К.т.н. С.Д. Содномова, доцент кафедры «Теплогазоснабжение и вентиляция», Восточно-сибирский государственный технологический университет, г. Улан-Удэ, Республика Бурятия

В настоящее время баланс отпуска и потребления теплоты в системах паро- снабжения определяется по показаниям приборов учета на источнике теплоты и у потребителей. Разницу показаний этих приборов относят к фактическим потерям теплоты и учитывают при установлении тарифов на тепловую энергию в виде пара.

Раньше при работе паропровода близкой к проектной нагрузке эти потери составляли 1015%, и ни у кого при этом не возникало вопросов. В последнее десятилетие в связи со спадом промышленного производства произошло изменение графика работы и сокращение потребления пара. При этом дисбаланс между потреблением и отпуском теплоты резко увеличился и стал составлять 50-70% .

В этих условиях возникли проблемы, прежде всего от потребителей, которые считали необоснованным включать в тариф такие большие потери тепловой энергии. Какова структура этих потерь? Как осознанно решать вопросы повышения эффективности работы систем пароснабжения? Для решения этих вопросов необходимо выявить структуру дисбаланса, оценить нормативные и сверхнормативные потери тепловой энергии.

Для количественной оценки дисбаланса была усовершенствована программа гидравлического расчета паропровода перегретого пара, разработанная на кафедре для учебных целей. Понимая, что при снижении расходов пара у потребителей, скорости теплоносителя уменьшаются, и относительные потери теплоты при транспорте возрастают. Это приводит к тому, что перегретый пар переходит в насыщенное состояние с образованием конденсата. Поэтому была разработана подпрограмма, позволяющая: определять участок, на котором перегретый пар переходит в насыщенное состояние; определять длину, на которой пар начинает конденсироваться и далее производить гидравлический расчет паропровода насыщенного пара; определять количество образующегося конденсата и потери теплоты при транспорте. Для определения плотности, изобарной теплоемкости и скрытой теплоты парообразования по конечным параметрам пара (P, T) использованы упрощенные уравнения, полученные на

основе аппроксимации табличных данных, описывающих свойства воды и водяного пара в области давлений 0,002+4 МПа и температур насыщения до 660 О С .

Нормативные потери теплоты в окружающую среду определялись по формуле:

где q - удельные линейные тепловые потери паропровода; L - длина паропровода, м; β - коэффициент местных потерь теплоты.

Потери теплоты, связанные с утечками пара, определялись по методике :

где Gnn - нормируемые потери пара за рассматриваемый период (месяц, год), т; ί η - энтальпия пара при средних давлениях и температурах пара по магистрали на источнике теплоты и у потребителей, кДж/кг; ^ - энтальпия холодной воды, кДж/кг.

Нормируемые потери пара за рассматриваемый период:

где V™ - среднегодовой объем паровых сетей, м 3 ; р п - плотность пара при средних давлении и температуре по магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м 3 ; n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.

Метрологическую составляющую недоучета расхода пара определяли с учетом правил РД-50-213-80 . Если измерение расхода ведется в условиях, при которых параметры пара отличаются от параметров, принятых для расчета сужающих устройств, то для определения действительных расходов по показаниям прибора необходимо произвести пересчет по формуле:

где Q m . a . - массовый действительный расход пара, т/ч; Q m - массовый расход пара по показаниям прибора, т/ч; р А - действительная плотность пара, кг/м 3 ; ρ - расчетная плотность пара, кг/м 3 .

Для оценки потерь теплоты в системе паро- снабжения был рассмотрен паропровод ПОШ г. Улан-Удэ, который характеризуется следующими показателями:

■ суммарный расход пара за февраль - 34512 т/месяц;

■ среднечасовой расход пара - 51,36 т/ч;

■ средняя температура пара - 297 О С;

■ среднее давление пара - 8,8 кгс/см 2 ;

■ средняя температура наружного воздуха - -20,9 О С;

■ длина основной магистрали - 6001 м (из них диаметром 500 мм - 3289 м);

■ дисбаланс теплоты в паропроводе - 60,3%.

В результате гидравлического расчета были определены параметры пара в начале и в конце расчетного участка, скорости теплоносителя, выявлены участки, где происходит образование конденсата и связанные с ним потери теплоты. Остальные составляющие определялись по вышеприведенной методике. Результаты расчетов показывают, что при среднечасовом отпуске пара с ТЭЦ 51,35 т/ч потребителям доставлено 29,62 т/ч (57,67%), потери расхода пара составляют 21,74 т/ч (42,33%). Из них потери пара следующие:

■ с образовавшимся конденсатом - 11,78 т/ч (22,936%);

■ метрологические из-за того, что потребители не учитывают поправки к показаниям приборов - 7,405 т/ч (14,42%);

■ неучтенные потери пара - 2,555 т/ч (4,98%). Объяснить неучтенные потери пара можно

осреднением параметров при переходе со среднемесячного баланса на среднечасовой баланс, некоторыми приближениями при расчетах и, кроме того, у приборов имеется погрешность 2-5%.

