 4, 5 — входной И
выходной патрубки основного конденсата; 6 — водяная камера; 7 - трубная
доска; 8 - латунные U-образные трубы; 9 - направляющие перегородки; 10 ~
отсос воздуха; 11 - подвод дренажа из другого подогревателя; 12 - слив конден-
сата греющего пара; 13 — штуцер для опорожнения; 14 - водомерное стекло;
15 — подвод неконденсирующихся газов из другого подогревателя
118
В настоящее время на крупных блоках наряду с регенеративными
подогревателями низкого давления (ПНД), в которых подогрев основ-
ного конденсата происходит только в трубных пучках, обогреваемых
конденсирующимся паром (рис. 6.5), имеются подогреватели с встро-
енными ОД, а также подогреватели, в которых имеются как ОД, так
я ОП. На рис. 6.6 показан регенеративный подогреватель низкого дав-
ления с U-образными трубками, установленными в трубных досках,
с ОП и ОД. Трубы ОП размещаются здесь в выделенном отсеке корпу-
са подогревателя. Пучок этих труб располагается параллельно трубам,
на поверхностях которых пар конденсируется [трубы пучка подогрева-
теля-конденсатора (ПК) ]. Внизу корпуса регенеративного подогрева-
теля располагается ОД. Перегретый пар от отбора турбины поступает
в нижнюю часть подогревателя, проходит трубы ОП (рис. 6.6, а) и при
температуре, близкой к t , перетекает через отверстия в кожухе свар-
ного отсека в подогреватель-конденсатор. Здесь пар конденсируется,
а образующийся конденсат стекает в ОД, где охлаждается частью пото-
ка основного конденсата. Охлажденный конденсат греющего пара от-
водится через штуцер, расположенный в нижней части корпуса.
Поток основного конденсата поступает во входную часть водяной
камеры, проходит последовательно четырехходовые подогреватель-
конденсатор и охладитель пара, после чего попадает в выходную часть
камеры, откуда выходит через отводящий штуцер. Небольшая часть
потока основного конденсата до поступления в трубный пучок подо-
гревателя-конденсатора подается в водяную камеру ОД, проходит
U-образные трубы охладителя и, подогретая, сливается с основным
потоком (рис. 6.6, б) .
Приведенный на рис. 6.6 регенеративный подогреватель устанавли-
вается на блоке с одновальной турбиной К-800-240. Трубные пучки
в нем собраны из труб ф 16 х 1, изготовленных из стали Х18Н10Т.
Регенеративный подогреватель с коллекторной системой показан
на рис. 6.7. В корпусе подогревателя располагаются четыре пучка двой-
ных спиральных труб, к которым от двух вертикальных коллекторов
подводится подогреваемая вода. Отводится вода также в вертикальные
коллекторы. В коллекторах имеются разделительные диафрагмы, ко-
торые обеспечивают требуемое число ходов в ОП, ПК и ОД и соответ-
ствующую скорость воды в трубах. Трубы подогревателя разделяются
горизонтальными перегородками. Перегородки устанавливаются так,
чтобы создать скорости пара и конденсата, обеспечивающие необходи-.
мне значения коэффициентов теплоотдачи при допустимых гидравли-
ческих сопротивлениях. В перегородках имеются отверстия, по кото-
рым пар и конденсат перетекают из одной секции в другую.
Греющий пар подводится непосредственно к охладителю пара сверху
(рис. 6.7) или через штуцер, расположенный в цилиндрической части
корпуса; охлажденный конденсат отводится из нижней части подогре-
вателя. Снизу расположены также подводящий и отводящий штуцера
119
8470±1в
OK
Рис. 6.6. Регенеративный подогреватель
низкого давления с охладителями пара и
дренажа ПН-1000-32-7-11НЖ (д) и схема
движения воды и пара (6):
1 — корпус; 2 — трубный пучок подо-
гревателя-конденсатора (ПК); 3 — труб-
ная доска ПК и ОП; 4 - водяная камера
ПК и ОП; 5 - подвод пара; 6 — отвод
конденсата; 7 — трубный пучок ОД; 8 -
трубная доска ОД; 9 — водяная камера
ОД; 10 - штуцер подвода основного
конденсата ОД; 11 — отсос неконденси-
рующих ся газов; 12 — подвод дренажа из
другого подогревателя; 13, 14 — соответ-
ственно штуцера подвода и отвода основ-
ного конденсата ПК и ОП; 15 - трубный
пучок ОП; 16 - подвод парогазовой сме-
си из другого подогревателя; 17 - шту-
цер отвода потока основного конденсата
(ОК)
- 120
Рис. 6.7. Конструкция регенеративно-
го подогревателя с коллекторной си-
стемой (а) и схема движения воды в
трубной системе (б):
1 — подвод греющего пара; 2 —
охладитель пара; 3 — поверхности
подогревателя-конденсатора; 4	—
подвод неконденсирующихся га-
зов из другого подогре-
вателя; 5 - отсос неконденсирующихся газов; 6 — отвод конденсата греющего
пара; 7 - коллекторы питательной воды; 8 - охладитель дренажа; 9 - патрубок
к указателю уровня; 10, 11 - подвод питательной воды и отвод ее; 12 - подвод
конденсата из другого подогревателя
питательной воды. Неконденсирующиеся газы отводятся по трубе,
установленной над охладителем конденсата.
Корпус подогревателя имеет внизу фланцевое соединение, верхняя
часть его при ремонте может быть снята краном, имеющимся в ма- |
шинном зале. Остальные элементы конструкции понятны из рисунка.
Регенеративные подогреватели с коллекторной системой выпускают-
ся заводами для давлений в трубной системе до 38 МПа и используются
как ПВД, устанавливаемые после питательных насосов. Новые конструк-
ции таких подогревателей отличаются хорошим заполнением объема
корпуса, вследствие чего оказалось возможным даже на крупных бло-
ках на каждом отборе устанавливать один регенеративный подогрева-
тель, т. е. применять схему с так называемой однониточной группой
ПВД. Иногда на таких подогревателях предусматривается также от-
дельный отвод питательной воды, подогретой в ОП. Последнее дает
возможность при встроенном ОП использовать теплоту поступающего
в подогреватель перегретого пара по схеме Некольного—Рикара (см.
рис.. 6.3, в).
На рис. 6.8 показаны конструкция и расположение греющих пучков
подогревателя блока с турбиной К-500-240. Регенеративный подогре-
ватель имеет отдельно выделенные поверхности ОП, ПК и ОД, собран-
ные из пучков однорядных спиральных труб ф 32 х 5 (для ПК и ОД)
и ф 32 х 6 (для ОП). Каждый пучок змеевиков ОП заключается в свой
кожух. Кожухи соединены между собой перепускными коробами.
Греющий пар подводится к двум пучкам (колонкам) ОП по стояку,
расположенному в центральной части корпуса аппарата, и проходит
последовательно три колонки. Из одной колонки в другую пар перете-
кает по коробам. Охладитель конденсата имеет такую же конструк-
цию, однако конденсат в нем подводится к одной колонке и поэтому
последовательно протекает все пучки.
Схемы движения пара и конденсата показаны на рис. 6.9, а. На
рис. 6.9, б дана схема движения питательной воды через подогрева-
тель. Как видно из рисунка, вода подводится снизу к трем коллек-
торам. От этих коллекторов часть потока перепускается в коллекто-
ры ОД. После охладителя дренажа весь поток воды вновь собирается
в этих коллекторах и направляется в специальные трубы ПК и ОП.
Поток, прошедший трубы ПК, отводится через коллекторы в общую
линию и направляется в следующий регенеративный подогреватель или
питательную магистраль котла, а часть питательной воды, прошедшая
ОП, вне зависимости от того, на каком отборе установлен подогрева-
тель, направляется в поток воды, прошедшей все регенеративные
подогреватели.
На электростанциях, работающих при докритических начальных
параметрах на органическом топливе, а также на двухконтурных АЭС
трубы ПНД изготавливаются из латуни, а змеевики ПВД — из углеро-
122
A-A
Рис. 6.8 (a)
123
133D
Рис. 6.8. Конструкция и расположение греющих элементов регенеративного подо-
гревателя высокого давления турбины К-500-240:
а — корпус регенеративного подогревателя с греющими элементами и коллек-
торной системой; б - спиральный однорядный змеевик; I - охладитель дренажа;
2 - подогреватель-конденсатор; 3 - охладитель пара; К - кожух колонок ОП
и ОД; П — перегородка ПК; Кор. - перепускной короб
124
цистой стали. Углеродистая сталь для трубной системы ПНД применять-
ся не может, так как конденсат содержит кислород и углекислоту и,
следовательно, трубы из углеродистых сталей в этих условиях будут
сильно корродировать.
На рис. 6.10 показан регенеративный подогреватель, в котором труб-
ная система собрана из прямых труб, закрепленных в двух трубных
досках. В такой конструкции при расширении труб в процессе нагрева-
ния нижняя водяная камера несколько перемещается и, так же как
при U-образных трубах (см. рис. 6.5), сколько-нибудь существенные
температурные напряжения не появляются. Такие аппараты приме-
няются в основном на блоках АЭС. Трубная система на таких уста-
новках изготавливается из нержавеющей стали. Трубы при этом
крепятся вальцовкой с обваркой концов их к трубным доскам.
На приведенной конструкции нижние участки труб затоплены кон-
денсатом греющего пара, вследствие чего конденсат охлаждается до
температуры t, которая ниже температуры насыщения 7 но так как
в этой части трубной системы в трубах находится вода (основной кон-
денсат), подогретая уже в 1-м и 3-м ходах теплообменника, здесь до-
стигается, конечно, меньшая глубина охлаждения конденсата, чем в
конструкции, показанной на рис. 6.7. Регенеративные подогреватели с
прямыми трубами выпускаются также с трубной системой, в которой
теплота передается от пара к воде только конденсацией (без охлади-
телей конденсата).
На АЭС применяются также регенерированные подогреватели с кол-
лекторной системой. Такие подогреватели устанавливаются на блоках
с реакторами типа ВВЭР в качестве ПВД (после деаэратора). Охлади-
тели пара на них, конечно, отсутствуют.
На одноконтурных АЭС трубы ПНД изготавливают из нержавеющей
стали, так как попадание в реактор меди нежелательно. Для змеевиков
ПВД также целесообразно применять нержавеющую сталь, так как здесь
усиливается коррозия труб с внешней стороны из-за повышенного
содержания радиолитического кислорода.
Трубы из нержавеющей стали начинают применять также для ПНД
обычных электростанций при сверхкритических начальных параметрах
пара (см. рис. 6.6). Это делают для того, чтобы избежать отложений,
содержащих оксиды меди и железа, в топочных экранах котла (имею-
щих наиболее высокие тепловые нагрузки) и в проточной части турбин.
Отложения понижают экономичность турбоагрегата и могут привести
Рис. 6.9. Схемы движения потоков пара и конденсата (а), а также питательной
Воды (б) в ПВД
7—3 — соответственно поверхности ОД, ПК и ОП; 4 — коллекторы питатель-
ной воды; 5 - коллекторы ОД; 6 — перепускные трубы; 7 — ограничительные
Шайбы; 8,9- вход питательной воды и ее выход; 10 — отвод воды из ОП; И —
Подвод пара; 12 - вход конденсата; 13 — отвод конденсата
125

Рис. 6.10. Регенеративный подогреватель с трубной системой, собранной из пря-
мых труб:
1 - корпус; 2 - трубная доска; 3, 5 - вход и выход основного конденсата;
4 — верхняя водяная камера; б — отсос парогазовой смеси; 7 — штуцер к показа-
телю уровня; 8 — нижняя водяная камера; 9 — отвод конденсата греющего пара;
Ю - подвод дренажа из подогревателя более высокого давления; 11 — подвод
греющего пара
к аварии котла. При сверхкритических начальных параметрах на бло-
ках с Латунными трубами образование отложении протекает весьма
интенсивно. Поэтому замена латунных труб трубами из стали Х18Н10Т
(которая приводит к удорожанию регенеративных подогревателей)
при этом быстро окупается.
126
Регенеративный подогреватель смешивающего типа показан на
рцс. 6.11. Такие подогреватели применяются в настоящее время на
блоках мощностью 200, 300, 500 и 800 МВт [59]. Для блока с турбиной
К-200-130 корпус подогревателя имеет диаметр 2200 и высоту 6000 мм
(от входного сечения штуцера подвода пара до нижнего сечения шту-
цера отвода конденсата). Корпус разделен поперечной перегородкой
ц на собственно подогреватель и сборник конденсата. Поток основно-
ро конденсата подается в верхнюю часть подогревателя на дырчатый
лист 4, откуда струями перетекает на лист 2 и затем в пространство,
занятое водой, переливного устройства 16. Из этого устройства конден-
сат по трубам 19 перепускается в нижнюю часть аппарата (сборник
конденсата). Переливные трубы 19 имеют обратные затворы. Пар посту-
пает в подогреватель по трубе 5, на которой также установлен обратный
затвор. Наличие обратных затворов на паровой и водяной линиях
исключает возможность обратного перетока воды в паровую линию и
отбор турбины при внезапных уменьшениях мощности турбины и
давления пара в отборе. Пересекая водяные струи, пар конденсируется
и подогревает воду до температуры насыщения t Подогретый поток
отводится из нижней части аппарата. Когда уровень в корпусе подогре-
вателя поднимается выше допустимого значения, часть воды перетека-
ет через гидравлический затвор и по трубе 13 отводится в конденса-
тор турбины. Выпар отсасывается и отводится по линии, подсоеди-
ненной к штуцеру 6. Дренаж из вышестоящего ПНД (по ходу пара
в турбине) подводится по трубе 20 через коллектор 18.
В регенеративных подогревателях поверхностного типа потоки
основного конденсата и питательной воды подогреваются до темпе-
ратуры Гв, отличающейся от температуры насыщения i' .в подогре-
вателе на значение недогрева Дгп Для принятых значений Д/д и других
перепадов в характерных точках (Д?2 и Дг3) расход пара в подогре-
вателе D. (а ) определяется из уравнения теплового баланса. В соот-
ветствии с обозначениями, принятыми на рис. 6.12, это уравнение за-
пишется в виде
D (h . — h )n = D- (h . — h . ) +
в v в] в/ -17 'р.п / v р.п/ др/ <
+ (h . , _ h .)	(6.1)
ДРV ДР/ +1 др/7	v 7
или в расчете на 1 кг пара, подведенного к турбине,
“в <Ав/ -Лв;-1)Чр.„ =	(\.д/ - Лдр/) +
+ Х“др(ЛдрЛ1- йдр/)’	<61а>
где 2/)др и Еадр — сумма расходов всех потоков, перепускаемых
каскадно из вышестоящего регенеративного подогревателя в рассмат-
127
Рис. 6.11. Регенеративный подо-
греватель смешивающего типа;
1 — корпус; 2,4- дырча-
тые листы; 3 - подвод кон-
денсата; 5 - подвод пара;
6 — отсос паровоздушной сме-
си; 7 - иллюминатор; 8 -
обратный затвор для пара; 9 -
люк; 10 — уравнительная тру-
ба; 11 — разделительная пере-
городка; 12 - обратный за-
твор для конденсата; 13 -
переливная труба; 14 — отвод
конденсата; 15 — подвод па-
ра из уплотнений; 16 — пере-
ливное устройство; 17 — дре-
наж из сетевых подогревате-
лей; 18 — кольцевой коллек-
тор; 19 — переливная труба;
20 — подвод дренажа из выше-
стоящего ПНД (по ходу пара
в турбине)
128
Djlocp.h,,^
Dfiaj.h.j
XDqp Zciqp), h^pjn
PtlaJ, htJ.,
\	> hyp__
(a^la )
a)
Oj(ap.hl

Ot(a.e);ht=h',,
6)

