что такое пвк тэц

Пиковые водогрейные котлы (ПВК)

Водогрейные котлы (далее ВК) предназначены для получения горячей воды с температурой до 150°С в отдельно стоящих котельных для использования в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов промышленного, бытового назначений и на ТЭЦ.

На ТЭЦ водогрейные котлы обычно используются как пиковое оборудование в дни максимальных тепловых нагрузок, а также для резервирования тепла от отборов турбины (их установленная мощность в умеренном и холодном климате значительно превосходит мощность отборов, но коэффициент её использования невелик).

— по типу потребляемого топлива: твердотопливные (на угле, дровах, торфе и т.д.), мазутные, газовые, газомазутные, дизельные, электрические;

— по конструкции: газотрубные, водотрубные, водотрубно-дымогарные котлы (топка экранирована трубами с водой и/или обмуровкой, а конвективная часть полностью или частично выполняется в виде дымогарных труб, помещенных в водяной объем);

— по способу циркуляции: с естественной, с принудительной, с комбинированной циркуляцией, прямоточные.

Характеристики

Система обозначений (ГОСТ 21563-82*), обозначение состоит из букв
КВ (котёл водогрейный) и индексов:

В процессе работы некоторых технологических установок (печи различного назначения, газотурбинные электростанции, газоперекачивающие установки) образуется большое количество выхлопных газов, температура которых доходит до нескольких сотен градусов. Для полезного использования этого количество тепловой энергии были изобретены котлы-утилизаторы.

Котлы-утилизаторы представляют собой теплообменные устройства, передающие тепловую энергию, содержащуюся в выхлопных газах, другим теплоносителям, в качестве которых может выступать вода или масло.

По своей типологии котлы-утилизаторы могут быть: одного, двух и трех уровней давлений; выносные и центральные экономайзеры, пароперегреватели; водогрейные и паровые; вертикального и горизонтального профиля; оснащенные дожигающим устройством и без него; подвесные, самоопорные.

Котлы-утилизаторы классифицируются по назначению и по конструктивным особенностям. По назначению котлы могут быть водогрейные, паровые или термомасляные.

Разделение по конструкционным особенностям позволяет выделить две группы: змеевиковые, служащие для подогрева диатермического масла и выработки пара, а также жаротрубные, применяемые для производства пара и горячей воды. Кроме того, можно выделить котлы-утилизаторы с вертикальной и горизонтальной конструкцией теплообменников.

КГТ-25/14 – конвективный, для газовой турбины, 25 т/ч.

ПОЛУЧЕНИЕ ПАРА НА АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

16 ИСТОЧНИК ЭНЕРГИИ, ТЕПЛОНОСИТЕЛИ И СХЕМЫ АЭС

Атомная энергетика развивается исключительно быст­рыми темпами. Если в 1954 г. работала только одна — пер­вая в мире атомная электростанция СССР мощностью 5 МВт, то через 30 лет в 26 странах мира действовали 313 ядерных энергетических реакторов суммарной мощно­стью 208 млн. кВт. В СССР на начало 1985 г. действовало свыше 40 ядерных энергоблоков общей мощностью более 23 млн. кВт. Пущен ряд блоков по 1000 МВт, а на Игна- линской АЭС — крупнейший в мире энергоблок на 1500 МВт.

К 1986 г. в мире было построено 382 атомных энерго­блока общей установленной мощностью 258,8 млн. кВт с годовой выработкой 1487 млрд. кВт-ч, что составляет около 15 % мирового производства электроэнергии. К 1990 г. мощность мировой ядерной энергетики составит 370—400 млн. кВт, а к 2000 г. — от 580 до 800 млн. кВт.

Получают развитие атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ) и атомные станции теплоснабжения (АСТ). Ве­дутся также работы по созданию ядерных энергетических установок на промышленных предприятиях для энерго­снабжения технологических процессов химических, метал­лургических и других производств.

делении 1 кг урана-235 выделяется 86,4 ■ 10 6 МДж энергии, т. е. примерно в 3 млн. раз больше, чем при сжигании 1 кг органического топлива.