Что касается баланса по тепловой энергии отпущенного пара, то результаты расчетов представлены в таблице. Откуда видно, что при дисбалансе в 60,3% нормативные потери теплоты составляют 51,785%, сверхнормативные, неучтенные расчетом тепловые потери, - 8,514%. Таким образом, определена структура тепловых потерь, разработана методика количественной оценки дисбаланса расходов пара и тепловой энергии.

Таблица. Результаты расчетов потерь тепловой энергии в паропроводе ПОШ г. Улан-Удэ.

Наименование величин	ГДж/ч	%
Общие показатели
Среднечасовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ	154,696	100
Полезный среднечасовой отпуск теплоты потребителям	61,415	39,7
Фактические потери теплоты в паропроводе ПОШ	93,28	60,3
Нормативные потери теплоты	70,897	45,83
Эксплуатационные технологические потери тепловой энергии, из них: Тепловые потери в окружающую среду Потери тепловой энергии с нормативными утечками пара Потери теплоты с конденсатом	43,98	28,43
Метрологические потери из-за недоучета теплоты без введения поправки	9,212	5,955
Итого
Нормативные потери тепловой энергии	80,109	51,785
Неучтенные расчетом сверхнормативные потери теплоты	13,171	8,514

Литература

1. Абрамов С.Р. Методика снижения тепловых потерь в паропроводах тепловых сетей / Материалы конференции «Тепловые сети. Современные решения», 17-19 мая 2005 г. НП «Российское теплоснабжение».

2. Содномова С.Д. К вопросу определения составляющих дисбаланса в системах пароснабжения / Материалы международной научно-практической конференции «Строительный комплекс России: Наука, образование, практика». - Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 2006 г.

3. Ривкин С.Л., АлександровА.А.Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия 1980 г. - 424 с.

4. Определение эксплуатационных технологических затрат (потерь) ресурсов, учитываемых при расчете услуг по передаче тепловой энергии и теплоносителя. Постановление ФЭК РФ от 14 мая 2003 г. № 37-3/1.

5. РД-50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд-во стандартов.1982 г.

Потеря пара и конденсата, их пополнение.

Потери пара наблюдаются в предохранителях пара, из различных не плотностей в потоках пара высокого давления. Эти потери называются внутренними. Кроме потерь пара наблюдаются так же потери конденсата, которые делятся на внутренние и внешние.

Внутренние потери – это возможные загрязнения конденсата пара, поступающего на подогрев мазута. Загрязнённый конденсат не возвращается в турбинное отделение.

Внешние потери конденсата наблюдаются на ТЭЦ, отпускающих пар потребителям. Количество возвращенного с предприятий конденсата меньше поступившего туда пара. Для восполнения потерь используется химически очищенная вода, которая для дополнительной очистки подаётся в испарители. Потери питательной воды наблюдаются в парогенераторе при продувке котлов, которая осуществляется для уменьшения содержания солей в котловой воде.

Испарители.

В испарители постоянно находится химически очищенная вода. Испаритель – это поверхностный теплообменник. Поступившая химически очищенная вода превращается в пар за счёт тепла пара, поступившего из отбора турбины. Пар из химически очищенной воды называется вторичным, который поступает в конденсатор испарителя. При испарении химически очищенной воды повышается концентрация солей, которая удаляется при помощи продувки. Для повышения Качества очистки воды можно использовать двухступенчатую схему, в этом случае вторичный пар поступает на следующую ступень испарителя.

Лекция № 10

КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТРОЙСТВА ПАРОВЫХ ТУРБИН

Второй закон термодинамики. Холодный источник.

Схема конденсационного устройства

Элементы конденсационного устройства.

1. собственно конденсатор

2. циркуляционная система;

3. воздухоудаляющие устройства (эжекторы);

деаэрирующее устройство

5. редукционно-охладительное устройство

6. пусковой эжектор

7. охладители паровоздушной смеси

8. конденсатосборник

9. система автоматики

Отработавший пар из турбины поступает в поверхностный конденсатор1. Конденсатор – поверхностный подогреватель, где конденсируется пар на холодной поверхности трубок, нагревая воду, прокачиваемую через трубный пучок циркуляционным насосом. Образовавшийся конденсат стекает с поверхности трубок в конденсатосборник 8 конденсатора, откуда конденсатным насосом 2 подается через охладители эжекторов 9 в охладители уплотнений и далее в ПНД и деаэратор.

