Паротурбинные установки и их вспомогательное оборудование. Водоснабжение принципиальная тепловая схема энергоблока

Начальная тепловая схема КЭС прошла в своем развитии многие этапы ко времени сооружения современных мощных энергоблоков. Для охлаждения дымовых газов, выбрасываемых в трубу, нашла повсеместное применение установка водяного экономайзера, через который проходит питательная вода перед поступлением ее в парогенератор. Затем был применен воздухоподогреватель для подогрева воздуха, поступающего в топку. При этом не только уменьшилась потеря тепла с уходящими дымовыми газами, но и улучшилось сгорание топлива.

При неизменном давлении пара, вырабатываемого парогенератором, к. п. д. КЭС был дополнительно повышен при применении перегрева этого пара выше температуры насыщения, что осуществляется в змеевиках пароперегревателя, располагаемого в газоходах парогенератора.

Для уменьшения потерь тепла с водой, охлаждающей пар, поступающий из турбины в конденсатор, был введен так называемый регенеративный подогрев конденсата турбины, который заключается в том, что некоторое количество пара, частично отработавшего в турбине, используется при подогреве конденсата. При этом скрытая теплота парообразования не теряется с охлаждающей водой, а передается конденсату и как бы восстанавливается (регенерируется). Подогреватели, в которых осуществляется такой подогрев конденсата, называют регенеративными.

На пути в водяной экономайзер конденсат проходит последовательно через серию таких регенеративных подогревателей, причем греющий пар отбирается из промежуточных ступеней турбины. Количество отбираемого пара достигает в современных турбоустановках 30% расхода свежего пара при подогреве конденсата от 30 до 265 °С. Выигрыш вследствие уменьшения расхода тепла при регенеративном цикле оценивается в 1 2—1 5%.

Конденсат, образующийся при охлаждении пара в конденсаторе, всегда содержит какое-то количество растворенного кислорода и других газов, например, из-за подсоса воздуха в конденсаторе и во всасывающем трубопроводе конденсатных насосов. Эти газы вызывают коррозию стальных трубок подогревателей и водяного экономайзера.

Для удаления из питательной воды кислорода и других растворенных газов устанавливают термический газоудалитель — деаэратор. Вода в таком деаэраторе нагревается до температуры насыщения смешением с паром, отбираемым из турбины. Выделяющиеся при этом газы удаляются из верхней части деаэраторной головки, устанавливаемой на питательном баке.

При неизменном давлении пара в конденсаторе турбины, составляющем в современных установках 0,035 - 0,05 бар, работоспособность свежего пара увеличивается с повышением параметров пара — его давления и температуры. В отечественной энергетике эти параметры повышались несколькими ступенями, причем расход тепла в турбоустановке на выработанный 1 кВт-ч существенно снижался. Так, при переходе от параметров пара 28 бар, 400 °С к 88 бар, 500 °С расход тепла уменьшился приблизительно на 12% (часть этого выигрыша достигнута благодаря совершенствованию проектирования и изготовления турбины).

Следующим важным этапом явилось введение промежуточного перегрева пара, примененное в России, впервые на энергоблоках Черепетской ГРЭС (1953 г.), а с 1959 г. практикуемое на всех КЭС с агрегатами единичной мощностью 150 МВт и выше.

Свежий пар, отработан в цилиндре высокого давления (ЦВД) турбины, возвращается в парогенератор, где подвергается вторичному перегреву в промежуточном перегревателе до температуры, обычно равной начальной температуре пара, и затем возвращается в турбину — на этот раз в цилиндр среднего давления (ЦСД). Это не только дает выигрыш в расходе тепла турбиной (приблизительно 4%), но и способствует уменьшению влажности пара на последних ступенях турбины и уменьшению эрозии (износа) лопаток этих ступеней. Суммарный выигрыш в расходе тепла от повышения давления свежего пара до 127 бар и его температуры до 565 °С с одновременным применением промежуточного перегрева составил до 15% по сравнению со ступенью 88 бар и 500 °С.

В дальнейшем давление свежего пара было повышено до сверхкритического (до 235 бар) при сохранении температуры пара на прежнем уровне. Был достигнут дополнительный выигрыш в расходе тепла приблизительно 4,5%.

В принципе возможно еще некоторое повышение тепловой экономичности КЭС, например при введении второго промежуточного перегрева и дальнейшего повышения параметров пара. Эти мероприятия, однако, в настоящее время не рентабельны. Например, второй промежуточный перегрев пара дает выигрыш только 1,5—2,0 % т. е. вдвое меньше, чем первый. Введение второго промежуточного перегрева пара будет стоить дороже, и, главное, усложнит эксплуатацию, что может привести к снижению надежности работы оборудования.

Увеличение давления свежего пара требует, естественно, увеличения давления питательной воды и дополнительной затраты электрической энергии на привод питательного насоса. Все же при переходе от параметров пара 235 бар, 560 °С к более высоким параметрам, например 294 бар, 650 °С, можно рассчитывать на прирост экономичности энергоблока в размере 4%. Такое повышение экономичности пока еще не может компенсировать увеличения капитальных затрат, связанных с применением очень дорогих и еще не достаточно освоенных жаропрочных сталей для элементов сверхвысокого давления парогенератора, трубопроводов и турбоустановки. Повышение единичной мощности основного оборудования сверх 300 МВт дает скромный выигрыш в расходе топлива, который, однако, может быть увеличен при усовершенствовании конструкции оборудования и, в частности, вспомогательных механизмов КЭС. Кроме того, как показывает зарубежный опыт, повышение единичной мощности способствует снижению капитальных затрат на сооружение КЭС и сокращению сроков строительства.