Водоснабжение ТЭС

 

   На рис. 2 изображены типичные принципиальные схемы обращения воды в рабочем цикле ТЭС с конденсационной турбиной (КЭС) и промышленной теплоэлектроцентрали с теплофикационной турбиной (ТЭЦ).

1. Исходная природная вода, получаемая из источников водоснабжения и направляемая в качестве технологического сырья на водоподготовительную установку либо используемая для каких-либо других целей в процессе получения электрической энергии.
2. Добавочная вода, используемая для восполнения потерь пара и конденсата в пароводяном цикле электростанции; в качестве добавочной воды к питательной воде парогенераторов могут быть использованы химическим обработанная вода или дистиллят (конденсат вторичного пара испарителей).
3. Конденсат турбин, содержащий незначительное количество растворенных веществ, является наиболее ценной составляющей питательной воды; поэтому следует всемерно стремиться к минимальным потерям его на ТЭС.
4. Обратный конденсат внешних потребителей пара используется, как составная часть питательной воды после его предварительной отчистки от посторонних примесей.
5. Питательная вода, подаваемая насосами в парогенераторы для восполнения убыли испарившиеся котловой воды и представляющая собой обычно смесь конденсата турбин, регенеративных и теплофикационных подогревателей, обратного конденсата внешних потребителей и добавочной воды.
6. Котловая вода, испаряемая в парогенераторах; воду, испаряемую в испарителях и паропреобразователях, называют концентратом.
7. Продувочная вода или концентрат, выпускаемые из парогенераторов, испарителей и паропреобразователей с целью поддержания в них на заданном уровне концентрации примесей, непрерывно поступающих в цикл ТЭС.
8. Охлаждающая или циркуляционная вода, используемая в конденсаторах паровых турбин для конденсации отработавшего пара.
9. Подпиточная вода, подаваемая в теплофикационную сеть для восполнения потерь циркулирующей в ней сетевой воды.

   В рабочем цикле ТЭС имеет место внутристанционные потери пара и конденсата основными источниками которых являются:

а) парогенераторы, где теряется пар, расходуемый на привод вспомогательных механизмов, на обдувку наружных поверхностей  нагрева от золы и шлака, на грануляцию шлаков в топке, на распыление в форсунках жидкого топлива, при периодическом открытии предохранительных клапанов, при продувке пароперегревателей во время растопки парогенератора и с непрерывной и периодической продувкой парогенераторов с многократной циркуляцией;

 б) турбоагрегаты, где имеют  место непрерывные потери пара через лабиринтовые уплотнения и в воздушных насосах, отсасывающих из конденсаторов вместе с воздухом и некоторое количество пара;

в) конденсатный и питательные баки, где происходит потеря воды через перелив и испарение горячего конденсата;

г) питательные насосы, где происходит утечка воды через неплотности сальниковых уплотнений;

д) трубопроводы, где происходят утечки воды через неплотности фланцевых соединений, запорной и регулирующей арматуры;

 е) термические деаэраторы, где  происходит потеря пара с выпаром;

ж) турбонасосы, – с выхлопом пара;

з) пробоотборочные точки – с конденсатом и водой.

 

   Внутристанционные потери пара и конденсата могут быть значительно уменьшены путем установки дренажных и сливных баков для сбора конденсата, путем правильного выбора габаритов конденсатных баков, путем применения сварки трубопроводом и обеспечения высокой плотности фланцевых соединений, ликвидации парения предохранительных коапанов, отказа от использования паровых форсунок, паровых приводов и паровых обдувочных аппаратов, а также путем применения теплообменных аппаратов с приспособлениями для конденсирования и улавливания отработавшего пара. При соблюдении этих условий внутристанционные потери пара и воды составляют незначительную величину, не превышающую 0,5–1% общей производительности парогенератора. Следовательно, на КЭС основной составляющей питательной воды является конденсат турбин, что видно из водного баланса КЭС:

Dп.в= Dк.т+Dд.в,

где Dп.в – часовой расход питательной воды, т/ч; Dк.т – часовой расход конденсата турбин, т/ч; Dд.в – часовой расход добавочной воды, т/ч, причем величина Dк.т почти в 100 раз больше, чем Dд.в. Аналогичное положение имеет место и на чисто отопительных ТЭЦ.

Солесодержание питательной воды aп.в на КЭС, определяемое из солевого баланса, равно:

 aп.в = (Dк.т/ Dп.в)*aк.т + (Dд.в/ Dп.в)*ад.в,

где aк.т и ад.в – солесодержание соответственно конденсата турбин и добавочной воды, г/т, т.е. определяется в основном солесодержанием конденсата турбин.