Для поддержания минимально возможного давления в конденсаторе используются пароструйные эжекторы 3. Эжекторы отсасывают паровоздушную смесь, образующуюся в конденсаторе в результате присосов воздуха. Для повышения эффективности работы используется многоступенчатая (двухступенчатая) система сжатия паровоздушной смеси. Тепло конденсации пара, содержащегося в отсасываемой эжекторами паровоздушной смеси, используется в охладителях эжекторов для нагрева основного конденсата.

Иногда отсасываемая из конденсатора паровоздушная смесь предварительно охлаждается в предвключенном охладителе.

В конденсаторе устанавливается специальное деаэрирующее устройство 4 для удаления из конденсата кислорода.

Циркуляционная вода, используемая для конденсации пара в конденсаторе, охлаждается в специальных прудах охладителях или градирнях. Такая схема охлаждения циркуляционной воды называется оборотной.

Cтраница 2

Согласно действующей методике калькулирования, как уже указывалось выше, суммы за невозврат конденсата исключаются из себестоимости энергии на ТЭЦ, что приводит к искусственному занижению уровня себестоимости энергии.  

В количество воды, передаваемой другим предприятиям, включают воду и пар (невозврат конденсата, подпитка теплосети и др.), а также стоки, направленные на очистные сооружения других предприятий.  

Однако следует изменить действующий порядок исключения из себестоимости энергии сумм, получаемых от потребителей за невозврат конденсата, так как это приводит к необоснованному занижению себестоимости энергии. Более подробно этот вопрос освещен ниже в гл.  

Основными такими потерями могут являться: а) расход пара на собственные нужды (при невозврате конденсата этого пара); Ь) утечки пара и конденсата через неплотности трубопроводов; с) потери конденсата дренажей паропроводов при их нормальной работе и при прогреве вновь включаемых участков; d) потери пара от продувки перегревателей при растопке котельных агрегатов; е) потери продувочной воды котлоз.  

В зависимости от того, какие потребители подключены к ТЭЦ и каковы их относительные потребности в паре, невозврат конденсата производственных потребителей на разных ТЭЦ различен. Он колеб-ляется от 40 до 100 %, если рассчитывать по отношению к количеству отпущенного пара, и от 10 до 40 %, если рассчитывать по отношению к количеству пара, поступающего в турбину. Для ТЭЦ невозврат конденсата от внешних потребителей пара является внешними потерями. Они, так же как и внутристанционные потери, должны восполняться добавочной водой. Общий добавок в основной цикл ТЭЦ определяется суммой внешних и внутристанционных потерь.  

Для неэкранированных котлов сравнительно небольшой производительности (с давлением не выше 15 am и паронапряжением до 30 кг / м2 час) и с большим невозвратом конденсата более простым является применение упрощенных методов - внутрикотловой и термической обработки воды и частичное катионирование.  

Баланс воды включает централизованное производство, потребление в технологических подсистемах, в том числе питание парогене-рирующих теплоутилизационных установок, производство и потребление в энергетических подсистемах, потери с отпуском пара внешним потребителям при невозврате конденсата. Баланс охлаждающей воды отражает функционирование прямоточных и оборотных систем водоснабжения.  

Тарифы на теплоту установлены в предположении 100 % - ного возврата конденсата. Невозврат конденсата потребители оплачивают по себестоимости химически очищенной или обессоленной воды, средней по энергосистеме, увеличенной не более чем на 20 % для обеспечения нормативного уровня рентабельности. Размер оплаты потребителю за возвращенный конденсат определяют по топливной слагаемой себестоимости 4 186 ГДж (1 0 Гкал) теплоты у энергоснабжающей организации.  

Однотрубная паровая система теплоснабжения с центральной струйной компрессией и с возвратом конденсата.

ТЭЦ очень дорого, и поэтому мощность этих установок, как правило, ограничена. Невозврат конденсата вызывает необходимость увеличения мощности во-доподготовительных установок и дополнительного расхода химических реагентов, а также приводит к дополнительным тепловым потерям.  

Очень большие потери тепла возникают вследствие неисправности конденсационных горшков и вследствие неплотностей фланцевых соединений запорных органов и предохранительных клапанов и от потери горячего конденсата. Невозврат конденсата ухудшает качество питательной воды, что способствует загрязнению поверхности нагрева и ухудшению теплопередачи.  

На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) потери конденсата складываются из внутристанционных и потерь у потребителей. Обычно невозврат конденсата от потребителей значительно больше внутристанционных потерь, и необходимая добавка воды может доходить до 30 - 40 % и более от выработки пара. У некоторых же потребителей может произойти и загрязнение конденсата, в результате чего он становится непригодным для питания паровых котлов. В этом случае на ТЭЦ с котлами высокого давления или прямоточными целесообразна установка паропреобразователей. Первичным паром для паропреобразователей является пар от одного из отборов турбины.  

