Тепловые и атомные электрические станции - часть 18

 

139

тепловом  потреблении.  Наибольшее  распространение  для  отпуска  теп-
лоты  получили  теплофикационные  турбины  с  конденсацией  и  отопи-
тельными отборами пара. 

Выбор  давления  пара  в  отопительных  отборах  зависит  от  вида 

графиков температуры сетевой воды и отопительной нагрузки, а также 
способа покрытия пиковых нагрузок. 

В  целях  более  равномерной  загрузки  отопительных  отборов  теп-

лофикационных турбин пики отопительной нагрузки покрывают за счет 
работы пиковых водогрейных котлов. 

Распределение отопительной нагрузки между отборами турбины и 

водогрейными  котлами  характеризуется  отношением  максимального 
отпуска  теплоты  из  отборов  турбины 

макс

т

Q

  к  полному  ее  отпуску  от 

ТЭЦ 

макс

от

Q

, т.е. - коэффициентом теплофикации 

макс

т

ТЭЦ

макс

от

Q
Q

α

=

,                                                          

(4.20) 

где 

макс

макс

от

т

ПВК

Q

Q

Q

=

+

.

 

Оптимальное значение 

ТЭЦ

α

 определяется на основании технико-

экономических  расчетов.  Чем  выше 

ТЭЦ

α

,  тем  больше  комбинирован-

ная выработка электрической и тепловой энергии и меньше суммарный 
расход топлива на эту выработку. Однако при этом увеличивается стои-
мость  оборудования  ТЭЦ,  так  как  энергетические  котлы  значительно 
дороже  водогрейных,  в  особенности  при  работе  последних  на  газома-
зутном топливе. 

Значение  коэффициента  теплофикации 

ТЭЦ

α

  тем  выше,  чем  до-

роже  используемое  на  ТЭЦ  топливо  и  технически  совершеннее  тепло-
фикационные турбоагрегаты. Для крупных городов оптимальное значе-
ние  коэффициента  теплофикации 

ТЭЦ

α

=0,54-0,55  при  использовании 

теплофикационных турбин Т-100-130 (Т-110-130) и 

ТЭЦ

α

=0,60-0,65 при 

применении турбин Т-250-240. 

Годовое  число  часов  максимального  отпуска  теплоты  из  отборов 

или выхлопа турбины 

макс

г

τ

 возрастает при уменьшении коэффициента 

теплофикации 

ТЭЦ

α

, а также при увеличении доли бытового потребле-

ния теплоты (горячего водоснабжения 

г.в

α

), что видно из табл. 6.2, в ко-

торой принято 

макс

г

τ

=2700 ч/год при 

г.в

α

=0 и 

ТЭЦ

α

=1. 

Для удешевления пиковых водогрейных котлов их устанавливают 

 

140

на  открытом  воздухе,  а  дымовые  газы  из  них  отводят  в  относительно 
невысокие  металлические  трубы,  устанавливаемые  на  перекрытие  над 
ними. В случае отвода дымовых газов в основные дымовые трубы ТЭЦ 
водогрейные  котлы  устанавливают  вблизи  этих  труб.  Пиковый  водо-
грейный котел можно одновременно рассматривать как источник неко-
торого теплового резерва вне периодов пиковой отопительной нагрузки. 

Основной подогрев сетевой воды осуществляется в двух последо-

вательно включенных сетевых подогревателях, питаемых паром из двух 
отопительных  (теплофикационных)  отборов  турбины.  Давление  пара  в 
верхнем отборе регулируется обычно в пределах 0,06–0,25, в нижнем – 
в пределах 0,05–0,20 МПа. Регулирование давления в отборах осущест-
вляется  поворотной  диафрагмой,  установленной  за  камерой  нижнего 
отбора. 

Если нижний теплофикационный отбор пара осуществляют из ци-

линдра среднего давления турбины, то регулирующую диафрагму уста-
навливают перед входом пара в первую ступень цилиндра низкого дав-
ления.  Ступени  турбины  между  двумя  теплофикационными  отборами 
образуют так называемый промежуточный, или теплофикационный от-
сек турбины. 

