Буров В.Д. и др. Тепловые электрические станции

Подождите немного. Документ загружается.

8.2. Основы проектирования

принципиальной

тепловой схемы

Необходимая внутренняя мощность приводной турбины,

кВт,

= -fr>

(8-17)

где п

Т=

0>98

—

механический

КПД

приводной турбины.

то же

время внутренняя мощность приводной турбины

ЛС

Лп.,(А,-0.

(8.18)

где

—

расход пара

на

приводную турбину,

кг/с; й- и й*"* —

энтальпии пара

на входе

приводную турбину

выходе

из нее,

кДж/кг.

Следовательно, расход пара

на

приводную турбину (бустерный насос

электро-

приводом) определяется

по

формуле

пт

"•^

°^''

^"'

(8.19)

п.н п.т,,

,вых

(*/-*„ )

В ходе расчета расходов греющего пара

регенеративные подогреватели последо-

вательно определяются расходы основного конденсата через каждый подогреватель.

После определения расходов пара

для

элементов тепловой схемы выполняется

расчет расходов пара через каждый отсек турбины

на

основе уравнений материаль-

ного баланса.

На этом этапе рекомендуется выполнять контрольную проверку расчета.

Для

этого составляется уравнение материального баланса всех входящих

выходящих

потоков конденсатора турбины. Допустимая погрешность

при

расчете расходов

составляет

0,001 кг/с.

Этап

Выбор унифицированной последней ступени турбины

уточнение

числа потоков

ЦНД с

определением параметров пара

на

выходе

из

последней

ступени. Принимается начальное значение потери энергии

выходной скоростью

ЦНД:

B с

20-н45 кДж/кг. Тогда абсолютная скорость пара,

м/с, на

выходе

из ра-

бочих лопаток последней ступени будет вычисляться

виде

Cbhx

V2AA

-103.

(8.20)

Определяется удельный объем пара

на

выходе

из

рабочих лопаток последней

ступени

ЦНД:

вых

=Ж>

к>

**).

где

—

степень сухости пара

на

выходе

из

рабочего колеса последней ступени,

определяемая

расчете процесса расширения

с КПД без

учета потери

выходной

скоростью.

Площадь поперечного сечения

на

выходе

из

рабочей решетки последней ступени

"вых

ДЛыЛвых-

(8-21)

211

Глава

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Значения Q

Bb]X

для унифицированного типоразмера лопаток турбины

зависи-

мости от их длины приведены ниже:

/,мм

960 1000

1200* 1400* 1500*

П^

,м

7,48 8,80 11,31 16,30 17,90

*Лопатки

изготовлены

из

титанового

сплава.

На основе сопоставления расчетного значения

С1

ВЫХ

выбирается длина

рабочих лопаток последней ступени

принимается число выхлопов ЦНД. Уточня-

ется минимальная потеря

выходной скоростью по формуле

Д*в.с=}

^•°к

'вых

/и

ЦНД^

о_

ун

вых

(8.22)

где Иц

д — число выхлопов ЦНД.

Этапы 7 и 8. Расчет внутренней мощности турбины и электрической мощ-

ности генератора.

рабочих решетках ступеней турбины кинетическая энергия

потока пара, развиваемая

каналах сопловой решетки, преобразуется

механи-

ческую энергию ротора

(в

крутящий момент)

затем

электрическую энергию

генератора. Мощность, передаваемую от пара

рабочим лопаткам, называют внут-

ренней мощностью ступени

или

группы ступеней (отсека). Сумма внутренних

мощностей всех ступеней составляет внутреннюю мощность турбины

. Элек-

трическая мощность турбогенератора определяется по формуле

^э

^вн.тЛмЛ

(8-23)

где

г|

Г|

—

механический КПД турбины

КПД генератора.

Внутренняя мощность ступени (группы ступеней) вычисляется

зависимости

от расхода пара через ступень (отсек)

теплоперепада:

N^Djih^j-h^j),

(8.24)

где Dj — расход пара черезу'-ю группу ступеней (отсек);

BXJ

и h

Baxj

— энтальпии

пара на входе

у'-ю

группу степеней

выходе из нее.

Энтальпия пара на выходе из

у'-й

группы ступеней определяется по формуле

вых

j =

вх j

По/(^вх

Кых

(8.25)

где

—

относительный внутренний КПД группы ступеней; Aj^

• —

энтальпия

пара

камере у'-го отбора при условии, что рабочий процесс происходит без энер-

гетических потерь (изоэнтропно).

