ИТС 20-2016 Промышленные системы охлаждения

     1.3 Тепловые и атомные электростанции

По данным Системного оператора ЕЭС за 2015 год ([51]) для производства электроэнергии в России применяются энергогенерирующие установки следующих типов:

- тепловые электростанции (ТЭС) - 68,10% установленной электрической мощности;

- гидроэлектростанции (ГЭС) - 20,34%;

- атомные электростанции (АЭС) - 11,53%;

- прочие (СЭС, ВЭС) - 0,03%.

Тепловые электростанции в свою очередь подразделяются на:

- конденсационные электростанции (КЭС) с паросиловыми установками (паровыми турбогенераторами) - 46,3% от установленной электрической мощности ТЭС;

- теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) - 37,3%;

- газотурбинные (ГТУ) и парогазовые установки (ПГУ) - 16,4%.

Все типы используемых в настоящее время тепловых электрогенерирующих энергоустановок, преобразующих энергию химических связей различных видов топлива в тепло, а затем в электроэнергию, нуждаются в организованном отведении избыточного тепла в окружающую среду. Общее количество крупных ТЭС и, соответственно, их систем охлаждения, составляло в России на конец 2015 года около трехсот пятидесяти.

В 2015 году тепловыми электростанциями России было потреблено около 250 млн. тонн условного топлива (или около 2013,8 млн.МВт·ч топлива), при этом ТЭС произвели 671,4 млн.МВт·ч электроэнергии и порядка 550 млн.МВт·ч тепла (1 млн.Гкал=1,163 млн.МВт·ч). Остальная энергия топлива - 792,4 млн.МВт·ч или 39% - была отведена в окружающую среду в виде низкопотенциального тепла. Около 10% исходной энергии топлива (около 200 млн.МВт·ч) было отведено в атмосферу котельными установками с теплом дымовых газов, химическим и механическим недожогом, тепловыми потерями через обшивку котлов. Остальная часть энергии - 592,4 млн.МВт·ч или около 29% энергии сожженного топлива, было отведено в окружающую среду системами охлаждения энергогенерирующих установок.

Все избыточное тепло от ТЭС и АЭС в конечном счете отводится в атмосферу, однако в качестве промежуточного теплоносителя между технологическим оборудованием и атмосферой, как правило, применяется вода. В среднем за год ТЭС России используют около 106 млрд.м воды, в том числе 80,3 млрд.м из систем оборотного и повторного водоснабжения и 25,6 млрд.м свежей воды из природных источников (по данным ведомственной отчетности Минэнерго России). Основной объем воды на ТЭС потребляется для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин (до 90% всей потребности в воде). Для прочих нужд электростанции - подпитки котлов, охлаждения подшипников насосного оборудования, масла, газа и воздуха генераторов, транспорта золы и шлака и т.д. - используется сравнительно небольшая часть общего объема потребления воды.

Удельный расход воды на каждый произведенный 1 МВт·ч электроэнергии, зависит от типа применяемого генерирующего оборудования и составляет для паросиловой конденсационной ТЭС 160-250 м, для газотурбинной ТЭС - в 3 раза меньше. Потребность в воде для производства электроэнергии на ТЭЦ существенно зависит от того, работает ТЭЦ в теплофикационном или конденсационном режиме. Среднее значение использования воды для производства 1 МВт·ч электроэнергии по России в 2015 году составило 158 м, в том числе 38 м свежей воды. Температура воды, охлаждающей конденсаторы, определяет величину вакуума, непосредственно влияющую на количество вырабатываемой турбинами электроэнергии и на экономичность работы электростанции в целом. Повышение температуры охлаждающей воды на один градус ухудшает величину вакуума в конденсаторах на 0,5%, что равноценно снижению мощности турбины на 0,4% или перерасходу пара на 0,5%.

Обычно величина нагрева воды в конденсаторах составляет 7°С-9°С.

В конструктивном отношении воздухо- и газоохладители также являются поверхностными теплообменниками аналогично конденсаторам с той лишь разницей, что между трубками с охлаждающей водой проходит не пар, а подлежащий охлаждению воздух или водород. Температура подводимого к генератору воздуха не должна превышать 35°С-37°С. По этой причине технические условия на поставку генераторов предусматривают температуру охлаждающей воды для систем воздухоохлаждения не выше 30°С-33°С во избежание снижения мощности, отдаваемой генератором. Величина нагрева воды в воздухоохладителях составляет 4°С-5°С.

Поверхностные теплообменники применяются и для охлаждения турбинного масла, используемого для смазки подшипников турбогенераторов и регулирующих механизмов. Маслоохладители обычно требуют подачи воды с температурой не выше 25°С-30°С.

Для химической очистки воды, питающей котлы, и гидравлического удаления золы и шлаков используется часть теплой циркуляционной воды, получаемой после охлаждения конденсаторов.

Вода в конденсаторах, воздухо- и газоохладителях не загрязняется. В маслоохладителях вода может загрязняться нефтепродуктами через неплотности теплообменной поверхности. Закрытая система охлаждения конденсаторов позволяет легко решать вопросы, связанные с подачей отработанной воды на водоохладительные сооружения. При использовании градирен или брызгальных бассейнов вода подается к конденсаторам под таким напором, чтобы на выходе из них сохранился остаточный напор, способный обеспечить подачу теплой воды на охладитель.

Потребности АЭС в охлаждении и отведении неутилизируемого тепла значительно выше по сравнению с ТЭС одинаковой мощности. Это связано с более низкими параметрами и с наличием других охлаждающих устройств, не характерных для ТЭС. Система технического водоснабжения, осуществляющая функции охлаждения, во многом определяет надежность и экономичность работы АЭС. Капиталовложения в ее сооружение оцениваются на уровне 10% от стоимости строительства АЭС.

Основные источники сбросного тепла на АЭС:

а) конденсаторы паровых турбин (основных и вспомогательных);

б) маслоохладители и воздухоохладители турбогенераторов;

в) охлаждение подшипников насосов и других вспомогательных агрегатов;

г) теплообменники вентиляционных систем;

д) теплообменники доохлаждения продувочной воды парогенератора;

е) теплообменники бассейнов выдержки и перегрузки;

ж) теплообменники расхолаживания реактора;

з) теплообменники доохлаждения продувочной воды реактора;