Таблица 6.2 

Ориентировочные значения 

макс

г

τ

, ч/год, в зависимости от 

г.в

α

 

и 

ТЭЦ

α

 

ТЭЦ

α

 

г.в

α

 

0,3 

0,5 

0,7 

1,0 

0 

5100 

4400 

3650 

2700 

0,1 

6000 

5200 

4350 

3100 

0,2 

6700 

5750 

4850 

3500 

0,25 

7000 

6000 

5150 

3700 

 
Давление пара в верхнем теплофикационном отборе регулируется 

в соответствии с графиком подогрева воды в сетевой подогревательной 
установке, зависящим от вида температурного графика (см. рис. 6.10) и 
принятого значения 

ТЭЦ

α

. Так как через сетевые подогреватели и пико-

вые водогрейные котлы проходит одно и то же количество воды, общий 
подогрев  ее  распределяется  между  сетевыми  подогревателями  и  пико-
выми котлами пропорционально отношению 

ТЭЦ

ТЭЦ

/(1

)

α

α

−

. 

В  свою  очередь  подогрев  в  сетевой  подогревательной  установке 

подобно регенеративному подогреву распределяется примерно поровну 

 

141

при  расчетном  наиболее  вероятном  температурном  режиме  работы  ус-
тановки (в районе Москвы при температуре наружного воздуха от -2 до 
-5 °С).  При 

ТЭЦ

α

=0,5-0,65  это  соответствует  режиму  полной  загрузки 

отопительных отборов турбины и пуску пиковых водогрейных котлов. 

Распределение подогрева воды между ступенями происходит в за-

висимости  от  выбранных  размеров  поверхностей  нагрева  сетевых  по-
догревателей и давления, устанавливающегося в нижнем теплофикаци-
онном отборе пара. 

Теплофикационный  режим  (или  режим  работы  по  «тепловому» 

графику)  характеризуется  минимальным  (вентиляционным)  расходом 
пара  через  регулирующую  диафрагму  турбины,  достаточным  для  на-
дежного охлаждения деталей части низкого давления турбины. При час-
тичном и полном открытии окон поворотной регулирующей диафрагмы 
турбина работает по «электрическому» графику. 

Теплофикационные турбины мощностью 50, 100 и 110 МВт с ре-

гулируемыми отборами пара могут работать с полным использованием 
отработавшей  теплоты,  т.е.  по  режиму  турбин  с  противодавлением. 
Конденсаторы  таких  турбин  имеют  дополнительную  поверхность  для 
предварительного подогрева обратной или подпиточной воды тепловой 
сети – так называемый встроенный теплофикационный пучок. Возмож-
ность  и  целесообразность  работы  турбин  указанного  типа  в  таком  ре-
жиме подтверждена их эксплуатацией. При этом основная поверхность 
охлаждения конденсаторов выключается и охлаждающая вода через нее 
не  пропускается  во  избежание  появления  в  металле  конденсатора  до-
полнительных температурных напряжений. 

Теплофикационные турбины с промышленными и отопительными 

отборами пара также имеют два отопительных отбора. При отпуске пара 
внешнему потребителю обратный конденсат или возмещающая его до-
бавочная  вода  до  ввода  в  тракт  питательной  воды  подогревается  в  де-
аэраторе для удаления растворенных газов (кислорода и др.). 