Разность Ahj =

BUX

принято называть полезно использованным теплопе-

репадом отсека (ступени).

Поток пара

ступенях турбины движется

большой скоростью, равной

от

до примерно

500

м/с. Поэтому энергия движущегося пара включает

себя как теп-

ловую, так

кинетическую составляющие.

расчетах тепловых схем при вычис-

лении механической мощности, создаваемой потоком пара

на

рабочих лопатках,

параметры пара, определяемые по зависимости h

f(p, f) [или по (8.25)], отражают

его свойства

статике. Такое допущение неприемлемо при рассмотрении послед-

212

8.2.

Основы проектирования принципиальной

тепловой

схемы

ней ступени турбины, так как, во-первых, кинетическая энергия выходного потока

в 4—5 раз больше кинетической энергии на входе и, во-вторых, она не использует-

ся из-за того, что ступень последняя.

Поэтому в расчете тепловой схемы турбоустановки, когда процессы в ступенях

детально не моделируются, внутренняя мощность промежуточных отсеков вычис-

ляется по формуле (8.24), а внутренняя мощность последней ступени (отсека)

определяется с учетом потери энергии пара с выходной скоростью и в зависимости

от параметров торможения перед ступенью (отсеком):

DJh

-h

Bblx

где D — расход пара через последнюю ступень (отсек), /г

+ C

(8.26)

i/2;

^вых

+ с

г/2

;

_ j и с

— скорости пара на выходе из предыдущей и послед-

ней ступеней (отсеков); /г

вх

и /г

вх

— энтальпия пара перед ступенью (отсеком), со-

ответственно вычисленная по статическим параметрам и пересчитанная на пара-

метры торможения при выходной скорости пара предыдущей ступени; й

вых

Кых

— энтальпии пара на выходе из рабочих лопаток последней ступени (отсека),

определяемые на основе КПД, полученного без учета потерь энергии ступени

с выходной скоростью и с учетом их.

Разность

йвх-А

вых

не является теплоперепадом в обычном понимании. Это ус-

ловный теплоперепад, эквивалентный той части энергии 1 кг пара в последней сту-

пени (отсеке), которая преобразуется в рабочей решетке в механическую работу

(используемую энергию).

В практике расчетов кинетическая энергия потока на входе и выходе оценива-

ется не скоростью, а следующими величинами:

Ah*

= с\_ ,/2 * 0 -3 кДж/кг; Ah

= c\/2 «20-45 кДж/кг.

Нулевое значение Ah*

принимает, если перед последней ступенью (отсеком)

имеется увеличенная камера для отбора большого количества пара на теплофика-

ционный подогреватель. Величина А/г*

на

И,

s-диаграмме откладывается вверх по

изоэнтропе от точки h

, а точка пересечения

изоэнтальпии /г*

ых

и изобары р

на h,

s-диа-

грамме соответствует /г

вых

. На рис. 8.19 приве-

дены расчетные параметры процесса расшире-

ния пара в последнем отсеке ЦНД.

Рис. 8.19.

Процесс

расширения

пара

последней

сту-

пени (отсеке)

ЦНД при

расчете

по КПД г|

получен-

ном без

учета потери

выходной

скоростью:

—

располагаемая

энергия

последней

ступени

(отсека);

Н- —

используемая

энергия

последней

ступени

(отсека)

213

Глава 8.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Потеря с выходной скоростью существенно влияет на мощность последней сту-

пени. В эксплуатируемых турбинах она составляет 35—47 кДж/кг, а в проектах

новых турбоустановок ставится задача снижения ДА

ВС

до 18—30 кДж/кг.

Внутренняя мощность турбины

7=1

где

ДА -

— теплоперепаду'-й ступени (отсека) турбины; z — номер последней ступени

(отсека) турбины.

Экономичность тепловой схемы выше, когда последний регенеративный отбор

пара выполняется перед последней или предпоследней ступенью турбины. Такой

отбор обеспечивает отвод крупнодисперсной влаги из проточной части ЦНД.