Рис. 6.12. Упрощенная схема поступления воды, пара и дренажей в регенеративные
подогреватели поверхностного (а) и смешивающего (б) типов и выхода из них
риваемый, в абсолютном и относительном выражениях; т?р п « 0,99 —
коэффициент, учитывающий потери теплоты в окружающую среду.
Такой вид уравнение имеет как в тех случаях, когда наряду с труб-
ным пучком ПК имеются пучки ОП и ОД, так и тогда, когда таких
пучков нет или имеется лишь ОД. Энтальпии Л ._х и h . будут,
конечно, зависеть от типа регенеративного подогревателя и принятых
значений Дг2-
В регенеративном подогревателе смешивающего типа поток основ-
ного конденсата оставляет подогреватель при tB = Zp п, конденсат пара
смешивается с потоком основного конденсата и уравнение теплового
баланса принимает вид
[D.h . + (D - D.)h .	+ h . It? = D h’ ;
L / р.п/ V В 7 7 в/-1	др дру + 17 ‘р.п в рп ’
(6.2)
[ah . + (a- a.)h . , + S a h . , , 1 т?	= а Л' (6.2а)
1 / р.п/ v в j ' bj— 1 др np/+lJ ‘р.п в р.п v 7
6.3. ДЕАЭРАТОРЫ
На электростанциях термические деаэраторы применяются для деаэра-
ции питательной воды паровых котлов, ПГ и реакторов (при однокон-
турной схеме), испарителей и паропреобразователей, а также для деаэра-
ции подпиточной воды тепловых сетей. В зависимости от рабочего дав-
129
Рис. 6 13. Схемы включения деаэратора:
а — деаэратор является отдельным регенеративным подогревателем; б — деаэра-
тор является предвключенной ступенью поверхностного подогревателя; 1—3 -
пар от последовательных отборов турбин; 4 — регенеративный подогреватель;
5 — линия основного конденсата; 6 — отвод дренажа; 7 - деаэратор; 8 — линия
питательной воды
пения деаэраторы изготовляются следующих типов: повышенного дав-
ления (ДП) , где дегазация происходит при давлениях 0,6; 0,7 и 0,8 МПа;
атмосферного давления (ДА.) — для давления 0,12 МПа; вакуумные
(ДВ) — для давлений 0,0075 —0,05 МПа.
На ТЭС и АЭС для деаэрации питательной воды паровых котлов, ПГ
и реакторов (на одноконтурных АЭС) применяются деаэраторы типа
ДП; для деаэрации питательной воды испарителей — деаэраторы типа
ДА, а для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей и водогрейных
котлов — деаэраторы типа ДВ.
Деаэраторы питательной воды паровых котлов и ПГ АЭС включа-
ются в систему регенеративного подогрева. При этом применяются две
схемы подсоединения их к отборам турбины: деаэратор может быть под-
ключен в качестве отдельного регенеративного подогревателя или уста-
новлен перед основным поверхностным подогревателем на паре того
же отбора (рис. 6.13). По схеме, приведенной на рис. 6.13, а, при из-
менении нагрузки турбины деаэратор либо работает на скользящем
давлении, либо давление в нем выбирается заметно отличающимся от
давления в отборе и поддерживается постоянным дросселированием.
На скользящем давлении ухудшаются условия работы питательных
насосов, а дросселирование пара приводит к уменьшению тепловой
экономичности установки. На случай значительного снижения давления
пара в отборе при работе по схеме, приведенной на рис. 6.13, а, необ-
ходимо предусмотреть дополнительный подвод пара из стоящего выше
отбора. Схему целесообразно применять на электростанциях с нагруз-
130
кОй} изменяющейся в небольших пределах [базовой нагрузкой (см.
гЛ. 11)], или на ТЭЦ при подсоединении деаэратора к производственно-
отбору (когда давление пара в этом отборе изменяется мало).
По схеме, изображенной на рис. 6.13, б, деаэратор и следующий за
ним (по ходу воды) подогреватель составляют вместе одну ступень
подогрева питательной воды. Дросселирование пара на входе в деаэра-
тор в этом случае никак не отражается на тепловой экономичности,
и давление в деаэраторе легко может поддерживаться постоянным
в сравнительно широком диапазоне изменения мощности турбины.
Поэтому данная схема находит наиболее широкое применение.
Деаэраторы питательной воды котельных установок на электростан-
циях работают при давлениях 0,6 и 0,7 МПа, деаэраторы воды испари-
телей и паропреобразователей — при давлении около 0,12 МПа, а деаэра-
торы подпиточной воды тепловых сетей — либо также при давлении око-
ло 0,12 МПа, либо под вакуумом. Подпиточную воду желательно пода-
вать в систему при температуре 60—70 °C.
Раньше деаэраторы питательной воды устанавливались на давление
около 0,12 МПа. Переход к схеме с деаэратором повышенного давле-
ния (0,6—0,7 МПа) позволил уменьшить число регенеративных подо-
гревателей высокого давления, заменив один из них более дешевым
и надежным подогревателем низкого давления. Однако при этом по-
требовалось заменить питательные насосы, работавшие при температу-
ре воды 104 °C, на насосы, которые могут перекачивать воду при 158—
165 °C.
В соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации
электрических станций и тепловых сетей (ПТЭ) [36] для котельных
установок с давлением до 10 МПа содержание кислорода в деаэриро-
ванной воде (до ввода обескислороживающих химических реагентов
или при временном прекращении дозирования этих реагентов, если
они вводятся до деаэратора) не должно превышать 20 мкг/кг, а при
давлениях 10 МПа и выше и на двухконтурных АЭС с поверхностями
нагрева ПГ, выполненными из стали 0Х18Н9Т (при всех давлениях,
на которые они проектируются), не должно превышать 10 мкг/кг.
Вода в деаэраторе при этом должна подогреваться до температуры,
очень близкой к температуре насыщения.
В деаэраторах электростанций подогрев воды ведется паром в сме-
шивающих устройствах струйного, пленочного и барботажного типов.
В настоящее время наиболее распространены деаэраторы струйного
типа и аппараты, в которых наряду с теплообменом и десорбцией,
происходящих при омывании паром струй воды, эти процессы осуще-
ствляются также в условиях барботажа.
На рис. 6.14 приведены схемы деаэраторной установки, работающей
при избыточном давлении и под вакуумом. Установка в основном со-
стоит из деаэраторной колонки, бака-аккумулятора и охладителя вы-
пара. В Вакуумном деаэраторе имеется также эжектор, поддерживаю-
щий вакуум в аппарате.
131
Рис. 6.14. Схемы деаэраторных установок избыточного давления (а) и вакуумной
установки (б):
1 - подвод деаэрируемой воды; 2 - охладитель выпара; 3 - отвод паровоз-
душной смеси; 4 - эжектор; 5 - подвод пара; 6 - отвод дренажа; 7 - деаэратор-
ная колонка; 8 - бак-аккумулятор; 9 - питательный насос; 10 - выхлоп в атмо-
сферу
Подогрев воды и деаэрация газов осуществляются в основном в
колонках деаэраторов. Баки-аккумуляторы служат для сбора и хра-
нения определенного запаса воды. Однако в некоторых конструкциях
устройства по деаэрации устанавливаются также в баках. Суммарный
запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспе-
чивать работу блочной электростанции на органическом топливе в те-
чение не менее 3,5 мин, для неблочной ТЭС — не менее 7 мин [34].
Нормы технологического проектирования АЭС допускают принимать
запас воды в основных баках атомных электростанций на период не
менее 3 мин [34а].
Для нормальной деаэрации вместе с неконденсирующимися газами
необходимо отводить 1,5—2 кг пара на каждую тонну деаэрированной
воды. На схемах, показанных на рис. 6.14, паровоздушная смесь (вы-
пар) отводится к охладителю выпара, где основная часть пара конден-
сируется, отдавая теплоту направляемой в деаэратор воде. На деаэра-
торах основного конденсата паротурбинных электростанции высокого
давления этот поток направляется на эжекторную установку турбины
и уплотнение низших точек, поэтому охладитель выпара здесь не нужен
(см. гл. 7).
Деаэраторная колонка атмосферного струйного деаэратора показа-
на на рис. 6.15, а. Вода подводится к верхней части колонки и через
водослив сливается на верхнюю тарелку. На всей кольцевой поверх-
ности тарелки имеются отверстия ф 5—6 мм. Через отверстия вода
струями падает на стоящую ниже тарелку, а оттуда через такие же
отверстия — на следующую. По высоте устанавливаются четыре-
132
Рис. 6.15. Колонки струйного (а) и струйно-барботажного (б) деаэраторов:
1 - колонка; 2 - подвод деаэрируемой воды- 3 — отвод выпара; 4 — струйная
тарелка деаэратора; 5 - барботажная тарелка; 6 - переливное устройство; 7 —
подвод греющего пара к колонке
восемь тарелок. Одни из них дискообразные, другие — кольцеобраз-
ные. Пар подводится в нижнюю часть колонки и, многократно пере-
секая струи воды (движение пара показано на рис. 6.15, а стрелка-
ми), конденсируется. Выпар удаляется из верхней части колонки, а
деаэрированная вода стекает вниз в бак-аккумулятор. Деаэратор
имеет несколько штуцеров для подвода деаэрируемой воды. Основ-
ной поток подводится к верхним штуцерам, а дренажи, дистил-
лят испарителей (если деаэратор установлен на линии регенеративного
подогрева питательной воды), имеющие обычно более высокую тем-
пературу, — в нижние.
В приведенной на рис. 6.15, а конструкции в колонке деаэратора
подогрев воды и десорбция газов происходят только при омывании
паром струй жидкости, т. е. все тарелки являются струйными. Ко-
лонка, в которой наряду с двумя струйными имеется также барботаж-
ная тарелка, показана на рис. 6.15, б. Барботажной тарелкой является
дырчатый лист, широко применяемый уже многие годы для промывки
Пара в испарителях, ПГ и в барабанах паровых котлов [51]. Прохо-
133
О)
Рис. 6.16. Общий вид колонки струйно-барботажного деаэратора высокой произ-
водительности (а) и схема движения потоков воды и пара (б) :
1 — корпус колонки; 2 — смесительное устройство; 3 — подвод основного
конденсата; 4 - выпар; 5 - тарелка струйного типа; 6 — перепускная тарелка;
7 - окно; 8 — порог; 9 - гидрозатвор; 10 - бак-аккумулятор; 11 — подвод
пара; 12 - поддон; 13 - кольцевая перегородка; 14 - тарелка барботажного
типа
дящий через отверстия листа пар препятствует протеканию жидкости
(падающей на лист струями с верхней тарелки). С листа вода перетека-
ет через перелив в нижнюю часть колонки, откуда сливается в бак-
аккумулятор. Необходимый на листе уровень жидкости обеспечивает-
ся соответствующей высотой перелива.
В средней части листа имеется перепускное устройство с гидрозатво-
ром. Когда давление под барботажным листом возрастает (при увеличе-
нии расхода пара, поступающего в деаэратор), часть пара перепускается
через это устройство.
134
Весь пар попадает в аккумуляторный бак, где до поступления в ко-
лонку он протекает над уровнем воды в баке.
В струях вода нагревается до температуры, близкой к температуре
насыщения ?н, при этом удаляется также основная часть газов. Остав-
шиеся газы удаляются на барботажной тарелке, и в определенной мере
в баке-аккумуляторе. На барботажном листе вода догревается также
до температуры насыщения.
В струйно-барботажных деаэраторах достигается более глубокая
деаэрация воды, чем в деаэраторах, не имеющих барботажных устройств.
Кроме того, в таких конструкциях высота колонки может быть умень-
шена. Струйно-барботажные деаэраторы применяются в настоящее вре-
мя на всех крупных блоках. На рис. 6.16, а приводится общий вид ко-
лонки производительностью 2000 т/ч, а на рис. 6.16, б — схема движения
потоков воды и пара в ней. Как видно из рис. 6.16, б, поток основного
конденсата поступает в смесительные устройства, откуда вода перелива-
ется на дырчатый лист (струйная тарелка деаэратора). С дырчатого ли-
135
Таблица 6.1. Основные характеристики струйно-барботажных деаэраторов
блоков ТЭС и АЭС
		Типоразмер деаэратора			
стика	ДП-500	ДП-1000 ДП-1600-2	ДП-2000	ДП-2600	ДП-2800
Производитель-	500	1000	1600	2000	2600	2800
ность колонки (номинальная), т/ч Давление пара	0,6	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
в деаэраторе, МПа Диаметр ко-	2,0	2,4	2,4	3,4	3,4	3,4
лонки, м Высота колон-	3,6	4,6	7,5	5,07	7,54	7,17
ки, м Полезная вме-	65; 100	100; 120 185	150; 185	120	185
стимость ба- ка-аккумуля- тора, м3 Тип паротур-	К-200-130	К-200-130; К-500-60	К-500-60;	К-750-65	К-800-240
бинной уста- новки		К-300-240; Т-250-240; К-500-65	К-1200-240		
ста вода струями переливается на перепускную тарелку, а оттуда на
барботажную тарелку. Перфорированная поверхность этой тарелки раз-
делена на две зоны перегородками разной высоты. При небольшой на-
грузке деаэратора работает первая (внутренняя) зона. С увеличением
расхода пара паровая подушка под листом возрастает и часть пара пере-
текает через перегородку большей высоты во вторую зону перфора-
ции. При дальнейшем увеличении расхода пара часть пара (избыток)
перетекает через окно, расположенное на периферии барботажного
листа. После барботажного листа деаэрированная вода сливается через
гидрозатвор в бак-аккумулятор. При уменьшении расхода пара понижа-
ется высота паровой подушки под листом и сначала прекращается пере-
ток пара через окно барботажной тарелки, а затем и через вторую зону
перфорации.
Греющий пар подводится через коллектор, расположенный в нижней
части колонки; выпар отводится через патрубок в верхнем днище.
В табл. 6.1 приведены основные характеристики струйно-барботажных
деаэраторов, выпускаемых для блоков ТЭС и АЭС, и указано, на каких
блоках они применяются.
Барботажная деаэрация может осуществляться также в баке-аккуму-
ляторе (рис. 6.17). Дырчатый лист располагается в нижней части бака
136
_^с 6.17. Барботажное деаэрационное
геройство в баке-аккумуляторе (кон-
струкция К. А. Блинова):
I - бак-аккумулятор; 2 — дырчатый
лист; “ пакет отдельных листов
под слоем воды высотой 1,5—2,5 м. Деаэрируемая вода, прошедшая
такое устройство, перегревается. Поднимаясь затем вверх, вода частич-
но испаряется. Таким образом, процесс деаэрации воды в подобных
устройствах осуществляется барботированием ее паром при последую-
щем вскипании перегретой воды. Все это обеспечивает глубокую деаэра-
цию. Температура воды на выходе из деаэратора при этом соответствует
температуре насыщения при давлении, равном давлению пара в баке-
аккумуляторе. Такие устройства применяются обычно на выпускавших-
ся ранее деаэраторах, на которых барботажные тарелки не устанавлива-
лись, а также на деаэраторах с колонками пленочного типа с неупорядо-
ченной насадкой.
На рис. 6.18 показаны деаэрационные колонки с устройствами пле-
ночного типа. В одной из них (рис. 6.18, б) деаэрация протекает при
течении пленки по цилиндрическим вертикальным стальным листам
толщиной 0,5—1,5 мм. Такие деаэраторы, называемые деаэраторами
с упорядоченной насадкой, применяются для деаэрации подпиточной
воды тепловых сетей. Они работают с высокими плотностями ороше-
ния [до 300 т/(м2 • ч)] при недостаточно умягченной воде; остаточное
содержание кислорода может достигать 50 мкг/кг.
В колонках с неупорядоченной насадкой (рис. 6.18, д) при исполь-
зовании в качестве насадки омегообразных элементов или стальных
колец достигается хорошая деаэрация воды, и в то же время размеры
колонки оказываются меньше, чем при применении устройств струй-
ного типа.
Для деаэрации умягченной химически обработанной воды, направ-
ляемой обычно в тепловую сеть в качестве добавки (компенсирующей
потери в сети), в последние годы начали применять горизонтальные
струйно-барботажные деаэраторы, в которых в качестве теплоносителя
используется вода тепловых сетей. Принципиальная схема устройства
такого деаэратора показана на рис. 6.19. Деаэрируемая вода вводится
в распределительный коллектор 2, расположенный в верхней части
Фаэратора и далее поступает на верхнюю тарелку. Перфорация на этой
тарелке имеется только на небольшой части поверхности около перели-
ва (порога), через который осуществляется слив на вторую тарелку.
Рассчитана перфорация на пропуск воды 30% номинального расхода
Деаэратора. Остальная часть сливается через порог. Тарелка обеспечи-
137
Рис. 6.18. Деаэрационные колонки с устройствами пленочного типа с неупорядо-
ченной насадкой (д) и с упорядоченной насадкой (б) :
1 — корпус; 2 — подвод воды; 3 — крышка; 4 — отвод выпара; 5 — прямо-
угольные отверстия для слива воды; 6 — патрубки для выпара; 7,8- нижний
и верхний листы водораспределительной камеры; 9 — орошаемая насадка; 10 -
подвод пара; 11 — подвод дренажа; 12 — опорная крестовина; 13 — сопло с
розеткой
вает конденсацию пара выпара и охлаждение отводимой паровоздуш-
ной смеси, т. е. наряду с распределением и перепуском воды на вто-
рую тарелку (струйного тица) выполняет роль встроенного охладителя
выпара. Деаэратор имеет две тарелки 4 и 5 струйного типа. Верхняя
(основная) имеет перфорацию, секционированную перегородками та-
ким образом, что при уменьшении расхода воды на часть отверстий она
не поступает. С увеличением нагрузки в секцию через перегородки
вода вновь начинает поступать, и отверстия включаются в работу. Пер-
форированная часть третьей тарелки 5 (второй тарелки струйного
типа) невелика и находится лишь у отбортовки. Через отверстия в
этой части листа вода поступает на тарелку барботажного типа 8.
Обработанная при этом вода стекает в отводящий канал деаэратора.
В деаэраторе имеется отсек 10, куда поступает сетевая вода, темпе-
ратура которой выше температуры насыщения f в деаэраторе-
138
1
14
Рис. 6.19. Схема устройства вакуумного деаэратора для деаэрации сетевой воды:
1 - подвод деаэрируемой воды; 2 - распределительный коллектор; 3 - верх-
няя тарелка; 4, 5 - тарелки струйного типа; 6 - отвод деаэрированной воды;
7 - отводящий канал; 8 - тарелка барботажного типа; 9 — перепускная труба;
10 - отсек парообразования; 11 - подвод пара при использовании деаэратора
для подготовки добавочной воды энергетических паровых котлов; 12 - подвод
сетевой воды; 13 - перелив; 14 - отсос паровоздушной смеси (выпара)
Здесь сетевая вода вскипает. Выделившийся при этом пар направля-
ется под барботажную тарелку, а вода отводится по каналу 7 и за-
тем, смешавшись с деаэрированной водой, выводится из деаэратора.
Пар, проходя сквозь отверстия барботажной тарелки и слой деаэри-
руемой воды, подогревает воду до t и дегазирует ее. При этом под
листом образуется паровая подушка. Когда количество пара, выделив-
шегося в отсеке 10, велико, паровая подушка возрастает настолько,
что часть его перетекает через отводящую трубу 9 в пространство между
струйными тарелками 4 и 5. Сюда же направляется пар, прошедший
через барботажную тарелку. Пересекая струи воды между этими тарел-
ками, пар конденсируется, подогревая и частично деаэрируя воду. В от-
секе между первой и второй тарелками происходит конденсация боль-
шей части пара паровоздушной смеси выпара. Деаэраторы такой кон-
струкции выпускаются в настоящее время производительностью 400,
8ООи12ООт/ч [59].
При деаэрации добавочной воды тепловых сетей в деаэраторах, обо-
греваемых отбираемыми из турбины паром, конденсат этого пара сме-
139
Рис. 6.20. Барботажное деаэрационное устройство в конденсатосборнике (кон-
струкция К. А. Блинова) •
1 — распределительный водослив; 2 - подвод конденсата из конденсатора
турбины и отвод выпара; 3 - подвод пара; 4 - дырчатый лист; 5 - перелив
шивается с химически обработанной (умягченной) водой и потери па-
ра и конденсата на ТЭЦ возрастают. В рассматриваемой конструкции
теплота вводится в деаэратор с водой, предварительно нагретой в сете-
вых подогревателях конденсирующимся паром отборов. Образовав-
шийся при этом конденсат сохраняется в системе ТЭЦ.
На многих электростанциях высокого давления наряду с термиче-
ской деаэрацией всего потока питательной воды в деаэраторе повы-
шенного давления конденсат турбинной установки и подаваемая в
конденсатор добавочная вода деаэрируются также в конденсаторе.
Применяемые для этих целей барботажные устройства приведе-
ны на рис. 6.20. Как видно из рисунка, деаэрация в них осуществляется
в основном в процессе барботажа. При достаточной плотности систе-
мы содержание кислорода в воде за конденсаторами, оборудованными
такими устройствами, даже при подводе в конденсатор недеаэрируемого
добавка находится в допустимых пределах, т. е. не превышает 20 мкг/кг
(в линиях после конденсатных насосов).
Если наряду с термической деаэрацией (для связывания остаточного
кислорода) применяется химическая, то раствор гидразина вводят обыч-
но либо непосредственно в линию за баком-аккумулятором деаэрато-
ра, либо во всасывающий патрубок питательного насоса.
Чтобы осуществить термическую деаэрацию, необходимо прежде
всего нагреть воду до температуры, практически равной температуре
насыщения. Количество пара Dn, которое нужно при этом подвести
к деаэратору питательной воды котлов, ПГ или реакторов (при одно-
контурной схеме АЭС), определяется из расчета тепловой схемы элект-
140
станции. В расчете наряду с уравнениями теплового баланса всех
^обогревателей необходимо использовать уравнения теплового и мате-
лального баланса деаэратора. Эти уравнения (так же как для регенера-
Рдвных подогревателей) могут быть составлены для полных потоков
пара и воды или в расчете на 1 кг пара, подведенного к турбине.
уравнение --------- -------- ---------- -----------"-------------
теплового баланса
деаэратора питательной воды имеет
в ИД
(г	п	\
D h + D h + 2 D. h. + D h n =
П П у у J /в /в о.к о.к/ 'д
к
= D h + 2 D. h.
П.В П.В J jn /П
или
('	п \
a lii a h + Е a. h. + a h I т? =
пп уу	/в /в о.к о.к/ ‘д
к
— a h + 2 a. h.
П.В П.В	/П /П’
(6.3)
(6.3а)
где Dn, hn — расход и энтальпия поступающего в деаэратор пара; Dy,
hy — расход и энтальпия подводимого к деаэратору пара уплотнений;
D-B, h в — расход и энтальпия поступающего в деаэратор потока воды
(дренажа, добавочной воды, обратного конденсата и др.); п — число
потоков воды; DQ к. к — расход и энтальпия основного конденсата;
в’ ^п в ~ расход и энтальпия питательной воды; D-n, h.^ — расход
и энтальпия потоков пара, отводимых от деаэратора (выпара, потоков
пара, отводимых на эжекторы и в уплотнения); к — число потоков
пара; п — коэффициент, учитывающий потери теплоты в окружающую
среду & « 0,99); а — расход пара или воды, отнесенный к общему
расходу пара на турбину.
Уравнение материального баланса имеет вид
п	к
D+D+ZD.+D = D + S D.	(64)
п у	/В О.К П.В	]П	v 7
или
п	к
% + “у + f “/в + “о.к = “„.в + f Я/П-	<6-4а>
141
Обычно по (6.3) и (6.4) определяются значения Dn и DQ к (соответ,
ственно а и о.
п и .к
6.4.	СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ ПИТАТЕЛЬНЫХ
И КОНДЕНСАТНЫХ НАСОСОВ
На ТЭС применяются две схемы включения питательных насосов _
одно подъемная и двухподъемная. При одноподъемнои схеме, которая
в настоящее время является наиболее распространенной, питательные
насосы устанавливаются непосредственно после деаэраторов и разви-
вают полный напор, необходимый для подачи воды в паровой котел,
при двухподъемной схеме наряду с насосами, установленными после
деаэратора, имеются насосы за подогревателями высокого давления
(рис. 6.21). Иногда насосы второго подъема устанавливаются между
подогревателями высокого давления [62].
Обычно максимальный напор насоса превышает расчетный на 15-
20%. В свою очередь при работе по схеме, приведенной на рис. 6.21,0,
давление, развиваемое насосом при расчетном режиме, выше давления
пара перед турбиной на 30—35%. Таким образом, регенеративные подо-
греватели и трубопроводы высокого давления следует рассчитывать
Рис. 6.21. Одноподъемная (с) и двухподъемная (б) схемы включения питатель-
ных насосов-
1 - котел; 2 - подогреватель высокого давления; 3 - деаэратор; 4, 5 - пИ'
тательные насосы первого и второго подт ема
142
на давление, которое примерно в 1,5 раза выше давления пара перед
турбиной pG.
При двухподъемной схеме давление, развиваемое насосами первого
подъема, может быть выбрано значительно ниже давления р0 и обыч-
но не превышает 30—40% этого значения. При этом подогреватели высо-
кого давления оказываются значительно дешевле и надежнее в работе.
Поэтому, несмотря на некоторое повышение стоимости питательных
насосов при двухподъемной схеме, общая стоимость системы регенера-
тдвного подогрева питательной воды ниже.
В отношении тепловой экономичности эти схемы также различны
между собой. При низких начальных давлениях пара (примерно до
15 МПа) более экономичной является одноподъемная схема, при вы-
соких — двухподъемная. Это находит простое объяснение. При работе
насоса бо’льшая часть подведенной к нему энергии передается питатель-
ной воде и энтальпия ее возрастает на
дйн = \ Ли»	(6-5)
где /?,. — работа насоса в идеальном процессе, отнесенная к 1 кг пере-
качиваемой воды, кДж/кг; г]. н — внутренний КПД насоса.
Работа насоса в идеальном процессе, кДж/кг, определяется выраже-
нием
Vh = (1/Ю’)ГсрДрн>	(6.6)
где г — средний удельный объем воды, м3/кг; Дрн — перепад давле-
ния, Н/м2.
Из (6.5) и (6.6) видно, что если насос перекачивает более горячую
воду, то он, создавая один и тот же напор, потребляет больше энергии.
Поэтому при двухподъемной питательной установке расход энергии на
перекачивание воды выше. Однако при этом возрастает выработка
электроэнергии турбогенератором, так как при одной и той же темпе-
ратуре питательной воды первый по ходу пара отбор может быть разме-
щен ниже или при том же расположении отбора из него будет отводить-
ся меньше пара, в то время как расход пара в подогреватель, располо-
женный непосредственно после деаэратора, увеличится. В установках
высокого давления КПД возрастает настолько, что дополнительная
выработка даже несколько выше перерасхода энергии на привод пита-
тельных насосов.
Паротурбинные установки мощностью до 200 МВт при давлениях
перед турбиной до 17 МПа имеют обычно питательные насосы с приво-
дом асинхронного двигателя с частотой вращения 3000 мин-1. При
более высоких давлениях, для того чтобы повысить напор, развивае-
мый в каждой ступени насоса, частоту вращения увеличивают. При
Давлениях pQ > 20 МПа применяют насосы с частотой вращения 5000 -
143
9000 мин-1. В этих условиях устанавливается либо электропривод с
редуктором, либо турбопривод.
Электропривод прост в эксплуатации, обладает высокой наде^.
ностью, дешевле привода от паровой турбины и имеет высокий КЦЦ
Однако при наличии электропривода регулирование расхода питатель-
ной воды может вестись либо дросселированием, либо с помощью
муфт. Регулирование дросселированием крайне неэкономично и ве-
дет к быстрому износу насоса и арматуры, поэтому на крупных бло-
ках питательная установка с электроприводом снабжается гидро,
муфтой. Регулирование с помощью гидромуфты экономичнее, но в то
же время при низких нагрузках блока потери велики: КПД гидромуф.
ты составляет 95—98% при полной нагрузке и лишь 75—80% при на-
грузке блока, составляющей 50% номинальной [62].
При турбинном приводе питательного насоса регулирование подачи
его проводится изменением частоты вращения ротора. Такой вид ре-
гулирования является наиболее экономичным.
Следует также иметь в виду, что максимальная мощность изготов-
ляемых в настоящее время электродвигателей составляет 8000-
12 000 кВт. (Изготовление двигателей мощностью более 4000 кВт свя-
зано с большими трудностями, обусловленными в основном тяжелы-
ми пусковыми режимами таких агрегатов.) Поэтому при крупных
блоках на установках с электроприводом приходится применять не-
сколько питательных насосов, что усложняет и удорожает схему.
Экономичность приводной турбины возрастает с увеличением расхо-
да пара на эту турбину и мощности ее. Кроме того, применение такого
типа привода приводит к уменьшению расхода электроэнергии на соб-
ственные нужды электростанции. Это имеет большое значение на бло-
ках, работающих при сверхкритических давлениях, где мощность при-
вода питательных насосов превышает 3% мощности блока.
На отечественных ТЭС мощность паротурбинных установок, рабо-
тающих при начальном давлении р0 до 12,7 МПа, составляет 200-
215 МВт, а расход энергии на привод - 2% энергии, вырабатываемой
при номинальной мощности блока. Поэтому здесь применяются пи-
тательные установки с электроприводом. На конденсационных бло-
ках 300, 500, 800 и 1200 МВт, так же как на теплофикационном бло-
ке мощностью 250 МВт (работающем при р0 =23,5 МПа), использует-
ся турбопривод. Мощность турбогенераторов двухконтурных АЭС
с турбинами насыщенного пара доходит до 500 МВт, но давление пара
перед турбиной не превышает 7 МПа, поэтому здесь в основном при-
меняется электропривод. Однако в этих условиях находит также при-
менение турбопривод. Так, на отечественных двухконтурных станциях
с реактором мощностью 1000 МВт и двумя турбинами мощностью
500 МВт устанавливаются два питательных насоса с турбоприводами.
Турбопривод может найти применение на одноконтурных атомных
144
установках мощностью 1000 МВт и более, где мощность привода до-
стигает 20—25 МВт.
Турбопривод может быть выполнен конденсационным или противо-
давленческим. Если приводная турбина конденсационная, отработавший
пар направляется в собственный конденсатор или конденсатор главной
турбины. При противодавленческом турбоприводе выхлопной пар на-
правляется в регенеративные подогреватели или соответствующие от-
секи основной турбины. Во всех случаях на ТЭС пар подводится к
приводной турбине от одного из отборов главной турбины, так как при
работе на свежем паре высоких параметров установка оказывается бо-
лее дорогостоящей, менее надежной и в ряде случаев менее экономич-
ной. На современных АЭС основная турбина часто работает на паре сред-
него давления, поэтому этот же пар можно подводить и к приводной
турбине.	" '
Питание приводной турбины с конденсатором паром из отборов до
промежуточного перегрева приводит к перерасходу теплоты, так как
в этом случае к основному циклу с промежуточным перегревом добав-
ляется цикл приводной турбины без промежуточного перегрева. Можно
считать, что для такой схемы наибольшая экономичность достигается
при подводе к турбопроводу пара из отборов давлением 0,6—1 МПа
(рис. 6.22, а).
Для схем с приводной турбиной с противодавлением к турбине может
подводиться пар от отборов за промежуточным перегревателем, а отра-
ботавший пар отводиться в ПНД или проточную часть цилиндра низко-
го давления (рис. 6.22, б). Можно также отбирать пар на турбину из
холодной нитки промежуточного перегрева и отводить выхлопной пар
в ПВД (рис. 6.22, в). При такой схеме питательная вода нагревается
в подогревателе, установленном непосредственно за насосом, отрабо-
тавшим паром низкой температуры, вследствие чего тепловая эконо-
мичность установки остается высокой [62].
В качестве питательных насосов используются обычно многоступен-
чатые центробежные насосы с сальниковыми уплотнениями. На одно-
контурных АЭС протечки из промежуточных камер уплотнений отво-
дятся в дренажные баки, откуда после очистки возвращаются в цикл.
Насос работает нормально, если исключена возможность вскипания
воды во всасывающей линии. Для питательных насосов с электропри-
водом, работающих при сравнительно небольшой частоте вращения,
такие условия достигаются тем, что деаэратор с баком-аккумулятором
располагается на определенной высоте над питательным насосом. При
давлении в деаэраторе до 0,12 МПа на ТЭС эта высота принимается
равной 6 м, при 0,35 МПа — 9 м и при 0,6 МПа — 12 м и более.
При турбинном приводе, когда частота вращения насоса резко воз-
растает, предотвратить кавитацию таким способом практически не-
возможно, так как для этого потребуется поднять деаэратор слишком
высоко. Поэтому в схемах с турбинным приводом перед главным пи-
145
Рис. 6.22. Схемы включения приводных турбин (ПТ) питательных насосов:
а — с собственным конденсатором; б — с противодавлением на паре из отбора
после промежуточного перегревателя; в — с противодавлением на паре из холод-
ной нитки промежуточного перегрева; 4—6 — соответственно питательный, бу-
стерный и конденсатный насосы; 7 — подогреватель низкого давления; 8 — тур-
богенератор; 9 — пароперегреватель; 10 — приводная турбина (остальные обо-
значения - см. рис. 6.21)
тательным насосом устанавливаются тихоходные бустерные насосы.
Основное назначение таких насосов — создать подпор на всасе главного
насоса, поэтому развиваемый ими перепад давления невелик (Дрн <
<1,5 -г 2 МПа) и работа их мало отражается на показателях экономич-
ности питательной установки. Бустерный насос может иметь отдельный
электрический двигатель или работать от той же приводной турбины
через редуктор.
Тепловая экономичность схем с турбинным и электрическим приво-
дами питательного насоса может быть сопоставлена между собой без
расчета паротурбинной установки в целом.
На рис. 6.23 приведены схема установки с конденсационным турбо-
приводом и диаграмма рабочего процесса в основной и приводной тур-
бинах для этого случая. Расход пара на приводную турбину «т п в долях
146
6.23. К сравнению тепло-
д экономичности установок
® турбинным и электрическим
привоДами:
а _ схема включения при-
водной турбины; б - диаграм-
ма рабочего процесса в основ-
ной и приводной турбинах; 1 -
турбопривод; 2, 3 - питатель-
ный и конденсатный насосы;
_ конденсатор; 5 - турбо-
генератор
общего расхода пара на главную турбину определяется из уравнения
«.ХЧАм" = “п.Ла.Л.
(6.7)
где дп — расход воды через насос в расчете на 1 кг пара, подведенного
к главной турбине; т?т {п, т?*’п — внутренний относительный и механиче-
ский КПД приводной турбины; Н™ — адиабатический теплоперепад
в ней; q — КПД насоса.
Отсюда
°т.п
Ун^алЛя
Г] н'.'т] ?7Т-??2Т-П
‘Н I 'др'о/ 'м
(6-8)
где т?д э — коэффициент, учитывающий потери от дросселирования в
приводной турбине, определяемый выражением
П = ЯТП/Я" =ЯТ-Пг7 ./Я";
*др а ' a a 'oi' i
остальные обозначения приведены на диаграмме рабочего процесса
(рис. 6.23).
При одних и тех же значениях начальных параметров, температуры
питательной воды и расхода пара на турбину в схемах с турбопривода-
ми и электроприводами питательных насосов выработка в верхней ча-
сти турбины (до отбора на приводную турбину) одна и та же и внут-
ренняя работа, рассчитанная на 1 кг пара для этих схем, определяется
зависимостями
£.тп =я; +(1-«тП)Я";	(6.9)
Яэп = Я/ + Я." ,	(6.10)
где Н’. и Н" — приведенные теплоперепады в частях главной турбины
До и после отбора на приводную турбину, кДж/кг.
147
Для схемы с электроприводом часть этой работы переходит в электро]
энергию, которая отводится к электрическому приводу питательного
насоса и в основном возвращается в цикл. Оставшаяся часть работы
определяется по формуле
^ост + Я," - [ап.иЯа.к/ЧчмЧгЧг-н>1-	(6-П)
где Т7м, т]т — механический КПД главной турбины и КПД генератора-
?7Г_Н — коэффициент, учитывающий потери от генератора до насоса
т. е. в трансформаторе, электрических линиях, электродвигателе, пере-
дающих устройствах (редукторе, гидромуфте).
Тепловая экономичность схемы с турбоприводом выше,если L Т-п >
>£Тост» т-е-><огДа
ап.нЯа.н%<___ \ тт"	тт" _ %.нЯа.н
„ гг " „ „т.п ^т.п	I f	11 i
z Voz Vm /	VWr-H
или
Т.П Т.П \
Чо,- «м Чдр > %,-ЧМЧГЧГ-Н
(6-12)
(6-13)
Если левая часть (6.13) меньше правой, электропривод экономичнее
турбопривода; при равенстве обеих частей схемы с турбоприводом и
электроприводом питательного насоса по расходам теплоты равноэко-
номичны. Однако следует иметь в виду, что тип привода и схема вклю-
чения питательного насоса не могут быть выбраны лишь из результатов
анализа тепловой экономичности различных схем. Наряду с таким ана-
лизом необходимо установить изменение капитальных затрат по всей
паротурбинной установке и сравнить различные схемы по приведен-
ным затратам.
Развиваемая питательным насосом разность давлений Дрп может
быть определена из следующих зависимостей.
Для барабанных котлов давление в нагнетательном патрубке насо-
са, МПа, определяется выражением
Р„ =РВ + (Я6^Рв/10‘) + Др„л,	(6.14)
а давление во всасывающем патрубке, МПа,
P.O =Ра + ('V'V106) - ДРвс.л-	(6.15)
где рб, ра — давление в барабане котла и деаэраторе, МПа; HQ, -
высота расположения уровня в котле и деаэраторе по отношению к
оси насоса, м; Дрн Дрвсл — потеря давления в нагнетательной и
148
^сываемой линиях, МПа. Отсюда
ДРп.П = Рн - Р,С = Рб - Рд + (Д%РВ/10‘) + ДР„	(6Л6>
дя = Нъ - яд; Дрп в = Др„ л - Дрвс л.
Из аналогичного рассмотрения для прямоточных котлов получим
ДРд.н =рпе ~ Рд + ДРдр + (д^'ррв/1°6) + ДРП.В> (617>
где рпе — давление перегретого пара на выходе из котла, МПа; Ддпр —
полное гидравлическое сопротивление котла, МПа;- ДЯ* — разность
между условным уровнем воды в котле и уровнем в деаэраторе, м
(в точных расчетах ДЯ' определяется с учетом уменьшения плотности
пароводяной смеси в испарительных линиях парового котла).
Наибольшее давление в барабане котла не должно превышать (1,05 -S-
1,08)драб при рабочих давлениях /?ра& > 10 МПа и (1,03 4- 1,05)рраб
ПРИ Рраб С 10МПа-
Гидравлическое сопротивление прямоточного котла находится в
пределах 2—5 МПа.
Конденсатные насосы предназначены для подачи воды из конденсато-
ра турбины в деаэратор. Общий расход их DK определяется по режи-
мам, когда пропуск пара в деаэратор и перепуск дренажей из регенера-
тивных подогревателей имеют наибольшие значения. Если на электро-
станциях применяется химический метод подготовки добавочной воды,
то обессоленная вода подается в линию до насосов и, следовательно,
расход ее также должен учитываться при определении необходимого
расхода насосов DK н. Для теплофикационных турбин £>к устанав-
ливают по конденсационному режиму (при выключенных теплофика-
ционных отборах).
Развиваемая конденсатными насосами разность давлений Дрк н,
-МПа, определяется выражением
ДРк.Н = Рд - Рк + (Д/7д^«Рв/10‘) + ДРк>	<618>
где дк — давление в конденсаторе, МПа; ДЯдк — разница в уровнях
воды в баке деаэратора и конденсатосборнике конденсатора, м; Дрк —
общее гидравлическое сопротивление в линии основного конденсата,
МПа.
В настоящее время на АЭС и ТЭС с прямоточными котлами конден-
сат турбин обычно пропускают через обессоливающие установки. При
наличии таких установок применяют две ступени конденсатных насо-
сов. Насосы первой ступени устанавливаются непосредственно за
конденсатором, второй ступени — после конденсатоочистки. Большая
Часть необходимого напора развивается при этом насосами второй сту-
149
пени. Если в схеме регенеративного подогрева конденсата имеютСя
подогреватели смешивающего типа, после них также устанавливают^
конденсатные насосы1.
6.5.	ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ КОНТУРЫ АЭС С ВОДЯНЫМИ
ТЕПЛОНОСИТЕЛЯМИ
На рис. 6.24 приведены схемы циркуляционных контуров двухкон-
турной и одноконтурной АЭС с водяным теплоносителем. При двух,
контурной схеме вода является теплоносителем и замедлителем. Реак.
торы, созданные для работы в таких условиях, принято называть водо-
водяными энергетическими реакторами (ВВЭР).
В контурах такой электростанции (рис. 6.24, д) имеется обычно не-
сколько петель, в каждой из которых установлены ПГ, главный цирку,
ляционный насос (ГЦН) и главные запорные задвижки (ГЗЗ). В неот-
ключаемой части контура установлен компенсатор объема.
Число петель может быть различным. Так, на отечественных АЭС
с блоками мощностью 440 МВт (реакторами ВВЭР-440) принято шесть
петель; имеются реакторные установки такого типа с двумя петлями
[16]. Однако в настоящее время мощные установки с реакторами
ВВЭР создаются обычно с тремя-четырьмя петлями (например, отече-
ственный блок с реактором ВВЭР-1000) .
Компенсатор объема имеет двойное назначение. Он служит для ком-
пенсации температурных изменений объема воды, заполняющей кон-
тур, и, кроме того, с его помощью в контуре создается и поддерживает-
ся в процессе эксплуатации требуемое давление.
При наличии нескольких петель в контуре имеется возможность вы-
ключить из работы одну или две петли, не останавливая реактора. Ре-
зервные ГЦН при этом не устанавливаются.
Схема контура с реактором канального типа одноконтурной АЭС
показана на рис. 6.24, б. Реакторы канального типа, в которых теплоно-
сителем является вода, а замедлителем графит, применяются на круп-
ных отечественных блоках с турбинами насыщенного пара, а также на
двух установках с турбинами перегретого пара Белоярской АЭС. Элект-
рическая мощность блоков Белоярской АЭС составляет соответствен-
но 100 и 200 МВт, на крупных блоках насыщенного пара применяются
в настоящее время реакторы электрической мощностью 1000 и
1500 МВт. Эти реакторы принято называть реакторами большой мощ-
ности канального типа и обозначать РБМК-1000, РБМК-1500.
На АЭС с реактором РБМК-1000 имеются две петли, в каждой из
них установлены два барабана-сепаратора и четыре циркуляционных
1 Конструкции питательных и конденсатных насосов рассматриваются в кур-
се ’’Вентиляторы, насосы, компрессоры”, а также в [69] .
150
Рис. 6 24. Схемы циркуляционных контуров АЭС:
а - с реактором ВВЭР; б - с уран-графитовым реактором; 1 - реактор; 2 -
компенсатор объема; 3 - ГЗЗ; 4 - ГЦН; 5 - ПГ; 6 - теплообменник; 7 -
охладитель очистки; 8 — ионитовый фильтр; 9 — подпитка первого контура;
10 - барабан-сепаратор; 11 - подвод питательной воды; 12 - дроссельный кла-
пан рабочего канала реактора
насоса (один из них является резервным). Наряду с ГЗЗ, установлен-
ным до насосов и после них, перед каждым рабочим каналом имеются
дроссельные клапаны, с помощью которых регулируется расход тепло-
носителя через канал. Главные циркуляционные насосы могут быть
герметичными (бессальниковыми) и с уплотнением вала Бессальнико-
вые насосы имеют низкий КПД (60—65%), они дорогостоящие и харак-
теризуются небольшим временем выбега, т. е. после отключения элект-
рического питания они быстро останавливаются, что затрудняет орга-
низацию охлаждения активной зоны реактора при обесточивании блока.
Кроме того, разработка таких насосов на высокие расходы встречает
большие трудности. Поэтому в настоящее время на крупных блоках при-
меняют ГЦН с уплотнением вала. Такой насос может иметь как элект-
рический, так и турбинный привод. Отсутствие контакта привода с ра-
диоактивной рабочей средой облегчает ремонт его и операции при за-
мене в случае неисправности.
Потребляемая насосом мощность относительно невелика (на блоке
с реактором ВВЭР-1000 она составляет 4300 кВт) и поэтому практиче-
ски во всех случаях здесь применяют насосы с электроприводом, а
использование электродвигателя обычного типа приводит к упрощению
конструкции всей установки и снижению стоимости ее. У таких насосов
КПД на 12—15% выше, чем у герметичных. На валу электродвигателя
151
насоса обычно устанавливается маховик, и в таком виде продолжу,
тельность работы его после отключения электропитания составляет
60-80 с. Однако уже после 30 с подача уменьшается в 2,7 раза [31]
Основным недостатком насосов с уплотнением вала является то,
что узел уплотнения между вращающимся валом и неподвижным кор.
пусом достаточно сложен, а для создания концевого уплотнения необ-
ходимо иметь вспомогательные устройства высокого давления.
В некоторых конструкциях ГЦН запирающая вода на уплотнение не
подается, а допускается протечка, которая собирается и после очистки
возвращается в контур.
На блоках с реакторами ВВЭР-1000, РБМК-1000 и РБМК-1500 уста-
новлены ГЦН такого типа, а с реакторами ВВЭР-440 — ГЦН бессальни-
ковые. На блоках с реакторами типа ВВЭР в каждой петле устанавлива-
ется один ГЦН (рис. 6.24, а); на блоках с реакторами типа РБМК
циркуляционные контуры создаются у реакторов с двух сторон
(рис. 6.24, б) и имеют с обоих сторон общие всасывающие и нагнета-
тельные коллекторы. Поэтому здесь устанавливают несколько насосов
в каждом контуре. Так, на блоке с РБМК-1000 в контурах с каждой
стороны реактора установлено по четыре насоса с одинаковой подачей
(три рабочих и один резервный).
Компенсаторы объема на АЭС с реакторами типа ВВЭР могут быть
газовыми и паровыми. При газовых компенсаторах в корпус из балло-
нов обычно подается азот, с помощью которого поддерживается тре-
буемое давление. Когда давление в сосуде (а следовательно, и в цирку-
ляционном контуре реактора) возрастает, часть азота отводится в ем-
кости выдержки, откуда (после спада радиоактивности) газ сбрасы-
вается в атмосферу. Азот частично растворяется в воде и может вступать
в контакт с продуктами радиолиза [16]. При такой реакции pH воды
будет уменьшаться и могут возникнуть дополнительные трудности с
поддержанием требуемого водного режима. Кроме того, при одних и
тех же изменениях объема воды и одинаковых объемах газовой или
паровой фазы давление в газовой фазе изменяется сильнее, так как в
паровой фазе при возрастании давления часть пара сконденсируется.
Поэтому в равных условиях при одинаковых колебаниях давления
объемы компенсаторов с газовой средой оказываются в 1,5—2 раза
выше, чем с паровой. Все это привело к тому, что в настоящее время
применяются лишь паровые компенсаторы объема. Принципиальная
схема включения парового компенсатора и связанного с ним оборудо-
вания в контур реактора показана на рис. 6.25. Нижняя часть сосуда
компенсатора 1 заполнена водой и обогревается электрическими на-
гревателями 9; в верхней его части расположено распылительное устрой-
ство. При увеличении объема воды в циркуляционном контуре реактора
уровень в сосуде возрастает и давление пара увеличивается. Чтобы из-
бежать этого, регулятор приоткрывает клапан 8 и вода из трубопрово-
да 7 реакторной установки поступает в устройство 2, распыляется, кон-
152
рис. 6.25. Принципиальная схема системы парового компенсатора объема:
1 - сосуд компенсатора объема; 2 - распылительное устройство; 3 - под-
вод азота; 4 - предохранительный клапан; 5 - трубопровод с обратным затво-
ром; 6, 7 - выходной и входной трубопроводы реактора; 8 - регулирующий
клапан; 9 — блоки электронагревателей; 10 — барботер; 11 — взрывной клапан;
12 - отвод радиоактивных газов; 13 — подвод воды; 14 — охлаждающий зме-
евик; 15 - в бак ’’грязного” конденсата
денсирует часть пара и тем самым понижает давление в сосуде. При
быстром увеличении объема теплоносителя часть воды непосредственно
сбрасывается в паровое пространство сосуда. Чтобы предотвратить по-
падание пара в контур циркуляции при резком падении давления в
нем, на линии 5, соединяющей паровое пространство сосуда с трубопро-
водом 6, установлен обратный затвор.
В паровой объем компенсатора непрерывно перетекают газы из кон-
тура циркуляции реактора. Эти газы периодически сдуваются в барбо-
тер 10, а оттуда — в систему газоочистки. Продувка линий и незапол-
ненного водой пространства барботера проводится азотом. Расход азота
устанавливается таким, чтобы полностью исключить возможность об-
разования гремучей смеси.
На блоке с ВВЭР-1000 общий объем барботера составляет 15 м3.
В условиях эксплуатации давление в нем поддерживается равным
0,5 МПа, а температура воды 40—50 °C [31].
Объем сосуда компенсатора зависит от объема циркуляционного
контура и возможных колебаний средней температуры теплоносителя
в процессе эксплуатации (при различных режимах). Так, на установках
с ВВЭР-440 при изменении средней температуры теплоносителя на 1 °C
объем в компенсаторе потребуется изменить примерно на 0,5 м3 [16].
На блоках АЭС с ВВЭР-440 объем сосуда компенсатора составляет
38 м3, на блоке с ВВЭР-1000 — 77 м3.
153
6.6.	СЕПАРАТОРЫ И ПАРОВЫЕ ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ
ПЕРЕГРЕВАТЕЛИ АЭС С ТУРБИНАМИ НАСЫЩЕННОГО ПАРА
Как уже отмечалось ранее (см. § 3.3), в турбинах, работающих ца|
насыщенном паре, влажность его со в проточной части быстро нараста.
ет и, если влагу не отделять, со быстро превосходит допустимые значе.
ния (13—14%). Наличие влаги в потоке приводит также к понижению
внутреннего относительного КПД проточной части т?о/. . Для того чтобы
снизить значения со и повысить значения 7?oJ- , между ЧВД и ЧНД тур.
бины устанавливают сепараторы (см. рис. 3.10) или сепараторы с па-
ровыми пароперегревателями (см. рис. 3.11).
Во всех конструкциях сепараторов отделение влаги происходит на
поверхностях волнообразно изогнутых листов (жалюзи), набранных
в пакеты. На рис. 6.26 показан сепаратор, применяемый на АЭС с
ВВЭР-210. В центральной части аппарата 2 по конической поверхно-
сти набраны жалюзи, которые распределяют паровой поток по поверх-
ности основного сепаратора и проводят первичную сепарацию влаги.
Пакеты основного сепаратора 3 расположены по цилиндрической по-
верхности у корпуса и разделены по высоте на три части (три яруса)
Из каждого яруса пакетов сепарат отводится в нижнюю часть аппарата
самостоятельно. Высота яруса выбирается такой, чтобы стекающие по
каждой пластине пленки сепарата не могли слиться, так как при слия-
нии пленок паровой поток, прорываясь, будет дробить жидкость и за-
хватывать большое количество капель. За пакетами основного сепара-
тора располагается дырчатый цилиндр 4, способствующий дальнейше-
му выравниванию распределения потока по входной поверхности се-
паратора.
Влажный пар поступает в аппарат сверху, проходит раздающее
устройство, пакеты сепаратора, дырчатый цилиндр и, отделившись от
влаги, отводится через боковой патрубок.
Сепарат отводится через гидравлический затвор 5. Уровень его под-
держивается регулятором уровня.
Сепараторы с пароперегревателями (СПП) для АЭС с ВВЭР-440 и
турбинами мощностью 220 МВт (К-220-44) и АЭС с РБМК-1000 и тур-
бинами мощностью 500 МВт (К-500-65) приведены на рис. 6.27. В обеих
конструкциях сепаратор располагается в верхней части аппарата, а обе
ступени перегрева — в нижней части.
В сепараторе с пароперегревателем для турбин К-220-44 (СПП-220).
трубки пароперегревателя имеют продольные ребра и собраны в отдель-
ные кассеты (рис. 6 27, разрез 7-7). Влажный пар подводится к раздаю-
щей камере 2, отделяется от влаги в сепараторе 3 и, двигаясь вниз, про-
ходит межтрубное пространство кассет первой ступени пароперегрева-
теля. Затем пар меняет направление движения, проходит межтрубное
пространство второй ступени пароперегревателя и по центральной тру-
бе, расположенной в верхней части аппарата, отводится. Греющий пар
и его конденсат движутся внутри труб пароперегревателя [35, 63].
154
Рис. 6.26. Сепаратор турбины К-70-30:
1 — корпус; 2 — центральная часть сепаратора; 3 — пакеты основного сепара-
тора; 4 - дырчатый цилиндр; 5 - гидрозатвор
В сепараторе с пароперегревателем для турбин К-500-65 (СПП-500)
трубки пароперегревательных поверхностей собраны в отдельные теп-
лообменники. Каждый такой теплообменник представляет собой тру-
бу ф 325 или 273 мм с вваренными трубными досками и развальцован-
ными в них и обваренными трубками ф 14 х 1,2. Греющий пар здесь
подводится к каждому теплообменнику в центре верхней трубной до-
ски, движется в межтрубном пространстве и конденсируется на наруж-
ных поверхностях вертикальных труб ф 14 х 1,2. Перегретый пар после
сепаратора движется вниз по трубкам первой ступени пароперегрева-
теля, а затем вверх по трубкам второй ступени и через центральную
трубу покидает аппарат [35, 63].
Сепараторы с пароперегревателями, подобные аппарату СПП-220,
применены также на турбинах мощностью 500 МВт (К-500-60) на АЭС
155
1 Выход
перегретого пара
Выход
перегретого пара
I#
Рис. 6.27. Сепараторы с пароперегревате-
лями турбин АЭС К-220-44 (а) и К-500-65
(б):
1 — корпус сепаратора; 2 — парораз-
дающая камера; 3 — сепаратор; 4, 5 -
первая и вторая ступени пароперегрева-
теля; А, Б - подвод греющего пара к
первой и второй ступеням пароперегре-
вателя; В, Г - отвод конденсата греюще-
го пара первой и второй ступеней
к
В дренаж
Вход
влажного
пара
..........................Illlllir
Отвод
cenapama
cenapama
Вход
Влаяо
пара
Отвод
cenapama
с ВВЭР-1000. При этом на каждую турбину устанавливаются по два се-
паратора.
Потери давления на линиях, на которых устанавливаются сепараторы
с перегревателями, обычно находятся в пределах 4—6% абсолютного зна-
чения разделительного давления [2].
156
ИСПАРИТЕЛИ И ПАРОПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
На многих тепловых электростанциях восполнение потерь конденса-
та и пара производится дистиллятом, который получают в испаритель-
ных установках из химически обработанной (умягченной) воды или
воды, прошедшей упрощенную обработку (известкование, содоиз-
весткование, умягчение подкислением). Имеются также установки,
которые работают на сырой воде с затравкой [54]. Такой метод подго-
товки добавочной воды паровых котлов (ПГ) называют термическим
обессоливанием. В зависимости от того, какая вода подводится к испа-
рителю, применяется тот или иной тип испарителя. На рис. 6.28 приве-
дена схема простейшей испарительной установки. При работе испарите-
ля к нему непрерывно подводится вода, обработанная одним из указан-
ных методов, или (при другой конструкции испарителя) наряду с не-
обработанной (неумягченной) водой вводится затравка, которая тре-
буется для того, чтобы осаждение солей жесткости происходило на ча-
стицах взвеси, а не на поверхностях теплообмена. В качестве затравки
применяется обычно мелкокристаллическая взвесь природного мела
и строительного гипса.
Чтобы поддерживать солесодержание воды в испарителе (концентра-
та) в определенных пределах, часть концентрата из испарителя не-
прерывно выдувают. Пар, подаваемый в испаритель, называют первич-
ным паром, а образовавшийся из поступающей в испаритель воды —
вторичным.
На электростанциях вторичный пар обычно конденсируется либо в
теплообменниках, включенных в систему регенеративного подогрева
питательной воды ПГ (паровых котлов), либо в трубном пучке другого
испарителя, работающего при
более низком давлении. В по-
следнем случае испаритель-
ная установка является двух-
ступенчатой или многосту-
пенчатой.
Рис. 6.28 Схема простейшей испа-
рительной установки:
1 - корпус испарителя; 2 —
подвод первичного греющего
Пара; 3 — греющая секция; 4 —
отвод вторичного пара; 5 - кон-
денсатор; 6, 10 — отвод конден-
сата вторичного и греющего па-
ра; 7 - подвод питательной во-
Ды; 8 - продувка; 9 - слив
157
Рис. 6.29. Схемы трех ступенчатой испарительной установки с параллельным (а)
и последовательным (б) питанием:
1 — подвод греющего пара; 2—4 — соответственно испарители первой-третьей
ступеней; 5 — отвод вторичного пара; 6 — конденсатор; 7 - отвод конденсата;
8 - продувка; 9 - подогреватель питательной воды; 10 - подвод питательной
воды
На рис. 6.29 приведены схемы трехступенчатой испарительной уста-
новки. Вторичный пар первой и второй ступеней является первичным
(греющим) паром соответственно для каждой последующей ступе-
ни. Конденсатором вторичного пара последней ступени может быть
подогреватель, включенный в систему регенеративного подогрева основ-
ного конденсата турбины, или любой другой теплообменник электро-
станции. На многоступенчатых испарительных установках вторичный
пар последней ступени может также конденсироваться в теплообменни-
ке, охлаждаемом водой, поступающей на питание установки. Однако
осуществить такую схему обычно можно только при шестиступенчатых
установках, так как только при таком числе ступеней количество пи-
158
Рис. 6.30. Схемы включения испарителя в систему регенерации турбины с отдель-
ным конденсатором испарителя (д) и без отдельного конденсатора (б) :
1 2 - соответственно подвод пара из отборов турбины, И — испаритель; Пп
к^п+1 ~ РегенеРативные подогреватели; КИ — конденсатор испарителя
тательной воды оказывается достаточным для конденсации всего
расхода пара последней ступени.
Питание многоступенчатой испарительной установки может прово-
диться по схеме, где в каждый испаритель поступает вода из одной
общей линии (рис. 6.29, а). Такую схему называют схемой параллель-
ного питания. При параллельном питании продувка проводится из
каждой ступени. Однако при большом числе ступеней чаще применяется
схема последовательного питания В этом случае всю питательную
воду подают в первую ступень установки (рис. 6.29, б). Здесь часть
воды испаряется, а остальная вода перетекает в следующую ступень.
Такое движение воды существует во всех ступенях, за исключением
последней, из которой ведется продувка всей установки. Чтобы умень-
шить расход греющего пара, питательная вода до поступления в пер-
вую ступень установки подогревается в подогревателях 9 вторичным
паром, отбираемым после каждой ступени испарительной установки.
В качестве первичного пара одноступенчатых установок и первой
ступени многоступенчатых установок на электростанциях, как правило,
используется пар из регенеративных или регулируемых отборов тур-
бины. Когда испарители включены в систему регенеративного подо-
грева питательной воды ПГ (паровых котлов), конденсация вторичного
пара мэжет проводиться в отдельных конденсаторах либо в тех же подо-
гревателях, в которых осуществляется регенеративный подогрев воды
При отсутствии испарителей (рис. 6.30).
При применении схемы, приведенной на рис. 6.30, д, когда испари-
тель не включен в работу, подогрев питательной воды от энтальпии
\+1 Д° энтальпии hn происходит в регенеративном подогревателе Пп
Паром отбора 1 турбины; когда испаритель работает, подогрев пита-
тельной воды осуществляется сначала в конденсаторе испарителя вто-
ричным паром испарительной установки (до некоторого промежуточ-
159
кого значения энтальпии Лки), а затем в регенеративном подогреВа
теле Пп. Очевидно, что при пренебрежении потерями теплоты в окру
жающую среду и некоторыми потерями с продувкой общий расх
теплоты на подогрев питательной воды от hn+l до hn в обоих случа^
остается одним и тем же и, следовательно, расход пара в отборе /
не изменяется. Поэтому при такой схеме включения испарителя тец.
левая экономичность электростанции при работающих и выключен,
ных испарителях практически остается одной и той же.
Схема включения испарителя, показанная на рис. 6.30, б (без оь
дельного конденсатора), проще. Однако тепловая экономичность
электростанции с испарителями, установленными по такой схеме, ни-
же, чем без них.
Действительно, как при включенном, так и при выключенном иена-
рителе общие расходы пара в регенеративных подогревателях Пп и
Пп+1 остаются одними и теми же. Между тем при включенном испари-
теле расход пара от регенеративного отбора 1 возрастает на значение
соответствующее расходу греющего пара испарителя Р а расход
пара от отбора 2 уменьшится на значение, определяемое производитель-
ностью испарителя ^исп- Так как давление в отборе 1 выше, чем в от-
боре 2, a Z>rp ~T*bt =Т>исп, то очевидно, что при этом происходит недо-
выработка электроэнергии в турбине, определяемая из выражения
где Д7У — недовыработка электроэнергии, кВт; h i и — энтальпия
пара в отборах 7 и 2, кДж/кг.
Если испаритель включен в систему регенеративного подогрева пи-
тательной воды ПГ (паровых котлов) по схеме, приведенной на
рис 6.30, б, то температурный перепад в нем определяется параметрами
пара в отборах, между которыми он установлен. Этот перепад обычно
находится в пределах 15-30 °C. При включении испарителя по схеме,
указанной на рис. 6.30, а, чем выше выбран температурный перепад
между греющим и вторичным паром, тем производительность испарите-
ля будет ниже, так как для подогрева питательной воды от Лп+1 д0
/?к потребуется меньше теплоты и, следовательно, меньшее количе-
ство вторичного пара можно будет сконденсировать в КИ. При мень-
ших температурных перепадах производительность испарителя может
быть выбрана большей. Однако при этом стоимость его, отнесенная
к единице производительности, будет выше.
Одноступенчатые испарительные установки применяются на кон-
денсационных электростанциях, где потери пара и конденсата в нормаль*
ных условиях не превышают 3% общего расхода пара на турбину. Пр*1
160
этоМ испарительные установки, включенные по схеме, приведенной на
оис. 6.30, а, работают при температурных перепадах 10—15 °C. Когда по-
тери выше (на ТЭЦ при наличии потерь пара и конденсата у потре-
бителя), применяются двухступенчатые или многоступенчатые испа-
рительные установки. Число ступеней обычно не превышает шести.
q увеличением числа ступеней многоступенчатой испарительной уста-
новки количество дистиллята, получаемое при одном и том же расходе
пара, отобранного из турбины, возрастает. Однако при выбранном
температурном перепаде между греющим паром и температурой кон-
денсации в последней ступени температурный перепад в каждой сту-
пени будет уменьшаться и стоимость установки возрастает. Дистил-
лят имеет минимальную стоимость при определенном температурном
перепаде в одной ступени, обычно этот перепад находится в пределах
8-12 °C.
Температурный перепад, который может быть использован для
работы испарительной установки между двумя смежными отборами
турбины, не превышает обычно 15—20 °C. Полный температурный
перепад, необходимый для работы многоступенчатой установки, зна-
чительно выше. Поэтому в системе регенеративного подогрева основ-
ного конденсата турбины по схеме, указанной на рис. 6.30, а, вклю-
чаются обычно одноступенчатые испарительные установки. К испари-
телям при этом подводится пар от отборов, из которых отводится
пар к подогревателям низкого давления.
По схеме, приведенной на рис. 6.30, а, испарительная установка
может включаться также в систему подогрева сетевой воды. Это вклю-
чение не изменит тепловой экономичности электростанции, а так как
обычно расход пара на сетевые подогреватели значительно выше, чем
на регенеративные, испарительные установки, включенные в систему
подогрева сетевой воды, могут применяться для восполнения потерь
рабочего тела на ТЭЦ, когда они достигают 10—12%.
При включении испарителей в тепловую схему электростанции без
потерь тепловой экономичности стоимость дистиллята определяется
в основном стоимостью предварительной химической подготовки
питательной воды испарителей и отчислениями от капитальных за-
трат на испарительную установку. Обычно при солесодержании ис-
ходной воды более 300—400 мг/кг дистиллят дешевле воды, обрабо-
танной методом глубокого обессоливания. Кроме того, следует иметь
в виду, что при термическом обессоливании воды расходуется зна-
чительно меньше химических реактивов, вследствие чего снижается об-
1Цее количество солей, содержащихся в сбросных водах.
Химическая обработка воды, направляемой в испарительную уста-
новку, облегчается и удешевляется, а расход реагентов снижается в
Испарительных установках, в которых парообразование происходит
при вскипании перегретой воды. На таких установках, называемых
Устинов ками мгновенного вскипания, вода предварительно подогре-
161
Рис. 6.31. Схема испарительной установки мгновенного вскипания:
1 - теплообменник греющего пара; 2 - змеевик; 3 - устройство для сбора
конденсата; 4 - водяной объем ступени испарительной установки; 5 — охлади-
тель продувки; 6 - отвод дистиллята; 7 - подвод питательной воды; 8, 9 - под-
вод охлаждающей воды и отвод ее; 10 — продувка
вается конденсирующимся вторичным паром, а затем греющим паром,
подводимым к установке (рис. 6.31). Нагретая вода поступает в пер-
вую ступень, где поддерживается давление , при котором температу-
ра насыщения на несколько градусов ниже температуры поступающей
воды. Вследствие этого часть поступившей воды AGi испаряется, об-
разовавшийся пар конденсируется на поверхностях змеевиков 2, а
вода перепускается в следующую ступень. Давление во второй ступени
ниже, чем в первой, вследствие чего вновь испаряется некоторое коли-
чество воды Д(72- Такой процесс повторяется в каждой ступени. Из
последней ступени часть водяного потока направляется на продувку,
остальная вода — на рециркуляцию Дистиллят перепускается из одной
ступени в другую и отводится из установки по линии 6.
Испарители мгновенного вскипания работают обычно на сырой воде
с затравкой или на воде, обработанной методом подкисления. При этом
отложения накипи не образуются на теплообменных поверхностях
лишь при низких температурах воды (до 120 °C). Поэтому на таких
установках давление в первой ступени не превышает 0,2 МПа, а в по-
следней равно 0,008 МПа. Число ступеней может достигать 30—35. На
одной и той же производительности при большем числе ступеней рас-
ходуется меньше греющего пара, однако стоимость установки при этом
возрастает.
На АЭС испарительные установки могут применяться не только для
производства добавочной воды, но и в системе спецводоочистки, т. е.
для очистки продувочной воды первого контура, радиоактивных вод
бассейнов выдержки твэлов, сбросных вод (из баков биологической
защиты реакторов, после обмыва оборудования, полов и стен помеще-
ний первого контура и спецпрачечной), а также вод санпропускника.
Во всех этих случаях в испарительных установках вода освобождается
главным образом от растворенных в ней радиоактивных твердых ве-
ществ. Испарители на одноконтурных АЭС применяются также для
генерации пара, используемого для уплотнения турбины, в качестве
162
рис. 6.32. Испарительная установка для восстановления продувочных вод первого
контура АЭС:
1 - расширитель; 2—4 - испарители; 5 — конденсатор вторичного пара послед-
ней ступени установки; 6 - в бак чистого конденсата; 7 - на доупариватель; 8 -
подвод продувочной воды первого контура АЭС
рабочей среды эжекторных установок и греющего пара для испарите-
лей спецводоочистки.
Испарительные установки для очистки радиоактивных промывоч-
ных вод, вод бассейнов выдержки, спецпрачечных, санпропускников
и прочих активных сбросных вод являются обычно одноступенчатыми,
обогреваемыми паром низкого давления. Конденсат вторичного пара
этих установок собирается в баках чистого конденсата и затем исполь-
зуется для нужд электростанции; продувочная вода направляется в
специальную испарительную установку (доупариватель). Продувочная
вода доупаривателя дренируется в могильники, а конденсат вторич-
ного пара идет на вторичную выпарку.
Испарительные установки, служащие для очистки продувочных
вод первого контура, обычно многоступенчатые. Энтальпия продувочной
воды достаточно велика. Поэтому вода направляется сначала в расшири-
тель (рис. 6.32), а затем в испарительную установку. Греющим паром
первой ступени установки является пар, полученный в расширителе.
Продувочная вода последней ступени (так же как в одноступенчатой
установке) направляется в доупариватель. Кубовый остаток доупарива-
теля сбрасывается в герметичную емкость, откуда сжатым воздухом
передавливается в хранилище жидких отходов [16, 52].
Регулирование уровня в испарителе осуществляется изменением ко-
личества пара, подаваемого в испаритель первой ступени. Для этого
можно часть пара всегда перепускать из расширителя в конденсатор
последней ступени и регулировать уровень по ступеням изменением
расхода этого потока. Установка может быть рассчитана так, чтобы в
нормальных условиях небольшая часть воды в расширителе выпарива-
лась за счет теплоты пара постороннего исючника. Тогда при уменьше-
нии давления греющего пара расход его будет падать и уровни во всех
ступенях испарительной установки возрастут; при увеличении давле-
ния греющего пара уровни жидкости в испарителях будут понижаться.
163
164
рис. 6.33. Вертикальный испаритель с паропромывочными дырчатыми листами:
1 - корпус; 2 - греющая секция; 3 - опускная труба; 4 - паропромывоч-
ный дырчатый лист; 5 — перелив; 6 — жалюзийный сепаратор; 7 — отвод вто-
ричного пара; 8 — подвод питательной воды; 9 — подвод конденсата; 10 — под-
вод греющего пара; 11 - отвод конденсата; 12 - отвод неконденсирующихся
газов
На рис. 6.33 показана конструкция испарителя, применяемая в на-
стоящее время на электростанциях при работе на воде, умягченной
ионированием.
Основными элементами испарителя являются вертикальный цилинд-
рический корпус, греющая секция и устройства по промывке пара.
Греющая секция 2 состоит из обечайки и двух приваренных к ней
трубных досок, в которые ввальцованы стальные трубки. В корпусе
испарителя секция закрепляется на лапах, приваренных к верхней ее
части. Центральная часть греющей секции трубками не заполнена, и в
нее по трубе 10 подается греющий пар. При работе испарителя нижняя
часть корпуса заполнена водой, уровень которой поддерживается ре-
гулятором над греющей секцией. Греющий пар конденсируется на на-
ружных поверхностях трубок и отдает свою теплоту находящейся в
них воде. Из-за перегородок, имеющих у периферии вырезы или отвер-
стие в центральной части, движение пара происходит перпендикулярно
осям кипятильных трубок от оси греющей секции к периферии и от пе-
риферии к оси. Конденсат собирается в нижней части секции и по тру-
бе 11 отводится от испарителя. Паровое пространство греющей секции
соединено с паровым пространством испарителя трубкой 12 с клапа-
ном. При работе испарителя этот клапан открыт и неконденсирующие-
ся газы перепускаются из греющей секции в паровое пространство
испарителя.
Над греющей секцией установлено одно или два паропромывочных
устройства в виде паропромывочных дырчатых листов [51]1.
Питательная вода поступает на этот лист (или на нижний лист, если
имеются два паропромывочных устройства) и отводится с него в водя-
ное пространство испарителя по опускным трубам 3. При работе испа-
рителя проходящий через отверстия листа пар препятствует протеканию
жидкости, что удерживает питательную воду над листом, а барботирую-
щий через нее пар очищается от захваченных им капель. Конечно, в даль-
1 До последнего времени паропромывочные устройства устанавливались на
расстоянии 700-800 мм от уровня воды в испарителе, в настоящее время это рас-
стояние резко увеличено. (На испарителях Таганрогского котельного завода па-
ропромывочный дырчатый лист установлен на высоте 3-4 м от греющей сек-
ции.) Это сделано для того, чтобы исключить возможность резкого ухудшения
качества дистиллята при переполнении аппарата питательной водой.
165
нейшем пар захватывает образующиеся над паропромывочным листо^
капли питательной воды, однако солесодержание этих капель во много
раз меньше. Необходимый уровень над листом (50—60 мм) обеспечила,
ется переливами 5, установленными перед сливными трубами 3.
В испарителях, устанавливаемых на блоках АЭС, блоках с прямоточ-
ными паровыми котлами, наряду с промывкой пара питательной водой
проводится промывка его конденсатом. Устройство для промывки пара
конденсатом монтируется над паропромывочным листом, на который
подается питательная вода (рис. 6.33). Расход конденсата при этом не
превышает 3—5% производительности испарителя.
Над паропромывочными устройствами обычно устанавливается жа-
люзийный сепаратор.
Производительность испарителя зависит не только от размеров грею-
щей секции и корпуса аппарата, но и от перепада температуры между
греющим и вторичным паром, значения давления вторичного пара, а
также требований к качеству дистиллята. Ориентировочно можно счи-
тать, что при диаметре аппарата 3 м и давлении вторичного пара в преде-
лах от 0,12 до 0,6 МПа допустимая производительность испарителя £>н
описанной конструкции (рис. 6.33) находится в пределах от 25 до
35 т/ч (большие значения относятся к более высоким давлениям вто-
ричного пара). Для других диаметров диапазоны изменения DK могут
быть определены в зависимости от значений этих величин по соотноше-
нию поперечных сечений рассматриваемого испарителя и аппарата диа-
метром 3 м.
Паропреобразователи по конструкции не отличаются от испарите-
лей ТЭС. Однако так как паропреобразователи рассчитываются для
работы на более высоких давлениях, то даже при одних и тех же пло-
щадях теплопередающих поверхностей греющей секции испарителя и
паропреобразователя технические характеристики и размеры присоеди-
нительных патрубков у этих аппаратов неодинаковы.
На рис. 6.34 показан испаритель, служащий для производства чисто-
го нерадиоактивного пара из радиоактивной воды на одноконтурных
АЭС с реактором РБМК-1500 [20]. Таким образом, в данном случае
испаритель используется в качестве паропреобразователя. Испаритель
имеет две зоны испарения. Питательная вода поступает в первую зону
через раздающий коллектор 2, где генерируется 83,5% всего производи-
мого вторичного пара 1>и. Неиспарившаяся часть воды перетекает во
вторую зону по линии 14. Здесь образуется 16,5% производимого вто-
ричного пара. Пар второй зоны испарения после предварительной очист-
ки в жалюзийном сепараторе парового отсека этой зоны смешивается
с паром первой зоны, после чего весь поток проходит промывку на
двух паропромывочных устройствах. Затем, как и в других конструк-
циях (рис. 6.33), пар очищается от капельной влаги в жалюзийном се-
параторе и отводится из испарителя Конструкция верхнего паропро-
166
4
1Рис. 6.34. Испаритель блока с реактором РБМК-1500:
1 - корпус; 2 - коллектор питательной воды; 3 - греющая секция; 4 - от-
вод вторичного пара; 5 — жалюзийный сепаратор; 6 — верхнее паропромывочное
Устройство; 7 - слив с верхнего промывочного устройства; 8 - нижнее паро-
Промывочное устройство; 9 — паровой отсек второй зоны испарения; 10 — по-
груженный дырчатый лист; 11 — слив с нижнего промывочного устройства;
I J2 — опускная труба; 13 - водяной отсек второй зоны испарения; 14 — пере-
ток; 75 - подвод греющего пара; 16 - продувка; 17 - слив
167
мыв очного устройства не отличается от применяемых в других типах
испарителей; нижнее устройство выполнено беспровальным и притощ
так что промывка происходит по всему сечению аппарата1 *. На верхнее
устройство всегда подается чистый, нерадиоактивный конденсат (nJ
стиллят испарителя) в количестве до 5% Р на нижнее - перепускав,
мый сюда конденсат или наряду с ним питательная вода. С нижнего па-
ропромывочного устройства вода перетекает в первую зону водяного
пространства испарителя. Питательная вода может подаваться также
непосредственно в эту зону под греющую секцию. Двухзонное испа-
рение позволяет снизить мощность дозы у-излучения на внешней по-
верхности аппарата. Испытания показали также, что в испарителях
такого типа качество вторичного пара несколько улучшается. На блоке
электрической мощностью 1500 МВт устанавливаются два испарителя
(по одному на каждой турбине К-750-65). Диаметр корпуса испарителя
равен 3,4 м, высота 11 м. К испарителю подводится пар от отбора тур.
бины, давление его равно 1,13 МПа, давление вторичного пара 0,88 МПа.
В этих условиях производительность его составляет 72 т/ч.
На испарительных установках, применяемых для восстановления
продувочной воды первого контура АЭС, промывка проводится лишь
в слое конденсата, так как питательной водой является продувочная
вода реактора, обладающая высокой радиоактивностью. Конструкция
испарителей, установленных на блоках Нововоронежской и Белояр-
ской АЭС, показана на рис. 6.35. Испарители здесь являются аппарата-
ми с естественной циркуляцией и поверхностями нагрева, вынесенными
в отдельный корпус. Поступающий сюда пар конденсируется на наруж-
ных поверхностях пучка вертикальных труб. Пароводяной поток из
корпуса греющей секции направляется в сепаратор. Отделившаяся в
сепараторе жидкость вместе с подлежащей очистке питательной водой
вновь направляется в трубы греющей секции, а пар проходит последо-
вательно жалюзийный сепаратор и паропромывочные устройства. Очи-
щенный пар конденсируется в следующей ступени испарительной
установки или конденсаторе последней ступени. Конденсат вторичного
пара всех ступеней собирается в баках чистого конденсата [16, 55].
Количество примесей, содержащихся в дистилляте, предназначенном
для восполнения потерь пара и конденсата в паротурбинной установке,
должно быть не выше, чем в питательной воде. Стремиться к дальней-
шему улучшению качества дистиллята не имеет смысла, так как доба-
вочная вода в большинстве случаев составляет небольшую часть общего
расхода питательной воды и поэтому практически не может улучшить
ее. Требуемая продувка испарителя или паропреобразователя, %, в за-
1 См. А. с. 779731 СССР, М. Кл3 F 22В 37/00. Паропромывочное устройство/
В. А. Берсенев, Е. К. Голубев, С. Л. Стерман и др.// Открытия. Изобретения. 1980.
№42.
168
Рис. 6.35. Испаритель для восстановления продувочных вод первого контура
АЭС:
1 - корпус с греющей секцией; 2 - подвод греющего пара; 3 — сепаратор;
- штуцер продувочной линии; 5 — подвод исходной (питательной) воды; 6 —
Жалюзийный сепаратор; 7 - набивка (кольца Рашига); 8 - промывочное
Устройство; 9 — отвод очищенного (вторичного) пара; 10 — подвод промывоч-
ной воды
169
висимости от солесодержания питательной воды и концентрат 1
может быть определена по формуле	с
р - г..,»)]-100-
<6.20,1
Солесодержание концентрата с следует выбирать таким
к	’ I
при этом содержание примесеи в дистилляте находилось в д I
стимых пределах.
В испарителях и иаропреобразователях с промывочными устЯ
ствами дистиллят и вторичный пар высокого качества можно пол
чить при солесодержании концентрата до 40000 -60000 мг/кг, когщ
продувка обычно не превышает 2-3%.
Расход греющего (первичного) пара />пер, поступающего на исщ.
ритель или паропреобразователь, устанавливается из уравнения тей
левого баланса, которое имеет вид
<ПпепЛпер - ”и = °в <Чт “ V +
+ D (h' - h ) + D (h" - h' ),
KOH' ВТ KOH'	ВТ V ВТ ВТ7’
(6.21
где DK, DBT, DB, D - соответственно расход конденсата первичного
и вторичного пара, питательной воды и конденсата, поступающего на
промывку; /гпер, — энтальпия первичного и вторичного пара;
Л’ , ^вТ ~ энтальпия конденсата первичного пара и концентрата при
температуре насыщения; й й — энтальпия питательной воды и
конденсата, поступающего на промывку; — коэффициент, учиты-
вающий потери теплоты в окружающую среду.
6.8. СЕТЕВЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
По конструкции сетевые подогреватели подразделяют на горизон-
тальные и вертикальные.
На ТЭС применяются оба типа, хотя в последние годы на крупных
ТЭЦ устанавливаются горизонтальные подогреватели. Это связано с
тем, что такие подогреватели на ТЭЦ с турбинами Т-50-130, Т-100-130,
Т-175-130, Т-180-130, Т-185-130 и Т-250-240 хорошо размещаются под ка-
мерой теплофикационного отбора между фундаментами турбин.
На рис. 6.36 изображен горизонтальный сетевой подогреватель, уста-
навливаемый на паротурбинной установке Т-100-130. Подогреватель
двухходовой, имеет площадь поверхности нагрева 2250 м2 и использу-
ется в данном случае в качестве первой ступени подогрева сетевой
воды. Поверхность теплопередачи в нем собрана из латунных труб
ф 24 х 1 мм, развальцованных в трубных досках.
Передняя камера подогревателя разделена перегородкой 7 на две
части, к одной из них через штуцер 8 сетевая вода подводится, из дрУ'
170
гой через штуцер 6 отводится. Плоскость соприкосновения перегород-
ки с трубной доской уплотняется асбестовыми или свинцовыми про-
кладками.
Пар поступает в подогреватель через штуцер 2 с направляющими
перегородками, конденсат отводится через штуцера 10.
На корпусе подогревателя имеются штуцера для перепуска паро-
воздушной смеси из подогревателя второй ступени и насосов, а также
Для отвода ее в конденсатор турбины и штуцер, к которому присоеди-
няется предохранительный клапан.
Вертикальный сетевой подогреватель показан на рис. 6.37. Площадь
поверхности подогревателя равна 1250 м2, поверхность собрана из
прямых латунных труб ф 24 х 1 мм, завальцованных в трубные доски -
одна доска закреплена на корпусе, другая установлена свободно и
может перемещаться внутри корпуса при тепловом удлинении труб.
Вар подводится к подогревателю через боковой патрубок 4, конден-
сат отводится снизу через штуцер 8. Сетевая вода подводится в водя-
ную камеру и отводится из подогревателя через штуцера 5 и 6. Осталь-
ные элементы аппарата ясны из чертежа.
171
А-А
6.37. Вертикальный сетевой подо-
Ф2400
Рис.
греватель:
1 — корпус; 2 — водяная камера;
3 - греющая секция; 4 - подвод пара
5, 6 — подвод сетевой воды и отвод ее
7 — указатель уровня; 8 — отвод коИ'
денсата; 9 — слив сетевой воды; Ю '
отсос паровоздушной смеси
172
с
и выходе Лвь1х из подогревателя уже уста-
подогреватель Dn определяется из уравне-
работы сетевого подогревателя определяется в зависимости
В пинятой схемы сетевой установки и количества теплоты, отдавае-
°Т - тепловому потребителю (см. гл. 5). Если расход сетевой воды G
^альпия ее на BXO«e лвх
Явлены, то расход пара на
теплового баланса
D (Ь„ ~	= СЛх “ Лвых^’
л-'pj v Ц	IV 11	VESA	D Ы А
(6.22)
е — энтальпия паРа, поступающего в сетевой подогреватель; hK —
энтальпия конденсата.
Тепловой расчет сетевой установки проводится при различных тепло-
вых режимах, и прежде всего при максимальной отопительной нагруз-
е, расчетной температуре отбора турбины, минимальной отопительной
и летней нагрузках. Площади поверхностей подогревателей рассчитыва-
ются по данным, полученным в режимах, когда передается наибольшее
количество теплоты; для других условий устанавливаются температу-
ры сетевой воды в характерных точках (при принятом расходе ее),
параметры и расход греющего пара.
Гпава седьмая
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
НА ОРГАНИЧЕСКОМ И ЯДЕРНОМ ТОПЛИВЕ
7.1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ОРГАНИЧЕСКОМ ТОПЛИВЕ
Современные КЭС состоят из отдельных крупных блоков. В настоя-
щее время находятся в эксплуатации в основном отечественные блоки
мощностью 150 (160) и 200 (210 и 215) МВт, работающие на начальных па-
раметрах 12,7 МПа, 540 °C, и блоки мощностью 300, 500 и 800 МВт на
араметрах 23,5 МПа, 540 С. На параметрах 23,5 МПа, 540 °C введен
эксплуатацию также блок мощностью 1200 МВт. Паротурбинные
Установки на 12,7 МПа могут иметь как барабанные, так и прямоточ-
ные котельные установки; давление 23,5 МПа является сверхкритиче-
ским, и на этих параметрах могут применяться, конечно^ лишь прямо-
точные котельные установки.
На рис. 7.1—7.3 показаны принципиальные тепловые схемы (ПрТС)
блоков с турбинами К-200-130, К-300-240 и К-800-240, а в табл. 7.1
риводятся параметры блоков и основные характеризующие их тех-
нические данные. Все блоки работают по циклу с промежуточным лере-
гревом пара. В показанном на рис. 7.1 блоке с турбиной К-200-130 и
бнрабанным паровым котлом деаэратор подключен к третьему (по хо-
173
Таблица 7.1. Основные технические характеристики
конденсационных блоков различной мощности
Показатель	Мощность блока, МВт			
	200	300	500	800^j
Номинальная мощность, МВт Начальные параметры:	200/210	300	500	800
давление, МПа	12,7	23,5	23,5	23,5
температура, С Параметры промежуточ- ного перегрева на выходе из ЧВД;	565 (540)*	565 (540)*	656 (540)*	565 (540)*
давление, МПа	2,4	3,9	3,98	3,65
температура, С на входе в ЦСД:	340	315	293	310
давление, МПа	2,08	3,54	3,56	3,25
температура, С	565 (540)*	565 (540)*	565 (540)*	565 (540)*
Конечное давление, МПа	0,0034	0,0034	0,0034	0,0034
Число регенеративных от- боров Число подогревателей:	7	8	8	8
низкого давления	4	5	5	5
высокого давления	3	3	3	3
Давление в деаэраторе, МПа	0,585	0,685	0,685	0,685
Температура питательной воды, С	236	264	270	271
Расход пара при номиналь- ной нагрузке, т/ч	592	880	1526	2400
Удельный расход теплоты по установке, кДж/ (кВт х X Ч)	8025	7700**	7730	7640**
* Технические характеристики приводятся по данным заводских расчетов,
которые проведены при температуре пара на входе в турбину и после промежу-
точного перегрева, равной 565 С. В настоящее время на многих электростанциях
эта температура снижена до 540 С. При таких температурных режимах теплооб-
менные поверхности паровых котлов и паропроводы можно изготовлять из
сталей перлитного класса, которые значительно дешевле сталей мартенситно-
ферритного и аустенитного класса, требующихся при больших значениях *()
Однако показатели тепловой экономичности при этом немного понижаются. Не-
сколько изменяются также параметры пара в отборах.
** С учетом расхода энергии на турбопривод питательного насоса.
174
Рис. 7.1 Принципиальная тепловая схема конденсационного блока с турбиной
К-200-130:
ПК - паровой котел; Пе, ПП — пароперегреватель и промежуточный паропере-
греватель ПК', Т - турбина; Г - генератор; К — конденсатор; КН — конденсат-
ный насос; ПЭ - подогреватель эжекторной установки; ПУ j, ПУ г - подогрева-
тели, использующие пар уплотнений; Hi, Иг — испарители; Д - деаэратор; ДН -
Дренажный насос; ПНИ — питательный насос испарительной установки; КИу,
- конденсаторы вторичного пара испарителей; П^-Пц - регенеративные
подогреватели низкого давления; ОД - охладитель дренажа; СП\, СП г - сетевые
подогреватели; ДНС — дренажный насос сетевой; ПН - питательный насос; Л5-
^7 - регенеративные подогреватели высокого давления; Рх, 1’г — расширители
продувки: ХОВ — химически обработанная вода
ДУ нара в турбине) отбору и составляет вместе с подогревателем /75
одну ступень подогрева (деаэратор включен по схеме, изображенной
Да рис. 6.13, 6), в других блоках (см. рис. 7.2 и 7.3) деаэратор подклю-
чен к четвертому отбору и работает как отдельный подогреватель. По-
догреватели высокого давления на всех установках имеют встроенные
охладители пара ОП и дренажа ОД. На блоке мощностью 300 МВт подо-
гРеватель низкого давления ZZ4 также имеет встроенный ОП, а подогре-
Ватель П3 — встроенный ОД, а на блоке мощностью 800 МВт оба подо-
гревагеля (Л3 и Л4) имеют ОП и ОД. При этом на блоке с турбиной
175
Рис. 7.2. Принципиальная тепловая схема блока с турбиной К-300-240:
БН — бустерный насос; ТП — турбопривод питательного насоса; ОБ - обессо-
ленная добавочная вода (остальные обозначения см. на рис. 7.1)
К-800-240 применена более совершенная схема подогрева воды в охла-
дителе пара /73, что привело к некоторому дальнейшему повышению
тепловой экономичности установки (см. § 6.2).
Для использования теплоты продувочной воды барабанного парово-
го котла (см. рис. 7.1) в схеме имеются расширители Рх иР2. Потери
пара и конденсата восполняются дистиллятом, полученным на испари-
тельных установках, поэтому продувочная вода из Р2 подается в бак,
где смешивается с химически обработанной водой, направляемой в
испаритель. На блоке имеются две испарительные установки, одна из
них подключена к пятому отбору, другая — к шестому. Испарители
Их и И2 имеют свои конденсаторы КИ\ иКИ2, включенные в систему
регенеративного подогрева питательной воды. Умягченная вода, на-
правляемая в испарители, предварительно деаэрируется в деаэраторе
при р= 0,117 МПа.
176
Рис. 7.3. Принципиальная тепловая схема блока с турбиной К-800-240:
обозначения те же, что и на рис. 7.1 и 7.2
Блоки с турбиной К-200-130 непрерывно совершенствовались. По-
следующие модификации их характеризовались другими, более вы-
сокими значениями номинальной мощности и показателей тепловой
экономичности. Мощность турбогенератора последней модификации
составляет 215 МВт, а в ПрТС ее внесены некоторые существенные
изменения: так, поверхностный подогреватель Пг в этом блоке заме-
нен на смешивающий, а деаэратор подключен не к третьему отбору
[как предвключенная ступень поверхностного подогревателя (см.
рис. 6.13, б)], а к четвертому и является отдельным регенеративным
подогревателем (см. рис. 6.13, а). Изменить схему включения деаэра-
тора потребовалось потому, что давление в четвертом отборе оказа-
лось близким к значению, применяемому обычно в деаэраторах таких
установок. На показатели тепловой экономичности это практически
Не повлияло. Замена поверхностного подогревателя смешивающим
Всегда приводит к некоторому повышению КПД паротурбинной уста-
новки.
На блоках, схемы которых приведены на рис. 7.2 и 7.3, потери пара
и конденсата восполняются глубокообессоленной водой, которая пода-
177
ется в конденсатор турбины. Имеются турбинные установки того же
типа с испарителями, включенными в систему регенеративного подо,
грева питательной воды. При таких схемах, как и обычно, дистиллят
испарителей может подаваться непосредственно в деаэратор, так как
содержание примесей в нем при испарителях с двухступенчатой про.
мыв кой пара не выше, чем у глубокообессоленной воды. Однако что-
бы полностью исключить возможность попадания примесей в прямо-
точный паровой котел (работающий при сверхкритических парамет-
рах), дистиллят обычно направляют в поток, идущий на блочную
обессоливающую установку, которая располагается после конденсато-
ра турбины (между конденсатными насосами первого и второго
подъемов). Так как температура дистиллята выше температуры кон-
денсата, это приводит к некоторому уменьшению тепловой экономич-
ности установки.
На блоке мощностью 200 МВт (см. рис. 7.1) применен питательный
насос с электроприводом, На блоке с турбиной К-300-240 — питатель-
ный насос с приводной турбиной с противодавлением, а на блоке с тур-
биной К-800-240 установлены две приводные турбины с собственными
конденсаторами, производительность каждой турбины составляет 50%*.
Мощность электропривода на блоках с турбинами К-200-130 составляет
около 1% мощности блока. Мощность турбопривода блока с турбиной
К-300-240 — 9 МВт, а две приводные турбины, установленные на блоке
мощностью 800 МВт, развивают мощность при номинальной нагрузке
блока около 27 МВт.
На всех блоках пар из уплотнений турбины направляется в отборы
и подогреватели пара уплотнений ПУ. Уплотнение низших точек турби-
ны производится паром из деаэратора. Расходы пара уплотнений, по-
ступающего в отборы и деаэратор, а также паровые потоки, отбираемые
из деаэратора, приведены на схемах в долях общего расхода пара на
турбину при ее номинальной мощности.
На ТЭЦ применяются турбины с противодавлением (типа Р), с кон-
денсацией и производственным отбором пара (типа П), с конденса-
цией и одним или двумя теплофикационными отборами (типа Т) и
с конденсацией, промышленным и теплофикационными отборами
(типа ПТ). Турбины типа ПТ также могут иметь один или два тепло-
фикационных отбора. Принципиальная схема станции существенно
зависит от типа турбины, поэтому очевидно, что схемы ТЭЦ отличаются
еще большим разнообразием
Начальные параметры паротурбинных установок ТЭЦ обычно такие
же, как и на конденсационных станциях, однако электрическая мощ-
ность наиболее крупных установок здесь меньше, чем на КЭС, и общая
мощность станции ниже.
* Выбор типа и схемы привода питательного насоса см. в §64 и гл. 9.
178
g настоящее время на отопительных ТЭЦ наибольшее распространение
йМеют установки электрической мощностью 100 и 50 МВт, работающие
на начальных параметрах 12,7 МПа, 540 °C. Для отопительных ТЭЦ
боль1пих городов созданы установки электрической мощностью 175 МВт
(с турбиной Т-175-130), 180 МВт и 185 МВт (с турбинами Т-180-130
й Т-185-130) и 250 МВт (с турбиной Т-250-240). Установки мощностью
175 МВт работают по циклу без промежуточного перегрева пара; уста-
новки с турбинами Т-180-130 и Т-250-130 — по циклу с промежуточным
перегревом. Начальные параметры установок мощностью 175, 180
н 185 МВт приняты равными 12,7 МПа, 540 °C; установок мощностью
250 МВт — 23,5 МПа, 540—560 °C. Потребности в установках мощностью
более 250 МВт для комбинированного производства теплоты и электро-
энергии пока нет, однако очевидно, что с ростом промышленности
и все большим развитием теплофикации такая необходимость в
дальнейшем возникнет.
Принципиальная тепловая схема станции с турбиной Т-100-130 приве-
дена на рис. 7.4*. Параметры пара перед турбиной 12,7 МПа, 540 °C.
Турбина имеет семь отборов, из которых два последних — теплофика-
ционные. Система регенеративного подогрева состоит из трех ПВД,
деаэратора (присоединенного к третьему отбору турбины по предвклю-
ченной схеме) и четырех ПНД. Кроме того, как и обычно, в системе
имеются подогреватели, работающие на паре уплотнений ПУ\ и ПУ2
и паре эжекторной установки ПЭ. Все ПВД имеют встроенные ОП и ОД.
Подогреватель низкого давления П3 имеет вынесенный ОД.
Подогрев сетевой воды проводится в сетевых подогревателях С1Ц
и СП2. В зимнее время для подогрева воды можно использовать также
встроенный в конденсатор выделенный пучок. При такой схеме подача
циркуляционной воды в конденсатор прекращается и давление в нем
несколько возрастает (до 0,01—0,02 МПа в зависимости от темпера-
туры сетевой воды, поступающей в этот пучок). Однако теплота от-
работавшего пара при этом полностью используется. В холодное вре-
мя года, когда количество теплоты, отдаваемой паром теплофикацион-
ных отборов при максимальных расходах D и Рп2, недостаточно,
включается пиковый водогрейный котел. В летний период сетевая во-
да подогревается лишь паром второго теплофикационного отбора.
Давление в нижнем теплофикационном отборе в зависимости от ре-
^Има находится в пределах 0,05—0,15 МПа, в верхнем — в пределах
0,06-0,25 МПа.
* Давление пара в отборах и значения ау, Приведенные на схеме, относятся к
Режиму при электрической мощности турбогенератора = 99,55 МВт и тепловой
Мощности 685 ГДж/ч, когда отвод теплоты в конденсаторе проводится техниче-
ской охлаждающей водой (встроенный пучок выключен).
179
Рис. 7.4. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной Т-100-130:
ПВК - пиковый водогрейный котел; СН\, СН2 - сетевые насосы; ОТ - отопи-
тельная тепловая нагрузка; ОВ - обессоленная добавочная вода (остальные обо-
значения см. на рис. 7.1)
Максимальный расход пара на турбину составляет 460—480 т/ч. Но-
минальная нагрузка отборов равна 670 ГДж/ч (около 310 т/ч пара на
оба сетевых подогревателя). При работе по схеме со встроенным пуч-
ком теплофикационная нагрузка возрастает до 710-730 ГДж/ч. Тем-
пература питательной воды при номинальной нагрузке достигает 230 °C.
Для чисто конденсационного режима при номинальной мощности
100 МВт расход пара на турбину составляет 360 т/ч, максимальный
пропуск пара в конденсатор при этом равен 270 т/ч.
-j 2. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АЭС
В настоящее время строятся АЭС, работающие по различным схемам,
н0 все же наибольшее распространение получили двухконтурные АЭС
с водяным теплоносителем и одноконтурные с реактором кипящего
типа.
Первая отечественная АЭС была построена и пущена в эксплуатацию
в июне 1954 г. [68]. Эта станция положила начало использованию атом-
ной энергии для производства электроэнергии. На станции необходимо
было проверить работу основных элементов и показать возможность
в промышленных установках преобразовывать энергию деления ядер
в электрическую. Параметры установки были низкими, тепловая схема
сильно упрощена, а электрическая мощность составляла всего 5000 кВт.
Электростанция была спроектирована для работы по двухконтурной
схеме Опыт эксплуатации ее показал, что двухконтурные АЭС вполне
надежны, а работа их не оказывает вредного влияния на окружающую
среду и здоровье обслуживающего персонала. Работы, проведенные
в последующие годы на установках электрической мощностью 210,
365 и 440 МВт (на Нововоронежской АЭС), позволили создать серии
крупных энергетических блоков, эксплуатирующихся сейчас на ряде
отечественных электростанций. Одновременно были разработаны и
построены блоки конденсационных АЭС большой мощности, работаю-
щие по одноконтурной схеме.
Принципиальная схема блока двухконтурной АЭС с реактором
ВВЭР440 и турбинами К-220-44 приведена на рис. 7.5. Блок состоит
из одного реактора, шести циркуляционных петель с ПГ и двух турбо-
генераторов мощностью 220 МВт каждый. Тепловая мощность реак-
тора составляет 1370 МВт.
Давление в первом контуре принято равным 12,2 МПа и поддержи-
вается компенсатором объема с электрическим обогревом (с паровой
подушкой). Температура теплоносителя на входе в реактор равна
270 °C, а на выходе 300 °C, при этих условиях в ПГ генерируется пар
давлением 4,6 МПа. Производительность каждого ПГ составляет
450 т/ч.
В контурах установлены циркуляционные насосы бессальникового
типа. Насосы имеют встроенные трехфазные асинхронные двигатели с
короткозамкнутым ротором. Двигатели циркуляционных насосов име-
ют три независимых источника питания. К каждому источнику питания
подключены два двигателя. Поэтому при электрических авариях могут
оказаться обесточенными лишь два привода главных циркуляционных
насосов, а в таких случаях останавливать реактор не требуется.
Турбина К-220-44 с частотой вращения 3000 мин-1 имеет восемь
регенеративных отборов: пять из цилиндра высокого давления и три
из цилиндров низкого давления. Цилиндр высокого давления (ЦВД)
одно поточный, оба цилиндра низкого давления (ЦНД) двухпоточные.
181
Рис. 7.5. Принципиальная тепловая схема АЭС с турбинами К-220-44.
1 — реактор; 2 ~ ПГ; 3 — циркуляционный насос; 4 — компенсатор объема;
5 - регенеративный теплообменник; б — доохладитель; 7 - фильтр; 8 — подвод
добавочной воды в контур реактора (место ввода показано условно); 9 - тепло-
обменник; 10 - доохладитель; 11 - ионообменный фильтр; 12 — турбина; 13 —
электрический генератор; 14 - охладитель системы расхолаживания; 15 — подо-
греватель добавочной воды; 16 — насос; Р — расширитель продувки ПГ; С -
сепаратор; ПП\, ПП2 — пароперегреватели первой и второй ступеней (остальные
обозначения см. на рис. 7.1 и 7.2)
Давление пара на выходе из ЦВД составляет 0,3 МПа. Вторичный пере-
грев пара ведется до 241 °C, при этом давление на входе в ПНД турби-
ны оказывается равным 0,268 МПа. К первой ступени промежуточного
перегрева подводится отборный пар давлением 1,9 МПа, ко второй —
свежий пар [63, 65].
Температура питательной воды равна 225 °C. Турбина проектирует-
ся в двух модификациях: на расчетное давление рк = 0,0031 и
0,0051 МПа [63, 65]. При рк =0,0031 МПа КПД станции составляет 32%,
т. е. значительно выше КПД установки первой очереди (28,3%) Новово-
ронежской АЭС. При этом КПД электростанции нетто равен 29,7%
[63].
182
Продувочные воды первого контура реактора и ПГ очищаются в иони-
тОвЫХ фильтрах, после чего возвращаются в контур реактора и ПГ.
По поступления в фильтры потоки охлаждаются, однако большая часть
уеплоты при этом возвращается в контуры теплоносителя и трубопро-
воды питательной воды ПГ. Схема использования теплоты ясна из
рис. -5-
На блоках могут устанавливаться сетевые подогревательные установ-
ки, служащие для покрытия тепловых нагрузок (на отопление, вентиля-
ции) и бытовые нужды) АЭС и жилого поселка. Тепловая нагрузка уста-
новки при нагреве воды от 70 до 130 °C составляет около 105 ГДж/ч.
В нашей стране имеется несколько электростанций с блоками, аналогич-
ными описанному. Такие электростанции работают также в Болгарии,
Германии, Финляндии и других странах.
Обычно электростанция с турбинами К-220-44 состоит из двух блоков
электрической мощностью 440 МВт. Мощность электростанции при этом
равна 880 МВт.
В нашей стране сооружены также двухконтурные АЭС с турбинами
мощностью 500 МВт и реакторами электрической мощностью 1000 МВт.
Блок такой станции состоит из одного реактора ВВЭР-1000 тепловой
мощностью 3000 МВт, четырех петель с ПГ и двух турбин К-500-60.
Принципиальная схема блока показана на рис. 7.6. Как видно из ри-
сунка, давление пара перед турбиной здесь поднято до 5,9 МПа. Чтобы
осуществить это, потребовалось повысить температуру теплоносителя
и давление в первом контуре АЭС. Температура теплоносителя на входе
в реактор принята равной 288 °C, а на выходе 322 °C, давление в кон-
туре теплоносителя составляет 15,7 МПа.
На рассматриваемой АЭС устанавливаются тихоходные турбины
(п = 1500 мин-1). На турбинах с частотой вращения 1500 мин-1 длина
лопатки последней ступени и средний диаметр ее могут быть существен-
но увеличены. Это дает возможность при одних и тех же начальных и
конечных параметрах и одинаковом числе выхлопов создать турбоагре-
гаты большей мощности.
На рассматриваемой турбине длина лопатки последней ступени со-
ставляет 1450 мм, а средний диаметр ее 4150 мм, в то время как на
турбине К-220-44 эти значения соответственно равны 1050 и 2550 мм.
Столь резкое увеличение площади выхлопного сечения позволило выпол-
нить турбину с одним двухпоточным ЦНД.
Турбина имеет семь регенеративных отборов. Деаэратор подключен
к третьему отбору по ходу пара и составляет вместе с поверхностным
Подогревателем этого отбора одну ступень подогрева Так же как на
блоке с турбиной К-220-44, все ПВД имеют встроенные охладители дре-
нажа. Охладители дренажа имеются также на линии между подогревате-
лями Пу и 772, а также между подогревателями П3 и П4. После ЧВД
турбины поток пара проходит сепаратор и двухступенчатый паропере-
греватель. Давление пара на входе в ЧСД турбины составляет 1,08 МПа,
183
Рис. 7.6. Принципиальная схема АЭС с турбинами К-500-60:
14 — блочная обессоливающая установка (остальные обозначения см. на
рис. 7.5)
температура 250 °C. Установка рассчитана на давление в конденсаторе
Рк =0,0059 МПа. Температура питательной воды равна 226 °C.
Весь поток конденсата после конденсатора турбины пропускается
через блочную обессоливающую установку (БОУ), поэтому конденсат-
ные насосы устанавливаются в две ступени: непосредственно после кон-
денсатора и за БОУ.
Привод питательного насоса турбинный. К приводной турбине под-
водится перегретый пар, отбираемый из потока после пароперегревателя.
Отработавший пар конденсируется в конденсаторе приводной турбины,
давление в этом конденсаторе поддерживается близким к давлению в
конденсаторе турбины К-500-60. На каждой турбине блока устанавли-
вается один рабочий насос с турбоприводом. Таким образом, на блоке
имеются два таких насоса. Оба насоса подают воду в один общий кол-
лектор, от которого питаются все ПГ. Для блока КПД брутто составля-
ет 33,3%, КПД нетто 31,7% [35, 63].
184
Рис. 7.7. Блок АЭС ’’Библис” (Германия) :
а - принципиальная схема первого контура; б — схема блока; 1 - реактор;
2 - ПГ; 3 - циркуляционный насос первого контура; 4 — ввод воды и отвод ее
при регулировании объема теплоносителя; 5 - аварийный впрыск для отвода
остаточного тепловыделения; 6 — барботер; 7 - отвод газов; 8 — впрыск в ком-
пенсатор объема; 9 — компенсатор объема; 10 — турбогенератор; 11 — сепара-
тор; 12 - пароперегреватель; 13 - расширитель продувки; 14 - охладитель кон-
денсата перегревателя; 15 — обессоливающая установка; 16 — расширитель,
17 ~ охладитель продувки (остальные обозначения — см. рис. 7.5)
Принципиальная схема блока мощностью 1200 МВт с турбиной, имею-
щей частоту вращения 1500 мин-1, установленного на АЭС в Германии
(АЭС ’’Библис”), показана на рис. 7.7. Блок состоит из реактора, четы-
рех петель с ПГ и одной турбины. Тепловая мощность реактора <2р =
~ 3517 МВт. Температура теплоносителя на входе в реактор равна
284,7 °с, на выходе 316,6 °C, давление в контуре принято равным
15,4 МПа (на выходе из реактора). Так же как в рассмотренных выше
схемах АЭС, компенсатор объема здесь паровой (с электрическими
подогревателями). Мощность нагревателей компенсатора составляет
185
4500 кВт, полный объем его равен 85 м3, а объем, занимаемый вопПй1
45 м3 [79].
Давление пара перед турбиной равно 4,97 МПа. На выходе из ЧВп
турбины установлены сепаратор и одноступенчатый пароперегреватель
обогреваемый свежим паром. Давление пара на входе в ЧНД турбинуI
составляет 1 МПа, температура его равна 220 С. Отсепарированная
влага (сепарат) сбрасывается в деаэратор, а конденсат греющего пара
пароперегревателя отводится в теплообменник, установленный после
ПВД. Такая схема отвода дренажа пароперегревателя приводит к не-
которому повышению КПД блока. Установка рассчитана на давление
в конденсаторе рк = 0,0039 МПа. В этих условиях КПД станции нетто
составляет 32,7%.
Как уже отмечалось, мощность турбины составляет 1200 МВт. Ддя
того чтобы создать турбину такой мощности на насыщенном паре при
принятых начальном и конечном давлениях, даже для п = 1500 мин"1
число выхлопов пришлось увеличить до шести, а ЦВД сделать двух-
поточным. Число выхлопов можно уменьшить, если поднять давление
в конденсаторе. Так, на АЭС ’’Мюльхайм—Керлих” турбина мощностью
1295 МВт имеет не шесть, а четыре выхлопа, но давление в конденсаторе
здесь составляет 0,1 МПа, а начальное давление р0 = 6,72 МПа [28].
Так как повышение рк приводит к уменьшению тепловой экономично-
сти установки, а увеличение числа выхлопов — к возрастанию стоимо-
сти ее, то очевидно, что значения этих величин устанавливают из сопо-
ставления технико-экономических показателей различных решений.
Принятая сейчас на всех АЭС с турбинами, работающими на насы-
щенном паре, схема с сепаратором и паровым пароперегревателем
(СПП) привела к увеличению КПД станции при том же начальном дав-
лении р0. В то же время при такой схеме оказалось возможным повы-
сить р0, сохранив в схеме одну ступень сепарации и промежуточного
перегрева пара. Это привело к дальнейшему повышению КПД АЭС.
Однако для того чтобы влажность пара во всех ступенях турбины не
превышала допустимых значений (~ 14%), давление свежего пара при
этом должно быть не выше 7 МПа. При таких значениях р0 КПД уста-
новки может быть еще несколько увеличен, если повысить температуру
теплоносителя и генерировать пар, перегретый на 20—30 °C. На АЭС
’’Мюльхайм—Керлих” пар подается на турбину при давлении 6,72 МПа
и температуре 312 °C, т. е. перегретым на 28 °C. Расход теплоты при
этом понижается на 1,9% (по сравнению со схемой на насыщенном
паре) [28].
Принципиальная схема блока одноконтурной АЭС с уран-графито-
вым реактором канального типа РБМК-1000 приведена на рис. 7.8.
Рабочие каналы реактора включены в два циркуляционных контура.
В каждом контуре установлены два барабана-сепаратора и четыре
циркуляционных насоса (см. рис. 6.24, б). Так же как на АЭС с ре-
186
Рис. 7.8. Тепловая схема блока одноконтурной АЭС с турбиной К-500-65:
1 - реактор; 2 - барабан-сепаратор; 3 — турбогенератор; 4 ~ циркуляцион-
ный насос; 5 - регенеративный теплообменник; 6 ~ доохладитель; 7 - фильтр
8 - испаритель; 9 - пар на уплотнение турбины; 10 - охладитель сепарата (осталь-
ные обозначения на рис. 7.5)
акторами ВВЭР-1000, здесь в блоке имеются две турбины мощностью
по 500 МВт. Турбина состоит из одного двухпоточного ЦВД и четы-
рех двухпоточных ЦНД. Частота вращения турбогенератора состав-
ляет 3000 мин-1, длина лопаток последней ступени равна 852 мм, а
средний диаметр последней ступени — 2350 мм. В этих условиях при
выбранной мощности турбоагрегата оказалось необходимым иметь
восемь выхлопов.
Начальное давление пара р0 = 6,46 МПа (t0 = 280,4 °C), давление
пара после промежуточного перегрева равно 0,301 МПа, а давление
в конденсаторе 0,0039 МПа.
В турбине ЦВД и ЦНД имеют по три отбора. Из первого (по ходу
пара) отбора ЦВД пар направляется на первую ступень пароперегрева-
теля, в деаэратор и в испаритель, где генерируется пар, направляемый
в уплотнения турбины; из остальных отборов — в регенеративные
подогреватели низкого давления. На таких АЭС оптимальная темпера-
тура питательной воды, определяемая из технико-экономических расче-
тов, не велика и регенеративный подогрев воды может быть закончен
в Деаэраторе. Поэтому подогревателей высокого давления в схеме
нет. Температура питательной воды равна около 164 °C.
187
Весь конденсат турбины пропускается через БОУ, в связи с чем
схеме имеются две ступени конденсатных насосов. Все поверхностные
регенеративные подогреватели имеют охладители дренажа. На
имеется сетевая подогревательная установка, максимальная тепловдя
нагрузка которой составляет 210 ГДж/ч. В сетевые подогреватели
установки можно подавать пар от последних четырех отборов турби>
ны. При этом вода, циркулирующая в промежуточном контуре, буДет
нагреваться от 80 до 160 °C, а сетевая вода — от 70 до 150 °C.
В схеме имеется испаритель, служащий для производства чистого
нерадиоактивного пара из радиоактивной воды, т. е. используемый в
качестве паропреобразователя. Генерируемый в нем пар направляется
на уплотнение турбины, в эжекторные установки и в качестве греющего
пара на испарители спецводоочистки.
В блоках с турбинами К-220-44 и К-500-65 давление р , при котором
пар выводится из ЦВД на сепаратор и промежуточный перегрев, значи-
тельно ниже значений рс опт, при которых обеспечивается максимальная
тепловая экономичность установки (см. § 3.3). Это объясняется тем.
что при создании турбин применены многие элементы ЦНД конденса-
ционных турбин К-300-240 и К-500-240. Низкая температура питатель-
ной воды и неоптимальное значение рс сказались на значении КПД
блока с реактором РБМК-1000, который оказался ниже, чем на АЭС
с реактором ВВЭР-1000. Для электростанции с реактором РБМК-1000
КПД нетто равен 31,3% [63].
В настоящее время в Литве работают также блоки с реакторами
РБМК-1500 и турбинами мощностью 750 МВт (на каждом блоке две
турбины типа К-750-65).
Упрощенная принципиальная тепловая схема крупного блока АЭС
с корпусным реактором кипящего типа показана на рис. 7.9 [78]. Ре-
актор, в котором замедлителем и теплоносителем является вода, име-
ет тепловую мощность 1912 МВт и работает в блоке с турбиной, мощ-
ность которой N =670 МВт (электрическая мощность нетто составляет
640 МВт). Для увеличения кратности циркуляции в активной зоне
реактора в корпусе его установлены встроенные осевые насосы, а
снаружи — два циркуляционных насоса. В этих условиях при номиналь-
ной мощности реактора среднее объемное паросодержание в активной
зоне равно 42,7%, а на выходе из активной зоны 66,7%.
Давление в реакторе равно 6,96 МПа, на входе в турбину 6,57 МПа
(А =281,5 °C). Турбина тихоходная (л = 1500 мин'1), с однопоточным
ЦВД, двухпоточным ЦСД и двумя двухпоточными ЦНД. Турбина имеет
четыре нерегулируемых отбора. Температура питательной воды равна
190,5 °C. Расчетное давление в конденсаторерк =0,0036 МПа. Остальные
элементы ясны из схемы (рис. 7.9).
КПД АЭС (нетто) равен 33,4%.
На одноконтурных АЭС с реакторами корпусного типа устанавЛИ'
188
Рис. 7.9. Схема блока АЭС с корпусным реактором кипящего типа:
1 — реактор; 2 - турбогенератор; 3 — предохранительный клапан; 4 — кон-
денсационная камера; 5 — аварийный насос конденсационной камеры; 6, 8 —
турбины системы аварийного впрыска; 7 — насос на линии аварийного впрыска;
9 - редукционно-охладительная установка; 10 - конденсатор; 11 — подогрева-
тель системы газовых сдувок; 12 - конденсатоочистка; 13 — бак конденсата;
14, 18 - насосы; 15 - доохладитель; 16 — фильтр; 17 — регенеративный подо-
греватель; 19-23 - насосы соответственно системы очистки теплоносителя, систе-
мы отвода остаточного тепловыделения, линии орошения активной зоны, спринк-
лерный, бассейна перегрузки; 24 - теплообменник; 25 - теплообменник расхо-
лаживания; 26 - фильтр; 27 — насос ввода поглотителя; 28 - бассейн выдержки
горючего и перегрузки; 29 - бак с раствором поглотителя (остальные обозначе-
ния см. на рис. 7.1)
баются также быстроходные турбины. Однако при этом турбины мощ-
ностью 650—700 МВт даже при повышенных значениях давления в кон-
денсаторе (р = 0,006 -г 0,007 МПа) имеют уже не менее шести выхло-
пов. На рис. 7.10 приведена схема паротурбинной установки с корпу-
сным реактором кипящего типа и турбиной мощностью 700 МВт, рабо-
тающей при п = 3000 мин-1 [81]. Реакторная часть схемы АЭС такого
типа не отличается от схемы, приведенной на рис. 7.9. Турбина работает
на насыщенном паре давлением 7,05 МПа. Давление в конденсаторе
составляет 0,0063 МПа. Температура питательной воды равна 215 °C.
КПД АЭС (брутто) составляет 33,3%.
189
Рис. 7.10. Схема паротурбинной установки АЭС мощностью 700 МВт с корпусным
реактором кипящего типа и турбиной с частотой вращения 3000 мин-1:
1 — реактор; 2 - защитная оболочка; 3 — бак с раствором поглотителя нейт-
ронов; 4 — насос; 5 — конденсационная камера; 6 — охладитель конденсата про-
межуточного перегревателя; 7 — турбогенератор; 8 — конденсатоочистка; 9 -
теплообменник; 10 — фильтр для очистки теплоносителя; 11 - регенеративный
подогреватель; 12 — турбонасос системы аварийного охлаждения реактора; 13
аварийный насос конденсационной камеры; 14 - охладитель; 75 - фильтр бас-
сейна; 16 - бассейн выдержки топлива (остальные обозначения см. на рис. 7.1)
Одноконтурные схемы АЭС с реакторами корпусного типа, в кото-
рых замедлителем является вода, относятся к несаморегулирующимся.
Если не регулировать мощность реактора, то при сбросе электриче-
ской нагрузки установки давление в реакторе будет увеличиваться,
объем пара в активной зоне уменьшится, а объем, занимаемый замед-
лителем (водой), возрастет и мощность реактора самопроизвольно
будет увеличиваться. При повышении нагрузки на турбине мощность
реактора, наоборот, уменьшится. Равновесие между количеством пара,
потребляемым турбиной и вырабатываемым в реакторе, можно восста-
новить только смещением регулирующих стержней реактора. Чтобы
облегчить процесс регулирования мощности реактора при резких из-
менениях электрической нагрузки турбогенератора, часть пара непре-
рывно сбрасывают через байпас в конденсатор (см. рис. 7.9 и 7.10).
Изменяя количество сбрасываемого пара, уменьшают пределы, в ко-
торых изменяется давление пара перед турбиной и в реакторе. При
этом тепловая мощность реактора может не точно следовать за мощ-
ностью турбины.
190
Как уже отмечалось, в настоящее время наибольшее распространение
е10Т крупные промышленные АЭС, работающие на насыщенном паре.
Однако уже имеется несколько электростанций, на которых исполь-
Зуется перегретый пар. В России на перегретом паре, генерируемом
уран-графитовом реакторе канального типа, работают установки пер*
ой и второй очередей Белоярской АЭС им. И. В. Курчатова. Перегрев
^дается в том же реакторе, где образуется насыщенный пар. Поэтому
абочие каналы реактора подразделяются на две группы. В одной
руппе теплота передается воде и пароводяной смеси, в другой — пару.
Перегретый пар из этих каналов направляется непосредственно на
урбину. При такой схеме АЭС на электростанции могут применяться
.рийные турбины, не отличающиеся от тех, которые работают на обыч-
ных паротурбинных установках (на органическом топливе).
На рис. 7.11 приведены схемы I и II блоков Белоярской АЭС. На
блоке (рис. 7.11, а) вода при температуре около 300 °C и давлении
5,2 МПа поступает в рабочие каналы реактора, откуда пароводяная
месь направляется в барабан-сепаратор. Отделившийся пар поступает
в испаритель, где конденсируется, испаряя воду второго контура. Обра-
зовавшийся конденсат вместе с отделившейся в барабане-сепараторе
водой возвращается в кипящие каналы реактора. До поступления в
циркуляционные насосы поток проходит две ступени экономайзера и
охлаждается питательной водой второго контура до 300 °C. В первой
ступени питательная вода второго контура нагревается от 215 °C до
температуры насыщения; во второй ступени образуется до 20% пара
(по массе). Насыщенный пар второго контура из испарителя при давле-
нии 10,8 МПа направляется в пароперегревательные каналы реактора,
где перегревается до 500—510 °C. Перегретый пар подается на турбину
мощностью 100 МВт (турбина К-100-90). Схема регенеративного
подогрева питательной воды остается при этом такой же, как на обыч-
ных электростанциях с турбинами данного типа (на рис. 7.11 эта часть
принципиальной схемы показана упрощенно). При пуске блока паро-
перегревательные каналы первоначально охлаждаются водой второго
Контура, подаваемой из испарителя (рис. 7.11). После разогрева уста-
новки и выхода на рабочие параметры вода из этих каналов выдавли-
вается паром. При расхолаживании блока пар в пароперегревательных
каналах постепенно замещают водой.
Опыт работы установки первой очереди Белоярской АЭС показал,
что радиационная безопасность может быть обеспечена и при однокон-
турной схеме. Мощность реактора канального типа, как известно, легко
Увеличить. Поэтому оказалось возможным блок второй очереди Бело-
ярской АЭС выполнить одноконтурным электрической мощностью
200 МВт [с одним реактором и двумя турбинами К-100-90
(рис. 7.11,6)].
Турбины большой мощности, работающие на перегретом паре, могут
191
Рис. 7.11. Схемы! («) и II (6) блоков Белоярской АЭС:
1 — реактор; 2 — испарительный канал; 3 — пароперегревательный канал;
4 — барабан-сепаратор; 5 — испаритель; 6, 7 — первая и вторая ступени экономай-
зера; 8 — циркуляционный насос; 9 — бак аварийного расхолаживания; 10 -
насос технологического конденсатора; 11 — конденсатор; 12 — технологический
конденсатор; 13 - турбогенератор; 14 - конденсатоочистка; 75, 16 - регене-
ративные подогреватели соответственно низкого и высокого давлений; 77 -
теплообменник (остальные обозначения см. на рис. 7.1)
применяться также на АЭС, оснащенных реакторами с газовым и жид-
кометаллическим теплоносителями.
В нашей стране АЭС с газовым теплоносителем не строятся. Такие
электростанции получили широкое применение в Великобритании, от-
дельные блоки построены также в США, Франции и других странах-
В Великобритании серия АЭС с уран-графитовым реактором на естест-
венном уране с газовым теплоносителем находится в эксплуатации с
начала 60-х годов. Прототипом их явилась АЭС ”Колдер-Холл”.
Атомная электростанция ”Колдер-Холл” общей мощностью 184 МВт
была спроектирована из четырех блоков, каждый из которых включает
реактор, четыре ПГ и две турбины мощностью 23 МВт каждая. Реактор
охлаждается углекислым газом, циркулирующим по замкнутому кой'
192
турУ- Д3®116™6 газа выбрано равным около 0,7 МПа, температура на
выходе из реактора составляет 336 °C, на входе в реактор 135 °C. В ПГ
генерируется пар двух давлений. Давление в контуре повышенного
давления (контуре ПВД) составляет 1,45 МПа, температура на выходе
из пароперегревателя Гпе =313 °C; в контуре низкого давления (кон-
туре ПНД) р = 0 ,36 МПа, /пе = 185 °C. В ресиверах низкого и повышен-
ного давления собирается пар от всех ПГ блока. Турбина не имеет реге-
неративных отборов, а деаэрация питательной и добавочной воды осу-
ществляется в вакуумных деаэраторах.
Атомная электростанция предназначалась главным образом для про-
изводства плутония (в военных целях), электроэнергия является здесь
побочным продуктом.
Тепловая мощность реактора составляет 180 МВт; из 46 МВт, выра-
батываемых электрическими генераторами, 7 МВт расходуется на соб-
ственные нужды станции. Таким образом, КПД электростанции (брут-
то) составляет 25,6%, а КПД (нетто) — лишь 21,6%.
По типу АЭС ”Колдер-Холл” в Великобритании было построено еще
несколько электростанций. Все эти электростанции проектировались
с двумя реакторами. Сначала общая электрическая мощность каждой
из таких электростанций составляла 275—300 МВт, позднее 500—
550 МВт. Тепловая мощность реактора повышалась по мере увеличения
его размеров, повышения давления теплоносителя и усовершенствова-
ния активной зоны. Давление СО2 было поднято до 2 МПа, а диаметр
реактора в последних конструкциях достиг 20—22 мм. Такие аппараты
могли быть созданы только в результате существенного усовершенство-
вания сварочной техники. Наряду с этим повышались также параметры
пара.
На всех реакторах данного типа в качестве покрытия твэлов исполь-
зуется магниевый сплав (магнокс). При таком покрытии температура
газа на выходе из реактора может быть повышена до 400—420 °C. Для
цикла двух давлений в контуре ПВД можно генерировать пар давлением
4-5 МПа. Температура перегрева может приниматься 390—400 °C. При-
мерно на таких параметрах работают АЭС Великобритании данного ти-
па1 . При этом КПД (нетто) электростанции достигает около 30%.
Электростанции этой серии вводились в эксплуатацию в Великобри-
тании с начала 70-х годов. По расчетам период эксплуатации их должен
составлять 30 лет. Однако инспекторат по безопасности АЭС считает
необходимым останавливать и демонтировать электростанции, которые
работают более 25 лет. В 1989 г., за три года до планового срока, оста-
новлена АЭС в г. Беркли (одна из первых АЭС данного типа). Работы
Технические данные, характеризующие АЭС Великобритании с газовым теп-
лоносителем, приведены в [52].
193
по очистке радиоактивных загрязнений, демонтажу, захоронению ре J
торов в бетонные саркофаги обходятся при этом в 300 млн. фунтОв
стерлингов.
Электростанция с газовым теплоносителем, имеющая реактор На
естественном уране, построена также в Чехословакии. Однако в каче
стве замедлителя выбран не графит, а тяжелая вода. Теплоносителе^
является углекислый газ при давлении около 6 МПа. Электрическая
мощность электростанции составляет 150 МВт [52].
На описанных выше газовых электростанциях Великобритании тем-
пература покрытия не превышает 470 °C. Между тем если применить
для покрытий твэлов бериллий или нержавеющую сталь, а в качестве
топлива использовать обогащенный диоксид урана, то можно суще.
ственно поднять температуру покрытий и увеличить удельную и об-
щую мощность реактора. Естественно, что при этом заметно возрастает
также КПД электростанции.
На рис. 7.12 приведена упрощенная схема блока АЭС с высокотем-
пературным газоохлаждаемым реактором (ВТГР) (США) [84]. Общая
электрическая мощность (нетто) электростанции составляет 2320 МВт.
Электростанция состоит из двух блоков, каждый из которых включает
реактор, шесть ПГ и две турбины мощностью (нетто) 580 МВт каждая.
Реактор, ПГ и газодувка размещаются в общем корпусе из напряжен-
ного железобетона. Активная зона реактора находится в цилиндриче-
ской камере, расположенной в центре корпуса, ПГ и газодувки — в бе-
тонных камерах, окружающих активную зону. Внутри корпус обли-
цован углеродистой сталью. Бетон защищен от воздействия высоких
температур внутренней тепловой изоляцией. На внешних поверхностях
корпуса установлены трубчатые охлаждающие экраны. Стены железо-
бетонного корпуса обеспечивают герметичность как в нормальных
условиях работы блока, так и в случае возможных аварий, одновре-
менно они являются биологической защитой.
Реактор работает на обогащенном уране с торием, замедлителем слу-
жит графит, а теплоносителем — гелий. Активная зона реактора разде-
лена на 73 секции. Распределение гелия по каналам активной зоны про-
водится так, чтобы на выходе из каждой секции температура его была
одна и та же. Регулирование проводится дроссельными клапанами как
при пуске, так и во время эксплуатации.
Теплоноситель циркулирует по шести главным циркуляционным
контурам, В каждом контуре установлена одна газодувка с турбопри-
водом (рис. 7.12). Давление газа на выходе из газодувок составляет
4,8 МПа, температура на входе в реактор равна 340 °C, на выходе 760 °C.
Турбина работает по циклу с промежуточным перегревом пара. Ге-
лий с температурой около 760 °C из камеры под активной зоной на-
правляется по радиальным каналам к ПГ (рис. 7.12). Здесь он сначала
проходит трубы пароперегревателя, где подогревает пар от 330 Д°
540 С. Далее по центральной трубе поток гелия направляется в верх-
194
Рис. 7.12. Упрощенная схема блока АЭС с высокотемпературным газоохлаждае-
мым реактором:
1 - реактор; 2 - ПГ; 3 - газодувка с турбоприводом; 4 - турбогенератор;
5 - конденсатор; 6, 8 - конденсатный и питательный насосы; 7 - система регене-
ративного подогрева питательной воды
нюю часть ПГ, после чего, изменив направление, проходит последова-
тельно пароперегреватель, испаритель и экономайзер. Затем охладив-
шийся гелий попадает в кольцевое пространство вокруг ПГ и отту-
да — во входную .камеру газодувки. В ПГ генерируется пар при пара-
метрах 17,3 МПа, 513 °C. Давление пара перед турбиной р0 = 16,7 МПа,
температура t0 = 510 °C. После промежуточного перегрева параметры
пара равны 3,8 МПа, 538 °C. Температура питательной воды составляет
190 °C. Для станции КПД нетто равен 38,6%.
Принципиально схемы АЭС с высокотемпературными газоохлаждае-
мыми реакторами, строящиеся в Великобритании, не отличаются от
описанной. Так, первая АЭС такого типа (АЭС ”Данджнесс-В”) также
состоит из двух блоков, однако каждый блок здесь включает один
реактор, четыре ПГ и одну турбину электрической мощностью (нет-
то) 600 МВт. Турбина работает при начальных параметрах 16,5 МПа,
565 °C по циклу с промежуточным перегревом. Промежуточный пере-
грев осуществляется до той же температуры при 3,8 МПа. Теплоноси-
телем является углекислый газ, давление в контуре СО2 поддержива-
ется около 3,1 МПа. Температура газа на входе в активную зону реакто-
ра равна 320 °C, на выходе из нее 675 °C.
195
Атомные электростанции с высокотемпературными газоохлаждае
мыми реакторами обладают рядом достоинств. На таких АЭС могут
применяться турбины, работающие на обычных ТЭС. Теплоноситель
либо вообще не активируется (гелий), либо наведенная активность
его не велика (СО2); возможность попадания радиоактивных ве-
ществ во второй контур практически полностью исключается, радио,
активные сбросы здесь могут быть резко снижены, жидкие радиоактив-
ные отходы отсутствуют1, а сбросы теплоты в окружающую среду зц J
чительно меньше, чем на освоенных уже промышленных электростан-
циях других типов. Однако стоимость АЭС с ВТГР в настоящее время
еще относительно велика2.
Атомные электростанции с реакторами на быстрых нейтронах нахо-
дятся в настоящее время в стадии промышленного освоения. Такая
электростанция построена в г. Шевченко (рис. 7.13) [4]. Электро-
станция работает по трехконтурной схеме, установленный реактор
на быстрых нейтронах имеет тепловую мощность 1000 МВт и при тур.
бинах конденсационного типа может развивать электрическую мощ-
ность 350 МВт. Однако на АЭС установлены турбины с противодавле-
нием, поэтому электрическая мощность ее составляет 150 МВт. Отра-
ботавший в турбинах пар при давлении 0,6 МПа подается на установки
по опреснению морской воды.
Теплоносителем в первом и промежуточном контурах является жид-
кий натрий. Теплоноситель входит в активную зону реактора с темпе-
ратурой 300 °C и нагревается в ней до 500 °C. Давление пара перед тур-
биной составляет 4,4 МПа, температура 430 °C. В реакторе и первом
контуре теплоносителя давление составляет около 1,85 МПа. Поддержи-
вается оно сжатым газом (аргоном). На АЭС установлены три турбины
по 50 МВт каждая (турбина типа Р-50-45/6).
Более мощный блок конденсационного типа построен на Белояр-
ской АЭС (рис. 7.14) [5]. Тепловая мощность реактора составляет
1470 МВт, электрическая 600 МВт. Установка работает по трехконтур-
ной схеме. Теплоносителем первого и промежуточного контуров явля-
ется жидкий натрий, однако температура теплоносителя заметно вы-
ше , чем на АЭС в г. Шевченко. В первом контуре на входе в активную
зону она составляет 380 °C, а на выходе 550 °C. В ПГ генерируется
перегретый пар давлением 13,7 МПа, давление пара перед турбиной со-
ставляет 12,7 МПа, а температура 500 °C. Блок состоит из реактора,
1 На таких АЭС жидкие радиоактивные отходы появляются только при об-
мывке оборудования.
2 Существенным недостатком АЭС такого типа с гелиевым теплоносителем
является также то, что вследствие высокой текучести гелия утечки его чрезмер-
но велики; при применении в качестве теплоносителя углекислого газа резко
возрастает скорость коррозии поверхностей ПГ и тракта.
196
Рис. 7.13. Тепловая схема АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-350:
1 - реактор; 2 — теплообменник; 3, 6 - циркуляционные насосы первого и
второго контуров; 4 - ПГ; 5 - пароперегреватель; 7 — РОУ; 8 - технологиче-
ский конденсатор; 9 — насос; 10 — подвод добавочной воды; 11 — деаэратор;
12 - подогреватель; 13 ~ турбогенератор
Рис. 7.14. Схема АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-600:
1 — реактор; 2, 4 — насосы первого и второго контуров; 3 — теплообменник;
5 — ПГ с промежуточным пароперегревателем; б — турбогенератор; 7 — конден-
сатор; 8 — система регенеративного подогрева питательной воды с конденсатны-
ми и питательными насосами
трех прямоточных ПГ, включенных в отдельные циркуляционные петли
первого и второго контуров, и трех турбин типа К-200-130. Таким об-
разом, тепловая мощность каждой петли составляет около 500 МВт,
а электрическая 200 МВт, КПД блока (брутто) равен около 41%.
В Германии прототипом серии АЭС с жидкометаллическими тепло-
носителями является блок, схема которого показана на рис. 7.15 [85].
197
Рис. 7.15. Упрощенная принципиальная тепловая схема АЭС ’’Калькар”:
1 - реактор; 2 — теплообменник; 3,4 — циркуляционные насосы первого и
второго контуров; 5 - ПГ; 6 - турбогенератор; 7 — вторичный пароперегрева-
тель, обогреваемый теплоносителем второго контура (остальные обозначения
см. на рис. 7.1)
Электрическая мощность блока составляет 300 МВт (нетто). Теплоно-
сителем первого и второго контуров также является жидкий натрий.
В реакторе натрий первого контура нагревается от 380 до 550 °C. Пер-
вый контур состоит из трех циркуляционных петель с промежуточны-
ми теплообменниками. В теплообменниках натрий второго контура
подогревается от 340 до 525 °C. Второй контур также состоит из трех
петель, в каждой петле имеется циркуляционный насос и ПГ с паро-
перегревателем. Давление пара перед турбиной равно 16,2 МПа, темпе-
ратура 500 °C.
Давление натрия в первом контуре (после циркуляционного насоса)
равно около 1 МПа, во втором около 1,2 МПа. Вследствие более высо-
кого значения давления во втором контуре радиоактивный натрий пер-
вого контура попасть в него не может. Давление в реакторе и контурах
теплоносителя поддерживается газом, заполняющим объемы в верхних
частях корпуса реактора и циркуляционных насосах.
Во время эксплуатации блока все помещения, в которых имеется
оборудование с натрием, заполняются азотом.
Атомные теплоэлектроцентрали пока еще не получили широкого рас-
пространения ни в нашей стране, ни в других странах. Однако отдель-
ные АТЭЦ небольшой мощности уже имеются. Еще в 197,4—1976 гг.
была введена Билибинская АТЭЦ общей электрической мощностью
48 МВт. Теплофикационная нагрузка электростанции составляет
420 ГДж/ч. Она состоит из четырех блоков. Электрическая мощность
блока равна 12 МВт, тепловая мощность реактора 62,5 МВт. Начальное
давление пара составляет около 6 МПа. При разработке электростанции
198
принят ряд новых решений. Реактор канального типа включен в кон-
тур, в котором обеспечивается надежная естественная циркуляция, и
вСе реакторы размещены в одном зале. Охлаждение циркуляционной
воды проводится в воздушных радиаторах. Эти, как и многие другие
решения, принятые при разработке проекта электростанции и конструк-
ции отдельных элементов, позволили существенно упростить схему
электростанции, обеспечить большую надежность ее и облегчить усло-
вия эксплуатации. Блок Билибинской АТЭЦ конечно не явится прото-
типом будущих крупных атомных теплоэлектроцентралей, однако
в отдаленных районах страны, где не требуются большие электриче-
ские и тепловые мощности, подобные электростанции, возможно, бу-
дут строиться. Кроме того, некоторые проверенные здесь решения мо-
гут быть применены также на крупных АТЭЦ. Поэтому опыт, накоп-
ленный в процессе строительства и эксплуатации Билибинской АТЭЦ,
имеет большое значение для развития комбинированной выработки
тепловой и электрической энергии на ядерном топливе.
Разработанные отечественные атомные станции теплоснабжения
(ACT) состоят из двух блоков общей тепловой мощностью 1000 МВт
с реакторами АСТ-500. Для того чтобы устранить возможность попа-
дания радиоактивных веществ в поток горячей воды, направляемый
к потребителю теплоты, схема ACT выполнена трехконтурной. В пер-
вом контуре (реакторном) теплообмен происходит при естественной
циркуляции воды, давление здесь поддерживается равным 1,6—2 МПа.
Во втором и третьем контурах циркуляция, конечно, принудительная.
Во втором (промежуточном) контуре давление воды принято равным
1,2 МПа и в третьем (с сетевыми подогревателями) 1,6 МПа
Реактор — корпусного типа, замедлителем и теплоносителем в нем
является вода. В реакторе сверху, в пространстве между шахтой, рас-
положенной над активной зоной реактора и стенками корпуса, уста-
новлены теплообменники промежуточного контура установки. Таким
образом, теплоноситель первого контура из активной зоны поднимает-
ся по цилиндрической шахте и направляется в межтрубное пространство
теплообменников второго контура, а затем по кольцевому простран-
ству межчу активной зоной и стенками корпуса реактора поступает
на вход в активную зону.
Во втором контуре при полной тепловой мощности установки тем-
пература воды на входе в сетевые подогреватели принята равной 170 С,
на выходе 90 ’С; в том же режиме в подающей магистрали сетевая вода
имеет температуру 150 °C, в обратной 70 °C.
Установка имеет три петли промежуточного контура. При отключении
одной петли может быть сохранена мощность, равная 50% номинальной.
Давление в контурах поддерживается (как и обычно) паровыми сосу-
дами для сохранения давления в компенсаторе объема.
В нормальных условиях, когда давление в петлях промежуточных
контуров ниже, чем в линиях сетевых установок и реакторе, перетечки
199
радиоактивной среды в третий контур невозможны. Однако перетечк-
могут появиться при падении давления в этом контуре. Поэтому *
блоке имеется система обнаружения межконтурной негерметичности
При появлении радиоактивности во втором (промежуточном) конту0
дефектная секция в реакторе отключается.	™
Гпава восьмая
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.
БАЛАНСЫ ПАРА И ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
8.1. ПОЛНЫЙ И УДЕЛЬНЫЙ РАСХОДЫ ПАРА НА ТУРБИНУ
Основными энергетическими показателями конденсационных паро-
турбинных установок являются удельные расходы пара, топлива и по-
казатели тепловой экономичности, а для ТЭЦ наряду с этими показате-
лями, рассчитанными по производству электроэнергии, — показатели
тепловой экономичности по производству теплоты и удельная выработ-
ка электроэнергии на тепловом потреблении.
При определении энергетических показателей установки исходят
из того, что электрическая мощность ее, начальные и конечные пара-
метры, рабочий процесс пара в турбине, число подогревателей и пара-
метры в отборах, а также некоторые другие данные, характеризующие
данную установку, уже известны. Значения этих величин легко могут
быть установлены, если речь идет об уже существующей установке,
работающей при заданном режиме. Для вновь проектируемой установ-
ки некоторые из них (например, электрическая мощность, начальные
и конечные параметры и др.) могут быть заданы, а остальные сначала
определяются из предварительных проработок и расчетов, а затем,
после завершения проектирования, уточняются.
Рассмотрим в качестве исходного цикл перегретого пара с регене-
рацией, но без промежуточного перегрева. При известных начальных
и конечных параметрах и рабочем процессе пара в турбине теплопаде-
ние, рассчитанное на 1 кг подведенного к турбине пара, при z отбо-
рах (см. рис. 4.5) определяется выражением
Н = l(h _ h + (1 - at) (h , - h _) +
п 4 n pl7 v 17 v pl p2y
+ (1 - at - a2) (Лр2 - йр3) + - + (1 - at “«2 ~	“ «z) X
x (h - h ).	(8-1)
v pz n.Kz
200
выражение можст быть представлено в виде
h , — h
р 1 п.к
й0 - h
и п.к
й - й
pz П.К
°*-^37—
V	ПК-
) 1 - «1
Й „ - й
р2
- С2 -------
Ло-Л
(8.2)
ff„ = 1(*о-Л
ИЛИ
Яп = (й0 ~ йп к) (1 - а^! - а2у2 - ... - az?z),	(8.3)
где
v<-h,-h l(h0 - h ); y2 = h n - h l(hQ- h );
/1 pl п.к' v u п.к7’	177 p2 п.к' v u п.к7’
V =h -h l(hQ-h ).	(8.4)
J z	pz П.к' v u П.К7	V 7
Принято Яп называть эквивалентным приведенным теплопадением
пара в турбине, а величины^, j’2> ..., У - коэффициентами недовыра-
ботки.
Зная Нп, легко определить общий расход пара на турбину. При элект-
рической мощности установки, равной N, общий расход пара, кг/с,
определяется по формуле
C=WnVr)	<8-5>
ИЛИ
<л» - \,.кЧ,ч
(8.6)
Формула (8.6) может применяться не только для турбин конденса-
ционного типа, где отборы используются лишь для регенеративного
подогрева питательной воды, но и для установок с отборами на про-
мышленные и теплофикационные нужды. На таких установках обыч-
но пар от регулируемых отборов подается также в регенеративные
подогреватели, и доля пара, поступающего в отбор,
а - а	+ а.	(8.7)
р.п т.п’	' 7
гДе Яр п, ат п — части общего расхода пара D, направляемые в регенера-
тный подогреватель и к тепловому потребителю соответственно.
201
Как видно из (8.6), если отборов пара на регенеративный под0г 1
и для теплового потребителя нет (aj = а2 = а3 =... -az = 0), форь^6
определяющая общий расход пара на турбину, принимает вид
Рпр.к =ЛГэЛ(Л0-*п.к)”м’1г1-
(8.8)
Зависимость (8.8) определяет общий расход пара 2?п для проСт^
шей конденсационной установки.
Из (8.6) и (8.8) видно, что общий расход пара на турбогенераторную
установку с отборами выше, чем на простейшую конденсационную
установку равной мощности. Если считать рабочие процессы пара в
турбине для простейшей установки и установки с отборами одинаковы-
ми, то соотношение между этими величинами определяется выраже.
нием
Az \
1 — Z а-у. ).
1 1 1J
(8.9)
Несмотря на то что в схемах с отборами пара на регенерацию и на
тепловое потребление расход пара на турбину увеличивается, тепловая
экономичность возрастает (см. § 4.1). Из этого следует, что при одной
и той же мощности N потери в холодном источнике в таких схемах
меньше. Изменение расхода пара в конденсаторе при переходе от одной
схемы к другой может быть найдено из следующих соображений.
В простейшей конденсационной установке весь поток достигает хо-
лодного источника. На установке той же мощности с отборами в кон-
денсатор поступает поток
I) = D- Z D.,	(8.10)
i
где — расход пара в /-м отборе,
Имея в виду, что az =DjD, из (8.9) получаем
z
£> =	+ S D .y.,
пр.К	f' I ’
(8.11)
и, следовательно, расход пара в конденсатор для турбины с отборами
определяется зависимостью
С z z \
f Di ~ 2 Diyi/’	(8-12)
Этот расход меньше D
пр к
на
2	Z	2
ДПК =f Di	(1-Л ).
(8.13)
202
расход пара в нерегулируемых отборах зависит только от режима
боты турбогенератора; расход пара в регулируемом отборе может
Роняться в зависимости от потребностей теплового потребителя.
ПпИ изменении расхода пара в отборе на Д£>п для работы на той же
электрическо^ мощности общий расход пара на турбину D также
! джен быть изменен. Значение ДО (в условиях, в которых изменение
абочсго процесса пара в турбине можно не учитывать) определяется
,3 выражения
др = Р"-Р'=ПП1)К +	+
(Z	\
D + S Dy. + D1 у ),
пр.К J	ПЛП / ’
(8.14)
где под знаком суммы оставлены произведения D{y. для всех отборов,
в которых расход принимается постоянным, а одним или двумя штри-
хами обозначены величины, относящиеся к режимам при двух различ-
ных значениях расходов поступающего потребителю пара.
Из (8.14) следует, что
^=У„К --°n) =^n-	(8-15)
Таким образом, с увеличением расхода пара в отборе расход свежего
пара при той же электрической мощности турбогенератора ЛГ также
возрастает, однако ДР < ДРП- Расход пара в конденсатор при этом
уменьшается на величину
Д£>к = ДОП - ДО = ДРп (1 -Лп).	(8.16)
м меньше коэффициент недовыработки у, тем больше разница в зна-
чениях величин ДРП и ДР и заметнее возрастает тепловая экономич-
ность из-за уменьшения расхода пара в конденсатор.
Полученные соотношения показывают изменения Р и Рк в зависимо-
сти от ДРп при одних и тех же расходах пара в регенеративных отбо-
рах. Однако в реальных условиях увеличение или уменьшение отпуска
Пара тепловому потребителю приводит к соответствующему изменению
Расходов конденсата, питательной воды ПГ (котлов) и (при одной и
и же температуре питательной воды) расходов пара в отборах. Пол-
ни расход пара на турбину в этих условиях может быть определен с
Учетом всех этих изменений из расчета тепловой схемы в целом.
Количество пара d, кг/ (кВт • ч), приходящегося на 1 кВт • ч вырабо-
ткой электроэнергии, называют удельным расходом пара. Из опреде-
ления следует, что
d = 3600(D/W).	(8.17)
203
Используя (8.6) и (8.17), получаем
= 3600
Ч (*О — h )?7 77
' v и П.к/ 'М *]
или
= d
пр.к
z \
1 - ? «г-М-
(8-19)
(8-20)
— удельный расход пара простейшей конденсационной уста.
В уравнении (8.19)
dnp.K = 360°/ [ (Л о - Лп к)чмЧг1,
где dnp.K
новки той же мощности, рабочий процесс в которой протекает так же
как и в рассматриваемой.
Полученные выше зависимости, позволяющие определить полный
и удельный расход пара на турбину, действительны для цикла на пере-
гретом паре без промежуточного перегрева. При работе на насыщен-
ном паре с осушкой его в вынесенном сепараторе (см. рис. 3.10, о)
общий расход D, кг/с, на турбину заданной мощности Лэ определяет-
ся по формуле

