Вода в теплоэнергетике

2.1. Применение воды в качестве теплоносителя

В настоящее время вода широко используется в различных областях промышленности в качестве теплоносителя, чему способствует широкое распространение воды в природе и ее особые термодинамические свойства, связанные со строением молекул. Полярность молекул воды, характеризуемая дипольным моментом, определяет большую энергию взаимного притяжения молекул воды (ориентационное взаимодействие) при температуре 10–30 °С и соответственно большую теплоту фазового перехода при парообразовании, высокие теплоемкость и теплопроводность. Значение диэлектрической постоянной воды, также зависящей от дипольного момента, определяет своеобразие свойств воды как растворителя.

Основным хранилищем воды на Земле являются океаны, в которых сосредоточено более 98 % всего количества воды. Океанская вода содержит до 35 г/дм³ растворенных солей, главным образом ионов натрия и хлора. На долю вод с солесодержанием менее 1 г/дм³ (пресных вод) приходится лишь 1,7 %, причем в речных водах находится около 0,001 % всех пресных вод, так как их основная масса сосредоточена в ледниках. Но и имеющаяся в распоряжении людей вода не может без очистки (обработки) являться теплоносителем в теплоэнергетических установках, поскольку современные ТЭС и АЭС в энергетическом цикле используют воду высокого качества с содержанием примесей в пределах 0,1–1,0 мг/дм³.

Оборудование современных ТЭС и АЭС эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках, что требует жесткого ограничения толщины отложений на поверхностях нагрева по условиям температурного режима их металла в течение рабочей кампании. Такие отложения образуются из примесей, поступающих в циклы электростанций, в том числе и с добавочной водой, поэтому обеспечение высокого качества водных теплоносителей ТЭС и АЭС является важнейшей задачей. Использование водного теплоносителя высокого качества упрощает также решение задач получения чистого пара, минимизации скоростей коррозии конструкционных материалов котлов, турбин и оборудования конденсатно-питательного тракта. Таким образом, качество обработки воды на ТЭС и АЭС тесным образом связано с надежностью и экономичностью эксплуатации современного высокоинтенсивного котлотурбинного оборудования, с безопасностью ядерных энергетических установок.

Для удовлетворения разнообразных требований к качеству воды, потребляемой при выработке электрической и тепловой энергии, возникает необходимость специальной физико-химической обработки природной воды. Эта вода является, по существу, исходным сырьем, которое после надлежащей обработки (очистки) используется для следующих целей: а) в качестве исходного вещества для получения пара в котлах, парогенераторах, ядерных реакторах кипящего типа, испарителях, паропреобразователях; б) для конденсации отработавшего в паротурбинах пара; в) для охлаждения различных аппаратов и агрегатов ТЭС и АЭС; г) в качестве теплоносителя в тепловых сетях и системах горячего водоснабжения.

Одновременно с очисткой природной воды для подготовки используемой на электростанциях чистой воды необходимо решать комплексно вопросы, связанные с утилизацией различными методами образующихся при этом сточных вод. Такое решение является мерой защиты от загрязнения природных источников питьевого и промышленного водоснабжения.

Исходная природная вода используется в качестве исходного сырья на водоподготовительной установке, а также для других целей на ТЭС и АЭС.

Добавочная вода направляется в контур для восполнения потерь пара и конденсата после обработки с применением физико-химических методов очистки.

Турбинный конденсат , содержащий незначительное количество растворенных и взвешенных примесей, – основная составляющая питательной воды.

Возвратный конденсат от внешних потребителей пара используется после очистки от внесенных загрязнений. Он является составной частью питательной воды.

Питательная вода , подаваемая в котлы, парогенераторы или реакторы для замещения испарившейся воды в этих агрегатах, представляет собой главным образом смесь , , и конденсата регенеративных подогревателей. Котловая вода, вода парогенератора и реактора – вода, находящаяся в элементах указанных агрегатов.

