Теплові та атомні електростанції по-требляют значна кількість води для конденсації пари в конденсаторах парових турбін, що забезпечується технічним водо-постачанням електростанції. Споживачами технічної води є також маслоох-ладітелі головних турбін і допоміжного обладнання, охолоджувачі водню і кондом-сата статоров електрогенераторів, охолоджувачі повітря збудників, система охолодж-ня підшипників механізмів і т. П. На ТЕС, що спалюють тверде паливо, технічна по- і застосовується в системі гідротранспорту золи та шлаку, для гідроуборкі в тракті подачі палива. На АЕС споживачами води технічного водопостачання є, крім того, різні елементи реакторної уста-новки, теплообмінники системи расхолажі-вання та ін. Сира вода для хімічної по-доочистки електростанції зазвичай надходить з системи технічного водопостачання. Ні-же показано співвідношення між споживча п-лями технічної води:
Споживачі технічної води електростанції води,%
Конденсація пара в конденсаторах турбін. 100
Охолодження водню, повітря, конденсату
статора електрогенераторів і великих електро--
двигунів. ...................................................................... 2,5-4
Охолодження підшипників допоміжних
механізмів ................................................................................................. 0,3-0,8
Гідротранспорт золи та шлаку при оборот-
ної схемою водопостачання системи гідрозоло--
видалення (в залежності від розходу палива,
його зольності, способу золошлаковидалення і
типу золоуловителей). ..................................................................... .0,1-0,4
Заповнення втрат і витоків пароводяного
тракту електростанції і теплових мереж. ............................................................. 0,04-0,1
Споживання води басейнами витримки і
перевантаження палива, спринклерними пристроями
реакторної установки АЕС ............................... 0,8-1
Споживання води теплообмінниками конту--
ра розхолоджування, охолодження продувки па--
рогенераторов АЕС. ................................................................... 0,3-0,4
Основні споживачі технічної води - конденсатори парових турбін - є ча-стю низько потенційного комплексу електро-станції, що включає також ЦНД турбін, систему технічного водопостачання з водо-охолоджувачем, де здійснюється передача теплоти конденсації пари навколишнього сере-де (рис. 6.1).
Застосовувані на ТЕС і АЕС конденсато-ри - одноходові або багатоходові. Число ходів води за окремими групами поверхно-стей нагріву доходить до чотирьох. Незалежно від числа ходів використовують двопоточні схему руху води від вхідних до вихід-ної камер конденсатора, що дозволяє від-ключить і оглянути будь-який з двох потоків без зупину турбіни (на зниженій на-вивантаження). Сучасні конденсатори виконуємо-ють регенеративного типу з нагріванням переох-лажденного конденсату до температури на-насичення відпрацьованої пари; їх поверхня нагріву виконана зазвичай з латунних пря-мих трубок діаметром 24-28 мм. Техниче-ська вода з водоохолоджувача за допомогою циркуляційних насосів надходить по підщепі-дящім каналах (водоводах) в водяні ка-заходи конденсаторів, проходить по їх трубної системі і потім скидається по відводить каналах знову в охолоджувач.
Мал. 6.1. Розрахункова схема низько потенційного когось плекса електростанції:
ЦВД - циліндр високого тиску; ЦСД - циліндр середньо-го тиску; ЦНД - циліндр низького тиску; ЦН - цирку-коізоляційні насоси; КН - конденсаційні насоси
Рис.6.2. Зміна витрати води в річці протягом року:
а - рівнинні річки; б - гірські річки
Зворотний система водопостачання харак-теризують багаторазовим використанням технічної води. Її застосовують в тих ви-чаях, коли в районі споруди електро-станції немає джерела з достатнім расхо-будинок води або її ресурси вичерпані іншими споживачами. Як водоохолоджувача в оборотній системі водопостачання використовують водойму-охолоджувач або градирні. Водойма-охолоджувач створюється на базі невеликої річки зі змінною витратою води, що коливається від максимального під час паводку до мі-мінімальними, майже нульового при пересиханні русла в літню пору і промерзанні річки взимку. Поблизу електростанції встановлюють греблю, що затримує стік річки для за-нання водойми-охолоджувача водою в пери-од, що передує пуску ТЕС або АЕС.
Водойма-охолоджувач можна спорудити поза русла річки і заповнювати його перекачуванням води з джерела водопостачання, знаходячи-щегося в декількох десятках кілометрів від електростанції. Це ж джерело забезпечують-кість відшкодування всіх втрат води електро-станції і водойми-охолоджувача.
Градирні є типовими водоохладі-ками, споруджуються на території елек-тростанціі. Вони складаються з зрошувальних пристроїв, витяжних веж і приймального бас-Сейн і забезпечують тепло - і масообмін підігрітої води з навколишнім повітрям.