й' - й
с с
й0 — й
и п.к
й* - h
а у _ а _с----
11 с Л0-й
и п.к
(8.21)
энтальпия пара до и после сепаратора; ас — расход се-
от общего расхода пара на турбину; т, п — число от-
где hc и hc -
парата в долях
боров в частях турбины до и после сепаратора.
Удельный расход пара d, кг/ (кВт • ч), определяется из зависимости
3600
(йо - Лп.к>ад-
т
1 - Е а.
й* - h
с - с
й0 - *п.к
d
d
D =
d =
1 -
z
<8-18)
N
э
т + п
Е
т+ п
Е
й' - й
_ а _с---------пж
С Й о — й
и	п.к
204
[1ри отсутствии сепаратора ас=0, й^=йси формулы (8.21) и (8.22)
хОдят в (8.6) и (8.18) соответственно. Такой же вид имеют форму-
цикла насыщенного пара с промежуточным перегревом. Одна-
nbI Здесь перед ЧНД турбины пар перегревается до энтальпии hn п
К° рис. 3.11) и поэтому в (8.21) и (8.22) вместо энтальпии h’c следу-
£ подставить Лп п.
Влияние изменений расхода пара в регулируемых отборах для ТЭЦ
турбинами насыщенного пара (см. рис. 1.8) на значения общего рас-
ода D и расхода пара в конденсатор DK качественно такое же, как и
дня циклов перегретого пара, однако зависимости при этом более
сложные.
для циклов перегретого пара с промежуточным перегревом (см.
ис. 4.7) эквивалентное приведенное теплопадение 7/п определяется
з зависимости
(8.23)
где п, h — энтальпия пара до промежуточного пароперегревателя
и после него; т, п — число отборов в частях турбины до промежуточ-
ного пароперегревателя (включая отбор из линии, по которой пар на-
равляется на промежуточный перегрев) и после него.
Если регенеративный подогрев заканчивается в подогревателе, к ко-
торому подводится пар из потока, направляемого на промежуточный
пароперегреватель (из ’’холодной” нитки промежуточного перегрева),
зависимость (8.23) будет иметь вид
	= ("о - ЙП.к) 1 + О - “ИП) ,П'"_ ~П
(8.24)
afnn — относительный расход пара, поступающего в последний по хо-
питательной воды регенеративный подогреватель (из ’’холодной”
ИИтки промежуточного перегрева); z — общее число отборов (включая
°тбор из ’’холодной” нитки промежуточного перегрева).
Зная Н , легко определить общий и удельный расходы пара на тур-
би»У [см. (8.5) и (8.17)].
205
8.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ТЕПЛОТЫ
И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
По полному и удельному расходам пара легко установить соот^
ствующие расходы теплоты. Полный расход теплоты, кДж/с, на
генераторную установку без промежуточного перегрева
*ет.
тУрбо.
Qo = D(h0 - hn в),
а для установки с промежуточным перегревом
(ло “ \.B)+
Qo =D
/ m \ U	I
(1- f “, ДЛп'п- <„>
где m — число отборов ЧВД турбины (до промежуточного перегрева)
Одна часть полного расхода теплоты <2, расходуется на соверще.
ние внутренней работы в турбине 7V., другая часть QK теряется в холод,
ном источнике (конденсаторе турбины). Таким образом, для кондед.
сационной установки
Qo = Ц + <2К	(8.27)
или
2о = РЯп +РК(ЛПК- лк),	(8.28)
где DK — расход пара в конденсатор.
Для простейшей конденсационной установки (без регенеративного
подогрева питательной воды) = h0 - hn , aD=DK и (8.28) прини
мает вид
е0 = Р(Л0-Лпк)+ D(h- Л) =D(h„-h ).	(8.29)
На паротурбинных установках с теплофикационными и промыш-
ленными отборами часть подведенной к турбине с паром тепловой
энергии <2Т п отдается потребителю теплоты, поэтому
Со = л;.+©тЛп)+ек.	(8.30)
Чем больше доля отдаваемой потребителю тепловой энергии от
общего расхода теплоты Qo, тем (при тех же абсолютных значениях
7V и Qo) меньше потери в конденсаторе. Для турбин с противодавле-
нием QK - 0 и, следовательно,
е<>=ло + (е1П/ч1П).	с8-31’
При принятых начальных параметрах пара и требуемом противодав-
лении электрическая мощность установки определяется количество**
206
(8.32)
“ лоТы £?тп> отдаваемой потребителю. Действительно,
tl3 =
«о ДлЯ ТУР®ИНЬ1 с противодавлением расход пара D зависит от £?т п,
таккзк
=^<4- Ао.кЧ.п,	(8.33)
=р('- * аф
(8-34)
где Лп — энтальпия пара, подаваемого потребителю теплоты, кДж/кг;
/г — энтальпия обратного конденсата, кДж/кг; Dn — расход пара,
подаваемого потребителю, кг/с.
z
В формуле (8.34) в S а. входит также величина а , если рассматри-
1 1 с
вается турбина на насыщенном паре с противодавлением.
Из (8.32) —(8.34) следует, что зависимость развиваемой генератором
мощности от QT п определяется выражением
(8.35)
Если в турбине с противодавлением D - Dn (никаких отборов нет),
(8.35) принимает вид
N
э
Л о
Лп “ ^о.к ^т.п
0Т.п-
(836)
Из (8.31) и (8.35) можно получить также формулу, определяющую
общий расход теплоты на турбогенераторную установку с противодав-
лением <20 в зависимости от Q . В общем виде (при наличии отборов)
эта формула имеет вид
Для турбины с противодавлением без промежуточного перегрева и отбо-
РОВ (когда D = Рп) эта формула приводится к виду
207
h0 — h	Q
—	O.K т.п
h — h	xi
n o.k ‘т.п
(838)
Располагая установленными зависимостями, легко определить
тели тепловой экономичности турбогенераторной установки и
в целом.
п°Каза.
станДии
Для конденсационных установок без промежуточного перегрев
удельный расход теплоты, кДж/ (кВт • ч),
а = d(h0- h ),
v и п.в' ’
а при наличии промежуточного перегрева
d (h0 - hn в) +
1 - E a. ) (ft” - h\ ) .
. I / v П.П П.П7
(8.39)
(8.40)
Соответственно электрический КПД для схемы без промежуточного
перегрева
чэ = 3600/[<?(Ло-Лпв)],
(8.41)
а для схемы с промежуточным перегревом
3600
d (Ло-ЛПВ) +
(т \	'
1 - Е а. )(й" - й* .)
1 i п.п n.rt'
(8-42)

т
Как уже отмечалось ранее, при определении показателей тепловой
экономичности ТЭЦ считают, что на выработку электроэнергии идет не
вся теплота (2о, подводимая к турбогенераторной установке, а раз-
ность между Qo и теплотой, отданной потребителю, <2Т /т?т п (см. § 2.2).
Эта разность <20ТЭЦ Для схемы без промежуточного перегрева опреде-
ляется выражением
ботэи ="(*«- А„.в) - | Dnj <h„j - Ао.к/ )	<8'43)
где к — число отборов на промышленные и теплофикационные нужды-
Тогда в соответствии с (2.32) и (8.17) удельный расход теплоты на
производство электроэнергии для турбогенераторной установки,
кДж/ (кВт • ч),
к
3600	- Ло.к/>
«э ТЭЦ = d <А° “ Ап.в>---------------------------- •	(8Л4)
7 э
208
При одном регулируемом отборе
л ^гчгт = d(h0 - Л ) — d (h - h ),
чэТЭЦ v и п.в7 nv п о.к7’
где dn, кг/ (кВт • ч), определяется выражением
d = 3600D IN .
uxi	П' Э
Электрический КПД по производству электроэнергии для ТЭЦ
^эТЭЦ 3600 ТЭЦ’
(8.45)
(8.46)
(8.47)
где 4эТэц определяется по (8.44).
Располагая значениями КПД и удельных расходов теплоты для тур-
богенераторной установки КЭС или ТЭЦ, легко установить эти значе-
ния для электростанции в целом и определить удельный расход услов-
ного топлива (см. гл. 2). Показатели тепловой экономичности по про-
изводству теплоты рассчитываются непосредственно по формулам,
приведенным в гл. 2.
Из сопоставления (8.27) и (2.34) с учетом (8.30) видно, что <20ТЭц
может быть представлено в виде
к
S а
йотэц = DHn + D
<?к’
(8.48)
где q — количество теплоты, теряемой 1 кг пара в конденсаторе.
Из этого следует, что <7эТЭц определяется также зависимостью
z	к
3600	1 f а,р а, т п q
’’ТЭЦ = — + 3600 ----------------------------------*
•м ']
(8.49)
’АЛ
п
Для конденсационных установок эта зависимость имеет вид
z
1 - 2 %
3600	1
q = ------- + 3600 -----
’АЛ
(8.50)
н
Z
Е а- включает в
1 'Р
Для турбин насыщенного пара в этих уравнениях
Себя, конечно, и а .
9	5 с
Из (8.50) видно, что удельный расход теплоты зависит главным
образом от отношения q /Н^. Чем выше начальные параметры, мень-
ше потери в турбине и ниже рк [до определенных значений (см.
209
пара, отбираемого на регенерацию
р1, что оказы-
§ 3.4)], тем больше эквивалентное приведенное теплопадение
меньше отношение ^к/^п (так как qK изменяется незначительно)
и меньше удельный расход теплоты на производство электроэнергии
С увеличением начальных параметров возрастает также количество
z
увеличивается L а.
1
вает дополнительное положительное влияние на показатели тепловой
экономичности станции. На ТЭЦ влияние параметров и степени совер.
шенства рабочего процесса пара в турбине качественно такое же, одна-
ко количественно оно проявляется тем в меньшей степени, чем больше
общий расход пара DT п, направляемого потребителю теплоты ^больше
. Когда
z	к
“/т.п = °-
(8.51)
т. е. общий расход пара D? достигает значений, при которых в конден-
сатор пар уже не поступает (£>к = 0, турбина с противодавлением),
удельный расход теплоты <7Э -j-ЭЦ зависит лишь от механических потерь
и потерь в генераторе, a ТЭц = 3600 кДж/ (кВт • ч).
В этих условиях внутренний абсолютный КПД по производству
электроэнергии ТЭц = 1, а электрический КПД *7эТЭц ~ T1MV [см.
(2.36)]. Таким образом, на паротурбинных установках с противодав-
лением при принятом методе разделения общего расхода теплоты Qo
на части, относимые на производство электроэнергии <20ТЭц и произ-
водство теплоты <2Т п/т7т п, КПД по производству электроэнергии не
характеризует экономичность цикла. Такой результат получился по-
тому, что разность между <20 и QT п при отсутствии потерь в хо-
лодном источнике всегда равна внутренней работе пара при мощно-
сти N..
i
Между тем чем выше выработка электроэнергии при том же коли-
честве теплоты, отданной потребителю, тем меньше электроэнергии
можно вырабатывать на других агрегатах при той же мощности станции
или системы и тем ниже общий расход топлива. Поэтому совершен-
ство паротурбинных установок с противодавлением характеризуется
удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении э
(см. § 2.2). Этот показатель применяется также на установках с ре-
гулируемыми отборами пара для характеристики работы потока пара,
направляемого потребителю.
Для установок с противодавлением в соответствии с (2.37) удель-
ную выработку электроэнергии на тепловом потреблении, кВт • ч/кДж,
210
м0^но определить по формуле
N-
--------------------qrj ft
Э 3600<^т.п^т.п) М 1
(8.52)
или, выразив э в кВт • ч/ГДж, получим
106 N.	N.
---------- ^nVr =28°
3600	<?т.п
Q.
Г) 7] 77 .
‘т.п 'м ‘г
(8.53)
Э
формула (8.53) приводится к зависимости
Э = 280
Н 77 77
п 'м ‘г
(8-54)
которая для условий, в которых турбина с противодавлением не имеет
отборов на регенеративный подогрев питательной воды, принимает вид
з = 280[(й„ - йп)/(йп - Йо к)]Чмчг.	(8.55)
Эта формула действительна также для потока, направляемого потреби-
телю из отбора.
Следует обратить внимание на то, что для установок с противодавле-
нием и регенеративным подогревом питательной воды удельная выра-
ботка электроэнергии на тепловом потреблении определяется по тепло-
те, отдаваемой лишь тепловому потребителю. При таком методе опре-
деления э применение регенеративного подогрева приводит к повыше-
нию значения этой величины. Если отнести выработанную электрическую
энергию при мощности N ко всей теплоте, отведенной к потребителю
и в отборы, то значение э уменьшится. Так как регенерация в условиях,
В которых потребитель теплоты обеспечивается ею полностью, при-
водит к дальнейшему увеличению выработки электроэнергии, то очевид-
но, что при таком методе расчета этот показатель не отразит положи-
тельного влияния регенеративного подогрева и не будет стимулировать
развитие регенеративного подогрева на паротурбинных установках
с противодавлением.
Зависимость (8.53) может быть приведена к виду
Э = 280 -Аабс-----	= 280 . ?э.абс--- ,	(8 56)
1 “ абс	1 “ Ч’абс
^'абс —	^э.абс
211
Из (8.56) видно, что удельная выработка электроэнергии на теплово
потреблении непосредственно зависит от абсолютного значения электро
ческого КПД т?э абс. Чем выше начальные параметры, более развита ре
генеративная система и более совершенна схема турбогенераторной
установки, тем больше значения q абс и при том же количестве тепло
ты, отдаваемой потребителю, вырабатывается больше электроэнергии
Для конденсационной установки 17 абс имеет более высокие значения'
чем для установок с отборами пара к потребителю теплоты (при про.
чих равных условиях). С увеличением количества теплоты, отдаваемой
потребителю, т?э абс уменьшается. Все это показывает, что
характеризует тепловую экономичность ТЭЦ.
^э.абс Не
8.3.	СРАВНЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
Экономичность ТЭЦ по выработке электроэнергии и теплоты может
сопоставляться с экономичностью раздельной установки. При этом,
конечно, сравнение следует проводить при одних и тех же значениях
электрической мощности установок и равных отпусках тепловой
энергии потребителю. Кроме того, интерес представляет также
сопоставление экономичности выработки лишь одной электрической
энергии на ТЭЦ и конденсационной электростанции.
Конечно, заключение об экономичности установки может быть сде-
лано только по показателям общей экономичности (см. § 2.3), однако
для определения этих показателей наряду со стоимостными данными
необходимо всегда располагать показателями тепловой экономичности,
а при сравнении различных энергетических установок сопоставлять
эти показатели.
Ранее было установлено (см. § 4.1), что зависимость между КПД
простейшей конденсационной установки и КПД установки, имеющей
отборы пара на регенерацию и к потребителю теплоты, выражается
уравнением
’’/ТЭЦ ч/к
lt-4pt лт.и
1+ ’’.к<Лр + Лт.п>
т
f “п/ <-h« - Ап/ >
Из этой зависимости видно, что КПД по производству электроэнер-
гии на ТЭЦ всегда выше КПД конденсационной установки, работающей
в том же диапазоне параметров при таком же, как и на комбинирован-
ной установке, рабочем процессе пара в турбине. При этом чем выше
212
рис. 8.1» Зависимости	и	(а), а
jaK^e значений температуры питательной воды
й относительного общего расхода пара на реге-
нерацию (б) от расхода пара тепловому потре-
бителю
энергетический коэффициент Лтп, тем больше ТЭц отличается
от ni к. Когда aR -> 0, энергетический коэффициент п -* 00 и внут-
ренний абсолютный КПД по производству электроэнергии Т7?- ТЭц 1
(турбина с противодавлением). На рис. 8.1 приведены типичные кри-
вые изменения тэц в зависимости от ап при одном отборе к потре-
бителю теплоты. Пунктирная линия характеризует изменение rji ТЭц =
= f (ап) для установки без регенеративного подогрева питательной
воды, сплошная линия — то же для установки с регенерацией. При на-
личии регенеративного подогрева 7]i ТЭц достигает максимального
значения G1, ТЭц = 1), когда сумма расходов во всех отборах стано-
вится равной полному расходу пара на турбину, т. е. когда устанав-
ливается равенство
z
S а . + а - 1.
pi п
(8.57)
С дальнейшим увеличением ап расход пара на регенерацию уменьша-
ется, и когда весь пар отпускается потребителю (ап =1), регенератив-
(z	\
Е a i — 0у. Во всем диапазоне изме-
нений а от
п
Z
а = 1 — Е а ., когда t остается еще неизменной, до
п	1 Р1	п “
п.в
ta = 1 турбина работает с противодавлением. С увеличением ап в этом
случае температура питательной воды падает.
Следует также обратить внимание на то, что до значения ап = ап
z
с увеличением доли пара, поступающего к потребителю,
S а .
1 Р'
также
213
несколько уменьшается. Однако это связано не с тем, что не хватает'
пара на регенерацию (как в диапазоне значений от % =% Д° йп = 1)
а с тем, что доля обратного конденсата в питательной воде (образую,
щейся из конденсата турбины, регенеративных подогревателей и об-
ратного конденсата) все более возрастает. Между тем температура
обратного конденсата t к обычно значительно выше температуры
конденсата турбин t .
Для общей оценки использования теплоты на электростанциях
вырабатывающих электрическую и тепловую энергию, для контроля
правильности баланса теплоты, а также при сопоставлении различных
решений иногда применяют также полный КПД турбогенераторной
установки 77"°тлэнц и полный КПД ТЭЦ т^ЭЦ' ^ти определяются
из следующих выражений
Чэтэц = <л'з +	<8-58)
Стэц = щ + ет.п)/сст.	(8.59)
Очевидно, что
ПОЛИ _ ПОЛИ	/о
^стТЭЦ ^эТЭЦ^пот-
Коэффициенты	и тэц не хаРактеРизУют тепловую экономич-
ность процесса производства теплоты и электроэнергии. При отпуске
теплоты через РОУ значение полного КПД возрастает, хотя очевидно,
что это нецелесообразно, так как при комбинированном процессе на
этой же теплоте можно выработать определенное количество электро-
энергии. Однако при одних и тех же значениях -^э и <2Т п процесс в
тепловом отношении более экономичен, если ему соответствуют боль-
шие значения полных КПД.
Типичные зависимости изменения т]. Тдц и ^"тэц от % приведены
на рис. 8.1. При ап =0 полный КПД	(как и ij. ТЭц) равен КПД
конденсационной установки; в диапазоне значений от а -а до ап = 1,
когда ак - 0, часть подводимой к установке теплоты идет на выполне-
ние внутренней работы, а остальная теплота передается потребителю.
Потерь в холодном источнике нет и ~ 1 (как и Ч,- т-мт в этих
условиях).
Сравнение тепловой экономичности ТЭЦ и раздельной установки
можно провести, сопоставив значения полного КПД. Так как при срав-
нении и Qt п для обоих типов установок следует принять одина-
ковыми, то очевидно, что тэц выше в том случае, когда расход
теплоты по станции ниже.
214
Общий расход теплоты для раздельной установки определяется
бет.р.у = ^/(Мпот) + <4.ЛЛ>Л	<861>
а для ТЭЦ
бстТЭЦ = ТЭЦ^поР + ^т-п/^т.п^пот^ •	(8.62)
При одних и тех же потерях в отдельных элементах установки (при
равных значениях т?пот) <2СТ р у > <2стТЭц> так как электрический
КПД по производству электроэнергии на ТЭЦ т?э ТЭц всегда выше
электрического КПД конденсационной установки 7?э. Следовательно,
тепловая экономичность ТЭЦ всегда выше, чем тепловая экономич-
ность раздельной установки.
Экономия топлива, кг/ (кВт • ч), рассчитанная на 1 кВт • ч вырабо-
танной энергии, определяется выражением
дг> = 3600д 2/(2" АО,	(8.63)
р э
где Д2 2ст р у - 2стТЭц-
Если при производстве каждого 1 кВт • ч энергии экономится
дУ , кг условного топлива, а на 1 ГДж теплоты, отданной потребите-
лю, вырабатывается э, кВт • ч, электроэнергии, то экономия, рассчи-
танная на 1 ГДж отданной потребителю теплоты, кг/ГДж, имеет вид
Дй = эЛЬ'	(8.64)
или, учитывая, что ДЛ* = Ьук - ТЭц, получаем
А» - \ТЭц);	(8-65)
где by к — удельный расход условного топлива на конденсационной
турбине раздельной установки; ТЭц — удельный расход условного
топлива на производство электроэнергии на ТЭЦ.
Если установки работают на ядерном топливе, то экономия его опре-
деляется по той же формуле, но в расчет вводятся удельные расходы
ядерного топлива на конденсационной установке Ья и на производ-
ство электроэнергии на ТЭЦ \ттэц-
8.4.	БАЛАНС ПАРА И ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
В § 8.1 получены зависимости, определяющие расход пара на тур- ’
бину для паротурбинных установок различных типов. Общий расход
пара, генерируемого в паровом котле £>пе, реакторе £>я или паро-
215
генераторе £>пг, должен быть выше, чем D, так как часть пара D отв0
дится на уплотнение турбины и штоков стопорного и регулируют»
клапанов, а часть (утечки) 7)ут в рабочем процессе не участвует ц
АЭС некоторое количество пара Рпп отводится еще в теплообмендц
ки парового промежуточного перегрева. Таким образом,
Рпе “ D + Dy + РУт	(8.66)
и
D = D + D + D + £> .	(8.67)
пг	у ут ПП	V
По аналогичной зависимости определяется также £>я при однокон-
турной схеме АЭС.
В тех случаях, когда на собственные нужды электростанции отводит-
ся некоторое количество редуцируемого свежего пара Рр, при опреде-
лении Рпе и £>пг по (8.66) и (8.67) к полученным значениям следует
добавить еще £>р; когда на собственные нужды отбирается пар из трубо-
проводов промежуточного перегрева или из регулируемых отборов,
Z>p учитывается при определении расхода пара D на турбину.
Потери пара и конденсата разделяют на внутренние £>вн и внешние
Чнеш' К внутренним потерям относятся утечки в элементах оборудо-
вания, паровых и водяных линиях электростанции, а также потери с
продувкой парового котла (парогенератора) или реактора (при одно-
контурной схеме АЭС). Внутренние потери на ТЭС регламентируются
и при номинальной нагрузке не должны превышать 1% на КЭС, 1,2% -
на ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой и 1,6% — на ТЭЦ с производ-
ственной или производственной и отопительной нагрузками (без уче-
та потерь с продувочной водой паровых котлов, при водных промыв-
ках, в установках для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды
тепловых сетей и при разгрузке мазута) [36]. При пониженных нагруз-
ках паротурбинной установки и соответственно меньших расходах
питательной воды допускаются более высокие значения утечек (не
более чем в 1,5 раза). На АЭС с реакторами типа ВВЭР (двухконтурные
АЭС) утечки не должны превышать 1% паропроизводительности блоков,
а с реакторами типа РБМК (одноконтурные АЭС) — 0,5% паропроизво-
дительности блоков.
Расход свежего пара на уплотнения определяется из рассмотрения
схемы уплотнения турбины. Значения этих величин в относительном
выражении (a -Dy/D) для номинального режима приводятся на неко-
торых ПрТС (гл. 7). Расход свежего пара на паровые промежуточные
перегреватели D устанавливается из уравнений теплового баланса.
216
утечки приводят к потерям пара и воды и понижают тепловую эко-
^чность электростанции. Они существуют на всех линиях парово-
(1°й0го тракта, однако в расчетах их считают сосредоточенными в па-
^оПроводе свежего пара (перед турбиной). Это упрощает расчеты и
вводит к тому, что определенные таким образом показатели тепло-
вой экономичности несколько понижаются, правда, весьма незначи-
гельн°-
Да АЭС наряду с потерями рабочей среды в паровых трубопрово-
х линиях основного конденсата и питательной воды имеются потери
циркуляционных контурах (см. рис. 6.24). Все эти потери подраз-
деляют на постоянные и периодические. Постоянными являются органи-
зованные протечки через сальники главных запорных задвижек, уплот-
нений главного циркуляционного насоса (ГЦН) и утечки через арма-
туру. Они направляются в бак загрязненного конденсата (БКЗ) и после
очистки на ионитовых фильтрах (ИОФ) и деаэрации возвращаются в
контур. Постоянными потерями являются также продувки из конту-
в. Они обычно также очищаются на ИОФ и полностью возвращаются
в контур (см. рис. 7.6 и 7.8). Неорганизованные периодические про-
течки (обмывочные воды, протечки насосов системы управления и за-
шиты, баков биологической защиты и др.) собираются в системе очист-
ки трапных вод (ТВ) и направляются на испарительные (выпарные)
установки. Концентрат из этих установок (кубовый остаток) отводят
в хранилище жидких отходов (ХЖО), а конденсат пара на двухконтур-
ных АЭС после деаэрации и дополнительной очистки на ИОФ направ-
ляется в баки чистого конденсата (БЧК); на АЭС с реакторами типа
РБМК конденсат выпарных установок (испарителей) направляется не-
посредственно в барабан-сепаратор.
Как уже отмечалось, к внутренним потерям на ТЭС относятся также
потери с продувкой барабана паровогс котла. Для уменьшения этих
потерь на линиях продувочной воды устанавливают расширители про-
дувки. Применение находят схемы с одной и двумя ступенями расши-
рения (рис. 8.2). При одноступенчатой схеме (рис. 8.2, а) уравнение
теплового баланса расширителя имеет вид
D h = D h
пр.к пр.к п.р п.р
D h
пр пр.р
(8.68)
а уравнение материального баланса
Dn =D + D' .
пр.к п.р пр
Отсюда следует, что
(8.69)
D'
пр
й — h
D D .
.	_ .	пр к ♦ 'пр пр к
п.р пр.р
(8.70)
217
Рис. 8.2. Схемы с одной (а) и двумя (б) ступенями расширения
воды:
1 - паровой котел или ПГ; 2 - расширитель 1-й ступени; 3 —
2-й ступени
Аналогично запишется уравнение, определяющее продувку, при двух
ступенчатой схеме расширения продувок. Расход продувочной водь
из расширителя 2-й ступени при этом определится из зависимости
h ~ - h
. = ,п.р2------пр,р.	,	.	,
пр h _ h	пр нпр пр
п.р2	пр.р2
ИЛИ
D " = е' в " D	(8 ’D
пр пр ^пр пр.К'
218
гДе
0пр ~ (\i.pl ~ ^пр.к^^п.р! ~ ^np.pl^’
0пр " ^п.р2 “ ^пр.р1^^п.р2 “ ^пр.р2^'
При схеме продувки с одним расширителем пар из расширителя на-
шляется обычно в деаэратор основного конденсата турбины. Туда
> направляется пар из первого расширителя при двухступенчатой
При
пр*
же - -	-	-
хеме. Пар из второго расширителя при этом направляется обычно
в атмосферный или вакуумный деаэратор добавочной воды (подпиточ-
ной воды тепловых сетей). Дренаж направляется в охладитель продув-
и, где охлаждается водой, направляемой в химический цех (для под-
отовки добавочной и подпиточной воды), и затем сбрасывается. Та-
ким образом, расширители продувки уменьшают потери продувочной
воды и увеличивают тепловую экономичность установки, вследствие
ого что большая часть содержащейся в воде теплоты при этом исполь-
зуется в цикле станции.
На современных ТЭС загрязненный конденсат и дренажи обычно
собираются в БКЗ и после очистки на ионитовых фильтрах и деаэрации
возвращаются в цикл. Если на ТЭС имеются испарители, загрязненный
конденсат, дренажи, продувочные воды барабанных паровых котлов
могут направляться также в эти аппараты. При таких схемах общие
потери воды на ТЭС резко сокращаются.
Внешние потери пара и конденсата £>внеш имеются на ТЭЦ при от-
крытых схемах отпуска теплоты, когда потребители получают редуци-
рованный свежий пар или пар непосредственно из отборов турбин.
Конденсат этого пара (обратный конденсат) от теплового потребителя
(ТП) может вообще че возвращаться или возвращаться загрязненным
и тогда для использования в цикле его следует очистить. В обоих случаях
потери являются полными, т. е. равными расходу пара, поступающего
к тепловому потребителю Ртп. Однако обычно обратный конденсат
можно непосредственно направить в линию основного конденсата тур-
бины но потери могут быть сравнительно велики и для возмещения
их необходимо предусмотреть специальные установки глубокого обес-
соливания или испарители. Конечно, при больших потерях пара и конден-
сата у теплового потребителя можно применить схему с паропреобразо-
Вателями и получать на них все необходимое количество добавочной
воды. В этом случае производительность паропреобразователей выби-
рается равной сумме внутренних и внешних потерь и никаких других
Установок для подготовки добавочной воды не требуется (см. § 5.2).
Выбор метода подготовки добавочной воды, компенсирующей потери
Чн и ^внеш’ проводится по результатам технико-экономических
Расчетов.
Расход питательной воды на ТЭС с барабанными паровыми котлами
219
определяется зависимостью
D — D+D=D + D+D+D.	(я 7->х
п.в пе пр	у ут пр
На ТЭС с прямоточными котлами Т>п в = Z>ne- На двухконтурной АЭр|
D = D + D = D + D + D + D + D ,	(8 7з\
^П.В ПГ пр	у ут пп пр’
а на блоке с реактором типа РБМК расход питательной воды раве11
расходу пара, отводимого от барабанов-сепараторов. Для любой паро.
турбинной установки ТЭС
D = Е D + D + D	(8 74)
п.в конд вн внеш’
где внутренние потери при двухступенчатой схеме расширения D 5
= £>ут + РПр, а при одноступенчатой £>вн = 1>ут + 1>п'р (см. рис. 8.2);
внешние потери £>внеш = SZ>n - SZ>0 к.
Здесь ^Т>конд — весь конденсат, образовавшийся в конденсаторе
турбины, деаэраторе и теплообменниках основного конденсата и пи-
тательной воды (за исключением подогревателей, из которых конденсат
сбрасывается в БКЗ); EZ>n, Е£>о к — суммарные потоки пара, направ-
ляемые тепловому потребителю и обратного конденсата, используемо-
го в цикле паротурбинной установки; Д1И — поток пара, поступающе-
го в паровые пароперегреватели.
На АЭС с реакторами типов ВВЭР и РБМК (см. рис. 7.5—7.8) отпуск
пара внешним потребителям из отборов турбин не допускается [34а].
Это связано с тем, что даже на двухконтурных АЭС с реактором типа
ВВЭР при появлении протечек в ПГ пар окажется радиоактивным, и
еще до того, как паровая линия к ТП была бы перекрыта, мог бы зане-
сти туда радиоактивные нуклиды. На АЭС с реакторами типа РБМК
пар отборов всегда является радиоактивным. Таким образом, на бло-
ках АЭС имеются только внутренние потери пара и конденсата и расход
питательной воды
D = ED + D .	(8.74а)
п.в конд вн	I
В этой зависимости для одноконтурных электростанций с реактором
типа РБМК (рис. 7.8) Ввн = Рут.
8.5.	СОСТАВЛЕНИЕ И РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Наиболее общим случаем является составление (ПрТС) для вновь
проектируемой электростанции (или блока) при отсутствии каких*
либо ограничений по основному и вспомогательному оборудованию
и его параметрам.
220
р этих условиях для составления принципиальной тепловой схемы
обходимо:
н I До заданным значениям электрических и тепловых (для ТЭЦ)
аГруз°к, на основании рекомендаций технико-экономических расчетов
ИНЯТЬ единичную мощность и тип турбоустановок.
Исходя из требований к уровню тепловой экономичности и свой-
тВаМ металлов (сталей различных марок), из которых могут изготав-
ираться наиболее ответственные элементы оборудования и паропро-
водов, выбрать начальные параметры пара.
3	Решить задачу о целесообразности применения промежуточного
перегрева пара и выбрать его параметры.
4.	При начальных давлениях пара менее 16 МПа выбрать тип котлов.
я ТЭЦ в этом случае предпочтение следует отдавать котлам барабан-
ного типа.
5. В соответствии с начальными параметрами, типом, единичной мощ-
ностью турбины и стоимостью топлива принять температуру питатель-
ной воды котлов и выбрать число и тип регенеративных подогревателей.
6. Определить целесообразность применения деаэраторов, место и
схему их включения.
7.	Выбрать место установки питательного насоса и тип его привода
электродвигатель или турбина). При использовании турбопривода
определить тип приводной турбины (конденсационная или с противо-
давлением) и схему ее включения.
8.	Технически и экономически обосновать способ подготовки доба-
очной воды и установить место подачи ее в ПрТС. При термическом
способе подготовки добавочной воды необходимо определить тип, чис-
ло испарителей и схему их включения.
9.	Обосновать и разработать схемы отпуска теплоты потребителям
спаром и горячей водой (для ТЭЦ).
10.	Предусмотреть использование в ПрТС теплоты пара эжекторов
и лабиринтовых уплотнений турбины, продувочной воды котлов, испа-
рителей, паропреобразователей, масло- и газоохладителей.
Основой для составления ПрТС является схема регенеративного по-
догрева питательной воды и конденсата, в которую в зависимости от
типа электростанции включают перечисленное выше оборудование и
системы.
До проведения расчетов ПрТС по соответствующим рекомендациям
и методикам необходимо выбрать давления в конденсаторе и регене-
ративных отборах турбоустановки, оценить внутренние относительные
^*Д отсеков турбины и свести баланс по потокам пара, питательной
и Добавочной воды.
Расчет ПрТС включает в себя:
построение процесса расширения пара в турбине и турбоприводе и
Давление таблицы параметров пара, воды и конденсата на входе и
Н(ДХоде всех элементов турбины и ПрТС;
221
составление и решение уравнений теплового баланса для всех
обменников, входящих в состав ПрТС;
определение расхода пара на турбину;
определение численных значений параметров всех потоков цара
и воды в принципиальной тепловой схеме и отсеках турбоустановкц-
определение показателей тепловой экономичности турбоустанов^
и электростанции (блока).
Из примеров расчета ПрТС электростанций различного типа [31, 4q
видно, что это сложная и весьма трудоемкая работа, даже при просчете
одного варианта.
В тех случаях, когда основное оборудование (котел и турбина)
не стандартное, расчет ПрТС необходимо производить несколько ра3
Полученные в результате расчета ПрТС параметры пара в отборах
турбины и расходы его через отсеки являются исходными данными
для расчета проточной части турбины. По результатам расчета проточ-
ной части уточняют внутренние относительные КПД отсеков турбины
и параметры пара в отборах, затем вновь производят расчет ПрТС.
Число итераций расчетов ПрТС и проточной части турбины определи-
ется заданной погрешностью.
Полученные при расчете ПрТС значения расходов свежего пара, пита-
тельной воды, пара промежуточного перегрева и параметров этих пото-
ков являются исходной информацией для расчета и проектирования
парового котла. Все остальные значения параметров и расходов в ПрТС
используются при выборе или проектировании вспомогательного обо-
рудования.
Часто при составлении и расчете ПрТС является заданным типораз-
мер парового котла или реактора. В этом случае конечным результатом
расчета ПрТС является определение электрической мощности уста-
новки.
Еще более частным является случай, когда при составлении и расчете
ПрТС используется стандартное основное оборудование.
Очевидно, что точные и надежные результаты расчетов тепловых
схем могут быть получены лишь при их автоматизации, т. е. с использо-
ванием ЭВМ [10, 41]. Предлагаемая математическая модель может
использоваться как для расчета ПрТС при переменных режимах работы,
так и для конструктивных и оптимизационных расчетов тепловых схем.
1е‘1л0, | Глава девятая
вЬ|БОР ОБОРУДОВАНИЯ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И АГРЕГАТОВ
У.,в
Мощность электростанции определяется электрической и тепловой
агрузкой района, в котором она расположена, располагаемыми топ-
^лыми и водными ресурсами. Предельная мощность ограничивается
^тарно-техническими требованиями по количеству выделяемых
окружающую среду выбросов. Выбор необходимой мощности
поизводится с учетом графика нагрузок (годового и месячного),
мощности и характеристики энергосистемы, требований надежности
й экономичности. При оценке мощности электростанции необходимо
читывать резерв мощности в системе для производства плановых
и аварийных ремонтов, затраты энергии на собственные нужды и
покрытие потерь в линиях электропередачи. Для ТЭЦ и АТЭЦ при
выборе мощности учитываются тепловые нагрузки по пару и горя-
чейводе.
Общая энергетическая мощность работающих турбоагрегатов
электростанций составляет рабочую мощность АГ б. Она может быть
равна или больше максимальной электрической нагрузки в соответ-
ствии с графиком потребления для наиболее холодного месяца в году.
Рабочая мощность ТЭЦ и АТЭЦ выбирается с учетом максимальной
нагрузки отборов турбин и покрытия части тепловой нагрузки от
пиковых водогрейных котлов. В связи с этим рабочая мощность ТЭЦ
и АТЭЦ по отпуску теплоты всегда ниже максимальной тепловой на-
грузки, соответствующей графику потребления. Номинальная мощ-
ность электростанции может быть равна или выше рабочей мощности.
В последнем случае появляется скрытый или вращающийся резерв
мощности АГ Этот резерв мощности используется при аварийном
отключении или частичной разгрузке отдельных агрегатов. Для обес-
печения надежности энергоснабжения потребителей в энергосистеме
или на электростанции предусматриваются дополнительные резервные
агрегаты, мощность которых используется для замены останавливае-
мых при авариях агрегатов. Этот вид резерва носит название явного
^р2)- Суммарный аварийный резерв мощности А^ образуется из скры-
1ого и явного резервов, а сумма аварийно-резервной и рабочей мощ-
ности электростанции образует ее располагаемую мощность ^расп-
В зависимости от годового графика нагрузок в энергосистеме мо-
Хет предусматриваться резерв мощности, необходимый для проведе-
ния плановых капитальных ремонтов Лрем. Установленная мощность
электростанции или энергосистемы АГ т в этом случае определяется
суммарная мощность работающих и резервных агрегатов, т. е.
N = N + N = IV +7V+W
Уст расп рем раб "ав рем'
(9.1)
223
Для крупных энергосистем, включающих электростанции раЭ(1 1
типов, в результате снижения нагрузки в разные периоды BpeKl 
возможно проведение плановых капитальных ремонтов агрегат0 
оборудования в течение всего года при минимальной или I
полном ее отсутствии. При широком охвате территории с различны^
поясами времени в результате наступления вечерних максимумов
различных районах, объединенных в энергосистему, в разное BpJ
появляется естественный резерв мощности, который используется
как аварийный (сетевой эффект). Мощность электростанции и необ.
ходимость ее строительства устанавливается на основе планов развц
тия народного хозяйства и мощности энергопотребления в данном'
районе. При этом определяется экономическая эффективность капп
тальных вложений на основе прогнозируемого дефицита электроэнер.
гии по годам и окончательного, соответствующего установленной
мощности электростанции.
Повышение единичной мощности электростанций, объединенных в
энергосистемы, экономически оправдано до значений, определяемых
техническими возможностями. Сдерживающими факторами повыше-
ния установленной мощности электростанций являются условия сохра-
нения чистоты окружающей среды и сохранения потерь при передаче
электроэнергии.
Увеличение мощности отдельных паротурбинных установок (агре-
гатов) положительно сказывается на экономичности электрс станций
и энергосистем. Однако имеются также сдерживающие факторы, свя-
занные со снижением маневренности и мобильности крупных агрега-
тов, с необходимостью иметь больший резерв мощности в энергоси-
стеме и др.
а2. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ АГРЕГАТОВ И БЛОКОВ.
ВЫБОР РЕЗЕРВНОЙ МОЩНОСТИ
Оценка надежности работы оборудования производится на основе
статистических данных его эксплуатации, учитывающих время работы,
ремонтов, профилактик и аварийных остановок. В качестве характе-
ристик используются коэффициенты надежности, аварийности и готов-
ности.
Для агрегата или блока годовой период может рассматриваться
как сумма времени работы, времени пребывания в резерве (в исправ-
ном состоянии), времени аварийного простоя и планового ремонта, т. е.
(9.2)
т_ = т + т + т + т = 8760 ч.
г раб рез ав рем
Коэффициент надежности учитывает безаварийное время работы агре-
гата или блока в году и определяется по формуле
? траб^траб + тав^'
224
(9.3)
чение р характеризует вероятность состояния готовности оборудо-
я к работе с заданной нагрузкой.
₽ КоэФФициент аваРийности учитывает время аварийного простоя агре-
Д или блока:
<7 " ^ав^^ав Траб
(9.4)
е характеризует вероятность аварийного состояния оборудования и
иёдоотпуска энергии.
Очевидно, что величины q и р связаны между собой соотношением
д + р = 1.	(9.5)
Общая продолжительность состояний готовности оборудования к
работе характеризуется коэффициентом готовности:
Т с + 7	7 в + 7
_ Рдб рез _ раб рез
7 <- + 7	+7	+7	8760
раб рез ав рем
Коэффициент готовности для современных мощных блоков равен
0,82-0,88. Увеличение единичной мощности агрегатов и блоков приво-
дит к некоторому снижению надежности их работы в связи с усложне-
нием и использованием более высоких параметров пара и воды.
Все нарушения нормальной работы ТЭС или АЭС квалифицируются
как аварии или отказы в работе. Аварии характеризуются повреждени-
ем и выходом из строя оборудования или какого-либо его элемента,
требуют его останова и восстановительного ремонта. Отказ того или
иного оборудования или его элемента характеризуется нарушением
его нормальной работоспособности и также требует останова и восста-
новления.
Наибольшая повреждаемость характерна для котельного
вания ТЭС. На его долю приходится до 80% всех нарушений
ной работы ТЭС. К наиболее повреждаемым элементам относятся по-
верхности нагрева котла (пароперегреватели, водяные экономайзеры,
испарительные поверхности). Главными источниками повреждений
поверхностей нагрева являются недостатки эксплуатации, технологи-
ческие дефекты изготовления и дефекты металла.
Для турбоагрегатов наибольшей повреждаемости подвержены эле-
менты регулирования и парораспределения, подшипники, насосы, эле-
менты трубопроводов и лопаточный аппарат.
Статистические данные об аварийности агрегатов и блоков исполь-
зуются для выработки и принятия организационно-технических мер
По предупреждению повреждаемости и повышению надежности работы.
Ри же используются для оценки необходимого резерва мощности при
проектировании электростанций и энергосистем.
оборудо-
нормаль-
225
Резерв мощности электростанции или энергосистемы выбираегСя
с учетом графика их нагрузок и возможного минимального недоотпус.
ка электроэнергии потребителям при аварийном останове агрегатов
и блоков.
Вероятный недоотпуск электроэнергии при нарушении нормальной
эксплуатации электростанции определяется по вероятности аварийного
состояния оборудования. Так, например, при наличии в энергосистеме
пх блоков одного типа и п2 блоков другого типа вероятность одновре.
менного выхода из строя тх и т2 блоков каждого типа будет иметь
вид
	= C™'qT'pV-m'C™*q^p^-m\	(9.7)
где С™-, по т2;	2 — число сочетаний из пг блоков по тх и из п2 блоков
Ст\ =	nJ	 n»i ’ («1 — пц) !
С т2 = С«2	«2? Ш2 ’• («2 ~ ni2)!
Вероятный недоотпуск электроэнергии позволяет определить необ-
ходимую резервную мощность энергосистемы:
N = ДЭ/гав,	(9.8)
где ДЭ = q (траб + гав)^э с ~ недоотпуск электроэнергии, вызванный
аварийным остановом оборудования.
Минимальный резерв аварийной мощности выбирается путем сопо-
ставления затрат на дополнительную резервную мощность и ущерба
от недоотпуска электроэнергии потребителям [55]. Ущерб У, вызван-
ный недоотпуском электроэнергии, уменьшается с увеличением уста-
новленной резервной мощности, а установка дополнительной мощно-
сти приводит к увеличению затрат 3 на электростанцию. Тогда опреде-
ление минимума функция 3 = f(Npe3) и У ~ ^№рез) позволяет опре-
делить значение оптимальной резервной мощности проектируемой
электростанции или энергосистемы.
9.3.	ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
К основному оборудованию ТЭС и АЭС относят паровые котлы,
парогенераторы, реакторы, турбины, генераторы, трансформаторы-
Все перечисленные агрегаты стандартизованы по соответствуют*1*1
показателям. Выбор того или иного оборудования определяется р
226
цервУ10 очеРеДь типом электростанции и ее мощностью. При этом прак-
Нвски все вновь проектируемые электростанции являются блочными,
качестве основной характеристики которых используется мощность
рбоагрегатов.
В настоящее время выпускаются серийные отечественные конденса-
ционные блоки ТЭС мощностью 200, 300, 500 и 800 МВт. Для ТЭЦ
царяДУ с блоками мощностью 250 МВт используются турбоагрегаты
щн остью 100 и 175 МВт, для которых блочный принцип сочетается
отдельными поперечными связями оборудования. Серийными блока-
АЭС являются двухконтурные блоки с реакторами типа ВВЭР мощ-
ностью 440 и 1000 МВт, одноконтурные блоки с уран-графитовыми
реакторами типа РБМК мощностью 1000 и 1500 МВт и блоки с реакто-
рами на быстрых нейтронах типа БН-350 и БН-600 мощностью соответ-
ственно 100 и 600 МВт.
Выбор типа и числа агрегатов основного оборудования должны со-
ответствовать суммарной мощности электростанции и планируемого
pi жиму ее работы. В основе выбора мощности лежат технико-эконо-
мические расчеты по определению минимальных затрат при сооружении
и эксплуатации электростанции с учетом графика потребления электро-
энергии и перспектив его изменения, а также ограничений, накладывае-
мых мощностью энергосистемы. Ограничения, накладываемые мощ-
ностью энергосистемы, связаны с ее устойчивостью. Так, мощность
вновь сооружаемого блока не должна превышать аварийного резерва
мощности энергосистемы. В противном случае отключение одного из-
блоков электростанции (самого крупного) может привести к нару-
шению устойчивости энергосистемы. Для большинства энергосистем
максимальная мощность вновь сооружаемых блоков ограничива-
ется 10% мощности энергосистемы.
При заданной мощности электростанции номенклатура включае-
мого в состав блоков оборудования выбирается по его мощности,
параметрам пара и виду используемого топлива.
Паровые котлы. Основными характеристиками паровых котлов
являются их производительность и параметры пара после первичного
и промежуточного перегревателей. Расход пара на турбину устанавли-
вается обычно для зимнего режима работы электростанции. Произво-
дительность выбираемого парового котла должна учитывать увеличе-
ние расхода пара на турбину за счет повышения давления в конденса-
торе в летнее время года, утечек пара и конденсата, включения сетевых
Установок для отпуска теплоты и других расходов. В соответствии
этим производительность парового котла выбирается по максималь-
ному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на
собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса
я использования вращающегося резерва и других целей, т. е.
А.к = (Ч +
(9.9)
227
Теплопроизводительность и число пиковых водогрейных котлов
бирается с учетом покрытия ими 40—45% максимальной тепловой Д
грузки при отоплении, вентиляции и горячем водоснабжении.
На блочных электростанциях предусматривается установка таког
числа резервных водогрейных котлов, при котором в результате oil
ключения одного энергоблока оставшиеся в работе и все установленные
пиковые котлы должны обеспечить максимально длительный отпуск
пара на производство и отпуск теплоты в размере 70% при расчетной
температуре наружного воздуха.
Для электростанций с поперечными связями установка резервных
паровых и водогрейных котлов не предусматривается. В случае выхода
из работы одного энергетического парового котла оставшиеся вместе
с водогрейными должны обеспечивать максимально длительный отпуск
пара на производство и отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и
горячее водоснабжение в количестве 70% расчетного значения. При
этом допускается снижение электрической мощности ТЭЦ на значение
мощности самого крупного агрегата.
Тип парового котла и его компоновка в существенной мере опреде-
ляются свойствами сжигаемого топлива. Так, при использовании ка-
менных углей, мазута, природного газа применяется П-образная компо-
новка. При сжигании влажных углей с высокоабразивной золой при-
меняют Т-образную компоновку; мощные котлы для работы на бурых
углях имеют башенную компоновку.
Выбор типа (прямоточный или с естественной циркуляцией) опре-
деляется параметрами пара блока, затратами на подготовку добавочной
воды для восполнения потерь пара и конденсата, а. также условиями
надежности циркуляции при снижении нагрузки.
На ТЭЦ с большими потерями пара и конденсата в ряде случаев более
целесообразным оказывается применение котлов с естественной цирку-
ляцией. Для конденсационных ТЭС большой мощности используются,
как правило, прямоточные котлы.
С учетом гидравлических и тепловых потерь в паровом тракте блока
от котла до турбины давление пара за котлом должно быть выше номи-
нального для турбины на 4—9%, а температура — на 1—2%.
Для КЭС и блочных ТЭЦ число паровых котлов принимается равным
числу турбин, что позволяет упростить компоновку главного корпуса
ТЭС.
Реакторы АЭС. С помощью водо-водяных энергетических реакторов
(ВВЭР) вырабатывается более 80% мощности мировой ядерной энерге-
тики. К настоящему времени АЭС с реакторами типа ВВЭР широко стан-
дартизованы по номенклатуре оборудования. Этот реактор является
реактором корпусного типа с водой под давлением, которая выполня-
ет функцию теплоносителя и замедлителя. Активная зона реактора на-
бирается из шестигранных или квадратных тепловыделяющих сборок
и размещается внутри корпуса, который представляет собой вертй'
228
Иьный цилиндрический сосуд высокого давления с крышей, имеющей
^язъем с уплотнением и патрубки для входа и выхода теплоносителя.
Сличив корпуса, высокие требования к его надежности ограничивают
максимальную мощность ВВЭР. В настоящее время разрабатывается
к0рпусной реактор мощностью 1500 МВт, хотя считается, что рост
мощности таких реакторов свыше 1300 МВт экономически не оправ-
дан [8] • Мощность урэн-графитовых реакторов можно считать не огра-
ниченной. Они менее компактны и требуют больших по сравнению
с ВВЭР строительных объемов, имеют разветвленную и громоздкую
систему циркуляции теплоносителя. В то же время канальный принцип
конструкции таких реакторов имеет ряд существенных преимуществ
п0 сравнению с ВВЭР. К ним относятся возможности контроля за каж-
дым рабочим каналом, отключения или замены отдельных из них без
остановки реактора, эксплуатации реактора с различными топливны-
ми композициями и с различными параметрами теплоносителя в раз-
ных каналах, перегрузки топлива при работе реактора. В настоящее
время работают реакторы типа РБМК-1000.
Наиболее перспективным типом реактора является реактор на быст-
рых нейтронах, позволяющий осуществлять расширенное воспроиз-
водство ядерного топлива. В нашей стране эксплуатируются два типа
таких реакторов мощностью 150 и 600 МВт. В стадии разработки на-
ходятся реакторы мощностью 1000 и 1600 МВт.
Основные характеристики отечественных реакторов приведены в
табл. 9.1.
Таблица 9.1. Основные характеристики отечественных реакторов различных типов			
Характеристика	ВВЭР-1000	РБМК-1000	БН-600
Мощность электрическая, МВт	1000	1000	600
Давление теплоносителя, МПа	16	7	14
Температура теплоносителя	290	270	550
на входе в реактор, С То же на выходе, °C	322	300	337
Расход теплоносителя через активную зону, кг/с	1900	10416	6050
Загрузка топливом, т	75	192	8,5
Средняя глубина выгора- ния, МВт • сут/кг	40	18,5	100
Диаметр корпуса, мм	4300	12 000*	12 800
Длина корпуса, мм	10 800	7000*	12 600
__		  * Размер активной зоны			
			