В теплофикационных турбинах применяют связанное регулирова-

ние давления в отборах и расхода подводимого свежего пара: при уве-
личении  потребления  теплоты  внешними  потребителями  и  снижении 
давления  в  линиях  отбора  пара  одновременно  прикрываются  поворот-
ные диафрагмы регулируемых отборов и увеличивается открытие регу-
лирующих  клапанов  свежего  пара.  При  уменьшении  расхода  пара 
внешним  потребителем  и  повышении  давления  пара  в  линиях  отборов 
одновременно увеличивается открытие окон в поворотной диафрагме и 
прикрываются  регулирующие  клапаны  свежего  пара.  При  изменении 
электрической  нагрузки  и  постоянном  потреблении  теплоты  одновре-

 

142

менно открываются (при увеличении электрической нагрузки) или при-
крываются  (при  ее  уменьшении)  клапаны  свежего  пара  и  окна  в  пово-
ротных  диафрагмах  регулируемых  отборов.  Связанное  регулирование 
сокращает  продолжительность  переходных  процессов,  обусловливае-
мых изменением энергетической нагрузки турбоагрегата. 

 

6.7. СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ СЕТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ 

 
Современные  турбоустановки  ТЭЦ  России  имеют  двухступенча-

тые  сетевые  подогревательные  установки,  к  которым  подается  пар  из 
верхнего  и  нижнего  теплофикационных  отборов  турбины.  Вода  из  об-
ратной линии тепловой сети поступает на ТЭЦ с давлением обычно до 
0,4  МПа.  При  наличии  в  конденсаторах  турбины  теплофикационных 
пучков она предварительно нагревается в них и затем сетевым насосом 
первого подъема прокачивается через сетевые подогреватели. 

 

 

 

Рис. 6.11. Принципиальная схема включения сетевой подогревательной установки: 

в.с

t , 

в.с

t

– температуры сетевой воды на выходе из подогревателей верхней и ниж-

ней ступеней; НС и ВС – нижняя и верхняя ступени; ПВК – пиковый водогрейный 
котел; ТК – теплофикационный пучок конденсатора; СН-1, СН-2 – сетевые насо-
сы; КНС – конденсатный насос сетевых подогревателей; ПНД, ПВД – подогрева-
тели низкого и высокого давлений; остальные обозначения те же, что на рис. 6.8 

 

После  сетевых  подогревателей  насосами  второго  подъема  вода 

 

143

подается  при  низких  температурах  наружного  воздуха  через  пиковые 
водогрейные котлы, а при повышенных температурах, минуя их, в теп-
ловую  сеть  (рис. 6.11). Давление  воды  после  насосов  второго  подъема 
зависит от протяженности тепловой сети, рельефа местности, гидравли-
ческих сопротивлений сети и марки пиковых водогрейных котлов и со-
ставляет примерно 2 МПа. 

Давление  воды  за  насосами  первого  подъема  определяется  гид-

равлическим сопротивлением сетевых подогревателей и трубопроводов, 
а  также  условием  предотвращения  вскипания  подогретой  воды  перед 
насосами второго подъема. 

У  каждой  ступени  сетевых  подогревателей  устраивают  обводы 

воды, которые можно использовать для регулирования ее температуры 
за ступенями. 

Конденсат греющего пара из каждого сетевого подогревателя на-

сосом  отводится  в  смеситель,  установленный  на  основной  линии  кон-
денсата  турбины  за  регенеративным  подогревателем,  питаемым  паром 
того же отбора. При сверхкритическом начальном давлении пара в пря-
моточных котлах конденсат греющего пара сетевых подогревателей не-
обходимо  очищать  от  солей,  которые  могут  попасть  в  конденсат  из-за 
присоса сетевой воды. При этом целесообразно использовать каскадную 
схему  слива  конденсата  греющего  пара  (из  верхнего  подогревателя  в 
нижний) и  общий поток  конденсата  (после  охлаждения)  направлять  на 
химическое обессоливание. 