Принципиальные схемы ядерного реактора показаны на рис. 19.1. Делящееся вещество (ядерное «горючее») раз­мещают в так называемых тепловыделяющих элементах (твэлах), покрытых защитной оболочкой. Выделяющиеся при делении ядер 235 У вторичные нейтроны движутся с огромной скоростью (15 000 км/с), имея энергию пример­но 5 МэВ. Для увеличения вероятности встречи нейтронов с ядрами 235 У и поддержания реакции необходимо снизить энергию нейтронов (скорость движения) до энергии тепло­вого движения (0,025 эВ). Такие нейтроны называются медленными или тепловыми. Снижение энергии нейтронов достигается применением различных замедлителей (гра­фит, вода обычная или тяжелая), имеющих в своем соста­ве легкие атомы, сталкиваясь с которыми быстрые нейтро­ны теряют скорость. Располагаемые в реакторе твэлы окружены отражателем, уменьшающим потери нейтронов в окружающую среду.

Теплота, выделяющаяся при распаде ядерного топлива, отводится от расположенных в реакторе твэлов первичным теплоносителем. Применяются жидкие и газообразные теп­лоносители, которые передают теплоту рабочему телу — воде, пароводяной смеси, пару.

Теплоносители, применяемые для отвода теплоты в ядерных реакторах, должны удовлетворять ряду требо­ваний: иметь тепловую и ядерную устойчивость и стойкость против коррозии, высокие теплоемкость и теплопроводность, низкую температуру плавления, способность отво­дить теплоту из реактора при высоких температурах. По последнему показателю применяемые теплоносители под­разделяются на две группы: низкотемпературные (темпе­ратура на выходе из реактора до 450 °С) и высокотемпера­турные (температура на выходе из реактора до 900 °С).

В качестве жидких теплоносителей для котлов АЭС могут применяться обычная и тяжелая вода, органические вещества (низкотемпературные теплоносители) и жидкие металлы (высокотемпературные теплоносители).

В качестве газового теплоносителя наибольшее распро­странение находит диоксид углерода. Весьма перспектив­ным являются гелий и другие инертные газы. При газовом теплоносителе, как и при жидкометаллическом, может быть получена высокая температура. Такой газовый теп­лоноситель не обладает химической активностью, является коррозионно инертным, практически не разлагается в ак­тивной зоне и не активируется. Недостатками большинства газовых теплоносителей являются их низкие теплопровод­ность, теплоемкость и плотность.

Выбор оптимального теплоносителя для котлов АЭС решается на основе технико-экономических сопоставлений при учете протекающих ядерно-физических, теплофизичес- ких и физико-химических процессов.

Реактор, схема которого показана на рис. 19.1, а, назы­вается канальным. Теплоносителем в нем является вода, циркулирующая в трубках (каналах), а замедлителем — графит. Реакторы корпусного типа приведены на рис. 19.1, б и в. На схеме рис. 19.1,6 показано применение газо­вого теплоносителя, который заполняет весь объем (кор­пус) реактора, омывая при движении твэлы и отводя от них теплоту. Замедлителем здесь также является графит. Другой тип корпусного реактора показан на рис. 19.1, в, в котором вода одновременно является теплоносителем и замедлителем. Во всех реакторах предусмотрена биоло­гическая защита от ионизирующих излучений.

В реакторах комбинированного назначения наряду с распадом 235 11 идет синтез нового ядерного топлива 239 Ри.

Возможность получения ядерного топлива в большем количестве, чем его было израсходовано, открывается при применении реакторов-размножителей. В отличие от реак­торов на медленных (тепловых) нейтронах, в которых нейтроны имеют энергию 0,025 эВ, в реакторах-размножи-

Рис. 16.2. Принципиальные технологические схемы одноконтурной и двухконтурной АЭС: а — одноконтурная; б — двухкоитурная; / — атомный реактор: 2 — парогемериру- ющне каналы; 3 — барабан сепаратор; 4 — циркуляционный насос; 5 — паропере- гревательиые каналы; 6 — турбина; 7 — электрогенератор; 8 — конденсатор; 9 — питательный иасос; 10— парогенератор: И— подпитка

телях нейтроны должны иметь энергию 0,1—0,4 МэВ. Такие реакторы называются реакторами на быстрых нейт­ронах.

Чтобы повысить вероятность протекания процесса, уве­личивают концентрацию ядер 235 0 в зоне реакции путем применения урана, обогащенного изотопом 235 11. Замедли­тель в реакторах на быстрых нейтронах не применяют. От­ражатель изготовляют из 238 1_1. В таких реакторах значи­тельно увеличивается тепловыделение, что требует приме­нения теплоносителя, способного отводить большие тепловые потоки.

