1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

Топливное хозяйство;
подготовка топлива;
промежуточный пароперегреватель;
часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
электрический генератор;
трансформатор собственных нужд;
трансформатор связи;
главное распределительное устройство;
конденсатный насос;
циркуляционный насос;
источник водоснабжения (например, река);
(ПНД);
водоподготовительная установка (ВПУ);
потребитель тепловой энергии;
насос обратного конденсата;
деаэратор;
питательный насос;
(ПВД);
шлакозолоудаление;
золоотвал;
дымосос (ДС);
дымовая труба;
дутьевой вентилятов (ДВ);
золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

топливное хозяйство и система подготовки топлива;
котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
установка водоподготовки и конденсатоочистки;
система технического водоснабжения;
система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

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.

Потери в системах конденсации пара

Пролетный пар

, вызываемый отсутствием или отказом конденсатоотводчика (к.о.). Самым существенным источником потерь является пролетный пар. Классическим примером неверно понимаемой системы является преднамеренный отказ от установки к.о. в так называемых закрытых системах, когда пар всегда где-то конденсируется и возвращается в котельную.

В этих случаях отсутствие видимых утечек пара создает иллюзию полной утилизации скрытой теплоты в паре. Фактически же скрытая теплота в паре, как правило, не выделяется вся на теплообменных агрегатах, а ее значительная часть расходуется на нагрев конденсатопровода или выбрасывается в атмосферу вместе с паром вторичного вскипания. Конденсатоотводчик позволяет полностью утилизировать скрытую теплоту в паре при данном давлении. В среднем потери от пролетного пара составляют 20-30%.

Б. Утечки пара , вызываемые периодической продувкой систем пароиспользования (СПИ), при нерегулируемом отводе конденсата, неправильно выбранном к.о. или его отсутствии.

Данные потери особенно велики при пуске и прогреве СПИ. «Экономия» на к.о. и их установка с недостаточной пропускной способностью, необходимой для автоматического отвода повышенного объема конденсата, приводят к необходимости открытия байпасов или сбросу конденсата в дренаж. Время прогрева систем увеличивается в несколько раз, потери очевидны. Поэтому к.о. должен иметь достаточный запас по пропускной способности, чтобы обеспечить отвод конденсата при пусковых и переходных режимах. В зависимости от типов теплообменного оборудования запас по пропускной способности может составлять от 2-х до 5.

Чтобы избежать гидроударов и непроизводительных ручных продувок, следует обеспечивать автоматический дренаж конденсата при остановах СПИ или при колебаниях нагрузок с помощью установки к.о. с разными диапазонами рабочих давлений, промежуточных станций сбора и перекачки конденсата или принудительной автоматической продувки теплообменных агрегатов. Конкретная реализация зависит от фактических технико-экономических условий. В частности, следует иметь в виду, что к.о. с перевернутым стаканом при перепаде давления, превышающим его рабочий диапазон, закрывается. Поэтому схема автоматического дренажа теплообменника при падении давления пара, приведенная ниже, является просто реализуемой, надежной и эффективной.

Следует иметь в виду, что потери пара через нерегулируемые отверстия непрерывны, и любые средства имитации к.о. нерегулируемыми устройствами типа «прикрытый вентиль», гидрозатвор и т.п. в конечном итоге приводят к большим потерям, чем первоначальный выигрыш. В табл.1 приведен пример количества пара, безвозвратно теряемого за счет утечек через отверстия при различных давлениях пара.

Таблица 1. Утечки пара через отверстия различного диаметра
Давление. бари	Условный диаметр отверстия	Потери пара, тонн / мес
	21/8" (3.2 мм)
	¼" (6.4 мм)	15.1
	½" (25 мм)	61.2
	81/8" (3.2 мм)	11.5
	¼" (6.4 мм)	41.7
	½" (25 мм)	183.6
	105/64" (1.9 мм)
	#38 (2.5 мм)	14.4
	1/8" (3.2 мм)	21.6
	205/64" (1.9 мм)	16.6
	#38 (2.5 мм)	27.4
	1/8" (3.2 мм)	41.8

В. Невозврат конденсата при отсутствии системы сбора и возврата конденсата.