Расход пара, поступающего из отборов турбины в сетевые подог-

реватели, определяется из уравнений теплового баланса: 

для верхней ступени 

в

в

в

в

в

с.в

в.с

н.с

(

)

(

)

Q

D

h

h

G

h

h

η

′

=

⋅

−

⋅

=

⋅

−

,                   (4.21) 

для нижней ступени: 
а) при параллельном отводе дренажей из подогревателей 

н

н

н

н

н

с.в

н.с

о.с

(

)

(

)

Q

D

h

h

G

h

h

η

′

=

⋅

−

⋅

=

⋅

−

,                   (4.22) 

б)  при  последовательном  (каскадном)  отводе  дренажей  из  подог-

ревателей (см. рис. 6.11) 

н

н

н

н

в

в

н

н

с.в

н.с

о.с

(

)

(

)

(

)

Q

D

h

h

D

h

h

G

h

h

η

⎡

⎤

′

′

=

⋅

−

+

⋅

−

⋅

=

⋅

−

⎣

⎦

,    (4.23) 

В формулах (4.21)–(4.23) приняты следующие обозначения: 

в

Q  и 

н

Q  – тепловые  нагрузки  подогревателей  верхней  и  нижней  ступеней, 

ГДж/ч; 

в

D  и 

н

D  – расходы пара подогревателей верхней и нижней сту-

пеней, 10

3

 т/ч; 

с.в

G  – расход сетевой воды, 10

3

 т/ч; 

в

h  и 

н

h  – энтальпии 

 

144

греющего пара подогревателей верхней и нижней ступеней; 

в

h′  и 

н

h′  – 

энтальпии конденсата греющего пара подогревателей верхней и нижней 
ступеней, кДж/кг; 

в.с

н.с

о.с

,

,

h

h

h  – энтальпии сетевой воды на выходе из 

подогревателей  верхней  и  нижней  ступеней  и  в  обратной  линии. 
кДж/кг; 

в

η

 и 

н

η

 – КПД подогревателей верхней и нижней ступеней, 

в

н

0,98 0,99

η

η

≈

≈

−

. 

Сетевая  вода  в  верхней  и  нижней  ступенях  подогревается  паром 

из отборов турбины, и сумма тепловых нагрузок обеих ступеней равна 
расходу теплоты из отборов турбины, т.е. 

в

н

т

ТЭЦ

от

Q

Q

Q

Q

α

+

=

=

⋅

 

Из уравнений (6.21) и (6.22) или (6.23) следует, что 

в.с

н.с

в

н

н.с

о.с

h

h

Q
Q

h

h

−

=

−

; 

здесь энтальпии сетевой воды определяются по температурному графи-
ку, (см. рис. 6.10). Зная сумму 

в

Q  и 

н

Q  и их отношение, находят значе-

ния  этих  величин.  Определяя  значения  недогрева  воды  в  ступенях  по-
догрева до температуры насыщения 

t′  отборного пара в виде 

в.с

в

в.с

н.с

н

н.с

;

t

t

t

t

ϑ

ϑ

′

′

=

−

=

−

 

находят давление греющего пара в отопительных отборах, а по процес-
су работы пара в турбине – энтальпии греющего пара в подогревателях 

в

h   и 

н

h .  По  значениям  энтальпий  пара  и  воды  и  величин 

в

Q   и 

н

Q   из 

(6.21), (6.22) или (6.23) находят расходы пара 

в

D  и 

н

D  и сетевой воды 

с.в

G ; последняя величина определяется, кроме того, из (6.19) по извест-

ным величинам 

от

п.с

о.с

,

,

Q

h

h . 

Конечный  подогрев  сетевой  воды  при  низких  температурах  на-

ружного воздуха осуществляют в пиковых водогрейных котлах, тепло-
вая нагрузка которых, кДж/ч, имеет вид 

ПВК

от

т

ТЭЦ

от

с.в

п.с

в.с

(1

)

(

)

Q

Q

Q

Q

G

h

h

α

=

−

= −

⋅

=

⋅

−

.          (4.24) 

В случае использования теплофикационного пучка в конденсаторе 

турбины теплота сетевой воды в нем, ГДж/ч, 

тф

к

к

к

тф

с.в

тф

о.с

(

)

(

)

Q

D

h

h

G

h

h

η

′

=

⋅

−

⋅

=

⋅

−

.                 (4.25) 

здесь  

к

D  – расход пара в конденсатор турбины, 10

3

 т/ч;  

к

к

,

h h′  – энтальпии пара и конденсата в конденсаторе, кДж/кг;  

 

145

тф

к

тф

р

h

h

c

ϑ

′

=

−

⋅  – энтальпия подогретой воды после пучка, кДж/кг;  

тф

ϑ

 – недогрев воды в теплофикационном пучке, °С;  

тф

1

η

≈  – КПД пучка. 