На тепловых электростанциях, вырабатывающих не только электрическую энергию, но и отпускающих тепло в виде пара и горячей воды (ТЭЦ), устанавливаются турбины, работающие с отбором частично отработанного пара из промежуточных ступеней. За счет невозврата конденсата, отпущенного тепловому потребителю пара, потери из цикла значительно возрастают и могут достичь 40 - 60 % от паропроизводительности котлов.  

Невозврат конденсата, кроме прямой потери тепла, вызывает необходимость дополнительной подачи химически очищенной воды для питания паровых котлов, что обычно ведет к росту продувки, а следовательно, к дополнительным потерям тепла. Кроме того, невозврат конденсата источникам пароснабжения требует увеличивать их производительность и в некоторых случаях усложнять схемы химводоочисток и внутрикотловые се-парационные устройства, что связано с ростом капитальных затрат, а зачастую и эксплуатационных расходов.  

Жизнь современного человека на Земле немыслима без использования энергии
как электрической, так и тепловой. Большую часть этой энергии во всем
мире до сих пор производят тепловые электростанции: На их долю
приходится около 75 % вырабатываемой электроэнергии на Земле и около 80 %
производимой электроэнергии в России. А потому, вопрос снижения
энергозатрат на выработку тепловой и электрической энергии далеко не
праздный.

Виды и принципиальные схемы тепловых электрических станций

Основным назначением электрических станций является выработка
электроэнергии для освещения, снабжения ею промышленного и
сельскохозяйственного производства, транспорта, коммунального хозяйства и
бытовых нужд. Другим назначением электрических станций (тепловых)
является снабжение жилых домов, учреждений и предприятий теплом для
отопления зимой и горячей водой для коммунальных и бытовых целей или
паром для производства.

Тепловые электрические станции (ТЭС) для комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии (для теплофикации) называются
теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), а ТЭС, предназначенные только для
производства электроэнергии, называются конденсационными
электростанциями (КЭС) (рис. 1.1). КЭС оборудуются паровыми турбинами,
отработавший пар которых поступает в конденсаторы, где поддерживается
глубокий вакуум для лучшего использования энергии пара при выработке
электроэнергии (цикл Ренкина). Пар из отборов таких турбин используется
только для регенеративного подогрева конденсата отработавшего пара и
питательной воды котлов.

Рисунок 1. Принципиальная схема КЭС:

1 — котел (парогенератор);
2 — топливо;
3 — паровая турбина;
4 — электрический генератор;

6 — конденсатный насос;

8 — питательный насос парового котла

ТЭЦ оборудуются паровыми турбинами с отбором пара для снабжения
промышленных предприятий (рис. 1.2, а) или для подогрева сетевой воды,
поступающей к потребителям для отопления и коммунально-бытовых нужд
(рис. 1.2, б).

Рисунок 2. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

а- промышленная ТЭЦ;
б- отопительная ТЭЦ;

1 — котел (парогенератор);
2 — топливо;
3 — паровая турбина;
4 — электрический генератор;
5 — конденсатор отработавшего пара турбины;
6 — конденсатный насос;
7— регенеративный подогреватель;
8 — питательный насос парового котла;
7-сборный бак конденсата;
9- потребитель теплоты;
10- подогреватель сетевой воды;
11-сетевой насос;
12-конденсатный насос сетевого подогревателя.

Приблизительно с 50-х годов прошлого столетия на ТЭС для привода
электрических генераторов начали применяться газовые турбины. При этом в
основном получили распространение газовые турбины со сжиганием топлива
при постоянном давлении с последующим расширением продуктов сгорания в
проточной части турбины (цикл Брайтона). Такие установки называются
газотурбинными (ГТУ). Они могут работать только на природном газе или на
жидком качественном топливе (соляровом масле). Эти энергетические
установки требуют наличия воздушного компрессора, потребляемая мощность
которого достаточно велика.

Принципиальная схема ГТУ изображена на рис. 1.3. Благодаря большой
маневренности (быстрый пуск в работу и загрузка) ГТУ получили применение
в энергетике в качестве пиковых установок для покрытия внезапного
дефицита мощности в энергосистеме.

Рисунок 3. Принципиальная схема парогазовой установки

1-компрессор;
2-камера сгорания;
3-топливо;
4-газовая турбина;
5-электрический генератор;
6-паровая турбина;
7-котел-утилизатор;
8- конденсатор паровой турбины;
9-конденсатный насос;
10-регенеративный подогреватель в паровом цикле;
11-питательный насос котла-утилизатора;
12-дымовая труба.