Продувочная вода – вода, выводимая из котла, парогенератора или реактора вода на очистку или в дренаж для поддержания в испаряемой (котловой) воде заданной концентрации примесей. Состав и концентрация примесей в котловой и продувочной водах одинаковы.

Охлаждающая или циркуляционная вода используется в конденсаторах паровых турбин для конденсации отработавшего пара.

Подпиточная вода подается в тепловые сети для восполнения потерь.

При эксплуатации ТЭС и АЭС возникают следующие внутристанционные потери пара и конденсата: а) в котлах при непрерывной и периодической продувке, при открытии предохранительных клапанов, при обдувке водой или паром наружных поверхностей нагрева от золы и шлака, на распыливание жидкого топлива в форсунках, на привод вспомогательных механизмов; б) в турбогенераторах через лабиринтные уплотнения и паровоздушные эжекторы; в) в пробоотборных точках; г) в баках, насосах, трубопроводах при переливе, испарении горячей воды, просачивании через сальники, фланцы и т. п. Обычно внутристанционные потери пара и конденсата, восполняемые добавочной питательной водой, не превышают в различные периоды эксплуатации на ТЭС 1,2–1,6 %, на АЭС 0,5–1 % их общей паропроизводительности.

На промышленных ТЭЦ, отпускающих пар на различные технологические нужды предприятий, существуют также внешние потери пара и конденсата, поэтому количество добавочной воды для таких ТЭЦ может достигать
10–50 % количества генерируемого пара.

2.2. Принципиальные схемы обращения воды в тракте

Типичные схемы обращения воды в рабочих циклах конденсационных тепловых электростанций (КЭС) и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) приведены на рис. 2.1 – 2.7. Следует отметить, что подобные схемы (см. рис. 2.5) одноконтурной АЭС и второго контура АЭС во многом аналогичны схеме КЭС.

Рис. 2.1. Схема тепловой электростанции с барабанными котлами:

1 – топка; 2 – горелки; 3 – барабан котла; 4 – опускные трубы; 5а–5в – коллекторы экранов, экономайзера и пароперегревателя; 6 – кипятильные трубы; 7 – пароперегреватель; 8 – водяной экономайзер; 9 – воздухоподогреватель; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – золоуловитель; 12 – дымосос; 13 – дымовая труба; 14 – паровая турбина; 15 – электрогенератор; 16 – повысительный трансформатор; 17 – воздушная линия электропередачи высокого напряжения; 18 – конденсатор; 19, 20 – циркуляционный и конденсаторные насосы; 21 – деаэрационная колонка; 22 – питательный бак; 23 – насос сырой воды; 24 – водоподготовительная установка; 25 – бак обработанной воды; 26, 27 – насосы обработанной и питательной воды; 28 – река или пруд; 29 – зола или шлак; 30 – подогреватель низкого давления; 31 – подогреватель высокого давления; 32 – градирня; 33 – добавок в систему охлаждения

Рис. 2.2. Схема чисто конденсационной электростанции:

1 – котёл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – генератор; 5 – конденсатор; 6 – деаэратор; 7 – подогреватель низкого давления (ПНД); 8 – подогреватель высокого давления (ПВД); 9 – конденсаторный насос; 10 – питательный насос; 11 – продувка парового котла; 12 – водоподготовка (подготовка добавка); 13 – водяной экономайзер; 14 – отбор пара из ступеней турбины для регенеративного подогрева конденсата в ПНД, питательной воды в ПВД и для удаления газов в деаэраторе 6; 15 – охлаждающая конденсатор вода; 16 – исходная вода

Рис. 2.3. Схема теплофикационной ТЭЦ, отдающей пар производствам и тепло:

1 – паровой котёл; 2 – пароперегреватель; 3, 4 – турбогенератор; 5 – конденсатор; 6 – деаэратор;
7, 8 – ПНД и ПВД; 9, 10 – насосы конденсата и питательной воды; 11 – продувка котла; 12 – водоподготовка (подготовка добавка); 13 – водяной экономайзер; 14 – сетевые подогреватели;
15 – промышленная аппаратура, потребляющая пар; 16 – конденсатоочистка; 17 – вода, охлаждающая конденсатор; 18 – теплофикационная вода; 19 – отборный пар на регенерацию для обогрева конденсата в ПНД и питательной воды в ПВД, а также удаления газов в деаэраторе 6;
20 – исходная вода