При  работе  теплофикационного  пучка  в (6.21), (6.22) или (6.23) 

вместо  энтальпии  воды  в  обратной  линии 

о.с

h   принимается  энтальпия 

воды  после  теплофикационного  пучка 

тф

h ,  кДж/кг.  Возможный  подог-

рев воды в пучке определяется значениями 

к

h′  и 

тф

ϑ

, а также давлением 

пара  в  конденсаторе  турбины,  площадью  поверхности  нагрева  пучка, 
температурой и расходом сетевой воды. 

 
 

6.8. ОТПУСК ТЕПЛОТЫ ОТ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРО-
СТАНЦИЙ 

 
На  конденсационных  электростанциях  размещаются  небольшие 

сетевые  установки  для  покрытия  тепловых  нагрузок  жилого  поселка  и 
самой  электростанции.  Тепловые  нагрузки  таких  установок  обычно  не 
превышают 200 ГДж/ч.  Пар  к  сетевым  подогревателям  подводится  от 
нерегулируемых  отборов,  поэтому  тепловые  режимы  их  существенно 
зависят от давления в отборах, а следовательно, от электрической мощ-
ности турбин. 

В  качестве  примера  на  рис. 6.12 показана  схема  теплофикацион-

ной установки конденсационного блока с турбиной К-200-130. Пар к се-
тевым  подогревателям  подводится  от  двух  нерегулируемых  отборов  и, 
кроме  того,  от  РОУ  собственных  нужд,  которая  включается  в  работу, 
когда давление пара в отборах падает и нагрев сетевой воды до требуе-
мой температуры отборным паром не может быть проведен. 

Конденсат греющего пара из сетевых подогревателей отводится в 

систему регенеративного подогрева основного конденсата турбины. Не-
конденсирующиеся  газы  перепускаются  из  верхнего  подогревателя  в 
нижний, а затем в конденсатор турбины. 

Обычно на установках такого типа сетевой подогреватель второй 

ступени является пиковым и включается в работу в холодные дни ото-
пительного сезона, а также при работе паротурбинной установки на по-
ниженной  нагрузке,  так  как  в  этих  условиях  давление  пара  в  отборе 
уменьшается и количество теплоты, передаваемой в основном подогре-
вателе, может оказаться недостаточным. 

 

146

 

 

 

Рис. 6.12. 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 конденсата в сис-
тему регенеративного подогрева воды; 7 – линия в магистраль сетевой воды; 8 – 
отвод паровоздушной смеси в конденсатор турбины; 9 – пар от отбора (

P

= 0,25 

МПа); 10 – то же (

P

 = 0,6 МПа); 11 – РОУ 

 
 

Вопросы для самопроверки

  

 

1. Поясните принцип построения годового графика потребления тепло-
ты на отопление и горячее водоснабжение. 
2. Поясните физический смысл коэффициента теплофикации. 
3. Назовите способы отпуска пара промышленным потребителям. 
4. В каких случаях целесообразно применение паропреобразовательных 
установок для отпуска пара потребителям. 
5. Какие способы регулирования отпуска теплоты используются на 
ТЭЦ? 
6. Какая связь между давлением пара в регулируемом отборе и темпера-
турой подогрева сетевой воды? 
7. Что такое регулируемые отборы пара? 
8. Назовите способы покрытия пиковых отопительных нагрузок на ТЭЦ. 
9. Назовите типы систем теплоснабжения. Каковы их преимущества и 
недостатки? 
10. Почему заводы-изготовители теплофикационных турбин не реко-
мендуют отключать нижний сетевой подогреватель? 
11. Каким образом осуществляется отпуск теплоты на нужды отопления 
от КЭС?