Поперечные и продольные шаги труб в конвективных поверхностях нагрева

Поверхность нагрева	Расположение труб	Шаг труб, мм
		Поперечный s1/d или s1	Продольный s2/d или s2
Ширма: в верху топки в газоходах	Коридорное -«-	s1550 s1=350400	s2/d = 1,1 1,25 s2/d = 1,11,25
Фестонированная часть пароперегревателя	Шахматное	s1>250	s2>150
Пароперегреватель в горизонтальном газоходе	Коридорное	s1/d=2,53,5	s2>150
Пароперегреватель и экономайзер в конвектив- ной шахте	- « -	s1/d=23 s1/d=33,5	s2 >150 s2–d30 s2–d20

Примечание: для пароперегревателей и экономайзеров в конвективной шахте при шахматном расположении труб в период сжигания топлив, не дающих плотных отложений (экибастузский, подмосковный, челябинский угли), допускается снижение s₁/d до 2,5 и s₂/d до 1,1; при трубах с d>50 мм допускается снижение s₁/d до 2,5; для выходных ступеней пароперегревателя газомазутных котлов при работе без присадок зазор s₂–d<35 мм.

Для пароперегревателей и экономайзеров в конвективной шахте при коридорном расположении труб снижение s₁/d допускается при зазорах в свету не меньше 35 мм.

Рис. 2.2. Плавниковые трубы и цельносварные топочные панели:

а, б, в, г – плавниковые трубы; д – газоплотная панель на плавниковых трубах; е, ж – газоплотные панели из круглых труб с проставками

Для пароперегревателей и экономайзеров в конвективной шахте при коридорном расположении труб снижение s₁/d допускается при зазорах в свету не меньше 35 мм.

Для пароперегревателей в горизонтальных газоходах при сжигании шлакующих топлив зазор s₁-d  60 мм.

Для всех видов топлива топку котла большой мощности выполняют призматической; в поперечном сечении - прямоугольной, а в случае угло­вого расположения горелочных устройств - квадратной формы.

При сжигании твердых топлив с твердым шлакоудалением (ТШУ) нижняя часть выполняется в виде воронки, при этом скаты передней и задней стены топки для удобства удаления шлака и золы располагают наклонно под углом 55 - 60°; в топках с жидким шлакоудалением (ЖШУ) для стока жидкого шлака к леткам располагают - под углом 10 - 12°. В газомазутных котлах под выполняется горизонтальным или с малым наклоном (10-12°) скатов к леткам.

Верхнюю часть топки с целью улучшения аэродинамики входа топочных газов во входное окно горизонтального газохода часто выполняют с пережимом со стороны задней стены, размер которого достигает 0,3 глубины топки. Верх топки может быть частично или полностью занят ширмовыми поверхностями нагрева.

Горелки устанав­ливают на стенах камеры горения. Потолок топки экранируется горизонтальными панелями потолочного пароперегревателя, каждая из которых представляет собой завершенный заводской блок. Подовые экраны топки прямоточных котлов выполняют в виде отдельных блоков с входными и выходными коллекторами. Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 55°С при средней температуре в котельной около 30° С.

2.1.3. Конденсаторы турбин. Как правило, поверхностные конденсаторы современных АЭС выполняются в виде параллелепипедов с внутренним оребрением стенок, размещаются подвально (под цилиндрами низкого давле­ния). Монтаж конденсаторов (набор и вальцовка трубок, сварка корпуса) осуществляется на строительной площадке. Например, каждый из двух конденсаторов турбины К-220-44 имеет длину трубок 9 м (общая длина конденсатора 14 м), полная площадь поверхности конденсации 12150 м² (15800 трубок, из которых 1400 принадлежат воздухоохладителю). Конденсатор имеет два хода охлаждающей воды, развитые проходы пара и паровоздушной смеси. Воздухоохладитель расположен в центральной части кипящей половины конденсатора (первого хода охлаждающей воды), откуда осуществляется отсос паровоздушной смеси [7].

На рис. 2.4 показаны различные варианты распределения по­токов пара при подвальном расположении конденсаторов.

Рис. 2.4. Схемы распределения потоков пара в поверхностных кон­денсаторах при их подвальном расположении:

а — нисходящий по­ток; б — восходящий поток; в — центральный поток; г — боковой поток

Основные характеристики конденсаторов серийных блоков АЭС приведены в табл. 2.2.

В связи с разработкой мощных турбоагрегатов с частотой вра­щения ротора 1500 об/мин для АЭС с водоохлаждаемыми реакто­рами прорабатываются варианты бокового расположения кон­денсаторов.

В принципе возможны различные варианты расположения конденсаторов относительно выходных патрубков цилиндра низкого давления (ЦНД) турбоагрегата в поперечной плоскости: подваль­ное, боковое, интегральное и комбинированное. В зависимости от расположения конденсаторов осуществляется разводка трубо­проводов охлаждающей воды. Необходимость большого расхода воды требует применения трубопроводов большого диаметра. Расход охлаждающей воды Gо на конденсаторы паротурбинных установок имеет следующие значения, м³/ч:

К-50-90; ПТ-50-90 . . . 8 000; ПТ-60-130; Т-50-130…. 8 000;

К-100-90; Т-100-130 … 16 000; ПТ-135-130 ..... . . 12 500;

К-160-130 ........ ... 21 000; К-200-130 ............ 25 000;

Т-250-240 .... 28 000; К-300-240… 36 000;

К-500-240 … 52 000; К-800-240….. 80 000

1000 КЦС-1….. 170 000.

При одинаковой мощности турбоагрегатов тепловая нагрузка и площадь поверхности конденсатора, приходящиеся на один выхлоп, увеличиваются пропорционально уменьшению срабатываемого теплоперепада (в турбинах на насыщенном паре в 1,8-2,0 раза по сравнению с турбинами на паре сверхкритических параметров).

Таблица 2.2

Характеристики конденсаторов различных блоков АЭС

Характеристика	Реакторная установка
	ВВЭР-440	ВВЭР-500	ВВЭР-1000	РБМК-1000 ВВЭР-1000
Тип турбины	К-220-44	К-500-60	К-500-65	К-500-65 К-1000-60/1500
Число турбин на блок	2	1	2	2
Тип конденсатора	К-12150	К-22550	К-12180	К-10120 К-33160
Число конденсаторов	2	2	4	4 3
на турбину
Расход пара на один	382,5	880,6	435,4	410,9 750 ?
конденсатор, т/ч
Площадь поверхнос­ти теплообмена, м2	12 150	22550	12 180	10 120 33160
Расчетная температура­ охлаждающей воды, °С	22	22	15	12 22
Число ходов воды	2	2	1 *	2 2
Среднее давление в конденсаторе кПа	5,2	6	4 **	4 4
* Последовательное включение конденсаторов. ** В первом по ходу воды конденсаторе — 3,4; во втором — 4,4.