Поэтому при проектировании тепловой схемы принимается, что располагаемый

теплоперепад в последнем отсеке составляет 150—190 (одна ступень) или 250—

300 кДж/кг (две ступени). При меньшем располагаемом теплоперепаде в последней

ступени будет ниже потеря энергии с выходной скоростью. В унифицированном

ЦНД турбин мощностью 300, 500 и 800 МВт в каждом потоке располагается

по пять ступеней. Последний отбор выполняется перед пятой ступенью. Давление

в камере последнего регенеративного отбора равно 0,015—0,021 МПа. Последняя

ступень турбины К-300-23,5 с лопатками длиной 960 мм имеет максимальный

КПД, равный 0,74 при располагаемом теплоперепаде 176 кДж/кг. Коэффициент

полезного действия последней ступени с лопатками длиной 1000 мм в зависимости

от объемного расхода пара К

ст

с достаточной точностью описывается аппроксими-

рующим уравнением

,- = 0,47434 + 6,56728 • 10-

ст

- 3,59172

•

10"

+ 5,31613 • 10"» V*

Если моделирование выполнялось с использованием относительных расходов

пара и конденсата, то расход свежего пара определяется на основе энергетического

баланса для турбины и генератора:

(a,AA, + а

ДА

+ ... + а,-ДА. + a

) = — . (8.28)

"м "г

Этап 9. Расчет показателей энергетической эффективности турбоуста-

новки и энергоблока. Основные показатели энергетической эффективности турбо-

установки, энергоблока и КЭС описаны в гл. 2.

Коэффициент полезного действия (нетто) энергоблока (станции) по отпуску

электроэнергии определяется в виде

пел = •

(

Соотношение между удельным расходом условного топлива, г/(кВт

•

ч), и КПД

энергоблока имеет вид

СЯ

122,83/ц

(8.30)

Удельный расход условного топлива энергоблоками на ранее построенных КЭС

составляет 314—360 г/(кВт*ч).

214

Глава 9

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

9.1.

Характерные

тепловые схемы

теплофикационных

турбоустановок

Тепловые схемы теплофикационных турбоустановок аналогичны схемам кон-

денсационных турбоустановок. Отличие заключается в добавлении отдельной

группы оборудования, которую называют теплофикационной установкой. В состав

теплофикационной установки входят: сетевые подогреватели (бойлеры); сетевые

насосы первой (подкачивающие насосы) и второй ступеней; конденсатные насосы

для отвода конденсата греющего пара; система трубопроводов; запорно-регули-

рующая арматура.

На рис. 9.1 представлена схема теплофикационной установки турбины Т-110-12,8.

Обратная сетевая вода проходит через сетчатые фильтры и подкачивающими насо-

сами подается по трубопроводу диаметром 800 мм в сетевой подогреватель ПСГ-1.

Давление на выходе из подкачивающих насосов должно быть достаточным, чтобы

исключить вскипание сетевой воды на выходе из ПСГ-2 типа ПСГ-2300-3-8, и в

то же время давление этой воды в трубной системе ПСГ-1 не должно превышать

0,78 МПа. Номинальный расход сетевой воды через ПСГ составляет 972,2 кг/с,

а максимальный — 1250 кг/с. Максимальный подогрев воды в ПСГ-1 равен 50 °С.

Пар

из верхнего

теплофикационного

отбора

турбины

Пар

из нижнего

теплофикационного

Встроенный пучок

отбора

турбины Отсос воздуха в_ в конденсаторе

конденсатор " турбины

Сетевые

насосы

второй

ступени

теплосеть ^Tjw

илиПВК

{хХ-ф-СХ-

-ЧХ

Конденсат

из

ПНД-2

Сетевые насосы

первой ступени Обратная

ptxXl-^)-txh

сетевая вода

СХН-

-CXK-©-Xh

ЧхХЗ-0-tX-

В расширитель дренажей

конденсатора

линию основного В линию основного

конденсата

перед ПНД-3 конденсата перед ПНД-2

Рис. 9.1.

Тепловая

схема теплофикационной установки

турбины

Т-110-12,8

215

Глава 9.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

В отопительный период года включены оба сетевых подогревателя. В летний

период обычно работает только ПСГ-1. Обводные трубопроводы сетевой воды обес-

печивают возможность отключения ПСГ-2, а также подачи воды, минуя подогрева-

тель.

После сетевых подогревателей установлены сетевые насосы второй ступени,

которые должны создавать необходимое по пьезометрическому графику теплосети

давление, обеспечивающее исключение вскипания воды в верхней точке пикового

водогрейного котла (если он включен). При аварийном отключении сетевых подог-

ревателей вода проходит по обводной линии диаметром 600 мм. Поэтому на ТЭЦ

с поперечными связями расход через сетевые подогреватели других турбин остается

примерно прежним и не нарушается гидравлический режим тепломагистралей города.