Проблемы ТЭЦ

Наряду с известными всем проблемами высокой степени износа оборудования
и повсеместного применения недостаточно эффективных газовых
паротурбинных блоков в последнее время российские ТЭЦ сталкиваются с
еще одной, относительно новой угрозой снижения эффективности. Как ни
странно, связана она с растущей активностью потребителей тепла в области
энергосбережения.

Сегодня многие потребители тепла приступают к внедрению мероприятий по
экономии тепловой энергии. Эти действия в первую очередь наносят ущерб
работе ТЭЦ, так как приводят к снижению тепловой нагрузки на станцию.
Экономичный режим работы ТЭЦ - тепловой, с минимальной подачей пара в
конденсатор. При снижении потребления отборного пара ТЭЦ вынуждена для
выполнения задания по выработке электрической энергии увеличивать подачу
пара в конденсатор, что ведет за собой увеличение себестоимости
вырабатываемой электроэнергии. Такая неравномерная работа приводит к
увеличению удельных расходов топлива.

Кроме того, в случае полной загрузки по выработке электрической энергии
и низкого потребления отборного пара ТЭЦ вынуждена производить сброс
избытка пара в атмосферу, что также увеличивает себестоимость
электроэнергии и тепловой энергии. Использование представленных ниже
энергосберегающих технологий приведет к снижению расходов на собственные
нужды, что способствует увеличению рентабельности ТЭЦ и увеличению
контролирования расходов тепловой энергии на собственные нужды.

Пути повышения эффективности выработки энергии

Рассмотрим основные участки ТЭЦ: типичные ошибки их организации и
эксплуатации и возможности снижения энергозатрат на выработку тепловой
и электрической энергии.

Мазутное хозяйство ТЭЦ

Мазутное хозяйство включает: оборудование по приемке и разгрузке вагонов
с мазутом, склад запаса мазута, мазутнасосную с подогревателями мазута,
пароспутники, паровые и водяные калориферы.

Объем потребления пара и теплофикационной воды для поддержания работы
мазутного хозяйства значителен. На газомазутных ТЭС (при использовании
пара на разогрев мазута без возврата конденсата) производительность
обессоливающей установки увеличивается на 0,15 т на 1 т сжигаемого
мазута.

Потери пара и конденсата на мазутном хозяйстве можно разделить на две
категории: возвратные и невозвратные. К невозвратным можно отнести пар,
используемый для разгрузки вагонов при нагреве смешиванием потоков, пар
на продувку паропроводов и пропарку мазутопроводов. Весь объем пара
используемый в пароспутниках, подогревателях мазута, в подогревателях
насосов в мазутных баках должен возвращаться в цикл ТЭЦ в виде
конденсата.

Типичной ошибкой организации мазутного хозяйства ТЭЦ является отсутствие
конденсатотводчиков на пароспутниках. Различия пароспутников по длине и
режиму работы приводят к различному съему тепла и образованию на выходе
с пароспутников пароконденсатной смеси. Наличие же в паре конденсата
может привести к возникновению гидроударов и, как следствие, выходу из
строя трубопроводов и оборудования. Отсутствие управляемого отвода
конденсата от теплообменников, также приводит к пропуску пара в
конденсатную линию. При сливе конденсата в бак «замазученного»
конденсата происходят потери пара, находящегося в конденсатной линии, в
атмосферу. Такие потери могут составлять до 50% расхода пара на мазутное
хозяйство.

Обвязка пароспутников конденсатоотводчиками, установка на
теплообменниках системы регулирования температуры мазута на выходе
обеспечивает увеличение доли возвращаемого конденсата и снижение расхода
пара на мазутное хозяйство до 30%.

Из личной практики могу привести пример, когда приведение системы
регулирования нагрева мазута в мазутных подогревателях в работоспособное
состояние позволило снизить расход пара на мазутную насосную станцию на
20%.

Для снижения расхода пара и величины потребления мазутным хозяйством
электроэнергии возможен перевод на рециркуляцию мазута обратно в
мазутный бак. По этой схеме можно производить перекачку мазута из бака в
бак и разогрев мазута в мазутных баках без включения дополнительного
оборудования, что приводит к экономии тепловой и электрической энергии.

Котельное оборудование

К котельному оборудованию относятся энергетические котлы, воздушные
калориферы, подогреватели воздуха, различные трубопроводы, расширители
дренажей, дренажные баки.

Заметные потери на ТЭЦ связаны с непрерывной продувкой барабанов котлов.
Для уменьшения этих потерь на линиях продувочной воды устанавливают
расширители продувки. Применение находят схемы с одной и двумя ступенями
расширения.