Застосування градирень як водоох-ладітеля характерно для теплоелектроцен-трал, які розташовуються поруч з круп-ними населеними пунктами і промисло-ними об'єктами в достатній близькості до споживачів теплоти. У цих випадках ис-користування річки з великим дебітом і пря-Моточні водопостачання, а також водойми-охолоджувача з оборотним водопостачанням обмежено.
Спорудження водойм-охолоджувачів для великих електростанцій потребує затоплення значної території: близько 6 км 2 на 1000 МВт для КЕС і приблизно 10 км 2 на 1000 МВт для АЕС. Їх будівництво складність неї, ніж установка градирень, але вимагає мен-ше капіталовкладень; крім того, водойми-охолоджувачі простіше в експлуатації. Тенден-ція подорожчання землі привела в розвинених капіталістичних країнах і в ряді соціа-лістіческіх країн до обмеженого застосований-ня водойм-охолоджувачів і до широкого вико-користування градирень на КЕС і АЕС.
Змішана прямоточно-оборотна система водопостачання поєднує в собі елементи двох попередніх систем і може використовуватися на електростанціях при збільшенні потреб-лення технічної води через установки но-вих потужностей або при значному ко-лебанія витрати води в джерелі прямо-точної системи.
Проектування систем водопостачання електростанцій передують кліматичні, топографічні, гідрологічні, геологіче-ські та інші вишукування. При Проектуванн-ванні використовуються дані відповідних багаторічних спостережень за річним через трансформаційних змін температури води в джерелі по-доснабженія,
В конденсатор турбіни (див. Рис. 6.1) надходить відпрацьована пара в кількості Dк п, кг / год, з ентальпії h к, кДж / кг, і вологістю yк = 8-12%. В результаті теплообміну че-рез поверхню трубної системи конденсатор-тора відпрацьована пара конденсується при тиску рк, кПа, практично зберігши свою температуру tк. ° С. В конденсатор надходять також конденсат пара турбопріводов пита-них насосів, додаткова вода для вос-нання втрат пари і конденсату, дренажі охолоджувачів ущільнень і ежекторів і т. П. Конденсат Dк, кг / год, з ентальпії h'к, кДж / кг, забирається конденсатними насосами турбо-установки і подається в систему регенерату-ного підігріву води.
Через трубну систему конденсатора про-ходить необхідну кількість охолоджуючої води Gв, кг / год, при температурі на вході tв1 і на виході tв2. про С.
Теплота конденсації пари Qк (кількість теплоти, що віддається холодного джерела, кДж / год) визначається з рівняння теплового балансу конденсатора:
де Dдрi. - кількість додаткових пото-ков конденсату, додаткової води, дренажів в конденсатор, кг / год; hдрi, - - ентальпія цих потоків, кДж / кг.
Якщо прийняти Dк п = Dк. (Теп-лота конденсації 1 кг відпрацьованого пара), то отримаємо
де св = 4,19 кДж / (кг * К) питома тепло-ємність води; в - нагрівання води в конденсатор-торі, про С.
Важливою характеристикою конденсатора яв-ляется кратність охолодження, т. Е. Соотноше-ня витрат охолоджуючої води і кондом-сіруемого пара, яка визначається з попередньої формули, кг / кг:
За умовами теплообміну в конденсаторі температури охолоджуючої води tв1 і tв2 і конденсованого пара tк пов'язані соотноше-ням
Кінцевий температурний напір (недогрів води до температури конденсації пари) До залежить від характеристик конденсатора, ° С:
де k - середній коефіцієнт теплопередачі, Вт / (м 2 * К); FК - площа поверхні охоло-дення конденсатора, м 2. При номінальному пропуску пари в конденсатор, розрахунковому рас-ході охолоджуючої води, незабрудненій трубної системі До залежить від температури води, що охолоджує tв1 і коливається в пре-справах від 4 до 10 ° С. Погана якість цієї води призводить до відкладень в трубної сі-стем в основному солей кальцію і до вище-нію значення к.
Чистота внутрішньої поверхні трубок конденсаторів істотно впливає на вакуум. Для боротьби з відкладеннями солей использу-ють метод періодичної механічної очистки, а також спосіб очищення трубок «на ходу». У потік циркуляційної води перед кондом-саторі вводяться тверді гумові кульки діаметром, дещо меншим внутрішнього діаметра трубок. Вони проходять через труб-ву систему і очищають її. Після конденсатор-торів кульки видаляються з потоку води. Цікавим є надання зображенням по-Рісто кульок більшого діаметру, ніж внутрішній діаметр трубок. Проходячи через них, кульки стискаються і витягуються в формі циліндриків, постійно стираючи на трубках все відкладення.
З попередніх виразів отримаємо, ° С,
що вказує на найбільшу залежність кінцевих параметрів пари tК і рк від темпе-ратури охолоджуючої води tв1 і кратності охолодження т; qк = 2200-2300 кДж / кг.