Запорная арматура позволяет отключать ПСГ-2 или оба сетевых подогревателя.

Для отвода конденсата греющего пара из ПСГ-1 в схеме установлены два слив-

ных насоса. В большинстве режимов работы достаточно одного сливного насоса.

Поэтому второй сливной насос ПСГ-1 применен для резервирования и повышения

надежности тепловой схемы.

Подогреватель ПСГ-2 оснащается одним сливным насосом. При его аварийном

отключении автоматически открывается слив конденсата через гидрозатвор в кор-

пус ПСГ-1. При этом включается в работу второй сливной насос ПСГ-1.

В конденсатосборники ПСГ-1 и ПСГ-2 самотеком сливается конденсат греющего

пара из ПНД-1 и ПНД-2.

На линии конденсата после сливных насосов установлены регулирующие кла-

паны, которыми управляет электронный регулятор уровня в конденсатосборниках

сетевых подогревателей.

В большинстве рабочих режимов давление в корпусе ПГС-1 ниже атмосферного.

Из-за неплотностей оборудования в условиях эксплуатации в ПСГ-1 и ПГС-2 посту-

пает небольшое количество воздуха. Для удаления присосов воздуха корпус ПСГ-1 со-

единяется с конденсатором трубой диаметром 150 мм. Из верхнего сетевого подогре-

вателя неконденсирующиеся газы отводятся в нижний по трубе диаметром 100 мм.

В процессе включения сетевого подогревателя в работу (при нагрузке турбо-

генератора не менее 30 % номинальной) при малых расходах пара (конденсата)

и недостаточном давлении сливные насосы ПСГ-1 отключены, а слив конденсата

происходит через гидрозатвор высотой 14 м в конденсатосборник конденсатора.

Верхний сетевой подогреватель включается в работу при электрической нагрузке

турбоустановки не менее 50 % номинальной.

В условиях эксплуатации техническое состояние сетевого подогревателя кон-

тролируют по значениям его температурного напора (недогрева) и гидравличе-

ского сопротивления.

На рис. 9.2 приведена принципиальная схема оборудования системы подогрева

сетевой воды на ТЭЦ. Вдоль машинного зала ТЭЦ размещены трубопроводы (кол-

лекторы) прямой и обратной сетевой воды, а также трубопроводы связи с пиковыми

водогрейными котлами ПВК. Теплофикационная установка турбины ПТ-65-12,8

состоит из двух основных сетевых подогревателей ОСП типа ПСВ-315-3-23 и трех

пиковых ПСП. Подача сетевой воды обеспечивается одной ступенью сетевых насо-

сов.

В состав теплофикационных установок турбин Т-110-12,8 и Т-250-23,5 входят

по два сетевых подогревателя ПСГ-1 и ПСГ-2, включаемых последовательно, и две

ступени насосов. В схеме турбины Т-250-23,5 применяются подогреватели типа

ПСГ-5000-2,5-8 и ПСГ-5000-3,5-8. При низких температурах наружного воздуха,

когда температура сетевой воды превышает температуру на выходе из теплофи-

216

9.1.

Характерные

тепловые

схемы теплофикационных турбоустановок

Рис. 9.2.

Принципиальная схема

оборудования

системы

подогрева

сетевой воды

на ТЭЦ

кационных установок турбин, включаются пиковые водогрейные котлы ПВК.

По условиям длительной (без интенсивной коррозии) работы поверхностей нагрева

котла температура сетевой воды на входе в него при работе на газе должна быть

не менее 70 °С, а при работе на мазуте — не менее 110 °С. Для выполнения этого

условия в тепловой схеме имеется линия рециркуляции с насосом, по которой

часть горячей воды, выходящей из ПВК, вновь возвращается в него. Если приме-

няются котлы КВ-ГМ-209-150-2, то давление сетевой воды на входе в них должно

быть не ниже 0,98 МПа. При снижении расхода сетевой воды через котел

до 1027,7 кг/с автоматическая защита отключает его.