229
Таблица 9.2. Основные характеристики парогенераторов АЭС
с водо-водяными реакторами
Характери стика	ВВЭР-440	ВВЭР-1000
Тепловая мощность, МВт	226	750
Паропроизводительность, кг/с	126	411
Давление генерируемого пара, МПа	4,7	6,4
Рабочее давление по первому контуру, МПа	12,5	16
Площадь поверхности и теплообмена, м2	2500	6115
Расход теплоносителя, кг/с	1400	3500
Температура теплоносителя, С;		
на входе	301	322
на выходе	268	290
Число трубок	5146	11 000
Диаметр трубок, мм	16 X 1,4	16 X 1,5
Шаг разбивки трубок, мм	30 X 24	23 X 19
Гидравлическое сопротивление по первому	0,065	0,135
контуру, МПа		
Внутренний диаметр корпуса мм	3200	4000
Максимальная длина корпуса, мм	11 990	14 530
Парогенераторы АЭС. Применяемые на двух- и трехконтурных
АЭС парогенераторы представляют собой горизонтальные или вертикаль-
ные теплообменники рекуперативного типа. Для отечественных АЭС
с водо-водяными энергетическими реакторами используются в настоя-
щее время исключительно горизонтальные парогенераторы, основные
характеристики которых приведены в табл. 9.2.
Конструкция горизонтальных парогенераторов ограничивает их
мощность, однако позволяет обеспечивать за счет установки простей-
ших сепарационных устройств требуемое качество получаемого пара.
Вертикальные парогенераторы могут быть существенно больше
единичной мощности (в 1,5—2 раза). Поэтому на АЭС с высокими
параметрами пара и большой мощности целесообразно применять
вертикальные парогенераторы. При этом наиболее перспективными
следует считать прямоточные парогенераторы с центральным коллек-
тором и спирально-витыми теплообменными пучками, по которым
проходит теплоноситель.
Число парогенераторов выбирается по числу циркуляционных
петель реактора Резервные парогенераторы не устанавливаются.
Для АЭС парогенераторы входят в комплект поставки блока.
На АЭС с реакторами типа РБМК парогенераторы отсутствуют
и парообразующим оборудованием на них являются барабаны
сепараторы, которые комплектуются вместе с реактором. На АЭС
с реакторами типа РБМК-1000 применяют горизонтальные барабаны-
сепараторы диаметром 2-3 м, длиной 30 м и массой 200 т (две петли
по два барабана).
230
/аблицо 9.3. Основные характеристики парогенераторов АЭС  с реакторами типа БН		
— Характеристика	БН-350	БН-600
единичная тепловая мощность, МВт	200	490 X 3
цисло парогенераторных блоков	6	3X3
Тип парогенератора	Корпусный	Микромодуль- ный
Температура натрия во втором контуре	450/265	518/328
выход/вход), С	о Температура воды/пара, С	158/435	241/505
давление пара на выходе, МПа	4,9	15,5
даропроизводительность, кг/с	76	179
Масса отдельных модулей, кг	—	20 000
Парогенераторы АЭС с реакторами на быстрых нейтронах также
комплектуются вместе с реактором. Их конструкция существенно
осложняется в связи с необходимостью строгого соблюдения условий
плотности между теплообменивающимися средами. Основные харак-
теристики парогенераторов АЭС с реакторами на быстрых нейтронах
приведены в табл. 9.3.
Турбины и генераторы. Турбины ТЭС и АЭС комплектуются с элект-
рическими генераторами: каждой турбине соответствует свой генера-
тор. Мощность турбины КЭС выбирается в соответствии с мощностью
блоков, а число их устанавливается по заданной мощности электростан-
ции.
Для АЭС тип турбины определяется типом реакторной установки.
На одноконтурных АЭС, работающих на радиоактивном паре, необхо-
димо создание биологической защиты турбины; требования к турби-
нам двухконтурных и трехконтурных АЭС не отличаются от требова-
ний к турбинам ТЭС. В настоящее время на АЭС с реакторами типов
ВВЭР и РБМК применяются турбины мощностью 220 и 500 МВт, ра-
ботающие на насыщенном паре, разработана турбина мощностью
Ю00 МВт.
Выбор турбин для ТЭЦ производится с учетом количества отпускае-
мой теплоты и ее параметров. На ТЭЦ с отопительной нагрузкой уста-
навливаются теплофикационные турбины, которые должны обеспечи-
вать не менее половины отопительной нагрузки самого холодного ме-
сяца года. Для отпуска тепловой нагрузки на нужды отопления и горя-
го водоснабжения устанавливают турбины типа Т (Т-100, Т-175,
250). При наличии на ТЭЦ промышленной и отопительной тепловых
Нагрузок устанавливают турбины типа ПТ, а при преимущественно
Промышленной — типа ПР или Р.
231
Резервные турбины на ТЭЦ не устанавливаются Для резервирован11
отпуска теплоты промышленным потребителям применяются редук
ционно-охладительные установки, производительность которых доджца
покрывать отпуск пара потребителям от одной из турбин. Для отодй
тельной нагрузки резервом являются пиковые водогрейные котлы
9.4.	НАСОСЫ И ГАЗОДУВНЫЕ МАШИНЫ ТЭС И АЭС
Нормальная работа тепловых и атомных электростанций невозможна
без перемещения большого количества жидкости и газов с различными
свойивами и параметрами. Перемещение жидкостей и газов осуществля-
ется в основном лопастными насосами и вентиляторами.
Основными параметрами насосов и вентиляторов являются: подача
перепад давления или напор, кавитационный запас, мощность и коэффи.
циент полезного действия.
При выборе насосов принимают во внимание номинальную, макси-
мальную и минимальную подачу с целью обеспечения различных режи-
мов работы основного оборудования. Требуемая подача определяется
расчетом конкретной тепловой схемы
Давление насоса определяется из выражения
с2 - с2
Р =Рк~ Рн + Р	~ P^ZK - 2н>’	С9-^)
14	IT	sy	14	П
где р , рн — абсолютное давление на выходе из насоса и входе в не-
го, Па; с , сн — скорость жидкости на выходе из насоса и входе в
него, м/с; z , zH — высота точек измерения давления, м.
Перепад давления, используемый при выборе насоса, определяется
по формуле
Др = рк ~ Рн + Pg^h + S Др’	(911)
где рк и рк — давления в конечной и начальной точках перемещения
жидкости, Па; Д/г — разница геометрических отметок между точками
перемещения, м; S Др — суммарное сопротивление всасывающего и
нагнетаемого тракта, Па
При проектировании тепловой схемы и выборе насосов должна
быть обеспечена их бескавитационная работа. С этой целью должен
быть обеспечен допускаемый кавитационный запас. Минимальное зна-
чение кавитационного запаса (избыточного напора на всасе), м, опре-
деляется из выражения
Явс = 10(„Ve/c)4/3,	(9.12)
где п — частота вращения вала насоса, мин-1; Q — подача насоса, м3/с-
232
Коэффициент с в (9.12) определяется в зависимости от коэффици-
ента быстроходности:
= З,65лх/С7я3/4,	(9.13)
где Н ~ напор насоса, м.
При и = 80 120 значения с - 1500 4- 1700. Для других значений
значение с определяется из соотношения
njc - 20,5 (Явс/Я)3'4.
На ТЭС и АЭС используются насосы более 20 наименований. Наиболее
мощными из них являются: питательные, циркуляционные, конденса-
ционные, сетевые.
Питательные насосы. Обычно это центробежные многоступенчатые
насосы, мощность которых оказывает существенное влияние на эконо-
мические показатели работы электростанции.
Подача и число питательных насосов принимают с учетом обеспече-
ния бесперебойной работы питательной установки. При этом произво-
дительность всей питательной установки принимается на 5% больше
производительности паровых котлов, а перепад давлений определяет-
ся по (9.11).
Так, на блоках с давлением пара 13 МПа и мощностью до 220 МВт
применяют один питательный электронасос, который обеспечивает
100% полного расхода воды, или два по 50%. Резервные насосы при
этом не устанавливаются.
На блоках ТЭС с закритическими параметрами и АЭС с блоками
мощностью 500 МВт устанавливают питательные насосы с турбинным
приводом на полную подачу. В дополнение к основному устанавлива-
ется резервный насос с электроприводом, подача которого составляет
30—50% полной. Возможна установка двух турбонасосов с подачей
по 50%, при этом дополнительных насосов с электроприводом не преду-
сматривается, а к турбоприводам предусматривается резервный под-
вод пара.
На АЭС с мощностью блоков до 500 МВт устанавливают не менее
двух питательных насосов с электроприводом без резерва.
На блоке с реакторами типа ВВЭР-1000 установка резервного пита-
тельного насоса не предусмотрена. Выход из строя одного из двух уста-
новленных насосов с турбинным приводом в этом случае приводит к
снижению
мощности блока.
Кроме основных на блоках мощностью
1000 МВт предусматривается установка двух вспомогательных пуско-
резервных питательных насосов.
На одноконтурных АЭС, как правило, применяют питательные на-
сосы
с электроприводом.
Выбор типа привода питательного насоса является задачей технико-
экономического
расчета.
С ростом параметров пара экономичность
233
работы питательной установки существенно влияет на экономичное
блока. Кроме того, применение электропривода ограничивается преИ
лом единичной мощности асинхронных электродвигателей (6—8 МВт/
Выше этой мощности необходима установка синхронных электроду*
гателей, достаточно сложных в эксплуатации, или применяется ц!
сколько параллельно включенных насосов.
Применение турбинного привода связано с увеличением расхода ца
ра и расхода топлива на блок, но при этом увеличивается полезный
отпуск электроэнергии па значение, равное мощности, потребляемой
электронасосом. Существенным фактором является также возможность
регулирования подачи насоса с турбинным приводом в результате изме-
нения частоты вращения ротора, что значительно экономичнее способов
регулирования, применяемых при установке электропривода (дроссе-
лированием или гидромуфтой).
Бескавитационные условия работы основных насосов в питательной
установке обеспечиваются применением бустерных насосов. Выбор их
числа производится так же, как и основных, а привод осуществляется
от турбопривода основного насоса через редуктор.
Для аварийного питания парогенераторов на АЭС предусматривают
дополнительно аварийные насосы с электроприводом с подачей 2-3%
номинальной. Всасывающие линии этих насосов подсоединены к аварий-
ным бакам запаса холодного конденсата. В качестве основных элемен-
тов в схемах питательных установок предусмотрены трубоприводы
сброса, снабженные обратными клапанами, разгрузочными устройства-
ми и ограничительными шайбами, а также обратными клапанами на на-
порных трубопроводах подачи воды в котел. Сбросные устройства
обеспечивают проток воды через насос с расходом 10—15% номиналь-
ного со сбросом в деаэраторный бак при пуске насоса и работе его без
подачи воды в магистраль котла. Это позволяет избежать запаривания
насоса. Открытие сбросных устройств осуществляется автоматически.
Главные циркуляционные насосы (ГЦН) контуров реактора АЭС.
Условия работы и предъявляемые к ним требования вызывают необ-
ходимость иметь специальные конструкции этих насосов. Так, они
должны работать в широком диапазоне изменения подачи при ’’холод-
ном” и ’’горячем” теплоносителе; должны иметь надежный запуск при
различном температурном состоянии; обеспечивать отсутствие уте-
чек теплоносителя; иметь высокую надежность, ремонтопригодность,
технологичность в изготовлении и сборке, монтаже и демонтаже; не
должны загрязнять теплоноситель продуктами коррозии и смазки-
В качестве ГЦН применяются бессальниковые насосы с механиче-
скими уплотнителями валов и специальным электроприводом.
На АЭС с реакторами ВВЭР-440 в настоящее время применяются
насосы ГЦН-317, с реакторами ВВЭР-1000 — ГЦН-195. Эти насосы имеют
подачу 7100 и 20000 м3/ч, мощность электродвигателя равна 1430 и
5000 кВт соответственно. Давление, развиваемое насосом ГЦН-317,
234
составляет 0,4 МПа, а ГЦН-195 — 0,68 МПа. Важной характеристикой
этИХ насосов является их достаточно длительный выбег. Через 30 с пос-
. отключения насоса типа ГЦН-195 подача его снижается всего
Ле
в 2,7 раза.
Для блоков с реакторами типов РБМК и БН разработаны специаль-
ные насосы. Так, электродвигатель ГЦН реактора типа РБМК оборудо-
ван специальным маховиком, благодаря которому обеспечивается темп
падения частоты вращения вала насоса после его обесточивания, кото-
рый необходим для надежного охлаждения реактора во всех режимах.
Число устанавливаемых насосов соответствует числу петель теплоноси-
теля. Резервные насосы не предусматриваются. При одновременном
отключении всех электродвигателей насосов охлаждение реактора не-
которое время обеспечивается за счет инерционного выбега, а затем —
системой аварийного расхолаживания.
Конденсатные насосы. Устанавливаются два или три таких насоса на
турбину При установке трех насосов подача каждого выбирается 50%
полной, т. е. при выходе из строя одного два оставшихся обеспечивают
полную подачу При установке двух насосов каждый из них выбирается
на 100% подачи.
Наличие конденсатоочистки (БОУ) вызывает необходимость уста-
навливать две группы конденсатных насосов. Напор, создаваемый кон-
денсатным насосом, определяется по давлению в деаэраторе и сумме
потерь давления в тракте конденсата с учетом разницы геометрических
отметок мест установки насосов и деаэраторов. При бездеаэраторной
схеме конденсатный насос можно рассматривать как бустерный по
отношению к питательному и выбор их необходимо проводить сов-
местно.
Циркуляционные насосы охлаждающей воды. Эти насосы имеют
большую подачу со сравнительно малым напором. Подача насосов опре-
деляется при работе в летнем режиме. Используются осевые и центро-
бежные насосы с рабочим колесом одно- и двустороннего входа.
Как правило, при устройстве береговых насосных станций устанав-
ливаются осевые или центробежные насосы вертикального типа.
При централизованной схеме подачи охлажденной воды устанавли-
вается несколько насосов (не менее четырех), работающих на общую
магистраль. При этом резерв устанавливается только при использова-
нии морской воды.
При блочной схеме для каждой турбины устанавливают по два на-
соса без резерва.
Сетевые и прочие насосы ТЭС и АЭС. Установка сетевых насосов воз-
можна в виде насосной группы без привязки к конкретным турбинам.
В этом случае при установке не более трех насосов в группе устанавли-
вают дополнительно один резервный насос; при большем числе рабо-
тающих насосов резервные не устанавливаются. При блочном принципе
Установки сетевых насосов их устанавливают по два у каждой турбины
с подачей по 50% полной.
235
Подпиточные насосы теплосети устанавливают с резервом не мецее
двух при закрытой и не менее трех при открытой системе теплоснаб-
же ния.
Дренажные насосы регенеративных подогревателей устанавливают
без резерва; насосы питательной воды испарителей, паропреобразова-
телей и конденсатные насосы сетевой установки имеют резерв.
Выбор других насосов производится в зависимости от конкретных
условий их работы. Так, два насоса и более устанавливают в аварийных
системах, в элементах тепловой схемы, где требуется высокая наде^.
ность работы или имеется большая вероятность периодического выхода
из строя насоса.
Газодувные машины ТЭС. К основным газодувным машинам ТЭС
относятся дымососы и вентиляторы. Количество продуктов сгорания
и воздуха, перемещаемое этими машинами, определяется из теплового
и аэродинамического расчета первого котла. Сами машины выбираются
по каталогу с запасом по напору (15% для вентиляторов и 25% для ды-
мососов) и по количеству перемещаемых газов или воздуха (10%).
На каждый котел устанавливается, как правило, по два дымососа и вен-
тилятора. Резервные дымососы и вентиляторы не устанавливаются.
При выходе из строя одного другой обеспечивает работу парового
котла на 50%-ной нагрузке (при сжигании в паровом котле углей мар-
ки АП1 или тощих углей в случае работы одного дымососа или одного
вентилятора должна быть обеспечена его не менее 70%-ная нагрузка).
Для крупных блоков применяют осевые дымососы и дутьевые венти-
ляторы двустороннего всасывания, имеющие высокий (более 80%)
КПД и двухскоростные электродвигатели, позволяющие регулировать
подачу и напор. Регулирование подачи дымососов и вентиляторов про-
изводят в основном направляющим аппаратом, устанавливаемым на
входе потока газа или воздуха.
В качестве вентиляторов горячего дутья и мельничных вентиляторов
используются, как правило, центробежные машины, выбор которых
производится также по каталогу для конкретного котла. Резервных
вентиляторов также не устанавливают.
9.5.	ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННИКОВ ТЭС И АЭС
Регенеративные подогреватели. Комплектуются заводом-изготови-
телем вместе с турбиной и устанавливаются без резерва. В тепловых
схемах ТЭС и АЭС применяются поверхностные и смешивающие реге-
неративные подогреватели. Последние используются в качестве подо-
гревателей низкого давления.
При проектировании регенеративной системы целесообразно исклю-
чение параллельно включенных подогревателей за счет укрупнения их.
Выход из строя одного из ПВД приводит к отключению всей груП*
пы их, при выходе из строя одного из ПНД другие остаются в работе.
236
Лдя крупных энергоблоков рекомендуется применение комбиниро-
ванной схемы регенерации низкого давления с применением смеши-
ваюших ПНД в качестве первых ступеней подогрева конденсата. При
стан°вке двух смешивающих ПНД используют гравитационную схему
}iX включения или схему с дополнительными перекачивающими насо-
сами. Выбор той или иной схемы определяется технико-экономиче-
сКцми расчетами с учетом компоновки оборудования турбинного
отделения и надежности его работы.
Деаэраторы питательной воды. Выбираются по расходу питательной
воды блока. Работа деаэратора должна обеспечивать минимальное оста-
точное содержание кислорода в питательной воде (не более 10 Мкг/кг)
и отсутствие углекислоты. На блок устанавливают одну или две деаэра-
ционные колонки питательной воды с рабочим давлением, равным 0,59—
1,29 МПа.
Для деаэрации подпиточной воды и питательной воды испарителей
применяют деаэраторы атмосферного типа. Выбор этих деаэраторов
производится также по расходу деаэрируемой воды. Резервирование
деаэраторов не предусматривается.
Охладители выпара комплектуются заводом-изготовителем вместе
с деаэрационной колонкой или выбирается по требуемой площади по-
верхности охлаждения и давления пара.
Сетевые подогреватели. Для крупных теплофикационных турбин
устанавливаются без разрыва. Число их выбирается минимальным.
Площадь поверхности нагрева сетевых подогревателей определяется
из расчета тепловой схемы при максимальном отпуске теплоты из отбо-
ров турбины для самого холодного месяца года. На КЭС для отопления
жилого поселка и зданий сетевые подогреватели устанавливаются на
первых двух блоках по два на турбину.
Испарители. На ТЭС устанавливаются на каждом блоке без резерва.
Выбор типа испарителя, места включения и определения площади его
поверхности производится на основании технико-экономического расче-
та. Испаритель комплектуется собственным конденсатором, в качестве
которого принимается ПНД поверхностного типа. На ТЭЦ испарители
могут включаться в сетевую установку или быть многоступенчатыми.
На АЭС устанавливаются по два параллельно работающих испарителя
на блок, производительность их выбирается по значению необходимого
количества пара для уплотнения вала турбины, штоков клапанов, эжек-
торов уплотнений и пусковых эжекторов.
Паропреобразователи. Устанавливаются индивидуально к каждой
турбине или сооружается одна или несколько паропреобразовательных
Установок для всей ТЭЦ. В составе многоступенчатых паропреобразо-
Вательных установок предусматривают по одному резервному корпусу.
Вспомогательные теплообменники. Сальниковые подогреватели,
охладители дренажей, пара эжекторов и другие устройства устанавли-
237
ваются без резерва и выбираются по значению необходимой площдщ!
поверхности теплообмена и расходу охлаждающего конденсата.
Сепараторы-пароперегреватели, сепараторы-конденсатосборникц
АЭС. Поставляются комплектно с турбиной и устанавливаются без
резерва.
9.6.	ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Пылеприготовление. Тип мельниц для размола топлива выбирается
в зависимости от вида топлива, его размолоспособности, выхода ле-
тучих горючих и производительности котла. Для антрацита, каменных
углей и продуктов обогащения, имеющих коэффициент размоло-
способности knQ =1	1,2, применяются шаровые барабанные мельницы
(ШБМ) . Для бурых углей применяют молотковые мельницы (ММ).
При наличии в топливе колчеданной серы (S£ > 6%) применяют толь-
ко ШБМ. Для каменных углей с выходом летучих веществ VT > 28%
возможно применение среднеходных мельниц (СМ).
Среднеходные мельницы отличаются от барабанных и молотковых
меньшим удельным расходом электроэнергии на размол (в 1,5—2 раза)
и меньшим расходом металла на размол. Как правило, они используют-
ся в индивидуальных схемах пылеприготовления с прямым вдува-
нием. Серьезным недостатком этих мельниц является высокая чувстви-
тельность к металлическим примесям и повышенной крупности пред-
варительного дробления. Поэтому при установке таких мельниц наличие
магнитных сепараторов в топливном тракте является обязательным.
Число мельниц выбирается не менее трех, а производительность -
из условия, что при остановке одной оставшиеся обеспечивали бы не
менее 80% номинальной производительности парового котла (при уста-
новке четырех мельниц — 90%, а при пяти — 100%). При установке этих
мельниц в системах пылеприготовления с промежуточным (пылевым)
бункером производительность их выбирается с запасом (20% при трех
мельницах и 10% при четырех и более).
Для размола бурых углей созданы и хорошо себя зарекомендовали
отечественные мельницы-вентиляторы.
Основные показатели для выбора типа мельниц приведены в табл. 9.4.
В сочетании с шаровыми барабанными мельницами широко приме-
няется индивидуальная схема пылеприготовления с промежуточным
бункером пыли. Такая схема обеспечивает хорошие условия для регу-
лирования нагрузки котла с помощью пылепитателя, экономичный ре-
жим системы пылеприготовления и полную загрузку мельниц незави-
симо от режима работы котла.
На каждый паровой котел производительностью 400 т/ч и более уста-
навливается не менее двух шаровых барабанных мельниц с суммарной
производительностью, обеспечивающей 110% номинальной производи-
тельности котла.
238
Тиблица 9.4. Показатели для выбора типа мельниц
„	Коэффициент размоло- Топливо	способности	Рекомендуемый тип мельницы
днТрацит (АШ, ГШ)	Без ограничений Каменные угли и полуантрацит	1 Продукты обогащения	1,2 КаМенныеугли	1,1 Тоже 5урые угли рорючие сланцы	— фрезерный торф	ШБМ ШБМ ШБМ СМ СМ ММ мм мм
При любой системе пылеприготовления выбираются наибольшие
по производительности мельницы в соответствии с данными табл. 9.4.
Число мельниц выбирается из условия обеспечения 110% номинального
расхода топлива котлом. При этом для схем с прямым вдуванием пыли
в топку при выходе одной из них оставшиеся должны обеспечить не
менее 90% номинального расхода топлива на котел.
9.7.	БАКИ И РЕЗЕРВУАРЫ
Баки запаса питательной воды. Устанавливаются под деаэраторными
колонками на высоте 15—25 м и рассчитываются на рабочее давление
в деаэраторе. Вместимость баков выбирается из условия, что запаса
воды в них достаточно для 3,5 мин работы котла или парогенератора на
блочных электростанциях и 7 мин — на электростанциях с поперечными
связями.
Баки запаса обессоленной воды. Устанавливаются вне главного зда-
ния электростанции. Вместимость их для блочных электростанций вы-
бирается не менее 4000 м3 и должна обеспечивать работу станции в те-
чение 40 мин.
Вместимость баков и подача насосов, откачивающих воду из них,
Должны обеспечивать совмещенный пуск трех блоков по 200 МВт и не
менее двух блоков по 300 МВт (для ТЭЦ не более двух котлов наиболь-
Дей производительности).
Для каждого блока предусматривается также установка дренажного
бака вместимостью 15 м3 с двумя насосами. Кроме того, на каждые че-
тыре—шесть котлов предусматривается бак слива воды вместимостью
40-60 м3 с насосом.
Баки сбора загрязненных вод. Используются для сбора отмывоч-
ных, замазученных и других загрязненных вод. Вместимость баков
принимается не менее 10 м3 и определяется для конкретных условий
По количеству сбросных вод.
239
Для АЭС дополнительно предусматриваются баки слива теплонос
теля. При этом для каждого контура реакторной установки предуСК1ат*
ривается отдельный бак, вместимость которого определяется по объем/
теплоносителя. Отдельные резервуары (не менее двух) предусматри^ У
ются для сбора воды, направляемой на спецводоочистку (обмывоццая
вода, растворы, протечки, трапные воды, вода из душевых и спецпра
чечных и др.). Вместимость каждого резервуара выбирается от 2 п
Юм3.	А0
Баки захоронения радиоактивных отходов. Вместимость этих баков
принимается равной 200—300 тыс. м3. При сооружении АЭС устанавли-
вают железобетонные баки, которые располагаются под землей (как
правило, два бака для твердых и три-четыре бака для жидких отходов)
Газгольдеры. Устанавливается не менее двух газгольдеров для сбора
и выдержки радиоактивных газов объемом 10—20 м3. Вместимость
их определяется из условий максимально возможного выделения ра-
диоактивных газов, а давление в них составляет 1—1,5 МПа.
Помимо перечисленных на электростанциях устанавливаются и дру.
гие баки и резервуары различного назначения. Вместимость их опреде-
ляется из технологических условий. При этом для всех баков рабочая
вместимость принимается равной 85% геометрической.
Гпава десятая
ПОЛНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
10.1.	СОСТАВ И НАЗНАЧЕНИЕ ПОЛНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Полной или развернутой тепловой схемой электростанции (ПТС)
называют такую схему, на которой показано все теплосиловое обору-
дование (основное, вспомогательное и резервное), а также все трубо-
проводы с арматурой и устройствами, обеспечивающими протекание
процесса превращения тепловой энергии в электрическую по
принятому циклу. При этом наряду с основными связями в соответствии
с технологической последовательностью этого процесса на схеме приво-
дятся также все байпасы и вспомогательные продольные связи, вслед-
ствие чего ПТС отражает возможные пути движения теплоносителя и
рабочей среды, а также все возможности подключения и переключения
однородного (основного, вспомогательного и резервного) оборудова-
ния. Полная тепловая схема определяет количество основного и вспо-
могательного оборудования, арматуры, их типоразмеры, по ней состав-
ляется спецификация оборудования.
При разработке ПТС предусматривается возможность работы элект-
ростанции при всех режимах, определенных техническими условиями,
а также защита оборудования при отклонении от этих режимов. По
240
pfC можно судить об объеме операций при пуске, останове, переходе
ох одного режима к другому.
Эта схема включает в себя все оборудование и коммуникации, не-
обходимые для пуска и останова паротурбинных установок, которые
объединяются обычно пусковыми схемами (см. гл. 16).
Основными составляющими ПТС ТЭС являются- паровой котел,
паропроводы свежего пара с редукционными и пускосбросными
устройствами, турбина с генератором, паропроводы промежуточного
перегрева, конденсатор турбины, конденсатные насосы, тракт основно-
г0 конденсата, деаэратор, питательные насосы с приводными механиз-
мами, тракт питательной воды, вспомогательные устройства и линии,
используемые при пуске, останове и изменениях режима паротурбин-
ной установки, трубопроводы пара собственных нужд, трубопроводы
и установки, служащие для отпуска теплоты электростанции и в при-
легающий к ней поселок (на КЭС), а также тепловому потребителю
(на ТЭЦ), аппараты и устройства, предназначенные для термической
обработки добавочной воды и химической очистки конденсата и пита-
тельной воды, баковое хозяйство и др.
На АЭС наряду с перечисленными элементами в состав ПТС входят
также реактор и ПГ АЭС (при двух- и трехконтурных схемах) со всеми
вспомогательными системами и оборудованием, а также контуры теп-
лоносителя с циркуляционными насосами, арматурой, теплообменни-
ками и др.
10.2.	ПОЛНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЭС
Одной из основных задач, которая решается при составлении ПТС,
является выбор схемы главных трубопроводов. При этом к главным
относят трубопроводы: свежего пара, пара промежуточного (вторич-
ного) перегрева и питательные (от деаэратора до парового котла).
В настоящее время применяются в основном блочные и секционные
схемы главных трубопроводов. Блочная схема применяется на всех
крупных конденсационных установках ТЭС с начальным давлением
пара 12,7 МПа и выше, секционная — на крупных ТЭЦ с давлением па-
ра до 12,7 МПа и на конденсационных установках с начальным давле-
нием пара 8,8 МПа. На теплофикационных паротурбинных установках,
работающих с начальным давлением пара 23,5 МПа, применяется блоч-
ная схема1.
На блочных ТЭС каждая турбина получает пар от одного или двух
котлов.
Основные особенности блочных и неблочных электростанций рассмотрены
в § 1.4.
241
Схема главных паропроводов блока КЭС с одним паровым котлом
(моноблок) показана на рис. 10.1. Обозначения линий и арматуры,
принятые при изображении полных тепловых схем и их элементов,
приведены в табл. 10.1.
К главным паропроводам блочных установок относятся паропрово-
ды свежего пара и промежуточного перегрева. На схеме свежий пар
направляется в турбину по двум линиям (двум ниткам); паропрово-
дов, по которым пар направляется на промежуточный перегрев (хо-
лодные нитки промежуточного перегрева), также два, а паропроводов,
но которым пар возвращается в турбину (горячие нитки промежуточ-
ного перегрева), — четыре. Число линий главных паропроводов стре-
мятся обычно уменьшить, так как это упрощает схему и сокращает
количество арматуры. Однако иногда (на крупных блоках) даже паро-
проводы свежего пара являются четырехниточными.
Чтобы выравнять давление в паропроводах, линии свежего пара и
промежуточного перегрева (холодные и горячие) соединены между
собой перемычками. На приведенной схеме (рис. 10.1) па каждом
идущем от парового котла 1 паропроводе свежего пара перед стопор-
ным клапаном турбины 6 установлена главная паровая задвижка 4
с байпасной линией, на которой имеется регулирующий клапан и за-
порная задвижка. Байпас используется при пуске блока и для регули-
рования подачи пара в турбину при небольших расходах.
К паропроводам свежего пара присоединена быстродействующая ре'
дукционно-охладитсльная установка (БРОУ) 3. При сбросе электрик'
242
Таблица 10.1. Обозначения линий и арматуры, принятые при изображении ПТС
и их элементов
|L.	Свежий пар	t	f	Непрерывная продувка
Пар промежуточного перегрева	и	it	Периодическая продувка
Питательная вода, впрыск 		 Конденсат Пар отборов, на об- "	дувку		[XJ	 Клапан, задвижка 	04	 Обратный затвор 	04	 Регулирующий клапан
		 Пар уплотнений	©	Регулирующий клапан с £*4	электроприводом
		 Дренаж	Регулирующий клапан с колонкой дистанционного управления (КДУ)
	Паровоздушная смесь	п	Обратный затвор с гидро- приводом
		 Рециркуляция, линии растопки	J	J	Предохранительный кла- ^3 —ОКУ- 1,3,1
	1	 Выпар	О	Арматура под вакуумом
	х	 Химобеесоленная во- да			 Редукционный клапан -X.	Впрыскивающий пароохла- дитсль
	Циркуляционная вода	1	Редукциопно-охладитель- 	 ное устройство
Пар сбросной, пере- 		с	пускной, на собствен- ные нужды	__ Расходомер
l|l	 Шайба дроссельная 11абор дроссельных Г Ш1.1.1	шайб	।	Воронка открытая д	Выхлоп в атмосферу
Электропривод 	1	Соединение трубопро- водов	Фильтр водяной
243
ской нагрузки для того, чтобы частота вращения турбогенератора J
превысила допустимых значений, стопорный клапан прикрывается
пар перепускается в конденсатор турбины. При этом пар предваритель
но дросселируется и охлаждается конденсатом, впрыскиваемым в
поток. В режимах холостого хода в проточную часть турбины поступа.
ет лишь такое количество пара, которое необходимо для выработки
электроэнергии, расходуемой на собственные нужды блока. Исполь-
зуется БРОУ также для сброса пара в конденсатор при пуске блока на
скользящих параметрах. Прогрев трубопроводов пара вторичною
перегрева при пуске блока проводится свежим паром, перепускаемь м
через редукционно-охладительное устройство 2.
На линиях пара промежуточного перегрева задвижки не уставав-
ливаются. К перемычке холодных ниток промежуточного перегревате-
ля подсоединено РОУ 5 для отвода пара на собственные нужды электро-
станции, а к горячим линиям перед ЧСД турбины — пароперепускное
устройство 7, с помощью которого при прогреве трубопроводов и
сбросе электрической нагрузки пар охлаждается и перепускается в
конденсатор турбины. На линиях свежего пара, пара промежуточного
перегрева, а также на сбросных линиях после РОУ 2, 3 и 5 устанавли-
ваются предохранительные клапаны.
Секционная схема главных паропроводов приведена на рис. 10.2.
При такой схеме, когда паровой котел 1 отключен, турбина 7 может
оставаться в работе, получая нар из переключательной магистрали 4,
Рис. 10.2. Секционная схема главных паропроводов:
1 — паровой котел; 2 — коллектор растопочной линии; 3 — РОУ растопочное;
4 — переключательная магистраль; 5 - РОУ собственных нужд электростанции:
6 — главная паровая задвижка; 7 - турбина
244
которой присоединены также другие паровые котлы и турбины
ктростанций. К магистрали может быть подключен также резерв-
ный паровой котел. При необходимости паротурбинная установка
отКЛючается от переключательной магистрали и эксплуатируется по
блочной схеме, однако обычно в нормальных условиях магистраль
используется как уравнительная, перепуская часть пара из одного
паропровода, идущего от котла к турбине, в другой. Пар на соб-
венные нужды подается через РОУ 5, которое обычно подключается
магистрали.
На электростанциях низкого давления применяются схемы глав-
ных паропроводов, по которым пар от всех паровых котлов (рабочих
и резервных) подводится к общей магистрали, а оттуда — к турби-
нам. Такие схемы называют централизованными. При централизован-
ной схеме на линиях от котлов до магистрали и от магистрали до тур-
бин устанавливают задвижки, позволяющие отключить и остановить
любой котел или турбину. При относительно невысокой надежности
основного оборудования и низких давлениях (когда арматура рабо-
тает более надежно, а стоимость линий по отношению к стоимости
оборудования невелика) применение таких схем оправдано. Однако
при повышенных давлениях главные паропроводы, работающие по
централизованным схемам, недостаточно надежны, дорогостоящи
(из-за возрастания длины паропроводов, стоимость которых сильно
увеличивается с ростом давления пара, и большого числа запорной
арматуры).
Блочная схема питательных трубопроводов приведена на рис. 10.3.
В этой схеме применен турбинный привод главного питательного на-
соса. Такой привод в нашей стране устанавливают на блоках ТЭС за-
критических параметров. В соответствии с [34] при наличии одного
насоса с турбинным приводом, рассчитанного на номинальный расход
питательной воды блока, дополнительно следует устанавливать насос
с электроприводом и гидромуфтой, имеющий подачу, равную 30—50%
номинальной.
Перед питательным насосом устанавливаются бустерные насосы
(два рабочих и один резервный); после него вода поступает в ПВД 7,
а затем через главные задвижки питательных трубопроводов по двум
линиям 11 в котел. Непосредственно за питательным насосом устанав-
ливается обратный клапан с присоединенным к нему разгрузочным
клапаном При пуске насоса и небольших расходах разгрузочный
клапан бывает открыт и часть питательной воды перепускается в
бак-аккумулятор.
Бустерные насосы не устанавливаются, когда привод питательных
насосов электрический (см. § 6.4).
Подогреватели высокого давления имеют обводное устройство. При
появлении в ПВД неисправностей защитный клапан на входе в первый
Подогреватель перепускает воду в обводную линию и клапан на выходе
245
Рис. 10.3. Схема питательных тп I
проводов блока КЭС:
1 - деаэратор; 2 - бустерный
сое; 3 - питательный насос с ту r!'
приводом; 4 - резервный Питател
ный насос с электроприводом-
8 - питательные задвижки; 6 -	
холодного питания; 7 - П13Д; 9 Ия
главная питательная задвижка; ’ }q
перепускная линия; 11 - вода к п"
ровым котлам
из последнего ПВД закрывается.
При выводе подогревателей или
защитного обводного устройства
в ремонт необходимо закрыть
также задвижки 5 и 8 и пустить
воду в котел по линии 6, кото-
рую принято называть линией
холодного питания. Линия 10 ис-
пользуется при заполнении и
промывке котла.
При наличии двух насосов с турбинными приводами, когда подача
каждого составляет 50% номинальной, насос с электроприводом не
требуется, однако наряду с подводом пара к приводной турбине пи-
тательного насоса от отборов основной турбины или из линий промежу-
точного перегрева необходимо предусмотреть резервный подвод пара.
Обычно резервная паровая линия идет к приводной турбине от коллек-
тора собственных нужд электростанции. Схема питательных трубопро-
водов от деаэраторов до ПВД с двумя турбоприводами и двумя ли-
ниями подогревателей высокого давления показана на рис. 10.4.
Схема питательных трубопроводов неблочной ТЭС показана на
рис. 10.5 [ 14]. Схема является секционно-централизованной. Из деаэра-
торов 1 питательная вода поступает в общий коллектор, откуда пита-
тельными насосами 2 подается в ПВД 5, которые устанавливаются
здесь так же, как при блочной схеме (рис. 10.3). Однако питательная
линия до них соединяется с переключательной магистралью 4, а за ни-
ми — с общей магистралью 6. Магистрали 4 и б соединяются также ли-
нией холодного питания 3. Из питательной магистрали б вода подается
к узлам питания котлов. Узел питания состоит из главного питательно-
го трубопровода 7 (с запорными задвижками, регулирующим клапа-
ном и обратным затвором) и двух байпасных линий 8 меньшего диа-
246
Рис. 10.4. Схема части питательной магистрали при наличии двух насосов с турбо-
приводами:
1 - деаэратор, 2, 3 - пар от коллектора собственных нужд и отбора турбины;
4 - бустерный насос; 5 - редуктор; 6 — приводная турбина; 7 - питательный
Насос; 8 — вода на впрыск в промПерегреватель; 9 - конденсатор; 10 - подвод
питательной воды к линиям ПВД

247
Рис. 10.5. Схема питательных турбоприводов неблочной ТЭС:
1 - деаэратор; 2 - питательный насос; 3 - линия холодного питания; 4 -
переключательная магистраль; 5 — ПВД; 6 - общая питательная магистраль;
7 — главный питательный трубопровод парового котла; 8 — байпасная линия
метра, предназначенных для работы при небольших расходах. Осталь-
ные элементы схемы не отличаются от описанных ранее.
На рис. 10.6 показана схема включения ПНД, конденсатных насосов
и эжекторной установки в линию основного конденсата турбоагрегата.
Как видно из схемы, на линии установлены три конденсатных насоса
с электроприводами: два рабочих и один резервный. При такой схеме
подача каждого насоса составляет 50% номинальной. Можно устанавли-
вать два насоса (один рабочий и один резервный), но тогда подача каж-
дого должна составлять 100% номинальной. Дренажные насосы также
принимаются на полную подачу. При этом устанавливают либо два на-
соса (рабочий и резервный), либо один. При одном дренажном насосе
предусматривают линию, по которой при остановленном насосе Дре-
наж можно перепустить в конденсатор.
Полная тепловая схема блока ТЭС приводится на рис. 10.7. Блок
работает при сверхкритических начальных параметрах пара, мощность
его составляет 800 МВт. На газе и мазуте такие отечественные блоки
работают в течение многих лет. В настоящее время серия таких агрега'
248
Рис, 10.6. Схема включения ПНД, конденсатных насосов и эжекторной установ-
ки в линию основного конденсата:
1, 2 - ПНД на линии основного конденсата и встроенный в конденсатор тур-
бины; 3 — конденсатор турбины; 4 — конденсатный насос; 5 — эжекторная уста-
новка; б - подогреватель уплотнений (ПУ) ; 7 — дренажный насос
тов создается для работы на бурых углях Канско-Ачинского бассейна.
Принципиальная схема блока мощностью 800 МВт и описание ее при-
ведены в гл. 7.
Турбина блока К-800-240 работает при начальных параметрах пара,
равных 23,5 МПа и 540 °C. Прямоточный паровой котел производи-
тельностью 2650 т/ч генерирует пар давлением 25 МПа с температурой
545 °C. Промежуточный перегрев проводится до той же температуры.
Давления пара на выходе из турбины и после промежуточного перегрева
(перед ЧСД турбины) составляют 3,65 и 3,25 МПа. Блок имеет два по-
следовательно включенных по направлению движения воды корпуса
конденсатора, давление в которых при расчетном режиме и температуре
охлаждающей воды 12 с С составляет 0,00345 и 0,0046 МПа.
Подвод пара от котла к турбине осуществляется по двум трубопро-
водам диаметром, равным 465 мм, с толщиной стенки 5	= 75 мм,
паропроводов промежуточного перегрева также два. При этом диа-
249
Рис. 10.7. ПТС блока мощностью 800 МВт:
1 - паровой котел; 2 - турбина; 3 - генератор; 4 - РОУ для сброса пара на
ство; б - БРОУ; 7, 8 - РУ и РОУ собственных нужд; 9, 15 - конденсатор; Ю
второй ступеней и турбопривоца; 12 - БОУ; 14 - дутьевой вентилятор парово!
вода; 18 - бустерный насос; 19 - питательный насос с турбоприводом; 20
250
°бдувку воздухоподогревателя и пароперегревателя; 5 - пускосбросное устрой-
Расширитель дренажей; 11, 13, 16 - конденсатные насосы соответственно первой,
Котла с турбоприводом; 17 - теплообменник эжекторный установки турбопри-
Деаэратор; 21 - растопочный расширитель; А - обще станционная магистраль,
251

Б — сбросные циркводоводы; В — сбросы в конденсатор; Г — сбросы в дрена*'
ные баки; Д — дренаж; Ж г- пар в уплотнения турбины; 3 - паровоздушная смесь
из уплотнений; И - пар на сетевой подогреватель; KltK2 — конденсат из сетевого
подогревателя и калориферов; Лу, Л2 - вода на заполнение блока и конденсато-
252
турбин питательных насосов и воздуходувок; М, Н - пар к эжекторным уста-
Р°в1<аМ и от коллектора собственных нужд электростанции; РБ — расширительный
1,0 . оГК - охладитель конденсата контура генератора; БЗК, БГК - баки запаса
^нденсата и грязного конденсата; ВЭ - водяной экономайзер; ВРЧ, НРЧ - верх-
1С°Я и нижняя радиационные части котла; КПП, ШПП — конвективный и ширмовой
И поперегреватели; ПСКШ - подвесные секции конвективной шахты; ЭКШ -
^раны конвективной шахты
метр холодной линии составляет 820 мм, <5ст =22 мм, диаметр горячей
нитки равен 920 мм, а 6ст = 32 мм. К главному паропроводу свежего
пара подключено БРОУ 6, пускосбросное устройство 5 и РОУ 4, служа-
ке для подачи пара на обдувку поверхностей регенеративного воздухо-
подогревателя и пароперегревателя. От холодной линии промежуточ-
ного пароперегревателя через редукционное устройство (РУ) 7 пар
отводится на собственные нужды электростанции и блока, к обеим
горячим линиям перед стопорными клапанами ЧСД турбин подсоедине-
ны перепускные линии с дроссельными и охладительными устройства-
ми, по которым пар может быть сброшен в конденсатор. Вакуум в кон-
денсаторе создается и поддерживается водоструйными эжекторами.
После конденсатора 9 весь поток основного конденсата подается
конденсатными насосами первой ступени /7 на очистку от оксидов
железа и других взвешенных частиц, а также от катионов и анионов.
На новых электростанциях, работающих на бурых углях, предусмот-
рено проводить очистку воды от продуктов коррозии на электро-
магнитных фильтрах, устанавливаемых непосредственно после кон-
денсатных насосов первой ступени и после деаэраторов, а обессоли-
вание (так же, как и на других электростанциях) — на фильтрах сме-
шанного действия БОУ 12. Между конденсатными насосами первой 11
и второй 13 ступеней установлены охладитель конденсата контура ге-
нератора и подогреватель, к которому подводится пар из уплотнений
турбины. После насосов 13 поток конденсата проходит четыре ПНД
и ПУ-2, установленные после ПНД-Г, затем конденсат поступает в
Деаэратор. Дренаж из ПНД-4 переливается в ПНД-3, а из последнего —
в ПНД-2, откуда подается дренажными насосами в линию основного
конденсата. При пуске блока, а также неисправности насосов дренаж
можно сбрасывать в конденсатор.
К деаэраторам пар подводится от коллектора питания деаэраторов,
который в нормальных условиях получает пар от четвертого отбора
гУрбины (по ходу пара). При пуске и низких нагрузках блока пар
Подводится к коллектору питания деаэраторов от коллектора соб-
ственных нужд.
На блоке установлены два деаэратора 20 с колонками производи-
^ельностью до 1600 т/ч и баками вместимостью 120 м3 каждый. Дав-
ление в деаэраторах составляет 0,685 МПа.
253
Питательные насосы 19 имеют турбинный привод. К приводи -
турбине, имеющей собственный конденсатор 15, пар подводится °И
третьего отбора, а при пуске блока — от коллектора собственных ну^Л
электростанции. На линиях питательной воды непосредственно пеп?
питательными насосами установлены бустерные насосы 18. Номинадь
ная подача питательного насоса составляет 1400 м3/ч, однако кратКо
временно подачу можно поднимать до 1900 м3/ч. Таким образом, дри
неисправности одного насоса можно обеспечить работу парового котла
при нагрузках до 70% номинальной. После первой ступени питатель-
ного насоса при давлении около 6,6 МПа вода отбирается на впрыск
в промежуточный перегреватель. Расход воды может достигать
100 м3/ч.
Питательный насос развивает давление около 33,5 МПа при частоте
вращения 4650 мин-1. Давление за бустерным насосом составляет
1,85 МПа при частоте вращения 1895 мин-1. При этом потребляемая
мощность питательного насоса равна 14,8 МВт, бустерного — 0,908 МВт.
Питательная вода после насосов подогревается в шести ПВД, уста-
новленных на двух параллельных линиях (по три ПВД в каждой). Тем-
пература питательной воды составляет 271—274 °C.
Остальные элементы схемы не требуют дополнительных объяснений.
На первых нескольких блоках электростанции устанавливаются
обычно сетевые подогревательные установки (СПУ). Пар к основному
подогревателю СПУ подводится от седьмого отбора турбины, к пико-
вому — от пятого. Имеется также возможность подводить пар к обоим
подогревателям от общестанционного теплофикационного коллектора.
Кроме обще станционных коллекторов собственных нужд и теплофика-
ционного коллектора на электростанции имеются общие коллекторы
обессоленной воды, сетевой воды, кислотной промывки паровых кот-
лов, слива из деаэраторов, заполнения и опрессования котлов, а также
магистрали, из которых вода поступает на смыв золы и шлака (на
электростанциях, работающих на бурых углях).
10.3.	ПОЛНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АЭС
Полные тепловые схемы атомных электростанций во многом отли-
чаются от схем ТЭС. Если АЭС одноконтурная, в реакторе генерирует-
ся радиоактивный пар и рабочая среда во всех элементах контура радио-
активна; на двухконтурных АЭС второй контур нерадиоактивен, но
в первом контуре такой АЭС циркулирует радиоактивный
теплоноситель. На АЭС всех типов в активной зоне реактора происходит
интенсивное выделение теплоты, которое продолжается и после того,
как реактор остановлен. Поэтому непрерывный, надежный отвод тепло-
ты должен быть обеспечен во всех режимах и даже в аварийной ситуа-
ции. Чтобы учесть все специфические особенности технологического
254
Рис. 10.8. Секционная схема главных паропроводов АЭС:
1 — ПГ; 2 — пар в технологический конденсатор; 3 — переключательная ма-
гистраль; 4 — БРУ собственных нужд (БРУ СН); 5 - БРУ сброса в конденсатор
(БРУ-К); 6 - отвод свежего пара в пароперегреватель; 7 - ПВД турбины; 8 —
отбор пара в пароперегреватель и в регенеративный подогреватель
процесса АЭС, в схеме первого контура двухконтурных электростан-
ций и на одноконтурных АЭС необходимо предусмотреть ряд эле-
ментов (петель, трубо- и паропроводов, резервных и байпасных ли-
ний и др.), которые на обычных ТЭС либо вообще отсутствуют, либо
имеют другой вид. К таким элементам схемы относятся’ контуры рас-
холаживания, аварийного охлаждения, подачи и вывода борной кис-
лоты (для регулирования мощности реактора), трубопроводы подачи
охлаждающей воды к стержням управления и защиты реактора, про-
дувки и подпитки контура, отвода газовых сдувок, дезактивации,
линии с компенсаторами объема (для двухконтурных АЭС) и др.
Во втором контуре двухконтурных АЭС элементы ПТС в основном
Принципиально не отличаются от применяемых на ТЭС (за исключе-
нием линий, на которых установлены сепараторы и паровые перегре-
ватели потока пара из ЧВД) .
На рис. 10.8 и 10.9 приведены применяемые в настоящее время схе-
Mbi главных паропроводов АЭС. Одна из них (рис. 10.8) — секцион-
ная, другая (рис. 10.9) — блочная. По схеме рис. 10.8, принятой на
АЭС с реактором типа ВВЭР-440, главные паропроводы ПГ 1 соединены
255
Рис. 10.9. Блочная схема главных паропроводов АЭС:
1 — ПГ; 2 — БРУ-А; 3 - главный паропровод; 4 — БРУ-РТД; 5 - БРУ-К; 6-
ЦВД турбины
с переключательной магистралью 3. При номинальной мощности тур-
бины 7 к ней необходимо подавать пар, расход которого должен со-
ответствовать сумме номинальных производительностей трех ПГ. На
блоке установлены две турбины и шесть ПГ (вторая турбина и еще
три ПГ на схеме не показаны). Когда задвижки, соединяющие глав-
ные паропроводы с магистралью, закрыты, к каждой турбине посту-
пает пар от трех ПГ по блочной схеме; когда задвижки открыты,
пар может перетекать по переключательной магистрали и поступать
в каждую турбину в количестве, определяемом принятой ее рабочей
мощностью. Разъединительная задвижка на магистрали при этом, ко-
нечно, должна быть открыта. То, что при такой схеме пар от любого
ПГ может поступать к любой, присоединенной к магистрали турбине,
является основным достоинством данной схемы.
К магистрали присоединены редукционные установки для сброса
пара в конденсатор турбины (БРУ-К), в технологический конденсатор
(БРУ-ТК) и на собственные нужды блока (БРУ-СН). На схеме показа-
ны также линии, по которым пар отводится к первой и второй ступе-
ням пароперегревателя.
256
При блочной схеме главных паропроводов, принятой на блоке с ре-
актором типа ВВЭР-1000 (рис. 10.9), пар от каждого ПГ во всех режи-
мах подается по паропроводам 3 непосредственно на турбину, возмож-
ности перепуска части пара из одной линии в другую отсутствуют,
у каждого ПГ до главной паровой задвижки (ГПЗ) устанавливаются
предохранительные клапаны и быстродействующие редукционные
установки (БРУ-А), которые предназначаются для сброса пара в атмо-
сферу (в условиях, когда сбросы пара в конденсатор турбины оказы-
ваются недостаточными), а за ГПЗ — быстродействующие редукцион-
ные установки для сброса пара в конденсатор (БРУ-К) и редукционные
установки, перепускающие часть дросселируемого пара в ресивер тех-
нологического давления (БРУ-РТД) (откуда пар направляется в кол-
лектор собственных нужд и к элементам тепловой схемы, в которых
во всех режимах необходимо поддерживать определенное давление).
При любой Схеме главных паропроводов, когда давление пара повы-
шается сверх допустимого значения, прежде всего пар сбрасывается
в конденсатор турбины и в технологический конденсатор. Сброс пара
через БРУ-К и БРУ-ТК проводится также в нормальных режимах пус-
ка и останова блока. Когда при включенных в работу БРУ-К и БРУ ТК
давление продолжает подниматься, срабатывают БРУ-А. Пропуск пара
через БРУ-К и ЕРУ-ТК и настройка их должны быть такими, чтобы дав-
ления в линиях не достигали значений, при которых включаются предо-
хранительные клапаны.
На рис. 10.10 показаны схемы подвода питательной воды к ПГ при
секционной и блочной схемах. В обоих случаях схемы построены так,
I
а)
Рис. 10.10. Подводы питательной воды от
ПВД к ПГ при секционной (с) и блочной
(б) схемах:
1 - от ПВД; 2 — питательная магист-
раль; 3 — общая часть линии питательной
воды; 4 - трубопровод питания ПГ; 5 -
от линии аварийного питания; 6 — к ПГ
257
Рис. 10.11. Полная тепловая схема АЭС с реактором типа ВВЭР-440:
1 - реактор; 2 - ГЦН; 3 - деаэратор подпитки первого контура; 4 - подогре
течек; 8, 9 - анионитовый и катионитовый фильтры; 10 - доохладитель пррдув
тура; 12 - теплообменник разогрева и расхолаживания; 13 — насос-дозатор; 14 -
лерной установки, ввода бора, вывода бора на очистку, заполнения бассейна вы
охлаждения спринклерной воды; 18 - бак запаса бора; 23 - барботажный бак
охлаждения реактора; 26, 27, 35, 37 — насосы соответственно разогрева ирасхо
31 — соответственно ПВД-9 - ПВД-7; 32 - ЦСД турбины; 33 — сепаратор спаро
бак; 39—41 — эжекторы соответственно основной, пусковой и уплотнений; 42 -
ритель продувки ПГ; 45 - охладитель дренажа; 46-48, 50, 51 - соответственно
водоочистка
258
ь подпиточной воды; 5 - подпиточные насосы; 6 - ПГ; 7 - охладитель про-
> П ~ регенеративный теплообменник линии очистки продувки первого кон-
ак раствора тиосульфата натрия; 15, 17, 19—22 — насосы соответственно спринк-
Двржки, заполнения первого контура, чистого конденсата; 16 - теплообменник
омпенсатора объема; 24 — компенсатор объема; 25 — емкости аварийного
вживания питательный, конденсатный, дренажного бака; 28 - деаэратор; 29-
ПеРегревателем; 34 - конденсатор; 36 - конденсатоочистка; 38 — дренажный
Доохладитель продувки ПГ; 43 - регенеративный теплообменник; 44 —расши-
1НД-1 _ пНД-5; 49 - дренажный насос; СГО - спецгазоочисгка; СВО — спсц-
259
чтобы обеспечить возможно более надежное питание, так как при 1
кращении подачи питательной воды или недостаточном расходе ее 1
требуется отключить петлю первого контура. Арматура на линиях110*
отличается от применяемой на ТЭС, однако в соответствии с правц?!
ми Госгортехнадзора на линии устанавливаются две запорные 1
движки.	'
Полная тепловая схема блока АЭС с реактором типа ВВЭР-440 пох I
зана на рис. 10.11. Основные характеристики блока и основного обоп '
дования его даны в гл. 7. В первом контуре блока теплоносительш/*
купирует по шести петлям, в каждой петле установлен циркуляции
ный насос 2 и две задвижки, разделяющие циркуляционный контур На
неотключаемую от контура (от реактора до задвижки) и отключаемую
(от задвижки до ПГ) части. Подача насоса составляет 7100 м3/ч, дца.
метры трубопроводов равны 560 х 34 мм. К основному (главному)
циркуляционному контуру подсоединены: контур продувки и очистки
теплоносителя с теплообменниками 10 и 11 и ионитовыми фильтрами
8 и 9; компенсатор объема 24 и связанное с ним оборудование; деаэра-
тор подпитки первого контура 3\ бак запаса борной кислоты; линии
подвода конденсата от баков чистого конденсата с насосами 20 и 27-
емкости аварийного охлаждения реактора 25; охладитель протечек 7
и др.
На схеме второго контура кроме обычных элементов на линиях
основного конденсата и питательной воды показаны сепараторы с паро-
перегревателями 33 и линиями подвода греющего пара, отвода конден-
сата и трубопроводами перегреваемого пара, поступающего в сепаратор
из ЧВД турбины. Здесь же приведена система продувки парогенераторов
с расширителями продувки 44, теплообменниками 42 и 43 и ионо-
обменным фильтром.
На блоке применена секционная схема главных паропроводов и сек-
ционная схема питательных трубопроводов. Длительный опыт эксплуа-
тации АЭС с такими блоками показал, что принятые ПТС удобны в
эксплуатации и обладают высокой надежностью.
10.4.	ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Надежность и экономичность работы электростанции в большей сте-
пени зависят от принятой схемы, конструктивных размеров и материа-
лов трубопроводов. Масса трубопроводов составляет до 8% массы теп-
ломеханического оборудования КЭС и до 12% массы оборудования
ТЭЦ, а стоимость их доходит до 15% стоимости тепломеханического
оборудования КЭС. Трудозатраты на монтаж оцениваются такими же
значениями. На АЭС и ТЭЦ эти значения еще выше [55].
Трубопроводы ТЭС в соответствии с [37] в зависимости от пара-
метров протекающей по ним среды подразделяются на четыре кате-
гории. К первой категории относятся трубопроводы перегретого пара-
260
температурах пара Гпе > 450 °C к этой категории относятся все
^проводы независимо от давления, при котором они работают;
f е < 450 °C к первой категории относятся паропроводы, рабо-
ющие под давлением рпе >3,9 МПа. К этой же категории относятся
убопроводы с горячей водой и насыщенным паром, когда температу-
этих сред Г >115 °C, а давление р > 8 МПа. С уменьшением темпе-
ратур рабочей среды и давления в трубопроводе применяются соответ-
ственно вторая—четвертая категории трубопроводов. Трубопроводы
дерегретого пара первой категории изготавливаются из бесшовных
стальных труб по особым техническим условиям. Номенклатура ма-
териалов, используемых для изготовления трубопроводов различных
категорий, условия изготовления их регламентируются Госгортехнад-
зором [37].
Трубопроводы циркуляционных контуров АЭС с водяным теплоно-
сителем изготовляются из сталей аустенитного класса типа хромонике-
левой (марки О8Х18НЮТ) или из сталей перлитного класса с покры-
тием внутренней поверхности аустенитной сталью плакировкой или на-
плавкой. Применение нержавеющих стальных труб или покрытий из
нержавеющей стали обусловлено тем, что для предотвращения отло-
жений на твэлах активной зоны реактора содержание продуктов кор-
розии в омывающей их воде должно быть очень невелико (до 0,2 мг/кг
оксидов железа в пересчете на Fe [55]). Низкие параметры свежего
пара на АЭС с водяным теплоносителем и турбинами насыщенного
пара позволяют применять для изготовления главных паропроводов
и питательных трубопроводов стали перлитного класса и углеродистые
стали Характеристика главных трубопроводов АЭС с реакторами раз-
личных типов приводится в табл. 10.2.
На ТЭС углеродистые стали применяются для трубопроводов при
температурах среды до 450 °C. Для питательных трубопроводов с давле-
нием среды 18,5; 23 и 38 МПа при температурах соответственно 215;
230 и 280 °C применяют сталь с легирующими добавками марганца и
кремния (сталь марки 15ГС); для паропроводов свежего пара с дав-
лением 25,5 МПа при температурах 545 и 565 °C применяют сталь с
добавками хрома (1%), молибдена (1%) и ванадия (до 1%) (сталь
марки 15Х1М1Ф). Характеристика главных трубопроводов блоков
мощностью 300 и 500 МВт приводится в табл. 10.3 [17, 18, 55].
Прокладка трубопроводов на ТЭС и АЭС проводится в соответствии
с Правилами Госгортехнадзора. Соединяются отдельные трубы в основ-
ном сваркой. Фланцевые соединения могут применяться при соединении
с некоторыми типами арматуры и штуцерами оборудования, имеющими
фланцы. На АЭС при этом разъемы диаметром более 300 мм должны
иметь сигнализаторы протечек.
Качество сварных соединений контролируется визуально, просвечи-
Ианием рентгеновским и гамма-излучением, звуковой дефектоскопией,
261
Таблица 10.2. Характеристика главных трубопроводов АЭС
Трубо- провод	Тип реактора					
	ВВЭР-440		ВВЭР-1000		РБМК-1000	
	Наружный диаметр и толщина стенки, мм	Материал (марка стали)	Наружный диаметр и толщина стенки, мм	Материал (марка стали)	Наружный диаметр и толщина стенки, мм	Материад (марка стали)
						
Главного	564 X 34	О8Х18НЮТ 990 X 70		Перлитная	325 X 16	О8Х18Н10Т
циркуля-				сталь с на-		
ционного				плавкой		
контура				аустенит- ной стали		
Свежего	465 X 16	Сталь 20	630 X 25	16ГС	426 X 24	Сталь 20
пара	426 X 14	То же				
Питатель-	426 X 24	ft н	530 X 28	15ГС	426 X 24	Тоже
ной воды	273 X 16	If	ft				
Таблица 10.3. Характеристика главных трубопроводов блоков
мощностью 300 и 500 МВт
Мощность блока
Трубо- провод	300 МВт				500 МВт	
	Число парал- лель- ных линий	Наружный диаметр и толщина стенки, мм	Материал (марка стали)	Число парал- лель- ных линий	Наружный диаметр и толщина стенки, мм	Материал (марка стали)
Свежего пара	2	325 X 60	15Х1М1Ф	2	377 X 60	15Х1М1Ф
Промежуточ- ного перегре- ва от котла к турбине	2	630 X 25	15Х1М1Ф	2	720 X 22	15Х1М1Ф
Промежуточ- ного перегре- ва от турби- ны к котлу	2	465 X 16	Сталь 20	2	630 X 17	16ГС
Питательной воды	2	377 X 45	15ГС	2	377 X 45	15ГС 		I
262
механическими и гидравлическими испытаниями, металлографически-
ми исследованиями металла сварного шва, а также стилоскопированием,
измерениями твердости, травлением, цветной дефектоскопией и други-
ми методами. Горизонтальные участки паропроводов монтируются с
уклоном не менее 0,002 на ТЭС и 0,004 на АЭС. В нижних точках трубо-
проводов необходимо устанавливать дренажные отводы.
Крепление трубопроводов к металлическим и строительным кон-
сТрукдиям проводится с помощью опор или подвесок. В зависимости
оТ назначения опоры (подвески) подразделяются на четыре типа непо-
движные и направляющие опоры, жесткие подвески и пружинные под-
вески и опоры. Неподвижные опоры не допускают ни линейных, ни уг-
ловых перемещений закрепленных участков трубопровода; направляю-
щие допускают перемещения в одном направлении (обычно вдоль го-
ризонтальной оси паропровода); жесткие подвески допускают переме-
щения в любом направлении в горизонтальной плоскости; пружинные
подвески и опоры допускают перемещения как в горизонтальной, так
и в вертикальной плоскости. Каждый участок трубопровода, располо-
женный между двумя неподвижными опорами, или трубопровод в це-
лом (если на нем нет неподвижных опор) должны быть рассчитаны на
само компенсацию перемещений, возникающих в результате темпера-
турных удлинений трубопровода, перемещений его опор и монтажных
растягов. Если результаты расчета показывают, что компенсируемая
способность недостаточна, на трубопроводе устанавливают компенса-
торы температурных расширений. Компенсатор может быть выполнен
из труб того же диаметра, что и на прямых участках трубопровода,
и иметь П-образную, Г2-образную или другую форму. Опоры (подвески)
рассчитываются по нагрузке от массы трубопровода (с учетом массы
заполняющей его среды и изоляции) и силам, возникающим от темпе-
ратурных расширений [15, 18].
Устанавливаемая на трубопроводах арматура подразделяется на
запорную, регулирующую, предохранительную, защитную и контроль-
ную. Присоединяется арматура к трубопроводам сваркой.
Запорная арматура предназначается для включения и отключения
трубопровода с протекающей по нему средой. Она выполняется в виде
клапанов и задвижек. Клапаны выпускаются при условных диаметрах
трубопроводов dy <150 мм, задвижки — при dy = 100 4-600 мм. Во вре-
мя работы запорные органы должны быть либо полностью закрыты,
либо полностью открыты. Регулирование расхода запорными клапанами
или задвижками не допускается. Задвижки (а иногда и клапаны) часто
имеют электропривод, управляемый со щита или на месте, где они уста-
новлены. "
Регулирующая арматура предназначена для регулирования расхода
и параметров среды. К регулирующей арматуре относятся регулирую-
Итие и дроссельные клапаны, редукционные установки, охладители па-
ра, регуляторы уровня. По принципу действия и конструктивному вы-
263
волнению арматура этого типа весьма разнообразна. Обычно регулируй
щая арматура имеет электропривод в виде колонки дистанционного
управления. В закрытом состоянии клапаны регулирующей арматур^
не обеспечивают достаточной плотности, поэтому такая арматура в ка.
честве запорной применяться не может.
К предохранительной арматуре относятся в основном устройства
защищающие трубопроводы и емкости от повышения давления средЬ1’
сверх допустимых значений. Такими устройствами являются пред0.
хранительные, импульсно-предохранительные и аварийные клапаны
Соединяются они с емкостями и трубопроводами на фланцах или свар,
кой, установка запорных органов между предохранительным клапа-
ном и предохраняемыми ими от повышения давления среды емкостя-
ми не допускается.
К предохранительной арматуре относятся также обратные затворы.
Обратные затворы пропускают среду только в одном направлении.
При установке их на напорных линиях насосов они предохраняют вса-
сывающую линию и имеющиеся на ней емкости от обратного удара
воды при внезапном отключении электродвигателя, на линиях отбора
пара от турбин — от заброса жидкости в проточную часть турбины.
Защитная арматура выполняет ту же задачу, что и предохранитель-
ная.' Однако если, например, клапаны предохранительной арматуры
(предохранительные клапаны) при повышении давления открываются,
сбрасывая часть среды в атмосферу или специальные емкости, то кла-
паны защитной арматуры в таких условиях закрываются, защищая
предохраняемые ими емкости от повышения давления в них или про-
никновения среды из емкостей, в которых давление повысилось. За-
щитные устройства могут перекрывать пропуск среды по данной линии
также в случае, когда там нарушилась плотность. Так, аварийное
отключение ПВД и перепуск питательной воды в паровой котел или
ПГ происходят именно тогда, когда из-за разуплотнения трубок ПВД
питательная вода попадает в корпус подогревателя и уровень в нем пре-
вышает допустимые значения. Применяемые на ТЭС и АЭС различные
виды БРОУ, пускосбросные устройства (ПСБУ) (см. рис. 10.1, 10.2,
10.7—10.9, 10.11) также относятся к предохранительным устройствам
(предохранительной арматуре).
Контрольная арматура служит для установления наличия среды и
уровня жидкости. Для этого используются пробные и спускные кла-
паны и краны, указатели уровня.
Глава одиннадцатая
РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
А 1. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК.
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Особенностью работы электрических станций является то, что общее
количество электрической энергии, вырабатываемой ими в каждый
момент времени, почти полностью соответствует потребляемой энер-
гии.
Существующие в настоящее время аккумуляторы электроэнергии
дорогостоящие, обладают небольшой емкостью и в основном исполь-
зуются для обеспечения безопасности и создания условий для наблю-
дения за оборудованием и проведения необходимых ремонтных работ
при перерывах в электроснабжении от основных источников.
Аккумулирование теплоты для теплоснабжения также практически
не осуществляется, однако из-за большой емкости тепловых сетей не-
большие перерывы в подаче теплоты для целей теплофикации могут
практически не отразиться на температурном режиме отапливаемых
помещений.
В настоящее время электрические станции работают в энергетиче-
ской системе параллельно, покрывая общую электрическую нагрузку
системы и одновременно тепловую нагрузку своего района (если
электростанция неконденсационная). Однако имеются электростан-
ции местного значения, предназначенные для обслуживания района и
не подсоединенные к общей системе. В этих случаях электрическая
станция берет на себя общую электрическую нагрузку района.
Во всех случаях суммарная электрическая нагрузка промышлен-
ного района складывается из нагрузки, связанной с обеспечением по-
требителя электроэнергией для производственных целей, привода
Двигателей железнодорожного и городского транспорта, и нагрузки,
связанной с расходом энергии на освещение и бытовые нужды.
Составляющие суммарной нагрузки изменяются как в течение суток,
так и в течение года. Кроме того, промышленная нагрузка, являю-
щаяся основной составляющей общей электрической нагрузки в рабо-
чие дни недели, в воскресные и праздничные дни резко падает, в связи
с чем заметно уменьшается также общая электрическая нагрузка.
Графическое изображение зависимости электропотребления от вре-
мени называется графиком электрической нагрузки. На рис. 11.1 при-
ВеДены типичные суточные графики электрической нагрузки (про-
1'шншенной, осветительно-бытовой и суммарной). Минимум промыш-
ленной нагрузки наблюдается обычно в ночное время, когда энергию
Потребляют лишь предприятия, работающие в три смены; наибольшая
265
Рис. 11.1. Суточные графики электрической нагрузки:
а - промышленной; б - осветительно-бытовой; в - суммарной
нагрузка наблюдается в период от 8 до 16 ч, когда энергия подается
почти всем предприятиям, от 16 до 24 ч нагрузка имеет промежуточное
значение (энергию потребляют предприятия, работающие в две и тр>
смены). Провал электрической нагрузки в дневное время связан <
уменьшением потребления электроэнергии во время обеденных пере
рывов.
В летнее время электрическая нагрузка несколько ниже, так как
часть оборудования находится на ремонте. В остальном летний суточ
ный график промышленной нагрузки не отличается от зимнего.
Осветительно-бытовая нагрузка существенно зависит от времени
года. Наибольшее значение эта нагрузка имеет в вечерние часы зимой
Летом суточный максимум нагрузки (пик) снижается по абсолютному
значению и длительности и наступает в более позднее время. Освети
тельно-бытовая нагрузка включает в себя также нагрузку от электро
бытовых приборов, которая имеет обычно резко выраженный, значи
тельный максимум в вечернее время. Утренний пик осветительно-бы
товой нагрузки связан с увеличением расхода электроэнергии на бы
товые нужды.
Суммарный график промышленной и осветительно-бытовой нагруз
ки показывает наличие двух максимумов в потреблении электроэнер
гии в, течение суток. Если этот график дополнить еще нагрузкой
электрифицированного транспорта, учесть расходы энергии на соб-
ственные нужды станции и потери в линиях электрических передач
характер зависимости нагрузки от времени не изменится (рис. 11.2)
Максимум электрической нагрузки, наступающий в зимнее время во
второй половине дня, определяет общий суточный максимум элект
рической нагрузки и общую мощность работающих агрегатов, не
обходимых для обеспечения электроэнергией всех потребителей.
Приведенный на рис. 11.2 полный суточный график электрической
нагрузки характеризует изменение ее в рабочие дни недели. В нерабочие