На промышленных ТЭЦ, отпускающих отработавший пар из отборов турбин внешним потребителям на различные производственный нужды, наряду с внутристанционными потерями пара и конденсата имеют место внешние потери, величина которых зависит от специфических особенностей технологии производства и конструкции заводских аппаратов, потребляющих пар.

   Движение воды и пара на промышленной ТЭЦ осуществляется по двум замкнутым контурам (рис. 1(б)): один – через конденсатор турбины, а второй – через производственные аппараты, использующие тело отработавшего пара теплофикационных турбин. В схеме условно принято, что сбор и возврат высококачественного производственного конденсата осуществляется только двумя потребителями отборного пара, а у третьего потребителя конденсат загрязнен вредными для работы парогенераторов примесями. Загрязненный производственный конденсат подается на водоподготовительную установку для умягчения, обезмасливания и обезжелезивания. Иногда конденсат греющего пара настолько сильно бывает загрязнен вредными примесями в технологических аппаратах, что требуется сложная очистка его, которая может оказаться дороже обработки природной воды, и его приходится сбрасывать в канализацию. Поэтому при проектировании систем теплоснабжения промышленных предприятий решение вопроса о целесообразности возврата производственного конденсата на ТЭЦ в каждом отдельном случае должно быть обосновано соответствующими технико-экономическими расчетами.

   Водный баланс промышленных ТЭЦ характеризуется следующим уравнением:

Dп.в= Dк.т+Dд.в+Dо.к+Dр.п,

     где Dо.к   – обратный конденсат внешних потребителей пара, т/ч; Dр.п – пар из расширителя непрерывной продувки, т/ч.

   На промышленных ТЭЦ добавочная вода восполняет не только внутристанционные потери пара и конденсата и потери воды с непрерывной продувкой, но и потери пара и конденсата у внешних потребителей. Поэтому относительная величина добавочной воды на промышленных ТЭЦ значительно больше, чем на КЭС, и конденсат турбин не является основной составляющей питательной воды.

   Солесодержание питательной воды на промышленных ТЭЦ определяется не только солесодержанием конденсата турбин, но и солесодержанием других компонентов питательной воды, а именно:

ап.в = (Dк.т/Dп.в)* а к.т +(Dд.в/ Dп.в)* ад.в + (Dо.к/ Dп.в)* ао.к + ( Dр.п/ Dп.в)* ар.н

где ао.к и ар.п – солесодержание соответственно обратного конденсата и пара из расширителя непрерывной продувки, г/т.

   В пароводяной тракт ТЭС непрерывно поступают загрязнения, ухудшающие качества питательной воды:

а) с паром, вырабатываемым парогенератором;

б) с присосами охлаждающей воды через неплотности в конденсаторах паровых турбин; в) с присосами через неплотности в теплофикационных подогревателях;

г) с низкокачественным дистиллятом или с забросом концентрата во вторичный пар паропреобразователей;

д) с загрязненным конденсатом внешних потребителей отборного пара теплофикационных турбин;

е) с добавочной питательной водой, восполняющей потери пара и конденсата внутри ТЭС и у внешних потребителей пара;

ж) с реагентами, вводимыми в тракт питательной воды для осуществления так называемого коррекционного водного режима, предназначенного для борьбы с коррозией конструкционных металлов и с накипелобразованием на поверхностях нагрева;

з) с продуктами коррозии элементов энергетического оборудования и трубопроводов, омываемых водой или паром.

   При этом следует иметь в виду, что абсолютная величина каждого из перечисленных источников загрязнений может изменяться в довольно широких пределах в зависимости от типа ТЭС, условий ее эксплуатации, от принятой схемы обработки добавочной питательной воды и загрязненных конденсатов, а так же от противокоррозионной стойкости применяемых конструкционных материалов и защитных покрытий. Для того что бы предотвратить накопление поступающих в пароводяной тракт электростанции загрязнений, необходимо организовать их систематический вывод из пароводяного цикла путем непрерывной и периодической продувки парогенераторов с многократной циркуляцией, применения промывочно-сепарационнх устройств прямоточных парогенераторов докритического давления, химического обессоливания конденсата и т.д.

   Проверка плотности ряда конденсаторов показала, что величина присоса через неплотности в соединениях колеблется в широких пределах, что обусловлено длительным воздействием на трубные пучки термических и динамических напряжений, возникающих под влиянием переменного теплового режима работы конденсатора. Кроме того, в случае агрессивной охлаждающей воды возникает опасность ее присосов через сквозные коррозионные свищи или трещины в стенках конденсаторных труб.

   В тех случаях, когда охлаждающая пресная вода является маломинерализованной, загрязнения, поступающие с присосами в паровое пространство конденсатора, состоят в основном из кальциевых и магниевых солей. Если же охлаждающая вода обладает высокой минерализацией (солоноватые и морские воды), то загрязнения состоят в основном из натриевых солей.