Получение рабочего пара может быть осуществлено не­посредственно в реакторе или в специальном теплообмен- нике-парогенераторе за счет теплоты, переданной теплоно­сителем из ядерного реактора. В первом случае теплоноси­тель, охлаждающий элементы реактора, является одновременно и рабочим телом (рис. 19.2, а). Такая АЭС называется одноконтурной. Во втором случае теплота, воспринятая теплоносителем в реакторе, передается в теп­лообменнике рабочему телу (воде, пароводяной смеси, па­ру). Такая АЭС называется двухконтурной (рис. 19.2,6).

В современных одноконтурных АЭС теплоносителем и рабочим веществом является кипящая вода. Примером такой одноконтурной станции является второй блок Бело- ярской АЭС с канальным реактором и графитовым замед­лителем, общая принципиальная схема которой соответст­вует рис. 19.2, а. Образующаяся в испарительных каналах реактора пароводяная смесь направляется в барабан-сепаратор. Насыщенный пар проходит пароперегревательные каналы, перегревается (р = 8,8 МПа, /_п.п = 500°С) и на­правляется в турбину. Из конденсатора питательная вода (конденсат) с соответствующей подпиткой и вода из бара­бана-сепаратора вновь поступают в парогенерирующие элементы реактора. В рассматриваемой одноконтурной схеме реактор является генератором пара.

В двухконтурной АЭС (рис. 19.2,6), реализованной на Нововоронежской станции, теплоносителем, циркулирую­щим в первом контуре (корпусном реакторе) и теплообмен­нике-парогенераторе, является горячая некипящая вода. Одновременно вода является и замедлителем. На выходе из водо-водяного энергетического реактора (ВВЭР) давле­ние воды составляет 12—16 МПа при температуре около 300—320 °С. В парогенераторе теплоноситель, охлаждаясь до 269—289 отдает теплоту воде паросилового (второ­го) контура с получением насыщенного пара давлением около 4,5—6,5 МПа.

В отличие от одноконтурных АЭС, в которых все паро­турбинное оборудование является радиоактивным, в двух- контурных АЭС второй контур нерадиоактивен.

Применяются также трехконтурные АЭС. Примером трехконтурной АЭС с жидким металлическим теплоноси­телем (натрием) является Шевченковская АЭС с реакто­ром на быстрых нейтронах. Натрий, циркулирующий в реакторе (первый контур), имеет повышенную радиоак­тивность. Для повышения безопасности теплота от этого теплоносителя передается рабочему веществу в парогене­раторе (третий контур) через промежуточный теплоноси­тель, которым также является расплавленный натрий. В промежуточном (втором) контуре натрий уже нерадио­активен.

19.2. КОНСТРУКЦИИ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС

В настоящее время на отечественных двухконтурных АЭС с ВВЭР применяются парогенераторы горизонтально­го типа.

На рис. 19.3 показан парогенератор блока АЭС с реак­тором ВВЭР-440. Горизонтальный корпус парогенератора имеет внутренний диаметр 3210 мм, толщина стенки корпу­са— 130 мм, длина корпуса—11,5 м. В нижней части корпуса расположены поверхности нагрева, выполненные из нержавеющих У-образных змеевиков из труб диамет ром 16X1,4 мм. Змеевики развальцованы и приварены к входному и выходному коллекторам теплоносителя, распо­ложенным в центральной части корпуса. Поступающий из реактора в змеевики теплоноситель — вода имеет давление 12,3 МПа. Снаружи змеевиков находится рабочее тело

Рис. 16.3 Парогенератор блока АЭС с реактором ВВЭР-440:

1 — корпус; 2 — пучок труб тепло- передающей поверхности, 3 — шту­цера уровнемера; 4— жалюзийный сепаратор; 5 — коллектор сухого пара, 6 — воздушник, 7 — лаз; 8 — штуцер непрерывной продувки; 9 — раздающий коллектор питательной воды, 10 — штуцер периодической продувки, 11 — опорные стойки; 12 — верхняя часть опоры; 13 — входной раздающий коллектор те­плоносителя; 14 — трубка воздуш­ника коллектора; 15 — трубка от­вода утечек; 16 — крышка коллек­тора; 17 — крышка люка; 18 — па­трубок входа питательной воды; 19 — выходной собирающий кол­лектор теплоносителя

(пароводяная смесь). Питательная вода вводится в корпус парогенератора через трубку, расположенную выше уров­ня воды. Подогрев, испарение, сепарация и осушка пара осуществляются внутри корпуса. На выходе пар имеет дав­ление 4,6 МПа. Паропроизводительность такого парогене­ратора 451,8 т/ч. За реактором ВВЭР-440 установлено шесть парогенераторов общей паропроизводительностью 2711 т/ч сухого насыщенного пара, обеспечивающих полу­чение электрической мощности 440 МВт.