•>

266
Рис. 11.2. Полный суточный график электрической нагрузки:
/_/// — соответственно трех-, двух- и односменные промышленные предприя-
тия; IV — электрифицированный транспорт; V — осветительно-бытовая нагруз-
ка; К/ - потери и собственные нужды станции
Рис. 11.3. Типичный график изменения электрической нагрузки в рабочие и не-
рабочие дни недели
дни электрическая нагрузка значительно ниже, при этом максимум
электрической нагрузки N3 макс в воскресенье (когда нагрузка может
быть особенно низкой) для промышленного района может составлять
(0,5 4- 0,6).ZV3 макс в рабочие дни недели. Типичный график изменения
электрической нагрузки в рабочие и нерабочие дни недели для района
с высокой промышленной нагрузкой показан на рис. 11.3.
Если электростанция работает изолированно, то суммарный график
электрической нагрузки данного района совпадает с графиком элект-
рической нагрузки электростанции. Однако обычно электростанция
отдает энергию в общую систему и суммарный график электрической
нагрузки характеризует работу системы (района), а нагрузка электро-
станции определяется тем, как распределяется диспетчерской службой
общая электрическая нагрузка системы по отдельным электростан-
циям.
Рассмотрение графиков электрической нагрузки показывает, что
потребление электрической энергии происходит крайне неравномерно.
Отношение количества выработанной за данный период энергии к тому
количеству энергии, которое было бы выработано за то же время при
работе электростанции с максимальной нагрузкой, называют коэф-
фициентом использования максимума Ммакс- Иногда это отношение
называют также коэффициентом заполнения графика электрической
нагрузки. Из этого определения следует, что
267
и — Э/ (N т ),	(11В
^макс ' v э.макс р7 ’
где Э — общее количество выработанной энергии, кВт • ч; Л'э ма^ __
максимальная нагрузка, кВт; тр — время работы электростанции, ч
Более высокие значения Ммакс свидетельствуют о том, что обору,
дование электростанции используется полнее и за тот же период выра.
батывается большее количество электроэнергии. Капитальные состав-
ляющие стоимости электроэнергии и удельных приведенных затрат
при этом уменьшаются и при прочих равных условиях экономические
показатели ТЭС возрастают.
Для системы, объединяющей большое число электростанций коэф-
фициент использования максимума, как правило, значительно выше,
чем для отдельных электростанций, работающих изолированно. Пере-
ход промышленных предприятий на работу в две и три смены также
приводит к повышению значений коэффициента использования д
и, следовательно, возрастанию экономичности.
На рис. 11.4 приведен суточный график электрической нагрузки Еди-
ной энергетической системы (ЕЭС) европейской части СНГ. Коэффи-
циенты заполнения (использования максимума) здесь следующие:
0,88 — для зимы (декабрь) и 0,92 — для лета (июнь). Эти значения
всегда тем выше, чем больше доля промышленной нагрузки. Поэтому,
например, для системы, объединяющей электростанции Урала, д кс
имеет еще более высокие значения.
В больших системах коэффициент использования максимума летом
обычно выше, чем зимой. Это объясняется тем, что пики осветительно-
бытовой нагрузки в летнее время уменьшаются по абсолютному значе-
нию и более заметно смещаются по времени в различных районах си-
стемы.
Наряду с суточными графиками большое значение имеют годовые
графики электрической нагрузки, которые строятся по данным суточ-
ных графиков.
На рис. 11.5 приведены типичные годовые графики месячных мак-
симумов энергосистемы, а на рис. 11.6 — типичная кривая изменения
продолжительности электрической нагрузки. Как видно из рис. 11-5,
несмотря на то что новые промышленные предприятия вводятся в те-
чение всего года непрерывно, месячные максимумы нагрузки превы-
шают значения максимума в начале года только в последние месяцы,
когда возрастает осветительно-бытовая нагрузка. Характер годовых
графиков со временем меняется не сильно, в связи с чем облегчается
задача построения графиков на предстоящий период.
Обычно в покрытии годового графика нагрузки системы участвуют
электростанции (паротурбинные установки) разной экономичности.
Распределение суммарной нагрузки по отдельным электростанциям
(агрегатам) в соответствии с общим графиком должно вестись так,
чтобы обеспечить наиболее экономичную работу системы в целом-
268
Рис. 11.4. Суточный график электрической нагрузки Единой энергетической си-
стемы европейской части СНГ:
------------- лето; ------------ — зима
Рис. 11.5. Годовые графики месячных максимумов электрических нагрузок энер-
госистемы:
1—3 - изменения N макс ДЛЯ трех лет, следующих один за другим; /У™ ^акс ~
месячная максимальная нагрузка к началу года
Рис, 11.6. График годовых электрических
нагрузок по продолжительности:
I-III - соответственно базовая, промежу-
точная и пиковая нагрузки
Этого можно достичь, если электростанции имеющие меньшие из-
держки на топливо и эксплуатационные расходы, будут загружаться
на большее число часов в году, а электростанции с большими издерж-
ками на топливо и большими эксплуатационными расходами — на
меньшее число часов.
Электростанции, работающие с наибольшей возможной нагрузкой
значительную часть года и тем самым участвующие в покрытии ниж-
269
ней части графика продолжительности нагрузки (в покрытии базовп!
нагрузки) (рис. 11.6), называются базовыми', электростанции, и ]
пользуемые только в течение части года для покрытия пиковой HarpyJ
к и, называют пиковыми.
Наряду с базовыми и пиковыми электростанциями в системе имеют
ся электростанции, которые несут промежуточную нагрузку методу
базовой и пиковой.
Суточный график электрической нагрузки покрывается базовыми
пиковыми и полупиковыми электростанциями (агрегатами). При этом
базовые электростанции работают непрерывно с полной (номинальной)
нагрузкой, а пиковые включаются лишь в часы, когда требуется покрыть
верхнюю часть графика. Полупиковые установки при уменьшении об-
щей электрической нагрузки либо переводятся на пониженные нагру .
ки, либо выводятся в резерв. Многие агрегаты, несущие промежуточ-
ную нагрузку, останавливаются также на субботу, воскресенье и празд-
ничные дни.
В настоящее время капиталовложения в АЭС выше, чем в ТЭС равной
мощности, но строятся они в основном в районах, в которых стоимость
органического топлива относительно велика. Поэтому стоимость ядер-
ного топлива, рассчитанная на 1 кВт - ч вырабатываемой электроэнер-
гии, оказывается здесь более низкой, чем на обычных электростан-
циях, а амортизационные отчисления более высокими. Следовательно,
АЭС надо рассматривать в системе как базовые. Использование АЭС
для покрытия промежуточных электрических нагрузок экономически
нецелесообразно. Однако в часы значительного уменьшения электро-
потребления, особенно если продолжительность такого режима неве-
лика, они могут быть частично разгружены. Оборудование АЭС обычно
позволяет уменьшать и увеличивать мощность установки довольно
быстро. В качестве пиковых могут быть сооружены электростанции,
специально предназначенные для покрытия пиковой части графика
электрических нагрузок. Такие электростанции должны быть располо-
жены вблизи потребителей и быть приспособлены для частого пуска
и останова. Стоимость этих электростанций должна быть значительно
ниже, чем базовых, так как число часов использования их невелико.
Для пиковой установки КПД может быть невысоким.
Для покрытия пиковых нагрузок могут также использоваться уста-
новки, работающие на дорогостоящем органическом топливе, и элект-
ростанции с устаревшим оборудованием, а также гидроэлектростан-
ции. Однако в паводковый период, когда запасы воды достигают пре-
дельно доступных значений, гидроэлектростанции должны покрывать
базовую нагрузку.
При расширении энергосистемы в ней появляются все более совер-
шенные агрегаты. Поэтому со временем агрегаты, использовавшиеся
для покрытия базовой нагрузки, могут быть переведены на работу в
промежуточной (полупиковой) части графика электрических нагру-
270
а агрегаты, несущие полупиковую нагрузку, использованы для
Срытия пиковой части графика. Однако для перевода паротурбинной
*1°-гаН°вКИ в пиковые режимы ее обычно необходимо реконструировать
а того, чтобы повысить ее маневренность.
ядя1
Одной из основных характеристик электростанции является ее уста-
пв/1енная мощность, которая определяется как сумма номинальных
Ощностей всех турбоагрегатов. При этом под номинальной мощностью
опирают наибольшую мощность, при которой турбогенератор может
аботать длительное время в режимах, устанавливаемых техническими
Товиями.
Для оценки напряженности работы электростанции и того, как ис-
пользуется основное оборудование, вводится коэффициент использо-
вания установленной мощности станции Дуст- Этот коэффициент пред-
ставляет собой отношение количества выработанной энергии в течение
гОда Эгод к тому количеству, которое могло быть выработано за тот
же период при работе электростанции с установленной мощностью
^э. уст 
Таким образом,
^уст
= Э /(N т
год' v уст.э г
(И.2)
где тг — число часов в году (тг = 8760 ч) .
Работа электростанции характеризуется также числом часов исполь-
зования установленной мощности в год
L =	(113>
Из (11.2) и (11.3) видно, что руст и туст связаны выражением
и =r 1т =т /8760.	(11.4)
Густ уст' г уст'	v 7
Число часов использования установленной мощности зависит от то-
го, в каком режиме работает электростанция, т. е. является ли она ба-
зовой, пиковой или несет промежуточную нагрузку. Для электростан-
ции, работающих с базовой нагрузкой, число часов использования уста-
новленной мощности обычно равно 6000—7000 ч/год, а для специаль-
ньк пиковых установок может составлять 2000—3000 ч/год (иногда на
аких установках туст может быть и ниже).
Графики электрических нагрузок используются при планировании
электрических нагрузок электростанций и систем, распределении на-
Фузок между отдельными электростанциями и агрегатами, в расчетах
По выбору состава рабочего и резервного оборудования, определению
фебуемой установленной мощности и необходимого резерва, числа и
единичной мощности агрегатов, при разработке планов ремонта обору-
дования и определении ремонтного резерва, а также для решения дру-
Фх задач.
271
Из приведенных данных очевидно, что агрегаты станции эксплуа
руются при различных режимах, когда мощности (производитель^
сти) отдельных установок, параметры рабочей среды, расходы ее °
ходясь в пределах, допускаемых техническими условиями, существ
но различаются между собой.	611
При работе с полной нагрузкой оборудование развивает номшюд
ную или максимальную длительную мощность (или производитель
ность). На этой максимальной мощности (производительности)
гат должен длительно работать при номинальных значениях основньц
параметров или при изменении их в пределах, предусмотренных стан
дартом (или заводом-изготовителем, если они не регламентированы
стандартом). Максимальная длительная или номинальная мощн0(Я
(производительность) является основной паспортной характеристикой
агрегата.
Нагрузку, при которой агрегат работает с наибольшим КПД называют
экономической нагрузкой. Номинальная или максимальная длительная
нагрузка может быть равна экономической или превышать ее на 10-
20%. Иногда предусматривается возможность кратковременной работы
оборудования с нагрузкой на 10—20% выше номинальной при более
низком КПД. Эту наибольшую возможную мощность (производитель
ность) агрегата называют максимальной перегрузочной мощностью.
При проектировании агрегата экономическая нагрузка его выбирается
с таким расчетом, чтобы наибольшее количество энергии за время
эксплуатации было выработано при нагрузках, равных экономической
или близкой к ней, так как только в этих условиях затраты топлива
будут наименьшими. Если оборудование работает с нормальной (расчет-
ной) нагрузкой при номинальных значениях основных параметров или
при изменении их в допустимых (предусмотренных) пределах, то такой
режим называют стационарным при установившейся нагрузке. При
этом нормальной (расчетной) мощностью (производительностью)
агрегата считается мощность (производительность), соответствующая
экономической нагрузке.
Режим работы с установившимися нагрузками, отличающимися от
нормальных, или с неустановившимися нагрузками называют нестацио-
нарным или переменным режимом. При переменных режимах одни па-
раметры могут оставаться неизменными и иметь даже номинальные
значения, другие изменяться в определенных допустимых интервалах-
Так, при частичной нагрузке блока давление и температура пара перед
турбиной могут оставаться номинальными, в то время как давление
конденсаторе и параметры пара в отборах заметно изменяются. Возмо*
ны также режимы, при которых все основные параметры изменяются-
Такие режимы наблюдаются, например, при пуске и останове оборуД0
вания, сбросе и повышении нагрузки на турбогенераторе при работе
на скользящих параметрах и др.
272
Зависимость между затраченной теплотой или расходом пара и полу-
церной энергией (электрической или тепловой) при различных нагруз-
ках Р^я установившихся режимов выражается энергетической харак-
теристикой. Энергетические характеристики устанавливаются для тур-
богенераторов, котельных установок, ПГ и реакторов, а также для
блока в целом. Представляются они в виде графических зависимостей
лди математических уравнений.
11.2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
КОНДЕНСАЦИОННЫХ турбоагрегатов
Энергетические характеристики конденсационных турбоагрегатов
устанавливают зависимость между электрической мощностью агрега-
та N3 и расходом пара D или расходом теплоты Qo на установку. Зави-
симость D =f(N3) называют паровой характеристикой, а зависимость
q =/(/V3) — тепловой характеристикой.
Кривая, характеризующая зависимость D от при изменении мощ-
ности от нуля до экономической 7Уэк, при дроссельном регулировании
близка к прямой линии; при сопловом регулировании эта характери-
стика имеет изломы в точках, соответствующих полному открытию
регулирующих клапанов. Однако в обоих случаях с достаточной точ-
ностью эти кривые аппроксимируются прямыми линиями. Прямой
линией, но с большим наклоном аппроксимируется также участок
характеристики N > -№э . Таким образом, паровая характеристика
конденсационной турбогенераторной установки принимает вид, при-
веденный на рис. 11.7, а.
"йс. 11.7. Зависимость общего и удель-
ного расходов пара от нагрузки для кон-
денсационного турбогенератора:
a-D =f(N3)- б- d =
273
Паровая характеристика исходит не из начала координат, а из тОч
ки, соответствующей расходу пара D* при холостом ходе, так как
при = 0 некоторое количество свежего пара подводится для того
чтобы компенсировать внутренние и механические потери в турбине’
механические и электрические потери в генераторе, а также для того’
чтобы привести в действие приводы масляных насосов и органы регу’
пирования. Отношение расхода пара D к расходу при нормальной
(экономической) нагрузке Dn называют коэффициентом холостого
хода х. Обычно х = 0,03 ? 0,08. Меньшие значения х относятся к мощ.
ным турбоагрегатам, работающим при высоких начальных парамет-
рах. Для спрямленной характеристики общий расход пара D при N d
< Л'эк выражается уравнением
D = D* + riN3,	(Ц.5)
где г 1 — удельный или относительный прирост расхода пара в рассмат-
риваемом диапазоне изменения нагрузок, т. е. изменение расхода пара
на турбину при увеличении мощности на единицу.
В соответствии с рис. 11.7 относительный прирост, кг/(кВт • ч), мо-
жет быть определен из выражения
П = Фн - W	(11.6)
где и Dx — расходы пара при нормальной нагрузке и при холостом
ходе, кг/ч.
Выражение (11.6) можно также записать в виде
Г> = IDJN3K) (1 -х) = dH(l -х).	(11.7)
Тогда для нагрузок до расход пара на турбину определяется по
формуле
D-xDH+ (1-хЦД.	(11.8)
Из (П.5) можно определить также мощностьД', теряемую на преодо-
ление сопротивлений холостого хода. Действительно, при 2)=0
7>х + r'Nx = °’
следовательно,
Л=-(ЛХ/Г1).	(Н.Ю)
Используя приведенные зависимости, легко определить также удельный
расход пара в рассматриваемом интервале нагрузок турбины. Из (П-5)
следует, что
274
d = (PJNJ + r,
(И-U)
ЦПЙ
d = xDH/fN3K + (1 -x)dH = [ 1 + x(l/f- 1)] dH,	(11.12)
де f=NjN3K — коэффициент нагрузки турбоагрегата.
Для рассматриваемого интервала нагрузок f < 1, для турбоагрегата,
не имеющего потерь, х = О (D* = 0) и удельный расход пара при всех
оежимах оказывается равным удельному расходу при нормальной на-
грузке DH [см (11.12)] и относительному приросту г [см. (11.11)],
r.e. d=dH = г,.
В реальных условиях с уменьшением нагрузки d возрастает
(рис. 11.7, б), так как расход пара при холостом ходе при этом отно-
сится все к меньшей мощности. При нагрузках, превышающих расчет-
ную (экономическую), как видно из рис. 11.7, а, расход пара опреде-
ляется зависимостью
D=D + riN + r2(N - TV )
A	о «лк.
(11.13)
или
D=D* rtN + (г2-г,)ОТ,- N),	(11.14)
где r2 — относительный прирост расхода пара при N3 >N3K. Удельный
расход пара в этих условиях
d = (D/N) + г, + (r2-r,)(W - N ) Щ .	(11.15)
Так же, как в (11.12), 1V3/7V3K = /, однако для рассматриваемого здесь
диапазона нагрузок f > 1, a d возрастает до значения d^, рассчитанного
для N = N
э макс
Формулу (11.15) можно также привести к виду
+	- о+ ri
f
(п.16)
Зависимости (11.14) —(11.16) действительны не только при > ^эк,
° и в первом диапазоне нагрузок, т. е. при N <Лгэк. В последнем слу-
чае г2 =rr, a f < 1. Таким образом, эти зависимости можно рассматри-
Вать как паровые энергетические характеристики, действительные для
всего возможного диапазона изменения нагрузки в условиях, когда эти
изменения аппроксимируются линейными зависимостями (см. рис. 11.7).
I На рис. 11.8 представлены зависимости D =f(N) для нескольких
тУрбоагрегатов обычных и атомных электростанций. Как и следовало
275
Рис. 11.8. Паровые характеристики турбогенераторов АЭС (по результатам испы-
таний) (д) и турбогенераторов ТЭС (по заводским данным) (б) :
1 - с турбиной насыщенного пара К-70-30 Нововоронежской АЭС (р0 =
= 2,84 МПа, рк = 0,0039 МПа); 2 - с турбиной К-100-90 Белоярской АЭС (р0 =
= 7,84 МПа, tQ = 520 °C, р = 0,0034 МПа); 3—6 — соответственно с турбинами
К-50-90 (ро = 8,8 МПа, t0 = 5 35 °C, fQxn в =10 °C), К-100-90 (р0 =8,8 МПа, г0 =
= 535 °C, Г. R =10 °C), К-200-130 (pQ = 12,7 МПа, t0 =565 °C, Г в = 10'°С),
VAJ1.U	n	Олл.В
К-300-240 (Ро= 23,5 МПа, t0 = 560 С, ^охл в = 12 С)
ожидать, при одних и тех же значениях N расход пара D и удельный
прирост г для турбоагрегатов на насыщенном паре выше (рис. 11.8,
кривая 7) [63]. С увеличением начальных параметров для турбоагре-
гатов на перегретом паре эти значения, конечно, уменьшаются (рис. 11.8,
кривые 3-6). Следует также иметь в виду, что паровая характеристика
для блока с турбиной К-300-240 включает в себя расход пара на турбо-
привод питательного насоса, в то время как на других установках этот
расход отсутствует, так как привод на них является электрическим.
Паровые характеристики часто выражают в виде математических
зависимостей. Для установки с турбиной К-300-240 приведенная на
рис. 11.8 зависимость D=f (А^) в интервале нагрузок от 100 до 250 МВт
может быть выражена формулой
D = 18,7+ 2,77V.	(11.17)
Паровые характеристики широко используются в эксплуатации.
Однако с изменением электрической нагрузки расход теплоты на про-
изводство 1 кг пара также изменяется, поэтому только по паровым
характеристикам оценить тепловую экономичность установки при
различных режимах нельзя. Такая оценка может быть проведена лишь
276
тепловым характеристикам, для построения которых используют-
зависимости D = f (TV).
Действительно, количество теплоты, подведенной паром к турбоге-
нератору, определяется по формуле
е<, = о<7о,	(и.18)
гве
«о =A»-ftn.B +вп.п«п.п'	<1119)
воспользовавшись (11.5) и (11.14) для интервала нагрузок N <Л'эк,
получим
Q = (Р +	= Q ’ + r0N	(11.20)
А	О	А	V/ J
для #э > а;к
Со = [Лх + T17V + (г2 - Г1) (TV - A;k)](7o =
= 6Х +rQ1N + (rQ2- rQ1)(N3- NJ.	(11.21)
В этих выражениях
Qx=Dxq0- rQl=rvq0\ rQ2=r2q0.	(11.22)
Зная <2о, легко определить удельный расход теплоты q. Общая зави-
симость, определяющая удельный расход теплоты, может быть получе-
на из уравнения (11.16). Учитывая, что q = dq0, получаем
xQn rQ2^ ~	+ rQ\
q = _ГР»	+ —------------------ ,	(11.23)
ГДе <?ОН =2?Н^О-
В приведенных зависимостях относительные приросты расхода тепло-
ты Tq даже при одном и том же давлении в конденсаторе для турбин
с регенеративным подогревом питательной воды при изменениях TVg
не остаются постоянными, поэтому зависимости Qo - f (TV ) нелиней-
ны. Однако обычно, как и зависимости D =f (TV3), их аппроксимируют
ломаными прямыми. Тепловые характеристики некоторых установок
Приведены на рис. 11.9. Для турбоагрегатов ТЭС характеристики по-
строены по данным Ленинградского металлического завода (ЛМЗ),
Для установок АЭС — по результатам испытаний, проведенных на бло-
ках № 3 и 4 Нововоронежской и блоке № 1 Кольской АЭС.
Во время испытаний параметры блоков несколько отличались от
Расчетных. Так, давление р0 составляло 4,77 МПа (расчетное номи-
277
Рис. 11.9. Тепловые характеристики турбо гецераТп
ров АЭС и ТЭС:
1, 2 - с турбиной К-20044 Нововоронежской и
Кольской АЭС; 3-6 - соответственно с турбинами
К-50-90, К-100-90, К-200-130, К-300-240 (параметр"
те же, что и на рис. 11.8) .
нальное давление Р0ном ~ 4,32 МПа), значения максимальной мощ.
ности на блоках Нововоронежской АЭС равнялись 433 и 436 МВт, а
на блоке Кольской АЭС — 450 МВт. В этих условиях рк = 4,91 кПа
на Нововоронежской АЭС и рк = 2,94 кПа на Кольской АЭС [63, 64].
Характеристика для блока с турбиной К-300-240 включает в себя
расход теплоты на турбинный привод питательного насоса.
Приведенные на рис. 11.9 тепловые характеристики (как и паровые
характеристики) могут быть представлены в аналитическом виде.
Для блока с турбиной К-200-130 (при параметрах, приведенных на
рис. 11.8) в соответствии с (11.20) такая характеристика (Qo, МВт)
имеет вид
0о = 24,0 +2,162V
и при Qo, ГДж/ч, и rQ, ГДж/(МВт-ч),
0о = 86,4 + 7,78^.
(11.24)
(11.24а)
Для блока с турбиной К-300-240 тепловая характеристика (0О, МВт)
соответственно имеет вид
0о = 28,0 + 2,042V
и при Qo, ГДж/ч,
0о = 100,8 + 7,362V.
(11.25)
(11.25а)
11.3. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБОАГРЕГАТОВ
Для теплофикационных турбоагрегатов паровые характеристики
устанавливают связь между электрической мощностью агрегата 2Vg,
общим расходом пара на турбину D и расходом пара в отборах Рп-
278
Рис. 11.10. К методике построения диаграммы режимов
Если турбина имеет один теплофикационный или промышленный
отбор, то связь устанавливается между тремя величинами (D, Du
и N3), если таких отборов два, — между четырьмя (D, Dni,
и N3). Обычно эти зависимости называют диаграммами режимов.
Рассмотрим сначала диаграмму режимов для турбины без регене-
рации и с одним регулируемым отбором. Для такой установки из
(8.9) (при допущении, принятом при установлении этой зависимости)
следует, что зависимость между расходом пара и электрической мощ-
ностью имеет вид
Д =	— + —-----------N,	(11.26)
*-Vn ‘-“Л ‘-Vn
где Z) к — расход пара на холостой ход; гк — удельный прирост расхо-
да пара при работе в конденсационном режиме (Du = 0).	t
При постоянных значениях ап и одном и том же давлении в отборе
изменение D в зависимости от N3 характеризуется сеткой прямых
(рис. 11.10). При этом если ап = 0 (конденсационный режим), общий
расход пара на турбину при одних и тех же значениях N3 имеет наи-
меньшие значения (нижняя прямая), а если ап = 1 (режим работы с
Противодавлением), — наибольшие значения (верхняя прямая).
279
При D= 0 в соответствии с (11.26)
D + г N = 0	611
х.к к х	\X*«Z7)
и, следовательно,
= _рх.к/гк-	(И.27а)
Из этой зависимости видно, что мощность, затрачиваемая на ком-
пенсацию сопротивлений холостого хода, не зависит от ап и все П] я
мне D=f(N) при «п = const исходят из одной точки.
Расход пара в режиме холостого хода D определяется выражением
Dx = Dx.kI^~ Wn>-	(11-28)
и, следовательно, D тем выше, чем больше доля отбираемого пара а
Для турбины с противодавлением « = 1 и D имеет наибольшее зна-
чение:
=Вх.к/(1(11.28а)
Аналогичной формулой определяются также изменения удельного
прироста г в зависимости от ап, так как в соответствии с (11.26)
Г = гк/(1 - апуп).	(11.29)
Общий расход пара на турбину определяется также уравнением
п = %.к + ЛА	(И-зо)
или
D = D + г N + у D .	(11.31)
Используя последнее уравнение и задавая различные значения D (по-
стоянные для всего диапазона изменения мощности), можно также
построить сетку прямых D	Они будут параллельны паровой
характеристике при конденсационном режиме (рис. 11.10).
Учитывая, что Dn = D —DK, (11.31) легко приводится к виду
D = ——N - ——D .	(11.32)
1-v	1У Э 1-Jn К
п	'п	Л п
Сетка прямых, построенных по этому уравнению, устанавливает
зависимость D - при D = const. Эти прямые параллельны па-
ровой характеристике при режимах с противодавлением (при D = 0).
280
0а диаграмму наносится также кривая, соответствующая минимально
допустимому расходу пара в конденсатор DK =^кмин- Этот расход,
равный примерно расходу к, необходим для охлаждения ЧНД тур-
бины.
Диаграмма режимов ограничивается максимальными значениями
мощности, на которую рассчитана турбина N макс, и значениями об-
щего расхода пара D, необходимого для того, чтобы обеспечить номи-
яальные значения N3 н и£>п н или JV макс при Dn < £>п
Обычно предусматривается возможность развивать номинальную
мощность при конденсационном режиме. Однако при устойчивой теп-
овой нагрузке, для того чтобы уменьшить размеры ЧНД и конденсато-
ра, турбина рассчитывается так, чтобы N3 н достигалось при опреде-
ленном расходе пара в отборе. В этом случае прямая, определяющая
максимальный расход пара в конденсатор D макс пересекает паро-
вую характеристику для конденсационного режима при АГ = А'э[<.
При номинальной нагрузке А^ н и максимальном расходе пара
Дмакс отбор имеет номинальные значения D[( н, а расход пара в кон-
денсатор меньше Р макс- Если, не изменяя расход/), уменьшать от-
бор, то мощность турбины возрастает. Когда расход пара в конденса-
тор станет равным DK макс, мощность генератора достигнет макси-
мально возможного значения. Расход пара в отборе при этом
D =D - D
п макс к.макс
Такой режим работы может быть предусмотрен при проектировании
установки и разрешен в ряде случаев, когда это допускает электриче-
ский генератор, при специальной проверке надежности работы упор-
ного подшипника [70].
Расход пара в отборе />п имеет наибольшее значение при максималь-
ном расходе свежего пара Рмакс, пониженной электрической мощно-
сти N и минимальном расходе пара в конденсатор DK мин. Этот отбор
называют предельным отбором Т>п пред, иногда Рп пред = н-
Построенная диаграмма устанавливает непосредственные зависимо-
сти между четырьмя величинами (A^, D, Dn иРк), поэтому, если извест-
ны две из них, значения двух других легко могут быть установлены.
Так, если заданы N и D легко определить требуемый для этого ре-
жима расход пара D и установить расход пара, поступающего в конден-
сатор. По диаграмме можно установить также, какая доля общей мощ-
ности N3 развивается в ЧВД турбины А^д и какая доля — в ЧНДА^дд,
а также мощности, развиваемые потоками пара, идущими в отбор АГ
и в конденсатор N Эти величины показаны на рис. 11.10 для режима,
отмеченного точкой А (при N3=N’ и D - D1).
281
Диаграмма на рис. 11.10 построена для турбины без регенератит, I
подогрева питательной воды. При наличии регенеративных отборов °Г°
висимости, связывающие основные величины диаграммы, усложняют J
Так, общий расход пара на турбину в этом случае выразится уравнение1
z
D = D + г N + X yjD. + у D ,
Х.К К Э J zp zn п’
(И.ЗЗ)
которое приводится к виду
(11.34)
где у. — коэффициент недовыработки потока пара z-го регенеративно-
го отбора; D.^ — расход пара в ьм отборе.
Расход пара в отборе и параметры его с изменением режима не оста-
ются постоянными. Поэтому зависимости D = f(N3) как в условиях
при £>п = const, так и при VK = const не будут прямолинейными. Одна-
ко, как видно из рис. 11.11 [70], качественно они остаются такими же,
как и при отсутствии регенерации.
Для турбины с двумя регулируемыми отборами диаграмма режимов
должна устанавливать зависимость между электрической мощностью
Л^, общим расходом пара на турбину D и расходами в верхнем Dn и
нижнем Dm отборах. При построении диаграммы сначала предполагают,
что нижний отбор закрыт. Построенная для таких условий диаграмма
режимов не отличается от обычной диаграммы для турбины с одним
отбором. Однако развиваемая при этом мощность должна рассматри-
ваться как условная N3 у (см. верхнюю часть диаграммы, изображенной
на рис. 11.12). Когда включается нижний теплофикационный отбор,
эта мощность уменьшается на
ДЛз	-Лп.к)”м”г.	О1-35)
где D — расход пара в нижнем (теплофикационном) отборе, кг/с.
Чтобы получить истинную мощность N , развиваемую турбиной,
необходимо из N3 у вычесть ДЛ^. Для этого в нижней части диаграммы
наносят сетку прямых, определяющих изменение мощности в зависи-
мости от D . Таким образом, в соответствии с диаграммой, приве-
282
рис. 11.11. Диаграмма режимов турбоагрегатов с турбиной Т-25-90 (р0 =8,8 МПа,
„ = 535 °C, »ОМ1.В = 20°С, ®охл в = 5000 м3/ч)
Рис. 11.12. Диаграмма режимов турбоагрегата с турбиной ПТ-50-130/13
512.7 МПа, t0 =565 °C)
Денной на рис. 11.12, если, например, расход пара на турбину состав-
ляет 255 т/ч, количество пара, отбираемого из промышленного отбора,
Равно 100 т/ч, а из теплофикационного 40 т/ч, то развиваемая турбо-
грегатом мощность равна 47,5 МВт.
В нижней части диаграммы нанесены также линии постоянного мак-
симально возможного расхода пара в промышленном отборе D макс =
а const. Эти зависимости отвечают условиям, когда при данных значе-
ниях Dn и D в конденсатор поступает пар с минимально допустимым
Расходом D „„„.В рассмотренном выше примере, если увеличить рас-
К • м и н
283
ход пара в теплофикационном отборе до 80 т/ч (точка пересечения в
ний Dn = 100 т/ч и Dm - 80 т/ч), расход пара в конденсатор уменьц^/
ся до DK мин. Дальнейшее увеличение Dm при том же расходе пара
на турбину возможно при уменьшении расхода пара в промышденн
отборе. Так, если уменьшить Dn до 50 т/ч, то Dm можно увеличить
до 130 т/ч. Энергетическая характеристика турбоагрегата с двумя регу
лируемыми отборами позволяет определить любую из величин D, D
Dn и N, если известны три из них.
На крупных отопительных ТЭЦ теплофикационные турбоагрегату
имеют два отопительных отбора. Давление в этих отборах регулирует-
ся диафрагмой, установленной за вторым теплофикационным отбором
(по ходу пара). При этом давление в верхнем отборе р зависит от
давления в нижнем отборе рт2 и от количества пара, протекающего в
проточной части турбины между этими отборами.
На рис. 11.13 приведена диаграмма режимов паротурбинной установ-
ки с двумя отопительными отборами. Диаграмма построена для усло-
вий, при которых давление свежего пара составляет 12,74 МПа, а тем-
пература его равна 555 °C. Сетевая вода подогревается в сетевых подо-
гревателях СПх и СПг до энтальпии, определяемой в зависимости от
полной теплофикационной нагрузки Qm и давления в верхнем отбо-
ре р . Значения этих величин устанавливаются по температуре наруж-
ного воздуха. Диаграмма устанавливает зависимость между расходом
пара Dt мощностью генератора N3 и теплофикационной нагрузкой Qm
при работе по тепловому и электрическому графикам нагрузок. При
работе по тепловому графику в ЧНД турбины подается 30 т/ч пара;
в расчетах для работы по электрическому графику принято, что в кон-
денсатор поступает 24 800 м3/ч охлаждающей воды при температуре
20 °C. При отклонении этих значений в реальных условиях к определяе-
мым по номограмме значениям вводятся поправки, которые устанав-
ливаются по вспомогательным графикам (такие графики обычно при-
лагаются к диаграмме режимов).
При работе по тепловому графику нагрузок и принятом значении
давления в верхнем отборе расход пара на турбину D и электрическая
мощность устанавливаются непосредственно по тепловой нагруз-
ке Qm. Например, если Q = 838 ГДж/ч, а давление в верхнем отопи-
тельном отборе р = 0,0588 МПа, то электрическая мощность /V ~
= 137,5 МВт, а расход свежего пара D = 563 т/ч (рис. 11.13, линия
АБВГД). При работе по электрическому графику заданными являются
электрическая и тепловая нагрузка, расход свежего пара при этом уста-
навливается по значениям N и Qm. Так, для той же тепловой нагруз-
ки Qm = 838 ГДж/ч и электрической мощности N3 = 175 МВт при дав-
лении в верхнем отборе р =0,1175 МВт расход свежего пара равен
284
Рис. 11.13. Диаграмма режимов турбоагрегата с турбиной Т-175-130
715 т/ч (рис. 11.13, точка пересечения прямых АА\ и В\А\ и линии
ЛхБ.ЛД,).
Тепловые характеристики теплофикационных турбоагрегатов строят
По паровым характеристикам. Они устанавливают полный расход тепло-
ты на установку Qo и расход теплоты на производство электроэнергии
20ТЭЦ ПРИ различных режимах.. Тепловые характеристики турбоагре-
гата с турбиной Т-25-90 приведены на рис. 11.14 [24,46].
В последние годы в расчетах для определения энергетических харак-
теристик установок с турбинами типа Т, ПТ и Р широко используются
так называемые многофакторные аналитические зависимости. Такие
зависимости устанавливаются обработкой расчетных и эксперименталь-
ных (полученных при испытаниях установок) данных методом регрес-
285
Рис. 11.14. Тепловые характеристики tv
боагрегата с турбиной Т-25-90:
-----------Со = fCNJ;---------_
^отэц = f (*э>
сивного анализа [13]. Точность
расчетов по ним существенно возра-
стает (по сравнению с расчетами,
проведенными по графическим за-
висимостям), и, как показывают
анализы, допустимые погрешности
достигаются уже при использова-
нии для построения этих зависи-
мостей полиномов второй степени.
Как известно (см. § 5.3), теплофикационные установки турбин с
двумя теплофикационными отборами могут работать по трем схе-
мам: с одноступенчатым, двухступенчатым и трехступенчатым подо-
гревом сетевой воды (см. рис. 5.2, а). Во всех этих схемах при работе
по тепловому графику (т. е. с прикрытой диафрагмой и минимальным
пропуском пара в ЧНД) характеристики турбоустановки при всех ре-
жимах определяются тепловой нагрузкой Qm, расходом сетевой воды
Gc в и температурой ее t в обратной магистрали [13].
Для паротурбинной установки с турбиной Т-100-130 (см. рис. 7.4)
в зависимости от значений этих величин для трехступенчатой схемы
подогрева сетевой воды (во встроенном в конденсатор теплофика-
ционном пучке ТК и двух сетевых подогревателей СП^ и СП2) в
обобщенном (нормированном) виде общая электрическая мощность
рассчитывается по уравнению
N3 = 71,37 + 12,23Xi + 2,58Х2 - 3,84ЛГ3 - 0,48^ + 0,97^^ -
-0^8ВД - 1,1-0,91Х2Х3 - 0,59Х^,	(11.36)
где Xt = (Q - 139)/23,2; Х2 = (G - 4000)/1000; Х3 = (г -
- 55)/10.	о м
Для рассматриваемой схемы обогрева сетевой воды <2о =Qm + 7V,
а ^отэц =^э + ^вн + Д^м.г> гДе Свн — внешние потери теплоты тур-
биной (для турбины Т-100-130 Свн =2,1 МВт); АЛ^ г - механические
потери и потери в генераторе.
286
расход пара, удельная выработка на тепловом потреблении опреде-
лятся при этом по обычным зависимостям. Естественно, что по всем
данным можно определить также все показатели тепловой эко-
номичности для данного режима.
Зависимость (11.36) действительна в условиях 92,6 ^Qm <186 МВт;
2900 <<7С в 5100 м3/ч; 35 < tQ м <70 °C. При двухступенчатом
подогреве сетевой воды в сетевых подогревателях для той же паро-
^рбинной установки и работе по тепловому графику
jV = 75,63 + 12,56X1 + 1,54Х2 - 2,51Х3 - 0,26Xj +
+ 0,78ХхХ2 - 0,54А\Х3 -0,81Х^ + 0,27Х2Х3,	(11.37)
а общий расход теплоты
(2о = 221,0 + 37,3Xi - 1,73Х2 + 1,27Х3 + 0,116Xj -
- 0,58XjX2 + 1,68Х* - 1,04Х2Х3 + 0,46Х*.	(11 38)
При такой схеме подогрева, так же как и при рассмотренной выше трех-
ступенчатой, 2V = Njm, но Со = N3 + Qm + QK.
Для режимов с одноступенчатым подогревом в тех же условиях
N = 72,56+ 11,59X1 + 1,73Х2 - 2,89Х3 -0,34Х? +
+ 0,37Х,Х2 - 0,29ХхХ3 - 0,ЗЗХ^ - 0,48Х2Х3 + 0,46Х^;	(11.39)
Qo = 230 + 38,ЗХ! - 2,67Х2 + 2,44Х3 - 0,116XJ -
- 0,69ХхХ2 + 1,97Х^ - 0,69Х2Х3 + 0,465Х*.	(11.40)
При работе по электрическому графику заданными являются уже
не только расходы теплоты на теплофикацию Qm, но и электрическая
мощность турбины N . Поэтому общий расход теплоты в единицу вре-
мени Со и расход пара на турбину D зависят от пяти факторов: Q ,
GcB, 'о м’ -^э и *о в в “ температура охлаждающей воды). Трех-
ступенчатая схема подогрева сетевой воды в этих условиях не может
быть применена, так как конденсация всего потока поступающего
в конденсатор пара проводится циркуляционной (технической) во-
дой. Для двухступенчатой схемы расход теплоты Со, МДж/с, рассчи-
тывается по формуле
Со = 252,0 + 11,25X1 - 4,4Х2 + 5,93Х3 + 20,4Х4 + 1,74Х5 +
+ 0,575Х,Х4 - 0,35Х2Х4 + 0,81Х3Х4 - 2,08^ tX2 + 0,925XiX3 +
+ 2,2Х^ — 2,43Х2Х3 + 1,5Х^ + 0,69Х*,	(11.41)
гдеХ4=СУ-90)/10; Х5 = в - 20)/10.
Зависимость (11.41) действительна при 40	<110 МВт и с
< t < 33 °C.	э	5
о.в
Располагая исходными данными и значением Qo, можно установи
расход пара на турбину D. Для определения других энергетическЯ
характеристик необходимо прежде всего установить значение мощн Х
сти N3 т, вырабатываемой на тепловом потреблении. Зависимость
устанавливающая значение этой величины непосредственно для рас’
сматриваемых условий, пока не предложена, однако, если исходить
из того, что при одних и тех же значениях Qm (для прочих равных
условий) при работе по электрическому и тепловому графикам из-
менением потерь в проточной части в относительном выражении мож-
но пренебречь, Л з т может быть рассчитано по (11.37). После того
как определено т, установить значения расхода теплоты на про-
изводство электроэнергии С0ТЭц> удельной выработки на тепловом
потреблении и показателей тепловой экономичности (если они в этом
случае также представляют интерес) не затруднит.
При одноступенчатом подогреве и работе по электрическому гра-
фику
Со = 269 + 12,l%t - 6,75%2 + 9,5%3 + 23,9%; + 2,44%5 +
+ 0,58%^ — 0,3 5А\%4 + 0,81 %3%4 + 1,04%* - 2,44%t%2 +
+ 0,81%!%з + 3,35%* - 0,464%2%з + 0,7%^.
(И.42)
Другие энергетические характеристики определяются в этом случае
так же, как при двухступенчатом подогреве.
Аналитические многофакторные характеристики имеются также для
других паротурбинных установок ТЭЦ [13, 46].
11.4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
МЕЖДУ СОВМЕСТНО РАБОТАЮЩИМИ АГРЕГАТАМИ
Нагрузку между агрегатами электростанции, работающей на одном
топливе, следует распределить так, чтобы общий расход теплоты на
электростанции (а следовательно, и общий расход топлива) при данном
А^э ст был наименьшим. В соответствии с (11.20) для двух турбоагрега-
тов, работающих при нагрузках АГ	с общей мощностью N общ =
= ^э1 + ^э2’ Расх°Д теплоты
С0о6щ = <4. + еХ2+ <2	+ '"Ql <лэ,о6щ -	<1143>
где	— относительные приросты для каждого турбоагрегата.
288
В условиях, когда (?0общ принимает минимальные значения,
dQn « /dN , = г' - г" =0,	(11.44)
и^0общ7 э! (21	£/1	’	v 7
откуда следует, что
(Ц.45)
При трех агрегатах
С0общ = f бх/ + '•gAi + 'ёЛ +
"еЖое-ц -	n,2>-	(п-46>
При N3 общ = const общий расход теплоты наименьший, когда
Э^Ооб1х/Э^э1 -r£>i ~rQi - °’	,	(11.47)
^в0о6щ/^э2=г^-г^=0,	/
и, следовательно,
(11.48)
rQi ~rQi
При п агрегатах оптимальное распределение общей нагрузки между
ними достигается, когда
(11.49)
Г "	I" _	_	(п)
rQi ~rQi ~rQi ~ •" “
Такой же результат может быть получен и при нелинейных характери-
стиках турбоустановок. Действительно, в этом случае расход теплоты
на турбогенераторную установку для произвольно выбранной нагрузки
можно определить по зависимости
Со = Qi + ге(Л; - AQ = С + rQN3,	(11.50)
где С — константа; Qo — расход теплоты на установку при нагрузкеN1,
близкой по значению к рассматриваемой нагрузке 7V .
Зависимость (11.50) имеет такой же вид, что и зависимость (11.20).
По аналогичным зависимостям можно определять значения (?0 для
каждого турбоагрегата, и, следовательно, проведя анализ, подобный
Изложенному выше, можно также прийти к (11.49). Такой же резуль-
тат будет получен для нагрузок N3 >?7э эк, так как и в данном случае
значения (?о можно определять по зависимостям, подобным (11.50).
Таким образом, можно отметить, что при любой заданной электри-
ческой мощности наименьший суммарный расход теплоты на турбоге-
289
Рис. 11.15. Типичные кривые и,.,
нения гп к и % к в зависимо^
от Q
^п.к
“ ГП.К ^^П.К^’	~ ?? а
= HQ )	к
J vvn.K7
нераторы будет при таком распределении нагрузок по отдельным агре.
гатам, при котором устанавливаются равные относительные приро-
сты, т. е.
f	н
Q ~rQ
(11.51)
Q
При выборе наиболее экономичного режима для электростанции
в целом необходимо учесть также энергетические характеристики
других аппаратов, и прежде всего котельной установки, ПГ и реактора.
Для обычной электростанции
dQ
г = СТ
ст dN
э
^ст	d°<>
dQne dQ0 dN3
(11.52)
или, пренебрегая изменением dQnJ dQ0 в зависимости от нагрузки,
(11.53)
ст Q п.к’
где гп к = dQ IdQne — удельный или относительный прирост расхода
теплоты в паровом котле.
Для АЭС подобным образом (пренебрегая изменением относительно-
го прироста в трубопроводах и теплообменниках контуров теплоноси-
телей) можно записать
ст Q' пг р ’
(11.54)
где гпг, — относительный прирост расхода теплоты в парогенераторе
и реакторе.
Типичная кривая изменения гп показана на рис. 11.15, там же при-
ведена кривая изменения КПД котла i? R. Обычно нагрузка Qn к эк»
при которой КПД котла имеет наибольшее значение, меньше номиналь-
ной Qn к а в интервале нагрузок, в котором обычно работает паро-
вой котел, гп к непрерывно растет. Относительный прирост расхода
теплоты в паровом котле гп можно представить в виде
290
r„.K=d^n,K)ldQae	(11.55)
оТкуда после преобразований получим
Г„.к =['- Сет^п.кЖ.к)]/^.,.	(11.56)
Из этого выражения следует, что при максимальном значении КПД
котла относительный прирост выражается величиной, обратной КПД.
рри нагрузках <2П к < Qn к эк значение прироста меньше значе-
ния этой величины и возрастает с увеличением нагрузки, так как
/dQn к > 0 и непрерывно уменьшается. При нагрузках (2П к >
> ЬПКЭк производная drjnK/dQn K < 0, поэтому гп к, продолжая
расти, переходит в область, когда гп к > 1/17пк-
Для ПГ АЭС 77пг и 77 имеют наибольшие значения при номинальной
нагрузке, поэтому при всех режимах
г г < l/v п .
пг р ‘пг ‘р
На электростанциях с паротурбинными установками блочного типа,
работающими на одном и том же топливе, для обеспечения минимальных
расходов теплоты (топлива) распределение нагрузки между агрегатами
следует проводить так, чтобы относительные приросты расхода теплоты
(топлива) для каждого блока имели одни и те же значения. На электро-
станциях неблочного типа необходимо сохранять равенство относитель-
ных приростов расхода теплоты для турбогенераторных установок
(г^тг = const) и отдельно для паровых котлов (г^п к = const).
В расчетах следует учитывать расходы на собственные нужды, т. е.
рассматривать значения относительных приростов, построенные по
изменению электрической мощности нетто. Аналогичные зависимости
используются при распределении нагрузки между ТЭС и блоками в
энергосистеме. Электростанции в системе могут работать на различных
топливах, оптимальным здесь следует считать распределение, при
котором переменные части приведенных затрат на выработку данного
количества электроэнергии являются наименьшими. При различных
распределениях нагрузки между электростанциями и агрегатами си-
стемы изменяются в основном лишь затраты на топливо. Поэтому с
Достаточной для практики точностью распределение можно прово-
дить исходя из того, чтобы относительные приросты затрат на топливо
по различным блокам и электростанциям были одинаковыми [39],
т. е. используя зависимость
rH ,Si= rH -S2 = ... = rH s ,	(11.57)
СТ1 1 ст2 7	сип п	4	7
где s — стоимость топлива в рублях на 1 т, если г“т выражено в тон-
291
нах условного топлива на 1 МВт • ч, или в рублях на 1 ГДж, если /•»
выражено в гигаджоулях на 1 МВт • ч.	Ст
Из (11.57) видно, что для электростанций на дешевом топливе ре
жимы выбираются при более высоких значениях относительных при
ростов и, следовательно, при прочих равных условиях агрегаты за <
гружаются на большую мощность. Стоимость расходуемого ядерного
топлива в районах, где обычно строятся АЭС, значительно ниже соот.
ветствующей стоимости органического топлива. Поэтому даже в Тех
случаях, когда относительные приросты расхода теплоты на АЭС
выше, чем на установках, работающих на органическом топливе
АЭС целесообразно эксплуатировать в базовом режиме.
Выше были рассмотрены основные закономерности, определяющие
экономичное распределение электрической нагрузки при различных
общ межДУ отдельными агрегатами. Однако изменить нагрузку
электростанции (или системы) можно также включив в работу или
остановив одну или несколько установок. Возможно также при крат-
ковременном существенном уменьшении нагрузки перевести один
или несколько генераторов в моторный режим (МР) для того, чтобы
при увеличении электрической нагрузки быстро вновь включить эти
агрегаты в нормальную эксплуатацию.
При работе в МР к турбине следует подводить некоторое количество
пара, которое необходимо для охлаждения проточной части и нормаль-
ной работы передних концевых уплотнений. Этот пар можно получать
в паровом котле, работающем на минимальной нагрузке (на растопоч-
ных форсунках), или от соседних блоков.
В последние годы конденсационные электрические станции с блока-
ми мощностью 150 и 200 МВт широко используются для подхвата пи-
ковой части графика электрических нагрузок. На таких КЭС при при-
менении МР блоки реконструируются для того, чтобы любой из них
легко можно было бы перевести в этот режим, а на одной или двух па-
ротурбинных установках создаются регулируемые отборы. Можно
также установить на такой ТЭС новые турбоагрегаты с регулируемыми
отборами. Пар из регулируемых отборов подается в общестанционные
коллекторы, а оттуда на концевые уплотнения и в проточную часть
турбин, переводимых в МР. Таким образом, турбоагрегаты с регули-
руемыми отборами работают в основном в базовом режиме, а осталь-
ные используются в качестве пиковых. При необходимости от регули-
руемых отборов можно также отбирать пар на промышленные нуж-
ды и для теплофикации. Теплоэлектростанцию, турбоагрегаты кото-
рой реконструированы и объединены по такой схеме для покрытия
пиковой части графика электрических нагрузок, принято называть
электростанцией с пиковым полиблоком [30].
В нашей стране разработан также метод разгрузки электростанций,
при котором один или несколько блоков переводятся в так называе-
мый режим горячего вращающегося резерва (ГВР) [25]. По этому
292
^тоДУ» когда турбогенератор разгружают, электрический генератор
Тключают от сети и прекращают подачу пара в турбину через глав-
ную паровую задвижку (ГПЗ). Однако когда частота вращения турбо-
аГрегата достигает 800—900 мин-1, в проточную часть турбины через
байпасы ГПЗ подают пар, поддерживая частоту вращения на этом уров-
не. Если паровой котел при этом полностью остановлен, то пар в турби-
ну и на уплотнения подается от соседнего агрегата. Однако котел мо-
^ет быть оставлен в работе на минимальной нагрузке (при пылевидном
топливе работать могут лишь мазутные растопочные форсунки), при
эТом подача пара от соседнего блока не потребуется.
Разработан также метод, по которому сначала нагрузки снижаются,
а затем, когда они достигают около 50% номинальной, свежий пар
котлов (по крайней мере двух блоков) подают в ЧВД одного блока,
а после промежуточного перегрева — в ЧСД и ЧНД другого блока
[53]. Паровые котлы при этом либо разгружаются, либо один из них
нагружается полностью, а другой останавливается или переводится в
режим с минимальной нагрузкой. Если принята схема, при которой
котлы лишь разгружаются, то от одного из них пар по перемычке
перебрасывается в паропровод турбины, работающей на полной на-
грузке проточной части ЦВД турбины; если один из котлов работает
при минимальной нагрузке, пар из этого котла можно подавать в
ЧВД того же блока. Перепускать поток пара из одной турбины в дру-
гую можно также после ЧСД (при наличии регулирующих клапанов
на входе в ЧНД). Во всех случаях (как и для турбин, работающих
в МР или в режиме ГВР) следует предусмотреть, чтобы проточные
части ЧВД и ЧСД, когда по ним не протекает пар, разогревались не
сильно (в допустимых пределах температур); для того чтобы значения
температуры лопаток проточной части ЧНД турбины не превысили
допустимых значений, через нее необходимо пропускать хотя бы не-
большой поток пара.
На рис. 11.16 показана схема двух блоков с перепускными трубо-
проводами, которые должны быть смонтированы так, чтобы можно
было перепускать пар из одного блока в другой после промежуточ-
ного пароперегревателя. При такой схеме, когда суммарная мощность
обоих турбоагрегатов близка к номинальной мощности одного блока
(т. е. в обычных условиях блоки работали бы при нагрузке, равной
около 50% номинальной), проточные части турбин будут работать в
режиме, близком к номинальному, а следовательно, с таким же внут-
ренним относительным КПД. Близкой к номинальной будет также
температура питательной воды. Таким образом, при таком методе
разгрузки электростанции удельный расход условного топлива на
выработанную электроэнергию останется практически таким же,
как при работе одного блока с нагрузкой, равной суммарной нагруз-
ке двух блоков.
Рассмотренные выше методы изменения электрической нагрузки
293
Рис. 11.16. Схема дВух _ I
ков, соединенных переп Л°'
ными трубопроводами- УСк'
1 - перепуск питатели™
воды; 2-4 - то же паЛ*
5 - то же основного КОнлРи’
сата
паротурбинных установок для покрытия одного и того же графика
нагрузки потребуют различные расходы теплоты (топлива). При пуске
или останове блока к общему расходу топлива на выработку требуемо-
го количества электроэнергии прибавятся пусковые потери; при пере-
воде турбогенератора в МР или в режим ГВР появляются потери, опре-
деляемые расходом энергии на поддержание этих режимов; при
уменьшении нагрузки блоков расход теплоты на выработку одного и
того же количества электроэнергии увеличится из-за снижения КПД
паротурбинной установки; при регулировании мощности турбоагре-
гатов по схеме рис. 11.16 в диапазоне от 50 до 100% нагрузки показа-
тели тепловой экономичности установок будут ниже, чем при полной
нагрузке. Очевидно, что из всех рассмотренных вариантов оптимальным
будет тот, при котором общие расходы теплоты (топлива) за данный
период окажутся наиболее низкими.
Проведенные расчеты и испытания показывают, что при кратковре-
менном уменьшении электрической нагрузки (на период примерно
до 2—3 ч) наиболее экономичными являются режимы разгрузки. Если
разгрузка агрегата является глубокой (более чем на 50% поминаль-
ной), дальнейшая экономия теплоты (топлива) может быть получена
при работе по схеме рис. 11.16. Когда требуется вывести турбоагрегат
в резерв на время примерно 5,5 ч, наибольшая экономия будет достиг-
294
та при применении МР, а при выводе агрегата в резерв на более дли-
едьное время, лучше всего остановить его. Применение режима ГВР
всех случаях приводит к большим затратам топлива, чем в других
досмотренных вариантах [38].
Глава двенадцатая
КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО ЗДАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
12.1.	СТРУКТУРА ГЛАВНОГО ЗДАНИЯ И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ
КОМПОНОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ
Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала,
котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе)
или реакторного отделения и деаэраторного помещения (рис. 12.1).
В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспо-
могательное оборудование, непосредственно используемое в техноло-
гическом процессе электростанции [46, 55]. Взаимное расположение
оборудования и строительных конструкций называют компоновкой
главного здания электростанции (рис. 12.2).
В машинном зале кроме основного оборудования (турбоагрегатов)
размещают: конденсатные насосы, эжекторы, регенеративные подо-
греватели низкого и высокого давления, питательные насосные уста-
новки, испарители, парообразователи, сетевые подогреватели (на
ТЭЦ) , вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.
При использовании твердого топлива к котельному отделению непо-
средственно примыкает бункерное, в котором располагают емкости
для хранения топлива (бункеры) и пылеприготовительное оборудова-
ние. 12.1. Типы компоновок главного здания:
а, б — с наружным и внутренним бункерными отделениями; в - с совмещен-
ным бункерно-деаэраторным отделением; г — с центральным пылезаводом; 1—4 —
соответственно машинное, котельное, деаэраторное, бункерное отделения; 5 —
Центральный пылезавод
295
Рис. 12.2. Пространственная схема размещения оборудования и сооружений энергоблока пылеуголъной •ллектросзани.’л’л .
I — помещение парогенераторов; II - машинный зал; 1 - разгрузочное устройство; 2 - вагоны с углем на склад; 3 -
склад; 4 — кран-перегружатель; 5 — дробильная установка; 6 — ленточные конвейеры; 7, 8 — бункеры и питатели сырого
угля; 9 — угольная мельница; 10 — сепаратор; 11 — пылевой циклон; 12 — бункер угольной пыли; 13 — пылевой шнек;
14 - питатели пыли; 15 - мельничный вентилятор; 16 — парогенератор; 17 — пылеугольные горелки; 18 — топочная ка-
мера; 19 — пароперегреватели; 20 — водяной экономайзер; 21 — воздухоподогреватель; 22 — дутьевой вентилятор; 23 -
золоуловитель; 24 — дымосос; 25 — дымовая труба; 26, 27 — шлакосмывные и золосмывные каналы; 28 — трубопроводы
свежего пара; 29, 30 - трубопроводы пара промежуточного перегрева; 31 - паровая турбина; 32 — электрический генера-
тор; 33 - конденсатор; 34 - конденсатные насосы; 35 - регенеративные ПНД, 36 - деаэратор; 37 - бак-аккумулятор;
38 - питательный насос; 39 - регенеративные ПВД; 40 - питательные трубопроводы; 41 - насосная охлаждающей воды;
42 — очистные сетки; 43 — насосы охлаждающей воды; 44, 45 — подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды;
46 - фильтры химического обессоливания воды; 47 - сетевые подогреватели; 48 — электрическое распределительное
устройство собственного расхода; 49 — электрический мостовой кран; 50 — повышающие электрические трансформаторы;
51 - тепловые щиты управления; ЭЭ - электроэнергия высокого напряжения; ТЭ - тепловая энергия
ние (если нет центрального пылезавода). Вспомогательное оборуд0
вание котлов частично размещают внутри котельного отделения
частично в непосредственной близости от него. Так, золоулавливающце
установки, регенеративные воздухоподогреватели и тягодутьевые
установки часто располагают вне здания котельной на открытОм
воздухе.
В реакторном помещении располагают ядерную паропроизводящую
установку (ЯППУ) и все вспомогательные системы реактора: бассей-
ны выдержки и перегрузки топлива, парогенераторы, главные цирку,
ляционные насосы, оборудование систем пуска и расхолаживания
управления и защиты реактора и другое оборудование, непосредст-
венно связанное с работой реактора.
Для организации ремонта основного и вспомогательного оборуд0.
вания в отделениях главного корпуса должны предусматриваться поме-
щения мастерских и ремонтно-монтажные площадки, а также в зави-
симости от типа электростанции помещения для размещения лабора-
торией: химической, радиационного контроля, теплового контроля
и автоматики, электротехнической, металловедения и др.
На крупных ТЭС и АЭС иногда все перечисленные лаборатории и
химический цех располагают в специальном здании — объединенном
вспомогательном корпусе, который сооружают в непосредственной
близости от главного корпуса электростанции со стороны его постоян-
ного торца.
Компоновка главного корпуса оказывает существенное влияние
как на сроки строительства и монтажа, так и на эксплуатацию электро-
станции. Компоновка главного корпуса должна обеспечивать:
возможность применения индустриальных методов строительства
и монтажа;
доступность оборудования при обслуживании;
удобство и механизацию проведения ремонтных работ;
надежную и экономичную эксплуатацию электростанции с макси-
мально возможной механизацией и автоматизацией всех процессов;
экономичность сооружения (минимально возможные капитальные
вложения);
выполнение всех требований по радиационной безопасности, правил
техники безопасности и противопожарной охраны;
необходимые санитарно-гигиенические условия труда как персонала
электростанции, так и населения окружающего района.
Для надежной эксплуатации в компоновке необходимо предусмот-
реть размещение соответствующих емкостей, обеспечивающих необ-
ходимые (согласно Правилам технической эксплуатации электростан-
ций) запасы топлива, питательной воды, конденсата, добавочной
(обессоленной) воды и т. п.
298
Взаимное расположение связанных между собой агрегатов и оборудо-
вания необходимо увязывать с процессом производства электроэнергии
Л теплоты. Основные экономические показатели электростанции (капи-
тальные вложения и годовые эксплуатационные расходы) при заданном
сОставе оборудования в основном зависят от компоновки главного
корпуса. Поэтому при разработке компоновки главного корпуса элект-
ростанции стремятся располагать оборудование таким образом, чтобы
длина коммуникаций, связывающих его, была минимальной (при со-
блюдении всех вышеперечисленных требований). При этом будут мини-
мальными капитальные затраты на сооружение коммуникаций и наи-
меньшие энергетические потери в трубопроводах, а следовательно,
и эксплуатационные издержки. Такой подход позволяет минимизиро-
вать и кубатуру здания, т. е. удешевляет строительную часть главного
корпуса.
Размещение оборудования необходимо производить в соответствии
с требованиями противопожарных правил и техники безопасности.
Компоновку главного корпуса необходимо увязывать с генеральным
планом электростанции (см. гл. 15).
Из нескольких проработанных вариантов компоновки главного зда-
ния электростанции к исполнению принимают наиболее экономичный и
удобный для эксплуатации, строительства и монтажа.
12.2.	КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ ГЛАВНОГО
ЗДАНИЯ КЭС
Конденсационные электростанции, работающие на органическом топ-
ливе (угле, сланцах, торфе, лигнитах, газе, нефтепродуктах), — явля-
ются наиболее традиционными из всех типов ТЭС и АЭС. На этих элект-
ростанциях производится основная доля электроэнергии.
Компоновка главного здания этого типа электростанций существенно
зависит от типоразмеров основного оборудования блоков и вида сжи-
гаемого топлива. В настоящее время на КЭС находятся в эксплуатации
блоки с единичной мощностью 150, 200, 300, 500, 800 и 1200 МВт.
Компоновка главного здания электростанции в значительной мере
зависит от способа размещения основного оборудования (котлов и
турбоагрегатов).
В зависимости от типоразмеров котлов и турбин турбоагрегаты в
Машинном зале размещают продольно (оси турбоагрегатов и машин-
ного зала в этом случае параллельны) или поперечно (оси турбоагре-
гатов перпендикулярны оси машинного зала).
Если при продольном размещении все турбоагрегаты располагаются
паровой частью в одну сторону машинного зала (обычно в сторону
Постоянного торца), то такое их расположение называют последова-
тельным; если же паровые их части обращены друг к другу, то разме-
щение их встречное. Чаще применяют последовательное расположе-
ние.
299
Рис. 12.3. Компоновка главного корпуса газомазутной электростанции мощностью
2400 МВт:
а - поперечный разрез; б — план; 1 — однокорпусный паровой котсл; 2 -
турбина; 3 — конденсатор; 4 — генератор; 5 — возбудитель; 6 — трубопровод
питательного турбонасоса; 7 - питательный насос; 8 - деаэраторный бак; 9 -
деаэрационная колонка с давлением 0,7 МПа; 10, 11 — подогреватели низкого
давления смешивающего типа; 12 - дымовая труба; 13 - воздуходувка; 14 -
регенеративный воздухоподогреватель; 15 - монтажный кран; РУСН - распре-
делительное устройство собственных нужд
Электростанции рассматриваемого типа имеют блочную структуру
и, как правило, поперечное расположение турбоагрегатов в машинном
зале (рис. 12.3).
Продольное расположение турбоагрегатов (рис. 12.4) принимают
только в тех случаях, когда габариты котла таковы, что при попереч-
ном расположении турбин между ними образуются очень большие
разрывы и пролет машинного зала (расстояние между рядами колонн)
резко возрастает. При этом объем машинного зала растет и существенно
увеличиваются затраты на строительную часть электростанции, которые
могут превысить экономию эксплуатационных издержек и капиталь-
ных вложений в трубопроводы, связывающие котел и турбину, возни-
кающую при переходе от продольного к поперечному варианту распо-
ложения турбин.
300
Рис. 12.3 (б)
Поперечное расположение турбоагрегатов обеспечивает наиболее
Удобное объединение котлов, турбин и всего вспомогательного обору-
дования в блок. Как продольный, так и поперечный вариант располо-
жения турбоагрегатов имеют свои преимущества и недостатки, поэто-
му в каждом конкретном случае необходимо тщательное рассмотрение
и технико-экономическое сравнение.
Котлы, как правило, располагают фронтом параллельно стенам ко-
тельного отделения. При наружном бункерном отделении (см.
РДс. 12.1, а) чаще всего фронт котлов параллелен наружной стене ко-
301
Рис. 12.4. Компоновка главного корпуса Березовской ГРЭС-1 с энергоблоками
мощностью 800 МВт:
а — поперечный разрез: 1 — турбогенератор; 2 — паровой котел типа П-67;
3 - мелющие вентиляторы; 4 - трубчатый воздухоподогреватель; 5 - электро-
фильтр; 6 — дымосос; б — план: 1 — вспомогательные помещения; 2 — помеще-
ния химводоочистки и насосного отделения; 3, 4 - первый и второй вводы трак-
та топливоподачи; 5 — бытовые помещения; 6 - блочный щит управления
(БЩУ) ; 7 - трубопроводный этаж
302
Цельного отделения, при внутреннем бункерном отделении (см.
12.1,	б) фронт котлов находится со стороны машинного зала.
При индивидуальном пылеприготовлении шаровые барабанные мель-
ййДЫ устанавливают на нулевой отметке бункерного отделения, а молот-
ковые мельницы перед фронтом (или вокруг топочной камеры) котла
ла минимально возможном расстоянии от бункерного отделения.
Тягодутьевые и золоулавливающие установки, как правило, разме-
лрют на открытом воздухе, между зданием котельного отделения и
дымовыми трубами.
Дымовые трубы выполняются из железобетона, высотой до 420 м.
Высота дымовой трубы зависит от фоновых концентраций вредностей
в районе сооружения электростанции, вида и расхода сжигаемого топ-
лива и требований к чистоте воздушного бассейна, т. е. предельно допу-
стимых концентраций (ПДК) вредностей в атмосфере.
Проектными организациями разработан ряд типовых проектов кон-
денсационных электростанций, применение которых позволяет значи-
тельно сократить сроки строительства, монтажа и ввода в эксплуатацию
тепловых электростанций.
12.3.	КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ ГЛАВНОГО ЗДАНИЯ ТЭЦ
Число типоразмеров котлов и турбин используемых на ТЭЦ, значи-
тельно больше, чем на КЭС. Это обусловлено тем, что ТЭЦ кроме элект-
роэнергии отпускает тепло промышленным и коммунально-бытовым
потребителям и, следовательно, имеет соответствующее, дополнитель-
ное (по сравнению с КЭС) оборудование.
В зависимости от видов и значений промышленных и коммунально-
бытовых нагрузок по теплоте выбирают необходимое число турбоуста-
новок каждого типа (Т, ПТ, Р) и их единичную и суммарную мощность.
В настоящее время на ТЭЦ используется 16 типоразмеров турбин и
около 50 типоразмеров котлов.
Таким образом, для ТЭЦ число вариантов компоновки главного
здания оказывается значительно большим, чем для КЭС.
В этих условиях весьма остро встает вопрос унификации оборудова-
ния, что позволяет значительно сократить сроки проектирования, строи-
тельства и монтажа электростанции и улучшить технико-экономические
показатели ТЭЦ.
По этим причинам все турбины, устанавливаемые на ТЭЦ, как прави-
ло, должны иметь одинаковые начальные параметры, что является не-
обходимым условием для применения только одного типа котла
(рис. 12.5).
В зависимости от типоразмера часть турбин может располагаться
вдоль, а часть поперек оси машинного зала.
Сетевые подогревательные установки крупных теплофикационных
турбин выполняют горизонтальными и размещают в пределах фунда-
мента турбины аналогично конденсаторам.
303
Секция
временного
торца
Секция Т-175
Досрочная
секция
Секция ПТ-135
Секция
постоянного
торца
Рис. 12.5. 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 - золоуловители (батарейные циклоны); 6 - молотковая мельница ММТ1500/2510/740М; / -пи-
татель сырого угля СПУ 900 X 8000; 8 - конвейер то пл ив о по дачи; 9 - бункер сырого угля; 10—13 - турбины соответственно
ПТ-80/100-130/13, Т-110/120-130/3, ПТ-135/165-130/15 и Т-175/210-130; 14 - питательный насос ПЭ-580-185-2; 15, 16 - подо-
греватели высокого и низкого давлений; 17 - конденсатные насосы; 18 - резервный возбудитель; 19-РУСИ; 20, 21 - цент-
ральный и групповой щиты управления; 22 - открытая установка трансформаторов; 23 - деаэраторный бак вместимостью
65 м3 с колонкой ДСП-500М2; 24, 25 - блоки трубопроводов высокого и низкого давлений; 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 деаэраторов; 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 - воздухо-
дувка ТВ 80-1,8; 37 - насос смывной воды ДС-630-90; 38 - насос орошающей воды Д-800-28; 39, 41 - грузовые лифты грузо-
подъемностью G = 3 т, G =1 т; 40 - пассажирский лифт; 42, 43 - краны мостовой и подвесной; 44 - кран-балка грузоподъем-
ностью 6=3,2т
Рис. 12.6. Компоновка главного корпуса ТЭЦ-ЗИГМ с малогабаритными котлами
а _ с турбинами Т-110-130-3 (вариант БЩУ на четыре блока); б - с турбинами ПТ-80-130/15; 1 - ремонтная площадка;
2 - теплообменник; 3 - вакуумный деаэратор; 4 - камера приточной вентиляции; 5 - ПВД; 6 - питательный электронасос;
7 - ПНД; 8 - ремонтно-монтажная площадка; 9 - БЩУ; 10 - РУСИ
Размещение оборудования котельного отделения на ТЭЦ принцип
ально не отличается от вариантов его размещения на КЭС.
Для сокращения сроков изготовления оборудования, его монтажа
и унификации строительной части были разработаны проекты ТЭЦ
заводского изготовления. На рис. 12.5 приведена компоновка глав-
ного корпуса электростанции заводского изготовления, работающей
на твердом топливе (ТЭЦ-ЗИТТ), а на рис. 12.6 — электростанции
работающей на газомазутном топливе (ТЭЦ-ЗИГМ) .
12.4.	КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ ГЛАВНОГО ЗДАНИЯ АЭС
Специфические особенности компоновки главного здания АЭС
в отличие от рассмотренных компоновок различных типов электро-
станций, практически однозначно связаны с типом ядерного реактора
[8, 9].
По уровню радиации помещения главного здания АЭС подразделяют
на зону строгого режима, в которую включают помещения с высокими
уровнями радиации, и зону свободного режима, где при нормальных
условиях уровень радиации близок к фоновому. Часть помещений зо-
ны строгого режима необслуживаемая, т. е. доступ в них при работе
ядерного реактора запрещен, а остальные помещения частично обслу-
живаемые, так как время пребывания в них персонала строго ограни-
чено и контролируется по допустимой суммарной (или разовой) дозе
облучения. Вход в зону строгого режима и выход из нее осуществля-
ются только через санпропускники.
В реакторном отделении АЭС (рис. 12.7) располагают ядерные ре-
акторы, парогенераторы, главные циркуляционные насосы, спецводо-
очистки, бассейны выдержки и перегрузки топлива и прочее вспомо-
гательное оборудование реактора.
На рис. 12.8 приведена типовая компоновка главного здания АЭС
с реактором типа ВВЭР-1000.
Компоновка машинного зала отличается от рассмотренных ранее,
так как в данном случае необходимо в непосредственной близости от
турбины разместить такое крупногабаритное оборудование, как сепа-
раторы-пароперегреватели.
При применении на АЭС реакторов, позволяющих подавать на турбо-
установки перегретый пар, компоновка машинного зала не имеет прин-
ципиальных отличий от компоновки машинного зала КЭС с турбинами
аналогичного типа.
308
Рис. 12.7. Реакторное отделение АЭС:	*	“-'"•t .
1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — паропроводы; 4 — циркуляционный на-
сос; 5 — запорная задвижка; 6 — компенсатор объема; 7 — аварийный шлюз;
8 — перегрузочная машина; 9 — мостовой кран грузоподъемностью G =400 т;
10 — защитная железобетонная оболочка со стальной внутренней облицовкой
309
310
Глава тринадцатая
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
13.1.	ПОТРЕБЛЕНИЕ ВОДЫ НА ТЭС И АЭС
Тепловые и атомные электростанции, как и большинство промыш-
ленных предприятий, являются крупными потребителями воды, что
обусловлено универсальностью ее свойств и распространенностью на
Земле.
На ТЭС и АЭС рабочим телом, как правило, являются вода и водя-
ной пар. Однако в зависимости от того, для каких целей используется
вода на электростанции, к ней (к ее качеству) предъявляются совер-
шенно различные требования. На ТЭС и АЭС принято различать: воду
и пар, используемые как рабочее тело в цикле (пар, конденсат, пита-
тельная вода); добавочную воду (для восполнения потерь рабочего
тела в цикле электростанции); сетевую и подпиточную воду теплосе-
тей и техническую воду. Последняя используется для отвода теплоты
от отработавшего пара в конденсаторах турбин, в системе гидрозоло-
шпакоудаления, для охлаждения масла и газа турбин и электрогенера-
торов, охлаждения подшипников вспомогательных механизмов (мель-
ниц дымососов, вентиляторов, питательных насосов и др.), для отвода
теплоты в системах расхолаживания реакторов, из бассейнов выдержки
и для других аналогичных целей. Часть (незначительная) технической
воды, поступающей на электростанцию, является исходной для подго-
товки добавочной воды основного цикла и подпиточной воды тепло-
сетей.
Таким образом, в результате использования технической воды (при-
родной) на электростанции образуются: золошлаковая пульпа (для
ТЭС на твердом топливе), замасленные и замазученные (для ТЭС на
мазуте) воды, стоки химцехов (засоленные воды) и подогретая
(в сравнении с источником) сбросная вода конденсаторов турбин (теп-
ловое загрязнение). В настоящее время разрешено сбрасывать в окру-
жающие электростанцию водоемы без предварительной обработки лишь
поток воды, прошедший через конденсаторы турбин [8,34].
Принципиально возможны два варианта водопользования на ТЭС
и АЭС. По первому техническая вода забирается из природного источ-
ника (реки, озера, моря) и после использования на электростанции и
соответствующей очистки сбрасывается в тот же источник. Такая си-
стема технического водоснабжения получила название прямоточной.
По второму варианту на электростанции организовано замкнутое
водопользование, а из природных источников техническая вода на
ТЭС или АЭС подается лишь в количествах, необходимых для воспол-
нения естественных ее потерь на электростанции. В определенной сте-
пени этому варианту соответствуют оборотные системы технического
водоснабжения, применяемые в настоящее время на электростанциях.
311
Оборотные системы технического водоснабжения оборудованы nnv
ми-охладителями или градирнями.
В первом случае электростанция должна располагаться вблизи kDv
кого природного водного источника, а во втором это требование Не
обязательно.
13.2.	ПРЯМОТОЧНАЯ СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО.
ВОДОСНАБЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Тепловые и атомные электростанции работают по циклу Ренкина
Это обстоятельство предопределяет необходимость наличия ’’горячего’’
и ’’холодного” источников. Роль горячего источника принадлежит кот-
лу или реактору, а холодного — конденсатору турбоустановки. При
этом в холодном источнике (конденсаторе) отводится от рабочего тела
около 50% теплоты, подведенной к нему от горячего источника (котла
или реактора).
Отвода теплоты в конденсаторе производится при постоянном дав-
лении р а следовательно, и температуре tK. При этом 1 кг отработав-
шего в турбине пара, конденсируясь, отдает охлаждающей воде теплоту
в количестве
«к = Йп.к - йк.	<13»
где hn к — энтальпия пара на входе в конденсатор, кДж/кг; h — эн-
тальпия конденсата (воды) на выходе из конденсатора, кДж/кг.
Наибольшее распространение на ТЭС и АЭС получили конденсаторы,
выполненные конструктивно как теплообменники поверхностного
типа.
Очевидно, что в этом случае конечная температура рабочего тела в
конденсаторе t всегда будет несколько выше температуры охлаждаю-
щей воды на выходе из него гв2.
Если в конденсатор подводится только отработавший пар и нет под-
вода теплоты с другими потоками, то уравнение теплового баланса для
него имеет вид
=-£’К(/!ПК- Й„) =СОв(Лв2-	<13'2)
где (2К — количество теплоты, отводимое в холодном источнике (кон-
денсаторе), кДж/с; D — расход отработавшего в турбине пара, посту-
пившего в конденсатор, кг/с; Gq — расход охлаждающей воды, кг/с;
/?в2 — энтальпия охлаждающей воды на выходе из конденсатора,
кДж/кг; Л — энтальпия охлаждающей роды на входе в конденсатор,
кДж/кг.
Температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор Гв1 и вы-
ходе из него tв2 связаны с температурой конденсации отработавшего
312
пара 'к соотношением
t - г & — t + Дг + $,
‘к	В1 в ’
(13.3)
где $ — недогрев охлаждающей воды на выходе из конденсатора до
температуры насыщения г °C; Дгв — подогрев охлаждающей воды
в конденсаторе, С.
Одна из важнейших характеристик конденсатора — кратность охлаж-
дения т, кг/кг, определяется отношением расхода охлаждающей воды
к расходу поступающего в конденсатор пара:
m = Go В/Лк.	(13.4)
С учетом (13.2) кратность охлаждения может быть определена как
« = Со.в/А = Оп.к - йк)/<\2 - "в1> =
= «AW'.'	<13-5>
где « 4,19 кДж/ (кг • К) — теплоемкость воды.
На современных турбоустановках ТЭС и АЭС давление отработавше-
го пара = 0,003 4- 0,006 МПа, что соответствует температурам насы-
щения {конденсации) водяного пара 24—40 °C. Поступающий в кон-
денсатор отработавший пар, как правило, имеет небольшую влаж-
ность, равную около 10—12%. В этих условиях среднее значение q »
2200 кДж/кг.
Таким образом, с погрешностью около 2% кратность охлаждения
можно определять по формуле
т = 520/ДГв.	(13.6)
Расчетные значения подогрева охлаждающей воды в конденсаторах
Д?в обычно находятся в диапазоне 6—12 °C, а следовательно, т = 50 4-
100. Меньшие значения этого показателя принимаются для многохо-
довых, а большие — для одноходовых конденсаторов.
Удельный расход пара современных турбоустановок ТЭС d
3 кг/(кВт-ч). С учетом долей отборов пара на регенеративный подо-
грев питательной воды (в отборы уходит примерно 30%) удельный
расход пара в конденсатор для таких турбоустановок dK
* 2 кг/ (кВт  ч).
Если принять кратность охлаждения т = 50, а мощность блока
500 МВт, то необходимый расход воды на такую турбоустановку
Gq в = mt^JV/3600 = 50 - 2 - 500 - 103/3600	14 • 103 кг/с.
313
Таблица 13.1. Расход технической воды на ТЭС и АЭС
Назначение	О.В’ /0
Конденсация пара Охлаждение турбогенераторов и крупных электродвигателей То же масла, циркулирующего в масляной системе, турбоагре- гата и питательных насосов То же подшипников вспомогательных механизмов Гидротранспорт золы и шлака Восполнение внутренних утечек в основном цикле электро- станции Охлаждение подшипников питательных и главных циркуляцион- ных насосов АЭС Теплообменники контура расхолаживания реактора Охлаждение бассейна выдержки отработавшего ядерного топлива То же бассейна перегрузки ядерного топлива То же продувки реакторов и парогенераторов АЭС На спринклерные устройства	100 2,5-4,0 1,2-2,5 0,3-0,8 0,1-0,5 0.04-0,1 0,3-0,5 0,5-0,6 1,0-1,2 0,3-0,5 0,2-0,4 0,3-0,6
При мощности ТЭС 5000 МВт расход охлаждающей воды на конден-
саторы турбин составит около 140 м3 /с. Это равно расходу (дебиту)
средней реки.
На АЭС из-за более низких начальных параметров удельный расход
пара на турбоустановку примерно в 2 раза выше, чем на ТЭС, и при
прочих равных условиях соответственно во столько же раз выше расход
охлаждающей воды.
Кроме использования в конденсаторах турбин техническая вода
потребляется на электростанциях и на другие цели.
Наиболее крупные потребители технической воды на электростанции
приведены в табл. 13.1, где расходы всех потребителей представлены
в процентах от расхода охлаждающей воды на конденсацию отработав-
шего в турбине пара, который принят за 100% [46, 55].
Расход технической воды на любой из теплообменников зависит от
мощности турбоагрегата. Например, необходимый расход воды на мас-
лоохладители турбоустановки определяется из уравнения теплового
баланса
См»с»д,”° = 7V(1- Чм),	(13.7)
где ° — расход охлаждающей воды на маслоохладители турбины,
кг/с; с® - теплоемкость воды, кДж/(кг • К);	- нагрев вощи в
маслоохладителях, °C;	— электрическая мощность турбоагрега-
та, кВт; т? — механический КПД турбоустановки.
314
Рис. 13.1. Схема прямоточной системы технического водоснабжения:
1 — река; 2 — главный корпус; 3 — водоприемное устройство и береговая на-
сосная станция; 4 - циркуляционные насосы; 5 - напорные трубопроводы; 6 -
конденсаторы турбин; 7 - сливные трубопроводы; 8 - закрытый отводящий
канал; 9 — устройство для регулирования уровня воды в закрытом отводящем
канале; 10 — открытый отводящий канал; 11 - водосбросное сооружение; 12 —
водозабор; 13 - трубопровод обогрева водозабора
Из (13.7) следует, что необходимый расход охлаждающей воды на
маслоохладители определяется как
a-V'W0)-	<13-8>
Аналогичная зависимость получается и для расхода охлаждающей
воды на газоохладители турбины;
Gro =N(l-V )/(свД^°),	(13.9)
о.в	эv *эг7/ v р в 7 ’
где <7ð — расход охлаждающей воды на газоохладители турбины,
кг/с; т?эг - КПД электрогенератора; - нагрев воды в газоохла-
дителях, °C.
Прямоточная система технического водоснабжения (рис. 13.1) позво-
ляет достичь наиболее благоприятных по тепловой экономичности по-
казателей работы электростанций. Это связано с тем, что в конденсато-
ры турбин постоянно поступает свежая вода и при этом достигается
наиболее глубокий вакуум.
Наиболее распространенными источниками водоснабжения являют-
ся реки. Расход воды в реке и ее температура меняются в течение года.
Очевидно, что прямоточная система технического водоснабжения мо-
жет быть осуществлена только в том случае, если минимальный расход
воды в реке достаточен для снабжения всех потребителей технической
воды электростанции. В этом случае вся вода из реки должна прокачи-
315
ваться через конденсаторы турбин и другие теплообменники элект ’
станции, т. е. русло реки между водозабором и водосбросом 6v Л
осушено. Совершенно очевидно, что при этом будут уничтожены r
живые организмы, находившиеся в реке. Исходя из этих соображен “
прямоточная система технического водоснабжения обычно примен
ется при условии, что потребноссть электростанции в технической воде
составляет не более четверти дебита реки в самый маловодный период
Рост мощности электростанций привел к тому, что число рек, на ба
зе которых можно осуществить прямоточную систему технического
водоснабжения, резко сократилось.
Источником для прямоточной системы технического водоснабжения
ТЭС и АЭС могут быть озера достаточно больших размеров и моря
Необходимо отметить, что в случае использования соленых вод ддя
технического водоснабжения электростанций возникает ряд проблем
связанных с интенсивными коррозионными процессами, отложениями
солей на трубках теплообменных аппаратов и водным режимом элект-
ростанций.
Если в районе сооружения электростанции нет водного источника
достаточно больших размеров, применяют оборотные системы техни-
ческого водоснабжения.
13.3.	ОБОРОТНАЯ СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
С ВОДОХРАНИЛИЩАМИ-ОХЛАДИТЕЛЯМИ
Оборотная система технического водоснабжения в последние годы
получила наибольшее распространение на отечественных электростан-
циях.
Обычно в этих случаях в результате строительства плотин на базе
малых рек создают искусственные водохранилища весьма больших
размеров (рис. 13.2). Главный корпус электростанции располагают в
непосредственной близости от берега водохранилища ближе к плотине.
Насосы подачи технической воды на электростанцию, как правило, рас-
полагают в специальном отдельном здании береговой насосной станции.
Так как уровень воды в водохранилище в течение года может колебать-
ся в значительных пределах, то желательно, чтобы насосы были установ-
лены на отметке ниже минимально возможного уровня воды в водо-
хранилище.
Водозабор осуществляется в наиболее глубоком месте пруда (обыч-
но вблизи плотины) и оборудуется специальными защитными сетками
для предотвращения попадания в насосы живых организмов и посторон-
них предметов.
Плотину сооружают в наиболее узком месте для того, чтобы длина
ее была по возможности небольшой. При строительстве плотин исполь-
зуются камень, земля и бетон. Плотины оборудуются специальными
316
рис. 13.2. Схема оборотной системы технического водоснабжения с водохранили-
щем-охладителем :
1 - водохранилище-охладитель; 2 — плотина; 3 - водосброс плотины; 4 — от-
крытый подводящий канал; 5 — водоприемник и береговая насосная станция;
6 - главный корпус; 7 - напорные трубопроводы; 8 - конденсаторы турбин;
9 - закрытый отводящий канал; 10 — сооружение для регулирования уровня
воды в закрытом отводящем канале; 11 — открытый отводящий канал; 12 -
струераспределительное сооружение; 13 — трубопровод обогрева водозабора
сбросными устройствами для пропуска паводковых вод и постоянных
сбросов.
Вода после конденсаторов турбин сливается по сбросным каналам
в водохранилище на таком расстоянии от места водозабора, чтобы,
пройдя путь до него, она успела охладиться. Для организации пути дви-
жения воды водосбросное устройство оборудуется водораспределитель-
ным сооружением, а для организации направленного движения воды
от места сброса к месту водозабора часто приходится сооружать дамбы.
Требуемая для охлаждения воды площадь пруда зависит от мощно-
сти станции, ее КПД, конфигурации и глубины водохранилища, кли-
мата района.
Подогретая в конденсаторах турбин йода сливается в водохранили-
ще на значительном расстоянии от места водозабора, иногда это расстоя-
ние достигает 10 км и более.
Так называемым наливным водохранилищам придают такую форму,
которая бы позволяла эффективно использовать всю ее акваторию.
Охлаждение воды в водохранилище происходит за счет конвектив-
ного теплообмена с воздухом (конечно, при температуре воздуха ниже
температуры воды) и за счет испарения части воды с поверхности водо-
хранилища. В зависимости от погодных условий эти процессы могут
Протекать параллельно, но могут быть и такие условия, когда охлаж-
дение воды будет происходить либо только за счет испарения (жаркие
317
летние дни), либо только за счет конвекции (100%-ная влажность Воз
духа).	3'
Тепловой баланс водохранилища-охладителя можно записать 1г-
как
QB + Q + е + ск + Q = о,
(13.10)
где QB — количество теплоты, переданное от воды воздуху (или от
воздуха воде) в процессе конвективного теплообмена, ГДж/сут- О
количество теплоты, отведенное за счет частичного испарения воды с
поверхности водохранилища, ГДж/сут; Q? — количество теплоты, вос-
принимаемое водой за счет солнечной радиации, ГДж/сут; — ко-
личество теплоты, воспринятое охлаждающей водой в конденсаторах
турбин, ГДж/сут; Q — разность между количеством теплоты, которое
отводится из водохранилища со сбросными водами, и количеством
теплоты, которое приносит в водоем сток реки, ГДж/сут.
В условиях, в которых происходит охлаждение воды в водохрани-
лище только за счет испарения, в первом приближении можно полагать
е„ « ек-	(13-и)
Из (13.11) следует, что в этих условиях будет испаряться примерно
такое же количество воды, какое количество пара конденсируется в
конденсаторах турбин электростанции. Тогда при кратности охлажде-
ния конденсаторов т = 50 будет испаряться примерно 2% количества
охлаждающей воды, поступающей на электростанцию. При охлаждении
воды не только за счет испарения, но и за счет конвективного тепло-
обмена с воздухом количество испаряющейся воды будет соответст-
венно снижаться.
Температура воды, поступающей на электростанцию из водохрани-
лища-охладителя, зависит от метеорологических условий.
Не вся поверхность водохранилища используется одинаково эффек-
тивно для охлаждения воды, так как кроме площади, занимаемой тран-
зитным потоком, существуют застойные, водоворотные зоны. Активная
площадь пруда F , используемая для охлаждения воды, в зависимости
от его конфигурации составляет от 50 до 90% общей площади Fnp-
Необходимая площадь водохранилища может быть приближенно
определена как
F =f N ,	(13.12)
пр •’уд ст’	v
где /уд ~ удельная площадь водохранилища, км2/МВт; — установ-
ленная электрическая мощность электростанции, МВт.
Значение удельной площади водохранилища зависит от тех же фак-
торов, что и температура воды в водохранилище, и изменяется в широ-
ких пределах от 3 х 10-3 до 8 х 10~3 км2/МВт. Таким образом, ДЛЯ
электростанции мощностью 4000 МВт требуется водохранилище с пло-
щадью акватории 20—25 км2.
При расчетах и проектировании водохранилищ-охладителей широко
Используются номограммы и методы гидродинамического моделиро-
вания.
13.4.	ОБОРОТНОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ С ГРАДИРНЯМИ
Градирни — это специальные устройства для искусственного ох-
лаждения жидких теплоносителей. Они нашли очень широкое распро-
странение в промышленности и, в частности, на ТЭЦ. В последние годы
градирни стали широко применять и на КЭС.
Основным рабочим элементом градирни является оросительное
устройство. Вода после конденсаторов турбин подается на ороситель-
ное устройство, в котором разделяется на капли, струи или пленки.
Вода в виде капель, струй или пленок стекает вниз, а навстречу ей
движется воздух, поступающий через боковые отверстия внизу вытяж-
ной башни (рис. 13.3). В процессе взаимодействия с воздухом вода
охлаждается как за счет конвективного теплообмена, так и в резуль-
тате частичного испарения. Нагретый и насыщенный водяными парами
воздух отводится вверх через вытяжную башню. По взаимному направ-
лению движения сред градирни разделяют на противоточные, попереч-
ноточные и смешанного тока.
Наибольшее распространение в нашей стране получили противоточ-
ные градирни с естественной тягой и оросительными устройствами.
Вытяжные башни крупных, современных градирен с естественной
тягой имеют гиперболическую форму и выполняются из железо-
бетона.
Вода поступает в градирню к оросительному хозяйству на высоте
10—20 м. Высота вытяжной башни зависит от типоразмера градирни и
может достигать 150 м, диаметр башни у основания 100 м, а выходной
Рис. 13.3. Схемы градирен различных типов:
а — противоточная; б — поперечноточная; в — смешанного тока; 1 ~ ороси-
тельное устройство; 2 — охлаждающее устройство; 3 — вытяжная башня; 4 —
водосборный бассейн; 5 - подвод тепловой воды после конденсаторов турбин;
о - отвод охлажденной воды
319
Рис. 13.4. Оборотная система технического водоснабжения с градирнями:
а — схема оборотного водоснабжения; б - схема трубопроводов технической
воды; 1 — конденсаторы турбин; 2 - циркуляционные насосы в машинном от-
делении; 3 - градирня; 4 - подводящие самотечные водоводы к циркуляцион-
ным насосам; 5 — напорные трубопроводы к конденсаторам турбин; б - пере-
мычка между напорными трубопроводами; 7 — сливные напорные трубопрово-
ды к градирне; 8 — перемычка между сливными трубопроводами турбины; 9 -
маслоохладители турбины; 10 - газоохладители и воздухоохладители генера-
тора; 11 — трубопровод сбросной воды от охладителей газа и масла в подводящие
водоводы; 12 - трубопроводы подпитки циркуляционной системы; 13 — трубо-
проводы продувки циркуляционной системы и подачи воды в систему гидрозоло-
удаления; 14 — трубопроводы подачи воды на водоподготовку; 15 - насосы до-
бавочной воды
диаметр 45—60 м. Площадь оросительного устройства наиболее круп-
ных градирен около 10 000 м2.
Под вытяжной башней градирни имеется бассейн глубиной 2 м для
сбора охлажденной воды.
Вода из бассейна циркуляционными насосами подается в главный
корпус электростанции (рис. 13.4). Как правило, циркуляционные на-
сосы устанавливают в центральной насосной, расположенной между
градирнями и машинным залом электростанции. На ТЭЦ иногда цир-
куляционные насосы устанавливают в машинном зале, обычно два ин-
дивидуальных насоса на каждую турбину. В этом случае циркуляцион-
ные насосы располагают в непосредственной близости от конденсаторов
турбин.
В зонах с жарким климатом иногда применяют градирни с искусст-
венной вентиляцией. В верхней части таких градирен, над оросительным
и во до распределительным устройством, устанавливают вентилятор
с электроприводом, что позволяет значительно уменьшить геометриче-
ские размеры вытяжной башни. Основной недостаток таких градирен
в том, что они требуют значительных расходов электроэнергии (около
0,5—0,7% количества, вырабатываемого электростанцией) на привод
вентиляторов.
320
Охлаждение воды в градирне происходит за счет ее частичного испа-
ения и конвективного теплообмена с воздухом. При чисто испаритель-
ном охлаждении количество испаряемой воды можно определить из
соотношения
=WnK- V	(13.13)
или
С,Г = Go вДАв = тОкДЛв-	(1314)
где Ои — количество испарившейся в градирне воды,кг/с; г —теплота
преобразования, кДж/кг; G — количество охлаждающей воды, посту-
пающей в конденсатор турбины, кг/с; Д/?в — величина подогрева воды
в конденсаторе турбины, кДж/кг; D — расход пара в конденсатор,
кг/с; hn , hK — энтальпии пара и конденсата, кДж/кг; т — кратность
охлаждения, кг/кг.
Для средних значений величин подогрева воды в конденсаторах
и кратностей охлаждения из (13.14) следует, что в градирне будет
испаряться примерно 2% расхода охлаждающей воды.
В реальных условиях с учетом конвективного теплообмена потери
воды за счет испарения будут несколько ниже и составят 1,2—1,5%.
Необходимый напор циркуляционных насосов в системе с градирня-
ми, как правило, несколько выше, чем при прямоточной системе тех-
нического водоснабжения и в системах с водохранилищами-охладите-
лями. Пропорционально увеличению напора возрастает и расход элект-
роэнергии на привод циркуляционных насосов.
Удельная площадь градирен примерно в 400 раз меньше, чем удель-
ная площадь водохранилищ-охладителей, и составляет 0,1—0,2 м2/кВт.
При применении градирен, так же как и в системе водоснабжения с
водохранилищами-охладителями, за счет испарения теряется от 1 до 2%
циркуляционной воды, поэтому система должна постоянно подпитывать-
ся. С подпиточной водой будет вноситься в систему какое-то количе-
ство солей и, если не организовать непрерывную продувку системы для
вывода такого же количества солей, то солесодержание циркуляционной
воды будет непрерывно расти. Рост солесодержания циркуляционной
воды может привести к интенсивным отложениям на трубках конденса-
торов турбин. Для предотвращения отложений конденсационные уста-
новки турбин оборудуются системой очистки с помощью резиновых
Шариков. Система включает в себя водяной эжектор, насос подачи воды
на эжектор, сетки для улавливания шариков в выходной камере кон-
денсатора и трубопроводы, соединяющие это оборудование (рис. 13.5).
Резиновые шарики, диаметр которых выбирается несколько боль-
ше, чем внутренний диаметр трубок конденсатора, загружаются во
входную камеру конденсатора. Шарики захватываются потоком воды,
321
Рис. 13.5. Схема очистки
зиновыми шариками:
1 - конденсатор; 2 - уловитель ц1аои
ков с сеткой; 3 — эжектор
конденсаторов ре.
проходят с ним по трубкам и счищают
отложения. В выходной камере кон-
денсатора они задерживаются сет-
ками и эжекторами вновь транспор-
тируются во входную камеру. Система
включается автоматически при вклю-
чении в работу насоса. Периодич-
ность включения очистки определя-
ется степенью загрязнения трубок и
качеством охлаждающей воды.
Для борьбы с отложениями приме-
няют также химическую обработку
охлаждающей воды.
Удаление отложений производится во время ремонтов в результате
химических промывок или с помощью шомполирования трубок шарош-
ками или шлангами, по которым вода под давлением до 75 МПа подво-
дится к специальным насадкам, имеющим отверстия для выхода воды
в таких направлениях, чтобы обеспечивалось как снятие отложений,
так и движение насадка по трубе.
Для маловодных и безводных регионов, а в ряде случаев и для дру-
гих регионов может оказаться целесообразным применение воздушно-
конденсационных установок Геллера (рис. 13.6) . Такая установка вклю-
чает в себя конденсатор смешивающего типа, циркуляционный насос
и радиаторно-охладительную башню (РОБ).
Радиаторно-охладительная башня (’’сухая градирня”) состоит из
корпуса, выполненного аналогично корпусу градирни, в нижней части
которого установлены алюминиевые радиаторы.
Вода (конденсат турбины) циркуляционными насосами прокачива-
ется через радиаторы, в которых она охлаждается потоками воздуха,
поступающими в вытяжную башню через боковые окна, имеющиеся
в ее нижней части. Охлажденная вода после РОБ используется в кон-
денсаторе смешивающего типа для конденсации отработавшего в тур-
бине пара. Небольшая часть конденсата, в количестве, равном расходу
пара, поступающего в конденсатор, после циркуляционных насосов
отводится на всас конденсатных насосов (рис. 13.6), а основной по-
ток вновь поступает в РОБ.
322
Рис. 13.6. Схема оборотного водоснабжения с воздушно-конденсационной установ-
кой Геллера:
1 - паровая турбина; 2 - смешивающий конденсатор; 3 - форсунки конденса-
тора; 4 — циркуляционный насос; 5 — охлаждающие колонны; 6 — вытяжная
башня; 7 - трубопровод нагретой воды; 8 — трубопровод охлажденной воды;
9 - гидротурбина; 10 — конденсатный насос; 11 — генератор
Воздух через РОБ движется под действием естественной тяги. Для
снижения площади поверхности теплообмена радиаторы выполняют
оребренными. Существенное влияние на интенсивность теплообмена
(а следовательно, и на значение площади поверхности радиаторов)
оказывает скорость воздуха, которая в данном случае однозначно
зависит от высоты башни. По этой причине высота РОБ для мощных
установок достигает более 150 м.
Таким образом, системы с установками Геллера позволяют строить
и эксплуатировать ТЭС и АЭС в безводных районах, так как в этом
случае не требуется мощных водных источников для организации тех-
нического водоснабжения электростанции.
13.5.	ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ.
ВЫБОР СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
При прочих равных условиях наиболее глубокий вакуум в кон-
денсаторе турбоустановки, а следовательно, и максимальная мощность
ее могут быть достигнуты при прямоточной системе технического
водоснабжения. Далее в порядке ухудшения вакуума (снижения мощ-
323
ности установки) идут системы: с водохранилищем-охладителем, гп
дирнями и воздушно-конденсационными установками (ВКУ).
По капитальным вложениям (при учете стоимости земли), как пра
вило, рассматриваемые системы в порядке уменьшения их располагают
ся следующим образом: с водохранилищами-охладителями, с воздущ^
конденсационными установками, с градирнями и прямоточные.
С экологической точки зрения наиболее совершенными являются
системы с воздушно-конденсационными установками и с градирнями
так как в этих случаях отсутствует тепловое и механическое воздей-
ствие на живой мир водоемов, окружающих электростанцию. Воздущ.
но-конденсационные установки имеют существенное преимущество
перед остальными системами еще и потому, что в этом случае исклю-
чается возможность попадания сырой охлаждающей воды в основной
конденсат турбины. При использовании конденсаторов поверхностного
типа, несмотря на специальные мероприятия, из-за разности давлений
в водяном и паровом пространствах и образующихся в процессе эксплуа-
тации неплотностей всегда происходит переток (присос) охлаждающей
воды в конденсат турбины. Это обстоятельство главным образом
обусловило необходимость применения установок для обессоливания
конденсата [блочные обессоливающие установки (БОУ) ]. Для регене-
рации фильтров БОУ используются кислоты и щелочи, что приводит
к увеличению засоленных сточных вод электростанции. Существенным
является и то обстоятельство, что в конденсатном тракте турбоустанов-
ки при применении ВКУ значительно снижается количество медь-
содержащих конструкционных материалов, так как трубки поверхност-
ных конденсаторов выполняются из латуни, а радиаторы ВКУ из алю-
миния.
Указанные обстоятельства позволяют с наименьшими затратами осу-
ществить оптимальный водно-химический режим на электростанции
с ВКУ.
Основной недостаток воздушно-конденсационных установок и гра-
дирен — ограниченный диапазон температур наружного воздуха, в ко-
тором они устойчиво работают. При повышенных температурах наруж-
ного воздуха (более 30 °C) происходит значительное снижение мощно-
сти электростанции, а при низких температурах (менее —20 °C) необ-
ходимы специальные мероприятия по предотвращению обледенения гра-
дирен и замерзанию воды в радиаторах ВКУ.
Выбор системы технического водоснабжения производится по ре-
зультатам технико-экономического сравнения всех возможных вариан-
тов для рассматриваемой площадки строительства электростанции.
Основные показатели рассмотренных систем технического водоснаб-
жения электростанций приведены в табл. 13.2. К реализации должен
быть принят вариант, по которому приведенные затраты окажутся
минимальными. Сравниваемые варианты должны быть приведены к
сопоставимым условиям, т. е. выравнены как по отпуску электроэнер-
гии, так и по воздействию на окружающую среду.
324
Таблица 13.2. Основные характеристики систем
технического водоснабжения электростанций
Показатель	Прямо- точная	Оборотная		
		Водохрани- лища-охла- дители	Г радирни	Воздушно-кон- денсационные установки
Среднегодовая темпера- тура охлаждающей воды, °C	8-14	10-16	20-25	25-30
Среднегодовое давление в конденсаторе, кПа	3,5-4,5	4-5,5	6-7,5	7,5-9
удельная площадь, м2/кВт	—	3-8	0,01-0,02	0,01-0,025
Относительные удель- ные капиталовложе- ния (без учета стои- мости земли)	1	1,25	1,75	2
Сравнение вариантов осуществляется лишь после того, как для каж-
дого из них определено оптимальное значение вакуума в конденсаторе
турбоустановки. Очевидно, что в этих условиях варианты будут разли-
чаться по капитальным вложениям, мощности и годовым издержкам.
Приведенные затраты, руб/год, должны учитывать ущерб, причиняемый
народному хозяйству страны отчуждением земельных площадей, кото-
рые необходимы для реализации рассматриваемого варианта, и могут
определяться по формуле
3 = рнк + И + 3„ + Зкомп,	(13.15)
где рн — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,
1/год; К — капиталовложения на строительство электростанции, руб;
И — годовые издержки, руб/год; Зн — годовые затраты на компенсацию
недовыработки электроэнергии в вариантах с пониженной (относитель-
но базового варианта) мощностью электростанции, руб/год; Зкомп -
годовые затраты, учитывающие компенсацию за отчуждение земельных
участков и экологическое воздействие на окружающие электростанцию
водоемы, руб/год.
При выборе системы технического водоснабжения для АЭС необхо-
димо исходить из того, чтобы в случае серьезной аварии и разгерметиза-
ции первого контура исключалась возможность прямого стока радио-
активных вод в окружающие водоемы. Этому требованию удовлетворя-
ют системы с градирнями и воздушно-конденсационными установками,
если АЭС располагаются на значительном расстоянии от естественных
водоемов на площадках с плотными глинистыми грунтами с соответ-
ствующей планировкой местности.
325
Гпава четырнадцатая
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО.
ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ И ЗОЛОУДАЛЕНИЕ
14.1.	ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО ТЭС
НА ТВЕРДОМ ТОПЛИВЕ
Топливное хозяйство ТЭС обеспечивает прием, хранение, подготов
ку и транспортировку внутри электростанции топлива.
Принципиальная схема топливного хозяйства ТЭС показана ца
рис. 14.1. Доставка твердого топлива осуществляется главным образом
железнодорожным транспортом в вагонах грузоподъемностью 63, 94
И 125 т. После автоматического взвешивания вагоны поступают в при-
емное разгрузочное устройство. Как правило, приемные разгрузочные
устройства выполняются закрытого типа и включают в себя приспособ-
ления для разгрузки вагонов, приемные бункера и средства для пере-
мещения топлива в тракт топливоподачи или на склад. В зимнее время
вагоны со смерзшимся топливом разогреваются перед разгрузкой
в размораживающих устройствах.
Рис. 14.1. Принципиальная схема топливного хозяйства ТЭС на твердом топливе:
1 — железнодорожные пути; 2, 17 - весы; 3 — размораживающее устройство;
4 — разгрузочное устройство; 5 — бункера; 6 — ленточные питатели с барабанны-
ми магнитными сепараторами; 7 — дробилки предварительного дробления; 8
ленточные конвейеры; 9 - узел пересыпки; 10, 11, 16 — конвейеры подачи топ-
лива соответственно со склада, на склад и в котельное отделение; 12 — склад,
13 - плужковый сбрасыватель; 14 - подвесной магнитный сепаратор; 15 - ДР0'
бияка; 18 - плужковый сбрасыватель топлива в бункера котлов
326
При расходе топлива на электростанции более 100 т/ч для разгрузки
вагонов с топливом применяются стационарные вагоноопрокидыва-
тели. Число вагоноопрокидывателей на электростанции определяется
03 расчета разгрузки 12 вагонов в час при наличии одного резервного
вагоноопрокидывателя.
Суточный расход топлива определяется исходя из 24-часовой рабо-
тЫ всех энергетических паровых котлов при их номинальной нагрузке,
расход топлива водогрейными котлами определяется из условия 24-
часовой их работы при покрытии тепловых нагрузок при средней тем-
пературе самого холодного месяца.
Вагоноопрокидыватели выгружают топливо в приемные бункера,
откуда оно поступает в дробилки предварительного дробления. Для
предохранения дробилок от поломок металлическими примесями
перед ними устанавливаются шкивные электромагнитные сепараторы,
являющиеся одновременно приводными барабанами ленточных транс-
портеров. После дробилок топливо с помощью ленточных конвейеров
подается в узел пересыпки.
Подача топлива от каждого вагоноопрокидывателя производится
одним ленточным конвейером с производительностью, равной произ-
водительности вагоноопро кидыв ателя.
От первого узла пересыпки топливо с помощью двух наклонных
ленточных конвейеров подается к молотковым дробилкам, где проис-
ходит дробление топлива до кусков размером не более 25 мм. Перед
дробилками устанавливаются шкивной и подвесной электромагнитные
железоотделители. Производительность всех установленных дробилок
принимается не менее производительности всех конвейеров подачи топ-
лива. Для отсева мелких фракций топлива, не требующих дробления,
перед дробилками устанавливаются грохоты или стационарные коло-
сниковые решетки. После дробилок топливо с помощью ленточных
конвейеров поступает на второй узел пересыпки главного корпуса
ТЭС, где перегружается на конвейеры бункерной галереи, которые рас-
пределяют топливо по бункерам котлов. Контроль качества поступаю-
щего к котлам топлива производится взвешиванием его на конвейерах
после дробилок.
Полезная вместимость бункеров топлива паровых котлов принима-
ется из условия обеспечения не менее 8-часового запаса для каменных
Углей марки АШ и не менее 5-часового для бурых углей.
Подача топлива в котельное отделение производится двумя ленточ-
ными конвейерами, рассчитанными на трехсменную работу, из кото-
рых один является резервным, хотя возможность работы одновре-
менно двух должна быть обеспечена.
Для электростанций мощностью 4000 МВт и выше или при расходе
гоплива более 2000 т/ч топливоподача выполняется с двумя самостоя-
Тельными вводами в главный корпус (один — со стороны постоянного
т°рца, другой — в центре главного корпуса).
327
Создание резерва топлива и устранение возможного несоответстви
между поставкой и расходом обеспечиваются складами топлива. Вме
стимость складов принимается, как правило, равной ЗО-суточно
расходу топлива (для электростанций, располагаемых в районе угольнь^
разрезов или шахт на расстоянии до 40 км, вместимость склада прини
мается равной 7-суточному расходу, а на расстоянии до 100 км — к
суточному расходу).
Подача топлива на склад производится однониточным ленточным
конвейером от первого узла пересыпки. Со склада топливо также по-
дается однониточным конвейером. При этом производительность всех
механизмов подачи топлива со склада принимается не менее произ-
водительности конвейера.
Срок хранения топлива на складе с запасом более 100000 т устанав-
ливается для бурых углей 0,4—0,5 года, для каменных углей 2-6 лет
в зависимости от устойчивости к самовозгоранию.
В системах топливоподачи широко применяются ленточные конвейе-
ры с тканевой прорезиненной лентой шириной 1600—2000 мм и ско-
ростью движения 1,6; 2 или 2,5 м/с. Такие транспортеры имеют произ-
водительность от 1600 до 4000 м3/ч топлива. Угол подъема стационар-
ного конвейера может достигать 15°, а длина — до нескольких сотен
метров Для сбрасывания топлива с ленты конвейера применяются плуж-
ковые сбрасыватели, которые устанавливаются над лентой и снабжены
устройством подъема и опускания.
Предварительное дробление топлива производится в дискозубчатых
дробилках. При этом дробление топлива происходит до кусков разме-
ром 50-150 мм. Для отбора из потока дробленого топлива случайно
находящихся в нем древесной щепы, тряпья и бумаги, которые могут
служить причиной аварий механизмов пылеприготовлени# и горелок
котла, служат щепоуловители. Щепоуловитель представляет собой
гребенчатый ротор диаметром около 1 м с несколькими рядами гре-
бенок по окружности. Их устанавливают в потоке мелкодробленого
топлива, падающего с барабана ленточного конвейера (в частности,
на узле пересыпки в главном корпусе электростанции). При враще-
нии ротора гребенки прочесывают поток падающего угля, выхваты-
вая примеси, и удаляют их.
Вторичное дробление топлива до кусков размером не более 25 мм
производится молотковыми дробилками производительностью
до 1250 т/ч. Работа каждой дробилки предусматривается только с
одной линией конвейера. Как и при предварительном дроблении,
перед дробилками устанавливаются решетки для отсеивания мелких
фракций, что позволяет повысить эффективность дробления.
Для улучшения санитарных условий труда обслуживающего персона-
ла, а также предотвращения пожаров взрывов отложений пыли в
системе топливоподачи применяют эффективное обеспыливание. При
этом используется аспирация, паро-, гидро- и пенообеспыливание.
328
^больший эффект достигается при применении пенообеспыливания
пр0тивопыльным 30%-ным концентратом. Распыленный воздухом пено-
раствор, содержащий поверхностно-активные вещества (в основном
Продукты переработки нефти), закрывает топливо пеной толщиной
д0 20 мм, что препятствует выходу пыли и выбиванию ее при пересып-
ке и разгрузке топлива. Серийно выпускаемые пенообразователи про-
изводительностью 2—3 м3/мин устанавливаются в местах разгрузки и
пересыпки топлива.
Для удаления угольной пыли в помещениях топливоподачи приме-
няют туманообразователи.
Хранение и транспортировка топлива связаны с потерями его. Зна-
чение потерь топлива при переработке и хранении нормируется и со-
ставляет в зависимости от вида топлива: при разгрузке 0,05-0,1%;
при пересыпках на тракте топливоподачи, подаче на склад и выдачи
с него 0,15—0,25% и при хранении на складе в течение года 0,2—0,3%.
Хранение топлива на складе требует постоянного наблюдения и об-
служивания. Во избежание самовозгорания топлива на складе штабе-
пи и их откосы уплотняют укаткой бульдозерами и катками. Систе-
матически контролируют температуру внутри штабеля: при непрекра-
щающемся росте температуры выше 60 °C топливо со склада отправ-
ляют в тракт топливоподачи к котлам.
Кроме бульдозеров склады механизированы экранами-перегружа-
телями непрерывного действия с ковшовыми транспортерами произ-
водительностью 1800 т/ч и пролетом моста 90 м или роторными по-
грузочными машинами производительностью 1500—2000 т/ч.
14.2.	ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ ПРИ ЖИДКОМ
И ГАЗООБРАЗНОМ ТОПЛИВЕ
В качестве жидкого топлива на ТЭС используется тяжелый продукт
переработки нефти — мазут. Он применяется как основное топливо и
как резервное для электростанций, работающих на газе, а также как
растопочное — на электростанциях, работающих на твердом топливе.
Расчетный суточный расход мазута определяется исходя из 20-часо-
вой работы всех энергетических паровых котлов при номинальной на-
грузке и 24-часовой работы водогрейных котлов для покрытия тепло-
Bbix нагрузок при средней температуре самого холодного месяца.
Мазутное хозяйство (рис. 14.2) включает в себя систему мазуто-
проводов, паро- и конденсатопроводов, насосные станции, приемно-
разгрузочные устройства, емкости для слива и хранения, очистные
сооружения.
Доставка мазута на электростанцию производится в основном же-
лезнодорожным транспортом. Приемно-разгрузочное устройство на
ТЭС включает разгрузочную эстакаду, оборудованную системой меж-
329
Рис. 14 2. Принципиальная схема мазутного хозяйства ТЭС:
1 — железнодорожная цистерна; 2 — сливная эстакада; 3 - подвод пара- 4 -
приемно-разгрузочная емкость; 5 - насосы; 6 - подвод охлаждающей воды к
барботеру; 7 - слив; 8 - емкость хранилища; 9, 12 - насосы первого и второго
подъемов; 10 — подогреватели; И — фильтр; 13 — подвод к горелкам; 14 ~
линия рециркуляции; 15 — дренажный насос
рельсовых лотков и разводящих каналов для самотечного слива, при-
емными резервуарами и устройством для разогрева мазута.
Вместимость приемных резервуаров принимается не менее 20%
вместимости цистерн, устанавливаемых под разгрузку. Для разогрева
мазута в цистернах используют пар с давлением 0,8—1 МПа и температу-
рой 200—220 °C, который вводится в цистерны по гибким шлангам с
соплами. В зависимости от марки мазута подогрев его ведется до опре-
деленной температуры, равной 40—75 °C. При этом обводнение мазута
достигает зимой 5%. Это обводнение устраняется в хранилищах с цир-
куляционным разогревом, при котором происходит выпаривание воды
и снижение влажности мазута до 2%.
Вместимость мазутохранилищ предусматривается равной; для элект-
ростанций, использующих мазут в качестве основного топлива, — 15-
суточному запасу; для электростанций на газе и использовании мазута
как резервного топлива — 10-суточному запасу; для электростанции
на газе и использовании мазута как аварийного топлива — 5-суточному
запасу и для пиковых в водогрейных котлов — 10-суточному запасу-
Растопочное мазутное хозяйство для электростанций на твердом
топливе сооружается при общей производительности котлов более
8000 т/ч с тремя резервуарами вместимостью 3000 м3; при меньшей
330
мощности электростанции устанавливаются также три резервуара
вместимостью 2000 м3.
Подогрев мазута в резервуарах производится циркуляционным спо-
собом, который обеспечивает интенсивное перемешивание мазута и
выравнивание температуры в баке, что способствует выпариванию
влаги.
Подача мазута к энергетическим и водогрейным котлам от мазутно-
го хозяйства производится по двум магистралям, каждая из которых
рассчитана на 75% номинальной подачи с учетом рециркуляции. Подача
основных мазутных насосов выбирается с учетом дополнительного
расхода на рециркуляцию. Для рециркуляционного разогрева мазута
предусматривается по одному резервному насосу и подогревателю.
Подача пара к подогревателям производится также по двум маги-
стралям, каждая из которых рассчитана на подачу 75% необходимого
расхода. Откачка конденсата из подогревателей осуществляется кон-
денсатными насосами, которых устанавливается не менее двух.
При использовании мазута в качестве растопочного топлива вме-
стимость приемной емкости принимается равной не менее 120 м3 (без
резервирования насоса перекачки). Подача мазута в котельное отде-
ление производится по одному трубопроводу с установкой не менее
двух насосов, в том числе одного резервного. Пропускная способность
мазутопроводов и подача насосов в этом случае устанавливаются с
учетом общего числа, мощности и режима работы агрегатов электро-
станции. При этом число одновременно растапливаемых агрегатов не
должно превышать четырех блоков по 200 МВт или трех блоков по
300 МВт и более с нагрузкой до 30% их номинальной для конденсацион-
ных станций или двух блоков наибольшей производительности с на-
грузкой до 30% номинальной на ТЭЦ.
Наиболее простым является топливное хозяйство электростанций,
работающих на газовом топливе. Однако при сооружении таких элект-
ростанции, как правило, предусматривается возможность работы их
не только на газе, но и на мазуте.
Схема газового хозяйства электростанции показана на рис. 14.3.
На территории электростанции не предусматриваются газохрани-
лища.
Газ поступает на электростанцию от магистрального газопровода
или от газораспределительной станции (ГРС) с давлением 0,6—1,2 МПа
(высокого давления) или 0,3—0,5 МПа (среднего давления). Для по-
нижения давления до необходимого по условиям работы горелок кот-
лов устанавливается газораспределительный пункт (ГРП). Обычно ГРП
Размещается в отдельном здании на территории электростанции и обо-
рудуется предохранительными противопожарными и противовзрывны-
Ми устройствами. Производительность ГРП рассчитывается на макси-
мальный расход газа всеми котлами электростанции. Для конденса-
^онных станций мощностью до 1200 МВт и ТЭЦ с паропроизводитель-
331
Рис. 14.3. Принципиальная схема газового хозяйства ТЭС:
1 — магистраль газа от ГРС; 2 - конденсатоотвод; 3 — расходомер; 4 _
фильтр; 5 - регулятор давления; 6, 8, 9 - соответственно предохранительный
отсечной и регулирующий клапаны; 7 - свеча для продувки газопровода
ностью до 4000 т/ч сооружается один ГРП, а на электростанциях боль-
шей мощности — два или более ГРП. В каждой ГРП предусматривается
одна резервная установка для регулирования давления газа. Все газо-
проводы ГРП и до паровых котлов прокладываются над землей и не
резервируются.
14.3.	СООРУЖЕНИЯ И СИСТЕМЫ ХРАНЕНИЯ,
А ТАКЖЕ ТРАНСПОРТИРОВКИ ТОПЛИВА НА АЭС
Топливом для АЭС служит уран 238U с обогащением до 4% изото-
пом 23 5 U для реакторов типа ВВЭР или до 2% — для реакторов типа
РБМК. На АЭС это топливо доставляется в виде сложных промышлен-
ных изделий — тепловыделяющих элементов (твэлов) и комбина-
ций их — тепловыделяющих сборок (ТВС). Доставляются твэлы в
герметичной упаковке по железной дороге в специальных вагонах.
Для АЭС с реакторами типа ВВЭР они поставляются в виде кассет из
нескольких десятков твэлов, для реакторов канального типа постав-
ляются технологические канады, включающие несколько твэлов в
каждом.
Склад хранения свежего топлива располагается в центральном зале
обслуживания реактора или вблизи него. На складе предусматриваются
специальные стенды для сборки и ревизии ТВС. Вместимость склада
для хранения свежего топлива выбирается исходя из одновременно-
го размещения одного полного комплекта для загрузки активной зоны
332
о6актора с запасом 10%. Кроме того, в зоне обслуживания реактора
Делается место для размещения топлива, предназначенного для пере-
зарядки реактора в предстоящую кампанию.
На АЭС с реакторами типа ВВЭР склады для свежего топлива раз-
^щаются в реакторном отделении и обслуживаются мостовым краном
й другими подъемно-транспортными средствами, имеющимися в
центральном зале.
На АЭС с канальными реакторами склады свежего топлива разме-
щаются в отдельных зданиях. Сборка и ревизия ТВС производятся в
реакторном отделении. В центральном зале на таких АЭС оборудуются
специальные места для развески готовых к установке в реактор ТВС.
Все устройства на складах свежего топлива, на стендах для развески
и хранения ТВС, а также транспортные емкости, чехлы и стеллажи вы-
полняются так, чтобы полностью исключить возможность образования
локальных критических масс.
Выемка отработавших кассет и сборок, а также загрузка свежих
производятся перегрузочной машиной либо под защитным слоем воды
(для ВВЭР), либо в специальных защитных скафандрах (для РБМК),
которые создают необходимую биологическую защиту для обслужи-
вающего персонала.
При транспортировании отработавших твэлов их непрерывно охлаж-
дают, чтобы исключить саморазогревание за счет сильного остаточного
излучения.
Перегрузочные машины оснащаются специальными оборудованными
телевизионными устройствами и приспособлениями для осмотра места
установки кассет и контроля за перегрузкой и другими приспособле-
ниями Пути перемещения перегрузочной машины строго фиксируются
относительно центральных осей реактора и гнезд в бассейне перегрузки
и выгрузки тепловыделяющих кассет.
Работая по заданной программе и автоматически выполняя все не-
обходимые операции, машина может производить перегрузку твэлов
без останова реактора.
Хранение отработавшего топлива производится в специальных бассей-
нах выдержки, которые размещаются в реакторном отделении или в
отдельных зданиях. Эти бассейны выполняются с надежной герметич-
ностью и оборудованы системами надежного теплоотвода, контроля за
Уровнем воды, ее температурой и радиоактивностью. Вместимость
бассейнов выдержки выбирается из условия размещения в одном бас-
сейне не менее двух полных комплектов отработавшего в реакторе
топлива (двух загрузок активной зоны). Это обеспечивает длитель-
ность хранения отработавшего топлива в течение 3—4 лет, после чего
топливо отправляется на перерабатывающие заводы в контейнерах
с водяным охлаждением.
333
14.4.	ОЧИСТКА ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ НА ТЭС
Сжигание топлива на ТЭС связано с образованием продуктов его
ния, содержащих летучую золу, частицы недогоревшего пылевидно
топлива, сернистый и серный ангидрид, оксиды азота и газообразны
продукты неполного сгорания, а при сжигании мазута, кроме тОгое
соединения ванадия, соли натрия, коксик и частицы сажи. В Зол^
некоторых топлив имеется мышьяк, свободный диоксид кремния
свободный оксид кальция и др.
Проектирование и сооружение электростанций ведутся с соблю-
дением требований по предельно допустимым концентрациям основных
выбросов, загрязняющих атмосферу отходящими газами, на уровне
дыхания человека. Это обеспечивается установкой эффективных
золоуловителей и сооружением дымовых труб, позволяющих рассеи-
вать дымовые газы на большие расстояния, снижая тем самым локаль-
ные концентрации вредных веществ.
Золоуловители должны иметь коэффициент золоулавливания не
менее 99% для КЭС мощностью 2400 МВт и выше и ТЭЦ мощностью
500 МВт и выше при приведенной зольности топлива не более 4%
при большой зольности коэффициент золоулавливания должен быть
не менее 99,5%. Для КЭС и ТЭЦ меньшей мощности коэффициент
золоулавливания принимается от 96 до 99%.
В качестве золоуловителей, как правило, применяют электрофильт-
ры, мокрые золоуловители и батарейные циклоны.
Схема устройства батарейного циклона приведена на рис. 14.4.
Дымовые газы по подводящему газоходу поступают во входную ка-
меру и -распределяются по расположенным в ней циклонам. За счет
тангенциального подвода газов к наклонно расположенным входам
в циклоны и направляющим аппаратам поток газов закручивается и
движется вниз по спирали. Твердые примеси, содержащиеся в газах,
под действием центробежных сил к стенкам корпуса циклона попа-
дают в бункер, а поток очищенных газов отводится из верхней части
циклона. Степень очистки таких аппаратов составляет до 90%. Они
используются как индивидуально, так и совместно с другими типами
золоуловителей, в частности электрофильтрами.
Мокрые золоуловители типа МС-ВТИ и МВ-УООРТГРЭС (рис. 14.5)
позволяют очищать дымовые газы на 95—97%. Принцип действия их
основан на отделении частиц золы от потока инерционными силами и
их прилипании к пленке воды, омывающей стенки, что исключает
возврат частиц в поток газа. В такого типа золоуловителях помимо
улавливания золы протекают химические процессы поглощения из ДЫ'
мовых газов оксидов углерода и серы.
Степень очистки мокрых золоуловителей зависит от скорости газов
на входе, плотности золы, ее фракционного и химического состава, в
также от условий монтажа и эксплуатации.
334