В схеме продувки котла с одним расширителем пар из последнего
направляется обычно в деаэратор основного конденсата турбины. Туда же
поступает пар из первого расширителя при двухступенчатой схеме. Пар из
второго расширителя направляется обычно в атмосферный или вакуумный
деаэратор подпиточной воды тепловой сети или в станционный коллектор
(0,12—0,25 МПа). Дренаж расширителя продувки подводится в охладитель
продувки, где охлаждается водой, направляемой в химический цех (для
подготовки добавочной и подпиточной воды), и затем сбрасывается. Таким
образом, расширители продувки уменьшают потери продувочной воды и
увеличивают тепловую экономичность установки за счет того, что большая
часть содержащейся в воде теплоты при этом полезно используется. При
установке регулятора непрерывной продувки по максимальному
солесодержанию увеличивается КПД котла, снижается объём потребляемой на
подпитку химочищенной воды, тем самым достигается дополнительный эффект
за счёт экономии реагентов и фильтрующих.

С повышением температуры уходящих газов на 12-15 ⁰С потери тепла
увеличиваются на 1%. Использование системы регулирования калориферов
воздуха котлоагрегатов по температуре воздуха приводит к исключению
гидроударов в конденсатопроводе, снижению температуры воздуха на входе в
регенеративный воздухоподогреватель, снижению температуры уходящих
газов.

Согласно уравнению теплового баланса:

Q p =Q 1 +Q 2 +Q 3 +Q 4 +Q 5

Q p - располагаемое тепло на 1 м3 газообразного топлива;
Q 1 - тепло используемое на генерацию пара;
Q 2 - потеря тепла с уходящими газами;
Q 3 - потери с химическим недожогом;
Q 4 - потери от механического недожога;
Q 5 - потери от наружного охлаждения;
Q 6 - потери с физическим теплом шлаков.

При снижении величины Q 2 и увеличении Q 1 КПД котлоагрегата повышается:
КПД= Q 1 /Q р

На ТЭЦ с параллельными связями, возникают ситуации, когда необходимо
отключения секций паропроводов с открытием дренажей в тупиковых
участках. Для визуализации отсутствия законденсачивания паропровода
приоткрывают ревизки, что ведет к потерям пара. В случае установки
конденсатотводчиков на тупиковых участках паропроводов, конденсат,
образующийся в паропроводах, организованно отводится в дренажные баки
или расширители дренажей, что приводит к возможности срабатывания
сэкономленного пара на турбинной установке с выработкой электрической
энергии.

Так при сбросе трансфера 140 ати через одну ревизку, и при условии, что
через дренаж поступает пароконденсатная смесь, величину пролета и
потери, связанные с этим, специалисты Spirax Sarco рассчитывают,
используя методику, основанную на уравнении Напьера, или истечении среды
через отверстие с острыми кромками.

При работе с открытой ревизкой неделю, потери пара будут составлять 938
кг/ч*24ч*7= 157,6 тонны, потери газа составят около 15 тыс. нм³, или
недовыработка электроэнергии в районе 30 МВт.

Турбинное оборудование

К турбинному оборудованию относятся паровые турбины, подогреватели
высокого давления, подогреватели низкого давления, подогреватели
сетевые, бойлерные, деаэраторы, насосное оборудование, расширители
дренажей, баки низких точек.

приведет к снижению количества нарушений графиков работы теплосети, и
сбою в работе системы приготовления химочищенной (химобессоленой) воды.
Нарушение графика работы теплосети приводит при перегреве к потерям
тепла и при недогреве к упущению выгоды (продажа меньшего объема тепла,
чем возможно). Отклонение температуры сырой воды на хим.цех, приводит:
при снижении температуры - ухудшении работы осветлителей, при увеличении
температуры - к увеличению потерь фильтрующих. Для снижения расхода
пара на подогреватели сырой воды используют воду со сброса с
конденсатора, благодаря чему тепло теряемое с циркуляционной водой в
атмосферу используется в воде поставляемой в хим.цех.

Система расширителей дренажей может быть одно- и двухступенчатая.
При одноступенчатой системе пар с расширителя дренажей поступает в
коллектор пара собственных нужд, и используется в деаэраторах и
различных подогревателях конденсат обычно сбрасывается в дренажный бак
или бак низких точек. При наличии на ТЭЦ пара собственных нужд двух
разных давлений, используют двухступенчатую систему расширителей
дренажей. При отсутствии регуляторов уровня в расширителях дренажей
происходит проскок пара с конденсатом из расширителей дренажей высокого
давления в расширитель низкого давления и далее через дренажный бак в
атмосферу. Установка расширителей дренажей с регулированием уровня может
привести к экономии пара и снижению потерь конденсата до 40% от объема
пароконденсатной смеси дренажей паропроводов.