В настоящее время на АЭС работают также горизон­тальные парогенераторы в схеме с водо-водяными энерге­тическими реакторами ВВЭР-1000. Корпус такого пароге­нератора имеет внутренний диаметр 4000 мм, толщина стенки 145 мм. Конструкция трубного пучка, выполненного из труб 12X1.2 мм, аналогична трубному пучку парогене­ратора блока ВВЭР-440. Уменьшение диаметра труб зме­евика увеличило интенсивность теплообмена. Повышение давления воды в реакторе до 16 МПа позволило поднять давление пара до 6,48 МПа, что обеспечило повышение КПД АЭС с 27,6 до 33 %• Паропроизводительность паро­генератора 1469 т/ч. За реактором ВВЭР-1000 установлено четыре парогенератора суммарной паропроизводительно- стью 5876 т/ч сухого насыщенного пара, обеспечивающих получение электрической мощности 1000 МВт. Ведутся работы по созданию ВВЭР еще большей мощности, в част­ности с перегревом пара.

Горизонтальные парогенераторы имеют ряд существен­ных положительных особенностей. Они технологичны в из­готовлении, осушка пара осуществляется в них в простей­шем сепарационном устройстве и др. Однако создание таких парогенераторов большой единичной мощности огра­ничено возможностями транспортировки корпуса парогене­ратора по железной дороге. В связи с этим для мощных АЭС с ВВЭР разрабатываются также вертикальные паро­генераторы, лишенные ряда указанных недостатков.

Рис 16.4 Вертикальный паро­генератор для АЭС с ВВЭР с Ц образными трубными пуч­ками

1 — отвод пара к турбине 2 — под вод питательной воды 3 — уровень воды, 4 — непрерывная прод>вка, 5 —трубный пучок, 6 —периодиче­ская продувка 7 — входной кол­лектор теплоносителя, 8 — выход­ной коллектор теплоносителя

Рис 16.5 Вертикальный парогенератор АЭС с ВВЭР

1 — штуцер дренажа и периодической продувки, 2 — собирающая камера коллек тора теплоносителя, 3 — корпус, 4 — штуцер непрерывной продувки 5 — раздаю щий коллектор питательной воды, 6 — циклоны, 7 — люк лаз, 8—вертикальные жалюзийные сепараторы, 9—опорные птастины коллектора, 10— раздающая камера коллектора теплоносителя, II — пучок труб теплопередающей поверхно стн, 12— обечайка пучка труб, 13 — разделительная обечайка коллектора

горизонтальным для верти­кального парогенератора характерен повышенный унос влаги, что требует высокоэффективной сепарации пара. Разрабатываются и другие конструкции вертикальных па­рогенераторов для АЭС с ВВЭР.

Список литературы

3. Котлер В.Р., Беликов С.Е., Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы. – М.: Аква-Терм, 2008. – 212 с.

5. Котельные агрегаты большой мощности. Каталог-справочник
18-6-74, М., 1973.

6. Резников М.И., Липов Ю.М. Паровые котлы тепловых электростанций. – М.: Энергоиздат, 1981. – 240 с.

8. Лебедев И.К. Гидродинамика паровых котлов. – М.: Энергоиздат, 1987. – 238 с.

9. Безопасная эксплуатация паровых и водогрейных котлов /
Г.П. Гладышев, А.А. Дорожников, В.В. Лебедев, А.А. Тихомиров. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 240 с

10.Теплоэнергетика и теплотехника (книга 1): Общие вопросы, Справочник. Под ред. Чл.-корр. АН СССР В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

13.Бойко Е. А., Деринг И. С., Охорзина Т. И., Котельные установки и парогенераторы (Тепловой расчет парового котла), Учебное пособие. – Красноярск, 2005. – 97 с.

16.Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). – М.: Энергия, 1978. – 256 с.

17. Справочник по котельным установкам: Топливо. Топливоприготовление. Топки и топочные процессы /Под общ. Ред. М.И.Неуймина, Т.С.Добрякова. – М.: Машиностроение, 1993.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Источник

Принципиальная схема ТЭЦ

Поделиться «Принципиальная схема ТЭЦ»

Материалы статьи содержат чертеж принципиальной схемы тепловой электростанции с паровыми котлами и турбинами,схема включает ренеративную систему, система сетевой воды и технического водоснабжения.