Рис. 14.4. Конструкции батарейных цик-
лонов:
а — вертикальная установка цикло-
нов; б — установка циклонов под уг-
лом; у - угол установки входного
патрубка к направлению движения по-
тока газа; 1 — вход запыленного по-
тока; 2 — выход очищенных газов;
3 — циклоны; 4 — опорный пояс; 5 —
корпус; 6 - бункер золы
Мокрые золоуловители отличаются высокой эффективностью, отно-
сительно невысокой стоимостью, умеренными габаритами, простотой
обслуживания и относительно небольшими эксплуатационными расхо-
дами. Производительность таких аппаратов составляет до 250 м3/ч,
а расход воды — до 40 т/ч. Гидравлическое сопротивление равно 800-
900 Па (80 90 мм вод. ст.). Они надежны в работе и используются в
качестве самостоятельных золоуловителей. Недостатком в их работе
является существенное (до 30 °C) понижение температуры газов. Огра-
ничением к их применению является высокое (более 1% на 4,2 МДж/кг
теплоты сгорания) содержание серы в сжигаемом топливе, а также то,
Что температура газов на входе в золоуловитель не должна превышать
200 °C.
В качестве основных золоулавливающих устройств мощных электро-
станций используются электрофильтры. Применяются электрофильтры
335
Рис. 14.5. Мокрые золоуловители:
а - центробежный скруббер: 1 - входной патрубок; 2 - корпус; 3 - подвод
воды; 4 - бункер; 5 - гидрозатвор; 6 - выход очищенного газа; б - скоростной
золоуловитель с трубой Вентури: 1 - вход запыленного потока; 2 - выход очи-
щенного газа; 3 - подвод воды; 4 - труба Вентури; 5 - корпус; б - бункер-
7 - гидрозатвор	’
горизонтальные одно- или двухсекционные и унифицированные верти-
кальные одно-, двух- и трехсекционные. Для электроснабжения фильт-
ров устанавливаются тиристорные агрегаты для выпрямления тока.
Степень очистки газов в электрофильтрах зависит от свойств золы,
скорости движения газов и конструкции аппарата.
Очистка дымовых газов в электрофильтре (рис. 14.6) происходит
за счет создания неравномерного электрического поля высокого на-
пряжения (примерно 50 кВ) и образования коронного разряда между
электродами. Образующиеся в зоне коронного разряда ионы и элект
роны вызывают ток от коронирующих к осадительным электродам -
ток короны (удельный ток короны при сжигании каменных углей
0,2—0,35 мА/м2, при сжигании бурых углей 0,3—0,5 мА/м2). Частицы
золы, находясь между электродами, заряжаются под действием сил
электрического поля, двигаются к осадительным электродам и осаж-
даются в них. При длительности пребывания газов в активной зоне
фильтра не менее 8 с и при скорости движения газов 1,2—1,5 м/с степень
улавливания составляет 99—99,8%. При этом концентрация примесеи
336
Рис, 14.6, Трехпольный двухсекционный электрофильтр типа ЭТА:
1 - вход запыленного газа; 2 - выход очищенного газа; 3 - газораспредели-
тельная решетка; 4 — подвод тока высокого напряжения; 5,6 — коронирующий
и осадительный электроды; 7,8 — механизмы встряхивания соответственно коро-
нирующих и осадительных электродов; 9 - корпус; 10 — бункер; 11 — перего-
родка для уменьшения перетока газа; 12 — подъемная шахта; 13 — объемные га-
зораспределительные элементы МЭИ; 14 — конфузорный отвод газов; 15 — смот-
ровые люки
в очищаемом газе для горизонтальных электрофильтров должна состав-
лять не более 50 г/м3, а для вертикальных — не более 30 г/м3. Эффек-
тивность улавливания существенно зависит от электрических свойств
газового потока и прежде всего от электрического сопротивления зо-
ловых частиц. С повышением удельного электрического сопротивле-
ния частиц скорость осаждения снижается. Наибольшее электрическое
сопротивление имеет зола углей с малым содержанием горючих в уно-
се, малым содержанием серы и влаги в топливе. К таким углям отно-
сятся экибастузский и кузнецкий каменные угли. Наибольшее элект-
рическое сопротивление имеет зола при температуре от 100 до 200 °C.
Любое отклонение от указанных значений температуры способствует
повышению эффективности улавливания золы. Поэтому может рас-
сматриваться установка электрофильтров до воздухоподогревателя,
хотя это сопряжено с определенными трудностями и потерями теплоты.
Для повышения эффективности улавливания возможно также введе-
ние в дымовые газы присадок, уменьшающих электрическое сопротив-
ление золы (карбоната натрия, аммиака, триоксида серы). Наиболее
337
простым способом повышения эффективности улавливания является
увлажнение дымовых газов. В этом плане благоприятным является
сочетание - комбинаций фильтров: мокрый золоуловитель и электро-
фильтр. Увеличение влажности и снижение температуры газов в мокром
золоуловителе обеспечивает эффективное улавливание золы в электро-
фильтре. Общая степень улавливания золы при этом достигает 99-
99,5%.
Выбор электрофильтров производится по активному сечению ддя
прохода газов, необходимой площади осаждения и требуемому числу
полей. При этом рекомендуется устанавливать число корпусов фильтра
равное числу дымососов.
Скорость газов в активном сечении фильтра принимается от 1,3
до 1,8 в зависимости от электрических свойств золы.
Необходимая площадь осаждения и число полей определяются исхо-
дя из принятого значения проскока золовых частиц и скорости дрейфа
частиц к осадительным электродам, учитывающей свойства золы углей
и дымовых газов.
Выбор других типов золоуловителей производится исходя из коли-
чества дымовых газов.
Основным мероприятием для снижения оксидов азота в дымовых
газах является непосредственное воздействие на процесс их образова-
ния в топочных камерах паровых котлов. Снижение оксидов серы в
дымовых газах может быть достигнуто как очисткой самого топлива,
так и газов. Однако до настоящего времени все методы по очистке
газов от оксидов являются сложными и дорогими и требуют своего
дальнейшего изучения и совершенствования.
14.5.	ОЧИСТКА ГАЗОВ НА АЭС
Радиоактивные газовые и аэрозольные отходы, образующиеся при
работе АЭС, подвергаются специальной очистке и дезактивации перед
выбросом их в окружающую среду. При нормальной работе АЭС с
любым типом реакторов суммарная активность газовых выбросов
составляет порядка сотен кюри в сутки. Однако в аварийных ситуа-
циях количество радиоактивных газов и аэрозолей может существен-
но возрасти и представлять серьезную опасность. Для очистки и умень-
шения радиоактивных выбросов предусматриваются специальные
сооружения и установки. Так, в частности, для уменьшения количества
короткоживущих радиоактивных элементов (131J, 133J, 133Хе,
13sXe, 87Kr, 88Кг) сооружаются железобетонные или металлические
газгольдеры. В них происходит выдержка и радиоактивный распад
газов в течение 10—15 ч.
Повышенный выход радиоактивных газов происходит при пере-
грузке реактора. Газы в газгольдеры в этот период подаются компрес-
338
Рис. 14.7. Схема газгольдерной уста-
новки для выдержки газов в период
перегрузки:
1 - охладитель газов; 2 - аэро-
зольный фильтр; 3 - компрессор;
4 — газгольдер; 5 — выход газов
к вентиляционной трубе
сорами под давлением 0,8—1 МПа. Обычно устанавливают два рабочих
и один резервный газгольдер.
Схема газгольдерной установки для выдержки газов в период пере-
грузки реактора приведена на рис. 14.7.
Радиоактивные газы, включающие атомарный водород, разбавля-
ются азотом или другим инертным газом до взрывобезопасной кон-
центрации и только после этого направляются на очистку. Спецгазо-
очистка проводится с использованием метода адсорбции при низких
температурах на угольных фильтрах. Схема такой очистки приведена
на рис. 14.8.
I	339
Рис. 14.8. Схема очистки газообразных отходов на АЭС:
1 — вход газа; 2 — охладитель; 3 - аэрозольный фильтр; 4 — цеолитовые ко-
лонны; 5 — фильтр-адсорбер; 6 - газодувка; 7 - атмосферный воздух; 8 - нагре-
ватель воздуха; 9 - дренаж
Рис. 14.9. Принципиальная схема установки сжигания гремучей смеси:
1 — подвод от пускового эжектора; 2 — подвод от технологического конденса-
тора; 3 — выхлоп основных эжекторов; 4 - гидрозатвор; 5 - подвод воздуха;
6 — подвод пара; 7 — нагреватель; 8 — контактный аппарат; 9 — сепаратор; Ю -
охладитель; 11 — отвод конденсата; 12 — отводе камеры выдержки
Обычно с учетом резерва устанавливаются три параллельные линии
очистки: одна рассчитана на непрерывную работу в нормальном режиме
эксплуатации, вторая используется при повышении газовыделения,
третья — резервная. При такой схеме достигается глубокая очистка
газов и исключается выход радиоактивных газов, так как большая
часть оборудования и трубопроводов находится под разряжением.
340
Рис. 14.10. Схема приточной и вытяжной вентиляции:
1 — фильтр для очистки наружного воздуха; 2 — вентиляционная установка
с подогревом воздуха; 3 — вентилируемые помещения; 4 — аэрозольный
фильтр; 5 - иодный фильтр; 6 - отвод в трубу
При больших объемах газа с высокой концентрацией водорода,
что существует на одноконтурных АЭС, предусматривают специальные
установки для его сжигания.
Принципиальная схема такой установки приведена на рис. 14.9. Ана-
логичная схема применяется для очистки паровоздушной смеси, по-
ступающей из конденсаторов турбин одноконтурных АЭС.
Наряду с очисткой газов перед отводом их в атмосферу на АЭС
очистке подлежит воздух помещений, в котором могут содержаться
радиоактивные аэрозоли и газы, выделяемые при протечках тепло-
носителя и образуемые в результате активации воздуха нейтронами
(рис. 14.10).
Очистка воздуха от аэрозолей ведется фильтрацией его через спе-
циальные тонковолокнистые материалы толщиной 1,5—2,5 мкм. Эти
фильтры используются также от сбора пыли.
341
Повышение эффективности и срока службы таких фильтров д0
гается установкой перед ними фильтров грубой очистки. Степ |
очистки воздуха, выбрасываемого в атмосферу из помещений
при применении фильтров тонкой очистки составляет не менее 99'/’
14.6.	ОТВОД В АТМОСФЕРУ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
Уменьшение загрязнения атмосферы вредными примесями дымовых
газов достигается максимальным рассеиванием их с помощью дымовых
труб.
Эффективность рассеивания выбросов тем выше, чем выше высота
дымовой трубы и скорость газов на выходе из ее устья. Существенное
значение при этом имеет состояние атмосферы.
Высоту дымовой трубы определяют из условия, чтобы наибольшая
концентрация вредных примесей на уровне земли и на некотором рас-
стоянии от трубы при неблагоприятных метеорологических условиях
не превышала предельно допустимых значений. Неблагоприятные метео-
рологические условия складываются тогда, когда скорость ветра до-
стигает опасного значения и происходит вертикальный турбулентный
обмен в атмосфере. При этом концентрация вредных примесей на
уровне дыхания людей достигает максимального значения. Расчет ве-
дется для условий, при которых атмосфера уже имеет некоторую (фо-
новую) загазованность от других промышленных объектов или дру-
гих электростанций, а на ТЭС, для которой ведется определение вы-
соты дымовой трубы, использованы все меры снижения количества
вредных примесей в дымовых газах.
С учетом изложенных факторов высота трубы определяется из вы-
ражения [43]
Н =	/ AMFm 3 / N "	(14.1)
V ПДК - с V 1'АГ
где А — коэффициент, учитывающий условия рассеивания (принима-
ется в зависимости от климатических условий района размещения
электростанции от 120 до 240); М — суммарное количество вредных
примесей, г/с; F — коэффициент, учитывающий скорость оседания
(для газообразных примесей F = 1, для пыли F - 2); т — безразмер-
ный коэффициент, учитывающий условия выхода дымовых газов
из устья трубы; N — число дымовых труб одинаковой высоты; АГ —
разность между температурой дымовых газов на выходе из трубы и
средней температурой воздуха, К; V — объемный расход дымовых
газов, м3/с;	— фоновая концентрация вредных примесей в атмо-
сфере, мг/м3.
При наличии в дымовых газах диоксида серы и диоксида азота не-
обходимо учитывать их совместное воздействие в атмосфере. В этом
342
Случае количество вредных примесеи определяется из выражения
M=J*so2 +5'88MNO2-	<142>
Диаметр устья трубы определяется из условия
Do - 1,13 y/V/(Nw0),	(14.3)
где w0 — скорость в устье (принимается от 15 до 45 м/с в зависимости
от высоты трубы).
Если в дымовых газах электростанции имеются вещества, отличаю-
щиеся значениями ПДК, высоту трубы принимают по наибольшему
значению, определяемому из (14.1).
Количество выбросов отдельных вредных примесей определяется
из выражений, приведенных ниже.
Количество золы и несгоревших частиц
мз = 10(ЛР + <7,6^32,7)аунЛ(1 - ч),	(14.4)
где В — расход топлива на ТЭС, кг/с; Ар — зольность топлива в пере-
счете на рабочую массу, %;	— потеря теплоты от механического
недожога, %; Qp — теплота сгорания топлива, мДж/кг; аун — доля
уноса твердых частиц (для топок с твердым шлакоудалением аун =
= 0,95 и для топок с жидким шлакоудалением аун = 0,7 4- 0,8); Т] —
коэффициент улавливания в золоуловителях.
Количество оксидов серы
a/so2 =20‘SP£<1-’’so2)(1-”so2>-	(14'5>
где 5Р — содержание серы в топливе в пересчете на рабочую мас-
су, %; ^sOz’ ^SO2 “ Д°ля оксидов серы, улавливаемая соответст-
венно в газоходах парового котла и золоуловителе (для твердого
топлива 7?sq2 =0,1; ^so2 =	^0,025).
Количество оксидов азота
MNO2 = о>оз40^б£(1 - <74/100),	(14.6)
где к = 12D/(200 + Z>H) (£> и Е>н — фактическая и номинальная произ-
водительности котла, т/ч).
В (14.6) для природного газа (3 = 0,85, для мазута /3 = 0,7 ^-0,8, для
углей в зависимости от содержания азота в топливе и способа шлако-
удаления значения коэффициента (3 приведены ниже:
343
Рис. 14.11. Дымовые трубы различных типов:
а - с кирпичной прижимной футеровкой; б — с монолитной футеровкой;
в — с футеровкой, образованной эоловыми отложениями; г - с противодавле-
нием в зазоре; д — со стальным стволом; е — многоствольная со стальными
стволами; 1 — железобетон; 2 — кирпичная футеровка; 3 — силикатполи мер-
бетон; 4 - золовые отложения; 5 - вентилируемый зазор; 6 — кирпичная фу-
теровка; 7 — железобетонный ствол; 8 — подвеска ствола; 9 — ствол металли-
ческий
344
N ,%..........................1	1-1,4
Значение /3:
для твердого шлакоудаления 0,55	0,7
для жидкого шлакоудаления 0,8	1
1,4-2	2
1	1,4
1,4	2
Обеспечение наилучшего рассеивания вредностей в атмосфере дости-
гается при отводе всех дымовых газов ТЭС через одну трубу. Однако
при этом увеличивается длина газоходов и снижается надежность рабо-
ты электростанции в целом. Поэтому на ТЭС предусматривается не
менее двух независимых газовых трактов с дымовыми трубами. Раз-
меры дымовых труб по высоте и диаметру устья унифицированы: вы-
сота 180; 210; 240; 270; 300; 330; 360; 390; 420; 450 м; диаметр
устья 6,0; 7,2; 8,4; 9,6; 10,8; 12,0; 13,8 м.
Дымовая труба ТЭС представляет собой сложное и дорогостоящее
сооружение. Ее конструкция зависит от высоты, агрессивности дымо-
вых газов, мощности электростанции, свойств золы и способа золо-
улавливания (рис. 14.11).
При слабоагрессивных и неагрессивных дымовых газах применяются,
как правило, необслуживаемые дымовые трубы с коническим газоот-
водящим стволом и с вентилируемым воздушным зазором или без
него. При сжигании на ТЭС сернистых мазутов или углей, образующих
агрессивные дымовые газы, целесообразна установка обслуживаемых
дымовых труб высотой более 240 м с газоотводящим стволом посто-
янного сечения из стали или кислотоупорного материала. Трубы с про-
тиводавлением в зазоре рекомендуется применять высотой 240 м и
ниже.
Дымовые трубы с отдельными газоотводящими стволами могут вы-
полняться одноствольными и многоствольными. В железобетонной обо-
лочке многоствольной трубы размещается несколько металлических
стволов с наружной теплоизоляцией. Между стволами сооружаются
лестницы и площадки обслуживания.
Для ограничения зоны рассеивания радиоактивных веществ высоту
труб АЭС принимают не более 150 м. В зависимости от высоты цент-
ральной трубы АЭС размер санитарно-защитной зоны R (расстояние
от источника выброса до внешней границы санитарно-защитной зо-
ны) определяется по формуле
R = dH,	(14.7)
где Н - высота трубы, м; d - параметр, зависящий от количества вы-
брасываемого воздуха, метеорологических и других условий.
Основное требование, предъявляемое к дымовым трубам ТЭС и
вентиляционным трубам АЭС, — это их высокая надежность. В тече-
ние всего срока эксплуатации (30—50 лет) труба должна обеспечивать
работу электростанции без проведения ремонтов. Такая надежность
Достигается при выполнении всех требований расчета, проектирования
и строительства их с учетом теплового, агрессивного и механического
воздействия газов и окружающей среды.
345
14.7.	ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЕ НА ТЭС
Количество золы и шлака, которое образуется на электростанп
зависит от типа применяемого топлива, его зольности, способа
сжигания, расхода и эффективности золоулавливающих устройств
Общее количество шлака и золы, подлежащее удалению с ТЭС опп
’ '-’лре-
деляется из выражения
(пР \ Г	/ Т] \~
Ар + q4 —и- 1 - а J 1-,	/148.
32,7/£ ун \ ЮО/J U4.8)
где В — расход сжигаемого топлива, кг/ч; Ар — зольность топлива в
расчете на рабочую массу, %; q4 — потери теплоты топлива с механиче-
ским недожогом, %; QP — теплота сгорания топлива, МДж/кг; 32,7 -
теплота сгорания недожога, МДж/кг; а
эффективность золоуловителей, %.
— доля золы в уносе; -q
Находят применение механическая, гидравлическая, пневматическая
и смешанная системы золошлакоудаления. При этом в каждой системе
используются элементы другой. Выбор той или иной системы опреде-
ляется расходом и свойствами золы и шлака, надежностью и экономич-
ностью работы, стоимостными характеристиками, условиями обслу-
живания, наличием мест для золоотвалов и их удаленностью от элект-
ростанции, способом очистки дымовых газов, наличием достаточного
количества воды.
Механические системы золошлакоудаления в настоящее время не
применяются на ТЭС. Они используются только в малых котельных.
Гидравлические системы получили наиболее широкое распростране-
ние. В этих системах может применяться совместная транспортировка
золы и шлака по общим каналам и трубам и раздельная — шлака от-
дельно от золы по самостоятельным каналам и трубам.
Раздельная транспортировка применяется при наличии соответствую-
щих требований к использованию шлака и золы, не допускающих их
смешения.
Совместное удаление золы и шлака (пульпы) производится багер-
ными насосами, которые могут размещаться в главном корпусе ТЭС
или на некотором удалении от него.
Еагерные насосы устанавливаются с резервным и ремонтным агрега-
тами в каждой насосной станции. В качестве насосов используются спе-
циальные центробежные машины, изготовленные из износостойких
материалов. На всасе багерных насосов устанавливаются приемные ем-
кости: не менее чем на 2 мин работы насоса при расположении насосной
в главном корпусе и не менее чем на 3 мин при расположении насосной
за пределами главного корпуса. К одной багерной насосной подсоединя-
ется не менее шести котлов производительностью по 320—500 т/ч, не
менее четырех — по 640—1000 т/ч или не менее двух котлов производи-
тельностью 1650—2650 т/ч.
346
рис. 14 12. Принципиальная схема золошлакоудаления:
I — топочная камера котла; 2 - золоуловитель; 3 — ванна со скребковым
транспортером для непрерывного шлакоудаления; 4 — золосмывной аппарат
золоуловителя; 5 - шлакодробилка; 6 — смывной насос; 7 - шлакозоповой
канал; 8 — сопло побудительное; 9 — приемный бункер пульпы с металлоулови-
телем; 10 - багерный насос; 11 — дренажный насос; 12 - пульпопровод; 13 -
эолоотвал
Поступление золы и шлака к багерным насосам осуществляется по
самотечным золовым и шлаковым каналам, которые в пределах ко-
тельного помещения выполняются раздельными. Шлаковые каналы вы-
полняются с уклоном не менее 1,5%, а при жидком шлакоудалении —
не менее 1,8%. Золовые каналы выполняются с уклоном не менее 1%.
Золошлаковые каналы выполняются с износоустойчивой облицовкой.
Движение золы и шлака по ним осуществляется под действием потока
воды, поступающего из побудительных сопл, которые располагаются
в торцах каналов, местах их сопряжения, под каждой шлакосмывной
шахтой, под золоспускными течками и по длине каналов.
Общая схема золошлакоудаления показана на рис. 14.12.
Для удаления летучей золы из бункеров золоуловителей служат золо-
смывные аппараты. В них происходит смачивание и перемешивание зо-
лы с водой. Золосмывные аппараты имеют производительность по су-
хой золе от 1 до 10 т/ч; при этом кратность смыва составляет от 3
до 4 м3 воды на 1 т золы. При большом числе золосмывных аппаратов
для сброса золовой пульпы прокладывается коллектор длиной
до 40 м и диаметром до 300 мм с уклоном 2—3%.
Для удаления шлака из топочных камер паровых котлов как в жид-
ком, так и в твердом состоянии служат механизированные устройства
непрерывного действия: скребковые транспортеры производитель-
ностью 25—35 т/ч; шнековые транспортеры (для твердого шлака)
Производительностью 4—8 т/ч и роторные устройства (для жидкого
Шлака) производительностью 10 т/ч (рис. 14.13).
Установка скребкового транспортера предусматривает наличие
ПИакодробилки для дробления шлака до кусков размером 25—50 мм.
Объем ванны скребкового транспортера составляет 5,5—8 м3, скорость
Движения транспортера равна 4—5 м/мин, а расход воды равен 5—
12 м3/т.
347
5
Рис. 14.13. Устройства для удаления шлака:
а — шнековый шлакоудаляющий транспортер: 1 — бункер холодной воронки;
2 - ванна; 3 - кольцо для дробления шлака; 4 - шнек; 5 — привод шнека; 6 -
выход шлака; б — роторный шлакоудаляющий транспортер: 1 — корпус; 2 -
неподвижная дробильная плита; 3 — ротор; 4 — опора ротора; 5 — выход шла-
ка; в — скребковый шлакоудаляющий транспортер: 1 — шахта холодной ворон'
ки; 2 - ванна; 3 — натяжное устройство тяговых цепей; 4 — люк; 5 - направ-
ляющий каток; 6 - ведущие звездочки; 7 - выход шлака; 8 — люк для очист-
ки дробилки; 9 — поддерживающий каток; 10 — рама-каркас ванны; 11 - хоДО
вые колеса ванны; 12 — скребки; 13 - дробилка; 14 - тележка дробилки
348
Б500
Роторные устройства не требуют установки дробилок, так как кус-
ки шлака измельчаются при их заклинивании , между вращающимся
диском (ротором) и неподвижной дробильной плитой.
Шнековые транспортеры оборудуются наклонным шнеком диамет-
ром 500—600 мм и длиной 5—8 м, который имеет частоту вращения
2,5-5 мин"1. Под топочной камерой может устанавливаться один или
два шнековых транспортера с суммарной производительностью до
25 т/ч.
При наличии индивидуальных дробилок шлака под паровыми кот-
лами с дроблением его до кусков размером 40 мм в багерной насо-
сной шлакодробилки не устанавливаются.
Пульпопроводы от багерной насосной до золоотвалов выполняются
из стальных труб диаметром 0,3—0,7 м с толщиной стенки 8—12 мм.
Они прокладываются по поверхности земли и разбиты на участки с
фланцами, что дает возможность периодически поворачивать их на
90—120 вокруг оси с целью увеличения срока службы за счет равномер-
ности износа. От каждой насосной прокладывается не менее двух пуль-
попроводов с одной резервной линией. Скорость движения пульпы при-
нимается 1,5—1,9 м/с в зависимости от вида золошлаков и диаметра
пульпопровода.
Площади, выделяемые для организации золошлакоотвалов, должны
обеспечивать работу электростанции в течение не менее 25 лет. Вмести-
мость золошлакоотвалов предусматривается достаточной для работы
Лектростанции в течение 5 лет после ввода ее на проектную мощность,
необходимая площадь отчуждения для отвалов строящихся ТЭС оце-
нивается по годовому выходу золошлакового материала и составляет
60-500 га при выходе золы и шлака более 1500 тыс. т/год. Макси-
мальная высота золошлакоотвала равна 35—40 м.
349
Таблица 14.1. Значения оптимальных скоростей пульпы, м/с
Условный диаметр пульпопровода, м	Жидкий шлак с золой и без золы	Твердый шлак с золой и без золы	- —. Зола
0,3	1,5-1,7	1,4-1,6	1,25-1,4
0,5	1,6-1,85	1,5-1,7	1,3-1,45
0,7	1,65-1,9	1,55-1,8	1,35-1,5
Суммарный расход пульпы, поступающей в золошлакоотвал, боль-
ше количества золы и шлака, удаляемого с ТЭС и определяемого по
(14.8), на значение расхода воды на их транспортировку. При расчете
системы гидрозолошлакоудаления расход воды определяется по при-
нятой скорости движения пульпы, которая должна быть выше крити-
ческой, соответствующей движению твердого материала с частичным
влечением по дну трубопровода или канала без образования неподвиж-
ных отложений.
Значения оптимальных скоростей пульпы в пульпопроводах приве-
дены в табл. 14.1.
На ТЭС в настоящее время применяются оборотные системы гидро-
золоудаления, в которых осветленная на золошлакоотвале вода воз-
вращается для повторного использования. С этой целью применяют
дренируемые золошлакоотвалы, в основании которых по всей терри-
тории отвала закладывается система дренажных труб (рис. 14.14, о).
При таких отвалах отпадает необходимость в сооружении дамб, а ка-
чество осветленной воды выше, чем при сооружении отстойного
пруда. Однако при наличии частиц размером менее 0,1 мм эффектив-
ная работа системы дренирования не обеспечивается.
При высоких требованиях к качеству осветленной воды и расходе
пульпы 500—1000 м3/ч могут использоваться дренируемые отвалы с
прудом инфильтрации и дамбами (рис. 14.14, б). При этом дамбы,
образующие начальную емкость отвала, возводятся из грунта, а для их
наращивания в процессе эксплуатации используются шлак и зола.
Для раздельного складирования золы и шлака возможно исполь-
зование комбинированного отвала (рис. 14.14, в), а при высокой це-
ментирующей способности золы и содержания шлаковых фракций в
пульпе более 20% наиболее рациональна и экономична конструкция
отвала, приведенного на рис. 14.14, г.
Водный баланс системы гидрозолоудаления проектируется по ну-
левому принципу, когда соблюдается годовой баланс воды отстойного
пруда и гидрозолоудаления, а количество воды, получаемое из отстой-
ного пруда, достаточно для транспортировки золы и шлака. Подпитка
системы предусматривается технологическими сточными водами.
Химический состав осветленной воды системы золошлакоудаления
зависит от химического состава используемых топлив и наличия газо-
350
Рис. 14.14. Типы золоотвалов:
а - дренированный, образованный надводным намывом; б — дренированный
с прудом инфильтрации; в — комбинированный с дренированной зоной и от-
стойным прудом; г — с поярусным отвалованием из золошлаковОго материала
образных веществ, присутствующих в дымовых газах и растворимых
в воде. В зависимости от состава воды предусматривается выдержка
ее в бассейнах или отсеках отвалов. Так, если существует опасность
образования в тракте осветленной воды отложений гидрооксида каль-
ция, то осветленная вода должна выдерживаться не менее 250-300 ч,
а при возможности образования отложений карбоната кальция 100—
150 ч.
Зола и шлак могут широко использоваться при производстве строи-
тельных материалов, цемента, в дорожном строительстве, в сельском
Хозяйстве и т. д.
351