   Количество солей, поступающих в конденсат турбин через неплотности, определяется величиной и длительностью присосов охлаждающей воды и ее солесодержанием. Величина присосов αо.в охлаждающей воды может быть определена по показателям качества турбинного конденсата и охлаждающей воды из соотношения

ак.т = ап*(1- αо.в) + αо.в * ао.в,

где а к.т, а п и а о.в  – показатели качества (жесткость, солесодержание и др.) соответственно турбинного конденсата, пара и охлаждающей воды.

   Учитывая малую величину а п по сравнению с а о.в, формулу можно упростить, тогда

αо.в =

%

   Отсюда следует, что на энергоблоках с. к. д. в тех случаях, когда охлаждающая вода сильно минерализована, допустимый присос не должен превышать 0,002–0,005% расхода пара в конденсатор в условиях длительной эксплуатации энергоблока.

   В целях герметизации вальцовочных соединений в трубных досках конденсаторов и предотвращения протечек охлаждающей воды через неплотности за последние годы широкое применение получили уплотняющие покрытия наносимые на трубные доски. В качестве материалов для уплотняющих покрытий используются: а) битумная мастика; б) жидкий найрит (модификация низкомолекулярного полихлоропренового каучука), который вулканизируется при температуре 100 С0; в) тиоколовый герметик, способный вулканизироваться при комнатной температуре, что позволяет применять этот материал еще в период монтажа конденсатора.

   Для того чтобы избежать присосов агрессивной охлаждающей воды через сквозные свищи и трещины, конденсаторные трубы должны обладать в любых условиях надежной противокоррозионной и противоэрозионной стойкостью.

   В условиях эксплуатации ТЭС нередко наблюдаются резкие возрастания присосов охлаждающей воды в конденсаторе (например, при разрыве труб); это требует, особенно энергоблоках с. к. д., непрерывного контроля качества турбинного конденсата, чтобы своевременно принимать меры для ликвидации опасных присосов.

 

5. Технологический принцип  работы ТЭС

 

   Технологический принцип работы ТЭС заключается в следующем.

   В паровой котел постоянно подается питательная вода, которая является теплоносителем. Паровой котел нагревает воду до кипения и превращает ее в насыщенный пар, далее насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где происходит нагрев пара до температуры 5400С.

   Перегретый пар поступает в турбину, в которой потенциальная энергия пара превращается в кинетическую энергию вращения. С турбиной на одном валу сочленен генератор, который вырабатывает переменный ток с частотой f=50Гц.

   Отработанный пар поступает в конденсатор турбины, где превращается в конденсат и далее конденсатным насосом вода прокачивается через группу подогревателей низкого давления и поступает в деаэратор питательной воды. Из деаэратора вода питательным насосом подается в подогреватель высокого давления и далее в паровой котел.

   Рассмотрим поэлементно данную схему.

   Для получения перегретого пара установлены паровые котлы с естественной циркуляцией. На рис  показана элементарная схема парового котла с естественной циркуляцией, а на рис. 3 Показана схема обеспечения естественной циркуляции в барабанном котле.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3. Элементарная схема парового котла с естественной циркуляцией. 1-барабан котла; 2-экономайзер; 3-дутьевой вентилятор; 4-горелочные устройства; 5-пароперегреватель;6-дымосос;7-дымовая труба;8-перегретый пар, идущий на турбину;9-уходящие газы;10-трубчатый воздухоподогреватель;11- топка котла;12-газоход котла.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 4. Схема обеспечения естественной циркуляции в барабанном котле: 1-опускные трубы;2-парообразующие трубы;3-насыщенный пар;4-питательная вода с экономайзера;Q-тепловая энергия топлива.

 

   Обратимся первоначально к рис.4. Питательная вода поступающая в барабан котла с экономайзера, подается в опускные трубы и далее в подъемные парообразующие трубы.      

   За счет теплоты топлива (Q) питательная вода нагревается до кипения и превращается в пароводяную смесь, которая поступает в барабан котла. Насыщенный пар с барабана котла направляется в пароперегреватель(рис.3 п5).

   Топливо в своем составе содержит до 80-90% углерода, поэтому для его сжигания в котле необходимо подавать воздух, в котором содержится кислород.

   Горение топлива в котле происходит  по следующей реакции:

С+О2=СО2

   Вернемся к рис. 3. Дутьевой вентилятор предназначен для подачи воздуха в котел. Нагрев воздуха осуществляется в воздухоподогревателе.

   Уходящие газы, содержащие в своем составе СО2, N2, водяные пары (H2O) и СО, поступают далее в газоход котла, где отдают свою теплоту воздуху и питательной воде, которая нагревается в экономайзере. Вывод уходящих газов через дымовую трубу осуществляется дымососом.