Неконтролируемый сброс конденсата в дренаж не может быть оправдан ничем, кроме как недостаточным контролем за водоотведением. Затраты на химводоподготовку, забор питьевой воды и тепловая энергия в горячем конденсате учтены в расчете потерь, представленном на сайте:

Исходные данные для расчета потерь при не возврате конденсата приняты следующие: стоимость холодной воды на подпитке, химикатов, газа и электроэнергии.
Следует иметь в виду также потерю внешнего вида зданий и, более того, разрушение ограждающих конструкций при постоянном «парении» дренажных точек.

Г. Присутствие воздуха и неконденсируемых газов в паре

Воздух, как известно, обладает отличными теплоизоляционными свойствами и по мере конденсации пара может образовывать на внутренних поверхностях теплообмена своеобразное покрытие, препятствующее эффективности теплообмена (табл.2).

Табл. 2. Снижение температуры паровоздушной смеси в зависимости от содержания воздуха.

Давление	Температура насыщенного пара	Температура паровоздушной смеси в зависимости от количества воздуха по объему, °С
Бар абс.	°С	10%20%30%
	120,2	116,7113,0110,0
	143,6	140,0135,5131,1
	158,8	154,5150,3145,1
	170,4	165,9161,3155,9
	179,9	175,4170,4165,0

Психрометрические диаграммы позволяют определить процентное отношение количества воздуха в паре при известном давлении и температуре путем нахождения точки пересечения кривых давления, температуры и процентного содержания воздуха. Например, при давлении в системе 9 бар абс. и температуре в теплообменнике 160 °С по диаграмме находим, что в паре содержится 30% воздуха.

Выделение СО2 в газообразной форме при конденсации пара ведет при наличии влаги в трубопроводе к образованию крайне вредной для металлов угольной кислоты, которая является основной причиной коррозии трубопроводов и теплообменного оборудования. С другой стороны, оперативная дегазация оборудования, являясь эффективным средством борьбы с коррозией металлов, выбрасывает СО2 в атмосферу и способствует формированию парникового эффекта. Только снижение потребления пара является кардинальным путем борьбы с выбросами СО2 и рациональное применение к.о. является здесь наиболее эффективным оружием. Д. Неиспользование пара вторичного вскипания .

При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку. В табл. 3 приведен расчет образования пара вторичного вскипания.
Пар вторичного вскипания является следствием перемещения горячего конденсата под высоким давлением в емкость или трубопровод, находящийся под меньшим давлением. Типичным примером является "парящий" атмосферный конденсатный бак, когда скрытая теплота в конденсате высокого давления высвобождается при более низкой температуре кипения.
При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку.
На номограмме 1 приведена доля вторичного пара в % от объема конденсата, вскипающего в зависимости от перепада давлений, испытываемого конденсатом. Номограмма 1. Расчет пара вторичного вскипания.
Е. Использование перегретого пара вместо сухого насыщенного пара.

Если технологические ограничения не требуют использования перегретого пара высокого давления, следует всегда стремиться к применению насыщенного сухого пара возможно самого низкого давления.
Это позволяет использовать всю скрытую теплоту парообразования, которая имеет более высокие значения при низких давлениях, добиться устойчивых процессов теплопередачи, снизить нагрузки на оборудование, увеличить срок службы агрегатов, арматуры и трубных соединений.
Применение влажного пара имеет место, как исключение, только при его использовании в конечном продукте, в частности, при увлажнении материалов. Поэтому целесообразно использовать в таких случая специальные средства увлажнения на последних этапах транспортировки пара к продукту.

Ж. Невнимание к принципу необходимого разнообразия
Невнимание к разнообразию возможных схем автоматического управления, зависящих от конкретных условий применения, консерватизм и стремление использовать типовую схему может быть источником непреднамеренных потерь.

З. Термоудары и гидроудары.
Термо- и гидроудары разрушают системы пароиспользования при неправильно организованной системе сбора и отвода конденсата. Использование пара невозможно без тщательного учета всех факторов его конденсации и транспортировки, влияющих не только на эффективность, но и на работоспособность, и на безопасность ПКС в целом.

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.

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.