Подача сетевой воды от ТЭЦ в тепловую сеть города происходит через узел

учета тепловой энергии и теплоносителя

УУТЭТ,

который создается на каждом

выводе сетевой воды. В узле учета выполняются измерения расхода, температуры

и давления сетевой воды. По этим параметрам осуществляется учет количества

и качества отпускаемой тепловой энергии. Для обработки воды, идущей на воспол-

нение потерь в теплосети, на ТЭЦ имеется водоподготовительная установка ВПУ.

Одним из производителей теплофикационных турбин в России является ОАО

«Уральский турбинный завод» (УТЗ, г. Екатеринбург). Меньший ассортимент типо-

размеров теплофикационных турбин выпускает ОАО «ЛМЗ» (г. Санкт-Петербург).

В обозначении типоразмера турбины, например Т-250/300-23,5-3, буква Т показы-

вает, что тип турбины теплофикационный; числа означают: 250 — электрическая

мощность в номинальном режиме работы, МВт; 300 — электрическая мощность

в конденсационном режиме (отключены отборы пара на теплофикационную уста-

новку), МВт; 23,5 — номинальное давление свежего пара, МПа; 3 — номер модифи-

кации. Допускается сокращенная запись типоразмера, например Т-250-23,5.

217

Глава

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

Таблица 9.1

Основные показатели теплофикационных турбин

сч

00 оо

ОО

сч

СЧ

сч"

СЧ

СП

Параметр

/65-

120-

•А

220-

300-

305-

0-12

«П

о V:

»п

оо

/05

«п

оо

T-1

СЧ

T-2

Номинальная электри- 50 110

115

185 250

260

180

ческая мощность, МВт

Давление свежего 12,8 12,8 12,8

12,8

23,5

23,5 12,8

пара, МПа

Температура свежего 555 555 555

555 560 540 540

пара, °С

Температура пара

—

565

540 540

после промежуточного

перегрева, °С

Давление в конденса-

5.1

5,6

5,0

5,0 5,8

5,8

6,3

торе, кПа

Теплофикационная

116,7 203,53

209,3

325,64

384

418,7 302,5

нагрузка (номиналь-

ная), МВт

Рабочий диапазон дав-

ления в теплофикаци-

онном отборе, МПа:

верхнем 0,059— 0,06— 0,06—

0,06—0,3

0,06—0,2 0,06—0,2

0,059—

0,245

0,25 0,25

0,196

нижнем

0,05—0,2

0,05—

0,05— 0,049—

0,15

0,15 0,147

Максимальный расход 73,6 134,72

136,1 225

258,3 277,78

186,1

свежего пара, кг/с

Температура пита- 225 234

228

232 263

265

232

тельной воды, °С

Удельный расход пара, 4,9 4,3

—

4,25 3,64

—

3,65

кг/(кВт • ч)

Основные параметры наиболее распространенных турбин приведены

в табл. 9.1.

Тепловая схема турбоустановки с турбиной Т-110/120-12,8. Тепловая схема тур-

боустановки с турбиной Т-110/120-12,8-5 приведена на рис. 9.3. Применяются два ва-

рианта компоновки тепловой схемы — блочная и с поперечными связями. Из ко-

тельного отделения пар поступает к турбине по паропроводу диаметром 300 мм. На

паропроводе свежего пара установлена главная паровая задвижка. Перед ЦВД тур-

бины имеются стопорный клапан и четыре регулирующих клапана. Принято со-

пловое парораспределение ЦВД с первой двухвенечной регулирующей ступенью.

Предельное давление после регулирующей ступени составляет 8,8 МПа.

Первый регенеративный отбор выполняется из выхлопа ЦВД в верхний ПВД /7-7.

В линию первого отбора отводится также пар из первой камеры переднего конце-

218

9.1.

Характерные

тепловые

схемы теплофикационных турбоустановок

теплосеть

или ПВК

через

коллектор

прямой

сетевой

воды

Рис. 9.3.

Принципиальная

тепловая

схема

турбоустановки

турбиной

Т-110/120-12,8-5

вого уплотнения ЦВД. Из ЦСД выполняются шесть регенеративных отборов, в том

числе последний седьмой отбор турбины — из выхлопа ЦСД. В каждом потоке

двухпоточного ЦНД установлена поворотная регулирующая диафрагма. Для подачи

пара в сетевые подогреватели поворотные диафрагмы полностью или частично

закрываются. Конструкция поворотной диафрагмы такова, что в положении полного

закрытия нет абсолютной плотности и небольшое количество пара проходит через

зазоры диафрагмы (менее 15 т/ч). Между поворотным кольцом и торцами сопло-

вых лопаток диафрагмы имеется зазор 0,15—0,20 мм. Плотность диафрагмы зави-

сит и от значения перекрыши между спицами поворотного кольца и соплами. Воз-

можно повышение плотности диафрагмы уменьшением размера зазора до 0,08 мм.