высокоминерализованная вода

Рис. 2.4. Схема двухцелевой ТЭС, вырабатывающей электроэнергию

и питьевую воду:

1 – котёл; 2 – турбина; 3 – генератор; 4 – пароперегреватель; 5 – конденсатор; 6 – конденсаторный насос; 7 – источник высокоминерализованной (например морской) воды; 8 – установка для санитарной обработки воды; 9 – узел смешения конденсата с высокоминерализованной санитарно-обработанной водой; 10 – водопроводная сеть; 11 – химическая обработка (умягчение) высокоминерализованной воды; 12 – деаэратор; 13 – питательный насос; 14 – продувка котла

Рис. 2.5. Схема одноконтурной АЭС:

1 – реактор; 2 – паровая турбина ЦВД и ЦНД; 3 – конденсатор; 4 – конденсатоочистка; 5 – регенеративный подогреватель; 6 – деаэратор; 7 – главный циркуляционный насос; 8 – система очистки контурной воды; 9 – промежуточный влагоотделитель; 10 – подготовка добавочной воды;
11 – насос питательной воды; 12 – электрогенератор; 13 – конденсаторный насос

Рис.2.6. Схема тепловой отопительной котельной:

1 – насос; 2 – водогрейный котёл; 3 – водоводяной теплообменник; 4 – подпиточный насос;
5 – регулятор давления; 6 – насос; 7 – водоподготовка; 8 – деаэратор; 9 – регулятор давления;
10 – регулятор температуры; 11 – вода из водопровода

Рис.2.7. Схема тепловой промышленно-отопительной котельной:

1 – насос; 2 – основной бойлер; 3 – пиковый бойлер; 4 – отопительные приборы; 5 – разбор горячей воды; 6 – паровой котёл; 7 – потребитель пара; 8 – РОУ; 9 – деаэратор; 10 – питательный насос; 11, 12 – фазы водоподготовки; 13 – деаэратор; 14 – подпиточный насос; 15, 16 – насос

2.3. Источники загрязнения

Существует несколько источников загрязнений теплоносителя в пароводяных трактах ТЭС и АЭС: примеси добавочной воды, вводимой в цикл для покрытия внутренних и внешних потерь пара и конденсата; присосы в конденсат пара охлаждающей воды в конденсаторах или сетевой воды в теплообменниках; примеси загрязненного конденсата; возвращаемого от внешних потребителей пара на ТЭЦ; примеси искусственно вводимые в пароводяной тракт для коррекции водного режима (фосфаты, гидразин, аммиак, другие разнообразные добавки); продукты коррозии конструкционных материалов, переходящие в теплоноситель. На АЭС примеси, кроме того, могут поступать в тракт в виде продуктов деления ядерного топлива через негерметичные участки оболочек тепловыделяющих элементов и образовываться в активной зоне реакторов за счет процессов воды, а также протекания радиационных превращений и радиационно-химических реакций. В зависимости от типа основного теплоэнергетического оборудования и условий работы вклад и влияние каждого из перечисленных источников (табл. 2.1) в суммарное загрязнение водного теплоносителя ТЭС и АЭС могут значительно варьироваться.

Присос охлаждающей воды в конденсаторах турбин обусловлен более высоким давлением сводной стороны конденсатора по сравнению с паровой, находящейся под глубоким вакуумом. Необходимо иметь в виду, присосы воды наблюдаются практически во всех конденсационных установках (исключая воздушно-конденсационные, так называемые «сухие» градирни) и составляют обычно
0,005–0,003 % количества конденсирующегося пара, повышаясь до 0,01–0,02 % при наличии коррозионных свищей или микротрещин в конденсаторных трубках и примерно 0,2 % при разрыве одной трубки.

Таблица 2.1