Сетевая установка ГРЭС обычно состоит из двух подогревателей – основного и пикового рис. 9.2.1.
Рис.9.2.1. Схема сетевой подогревательной установки у конденсационной турбины на ГРЭС
ОСП и ПСП – основной и пиковый сетевые подогреватели, СН – сетевой насос, КНСП – конденсатный насос сетевых подогревателей, КО – конденсатоотводчик, ТП – тепловой потребитель.
Основной подогреватель питается паром с давлением 0,05 – 0,15 МПа, пиковый – 0,4 – 0,6 МПа. Основной подогреватель используется в течение всего отопительного периода, а пиковый – только в наиболее холодные дни.
На современных ТЭЦ применяется преимущественно многоступенчатый подогрев сетевой воды (рис. 9.2.2), обеспечивающий максимальную выработку электроэнергии на тепловом потреблении, высокую тепловую экономичность электростанции и улучшающий регулировочные возможности схемы.
Рис. 9.2.2. Принципиальная схема сетевой подогревательной установки на ТЭЦ с многоступенчатым подогревом сетевой воды.
КУ – котельная установка, Т – турбина, Г – генератор, ПВК – пиковый водогрейный котел, ТП – тепловой потребитель, СН1 и СН2 – сетевые насосы первого и второго подъемов, ВСП и НСП – верхний и нижний сетевые подогреватели, КНС – конденсатный насос сетевых подогревателей, ТПК – теплофикационный трубный пучок в конденсаторе турбины, ДПП – деаэратор подпиточной воды, ППН – подпиточный насос, ХВО – химическая водоочистка, – расход сетевой воды, – температура сетевой воды по тракту.
Подогрев сетевой воды может осуществляться в специальном теплофикационном пучке, встроенным в конденсатор турбины, в нижнем и верхнем сетевых подогревателях и в пиковом водогрейном котле (ПВК). Нижний и верхний подогреватели здесь питаются паром из двух соседних совместно регулируемых отборов турбины. Давление в нижнем отборе может поддерживаться постоянным в интервале от 0,05 до 0,2 МПа, а в верхнем – от 0,06 до 0,25 МПа в зависимости от температурного графика сетевой воды. При использовании для теплофикации указанных отборов пара регулятор давления в отборе подключается к верхнему отбору, и тогда давление в нижнем отборе будет изменяться в зависимости от пропуска пара через ступени, разделяющие эти два отбора. После подогревателей сетевая вода поступает непосредственно в подающую линию теплосети или при низких температурах наружного воздуха в пиковые водогрейные котлы.
Такая схема сетевой подогревательной установки применяется в турбоустановках Т-110-130, ПТ-60-130, ПТ-80-130, ПТ-140-130, Т-185-130, Т-250-240.
Максимальная температура сетевой воды определяется технико-экономическими расчетами. Расчетную температуру воды в подающей линии обычно принимают 150, а при небольших установках 130.
В более старых теплофикационных турбоустановках (ПТ-50-90, ПТ-25-90, Т-25-90 и др.) применялся двухступенчатый подогрев сетевой воды в основных и пиковых сетевых подогревателях.
Применение ПВК вместо пиковых сетевых подогревателей, питающихся паром от энергетических котлов через РОУ обеспечивает снижение капитальных затрат на сооружение ТЭЦ до 16% и эксплуатационных расходов 4%.
При увеличении тепловой нагрузки теплофикационных отборов растет расход пара в турбину и сокращается пропуск пара в ЦНД путем перекрытия окон в регулирующих диафрагмах.
При номинальном расходе пара на турбину и минимальном (вентиляционном) пропуске пара в ЦНД при полностью закрытых диафрагмах достигается номинальная тепловая нагрузка теплофикационных отборов.
Показателем загрузки отопительных отборов ТЭЦ является коэффициент теплофикации , представляющий собой отношение максимальной нагрузки отборов к полному максимальному потоку теплоты с ТЭЦ при расчетной температуре наружного воздуха, включающему в себя дополнительный поток теплоты от пиковой котельной .
.
Экономичность теплофикации в значительной степени зависит от правильного выбора значения коэффициента теплофикации, определяемого путем технико-экономических расчетов. Чем больше , тем больше комбинированная выработка электрической и тепловой энергии и тем меньше суммарный расход топлива на эту выработку в течение года. Однако при этом увеличивается стоимость оборудования ТЭЦ, так как энергетические котлы значительно дороже ПВК, а требующаяся производительность энергетических котлов в этом случае возрастает. Экономически оптимальное значение возрастает с ростом цены топлива и технического совершенства агрегатов. Для крупных городов оптимальное значение при использовании турбин Т-110-130 составляет 0,5 – 0,55, а при турбинах Т-250-240 – 0,6 – 0,65.