Чем плотнее поворотная диафрагма, тем меньшее количество пара проходит через

последний отсек турбины в конденсатор и меньшее количество теплоты отводится

через конденсатор в окружающую среду. При работе с закрытой поворотной диа-

фрагмой последняя ступень эксплуатируется в вентиляционном режиме, потребляя

мощность от ротора турбины. Поэтому температура и энтальпия пара на выходе

из последней ступени больше, чем перед ней, и значения этих параметров могут

быть выше, чем на входе в ЦНД.

219

Глава 9.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

Система регенеративного подогрева состоит из четырех ПНД, деаэратора и трех

ПВД. В тракте между конденсатором и ПНД установлены вспомогательные тепло-

обменные аппараты: охладитель основного эжектора ОЭ; охладитель эжектора

уплотнений ОЭУ; сальниковый подогреватель СП. В этих аппаратах полезно

используется тепловая энергия потоков пара от концевых уплотнений турбины,

рабочего пара эжекторов и паровоздушной смеси, выходящей из конденсатора.

На линии основного конденсата после сальникового подогревателя установлен

двухходовой клапан КУР, с помощью которого реализуются две технологические

функции. При всех режимах работы на КУР воздействует авторегулятор уровня

конденсата в конденсаторе. При режимах с включенными сетевыми подогревателя-

ми,

когда в конденсатор поступает малое количество пара, открывается второй ход

КУР для возврата части основного конденсата в конденсатор. Этим обеспечивается

необходимый расход основного конденсата через конденсатный насос, охладитель

эжектора уплотнений ОЭУ и сальниковый подогреватель СП. Минимальный

допустимый расход конденсата через охладитель эжектора уплотнений и сальнико-

вый подогреватель равен 38,9 кг/с, максимальный расход пара в конденсатор через

закрытые поворотные диафрагмы — 5 кг/с.

Все ПНД поверхностного типа. Конденсат греющего пара ПНД П-4 сливается

самотеком в П-3, откуда подается насосом в узел смешения потоков С-3 на линии

между П-3 и П-4.

Возможны три варианта слива конденсата греющего пара из подогревателей

низкого давления П-2 и П-1. При пуске турбины и до набора нагрузки около 30 %

слив выполняется в расширитель конденсатора. При отключенных сетевых подо-

гревателях (конденсационный режим) включаются сливной насос П-2 и малый

насос ПСГ-1. В теплофикационных режимах слив конденсата из П-2 происходит

самотеком в конденсатосборник ПСГ-2, а слив из П-1 — в конденсатосборник

ПСГ-1.

Диаметр сливной трубы П-1 выбран так, чтобы слив происходил даже при

отсутствии уровня в П-1. При этом нет необходимости оснащать П-1 регулятором

уровня и регулирующим клапаном на линии слива конденсата в ПСГ-1. Такая схема

более надежна в эксплуатации. Расход сетевой воды через сетевые подогреватели

составляет 278—1250 кг/с. Нагрев ее осуществляется до 117 °С.

После нагрева в ПНД основной конденсат поступает в деаэратор. Рабочее

давление в деаэраторе равно 0,59 МПа. Пар с давлением 1,22 МПа и температурой

266 °С при номинальном режиме подается в деаэратор из третьего регенеративного

отбора. Значительный запас по давлению обеспечивает работу деаэратора при

пониженных нагрузках турбины. Для поддержания в колонке деаэратора постоян-

ного давления электронный регулятор воздействует на дроссельный клапан, уста-

новленный на линии подвода пара в деаэратор. При глубокой разгрузке турбины,

когда давление в отборе становится менее 0,7 МПа, деаэратор переключается

на второй регенеративный отбор.

На ТЭЦ с поперечными связями деаэраторы подсоединяются параллельно. Они

размещаются выше места установки питательного насоса (на строительно-монтаж-

ной отметке 12—25 м в зависимости от необходимого кавитационного запаса

питательного насоса).

Группа подогревателей высокого давления состоит из трех аппаратов, включае-

мых последовательно по ходу питательной воды. При давлении в отборе на ниж-

220