принципиальная схема паротурбинной ТЭЦ

Условные обозначения

Котлоагрегаты

На ТЭЦ установлено 6 котлов, отличающиеся конструктивно, по производительности, температуре и давлению пара.

При растопке котлов пар отводится по растопочному паропроводу через растопочное РОУ (1 очереди РОУ 100/1,5 – используется на подогрев сетевой воды в ОБ-3,6; на 2 очереди РОУ 140/16/3,5 – используется на подогрев подпиточной воды в ПГВС-3 ТГ-3,4 и Д_ГВС).

Принципиально все котлы работают по следующей схеме: от питательного узла вода поступает в экономайзер котла (при этом на К-1,2 вода частично проходит через поверхностный пароохладитель; на К-1,2,3,4,5,6 вода предварительно проходит через конденсаторы впрыска) где вода нагревается дымовыми газами до температуры близкой к температуре насыщения в барабане котла, далее вода поступает в водяной объём чистого отсека барабана котла; из барабана котла вода идёт по опускным труба к нижним коллекторам откуда по экранным трубам (экранные трубы от нижних коллекторов поднимаются до барабана котла образуя топочную камеру) в которых за счёт тепла горящего факела происходит частичное парообразование; в барабане котла происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду; вода циркулирует далее по контуру водоопускные трубы – экраны – барабан, а пар идет в пароперегреватель котла (часть пара идет на конденсаторы впрыска где он конденструется); после пароперегревателя котла пар поступает в паросборную камеру и далее по трубопроводу в главный паропровод.

На котлах установлены несколько ступеней пароперегревателя. Для регулирования температуры перегретого пара в определённых точках схемы котла производится охлаждение пара для изменения его температуры (2 ступени пароохлаждения по тракту котла). На К-1,2 1 ступень пароохлаждения – поверхностный пароохладитель, через который проходит вода после питательного узла; на 2 ступень пароохлаждения идет собственный конденсат), полученный в конденсаторах впрыска, возможна подача питательной воды. На К-3 на обоих ступенях пароохлаждение производится за счёт впрыска собственный конденсат. На К-4,5,6 на 1 ступень пароохлаждения идёт питательная вода, на 2 ступень идёт собственный конденсат.

Турбины

Главные паропроводы ТЭЦ

Основное оборудование ТЭЦ подключено к главным паропроводам. На 1 и 2 очередях свой паропровод. Паропроводы 1 и 2 очереди отличаются параметрами пара. На 1 очереди параметры пара: давление 90 атм, температура 500°С. На 2 очереди параметры пара: давление 130 атм, температура 550 °С.

Паропроводы секционными задвижками разделяется на обособленные участки. Главные паропроводы 1 и 2 очередей связаны между собой посредством РОУ 140/100, в котором происходит понижение параметров пара 2 очереди до параметров пара 1 очереди. Это позволяет работу турбин 1 очереди от котлов 2 очереди. К главному паропроводу 1 очереди подключены РОУ 100/40 1,2,3), обеспечивающие снабжение паром ЛМЗ, а также РОУ 100/13 № 1,2 обеспечивающие паром собственные нужды станции. Схема ТЭЦ выполнена с поперечными связями.

Схема подготовки подпиточной воды ГВС

В целях увеличения тепловой мощности ТЭЦ и для использования тепла конденсаторов ТГ – 1,2 работающих по тепловому графику (с закрытыми диафрагмами, включёнными бойлерами) на подогрев воды, идущей на всас НСВ ГВС № 1,2,3.4 2 оч, используется следующая схема.

Циркуляционная вода поступает в конденсаторы ТГ – 1,2 подключенных последовательно, где происходит её нагрев до 10-15°С.далее из сливных водоводов левой и правой половин конденсатора ТГ – 2 вода через две задвижки Ду 500 мм (№ 708/III, 711/III) направляется в трубопровод Ду 700 мм (смонтированный вдоль машзала –на I оч. по ряду «Д», на II оч. по ряду «А») и через задвижку Ду 600 мм (№ 1342) попадает на всас НСВ ГВС – 1,2,3,4 и далее через встроенные пучки конденсаторов ТГ – 3,4, где происходит её дальнейший нагрев (максимально до 40°С) на механические фильтры ХЦ.