При пусковых операциях на турбинах необходимо открытие дренажей и
отборов турбины. В процессе работы турбины дренажи закрываются. Однако
полное закрытие всех дренажей нецелесообразно, поскольку в связи с
наличием в турбине ступеней, где пар находится при температуре кипения, а
следовательно, может конденсироваться. При постоянно открытых дренажах
пар через расширитель сбрасывается в конденсатор, что влияет на давление
в нем. А при изменении давления в конденсаторе на ±0,01 ат при
постоянном расходе пара изменение мощности турбины составляет ±2%.
Ручное регулирование дренажной системы также повышает вероятность
ошибок.

Приведу случай из личной практики, подтверждающий необходимость обвязки
дренажной системы турбины конденсатоотводчиками: после устранения
дефекта, приведшего к остановке турбины, на ТЭЦ приступили к ее
запуску. Зная, что турбина горячая, оперативный персонал, забыл открыть
дренажи, и при включении отбора произошел гидроудар с разрушением части
паропровода отбора турбины. В результате потребовался аварийный ремонт
турбины. В случае обвязки дренажной системы конденсатоотводчиками,
подобной проблемы можно было бы избежать.

При работе ТЭЦ иногда возникают проблемы с нарушением
воднохимического режима работы котлов из-за повышения содержания
кислорода в питательной воде. Одной из причин нарушения воднохимического
режима является снижение давления в деаэраторах из-за отсутствия
автоматической системы поддержания давления. Нарушение воднохимического
режима приводит к износу трубопроводов, увеличению коррозии поверхностей
нагрева, и как следствие дополнительные затраты на ремонт оборудования.

Также на многих станциях на основном оборудовании установлены узлы
учета на основе диафрагм. Диафрагмы имеют нормальный динамический
диапазон измерения 1:4, с чем связана проблема по определению нагрузок
при пусковых операциях и минимальных нагрузках. Неправильная работа
расходомеров приводит к отсутствию контроля над правильностью и
экономичностью работы оборудования. На сегодняшний день ООО «Спиракс
Сарко Инжиниринг» готова представить несколько видов расходомеров с
диапазоном измерения до 100:1.

В заключение, подведем итог вышесказанному и еще раз перечислим основные мероприятия для снижения энергозатрат ТЭЦ:

• Обвязка пароспутников конденсатоотводчиками
• Установка на теплообменниках системы регулирования температуры мазута на выходе
• Перевод рециркуляции мазута обратно в мазутный бак
• Обвязка системой регулирования подогревателей сетевой и сырой воды
• Установка расширителей дренажей с регулированием уровня
• Обвязка дренажной системы турбины конденсатоотводчиками
• Установка узлов учета

Больше интересной информации Вы всегда сможете найти на нашем сайте в разделе

В.Л. Гудзюк, ведущий специалист;
к.т.н. П.А. Шомов, директор;
П.А. Перов, инженер-теплотехник,
ООО НТЦ «Промышленная энергетика», г. Иваново

Расчеты и имеющийся опыт показывают, что даже несложные и относительно дешевые технические мероприятия по совершенствованию теплоиспользования на промышленных предприятиях приводят к существенному экономическому эффекту.

Обследования паро-конденсатных систем многих предприятий показали, что нередко на паропроводах отсутствуют и дренажные карманы для сбора конденсата, и конденсатоотводчики. По этой причине часто имеют место повышенные потери пара. Моделирование истечения пара на основе программного продукта позволило определить, что потери пара через дренажи паропровода могут возрастать до 30%, если через дренаж проходит паро-конденсатная смесь, по сравнению с отводом только конденсата.

Данные измерений на паропроводах одного из предприятий (таблица), дренажи которых не имеют ни карманов для сбора конденсата, ни конденсатоотводчиков, и частично открыты в течение всего года, показали, что потери тепловой энергии и средств могут быть достаточно большими. Из таблицы видно, что потери при дренаже паропровода Ду 400 могут быть даже меньше, чем из паропровода Ду 150.

Таблица. Результаты измерений на паропроводах обследованного промышленного предприятия, дренажи которых не имеют карманов для сбора конденсата и конденсатоотводчиков.

Уделив некоторое внимание работе по сокращению этого вида потерь при низких затратах, можно получить существенный результат, поэтому была проверена возможность использования устройства, общий вид которого представлен на рис. 1. Оно устанавливается на существующем дренажном патрубке паропровода. Это может быть выполнено на работающем паропроводе без его отключения.

Рис. 1. Устройство для дренажа паропровода.