14.8.	СБОР И УДАЛЕНИЕ ОТХОДОВ НА АЭС
Обеспечение сбора, переработки и надежного захоронения радиоац
тивных отходов, образующихся на АЭС, является весьма важной зада
чей при их проектировании и эксплуатации. При этом следует иметь
в виду, что радиоактивные отходы нельзя перевести в нерадиоактивное
состояние (очистить от радиоактивности). Поэтому на АЭС предусмат-
ривается переработка отходов с целью максимальной концентрации
радиоактивных веществ в минимальном объеме, удобном для длитель
ного и безопасного хранения в специальных хранилищах (моги ь
никах).
Хранилища для радиоактивных отходов выполняются подземными
или наземными с удалением не менее чем на 50 м от водопроводных
магистралей и не менее чем на 500 м от открытых водоемов на reppj
тории, не подверженной затоплениям. Места для размещения могиль
ников выбираются таким образом, чтобы уровень грунтовых вод бы
ниже дна могильника на 4 м.
Конструкции хранилищ для захоронения радиоактивных отходов
приведены на рис. 14.15.
Источником жидких радиоактивных отходов является вода, npi
меняемая в качестве теплоносителя, а также сточные воды спецпрачеч
ных, обмывочные воды и др. Переработка жидких отходов включае
очистку воды на спецводоочистке и доупаривание. На длительное хр;
нение направляются образующиеся при переработке пульпа и кубовый
остаток.
Схема очистки и переработки жидких отходов приведена в
рис. 14.16.
Для сбора и хранения жидких радиоактивных отходов предусматри
ваются специальные могильники, рассчитанные на длительный
(до 15 лет) срок хранения. При этом предусматриваются раздельные
емкости для каждого вида отходов. Резервная емкость может быз
общей для разных видов отходов. Вместимость резервной емкости
должна быть не менее, чем вместимость самой большой рабочей е»
кости в хранилище.
Для удаления образующихся в баках радиоактивных газов пред
сматривается принудительная продувка их инертным газом
(рис. 14.17).
Отвердение жидких отходов позволяет повысить надежность и бе
опасность хранения, уменьшить вместимость хранилищ и расширить
возможности транспортировки.
Отвердение производят цементированием, битумированием и ocrei
ловив анием.
Отвердение цементированием рекомендуется (до 10“5 Ки/л) РР
жидких отходов. Цементные блоки, изготовленные из отходов на осн<
ве портландцемента, имеют сравнительно низкую водостойкость и по)
лежат хранению в специальных траншеях с гидроизоляцией.
352
Рис. 14.15. Конструкции хранилищ для радиоактивных отходов:
а — для жидких отходов: 1 — емкость; 2 — металлическая облицовка; 3 —
железобетон; 4 — страховочное ограждение; 5 — дренажное устройство для конт-
роля за плотностью емкости; б — для твердых отходов: 1—3 - отсек отходов
соответственно малой, средней и высокой активностей; 4 - отвод газов
Битумирование достаточно надежно фиксирует радиоактивные ве-
щества с высокой активностью (до 1 Ки/л) и допускает хранение битум-
ной массы в траншеях без дополнительных специальных мер.
Остекловывание также позволяет надежно хранить отвержденные
Высокоактивные (более 1 Ки/л) отходы в специальных местах для
хранения твердых отходов.
Источником твердых радиоактивных отходов являются загрязнен-
ные детали и материалы, демонтированное оборудование первого кон-
ура, загрязненная теплоизоляция, инструмент, спецодежда, обтироч-
ный материал и др.
353
Рис. 14.16. Схема переработки и очистки трапных вод:
1 — подвод воды от коллектора спецканализации; 2 — промежуточные баки;
3 — погружные насосы; 4 — основные баки; 5 — насосы; 6 — регулятор уровня
в выпарном аппарате; 7 - подогреватель; 8 — подвод пара; 9 — выпарной аппа-
рат; 10 — доупариватель; 11 — отвод пара; 12 — отвод конденсата; 13 — отвод
в хранилище; 14, 16 - охладители; 75 - деаэратор; 17 - сборный бак; 18 -
насосы очищенной воды; 19, 20 - механические фильтры; 21, 22 - катионитовый
и ионитовый фильтры; 23 — контрольные баки; 24 — подача воды в баки чистого
конденсата; 25 — сбросе коллектор спецканализации
Рис. 14.17. Принципиальная схема отвода газов из хранилища жидких отходов:
1 - емкости для хранения жидких отходов; 2 - монжюсы; 3 - подвод воз-
духа; 4 - теплообменник для охлаждения газа; 5 - сепаратор влаги; 6 - фильтр;
7 - вентиляторы; 8 — отвод газов
354
Общее количество твердых радиоактивных отходов, образующихся
за год от одного реактора, составляет примерно 150 м3.
Транспортировка твердых отходов в хранилище производится в
специальных контейнерах и пластиковых мешках. Для сокращения
объемов отходов целесообразно применение их прессования, а также
сжигание.
В качестве хранилищ для твердых отходов используются много-
камерные, отдельно стоящие железобетонные сооружения в подзем-
ном или наземном исполнении, рассчитанные на срок эксплуатации
10—15 лет с возможностью расширения на весь срок эксплуатации.
Хранилища оборудуются средствами механизации для загрузки и за-
крытия отсеков и системами дистанционного пожаротушения.
Глава пятнадцатая
ВЫБОР ПЛОЩАДОК ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
15.1. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И ТРЕБОВАНИЯ К ПЛОЩАДКАМ
При выборе районов размещения новых электростанций составляется
технико-экономическое обоснование развития энергосистем, основными
задачами которого являются: определение ввода мощностей по годам;
установление наиболее эффективных для ввода этих мощностей энер-
горесурсов; выбор наиболее целесообразного варианта развития энер-
госистемы (с учетом связей с другими энергосистемами) и экономи-
ческое обоснование площадок под строительство новых электростан-
ций. В технико-экономическом обосновании развития энергосистемы
вариантно рассматривается следующее:
баланс существующих и перспективных мощностей по производству
и потреблению электрической и тепловой энергии с учетом ввода мощ-
ностей по годам;
определяется наиболее эффективный вид топлива для предполагае-
мых к вводу мощностей;
устанавливаются тип блоков, оптимальная мощность их и электро-
станций в целом;
исследуются все возможные виды и способы подачи топлива на пред-
полагаемые к строительству электростанции. При этом учитываются
затраты на развитие топливодобывающей и транспортной отраслей;
анализируются все возможные источники водоснабжения электро-
станций, геологические и гидрологические условия на предполагаемых
для строительства электростанций площадках.
Площадки, намечаемые для строительства электростанций, должны
Удовлетворять ряду требований технического, экологического и эко-
номического характера, перечень которых с указанием конкретных
предельных значений нормируемых параметров регламентирован.
355
В частности, из этих документов следует, что к конкурсному рас
смотрению могут быть приняты площадки, имеющие естественный
уклон не более 1%, с грунтами, допускающими строительную нагрузку
не менее 0,25 МПа и с глубиной залегания грунтовых вод не менее 5 м
Если последнее требование не удовлетворяется, то должны быть преду'
смотрены мероприятия по водопонижению.
Специфические требования к площадкам для строительства АЭС
наиболее полно отражены в материалах Международного агентства по
атомной энергии (МАГАТЭ). Свод положений [33] предусматривает
учет всех возможных влияний на целостность АЭС как природных
явлений, так и человеческой деятельности. В соответствии с [33, 34а]
на основе учета состава и распределения населения на прилегающей
территории АЭС должна проектироваться и эксплуатироваться таким
образом, чтобы:
во время эксплуатации станции радиационное облучение населения
было настолько низким, насколько это достижимо, и В любом случае
находилось в соответствии с национальными требованиями и междуна-
родными рекомендациями;
радиационная опасность для населения в аварийных состояниях,
в том числе в чрезвычайных условиях, была приемлемо низкой и на-
ходилась в соответствии с национальными требованиями и междуна-
родными рекомендациями.
Если оказывается, что при всех возможных мероприятиях указан-
ные требования не удовлетворяются, то рассматриваемая площадка
признается непригодной для строительства АЭС с данным типом реак-
торов.
Выбор конкретной площадки для строительства электростанции
производится по результатам технико-экономического сравнения всех
возможных вариантов. При этом необходимо учитывать, что даже при
заданных составах основного оборудования, установленной мощности
и режиме работы электростанции при строительстве ее на различных
площадках будут изменяться: мощность, выдаваемая потребителям;
расходы на транспортировку топлива; капитальные вложения в освое-
ние территории, в систему добычи и транспорта топлива, в системы
передачи электрической и тепловой энергии, техническое водоснабже-
ние, системы по очистке от вредных выбросов в воздушный и водный
бассейны; потери в системах передачи энергии потребителям. При срав-
нении различных площадок должна учитываться также стоимость зем-
ли, так как ценность того или иного ее участка с народнохозяйственной
точки зрения может существенно различаться. Особенно важен учет
этого фактора в случае применения для разных площадок различных
систем технического водоснабжения (см. гл. 13).
Идеальным является случай, когда для одной из конкурирующих
площадок одновременно удовлетворяются условия минимальности:
значения первоначальных капитальных вложений, годовых эксплуата-
356
ционных расходов и сроков сооружений как электростанции в целом,
так и первого блока.
Сопоставление площадок и выбор наиболее эффективной из них
должны производиться при условии, что в результате соответствующих
технических решений во всех случаях достигаются одинаковые энерге-
тическая эффективность и надежность работы электростанции, а также
обеспечиваются все требования санитарных, противопожарных и дру-
гих норм.
Очевидно, что при изложенном подходе к выборе площадки для
строительства электростанции капитальные вложения в основные
здания и оборудование остаются неизменными и основное внимание
необходимо обращать на возможно более точную оценку стоимостных
и технических показателей тех элементов электростанции, которые
зависят от конкретных особенностей каждой площадки. Для этих
целей на основе анализа всех конкурирующих площадок выявляют
перечень всех изменяющихся элементов электростанции. По этим
элементам производятся проектно-изыскательские проработки, на
основании которых и осуществляются технико-экономическое сопо-
ставление и окончательный выбор площадки.
15.2. СТРУКТУРА ГЕНЕРАЛЬНОГО ПЛАНА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Схему расположения всех зданий и сооружений электростанции на
выбранной площадке называют генеральным планом. Он включает в
себя следующие разделы:
здания и сооружения основного производственного назначения;
подсобные производственные объекты;
вспомогательные объекты.
К зданиям и сооружениям основного производственного назначе-
ния относятся все объекты, которые непосредственно задействованы
в технологическом процессе электростанции; главный корпус с приле-
гающими к нему площадками и дымовыми трубами; разгрузочные
устройства, транспортные галереи, дробильный корпус, склад топли-
ва; мазутные и газораспределительные станции; распределительные
устройства по выдаче электроэнергии; главный щит управления (при
расположении его в отдельном здании); все сооружения системы
технического водоснабжения; цех химводоочистки со всеми вспомога-
тельными сооружениями; здания ремонтного цеха и мастерских;
здание багерной насосной, если она вынесена за пределы главного
корпуса; золоотвал и пульпопроводы к нему.
Подсобными производственными объектами служат: административ-
ный и объединенный вспомогательный корпуса; складские помещения;
здания кислородной, ацетиленовой, компрессорной и электролизной
станций; железные и автомобильные дороги.
357
К вспомогательным объектам относят: локомотивные и пожарные
депо, гаражи, устройства по очистке сточных вод, столовые, проход,
ные и ограждение территории станции.
Для АЭС дополнительно должны сооружаться: хранилища твердЬ1х
и жидких радиоактивных отходов; азотная станция, вспомогательный
корпус, в котором размещаются различные лаборатории, санпропускни-
ки и спецпрачечные; вентиляционный корпус и здание спецводоочистки
При составлении генерального плана электростанции между всеми
объектами предусматривают необходимые пожарные разрывы и про-
езды.
Объекты необходимо располагать таким образом, чтобы к помеще-
ниям турбинного и котельного отделений (для АЭС к помещению транс-
портного коридора) , главного корпуса, к площадке открытого распре-
делительного устройства, к приемно-разгрузочному устройству топ-
лива, к сливному устройству мазутного хозяйства, ко всем складским
помещениям обеспечивался подвод железных и автомобильных дорог.
В первую очередь определяют местоположение на генеральном
плане главного корпуса электростанции, а все остальные здания и соо-
ружения ’’привязывают” к нему. При прямоточной системе техниче-
ского водоснабжения или при наличии пруда-охладителя турбинное
отделение главного корпуса должно находиться от источника водоснаб-
жения на минимально возможном расстоянии. На рис. 15.1—15.4 при-
ведены примеры генеральных планов электростанции, из которых вид-
но, что все здания и сооружения стараются располагать относительно
главного корпуса электростанции в соответствии с технологическим
процессом получения электроэнергии. Как правило, объекты топлив-
ного хозяйства располагают со стороны котельного отделения, откры-
тое распределительное устройство (ОРУ) с фасадной стороны машин-
ного зала или со стороны постоянного торца главного корпуса. По-
следнее решение, как правило, связано с тем, что не всегда удается
одновременно выполнить условия соблюдения минимальных протя-
женностей токопроводов до ОРУ и подводящих и отводящих цирк-
водоводов охлаждающей воды.
Важным фактором как для размещения объектов электростанции
на генеральном плане, так и для расположения станционного жилого
поселка являются господствующее направление ветра и сила его в
данном районе, или ’’роза ветров”. Под розой ветров в метеорологии
понимают графическое изображение относительного распределения по-
вторяемости или значений скоростей и направлений ветра за многолет-
ний период наблюдений. На чертежах генпланов изображение розы
ветров является обязательным.
С учетом розы ветров объекты топливного хозяйства должны рас-
полагаться с подветренной стороны по отношению к главному корпу-
су, ОРУ, градирням, линиям электропередачи. Градирни должны рас-
полагаться таким образом, чтобы их выпар не попадал на линии элект-
358
Рис. 15.1. Генеральный план типовой пыпсугольной электростанции мощностью
2400 МВт с размещением ОРУ перед фронтом машинного зала;
I - главный корпус; 2 - дымовые трубы; 3 - вспомогательный корпус; 4 -
водородные ресиверы; 5 — сооружения топливоподачи и топливного хозяйства;
б - мазутное масляное хозяйство; 7 — ацетилено-кислородная установка; 8 —
ОРУ с напряжением 110, 220 и 500 кВ; 9 - установка трансформаторов; 10 -
насосные станции технического водоснабжения; 11 — открытый сбросной канал;
12 — водохранилище
ропередачи, ОРУ, здание главного корпуса. Населенный пункт должен
располагаться с подветренной стороны по отношению к площадке
электростанции.
Вход через проходную и въезд на территорию электростанции осуще-
ствляют со стороны торцевой стены главного корпуса. Со стороны по-
стоянного торца главного корпуса размещают административный и
объединенный вспомогательный корпуса, которые соединяют с главным
корпусом закрытыми переходными галереями для персонала. Переход-
ные галереи выполняют на уровне отметки обслуживания основного
оборудования электростанции.
Все здания и сооружения электростанции представляют собой слож-
ный производственный и архитектурный комплекс, к которому
359
2201В
5001В
Рис. 15.2. Генеральный план газомазутной электростанции мощностью 4800 МВт
с зубчатой компоновкой главного корпуса:
1 — главный корпус; 2 — открытая установка воздухоподогревателей; 3 -
дымовая труба; 4 - открытая установка трансформаторов; 5 - ОРУ напряжением
220 кВ; 6 — то же 500 кВ; 7 - циркуляционные водоводы; 8 - насосные станции;
9 — газораспределительный пункт; 10 ~ бак запаса конденсата; 11 — столовая и
бытовой корпус; 12 — инженерно-бытовой корпус; 13 — переходный мост; 14 -
химводоочистка; 15 - бытовые помещения; 16 - центральные ремонтные мас-
терские; 17 - навесы; 18-20 — склады соответственно центральный материаль-
ный, теплоизоляционных материалов и ремстройцеха; 21 — мастерская теплоизо-
ляционных изделий; 22 — столярная мастерская; 23 — наружная установка баков
химводоочистки; 24 — открытый склад тяжелого оборудования; 25 — мазутона-
сосная (пусковая) и маслоаппаратная; 26 — мазутослив; 27 — открытый склад
масла и мазута; 28 — пусковая парогенераторная; 29 — открытая установка ре-
сиверов водорода; 30 - склад химреагентов; 31 — азотно-кисло родная станция
и общестанционная компрессорная; 32 — склад цемента; 33 — бетонорастворный
узел; 34 - ацетилено-генераторная станция; 35 — пропан-бутановая установка;
36 — склад радиоактивных изотопов; 37 — стоянка для автомашин; 38 — па-
вильон для ожидания автобусов; 39 - навес для мотоциклов и велосипедов; 40 -
пункт питания; 41 - водохранилище
предъявляется ряд требований технологического, экономического,
экологического и эстетического порядка. Поэтому в разработке гене-
рального плана электростанции должны участвовать не только специа-
листы технологи-теплотехники и электротехники, но и строители, архи-
текторы, железнодорожники, автодорожники, сантехники, специали-
сты по пожарной безопасности, медики и другие специалисты.
Размеры площадки должны быть таковы, чтобы обеспечивалась не-
обходимая санитарная зона вокруг электростанции. Для тепловых
электростанций размер санитарной зоны обычно принимают 500—
1000 м.
360
Рис. 15.3. Генеральный план пылеугольной ТЭЦ:
1,2 — главный и служебный корпуса; 3 — переходные мостики; 4 — главный
щит управления; 5 - главное распределительное устройство; 6 - ОРУ напряже-
ниями 35 и ПО кВ; 7 - химводоочистка; 8 — угольный склад с мостовым пере-
гружателем; 9 - разгрузочная эстакада; 10 - ленточный конвейер склада; 11 -
разгрузочное устройство с лопастными питателями; 12 — дробильный корпус;
13 - галерея конвейеров топливоподачи; 14 — дымовые трубы; 15 — градир-
ни; 16 — мазутное хозяйство; 17 — механическая мастерская; 18 — материаль-
ный склад; 19 - трансформаторная мастерская; 20 - склад масла; 21 — про-
ходная
Размер санитарной зоны выбирается с учетом вредных выбросов
(фонового загрязнения) от существующих в районе сооружения элект-
ростанции предприятий. При этом высота дымовых (вентиляционных)
труб и размеры санитарной зоны должны выбираться с таким расче-
том, чтобы суммарная концентрация вредных выбросов (с учетом фо-
нового загрязнения) не превышала предельно допустимых концентра-
ций (ПДК), определяемых санитарными нормами [47, 66].
Атомная электростанция должна иметь зону строгого санитарного
режима с радиусом 4-6 км, в которой запрещается строительство
объектов, не связанных с электростанцией, а также все виды земле-
пользования. В этой зоне запрещается проживание людей и наличие
предприятий по производству продуктов питания.
В зоне радиусом 30—50 км от АЭС не должно быть крупных насе-
ленных пунктов, а также объектов, разрушение которых могло бы при-
вести к дополнительным выбросам вредностей в окружающую среду.
При соблюдении всех изложенных требований и условий качество
компоновки генерального плана электростанции оценивается следую-
щими показателями:
361
Рис. 15.4. Генеральный план газомазутной ТЭЦ:
1, 2 - главный и служебный корпуса; 3 - переходный мостик; 4 - главный
щит управления; 5 - закрытое распределительное устройство напряжением
110 кВ; 6 - то же 35 кВ; 7 - градирни; 8 - химводоочистка; 9 ~ бак конден-
сата; 10 - дымовые трубы; 11 — объединенный вспомогательный корпус; 12 -
мазутное хозяйство; 13 - масляное хозяйство; 14 - ресиверы водорода; 15 -
проходная
удельной площадью застройки, м2/МВт,
уд = F/N-
(15.1)
коэффициентом использования территории, %,
*тер = <FcyJF>  100’-	<15 2)
коэффициентом застройки, %,
fc т =(F /Г) -100,	(15.3)
заст v зд'
где F — площадь земельного участка, находящегося в пределах ограды
электростанции, м2; N — установленная мощность электростанции,
МВт; F м — суммарная площадь, занятая зданиями и сооружениями
электростанции; F — площадь, занятая только зданиями электро-
станции.
Численные значения коэффициента застройки для современных ТЭС
и АЭС составляют 20—30% (такая часть площадки отводится только
под здания).
362
Глава шестнадцатая
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
16.1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Обеспечение длительной надежной, безопасной и экономичной работы
оборудования при производстве установленного количества энергии
требуемого качества является основной задачей эксплуатации электро-
станций.
Эксплуатацию оборудования электростанции осуществляет оператив-
ный персонал в соответствии с Правилами технической эксплуатации
(ПТЭ), Правилами техники безопасности (ПТБ), инструкциями и ука-
заниями.
Организацию работы оперативного персонала обеспечивает админи-
стративный персонал.
Функциональные обязанности каждого работника электростанции
определяются должностными инструкциями. В них оговорены требо-
вания к квалификации, права и обязанности, подчиненность, зона об-
служивания и условия взаимодействия с другими работниками.
Требования по эксплуатации регламентируются производственными
инструкциями на каждом рабочем месте, которые устанавливают поря-
док наблюдения, регулирования, обслуживания и поддержания за-
данного нормального режима оборудования.
В нормальном режиме эксплуатации управление оборудованием
блока осуществляется системами регулирования, входящими в состав
системы управления блоком или электростанцией. Общее число управ-
ляемых величин современного энергоблока достигает несколько со-
тен. Наиболее важными из них являются: электрическая мощность;
давление и температура перегретого пара; давление в топочной камере
котла; параметр, характеризующий качество сгорания топлива; уро-
вень воды в барабане. Для блоков АЭС дополнительно управляемыми
величинами являются: температура теплоносителя на входе в реактор
и выходе из него и плотность нейтронного потока в активной зоне.
Электрическая мощность (нагрузка) электростанции устанавлива-
ется в соответствии с графиком потребления. При этом распределение
нагрузки
мального
между отдельными блоками производится из условия мини-
расхода топлива на выработку электроэнергии. Для экономич-
ного
распределения нагрузки между агрегатами используют энергетиче-
ские
характеристики оборуд зания. Изменение нагрузки
от
одного режима к другому допускается со скоростью
нуту
от номинальной.
при переходе
0,5—1% в ми-
клонение
параметров
При большей скорости изменения возможно от-
пара и повышение термических напряжений в
отдельных
элементах оборудования
сверх допустимых пределов.
В условиях нормальной эксплуатации и при изменении нагрузки ско-
рость вращения ротора турбины должна поддерживаться неизменной
363
и соответствовать частоте в сети 49,5—50,5 Гц. При отклонении скорое
вращения от номинального значения возникают изменения в системе
регулирования турбины, повышаются вибрация лопаточного аппарата
и центробежные напряжения в роторе. Отклонение более чем на inJ
12% вызывает аварийный останов турбины автоматом безопасности
Контроль за вибрационным и термическим состояниями элементов
параметрами рабочего тела в системе смазки, регулирования и охлаж-
дения является основным в обеспечении надежной работы турбоагре-
гата.
При эксплуатации котла необходимо обеспечить стабильные гид.
равлический и температурный режимы его работы.
Надежная эксплуатация электростанций в значительной мере зависит
от правильной организации и своевременного ремонта оборудования
Система планово-предупредительных ремонтов предусматривает вывод
оборудования в ремонт в определенной последовательности, не допу,
ская возможности его останова из-за износа или неисправности. В си-
стему планово-предупредительных ремонтов не входят послеаварийные
и восстановительные ремонты. Капитальный ремонт основного обору,
дования производится 1 раз в 2—3 года и включает в себя полную реви-
зию агрегатов и отдельных элементов блоков, устранение дефектов,
замену или восстановление отдельных деталей и узлов, а также выпол-
нение мероприятий по модернизации и усовершенствованию обору-
дования.
Текущие ремонты планируются с учетом необходимости замены или
очистки от загрязнений отдельных элементов и узлов оборудования,
устранения протечек и выполнения мелких реконструкций. Текущие
ремонты проводятся 2—3 раза в год, и в существенной мере их необ-
ходимость зависит от культуры эксплуатации.
В период между капитальными ремонтами практикуют проведение
расширенных текущих ремонтов.
Все работы, проводимые на оборудовании электростанций, выпол-
няются в соответствии с нарядами-допусками, устанавливающими ме-
роприятия по технике безопасности при производстве работ и персо-
нальную ответственность за качество их выполнения.
16.2.	ПУСК ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС И АЭС
Наиболее важными моментами в период эксплуатации оборудования
электростанций являются пуск и останов. От правильного проведения
этих операций существенно зависят надежность, долговечность и эконо-
мичность работы оборудования.
В процессе пуска возникают дополнительные механические и терми-
ческие напряжения в элементах агрегатов, вызываемые нестабильностью
теплового состояния. Поэтому основное внимание в период проведения
этой операции уделяется равномерному прогреву оборудования и его
364
цементов, соблюдению установленных скоростей роста температур и
явления. В то же время операции пуска связаны с прямой потерей топ-
вва и не должны быть длительными.
Пуск блоков проводится в настоящее время при скользящих началь-
ных параметрах пара. При этом пуск котла и турбины совмещается,
го позволяет существенно сократить длительность пусковых опера-
ций.
Подготовка к пуску парового котла включает: заполнение водой;
проверку действия предохранительных клапанов, регулирующей арма-
ры и приборов; включение в работу тягодутьевой установки. Для
турбины выполняется проверка действия автоматов безопасности,
регулирующей и стопорной арматуры, включение пускового масло-
насоса и валоповоротного устройства, циркуляционного насоса, запол-
нение конденсатора до нормального уровня и включение конденсат-
ного насоса на рециркуляцию, включение эжектора для отсоса возду-
ха и подачу пара на уплотнения.
Предпусковые операции с реактором АЭС включают: заполнение
циркуляционных контуров теплоносителей; проверку действия системы
регулирования и защиты; определение запаса реактивности; разогрев
теплоносителя до 100-105 °C электронагревателями или за счет работы
циркуляционных насосов с одновременным подъемом давления.
Подготовка к пуску основного оборудования включает подготовку
растопочной схемы котла и пусковой схемы блока.
Растопочная схема барабанного котла с естественной циркуляцией
приведена на рис. 16.1. При заполнении котла водой открывают воздуш-
ники на главном паропроводе, барабане, промежуточном коллекторе
пароперегревателя, продувку пароперегревателя и дренаж главной па-
ровой задвижки. Заполнение котла производится деаэрированной во-
дой, температура которой отличается не более чем на 40 С от темпера-
туры металла барабана. Заполнение ведется до нижнего уровня в бара-
бане.
Для удаления из топочной камеры и газоходов взрывоопасной сме-
си перед растопкой они тщательно вентилируются дымососом и дутье-
вым вентилятором не менее 10 мин.
Растопка котла осуществляется с использованием мазута или газа
(растопочного топлива). Переход на сжигание твердого топлива до-
пускается при достижении не менее 30% нагрузки топочной камеры.
Скорость повышения давления (скорость растопки) определяется
интенсивностью парообразования и регулируется изменением подачи
топлива в топку и открытием продувки При этом повышение темпе-
ратуры насыщения пара в барабане должно составлять не более
1,5 ° С/мин, а температуры пара за пароперегревателем 5 С/мин.
Скорость растопки котла ограничивается скоростью прогрева стенок
барабана, которая при температуре стенок до 200 °C равна 1,5 С/мин
и выше 200 ° С — 3 ° С/мин.
365
Рис. 16.1. Растопочная схема барабанного парового котла:
1 - воздушник; 2 - линия продувки; 3 - дренаж
Одновременно с растопкой при давлении пара 0,5 МПа осуществля-
ется прогрев главного паропровода со скоростью 2—4 0С/мин.
При давлении пара в барабане на 0,1—0,2 МПа меньшем, чем в ма-
гистрали, котел подключается к работе на общую магистраль. Время,
затрачиваемое на растопку, обычно составляет 3—5 ч.
Растопка прямоточного котла ведется при непрерывной подаче воды
с расходом около 30% номинального. При растопке из холодного состоя-
ния предварительно проводят промывку поверхностей нагрева полным
366
г
Рис. 16.2. Схема прямоточной растопки прямоточного котла:
1 - пароводяной тракт; 2 - главная паровая задвижка; 3 - растопочная РОУ;
4 — растопочный расширитель
Рис. 16.3. Схема сепараторного способа растопки прямоточного котла:
1 - встроенная задвижка; 2 - встроенный сепаратор; 3 - расширитель; 4 -
дроссельный клапан
расходом воды до момента, когда жесткость сбрасываемой воды увели-
чивается не более чем на 5—10 мкг-экв/кг.
Наиболее простой схемой растопки прямоточного котла является
прямоточная с использованием растопочной редукционно-охладитель-
ной установки и растопочного расширителя (рис. 16.2). При ее исполь-
зовании на экономайзерах и испарительных поверхностях нагрева
поддерживается полное давление, что обеспечивает устойчивый гидрав-
лический режим их работы и снижает разверку температур труб радиа-
ционной части котла.
Однако такая схема растопки при блочном пуске вызывает перерас-
ход топлива, так как расход растопочного пара оказывается больше
расхода пара, необходимого для пуска турбины. Она не позволяет ис-
пользовать пуск блока на скользящих параметрах пара, приводит к вы-
носу солей и оксидов железа из зоны экономайзера и испарения в паро-
перегреватель и турбину.
Основными элементами схемы сепараторного способа растопки кот-
ла (рис. 16.3) являются встроенная задвижка, которая делит тракт
прямоточного котла на две части (экономайзерно-испарительную и па-
роперегревательную), встроенный сепаратор и растопочный расшири-
тель. Надежный гидравлический режи л работы поверхностей нагрева
обеспечивается при такой схеме за счет поддержания полного давления
367
и 30% расхода воды. Получаемый в расширителе пар используете
тепловой схеме при пуске. После включения горелок и нагрева в< В
до температуры более 200 °C пар из встроенного сепаратора поступает
в пароперегреватель и используется после прогрева паропроводов дЛя
толчка ротора турбины. Доведение скорости вращения ротора турбины
до номинальной и частичное нагружение турбины производятся при
пониженных параметрах пара, что позволяет улучшить условия ее про-
грева.
Как правило, при нагрузке, равной 30% номинальной, достигаются
номинальные значения параметров пара. Котел при этом переводится
на прямоточный режим работы (встроенная задвижка открывается
а сепаратор отключается).
При пуске блока котел—турбина на скользящих параметрах пара
прогрев главного паропровода производится одновременно с прогре-
вом турбины и толчком ее ротора. При этом скорость прогрева ме-
талла составляет 2—4 ° С/мин. Паропроводы промежуточного пере-
грева прогреваются редуцированным паром. Толчок ротора производит-
ся паром с температурой, превышающей температуру насыщения не
менее чем на 50 °C, который может подаваться через байпас ГПЗ при
полностью открытых регулирующих клапанах. Это позволяет обеспе-
чить более равномерный прогрев цилиндра по окружности.
Время прогрева турбины при пониженных скоростях вращения ро-
тора устанавливается инструкцией по пуску. Однако во всех случаях
разность температур между фланцами и шпилькой должна быть 20-
25 °C, а по ширине фланцев — не более 50 °C, разность температур ме-
талла верхней и нижней частей цилиндра в окружности регулирующей
ступени не должна быть выше допустимой (30—45 °C), а амплитуда
вибрации всех частей турбины не должна превышать 40 мк. К моменту
достижения ротором турбины номинальной частоты вращения доводит-
ся до нормального вакуум в конденсаторе, включается система охлаж-
дения генератора, его синхронизация, включение в сеть и набирается
небольшая нагрузка (чтобы не допустить перевода работы генератора
в моторный режим).
Включение регулируемых отборов теплофикационных турбин про-
изводится только при расходе пара в конденсатор, превышающем венти-
ляционный пропуск, а скорость увеличения расхода пара в отбор не
должна превышать 5% в минуту от номинального расхода.
Пуск турбин с противодавлением осуществляется при отключенном
регуляторе давления. Прогрев их осуществляется паром из паропрово-
да отбора (со стороны выхлопа) .
16.3.	ПУСКОВЫЕ СХЕМЫ БЛОКОВ
Для проведения операций пуска и останова основного оборудования
р тепловой схеме блоков предусматриваются дополнительные обору-
дование и арматура, расширители, сепараторы, редукционно-охлади-
тельные установки и быстродействующие редукционно-охладительные
установки, паросбросные, паропропускные клапаны и устройства и др.
Включение всех этих элементов в тепловую схему блока производится
в соответствии с применяемой пусковой схемой. Пусковая схема долж-
на обеспечивать: возможность пуска блока из любого состояния турби-
ны и котла при обязательном соблюдении условий надежности работы
оборудования; минимальную продолжительность пусковых операций
при наименьших затратах топлива и потерь конденсата; соблюдение
заданного водного режима; максимальное упрощение всех операций
по пуску и их автоматизации; возможность резкого сброса нагрузки
(до холостого хода) и аварийного останова основного оборудования.
Пуск блоков осуществляется в настоящее время при постоянном
повышении параметров пара за котлом, т. е. на скользящих парамет-
рах. Это позволяет вести одновременный прогрев паропроводов, тур-
бины и котла. Пуск турбины начинается значительно раньше набора
котлом номинальных параметров и производительности, происходит
при малых тепловых нагрузках топочной камеры котла, что позволяет
улучшить условия прогрева и уменьшить термические напряжения в
элементах основного оборудования и трубопроводах.
Для того чтобы обеспечить сброс пара помимо турбины при сбросе
нагрузки или в период пуска предусматривается система байпасиро-
вания турбины. При этом может быть одно- или двухбайпасная схема
(рис. 16.4). Применяемые ранее двухбайпасные схемы (рис. 16.4, а)
включали две быстродействующие редукционно-охладительные уста-
новки (БРОУ-1 и БРОУ-2), подключаемые к паропроводам свежего
пара и промежуточного перегрева. При сбросе нагрузки, закрытии сто-
порных клапанов или включении автомата безопасности пар из главно-
го паропровода через БРОУ-1 сбрасывается в паропровод промежуточ-
ного перегрева, что позволяет обеспечить надежное охлаждение по-
верхностей нагрева промежуточного пароперегревателя, и затем из хо-
лодной линии промежуточного перегрева сбрасывается через БРОУ-2
в конденсатор турбины.
Действие системы байпасирования происходит в течение 5—6 с и обес-
печивается применением электронно-гидравлического привода клапа-
нов БРОУ, которые все время находятся в рабочем состоянии.
Такая схема (рис. 16.4, а) обеспечивает надежное охлаждение про-
межуточного пароперегревателя, однако сложна в исполнении, требует
поддержания БРОУ в рабочем состоянии. С учетом этих недостатков на
современных блоках применяется исключительно однобайпасная схе-
ма (рис. 16.4, б), в которой охлаждение промежуточного пароперегре-
вателя не предусматривается и при сбросе нагрузки пар из паропровода
369
Рис. 16.4. Пусковая схема блока:
а - двухбайпасная; б - однобайпасная; 1 - паровой котел; 2 - промежуточ-
ный пароперегреватель; 3 - паровая турбина; 4 — конденсатор- 5 - БРОУ-1-
6 - БРОУ-2
холодной нитки промежуточного перегрева сбрасывается через БРОУ
в конденсатор турбины. Упрощение здесь достигается за счет исключения
одной БРОУ, а исключение возможности пережога труб промежуточно-
го пароперегревателя достигается размещением его в котле в зоне
пониженных температур газов. Площадь поверхности нагрева проме-
жуточного пароперегревателя в этом случае увеличивается, усложняет-
ся схема регулирования температуры пара промежуточного перегрева,
однако в целом однобайпасная схема является более простой, более
надежной и экономичной.
Для надежного охлаждения поверхностей нагрева промежуточного
пароперегревателя, особенно при пуске блока из горячего состояния,
используют обычную редукционно-охладительную установку (РОУ)
для подачи в линию промежуточного перегрева из трубопровода све-
жего пара.
На рис. 16.5 приведена усовершенствованная схема пуска блока.
В этой схеме для охлаждения промежуточного пароперегревателя при
растопке используется пар, образующийся в растопочном расшири-
теле, а сброс пара из паропроводов промежуточного пароперегрева-
370
Рис. 16.5. Пусковая схема блока с прямоточным котлом:
1 - встроенная задвижка; 2 - дроссельный клапан; 3 - встроенный сепаратор;
4 - клапан сбросной; 5 - расширитель; 6 - промежуточный перегрев; 7 - БРОУ;
8 - деаэратор; 9 - турбина; 10-12 - линии подвода пара соответственно от пуско-
вой котельной или от коллектора к пароприемным устройствам конденсатора
от отборов турбины
теля осуществляется в конденсатор через сбросное устройство. Пред-
пусковая деаэрация питательной воды по этой схеме предусмотрена
за счет использования пара постороннего источника.
Растопка котла ведется на сепараторном режиме при закрытых встро-
енных задвижках и отключенном пароперегревателе. При тепловыделе-
нии в топке, равном примерно 10% номинального, температура газов
в зоне установки пароперегревателя обеспечивает его надежность.
При давлении пара в растопочном расширителе 0,3—0,4 МПа деаэра-
тор переключается на его использование. При температуре пароводя-
ной смеси перед встроенными задвижками около 27 °C (степень су-
хости х = 0,1 -г 0,15) происходит ступенчатое открытие отсечного кла-
пана сепаратора и пар начинает поступать в пароперегреватель. По
мере открытия отсечных клапанов сепаратора, клапаны на сбросе при-
крываются. При этом происходит прогрев главных паропроводов со
сбросом пара через БРОУ. Прогрев ЦВД турбины осуществляется па-
ром из растопочного расширителя, который подается в паропровод
промежуточного перегрева.
Прогрев ЦВД турбины и перепускных труб производится до тем-
пературы металла 150—160 °C, главных паропроводов — до 250 °C,
паропроводов промежуточного перегрева — до 160—170 °C. При по-
вышении температуры пара после БРОУ до допустимых значений
(180—200 °C) включается система регулирования температуры сброс-
ного пара (впрыском воды БРОУ) .
371
При давлении 2,45—2,9 МПа и температуре 270—280 °C пара перед
ГПЗ и температуре пара промежуточного перегрева 210—220 °C тру.
бопроводы промежуточного перегрева обеспариваются и производит-
ся толчок ротора турбины. После синхронизации генератора и вклю-
чения его в сеть за счет закрытия БРОУ и полного открытия регулирую,
щих клапанов набирается нагрузка 10—15 МВт. Дальнейшее увеличе-
ние нагрузки обеспечивается повышением тепловой нагрузки котла
одновременно с повышением параметров пара.
На рис. 16.6 показаны пусковые схемы блоков мощностью 500 и
800 МВт. Схемы построены в соответствии с принципами, заложенными
в схеме рис. 16.5. Во всех схемах подпитка блока при пусках осуще-
ствляется из бака запаса конденсата в конденсатор турбины или в ли-
нию основного конденсата перед блочной обессоливающей установ-
кой. Предусмотрен также сброс загрязненной воды при пусках или
промывках в циркуляционный водовод или в бак грязного конден-
сата. Растопочный расход питательной воды парового котла принят
равным 30% номинального. В соответствии с этим расходом выбраны
сечения растопочных элементов схемы.
Предусмотренные в схемах пускосбросные устройства (ПСБУ)
предназначены для прогрева паропроводов, сброса не потребляемого
турбиной пара и резервирования потребителей пара. Так, например,
в схеме блока мощностью 500 МВт (рис. 16.6, а) предусмотрены пуско-
сбросные устройства сброса пара в конденсатор, для резервирования
турбопитательного насоса, прогрева системы промежуточного пере-
грева и сброса пара из горячих паропроводов промежуточного перегре-
ва, а также резервирования питания паром деаэратора. В схеме блока
мощностью 800 МВт (рис. 16.6,6} за счет совмещения функций принято
всего два пускосбросных устройства большей пропускной способно-
сти. При этом ПСБУ собственных нужд выполняет функцию РОУ, если
оно подключается к системе промежуточного перегрева. В нормальных
условиях эксплуатации это ПСБУ отключено от конденсатора и систе-
мы промежуточного перегрева и выполняет функцию БРОУ.
Для регулирования температуры перегретого пара в схемах преду-
смотрены пусковые впрыски в главные паропроводы, а регулирование
температуры вторичного пара осуществляется впрыском в горячие па-
ропроводы промежуточного перегрева.
Пусковые схемы базовых блоков мощностью 500 и 800 МВт ориен-
тированы на ограниченное число их пусков, в то же время устанавли-
ваемые в европейской части блоки мощностью 800 МВт допускают
возможность останова на нерабочие дни. В пусковых схемах эти раз-
личия отражаются в основном в системе пароснабжения собственных
нужд.
Требования к пусковым схемам АЭС те же, что и для ТЭС. Однако
пусковые схемы их имеют некоторые специфичные особенности. В свя-
зи с использованием для большинства серийных блоков АЭС насыщен-
3'72
д
Рис. 16.6. Пусковые схемы блоков мощностью 500 МВт (а) и 800 МВт (б):
1 - конденсатор* 2 - конденсатный насос первой ступени; 3 - блочная обессоливающая установка; 4 - сброс в цирку я-
пионный водовод* 5 - то же в бак загрязненного конденсата; 6 - конденсатный насос второй ступени; 7 - ПНД; 8 - деаэра-
тор* 9 - бустерный насос* 10 - турбопривод питательных насосов; 11 - ПВД; 12 - байпас ПВД; 13 - регулирующий клапан
на линии рециркуляции; 14 - пусковой впрыск; 15 - регулирующий питательный клапан; 16 - экономайзерные поверхно-
сти* 17 - встроенная задвижка, 18 - дроссельный клапан на отводе пара в пароперегреватель; 19 - то же на подводе среды
к встроенному сепаратору; 20 - встроенный сепаратор; 21 - дроссельный клапан на отводе среды из встроенного сепаратора
(из первой и второй ступеней); 22 - растопочный расширитель; 23 - предохранительный клапан; 24 - отвод пара из расши-
рителя к коллектору собственных нужд; 25 - то же воды из расширителя в конденсатор; 26 - слив в циркводовод27
?о же в бак запаса конденсата; 28 - регулирующий клапан; 29 - подвод пара от постороннего источника; 30 -а°б^а«-
ционный коллектор пара; 31 - коллектор пара собственных нужд; 32 - сбросной тРУб°провод ПСБУ Л? "на-
промежуточного перегрева; 34 - быстровыключающийся клапан; 35 - ГПЗ, 36 - ПСБУ, 37 - ЬВОУ турьопитательного
coca* 38 - РОУ* 39 - главные паропроводы; 40 - впрыск пусковой; 41 - паровой байпас промежуточного пароперегревателя,
42 - дренаж* 43 - холодные паропроводы промежуточного пароперегрева; 44 - горячие паропроводы промежуточного пере-
грева
Рис. 16.7. Элементы пусковой схемы блока
АЭС с реактором типа ВВЭР-1000:
1 — реактор; 2 — барботер; 3 — компен-
сатор давления; 4 — ГЦН; 5 — парогенератор;
б — РОУ деаэратора; 7 — БРОУ; 8 — РОУ
Рис. 16.8. Элементы пусковой схемы блока АЭС с реактором типа РБМК-1000:
1 - реактор; 2 - сепаратор; 3 - ГЦН; 4 - БРОУ; 5 - РОУ; 6 - испаритель
ного пара, который имеет больший по сравнению с перегретым паром
объем, оборудование пусковой схемы рассчитывается на большее ко-
личество пропускаемого пара. Для создания начального давления в
первом контуре (рис. 16.7) в схеме предусмотрен специальный внеш-
ний источник — паровой компенсатор давления (служит также для
компенсации изменения объема теплоносителя при нагревании его).
Первичное заполнение контура производится подпиточными насосами,
которые в процессе нормальной эксплуатации служат для компенсации
потерь теплоносителя. На трубопроводе подачи пара к турбине устанав-
ливаются, как и в схеме блоков на органическом топливе, предохрани-
тельные клапаны и подключается три типа БРОУ для осуществления
пусковых операций и обеспаривания турбины при резком сбросе на-
грузки.
Система пуска и расхолаживания блока с реактором типа РБМК
(рис. 16.8) включает насосы пуска или расхолаживания, барботажный
бак и БРОУ четырех типов.
Основными характеристиками эффективности проведения пусковых
операций являются их продолжительность и затраты топлива. Продол-
жительность пуска складывается из длительности этапов растопки кот-
ла, прогрева турбины и паропроводов, увеличения частоты вращения
турбины и ее нагружения. Длительность каждого этапа зависит от исход-
376
лого температурного состояния оборудования, особенностей его кон-
структивного выполнения и пусковой схемы.
Расход топлива на пуск определяется разностью между полным рас-
ходом топлива за время от начала пусковых операций до вывода турби-
ны на номинальную нагрузку и расходом топлива на выработку элект-
роэнергии за время пуска, который определяется по удельному расхо-
ду при номинальной нагрузке.
В общем виде расход топлива на пуск
Вп = а + кт,
где т — длительность простоя блока, ч; а,к — постоянные коэффициен-
ты, зависящие от типа блока и вида топлива.
В настоящее время блоки мощностью 160—200 МВт включаются в
работу за 2—4 ч после останова на 20—50 ч, а блоки большей мощно-
сти — за 3—5 ч после останова на 24—48 ч. Для повышения экономично-
сти и надежности проведения пусковых операций разработаны и исполь-
зуются автоматические системы или автоматы пуска.
16.4.	МАНЕВРЕННОСТЬ БЛОЧНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Неравномерность суточного и недельного потребления электроэнер-
гии предъявляет весьма высокие требования к маневренным возможно-
стям энергоблоков. В условиях переменного графика электрической
нагрузки энергоблоки должны обеспечивать необходимую скорость
набора мощности и разгрузки агрегатов, возможность работы при ми-
нимальных нагрузках и работу на холостом ходу. Маневренность бло-
ков, т. е. возможность их работы в таких условиях, определяется ре-
гулировочным диапазоном блоков, их приемистостью, экономиче-
скими и пусковыми характеристиками. Регулировочный диапазон
блока — это диапазон нагрузки, в пределах которого он работает впол-
не надежно. В основном этот диапазон определяется значением допусти-
мой минимальной нагрузки котла, которая в свою очередь определя-
ется возможностью поддержания устойчивого режима горения топлива
в топочной камере и температурного режима в перегревательной и
радиационной частях котла, а также надежностью гидравлического
режима и устойчивостью работы системы автоматического регули-
рования.
При работе котла на пылевидном топливе устойчивость горения его
в топочной камере определяется температурой воспламенения, кото-
рая зависит от содержания в топливе летучих газов.
Минимальная нагрузка котла, при которой сохраняется устойчивое
горение топлива в топочной камере, составляет 0,75 номинальной при
сжигании углей марки АШ; 0,65 — при сжигании каменных углей и 0,5 —
при сжигании бурого угля.
377
Для котлов, оборудованных топочными камерами с жидким шлако-
удалением, фактором, определяющим минимальную нагрузку, являет-
ся надежное поддержание температуры в нижней части топки выше тем-
пературы жидкоплавного состояния золы. Допустимая минимальная
нагрузка по этому фактору составляет 0,2—0,7 номинальной.
Фактором, ограничивающим понижение нагрузки котла, является
также повышение содержания горючих веществ в продуктах сгора-
ния на выходе из топки, возможность их отложений в конвективных
газоходах и опасность их самовозгорания.
Для прямоточных котлов снижение нагрузки ограничивается допол-
нительно условиями гидродинамики пароводяного тракта (расслоением
пароводяной смеси и межвитковой пульсацией потока) и снижения
температуры пара за счет изменения режима работы пароперегревателя
и радиационной части. Однако минимально допустимая нагрузка прямо-
точного котла по этим условиям не превышает устанавливаемой по
условиям устойчивости горения и составляет 0,5—0,7 номинальной.
Для повышения маневренности работы котла используют включе-
ние дополнительных мазутных форсунок в топочной камере (подсвет-
ку), перевод его на газ или мазут при малых нагрузках, повышение
избытка воздуха в топке для поддержания необходимой температуры
перегрева пара, временное накопление шлака в нижней части топочной
камеры с последующим расплавлением его при повышении нагрузки
и ряд других мероприятий, в том числе останов с поддержанием дав-
ления в котле для максимального сохранения теплоты.
Ограничивающими факторами скорости изменения нагрузки турби-
ны являются осевой сдвиг ротора, температурные напряжения в тол-
стостенных элементах, вибрации за счет коробления корпусов, нагрев
выхлопного патрубка при длительной работе на холостом ходу или с
малой нагрузкой.
В качестве режимных мероприятий, повышающих маневренность
турбины, используются: метод скользящего давления для регулирова-
ния нагрузки, отключение ПВД по пару для получения дополнительной
мощности, перевод турбоагрегата в режим синхронного компенсатора,
в моторный режим или в режим работы с пониженной частотой враще-
ния (горячий вращающийся режим) в период провалов нагрузки.
Использование режима разгрузки блока с одновременным пониже-
нием давления пара (метод скользящего давления) позволяет благо-
даря уменьшению затрат энергии на привод питательного насоса и
возрастанию КПД ЧВД турбины иметь выигрыш в экономичности
1,5—3%. Кроме того, улучшаются условия работы металла пароперегре-
вателя, паропроводов и ЧВД турбины, а также условия поддержания
номинальной температуры за промежуточным пароперегревателем.
Недостатком метода скользящего давления является снижение приеми-
стости блока, т. е. способности к быстрому набору нагрузки при рез-
ком дефиците мощности в энергосистеме.
378
Получение дополнительной мощности за счет отключения ПВД ши-
роко применяется для покрытия пиков нагрузки. Дополнительная
мощность при этом вырабатывается за учет увеличения расхода пара
через проточную часть турбины. Коэффициент полезного действия
блока в этом случае несколько снижается, однако достигается повы-
шение мощности его за время, необходимое для отключения ПВД.
В периоды непродолжительных провалов нагрузки (4—6 ч) пред-
почтительным оказывается перевод турбоагрегата в моторный ре-
жим, при котором подача пара в турбину не производится, а генера-
тор не отключается от сети и работает как синхронный двигатель,
потребляя из сети энергию. Проточная часть турбины поддерживается
под вакуумом конденсатора, а охлаждение ротора производится по-
сторонним паром, подаваемым по трубопроводам отборов на про-
межуточные ступени. Регулирование температуры ротора расходом
охлаждающего пара позволяет обеспечить такое тепловое состояние
турбины, которое в 3 раза уменьшает затраты времени на перевод
агрегата в режим номинальной нагрузки по сравнению с режимом на-
бора нагрузки из нерабочего состояния.
Допустимые скорости нагружения блоков определяются на основе
расчетных и экспериментальных исследований. В то же время характер
суточных графиков нагрузки предъявляет жесткие требования к ре-
жимам нагружения блоков. Скорость нагружения блочных электростан-
ций в период интенсивного роста нагрузки (утренний максимум) со-
ставляет 0,4—0,5%/мин, а наибольшая в течение часа достигает
0,65%/мин.
Для блоков, которые привлекаются к регулированию межсистемных
перетоков мощности, изменения нагрузки в пределах всего регулировоч-
ного диапазона достигают 1—1,5%/с и более. При аварийных ситуациях
в энергосистемах, отключении мощностей и уменьшении частоты тока
в сети возникает необходимость в течение 5—10 с реализовать вращаю-
щийся резерв и довести мощность блоков до 25—30% номинальной.
Наоборот, при отключении потребителей и аварийном повышении ча-
стоты тока в сети необходимо уменьшить мощность блоков в течение
нескольких секунд и обеспечить не ограниченную по времени его рабо-
ту с этой мощностью.
При работе в таких режимах широко используются все методы фор-
сирования работы котла, его аккумулирующая способность; разрабо-
таны и используются специальные системы автоматического управле-
ния мощностью блоков в аварийных ситуациях и системы автоматиче-
ского регулирования частоты и мощности (АРЧМ) .
В соответствии с требованиями, предъявляемыми к конструкции
конденсационных блоков .ТЭС, они должны обеспечивать возможность
останова на 5—8 ч без расхолаживания элементов и последующую
длительность нагружения до полной нагрузки не более 2 ч для блоков
мощностью 500 и 800 МВт и 1 ч 30 мин для блоков мощностью 300 МВт.
379
При этом время от розжига горелок котла до включения турбогенера-
тора не должно превышать 1,5 ч для блоков мощностью 500 МВт и 1 ч
для блоков мощностью 300 МВт.
Конструкция оборудования блоков должна обеспечивать возмож-
ность как длительных (24—5 5 ч), так и коротких (до 30 мин) остано-
вов и последующих пусков из неостывшего состояния. При этом дли-
тельность пусковых операций (до включения турбогенератора) не
должна превышать 3 ч для блоков мощностью 500 МВт и выше, а вре-
мя полного нагружения —4 ч. При кратковременном останове (д0
30 мин) длительность пусковых операций до включения турбогенера-
тора составляет не более 30 мин.
16.5.	ОСТАНОВ АГРЕГАТОВ И БЛОКОВ
При останове, как и при пуске, происходят изменение термического
и механического состояний элементов агрегатов и блока. Поэтому
ведение определенного режима расхолаживания и контроля за темпе-
ратурными и механическими изменениями является необходимым.
При останове турбины происходят охлаждение и относительное укоро-
чение ротора, деформация лопаточного аппарата, корпуса и крышки.
При этом возникает опасность задеваний вращающихся и неподвиж-
ных частей, а также короблений и образования трещин. В котле при
останове возникают опасности пережога и разрыва поверхностей на-
грева, образования взрывоопасной смеси в топочной камере и газо-
ходах.
В процессе эксплуатации возможны следующие виды останова бло-
ков: без расхолаживания котла, турбины и паропроводов; с расхолажи-
ванием турбины; расхолаживанием котла и паропроводов; аварий-
ный. Возможно также частичное расхолаживание котла (до встроенной
задвижки).
Останов без расхолаживания оборудования производится при вы-
воде блока в резерв. При этом необходимо максимально сохранить
аккумулированную теплоту в турбине и котле. С этой точки зрения
целесообразным было бы мгновенное прекращение подачи пара на
турбину. Однако при этом происходит полный сброс электрической
нагрузки, что является нежелательным для работы энергетической
системы. Поэтому обычно производят достаточно быстрое снижение
электрической нагрузки примерно до 30% номинальной и затем мгно-
венное закрытие стопорных и регулирующих клапанов турбин.
В этом случае в турбине сохраняется достаточно большое количество
теплоты, а влияние на энергетическую систему незначительно. В котле
также принимаются меры для сохранения теплоты (выдерживаются
минимальными продувка и подпитка, закрываются все лючки и лазы).
При останове в холодный резерв или для проведения ремонтных
работ разгрузка турбины производится со скоростью снижения нагруз-
380
ки 0,5—1%/мин закрытием регулирующих клапанов. Ио мере сниже-
ния нагрузки отключаются испарители, переводятся на питание от дру-
гих источников деаэратор и эжекторы, переключаются на каскадный
слив в конденсатор дренажи ПНД. Включается линия рециркуляции
конденсата. При нагрузке 30—50% номинальной отключается питатель-
ный турбонасос и включается пускорезервный с электроприводом,
снижается число работающих конденсатных насосов. При уменьшении
нагрузки до 30% номинальной включается БРОУ, в конденсаторе при
этом сохраняется вакуум, и на концевые уплотнения подается пар.
На блоках с барабанными котлами включение БРОУ или РОУ про-
изводится для охлаждения пароперегревателей.
Аварийный останов блока осуществляется системой защиты автома-
тически или вручную.
Реакторы АЭС выключаются из работы введением регулирующих
стержней и стержней защиты в активную зону или в результате пода-
чи раствора бора в теплоноситель. Реактор расхолаживается за счет
прокачки теплоносителя. Сам теплоноситель охлаждается в технологи-
ческих конденсаторах или в специальных теплообменных установках.
16.6.	НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ РАБОТЫ
ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Безопасность работы электростанций на органическом и ядерном
топливе обеспечивается соблюдением правил, норм и инструкций, ко-
торые являются обязательными при проектировании, изготовлении,
монтаже и эксплуатации оборудования.
Нарушение нормальной работы электростанции, а также случаи по-
вреждения энергетического оборудования в зависимости от характе-
ра нарушения, степени повреждения и их последствий квалифицируют-
ся как аварии и отказы в работе.
Авария характеризуется нарушением нормальной работы, вызвав-
шим серьезный перебой в энергоснабжении, повреждение оборудова-
ния, требующее его останова и проведения восстановительного ре-
монта.
Отказ характеризуется нарушением в работоспособности обору-
дования.
Нарушения в работе оборудования электростанций могут быть
вследствие недостатков конструкции, некачественного изготовления
или монтажа, отступлений от регламентированных режимов эксплуата-
ции, выработки ресурса конструкционных материалов.
Наиболее уязвимым оборудованием ТЭС является котельное (паро-
вой котел блока мощностью 300 МВт имеет около 140000 сварных
швов).
Основная часть отказов паровых котлов вызывается повреждения-
ми поверхностей нагрева пароперегревателей, водяных экономайзе-
381
ров и испарительных поверхностей. При этом около 25% повреждений
связаны в основном с недостатками эксплуатации. Другие поврежде-
ния вызваны дефектами металла, ремонта, технологии изготовле-
ния и т. п.
К основным нарушениям нормального режима работы паровых кот-
лов следует отнести нарушение нормального режима питания водой
отклонения от нормы параметров пара и воды, нарушения режима*
циркуляции пароводяной смеси и аэродинамического режима вентиля-
ции газоходов, а также норм качества питательной воды.
Для прямоточных котлов недопустим даже кратчайший перерыв
в поступлении питательной воды.
Останов барабанного котла при перерыве в подаче питательной
воды осуществляется при достижении минимального уровня воды в
барабане (теоретически за 30—40 с). При этом следует иметь в виду
что при резком падении давления в барабане уровень воды в нем рез-
ко повышается, а затем уменьшается. При резком увеличении давле-
ния происходит обратная картина.
Причинами отклонения параметров пара (давления и температуры)
могут быть нарушения топочного режима или отказы автоматических
устройств регулирования. Эти же причины вызывают нарушения цир-
куляции пароводяной смеси. При этом повреждения поверхностей на-
грева могут сразу не образоваться, а могут происходить только струк-
турные изменения металла и образования очагов пониженной надежно-
сти, которые через некоторое время приведут к повреждениям.
Наибольшее число отказов в работе турбин обусловлено поврежде-
ниями или нарушениями в системах регулирования, парораспределения,
а также в работе подшипников и насосов.
Как и для паровых котлов, надежность работы элементов паровой
турбины связана с качеством применяемых при изготовлении материа-
лов, соблюдением нормального режима эксплуатации и работой си-
стем автоматического регулирования и защит.
Завод-изготовитель гарантирует полный срок службы турбин не
менее 30 лет с наработкой на отказ не менее 6000 ч и коэффициент
готовности не менее 0,98.
Безопасная работа оборудования ТЭС обеспечивается установкой
предохранительных устройств и технологических защит, организацией
контроля за состоянием металла наиболее ответственных элементов
и паропроводов. Расчетный срок службы деталей теплоэнергетического
оборудования по прочности металла составляет 100000 ч. Сверх этого
срока металл может работать за счет запаса прочности, который опре-
деляется анализом.
Существенным для обеспечения безопасности работы ТЭС является
строгое соблюдение правил хранения и транспортировки топлива, ма-
сел и других горючих веществ, а также неукоснительное соблюдение
правил техники безопасности при эксплуатации действующего и ре-
зервного оборудования.
382
схема размещения основного оборудования первого
ис. 16.9. Принципиальная
онтура АЭС в боксах:
1 - бокс реактора; 2 - коридор главных трубопроводов; 3, 4 — боксы спец-
одоочисгки и парогенераторов; 5 — спринклерная установка; 6, 7 - боксы ГЦН
компенсаторов объема