После осветления вода насосами (НОВ НВС-1,2,3,4), либо помимо них, подаётся через водоводяные теплообменники (холодная сторона), где она подогревается до температуры 50-60°С, к подогревателям горячего водоснабжения (ПГВС) ТГ-3,4. В ПГВС паром 7,6,5 отборов турбин осветленная вода нагревается до 90-95°С. После ПСГВ вода поступает в деаэраторы теплосети (Д_ГВС-1,2 ата № 7, 8, 11,12), где она нагревается до температуры насыщения (104°C), из неё удаляются коррозионноопасные газы (О₂, СО₂).

Из деаэраторов теплосети вода сливается (за счёт разности высот установки деаэраторов и баков-аккумуляторов, либо насосами перекачки в баки аккумуляторы – НПБА) через водоводяные темплообменники (горячая сторона) в баки-аккумуляторы ГВС. В водоводяных теплообменниках вода охлаждается (осветлённой водой, идущей из ХЦ) до температуры 70°С.

В летних условия, когда оборудование 1 очереди находится в резерве, всас НСВ ГВС взят непосредственно с напорного циркводовода.

Схема теплофикации ТЭЦ

Сетевая вода, возвращающаяся из города, поступает на обратный коллектор ТЭЦ. Насосами (ЗПН-1,2,3,4) обеспечивается подпитка теплосети (расход ГВС) через регуляторы подпитки (РД-1,2,3,4,5,6) из баков-аккумуляторов ГВС (БА ГВС № 1,2,3,4,5,6).

После смешения сетевая вода уходит тепловому потребителю.

Если включенное на данный момент оборудование не может обеспечить заданную температуру (заданную диспетчером теплосети), нецелесообразности включения другого оборудования для подогрева сетевой воды в ТО КТЦ, а также при аварийных режимах – включаются в работу пиковые водогрейные котлы (ПВК), которые производят догрев сетевой воды до температуры задания (температуру задаёт диспетчер теплосети – ДТС)

В летних условиях сетевые трубопроводы работают только на обеспечение нагрузки ГВС (по однотрубной схеме). При данной схеме работают насосы (ЛПН-1,2,3,4) – только в одну магистраль (прямую или обратную, по схеме заданной теплосетью). Циркуляции через тепловые потребители при этой схеме нет.

Схема обессоленной воды

Обессоленная вода из БЗК насосами (НБЗК-1,2,3,4) подаётся в деаэраторы обессоленной воды № 1 и 2 расположенные на 1 очереди. На всас НБЗК насосами (НБНТ-1,2 2 очереди) дополнительно подаётся вода из БНТ 2 очереди. Часть обессоленной воды подогревается в охладителе выпара деаэраторов теплосети (Д_ГВС-7,8,11,12 1,2 ата). В трубопровод обессоленной воды заведён поток от дренажных баков № 3,4 (дренажными насосами КО № 3,4). В зависимости от температуры в охладителе выпара данный поток подаётся либо до охладителя либо после его.

Далее вода через подогреватели обессоленной воды (ПОВ-4,5) и охладители выпара деаэраторов обессоленной воды подаётся в деаэраторы обессоленной воды. ПОВ – 4,5 предназначены для подогрева обессоленной воды паром IV отбора ТГ – 1,2 до температуры 85 – 95°С. Подогреватели подключены параллельно по обессоленной воде и пару, конденсат подогревателей обессоленной воды № 4 и 5 откачивается КН типа КС – 50 – 55 в деаэраторы 1,2 ата № 1,2 через регулятор уровня.

При выводе в ремонт БЗК или НБЗК обессоленная вода подаётся непосредственно от ХЦ на коллектор обессоленной воды 1 очереди и далее в конденсаторы ТГ-1,2,3,4. При выводе из работы оборудования 1 очереди (в летний период) обессоленная вода идёт в конденсаторы ТГ-3,4.

Потери обессоленной воды

Обессоленная вода в цикле работы станции используется в нескольких целях:

Схема водоснабжения ХЦ

Вода для ХЦ подаётся в основном от схемы ГВС – после встроенных пучков ТГ-3,4 (поэтому не рекомендуется поднимать температуру после встроенных пучков выше 30°С т.к. снижение температуры до 30°С связано с особенностями гидравлики трубопроводов).

Подача воды в ХЦ возможна также от насосов охлаждения подшипников и насосов сырой воды 0,4 кВ ТО (НСВ 0,4 кв) с подогревом в подогревателе сырой воды (ПСВ-2), либо за счёт подмеса осветленной воды с горячей стороны водоводяных теплообменников.

Отличия принципиальной схемы от развернутой, можно узнать посмотрев, как выглядит развернутая схема тепловой электростанции.

Источник