Следует отметить, что для паропровода подходит далеко не любой конденсатоотводчик, а стоимость оборудования конденсатоотводчиком одного спускника составляет от 50 до 70 тыс. руб. Дренажей, как правило, много. Они располагаются на расстоянии друг от друга в 30-50 м, перед подъемами, регулирующими клапанами, коллекторами и т.п. Конденсатоотводчик требует квалифицированного обслуживания, особенно в зимний период. В отличие от теплообменного аппарата, количество отводимого и, тем более, используемого конденсата, по отношению к расходу пара по паропроводу, - незначительно. Чаще всего, пароконденсатная смесь из паропровода через дренаж сбрасывается в атмосферу. Количество ее регулируется запорным вентилем «на глаз». Поэтому, сокращение потерь пара из паропровода вместе с конденсатом может дать неплохой экономический эффект, если это не будет связано с большими затратами средств и труда. Такая ситуация имеет место на многих предприятиях, и является скорее правилом, чем исключением.

Данное обстоятельство побудило нас проверить возможность снижения потерь пара из паропровода, при отсутствии, по какой-то причине, возможности оборудовать дренажи паропровода конденсатоотводчиками по типовой проектной схеме. Задача состояла в том, чтобы с минимальными затратами времени и средств организовать вывод из паропровода конденсата при минимальной потере пара.

В качестве наиболее легко реализуемого и недорогого способа решения этой задачи была рассмотрена возможность использования подпорной шайбы. Диаметр отверстия в подпорной шайбе можно определить по номограмме или расчетом. Принцип действия основан на различных условиях истечения конденсата и пара через отверстие. Пропускная способность подпорной шайбы по конденсату в 30-40 раз больше, чем по пару. Это позволяет непрерывно сбрасывать конденсат при минимальном количестве пролетного пара.

Для начала надо было убедиться том, что можно сократить количество пара, выводимого через дренаж паропровода вместе с конденсатом при отсутствии кармана отстойника и гидрозатвора, т.е. в условиях, к сожалению, часто встречающихся на предприятиях с паропроводами низкого давления.

Показанное на рис. 1 устройство имеет входное и два одинаковых по размеру выходных шайбированных отверстия. На фотографии видно, что через отверстие с горизонтальным направлением струи выходит паро-конденсатная смесь. Это отверстие может быть перекрыто краном и используется периодически при необходимости продувки устройства. Если кран перед этим отверстием закрыт, из паропровода через второе отверстие выходит конденсат с вертикальным направлением струи - это рабочий режим. На рис. 1 видно, что при открытом кране и выходе через боковое отверстие конденсат распыляется паром, а на выходе через нижнее отверстие - пара практически нет.

Рис. 2. Рабочий режим устройства для дренажа паропровода.

На рис. 2 представлен рабочий режим устройства. На выходе - в основном поток конденсата. Это наглядно показывает, что имеется возможность снижения расхода пара через подпорную шайбу без гидрозатвора, необходимость в котором является основной причиной, ограничивающей ее применение для дренажа паропровода, особенно в зимнее время. В этом устройстве выходу пара из паропровода вместе с конденсатом препятствует не только дроссельная шайба, но и специальный фильтр, ограничивающий выход пара из паропровода.

Проверена эффективность нескольких конструктивных вариантов такого устройства для вывода из паропровода конденсата с минимальным содержанием пара. Они могут быть изготовлены как из покупных комплектующих, так и в механической мастерской котельной с учетом условий эксплуатации конкретного паропровода. Может быть также использован с небольшой переделкой имеющийся на рынке фильтр для воды, который способен работать при температуре пара в паропроводе.

Стоимость изготовления или приобретения комплектующих для одного спускника не более нескольких тысяч рублей. Реализация мероприятия может быть выполнена за счет эксплуатационных расходов, и как минимум, в 10 раз дешевле использования конденсатооотводчика, особенно в тех случаях, когда нет возврата конденсата в котельную.

Величина экономического эффекта зависит от технического состояния, режима работы и условий эксплуатации конкретного паропровода. Чем длиннее паропровод и больше число дренажных спускников, и при этом дренаж производится в атмосферу, тем больше экономический эффект. Поэтому, в каждом конкретном случае требуется предварительная проработка вопроса о целесообразности практического использования рассматриваемого решения. Отрицательного эффекта по отношению к дренажу паропровода с выбросом паро-конденсатной смеси в атмосферу через вентиль, как это часто имеет место, не просматривается. Считаем, что для дальнейшего изучения и накопления опыта целесообразно продолжить работу на действующих паропроводах низкого давления.

Литература

1. Елин Н.Н., Шомов П.А., Перов П.А., Голыбин М.А. Моделирование и оптимизация трубопроводных сетей паропроводов промышленных предприятий // Вестник ИГЭУ. 2015. T. 200, № 2. С. 63-66.

2. Бакластов А.М., Бродянский В.М., Голубев Б.П., Григорьев В.А., Зорина В.М. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1983. С.132. Рис. 2.26.