Оптимізація параметрів нізкопотенці-ального комплексу (НПК) електростанції зводиться до визначення економічно щонайви-придатних значень наступних його харак-теристик: витрати охолоджуючої води Gв, розрахункових значень тиску в конденсаторі рк (вакууму V) і температури охолоджуючої води tВ1, площі поверхні охолодження (теплообміну ) конденсатора Fк, числа ви-хлопів турбіни г або питомого навантаження ви-хлопа gF, кг / (м 2-год), швидкості охолоджую-щей води wв. м / с, в трубній системі кондом-сатора, параметрів водоохолоджувача (для обо-ротних систем водопостачання). Цю когось комплексну задачу зазвичай вирішують при усло-вії постійного теплового навантаження парового котла або реакторної установки, т. Е. При змінній електричної потужності тур-богенератора (Nе = vаг) з урахуванням заміщаю-щей потужності в енергосистемі.
Зі зниженням тиску відпрацьованої пари рк збільшується його теплоперепад в турбіні і електрична потужність Nе. зростає економічність турбоустановки і сни-жается питома витрата палива на виработ-ку електроенергії. Одночасно з цим дорожчає частина низького тиску турбін, збільшується число вихлопів пара. Поні-ються кінцевого тиску можливо до тих-нічних граничного вакууму, пов'язаного зі збільшенням вихідних втрат турбіни і за-барінням приросту потужності і ККД (рис. 6.3).
Розрахункова температура охолоджуючої по-ди tв1 р. значно впливає на тиск пара в конденсаторах турбін. Вона залежить від метеорологічних факторів в районі розташування електростанції, а так-же від системи водопостачання та типу водоохолоджувача. Для заданого району експлуа-тації ТЕС і АЕС застосування оборотної сі-стеми технічного водопостачання призводить до підвищення середньорічної температури тех-нічної води. У порівнянні з прямоточною системою підвищення середньорічної темпера-тури tв1, становить при використанні по-доїм-охолоджувачів 2-4 ° С, а при установці градирень-10-12 ° С (табл. 6.1).
Зі збільшенням температури води tв1. для отримання потрібного кінцевого тиску в кон-денсаторе при заданій парової навантаженні турбіни потрібно підвищення кратності ох-лажденія т, т. е. що подається в конденсатор витрати охолоджуючої води. З огляду на сезонно-го зміни температури води tв1, кратність охолодження т влітку повинна бути значною але вище, ніж взимку. Тому розрахункова витрата води Gв приймають по річному режи-му роботи турбоустановок з урахуванням типу водоохолоджувача.
Середньорічна температура води. "З, в районах
Оптимальний вакуум і економічна кратність охолодження відповідають такого режиму роботи, при якому різниця між приростом потужності турбіни Nе (внаслідок зниження кінцевого тиску) і збільшенням витрати потужності на привід циркуляції-ційних насосів буде максимальною, відпо-відної найбільшому відпуску електроенергії в енергосистему. Економічна крат-ність охолодження становить для многоходо-вих конденсаторів 35-60, для одноходових конденсаторів 90-110 кг / кг.
Мал. 6.3. Відносна поправка до електричної потужності при зміні кінцевого тиску
Зміна швидкості охолоджуючої води в трубній системі конденсаторів ограничи-ється якістю води і застосовуваним ма-ріалів трубок. Збільшення швидкості при-водить до підвищення витрат електроенергії на циркуляційні насоси, тому економіч-скі обгрунтоване значення цієї швидкості на-ходиться зазвичай в межах wв = 1,8-2,0 м / с.
На турбоагрегатах потужністю до 300 МВт включно застосовують подвально-поперечного-ве розташування конденсаторів. Перехід до турбін більшої потужності з декількома ЦНД дозволяє використовувати подвально-ак-сіальние конденсатори, що спрощують як схему, так і компоновку циркуляційних по-доводів. У цих конденсаторах реалізована схема ступінчастою конденсації пари за рахунок установки перегородки по пару і послідовно-ного включення окремих корпусів по охолоджуючої води. Це практично без до-виконавчими капіталовкладень підвищує економічність турбоустановки (рис. 15.4). Виграш в располагаемой потужності турбін становить 0,10-0,15% на КЕС і 0,15 0,25% на АЕС.
Мал. 6.4. Схема двоступеневої конденсації пари (а) і підвищення ККД турбоустановки при ступінчастою конденсації (по ОТІ) (б):
i-число ступенів конденсації; т0 - середня кратність охолодження; - відносне збільшення ККД турбоагрегату
Питома витрата пара сучасних тур-бін становить dо = 3,1 кг / (кВт * год) для ТЕС і d0 = 6,1 кг / (кВт * год) для АЕС. Питома пропуск пари в конденсатори парових тур-
бін з урахуванням пароотборов на регенеративний
Для пропуску такої кількості води зі швидкістю, наприклад, 2,5 м / с потрібні цир-коізоляційні водоводи із загальним поперечним перерізом на ТЕС 40 м 2. на АЕС 70 м 2