На АЭС помимо рассмотренных для ТЭС положений предусматри-
ваются специальные меры безопасности, связанные со спецификой
используемого топлива.
В условиях нормальной эксплуатации распространению радиоактив-
ного загрязнения препятствует в первую очередь оболочка тепловыде-
ляющих элементов. При повреждении оболочек (в том числе при об-
разовании микротрещин) теплоноситель загрязняется. Однако выход
загрязнения локализуется прочным и герметичным главным контуром
циркуляции и герметичными изолированными помещениями, в ко-
торых устанавливается оборудование и трубопроводы первого кон-
тура. Для локализации радиоактивных вешеств в пределах этих по-
мещений применяются различные устройства и системы. Герметичные
защитные боксы рассчитываются на избыточное давление, равное 0,1 —
0,3 МПа, а для снижения давления при разгерметизации размещенного
в них оборудования или трубопроводов применяются спринклерные
системы и системы для отвода теплоты и очистки газов.
На рис. 16.9 показана принципиальная схема размещения оборудо-
вания первого контура в боксах, а на рис. 16.10 приведена принци-
пиальная схема мокрой конденсации и снижения давления в защитных
боксах на АЭС с реактором типа ВВЭР-440.
383
Рис. 16.10. Принципиальная схема компенсации и снижения давления в защитных
боксах на АЭС с реактором типа ВВЭР-440:
1 — основной защитный бокс реакторного отделения; 2 — помещение конден-
сационных установок; 3 - камеры сбора конденсата; 4 - соединительный канал
В качестве основной системы для локализации радиоактивных ве-
ществ на АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 применена защитная обо-
лочка с устройствами для охлаждения и очистки газов в форме цилинд-
ра из напряженного железобетона, рассчитанного на полное давление,
которое может возникнуть при истечении всего теплоносителя
(рис. 16.11).
Исключение негативного влияния разрывов трубопроводов на без-
опасность АЭС может быть достигнуто установкой на них быстродей-
ствующих отсечных клапанов и страхующих устройств, исключающих
разрывы.
Надежность работы технологического оборудования первого кон-
тура и механизмов в существенной мере зависит от надежности отвода
от них теплоты. Для этого на АЭС предусматриваются автономные
контуры охлаждений. При этом давление воды в промежуточном кон-
туре охлаждения принимается более низким, чем давление в первом
и втором контурах. Вода промежуточного контура при загрязнении
подвергается очистке на установках спецводоочистки.
Для быстрого обнаружения радиоактивного загрязнения второго
контура АЭС предусматривается система специального технологиче-
ского контроля. Попадание радиоактивной среды в охлаждающую во-
ду на одно- и двухконтурных АЭС исключается тем, что давление
охлаждающей воды всегда выше давления конденсирующегося пара.
Высокая надежность защитных систем достигается их полным ре-
зервированием и независимостью в работе. Надежность и безопасность
384
Рис. 16.11 Принципиальные схемы защитной оболочки для АЭС с реактором типа
ВВЭР и системы аварийного охлаждения:
а — размещение оборудования в защитной оболочке: 1 — реактор; 2 - пароге-
нератор; 3 — компенсатор объема; 4 - емкость аварийного охлаждения; 5 — цир-
куляционный насос; 6 - бассейн выдержки; б — система аварийного охлаждения;
1 - реактор; 2 - емкость аварийного охлаждения активной зоны; 3 — компенса-
тор объема; 4 — паросепаратор; 5 - циркуляционный насос; 6 — спринклерные
установки; 7-9 — насосы соответственно аварийного расхолаживания, подачи
концентрированного раствора бора, подачи раствора бора (спринклерные)
работы оборудования АЭС обеспечиваются соблюдением требований
общих положений безопасности атомных электростанций при проек-
тировании, строительстве и эксплуатации. В соответствии с этим основ-
ными факторами, обеспечивающими безопасность, являются: высо-
кое качество проектирования, конструирования, изготовления и мон-
тажа оборудования и трубопроводов; высокое качество строительных
монтажных и наладочных работ; контроль за состоянием оборудова-
ния и, в первую очередь, за состоянием металла и сварных соединений
оборудования и трубопроводов в процессе эксплуатации; разработка
и внедрение необходимых защитных мер, обеспечивающих охлажде-
ние активной зоны реактора; применение специальных устройств для
локализации выделяющихся при аварии радиоактивных веществ; про-
ведение профилактических противоаварийных мероприятий.
385
16.7.	ВЛИЯНИЕ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
Технология производства электроэнергии на ТЭС с использованием
органических топлив связана с превращением практически всех затра-
ченных материальных ресурсов и большей части энергии топлива в от-
ходы, выбрасываемые в окружающую среду. Отходы энергетического
производства с использованием ядерного топлива существенно ниже,
что связано с более высокой теплотой сгорания топлива.
Однако, как показала авария на Чернобыльской АЭС, результаты
воздействия АЭС на окружающую среду при нарушении нормальных
условий ее эксплуатации практически непредсказуемы.
Общим для ТЭС и АЭС является наличие тепловых сбросов в ок-
ружающую среду. На ТЭС и АЭС с охлаждающей водой сбрасывается
от 4 до 7 КДж теплоты на каждый I кВт • ч выработанной электро-
энергии. По санитарным нормам тепловые сбросы не должны повышать
собственную температуру водоема более чем на 5° в зимнее время и
3° в летнее. Такое условие может быть обеспечено при тепловой на-
грузке водоохладителя 12—17 КДж/м3.
Уменьшение количества теплоты, отводимой с охлаждающей водой,
достигается при комбинированной выработке электрической и тепло-
вой энергии на ТЭЦ или при использовании низкопотенциальной теп-
лоты циркуляционной воды для промышленных и сельскохозяйст-
венных нужд. Однако в любом случае существенным в защите есте-
ственных водоемов и рек от вредного теплового воздействия явля-
ется переход от прямоточных систем водоснабжения к оборотным.
Источниками загрязнения атмосферы являются производственные
стоки и вредные выбросы продуктов сгорания. Существенную
опасность представляют радиоактивные выбросы, зараженные твердые
и жидкие отходы АЭС.
К сточным водам ТЭС относятся следующие воды; содержащие неф-
тепродукты, после обмывки поверхностей нагрева паровых котлов,
сбросные после установок химической очистки, консервации и про-
мывок оборудования, а также систем гидрозолоудаления.
Количество сточных вод, содержащих нефтепродукты, не зависит
от мощности станции и типа оборудования, хотя при использовании
жидкого топлива оно несколько выше, чем для ТЭС на твердом топ-
ливе. В то же время в основном количество их зависит от качества
монтажа и эксплуатации оборудования электростанции.
Совершенствование конструкции оборудования, тщательное со-
блюдение правил его эксплуатации позволяют снизить до минималь-
ных значений количество поступающих в сточные воды нефтепродук-
тов, а применение различного типа ловушек и отстойников позволяет
исключить их попадание в окружающую среду.
386
Таблица 16.1. Данные по выбросам вредных веществ от электростанции
мощностью 1 млн. кВт и предельно допустимые их содержания в воздухе
Вредное вещество	Топливо и его расход при номинальной нагрузке			Средне- суточная предель- но допу- стимая ), концент- рация, мг/м3
	Донецкий уголь (£?р = 22,5 МДж/кг, Лр = 23%, Sp = = 1,7%), G = = 440 т/ч	Мазут (£?р = = 39,8 МДж/кг, Ар= 0,07%, 5Р = 2%), G = = 250 т/ч	Природный газ (£?р = = 33,5 МДж/м3 G =298 м3/ч	
Зола из топок, т/ч	14,4	-	-	-
Зола из бункеров электрофильтров, т/ч	80	—	—	—
Оксиды азота (в пересчете на диоксид), т/ч	3,9	2,5	2,7	0,04
Зола, выбрасы- ваемая в атмо- сферу с продук- тами сгорания, т/ч	0,83	0,146		0,05
Диоксид серы, т/ч	14,2	9,6	—	0,05
Бенз (а) пирен, кг/ч	1,4 • 10"2	1,45 • 10-3	0,12 • 10-3	1 •10-6
Соединения ванадия 4,2 (в пересчете на ок- сид ванадия), кг/ч		62,5		0,002
В табл. 16.1 приведены данные по выбросу вредных веществ от
электростанции мощностью 1 млн. кВт, сжигающей различные виды
топлива, и их предельно допустимые концентрации.
Методы сокращения вредных выбросов с газами и золой были рас-
смотрены ранее (см. гл. 14). Однако следует отметить, что при выборе
типа сооружаемой электростанции в районах с высокой загазован-
ностью окружающей среды более предпочтительными оказываются
АЭС по сравнению с ТЭС на твердом или жидком топливе.
Системы очистки и удаления радиоактивных газовых выбросов
АЭС должны исключать возможность загрязнения приземного слоя
атмосферного воздуха радиоактивными веществами выше допусти-
мых значений. Все газообразные и жидкие отходы АЭС проходят
специальную очистку. Загрязненные воды АЭС, прошедшие спе-
циальную водоочистку, возвращаются на станцию для повторного
использования. Надежная локализация радиоактивных отходов позво-
ляет исключить загрязнения окружающей среды.
387
Предельно допустимая концентрация радиоактивных выбросов прИ
нормальной работе АЭС определяется по предельной дозе облучения
отдельных лиц из окружающего населения, которая установлена нор-
мами радиационной безопасности для разных групп критических орга-
нов и ткани человека. Для персонала, работающего в условиях излуче-
ния, нормами радиационной безопасности допускается доза для всего
организма, равная 0,05 Зв/год, а для ограниченной части населения,
проживающей вблизи АЭС, 0,005 Зв/год. При этом годовая доза об-
лучения, получаемая населением, проживающим в районе АЭС, не
должна превышать 0,0017 Зв/год.
В то же время санитарные правила допускают однократный выброс
радиоактивных веществ, в 5 раз превышающий установленные пре-
дельные значения при условии, что суммарный выброс их в после-
дующее время не превысит установленного для всего периода работы.
Опыт эксплуатации АЭС показывает, что в нормальных условиях радио-
активные выбросы существенно меньше среднегодовых допустимых
концентраций. Однако авария на Чернобыльской АЭС с значительным
выбросом радиоактивных веществ показала меру опасности для окру-
жающей среды использования ядерного топлива для получения электро-
энергии и подтвердила острую необходимость соблюдения всего комп-
лекса мер по радиационной безопасности при проектировании, изго-
товлении оборудования, строительстве, монтаже и эксплуатации.
Глава семнадцатая
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ
ТЕПЛОВЫХ И АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Основные показатели тепловой и общей экономичности ТЭС опреде-
лены в гл. 2, в настоящей главе представлены значения этих величин,
а также энергетические и технико-экономические характеристики для
крупных современных электростанций. В табл. 17.1 приведены значе-
ния удельных капиталовложений конденсационных электростанций
&ст при различных видах топлива для блоков, работающих при началь-
ных давлениях 12,7 и 23,5 МПа, а на рис. 17.1 — изменение к в зави-
симости от мощности электростанции с блоками 300, 500, 800 и
1200 МВт для одного и того же вида каменных углей. В таблице для
электростанций с восемью блоками и турбинами К-300-240, работаю-
щих на газе или мазуте, принято ^ст300 = 100%. Мощности КЭС с турби-
нами К-300-240 достигают 2400 МВт, с турбинами К-500-240 (на эки-
бастузских углях) — 4000 МВт, с турбинами К-800-240 (на канско-
ачинских углях) - 6400 МВт.
Из приведенных данных (табл. 17.1) видно, что стоимость 1 кВт
установленной мощности существенно зависит от начальных парамет-
388
Таблица 17.1. Удельные капиталовложения блочных конденсационных
электростанций (в относительном выражении)
Район строи- тельства	Мощность КЭС, МВт	Тип турбины	Вид топлива	Удельные капитало- вложения , к = ^ст^ст зоо' Ю0, %
Восточная Сибирь	1290	К-215-130	Бурый уголь Газ, мазут	126,9 112,3
Средняя Азия	2400	К-300-240	Бурый уголь Газ, мазут	110,6 100,0
Казахстан	4000	К-500-240	Экибастузский	139,4 уголь	
Западная Сибирь	4800	К-800-240	Газ,мазут	117,3
Красноярский край	6400	К-800-240	Канско-ачин- ский уголь	177,2
Рис. 17.1. Зависимость удельных капи-
тальных затрат от мощности электро-
станции:
1 - блочные электростанции с турби-
нами К-300-240; 2 - то же с турбинами
К-500-240;	3	-	то	же	с турбинами
К-800-240;	4	-	то	же	с турбинами
К-1200-240 [55]
Мощность ГРЭС,млн кВт
ров пара, вида топлива, мощности блока и электростанции в целом, а
также района строительства. Однако для одного и того же района строи-
тельства при одних и тех же видах топлива и значениях р0 и z о с увели-
чением мощности блоков и электростанции в целом удельные капитало-
вложения уменьшаются (рис. 17.1). Так, для электростанций мощ-
ностью 1200 МВт, работающих на антрацитовом штыбе (AUI) или на
каменном угле, переход от турбин К-150-130 к турбинам К-200-130
приводит к уменьшению A'cj. примерно на 3%. Для электростанций
мощностью 2400 МВт с турбинами К-300-240 стоимость 1 кВт установ-
ленной мощности примерно на 6% выше, чем для электростанций той
же мощности с турбинами К-1200-240, а при увеличении N3 ст с бло-
ками мощностью 1200 МВт до 4800 МВт (четыре блока по 1200 МВт)
значение £ увеличивается примерно на 4%.
Для электростанций с турбинами К-300-240 при увеличении мощно-
сти от 1200 до 2400 МВт кст уменьшается на 9%. При тех же началь-
ных параметрах р0 = 23,5 МПа, t0 =540 °C для электростанции мощ-
ностью 3200 МВт с одновальными турбинами К-800-240 удельные ка-
питаловложения снижаются примерно еще на 7—7,5%.
389
Переход от каменного угля или угля марки АШ на газомазутное
топливо приводит к уменьшению стоимости электроэнергии, а при
переходе на бурый уголь капиталовложения возрастают. При переходе
от начальных параметров 12,7 МПа и 540 °C к начальным параметрам
23,5 МПа и 540 С kcJ возрастает, однако при этом уменьшаются расхо-
ды на топливо.
Удельные расходы теплоты qa на турбогенераторных установках раз-
личных типов при расчетном давлении в конденсаторе р = 0,0034 МПа
имеют следующие значения:
<7э, кДж/ (кВт • ч)
К-50-90 ...............•............... 9270
К-100-90...........?	........ 9072
К-200-130...............	........... 8025
К-300-240..........’................... 7700
К-500-240 ............................. 7695
К-800-240 ............................. 7640
Рассчитанные по проектным значениям q3 показатели тепловой эко-
номичности электростанции в целом приводятся в табл. 17.2. Из при-
веденных данных видно, что с увеличением начальных параметров
удельный расход теплоты существенно уменьшается. Осуществленный
переход от параметров 12,7 МПа, 540 °C к параметрам 23,5 МПа, 540 °C
на блоках с турбинами К-300-240 дает экономию топлива примерно
на 4%.
Таблица 17.2. Показатели тепловой экономичности блоков КЭС с турбинами
различных типов при номинальной мощности
Тип турбины	Топливо	Удельный расход на отпущенный 1 кВт - ч	
		теплоты, кДж/ (кВт • ч)	условного топлива, г/ (кВт • ч)
К-150-130	Уголь	10 065	344
	Мазут	9938	336
	Газ	9968	340
К-215-130	Уголь	9922	339
	Мазут	9541	326
	Газ	9424	322
К-300-240	Уголь	9629	329
	Мазут	9278	317
	Газ	9161	313
К-500-240 (ЛМЗ)	Уголь	9717	332
К-800-240	Уголь	9659	330
	Мазут	9249	316
	Газ	9132	312
390
Увеличение мощности агрегатов и электростанции приводит к рез-
кому уменьшению затрат на строительные работы. Так, если на элект-
ростанции с тремя агрегатами по 100 МВт они составляют 47,8% общих
затрат, то на электростанции с шестью блоками по 200 МВт они равны
42%, а на электростанции с восемью блоками по 300 МВт — всего 31,7%
[74]. Уменьшается также удельная численность персонала. Так, на
конденсационной электростанции мощностью 1290 МВт с турбинами
К-215-130 штатный коэффициент по производственному персоналу в
среднем составляет 0,93 чел./МВт при работе на каменных углях и
0,75 чел./МВт при работе на мазуте, а на электростанции мощностью
2400 МВт с турбинами К-300-240 — соответственно 0,77 и 0,57 чел./МВт.
Переход от электростанции с шестью—восемью блоками по 300 МВт
к электростанции с таким же числом блоков по 800 МВт снижает штат-
ный коэффициент по производственному персоналу еще в 1,75—
1,9 раза (в зависимости от вида топлива).
Таким образом, укрупнение блоков и электростанций (так же как
повышение начальных параметров) приводит к уменьшению себестои-
мости электроэнергии сэ и удельных приведенных затрат зэ. Однако
это снижение происходит главным образом за счет уменьшения амор-
тизационных отчислений, расходов на текущий ремонт и зарплату,
так как при постоянных параметрах топливная составляющая себе-
стоимости и удельных приведенных затрат для крупных блоков меня-
ется незначительно, а для одновальных паротурбинных агрегатов мощ-
ностью более 800 МВт остается почти неизменной.
Основные технические характеристики АЭС с реакторами типов
ВВЭР и РБМК приведены в табл. 17.3 [3]. Стоимость 1 кВт установ-
ленной мощности на АЭС с блоками 440 и 1000 МВт в 1,5—1,6 раза
выше, чем на электростанциях, работающих на органическом топ-
ливе, равной мощности, построенных в те же годы. Можно полагать,
что в ближайшие годы соотношение в стоимостях 1 кВт установлен-
ной мощности ТЭС и АЭС еще увеличится, так как для обеспечения
Таблица 17.3. Основные технические характеристики блоков АЭС
с реакторами типа ВВЭР и РБМК
Показатель	ВВЭР-440	ВВЭР-1000	РБМК-1000
Мощность блока, МВт	440	1000	1000
Мощность турбогенератора, МВт	220	500	500
Число турбин в блоке, шт.	2	2	2
Давление пара перед турби- ной, МПа	4,32	5,88	6,46
КПД (нетто), %	29,7	31,7	31,3
391
большей надежности электростанций и уменьшения влияния на окру-
жающую среду строительство АЭС потребует больших дополнительных
капиталовложений, чем строительство ТЭС. Однако себестоимость
электроэнергии на таких АЭС ниже, чем на КЭС, работающих на доро-
гостоящем органическом топлив?.
Капиталовложения на строительство ТЭЦ больше, чем на строитель-
ство КЭС с установками равной электрической мощности. Более вы-
сокие значения на ТЭЦ имеет также штатный коэффициент П. На ТЭЦ
электрической мощностью 500 МВт штатный коэффициент в среднем
равен 2,10—2,15 чел./МВт при работе электростанции на каменных и
бурых углях и 1,63 чел./МВт — при работе на мазуте. Штатный коэффи-
циент по эксплуатационному персоналу при этом составляет 0,96—
0,98 чел./МВт для ТЭЦ на бурых и каменных углях и 0,7 чел./МВт для
ТЭЦ на мазуте. Значения П для ТЭЦ мощностью 1000-1500 МВт на
10—20% ниже. Таким образом, даже при равных значениях ;V ст штат-
ные коэффициенты на ТЭЦ выше, чем на КЭС [46].
Между тем в среднем А^ ст для ТЭЦ ниже, чем для КЭС. Более низки-
ми являются также мощности и производительность агрегатов основ-
ного оборудования ТЭЦ. Так, в период, когда на крупных отопитель-
ных ТЭЦ устанавливались паротурбинные установки мощностью
100 МВт, КЭС строились с блоками 300 МВт; в период освоения на
ТЭЦ блоков мощностью 250 МВт на КЭС применялись уже блоки 500
и 800 МВт. В связи с этим разница в значениях к и П для КЭС и ТЭЦ
оказывается еще более заметной. Однако удельный расход топлива
на выработку электроэнергии на ТЭЦ значительно ниже. Для ТЭЦ с
турбинами Т-100-130 (Т-110-130) при работе по тепловому режиму
с закрытой диафрагмой и двухступенчатым подогревом сетевой воды
удельный расход теплоты на производство электроэнергии составляет
3800—4900 кДж/ (кВт • ч), а при трехступенчатом подогреве сетевой
воды (в режиме с включенным выделенным пучком в конденсаторе) —
3700 кДж/(кВт • ч). Эти значения почти в 2 раза ниже расходов тепло-
ты на конденсационных установках с такими же начальными парамет-
рами.
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении на
таких ТЭЦ составляет 120 -170 кВт • ч/ГДж при двухступенчатом подо-
греве сетевой воды и 112—167 кВт • ч/ГДж при трехступенчатом подо-
греве. Большие значения относятся к режимам, когда в верхнем тепло-
фикационном отборе давление равно 0,0585 МПа, меньшие — когда
это давление составляет 0,245 МПа [50].
Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу в нашей
стране составляет 21,5-22,5%. При этом на установках с начальным
давлением 12,7 МПа удельный расход условного топлива равен 250—
260 г/ (кВт • ч).
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ
392
Таблица 17.4. Зависимость эффективности ТЭЦ от начальных параметров пара
Давление р0, МПа	Темпера- тура Го, °C	Удельная выработка электро- энергии на тепловом потреб- лении		Экономия условного топлива (расчетное значение)	
		кВт • ч/ГДж	%	кг/ГДж	%
3,44	425	76	100	9,5	100
8,8	535	95	125	16,5	172
12,7	565	137	180	21,5	225
23,5	565	182	240	27,5	290
уменьшается с возрастанием доли пара, отбираемого для теплового
потребителя, и (как и для КЭС) с ростом начальных параметров.
При выработке электроэнергии на тепловом потреблении сохраня-
ется соответствующее количество топлива, которое было бы затра-
чено на КЭС. Чем выше удельная выработка на тепловом потреблении э,
тем больше экономия топлива.
В табл. 17.4 приведены значения э и удельная экономия топлива для
ТЭЦ с различными параметрами [74]. Выработка электроэнергии рас-
считана для пара отопительного отбора с давлением 0,12—0,245 МПа,
а экономия топлива рассчитана по сравнению с условиями, когда то
же количество электроэнергии вырабатывается на КЭС. Как видно из
таблицы, при переходе от параметров 3,44 МПа, 425 °C к параметрам
12,7 МПа, 565 °C удельная выработка электроэнергии э возрастает
в 1,8 раза, а при переходе к параметрам 23,5 МПа, 560 °C — в 2,4 раза.
Экономия топлива при этом увеличивается почти в 3 раза.
На ТЭС, работающей на органическом топливе, основной составляю-
щей себестоимости электроэнергии является топливная составляющая.
Обычно с составляет от 50 до 70% общей себестоимости электро-
энергии.
Приведенные данные по тепловой экономичности конденсационных
паротурбинных электростанций характеризуют значения величин при
номинальной мощности этих станций. Уменьшение нагрузки приво-
дит к понижению экономичности. При этом для нагрузок до 80% номи-
нальной для блоков с турбинами К-150-130, К-200-130 и К-300-240
экономичность понижается сравнительно ненамного (на 1—1,3%), в то
время как при дальнейшем снижении мощности экономичность резко
падает. Так, для блоков мощностью 300 МВт при нагрузке О,87Уэ ном
тепловая экономичность понижается на 1%, при 0,6^ ном — на 3,6%
и при 0,4Уэ ном — на 8,1%. При таких же значениях среднегодовой на-
грузки блока экономичность понижается, конечно, еще в большей
мере. Так, по данным Теплоэлектропроекта (ТЭЦ) при среднегодовой
нагрузке, составляющей 80% номинальной, тепловая экономичность
понижается па 2,1—2,5%, а при 60% номинальной — на 5,7—6,4% (для
393
Me,
Рис. 1 .2. Затраты энергии на собственные нужды
для блоков, работающих на мазуте (-______)
газе (----) и угле марки АШ (-•-•_)
турбиной К-300-240*:
1 — общие затраты; 2 — для парового котла и
питательных насосов; 3 — для оборудования ма-
шинного зала и циркуляционных насосов; 4 ~
прочие общестанционные затраты
угля, мазута и газа). В диапазоне нагрузок 70—100% номинальной
КПД паровых котлов меняется слабо. Так, для котлов типа ПК-39
при сжигании экибастузского угля по данным испытаний КПД брутто
для нагрузок 65—100% номинальной составляет 91,5—92%; при сжи-
гании углей марки Alli в котле ТПП-210А в диапазоне нагрузок от 70
до 100% номинальной КПД практически не изменяется и равен 89,3%.
Таким образом, изменение экономичности блока в этих диапазонах
нагрузок связано в основном с уменьшением КПД турбинной уста-
новки.
При работе блока в широком диапазоне нагрузок изменяются так-
же затраты на собственные нужды. Типичные кривые изменения за-
трат энергии на привод механизмов собственных нужд для блока мощ-
ностью 300 МВт при использовании различных видов топлива приве-
дены на рис. 17.2.
Как видно из рисунка, на газомазутных блоках в диапазоне на-
грузок от 60 до 100% ДТУ, н - 6,5	7,2% [55]. При дальнейшей раз-
грузке блока расходы на механизмы собственных нужд возрастают
и при мощности блока N бл = 100 МВт составляют уже 11—11,5%.
При работе станции на твердом топливе расходы электроэнергии
на собственные нужды на 1—1,5% выше вследствие дополнительных
затрат на топливоподачу, пылеприготовление и золошлакоудаление.
Однако характер изменения AV в зависимости от нагрузки блока
остается таким же. Поэтому можно считать, что при нагрузках 75—100%
номинальной расход электроэнергии на собственные нужды изменяет-
ся мало, но при дальнейшем уменьшении нагрузки заметно возра-
стает.
Расход энергии на собственные нужды зависит от типа электро-
станции, мощности агрегата, вида топлива, режима работы электро-
станции. При этом расход электроэнергии на электростанциях с тур-
бинным приводом питательного насоса существенно ниже, чем при
применении электрического привода. Однако из этого вовсе не сле-
дует, что применение турбинного привода всегда приводит к умень-
шгнию общего расхода энергии на собственные нужды (см. § 6.4).
* См. Гинзбург Г.В., Доброхотов В.И. // Теплоэнергетика. 1973. № 6. С. 2-5.
394
Таблица 17.5. Расходы электроэнергии на собственные нужды КЭС
(в процентах суммарной выработки) 1
				
Тип турбины	Топливо	Средняя нагрузка блока, %		
		100	80	60
К-215-130	Уголь	6,1	6,5	7,3
	Мазут	5,0	5,3	6,1
К-300-240	Уголь	4,1	4,4	5,0
	Мазут	2,5	2,7	3,1
	Га?	2,2	2,4	2,8
К-500-240	Уголь	4,5	4,8	5,3
К-800-240	Уголь	4,1	4,3	4,8
	Мазут	2,8	2,9	3,1
	Газ	2,5	2,6	2,8
1 По расчетам ТЭП.
Таблица 17.6. Расходы электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ
(в процентах суммарной выработки) [49]
Топливо	Турбина с противодав- лением (при р — = 0,12 МПа) Р	Турбина с регулируемыми отборами и конденсацией
Уголь	9,6	8,0
Газ, мазут	7,8	6,6
Расходы электроэнергии на собственные нужды ТЭС и КЭС при-
водятся в табл. 17.5 и 17.6	[49]. Расходы электроэнергии на соб-
ственные нужды АЭС с реакторами типа ВВЭР-440 составляют 6,8%,
с реакторами типа ВВЭР-1000 — 4,7% (при номинальной нагрузке
блоков) [3].
Большое влияние на показатели общей экономичности блоков ока-
зывает коэффициент использования установленной мощности Цуст-
Капитальная составляющая себестоимости электроэнергии изменя-
ется практически обратно пропорционально изменению Муст. Кро-
ме того, при уменьшении Муст обычно понижается средняя нагрузка
блока, в связи с чем удельный расход условного топлива возрастает.
Коэффициент использования установленной мощности зависит от
готовности блока и графика нагрузки. Коэффициенты готовности, %,
определяемые по формуле
7 R + 7
—100
V
(17.1)
^гот
395
Рис. 17.3. Средняя нагрузка ц и коэффициенты использования установленной
мощности Дуст, рабочего времени и готовности Мпуг для блоков мощностью
150 (о), 200 (6), 300 (в) и 800 М^г (г)
для блоков мощностью 150, 200 и 300 МВт выше 85%, однако в связц
с тем, что эти блоки часто используются для регулирования нагрузки
в системе, средний коэффициент дуст значительно ниже. На рис. 17.3
приведены кривые изменения средней нагрузки блоков дср (в про-
центах номинальной), коэффициентов готовности Дгот, рабочего
времени Д аб и установленной мощности дуст для блоков мощностью
150, 200, &0 и 800 МВт за период с 1972 по 1986 гг. Из рисунка вид-
но, что в последнее десятилетие значения этих величин для блоков
мощностью 300 МВт (на сверхкритических параметрах) практически
такие же, как и для блоков на докритические параметры (блоков мош-
396
ностью 150 и 200 МВт). В то же время на блоках мощностью 300 МВт
удельный расход условного топлива значительно ниже. Для блоков
мощностью 800 МВт значения Мгот, Мраб и дуст ниже (по крайней мере
до 1985 г.), что прежде всего связано с тем, что в этот период многие
блоки такой мощности вводились в эксплуатацию. Изменение средних
значений удельного расхода условного топлива по годам для тех же
блоков (рис. 17.4) показывает, что значения Ьу для блока мощностью
200 МВт с конца 70-х годов почти не изменялись, а для блоков мощ-
ностью 150 МВт даже медленно возрастали. Последнее, очевидно, свя-
зано с тем, что многие из них уже выработали свой ресурс. На блоках
мощностью 300 МВт с 1982 г. также наметилось увеличение b , однако
это прежде всего связано с тем, что в связи с возрастанием неравномер-
ности суточного графика электрических нагрузок коэффициенты
и и понизились (рис. 17.3, в) .
у С1
^ср
397
Рис. 17.4. Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию
для блоков мощностью 150 (кривая/), 200 (кривая 2), 300 (кривая 3) и 800 МВт
(кривая 4)
Глава восемнадцатая
ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ ТЭС.
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ.
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
18.1.	ГАЗОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Газотурбинные установки (ГТУ) применяются для производства
электроэнергии в ряде стран. Работающие и строящиеся в настоящее
время ТЭС такого типа характеризуются высокой маневренностью
(возможностью быстрых запусков и остановов, форсирования элект-
рических нагрузок), более низкими, чем для КЭС на органическом
топливе, значениями удельных капитальных затрат, незначительной
потребностью в охлаждающей воде, меньшими габаритами и сроками
строительства. Однако работают они на дорогом и для ряда стран де-
фицитном топливе (природном газе или жидком малосернистом газо-
турбинном топливе) со сравнительно низким КПД. Единичная мощ-
ность современных ГТУ не превышает 100—150 МВт, что значительно
ниже той, которая требуется в настоящее время для блоков крупных
конденсационных электростанций. Из сказанного можно заключить,
что такие ГТУ наиболее подходят для покрытия пиковой части гра-
фика электрических нагрузок и поэтому в основном используются
именно в этих целях.
398
2
ic. 18.1. Упрощенные схемы ГТУ разомкнутого типа:
а - без регенерации теплоты уходящих газов; б - с регенерацией теплоты;
- компрессор; 2 - камера сгорания; 3 — газовая турбина; 4 - генератор; 5 -
^генеративный теплообменник; Т — подвод топлива; ВГ — выхлопные газы;
— воздух; в, г — теоретические (идеализированные) циклы процессов
Газотурбинные электростанции могут работать по разомкнутому
замкнутому циклам. Упрощенные схемы ГТУ разомкнутого типа
казаны на рис. 18.1. Установка может работать по схеме без регене-
ции теплоты уходящих газов (рис. 18.1, а) и по схеме с регенерацией
(лоты (рис. 18.1, б). В обоих случаях в камере сгорания топливо
игается при большом избытке воздуха (а = 2,5 4- 5). Образующиеся
зсь газы при температуре 750—1200 °C направляются в газовую
рбину. Выбрасываются газы в установке без регенерации теплоты
и температуре 450—550 °C; в установке с регенерацией теплоты
ипература выхлопных газов может быть заметно понижена. Теоре-
399
Рис. 18.2. Упрощенные схе-
мы ГТУ замкнутого типа;
1 - когипрессор; 2 — ка-
мера сгорания; 3 — возду.
хоподогреватель; 4 - га-
зовая турбина; 5 - регене-
ративный теплообмен-
ник; 6 — генератор; 7 -
охладитель
тические (идеализированные) циклы газотурбинных установок тако-
го типа показаны на рис. 18.1, виг. На рис. 18.1, в процесс сгорания
топлива (линия 2—5) изображен как процесс изобарного расширения
газов; линии 7—2 и 3-4 изображают адиабатические процессы сжатия
воздуха и расширения газов; всасываемый компрессором воздух заменен
изобарно охлажденными газами (линия 4-1). На рИс. 18.1, г линии
7-2 и 3-4 имеют те же значения; изобарические изменения удельных
объемов газов V происходят по линиям 2-За и 4-4а (при подводе
теплоты к воздуху и охлаждении выхлопных газов в регенеративном
подогревателе 5) . В установках, работающих по разомкнутому циклу,
поступающий в камеру сгорания воздух засасывается компрессором
из атмосферы, а отработавшие в турбине газы выбрасываются. Рабочая
среда в каждом новом цикле меняется. Изображение таких циклов в
виде замкнутых контуров (рис. 18.1, в и 18.1, г) является условным.
На рис. 18.2 приведена схема ГТУ, работающей по замкнутому цик-
лу. Здесь в процессе работы установки теплоноситель (образовавшиеся
в камере сгорания газы) передает теплоту рабочей среде, циркулирую-
щей по замкнутому контуру, и, охладившись в воздухоподогревате-
ле 3, выбрасывается в атмосферу. Газы рабочей среды из камеры сго-
рания направляются в турбину 4. Отработавшие газы после охлаждения
в регенеративном теплообменнике 5 и охладителе 7 сжимаются и,
пройдя тот же теплообменник 5, возвращаются в камеру сгорания.
Таким образом, при этом одна и та же рабочая среда непрерывно
участвует в совершении работы. Это позволяет применять в качестве
рабочего тела вместо продуктов сгорания или воздуха газы с больши-
ми значениями показателя адиабаты, что приводит к повышению
КПД цикла. Однако пока установки с такими газами (гелием, аргоном)
не нашли применения, так как ГТУ применяются только для покры-
тия пиковой и полупиковой частей графика электрических нагрузок
и, как уже отмечалось, должны быть возможно более дешевыми.
В нашей стране работают ГТУ разомкнутого типа единичной мощ-
ностью от 12 до 100 МВт. На рис. 18.3 приведена упрощенная схема
установки с турбиной ГТ-100-750. Мощность установки составляет
100 МВт. Такие установки работают на ГРЭС им. Классона, на Красно-
400
царской ТЭЦ, на пиковой ТЭС в г. Инота (Венгрия) и др. Турбоуста-
новка двухвальная, имеет две камеры сгорания. Компрессор низкого
давления КНД имеет степень сжатия воздуха равную, 4,3; компрессор
высокого давления КВД — 6,3. Воздух перед поступлением в КНД
проходит через масляные фильтры воздухозаборного устройства В и
глушитель шума Г. После КНД воздух охлаждается в воздухоохлади-
телях ВО и подается в КВД. Из КВД воздух поступает в камеру сгора-
ния высокого давления КСВД, куда подается также топливо. Продукты
сгорания при температуре 750 °C поступают в турбину высокого дав-
ления ТВД. После ТВД газы поступают в камеру сгорания низкого
давления КСНД и затем в турбину низкого давления ТНД. Отработав-
шие газы при температуре около 400 °C отводятся в дымовую трубу.
Для пуска ГТУ имеется специальная паровая турбина ПТ. При номи-
нальных параметрах КПД установки равен около 29% [29].
Для ГТУ в качестве топлива используется природный газ или жидкое
газотурбинное топливо. Жидкое топливо для отечественных ГТУ под-
вергается фильтрации и промывке от солей щелочных металлов. Для
предотвращения ванадиевой коррозии в топливо добавляют присадку,
содержащую магний.
Металлическим заводом (ЛМЗ) разработаны проекты ГТУ мощ-
ностью 150 МВт при начальных температурах газов 950 и 1100 °C;
ТЭП — типовой проект газотурбинной электростанции с ГТУ мощ-
ностью 150 МВт при начальной температуре газов 1100 °C.
18.2.	ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Электростанции, сочетающие в одной общей тепловой схеме паро-
турбинные и парогазовые установки, называют парогазовыми электро-
станциями. Тепловая экономичность таких электростанций заметно
выше обычных ТЭС и ГТУ. Так, действующие уже ТЭС с парогазовы-
401
Рис. 18.4. Схема ПГУ со сбросом газов ГТУ в топку парового котла:
П\-Пч - регенеративные подогреватели; Д - деаэратор; КЛ\, КЛ2 - калори-
феры первой и второй ступеней; ПЭН - питательный электронасос; КН, ДН -
конденсатный и дренажный насосы; HP — насос рециркуляции; И - испаритель-
ные поверхности нагрева; КС - камера сгорания
ми установками (ПГУ) имеют КПД до 46%, а новые, проектируемые —
до 48-52%.
Предложены различные схемы ПГУ. Однако к настоящему времени
распространение получили в основном схемы со сбросом отработавших
газов из газовой турбины (ГТ) в паровой котел обычной паротурбин-
ной установки (ПТУ), с утилизационным паровым котлом (УПК)
и ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВНПГ).
Как уже отмечалось, выхлопные газы газовых турбин имеют высо-
кую температуру (450—550 °C). Сжигание топлива в камере сгорания
происходит при большом избытке воздуха, и поэтому газы содержат
большое количество кислорода (14—16%). Из этого следует, что их
можно направить в топку парового котла и при этом повысить эффек-
тивность использования топлива для установки в целом. На рис. 18.4
показана ПГУ, работающая по такой схеме [46]. Здесь в паротурбин-
ном контуре установлена паровая турбина К-210-130, а в газотурбин-
ном — ГТ-35-770. Пар генерируется в однокорпусном паровом котле
с естественной циркуляцией. Производительность котла составляет
670 • 103 кг/ч. Возможность использования в ПГУ оборудования, при-
меняемого на обычных паротурбинных и газотурбинных установках,
402
является одним из существенных преимуществ установок такого
типа.
I Паротурбинная и газотурбинная установки могут работать как
совместно в режиме ПГУ, так и автономно. В основном парогазовом
режиме газы после ГТ подаются в горелки парового котла, куда по-
ступает также подогретый в калориферах воздух, нагнетаемый венти-
лятором дополнительного воздуха ВДВ.
В связи с тем что поступающие в топку котла из ГТУ газы имеют
высокую температуру, а воздух подогревается в калориферах, воздухо-
подогреватель в газоходах котла не устанавливается. Газы парового
котла после пароперегревателя ПЕ охлаждаются в промежуточном паро-
перегревателе ПП, экономайзере котла ЭК и экономайзерах высокого
ЭКВД и низкого ЭКНД давлений питательной водой и конденсатом
паротурбинной установки, после чего направляются в дымовую тру-
бу ДТ. Через ЭКВД подается примерно 50% расхода питательной воды;
в ЭКНД конденсат подается после Z73 (при нагрузках блока более 50%)
или после 774 (при меньших нагрузках) . Поэтому отборы пара в регене-
ративные подогреватели в этом режиме оказываются неполными.
При автономной работе ПТУ воздух подается в паровой котел дутье-
вым вентилятором ДВ через калориферы КЛ\ и КЛ2, а дымовые газы
подаются в дымовую трубу дымососами ДС. При автономной работе
ГТУ уходящие газы также направляются в ДТ. В автономных режимах
работы ПТУ и ГТУ отдельные элементы газо- и воздухопроводов пере-
крываются шиберами. 1ниберы устанавливаются и снимаются автомати-
чески управляемой системой.
Рассмотренная здесь ПГУ (ПГУ-250) установлена на Молдавской
ГРЭС. Электростанции с ПГУ такого типа широко применяются в
США, Германии, Великобритании и других странах.
За рубежом применяются также парогазовые установки, при по-
строении тепловой схемы которых использованы ПТУ с пылеугольным
котлом и ГТУ. На таких установках газы после ГТУ сбрасываются в
топку пылеугольного парового котла. Широкое распространение в ряде
стран получили также ПГУ с утилизационными паровыми котлами, на
которых теплота отводимых от газовой турбины газов используется
для производства пара и выработки электроэнергии на турбогенерато-
рах с турбинами низкого начального давления (4—9 МПа). Такие
установки могут работать без дополнительного сжигания топлива в
котле-утилизаторе и когда в этот котел наряду с газами от ГТУ вво-
дится некоторое количество дожигаемого топлива [46].
В парогазовых установках с высоконапорными парогенераторами
ВПГ топка парового котла является общей камерой сгорания топлива
для ПТУ и основной массы газов, направляемых в газовую турбину.
Кроме того, на таких установках потоки основного конденсата и пита-
тельной воды подогреваются уходящими газами ГТУ, вследствие чего
регенеративные отборы пара частично вытесняются и мощность паро-
турбинной установки возрастает.
403
Рис. 18.5. Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором:
БС - барабан-сепаратор; РП — регенеративный подогреватель (ПВД и ПНД);
РО — регенеративный отбор; КЭН — конденсатный электронасос; ЦН - цир-
куляционный насос (остальные обозначения см. на рис. 18.4)
На рис. 18.5 приводится схема ПГУ с высоконапорным парогенера-
тором. Установка состоит из двухкорпусного высоконапорного паро-
генератора ВПГ с принудительной циркуляцией, дополнительной ка-
меры сгорания ДКС, газотурбинной установки ГТУ, паротурбинной
установки ПТУ и газоводяных экономайзеров ЗКХ—ЭК3, служащих
для утилизации теплоты уходящих газов ГТУ. Предназначается она
для работы на природном газе или жидком топливе. Разработаны
электростанции с паротурбинными установками ПГУ-200 и ПГУ-250.
На парогазовой установке типа ПГУ-200 применены паровая турбина
К-160-130, газовая турбина ГТ-35; на парогазовой установке типа
ПГУ-250 — паровая турбина К-210-130, газовая турбина ГТ-45. При
применении газовой турбины ГТ-35 температура газа перед ГТ со-
ставляет 770 °C, а газовой турбины ГТ-45 — 900 °C. Параметры пара
перед паровыми турбинами в обоих случаях одни и те же и составляют
12,7 МПа, 540 (560) °C с промежуточным перегревом до той же тем-
пературы. Давление газов в топочной камере составляет 0,6—1,2 МПа.
Отработавшие газы из ГТ направляются в экономайзеры ЭК^—ЗКз
и затем направляются в дымовую трубу ДТ. В экономайзерах газы
охлаждаются до 120—140 °C.
Установка, подобная приведенной на рис. 18.5, работает в течение
ряда лет на Невиномысской ГРЭС.
404
с. 18.6. Схема парогазовой
становки с пиковой ГТУ:
ГВЭ - газоводяной эконо-
рйзер; ПК - паровой ко-
ел (остальные обозначения
е же, что и на рис. 18.4)
Парогазовая установка может работать по схеме, при которой газо-
турбинную часть ее целесообразно включать лишь при прохождении
пиков графика электрической нагрузки. При такой схеме (рис. 18.6)
в период, когда электрическую мощность установки надо повысить,
включается ГТУ. Отборы в подогреватели высокого давления паро-
турбинной установки при этом полностью или частично отключаются,
а питательная вода направляется через газоводяной экономайзер ГВЭ,
где нагревается газами ГТУ. Конечно, если отборы в ПВД перекрыва-
ются не полностью, то часть потока питательной воды проходит также
по линии ПВД. При работе по такой схеме паровой поток в проточной
части турбины возрастает и увеличивается мощность ПТУ (на 10—12%).
Суммарный прирост мощности всей установки (с учетом мощности,
введенной ГТУ) может достигать 35—45% мощности ПТУ. Удельный
расход условного топлива при этом будет близок к расходу, характер-
ному для режима автономной работы ПТУ.
18.3.	НОВЫЕ ТИПЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.
ЭН ЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
Для конденсационных паротурбинных электростанций КПД не превы-
шает 40—42%. Парогазовые электростанции имеют более высокие КПД,
однако и здесь т?ст < 46 4- 48%. Возможно ли дальнейшее повышение
тепловой экономичности электростанций такого типа? На этот вопрос
уже в настоящее время можно ответить положительно. Так, при сочета-
нии магнитогидродинамического реактора с паротурбинной установкой
КПД установки в целом можно повысить до 60%. Магнитогидродинами-
ческий генератор освоен, установка такого типа мощностью 20 МВт
создана в Институте высоких температур РАН. Институтом совместно
с проектными организациями разработан также проект комбинирован-
ной магнито гидродинамической установки (МГДУ) с Магнитогидроди-
намическим генератором мощностью 582 МВт и турбиной К-300-240,
мощность которой в рассматриваемых условиях составит 312 МВт
[46]. Однако удельная стоимость МГДУ значительно выше, чем обыч-
405
ных КЭС, а освоение их потребует еще больших затрат. Поэтому задача
о целесообразности промышленного применения таких установок в
настоящее время не может считаться решенной.
Паротурбинные установки могут работать также на солнечной и
геотермальной энергии. Посылаемый на Землю поток солнечной энергии
примерно в 20 тыс. раз выше количества энергии, используемой за
одно и то же время в мире. Однако плотность солнечного потока энер-
гии мала, поэтому при использовании ее для производства электро-
энергии последняя оказывается весьма дорогостоящей. Преобразова-
ние солнечной энергии в электрическую можно проводить двумя ме-
тодами. По одному из них солнечная энергия сначала преобразуется
в тепловую форму, а затем по обычному циклу паротурбинной уста-
новки — в электрическую; по другому методу солнечная энергия пре-
образуется в электрическую непосредственно в фотоэлектропреобразо-
вателях (ФЭП). В Крыму в 1985 г. пущена опытная солнечная электро-
станция мощностью 5 МВт (СЭС-5), работающая по паротурбинному
циклу. Расчеты показывают, что удельные приведенные затраты на
производство электроэнергии на ней в 50—70 раз выше, чем на совре-
менной угольной ТЭС. Близкое значение стоимости вырабатываемой
электроэнергии имеют также СЭС, построенные во Франции и США
[71]. Электростанции, использующие для производства электроэнер-
гии ФЭП, в будущем окажутся, вероятно, экономичнее СЭС, работаю-
щих по паротурбинному циклу, однако в настоящее время стоимость
вырабатываемой ими электроэнергии еще выше. При производстве
теплоты (для отопления, горячего водоснабжения и др.) разница в
стоимости единицы теплоты, полученной при сжигании топлива и с по-
мощью приемников потока солнечной энергии, не столь разительна,
однако при этом приведенные затраты на 1 ГДж теплоты, полученной
при нагреве воды солнечной энергией, примерно в 4 раза выше, чем
при нагреве ее в отопительной котельной [71]. Поэтому в настоящее
время СЭС могут применяться лишь как небольшие автономные уста-
новки, расположенные в тех местах, куда трудно доставить органиче-
ское топливо. Несмотря на то что такие электростанции являются эко-
логически чистыми и используют возобновляемый источник энергии,
полагать, что ими можно заменить современные крупные блоки КЭС
и АЭС, нет никаких оснований.
В недрах Земли находится большое количество теплоты. Теплота,
которая может быть извлечена в целом по земному шару до глубины
3 км, оценивается в 8 • 101 7 кДж. Для того чтобы выделить такое ко-
личество теплоты, потребовалось бы сжечь 2,7 • 1О10 т условного
топлива. Если рассматривать количество теплоты, которое находится
в слоях земли глубиной до 5 км, то эта цифра возрастает в 4—5 раз
[58]. Таким образом, можно считать, что извлекаемые запасы
тепловой энергии в глубинах Земли близки к запасам этой энер-
гии в нефти. Однако геотермальная теплота в основном низкотемпера-
406
турная. Кроме того, в настоящее время используется только теплота,
содержащаяся в подземных источниках горячей воды и пара (гидро-
термальные и паротермальные источники). Освоение источников теп-
лоты сухих горячих слоев Земли (паротермальных источников) еще
не начато. Запасы термальных вод на территории СНГ оцениваются
в 200 млн. т условного топлива в год, что составляет примерно 10%
общего потребления энергии в стране [71]. Но при этом большая часть
доступных запасов термальных вод пригодна лишь для низкотемпера-
турного теплоснабжения Расчеты показывают, что при температурах
источников ниже 130 °C получение электроэнергии как правило, не
рентабельно. Между тем в СНГ запасы термальных источников с тем-
пературой выше 80 °C оцениваются лишь в 5% общих запасов теплоты
термальных источников (для глубин до 3 км) [58]. Таким образом,
геотермальную энергию в нашей стране в основном можно исполь-
зовать для теплоснабжения (обогрева квартир, теплиц, горячего водо-
снабжения и пр.).
Для производства электроэнергии используется теплота термальных
источников на Камчатке. Построенная здесь еще в 1967 г. Паужетская
геотермальная электростанция (ГЕО ТЭС) имеет мощность 11 МВт.
На Камчатке предполагается построить также ГЕО ТЭС мощностью
200 МВт (Мутновскую ГЕО ТЭС). Проведенные исследования показа-
ли, что в районах Камчатки, Сахалина и Курильских островов можно
построить геотермальные электростанции общей мощностью
2000 МВт [46].
Из рассмотрения состояния энергетики и перспектив ее развития
можно с уверенностью сказать, что в ближайшие десятилетия в нашей
стране и большинстве промышленно развитых стран выработка элект-
роэнергии будет проводиться в основном на тепловых электрических
станциях, работающих на органическом топливе Стоимость строитель-
ства ТЭС (даже в сопоставимых ценах) непрерывно растет. Это свя-
зано как с тем, что оборудование и тепловой цикл непрерывно совер-
шенствуются, так и в еще большей мере в связи с необходимостью
использовать все более низкосортное топливо и увеличивать затраты на
защиту окружающей среды от вредных выбросов с дымовыми газами
и сбросными водами. Запасы органического топлива уже весьма
ограничены. Истощение этих запасов, загрязнение окружающей сре-
ды, повышение средней температуры атмосферы - все эти и многие
другие связанные с ними проблемы, появившиеся уже в связи с
достигнутым уровнем потребления энергии и темпами роста его,
в дальнейшем (если не принять решительных мер сейчас) преодо-
леть будет все более и более трудно.
В определенной мере некоторые проблемы могут быть преодолены
при использовании более совершенных методов производства и преоб-
разования энергии. Так, например, создание экологически чистой ТЭС
407
разрешит задачу охраны окружающей среды от выбросов ТЭС; совер-
шенствование методов преобразования энергии приведет к уменьшению
расхода топлива на выработку одного и того же количества электро-
энергии. К такому же результату приведет существенное расширение
объема использования экологически чистых источников энергии. Од-
нако наибольший эффект может быть достигнут, если будут внедрены
и будут широко применяться известные уже энергосберегающие тех-
нологии. Расчеты показывают, что при расширении производства или
строительстве нового объекта при применении энергосберегающей тех-
нологии затраты на энергообеспечение оказываются в 2—3 раза ниже
затрат при общепринятой технологии. Таким образом, в ряде случаев
экономически более оправдано не увеличивать энергетические мощно-
сти, а использовать требуемые для этого средства на освоение техно-
логий с меньшими затратами энергии.
Академик А. Е. Шейдлин в интервью газете ’’Известия” (Известия.
1989. 16 янв.) иллюстрирует эту мысль следующим примером:
”В Советском Союзе в настоящее время расходуется на освещение
12% всей производимой в стране электроэнергии. Если заменить 2/3
общего количества применяемых для этого электрических лампочек
накаливания флюоресцентными лампами второго поколения, световой
поток у которых при одинаковой мощности в 4 раза выше, чем у ламп
накаливания, потребная мощность на освещение резко уменьшится.
Можно полагать, что сэкономленные при этом затраты на строитель-
ство электростанций заметно превысят затраты на реконструкцию
предприятий, производящих электрические осветители”.
При переходе к более совершенным технологиям, даже при сохране-
нии принятой производственной структуры в стране, энергопотребле-
ние, рассчитанное на один и тот же объем производства, существенно
сократится. К дальнейшему снижению энергопотребления приведет
перестройка производственной структуры с расширением объема менее
энергоемких производств. Как показали расчеты, проведенные в РАН,
оба эти процесса могли бы снизить потребности промышленности на
одну треть. Из этого, однако, нельзя заключить, что общее производ-
ство электроэнергии и энергии в целом в ближайшие годы может быть
понижено, так как для повышения уровня жизни населения потребление
электроэнергии и теплоты на бытовые нужды должно возрасти. Поэто-
му общее производство энергии в предстоящие годы должно увеличить-
ся, хотя темпы роста, особенно применительно к электрической энергии,
по сравнению с темпами роста в 70-х годах и первой половине 80-х
могут быть понижены.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Арсентьев Ю. Д. Инженерно-экономические расчеты в обобщенных перемен-
ных. М.: Высшая школа, 1979.
2.	Андреев П. А., Гринман М. И., Смолкин Ю. В. Оптимизация теплоэнергетиче-
ского оборудования АЭС. М.; Атомиздат, 1975.
3.	Атомные электрические станции/ Под ред. Л. М. Воронина. М.: Энергия,
1977.
4.	Атомная электростанция с реактором БН-350/ А. И. Лейпунский, И. И. Афри-
кантов, В. В. Орлов и др.// Атомная энергия. 1967. Выл. 5. Т. XXIII. С. 409—417.
5.	Атомная электростанция с реактором БН-600/ Лейпунский А. И., Африкан-
тов И. И., Головин И. И. и др.// Атомная энергия. 1968. Вып. 5. Т. XXV. С. 403-
408.
6.	Батов В. В., Корякин 10. И. Экономика ядерной энергетики. М.: Атомиздат,
1969.
7.	Бодров И. С., Огурцов А. П., Резниченко В. Я. Энернетическая газотурбинная
установка мощностью 150 МВт// Теплоэнергетика. 1979. № 11. С. 11—17.
8.	Воронин Л. М. Особенности проектирования и сооружения АЭС. М.: Атом-
издат, 1980.
9.	Воронин Л. М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. М.: Энергоиздат,
1981.
10.	Вульман Ф. А., Корягин А. В., Кривошей М. 3. Математическое моделирова-
ние тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ. М.: Машиностроение, 1985.
11.	Гаврилов Е. И. Топливно-транспортное хозяйство и золошлакоудаление
на ТЭС. М.; Энергоиздат, 1987.
12.	Газотурбинные установки/ Под ред. Л. В. Арсеньева, В. Г. Тырышкина.
Л.: Машиностроение, 1978.
13.	Гиршфельд В. Я., Князев А. М., Куликов В. Е. Режимы работы и эксплуата-
ции ТЭС. М.: Энергия, 1980.
14.	Гиршфельд В. Я., Морозов Г. Н. Тепловые электрические станции. М.:
Энергия, 1973.
15.	Григорьев Л. Я. Самокомпенсация трубопроводов. Л.: Энергия, 1969.
16.	Дорощук В. Е. Ядерные реакторы на электростанциях. М.: Атомиздат,
1978.
17.	Елизаров Д. П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энер-
гоиздат, 1982.
18.	Елизаров Д. П. Паропроводы тепловых электростанций. М.: Энергоатом-
издат, 1987.
19.	Иванов Р. А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энергоатом-
издат, 1986.
20.	Испарители турбоустановки на одноконтурных АЭС/ В. П. Глебов, Е. К. Го-
лубев, Е. Е. Глазов и др.// Теплоэнергетика. 1988. № 12. С. 14-19.
21.	Калафати Д. Д. Термодинамические циклы атомных электростанций. М.-Л.:
Госэнергоиздат, 1963.
409
22.	Капелович Б. Э. Эксплуатация паротурбинных установок. М.: Энергия
1975.
23.	Капелович Б. Э., Логинов И. Г. Эксплуатация и ремонт паротурбинных
установок. М.; Энергоатомиздат, 1988.
24.	Керцелли Л. И., Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.; Энер-
гия, 1966.
25.	Корниенко А. Г., Литвинцев Г. М., Марченко П. Г. Опыт работы блока
200 МВт в режиме горячего вращающегося резерва// Энергетика и электрифика-
ция. 1974. №5.С. 30-33.
26.	Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт/
Под ред. В. Е. Дорощука, В. Б. Рубина. М.: Энергия, 1979.
27.	Котов Ю. В., Кротов В. В., Филиппов Г. А. Оборудование атомных электро-
станций. М.: Машиностроение, 1982.
28.	Кузнецов В. Д. АЭС Mulheim—Karlich установленной мощностью 1295 МВт//
Теплоэнергетика 1975. № 35. С. 1-6.
29.	Леонков А. М. Паровые и газовые турбины (курсовое проектирование).
Минск; Вышейная школа, 1986.
30.	Мадоян А. А. Преобразование ГРЭС с поперечными связями в пиковый
полиблок// Энергетика и электрификация. 1979. № 4. С. 23-25.
31.	Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1984.
32.	Нигматулин И. Н., Нигматулин Б. И. Ядерные энергетические установки.
М.; Энергоатомиздат, 1986.
33.	Нормы МАГАТЭ по безопасности. Безопасность атомных электростанций -
выбор площадок для АЭС; Свод положений/ Международное агентство по атом-
ной энергии. Вена, 1979.
34.	Нормы технологического проектирования тепловых электрических стан-
ций и тепловых сетей. М.; Энергия, 1974.
34а. Нормы технологического проектирования атомных электрических стан-
ций. М.; Изд. Минэнерго СССР, 1981.
35.	Паротурбинные установки атомных электростанций/ Под ред. Ю. Ф. Кося-
ка. М.; Энергия, 1978.
36.	Правила технической эксплуатации электростанций и тепловых сетей. М.:
Энергия, 1977.
37.	Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и го-
рячей воды. М.: Недра, 1971.
38.	Применение моторного режима на тепловых электрических станциях/
А. А. Мадоян, Б. Л. Левченко, Э. К. Аракелян и др. М.; Энергия, 1980.
39.	Прузнер С. Л. Экономика теплоэнергетики СССР. М.: Высшая школа, 1975.
40.	Общие положения обеспечения безопасности атомных станций при проекти-
ровании, сооружении и эксплуатации; ОПБ-82. М.; Энергоатомиздат, 1982.
41.	Расчет тепловых схем ТЭС и АЭС на ЭВМ СМ-1406. М.; Изд. МЭИ, 1988.
42.	Рихтер Л. А. Газовоздушные тракты тепловых электростанций. М.; Энер-
гия, 1969.
43.	Рихтер Л. А. Тепловые электрические станции и защита атмосферы. М.:
Энергия, 1975.
44.	Рихтер Л. А., Волков Э. П., Покровский В. Н. Охрана водного и воздушного
бассейнов от выбросов ТЭС. М.; Энергоиздат, 1981.
45.	Рихтер Л. А., Елизаров Д. П., Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование
тепловых электростанций. М.; Энергоатомиздат, 1987.
46.	Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.
47.	Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных электростан-
ций; СП-АЭС-79. М.; Энергоиздат, 1981.
48.	Смирнов А. Д., Антипов К. М. Справочная книжка энергетика. М.; Энерго-
атомиздат, 1987.
410
49.	Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред.
С. С. Рокотяна, И. М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.
50.	Соколов Е. Н. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергия, 1975, 1982.
51.	Стерман Л. С. Испарители. М.: Машгиз, 1956.
52.	Стерман Л. С. Тепловая часть атомных электрических станций. М.; Атомиз-
дат, 1963.
5	3. А. с. 596726 СССР, М. Кл2 F 01К 13/02, Способ разгрузки энергетических
блоков/ Л. С. Стерман, А. И. Абрамов, С. Г. Тишин// Открытия. Изобретения.
1978. №9.
54.	Стерман Л. С., Покровский В, Н. Физические и химические методы обработ-
ки воды на ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1991.
55.	Стерман Л. С., Тевлин С. А., Шарков А. Т. Тепловые и атомные электростан-
ции. М.: Энергоиздат, 1982.
56.	Стерман Л. С., Тишин С. Г. Выбор давления греющего пара в первой ступе-
ни парового пароперегревателя паротурбинных установок на насыщенном паре//
Изв. вузов. Сер. Энергетика. 1978. № 3. С. 81-85.
57.	Строительные нормы и правила; СНиП 11-А.6-72. Строительная климото-
логия и геофизика. М.; Стройиздат, 1973.
58.	Стырикович М. А., Шпильрайн Э. Э. Энергетика (проблемы и перспекти-
вы). М.; Энергия, 1981.
59.	Теплообменное оборудование паротурбинных установок: Отраслевой ката-
лог. М.: ЦНИИТЭИТЯЖМАШ, 1989.
60.	Тепловые и атомные электрические станции/ Под ред. В. А. Григорьева,
В. М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982,1988.
61.	Технический прогресс в энергетике/ А. А. Троицкий, В. И. Горин, Г. И. Мои-
сеев и др. М.; Энергоатомиздат, 1986.
62.	Технико-экономические основы выбора параметров КЭС/ Под ред.
Л. С. Стермана. М.; Высшая школа, 1970.
63.	Трояновский Б. М. Турбины для атомных электростанций. М.: Энергия,
1978.
64.	Трояновский Б. М., Филиппов Г. А., Булкин А. Е. Паровые и газовые тур-
бины на атомных электростанциях. М.; Энероатомиздат, 1985.
65.	Турбины ХТГЗ на насыщенном паре для атомных электростанций/ В. Н. Сав-
вин, Ю. Ф. Косяк, Б. М. Паншин и др.// Теплоэнергетика. 1975. № 4. С. 15-23.
66.	Указания по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержа-
щихся в выбросах предприятий; СН 369-74. М.; Стройиздат, 1975.
67.	Усов С. В., Казаров С. А, Режимы тепловых электростанций. Л.; Энерго-
атомиздат, 1985.
68	Ушаков Г. Н. Первая атомная электростанция М.-Л.: Госэнергоиздат,
1959.
69.	Черкасский В. М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.; Энергия, 1977.
70.	Шляхин П. Н., Бершадский М. Д. Краткий справочник по турбинным уста-
новкам. М.; Энергия, 1970.
71.	Шпильрайн Э. Э. Дешевая ли дешевая энергия?// Энергия. 1988. № 10.
С. 22-26, № 12. С. 17-21.
72.	Экономичность серийных блоков АЭС мощностью 440 МВт с реактором
ВВЭР-440/ Г. М. Коновалов, А. К. Кирш, В. Д. Канаев и др.// Теплоэнергетика.
1975. №9. С. 52-56.
73.	Энергетика и охрана окружающей среды/ В. И. Бабий, А Ф. Белоконова,
Р. А. Белый и др. М.; Энергия, 1979.
74.	Электрификация СССР/ Под ред. П. С. Непорожнего. М.; Энергия, 1972.
75.	Druckwasserreaktoren fur Kernkraftwerke. Munchen: W. Oldekop. 1974.
76.	Eickelpash N, Radioaktivitat und Strahlenschutz in einer SWR// Atom und Strom.
1972. Bd 18, N 9-10. S. 122-127.
411
77.	Fratzscher/Felke. Einfiihrung in die Kernenergetik. Leipzig. 1971.
78.	Gersten W. Kernkraftwerk Wurgassen — Gesamtkonzeption und technische Da-
ten// Atomwirtsch.— Atomtechnik. 1972. Bd 17, N 2. S. 87—97.
79.	Marggraf Gunter. Das Kernkraftwerk Biblis// Atom und Strom. 1974. Bd 20,
N 7. S. 69-80.	v
80.	Nekoilny J. Rozpravy Ceskoslovenske Akademie Ved. Rocnik 68. Randa. 1958.
TV. S.2.
81.	Nentwich A. A., Pulides P. Das erste osterreichische Kraftwerk// Elertrotechnik
und Maschinenbau. 1971. Bd 88, N 9. S. 384—391.
82.	Norris E. B., Watson P. D., Wylie R. D. Repair of primary pressure system pi-
ping in a nuclear power plant// Pap. ASME. 1971. N PVP-50. P. 12.
83.	Teske G. Erfahrungen mit Entwasserungseinrichtungen fur Turbinen und Dampf-
leitungen// Energie (BRD). 1971. Bd 23, NILS. 362-365.
84.	2300 MW—Kernkraftwerk mit gasgekuhlten Hochtemperatur—Reaktoren/
J. U. Waage, W. G. Snutzendubel, P. U. Fischer u. a.// Warme—Kraft. 1972. Bd 24, N 10.
S. 363-402.
85.	Watzel С. V. P., Rasche G. H. Der Kernkraftwerk Kalkar// Warme—Kraft. 1973.
Bd 25,N 7.S. 257-266.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие............................................................. 3
Глава первая. Электростанции и их назначение. Комбинированная и раз-
дельная выработка электрической и тепловой энергии...................... 5
1.1.	Типы электростанций........................................... 5
1.2.	Схемы конденсационных электростанций на органическом и
ядерно м топливе................................................ 6
1.3.	Схемы теплоэлектроцентралей.................................. 15
1.4.	Структура тепловой схемы ТЭС и АЭС........................... 19
Глава вторая. Показатели тепловой и общей экономичности электростанций 21
2.1.	Показатели тепловой экономичности конденсационных электро-
станций ....................................................... 21
2.2.	Показатели	тепловой экономичности теплоэлектроцентралей.	...	29
2.3.	Показатели общей экономичности электростанций................ 33
Глава третья. Параметры парового цикла электростанций. Влияние пара-
метров на тепловую экономичность установки............................. 39
3.1.	Влияние начальных параметров на тепловую экономичность
цикла.......................................................... 39
3.2.	Промежуточный перегрев в циклах перегретого пара............ 43
3.3.	Начальные параметры и давление промежуточного перегрева
паротурбинных установок на насыщенном паре..................... 50
3.4.	Влияние конечного давления на тепловую экономичность уста-
новки ......................................................... 61
3.5.	Тепловая экономичность расширяемых электростанций. Модер-
низация ТЭС.................................................... 64
Глава четвертая. Регенеративный подогрев питательной воды на тепловых
и атомных электростанциях.............................................. 67
4.1.	Влияние регенеративного подогрева на тепловую экономичность
электростанции................................................. 67
4.2.	Распределение регенеративных отборов в турбине.............. 72
4.3.	Регенеративный подогрев в циклах с промежуточным перегревом
пара........................................................... 85
4.4.	Выбор условий, определяющих оптимальную общую экономич-
ность регенеративного подогрева................................ 90
Глава пятая. Отпуск теплоты с электростанции тепловому потребителю ....	91
5.1.	Тепловые нагрузки электростанций............................. 91
5.2.	Отпуск теплоты промышленным предприятиям на технологиче-
ские нужды....................................................  93
5.3.	Отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и бытовые нужды ...	96
5.4.	Сетевые установки конденсационных электростанций............. ПО
Глава шестая. Элементы принципиальных тепловых схем электростанций . . . 112
6.1.	Содержание принципиальной тепловой схемы.................... 112
6.2.	Регенеративные подогреватели................................. ИЗ
6.3.	Деаэраторы.................................................. 129
413
6.4.	Схемы включения питательных и конденсатных насосов....... 142
6.5.	Циркуляционные контуры АЭС с водяными теплоносителями . . .	150
6.6.	Сепараторы и паровые промежуточные перегреватели АЭС с тур-
бинами насыщенного пара........................................ 154
6.7.	Испарители и паропреобразователи......................... 157
6.8.	Сетевые подогреватели....................’............... 170
Глава седьмая. Принципиальные тепловые схемы электростанций на органи-
ческом и ядер ном топливе .......................................... 173
7.1. Принципиальные тепловые схемы электростанций на органиче-
ском топливе.............................................. 173
7.2. Принципиальные тепловые схемы АЭС......................... 181
Глава восьмая. Определение энергетических показателей паротурбинных
установок. Балансы пара и питательной воды.......................... 200
8.1.	Полный и удельный расходы пара на турбину................ 200
8.2.	Определение расходов теплоты и показателей тепловой эконо-
мичности ...................................................... 206
8.3.	Сравнение тепловой экономичности различных типов паротур-
бинных установок............................................... 212
8.4.	Баланс пара и питательной воды паротурбинной установки...	215
8.5.	Составление и расчет принципиальной тепловой схемы....... 220
Глава девятая. Выбор оборудования паротурбинной установки .........	223
9.1.	Мощность электростанций и агрегатов...................... 223
9.2.	Оценка надежности агрегатов и блоков. Выбор резервной мощ-
ности......................................................... 224
9.3.	Основное оборудование электростанций..................... 226
9.4.	Насосы и газодувные машины ТЭС и АЭС..................... 232
9.5.	Выбор теплообменников ТЭС и АЭС.......................... 236
9.6.	Выбор вспомогательного оборудования котельных установок ... 238
9.7.	Баки и резервуары........................................ 239
Глава десятая. Полные тепловые схемы электростанций................. 240
10.1.	Состав и назначение полной тепловой схемы................ 240
10.2.	Полные тепловые схемы ТЭС................................ 241
10.3.	Полные тепловые схемы АЭС................................ 254
10.4.	Трубопроводы и арматура электростанций................... 260
Глава одиннадцатая. Режимы работы и энергетические характеристики
основного оборудования электростанций...............................
11.1.	Графики электрических нагрузок. Режимы работы основного
оборудования электростанций....................................
11.2.	Энергетические характеристики конденсационных турбоагрегатов
11.3.	Энергетические характеристики теплофикационных турбоагрега-
тов ...........................................................
11.4.	Распределение электрической нагрузки между совместно работаю-
щими агрегатами................................................
Глава двенадцатая. Компоновка главного здания электростанции .......
12.1.	Структура главного здания и основные принципы компоновки
оборудования ..................................................
12.2.	Компоновка оборудования главного здания КЭС..............
12.3.	Компоновка оборудования главного здания ТЭЦ..............
12.4.	Компоновка оборудования главного здания АЭС..............
Глава тринадцатая. Техническое водоснабжение........................
13.1.	Потребление воды на ТЭС и АЭС............................
13.2.	Прямоточная система технического водоснабжения электростан-
ций ...........................................................
13.3.	Оборотная система технического водоснабжения с водохранили-
щами-охладителями .............................................
265
265
273
278
288
295
295
299
303
308
311
311
312
316
414
13.4.	Оборотное водоснабжение с градирнями...................... 319
13.5.	Технико-экономические показатели различных систем. Выбор
системы технического водоснабжения электростанции............... 323
Глава четырнадцатая. Топливное хозяйство. Очистка дымовых газов и золо-
удаление, ..........................................................  326
14.1.	Топливное хозяйство ТЭС на твердом топливе................ 326
14.2.	Топливоснабжение при жидком и газообразном топливе.......	329
14.3.	Сооружения и системы хранения, а также транспортировки топ-
лива на АЭС ..........•.................................... 332
14.4.	Очистка продуктов сгорания на ТЭС......................... 334
14.5.	Очистка газов на АЭС...................................... 338
14.6.	Отвод в атмосферу'дымовых газов........................... 342
14.7.	Золошлакоудаление на ТЭС.................................. 346
14.8.	Сбор и удаление отходов на АЭС............................ 352
Глава пятнадцатая. Выбор площадок для строительства электростанций ....	355
15.1. Общие принципы размещения электростанций и требования к
площадкам.................................................. 355
15.2. Структура генерального плана электростанций............... 357
Глава шестнадцатая. Эксплуатация электростанций...................... 363
16.1.	Организация эксплуатации.................................. 363
16.2.	Пуск основного оборудования ТЭС и АЭС..................... 364
16.3.	Пусковые схемы блоков..................................... 369
16.4.	Маневренность блочных электростанций...................... 377
16.5.	Останов агрегатов и блоков................................ 380
16.6.	Надежность и безопасность работы оборудования электростан-
ций ............................................................ 381
16.7.	Влияние работы электростанций на окружающую среду......... 386
Глава семнадцатая. Технико-экономические показатели работы тепловых
и атомных электростанций............................................. 388
Глава восемнадцатая. Газотурбинные и парогазовые ТЭС. Альтернативные
источники энергии. Энергосбережение.................................. 398
18.1.	Газотурбинные электростанции.............................. 398
18.2.	Парогазовые установки электростанций...................... 401
18.3.	Новые типы тепловых электростанций.	Энергосбережение.....	405
Список литературы.................................................... 409
Учебное издание
Стерман Лев Самойлович
Лавыгин Василий Михайлович
Тинин Сергей Георгиевич
ТЕПЛОВЫЕ И АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
Редактор издательства В. Н. Сошникова
Художественный редактор В. А. Гозак-Хозак
Технический редактор Т. Н. Тюрина
Корректор Е.С. Арефьева
ИБ № 2695
ЛР № 010256 от 07.07.92
Набор выполнен в издательстве. Подписано в печать с оригинал-макета 06.06.95.
Формат 60 х 881/16. Бумага офсетная № 2. Печать офсетная. Усл. печ. л. 25,48. Усл.
кр.-отт. 25,72. Уч.-изд. л. 26,68. Тираж 1500 экз. Заказ 1694. С 053.
Энергоатомиздат. 113114. Москва М-114, Шлюзовая наб., 10.
Отпечатано в Московской типографии № 9 Комитета Российской Федерации по печати
109033, Москва, Болочаевская ул., 40.