Какие внутристанционные и внешние потери пара и конденсата имеют место на ТЭС и АЭС? Сравните потери рабочего тела на КЭС и ТЭЦ

Внутристанционные (или внутренние) потери пара и конденсата включают в себя следующие основные составляющие:

Утечки из-за неплотностей в соединениях трубопроводов и агрегатов, в арматуре; особого внимания с этой точки зрения требуют фланцевые соединения;

Расход на уплотнения турбины и на различные технические нужды, например, расход пара на разогрев мазута;

Потери дренажей и другие незначительные потери.

Кроме того, на ТЭС с барабанными котлами к внутренним потерям относят непрерывную продувку котловой воды, осуществляемую с целью снижения концентраций примесей в рабочем теле парогенерирующей установки.

Внутренние потери обычно составляют :

На КЭС не более 1% от расхода пара на турбину;

На ТЭЦ отопительного типа до 1,2%;

До 1,6% на ТЭЦ промышленного и промышленно-отопительного типа.

ТЭЦ могут работать по открытой или закрытой схеме в зависимости от способа теплоснабжения потребителей.

Закрытая схема предполагает отпуск потребителю тепловой энергии через дополнительные теплообменные устройства, т.е. без каких-либо безвозвратных потерь рабочего тела пароводяного контура электростанции.

Если ТЭЦ работает по открытой схеме , то имеют место внешние потери рабочего тела в связи с неполным его возвратом. Например, невозврат конденсата пара от потребителей может достигать 50-70%.

КЭС не имеют внешних потерь пара и конденсата.

Какие существуют методы подготовки добавочной воды? Каковы назначение и принцип действия расширителей, испарителей и паропреобразователей?

Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС осуществляется подготовка добавочной воды. Можно выделить два наиболее часто используемых способа водоподготовки - химический и термический.

Химический способ позволяет достичь требуемой чистоты добавочной воды с применением различных химических реагентов и фильтров. С их помощью из первичной неочищенной воды удаляются нерастворимые примеси и ионные соединения.

Термическая водоподготовка означает обессоливание методом испарения первичной воды с последующей конденсацией образовавшегося пара. Получаемый таким образом дистиллят имеет весьма высокую чистоту, а если она недостаточна, то повторным испарением и конденсацией можно получить бидистиллят.

Расширитель (Р) предназначен для снижения потерь с продувочной водой барабанного парогенератора (рис. 23).

Рис. 23.

Поскольку ионообменные смолы катионитного и анионитного фильтров не могут работать при высоких температурах, требуется снижение параметров продувочной воды в охладителе продувки с неизбежными при этом потерями теплоты. В расширителе часть продувочной воды превращается в насыщенный пар за счет уменьшения давления. Поскольку вынос примесей с паром очень мал, требуется очистка (а, значит, и охлаждение) только сепарата (рис. 23). Этим достигается значительное снижение потерь теплоты.

В испарителе (И) осуществляется термическая подготовка добавочной воды методом дистилляции (рис. 24).

Рис. 24.

Для испарения воды используется греющий (первичный) пар из турбины. Образующийся вторичный пар поступает в конденсатор испарителя (КИ) для получения из него дистиллята. Продувка испарителя позволяет обеспечить требуемое качество подготовки воды.

Рис. 25.

С помощью паропреобразователя (рис. 25) можно подавать тепловому потребителю вторичный пар, оставляя на ТЭЦ конденсат греющего (первичного) пара. Это целесообразно при высоком содержании примесей в сырой воде.

Температурный перепад в стенках теплообменной поверхности паропреобразователя составляет примерно 12-15 о С, что снижает тепловую экономичность турбоустановки.

Подаваемый потребителю пар необходимо немного перегреть в паро-паровом теплообменнике (ТО на рис. 25) во избежание его частичной конденсации при транспортировке по паропроводам.

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.

 Сравните основные схемы включения регенеративных подогревателей по эффективности их работы.  Охарактеризуйте расход свежего пара и тепла на турбину с регенеративными отборами.  От каких параметров регенеративного подогрева питательной воды и как зависит к.п.д. турбоустановки?  Что такое охладители дренажа и как они используются?  Что такое деаэрация питательной воды и что она дает на ТЭС?  Какие основные типы деаэраторов существуют?  Как включаются деаэраторы в схему ТЭС?  Что такое тепловой и материальный балансы деаэраторов и как они реализуются?  Что такое питательные насосы и какие основные типы питательных насосов существуют?  Охарактеризуйте основные схемы включения питательных насосов.  Охарактеризуйте основные схемы включения приводных турбин. 91 5. ВОСПОЛНЕНИЕ ПОТЕРЬ ПАРА И КОНДЕНСАТА 5.1. ПОТЕРИ ПАРА И КОНДЕНСАТА Потери пара и конденсата электростанций разделяются на внутренние и внешние. К внутренним относят потери от утечки пара и конденсата в системе оборудования и трубопроводов самой электростанции, а также потери продувочной воды парогенераторов. Потери от утечки пара и воды на электростанциях обуславливаются неплотностью фланцевых соединении трубопроводов, предохранительных клапанов парогенераторов, турбин и другого оборудования электростанции. Рис. 5.1,а Потери пара и конденсата обуславливают соответствующую потерю тепла, ухудшение экономичности и снижение к.п.д. электростанции. Потери пара и конденсата восполняют добавочной водой. Для ее подготовки применяют специальные устройства, обеспечивающие питание парогенераторов водой необходимого качества, что требует дополнительных капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Потери от утечки распределены по всему пароводяному тракту. Однако более вероятны они из мест с наиболее высокими параметрами среды. Вторая составляющая внутренних потерь воды обуславливается непрерывной продувкой воды в барабанных парогенераторах (на электростанциях с прямоточными парогенераторами эти потери отсутствуют), ограничивающей концентрацию различных примесей в воде 92 парогенераторов величиной, обеспечивающей надежную их работу и требуемую чистоту производимого ими пара. Снижения продувки и повышения чистоты пара достигают улучшением качества питательной воды, уменьшением потерь пара и конденсата и количества добавочной воды. Рис. 5.1,б Питательная вода прямоточных парогенераторов должна быть особенно чистой, т.к. значительная часть примесей затем вместе с паром выносится в паровой тракт и откладывается в проточной части турбины, снижая ее мощность, к.п.д. и надежность. К внутренним относятся также потери пара и конденсата при неустановившихся режимам работы оборудования: при растопке и остановке парогенераторов, прогреве и продувке паропроводов, пуске и остановке турбины, промывке оборудования. Всемерное снижение этих потерь-существенное требование к пусковым схемам энергоблоков и электростанций. Внутренние потери пара и конденсата не должны превышать при номинальной нагрузке 1,0- 1,6%. В зависимости от схемы отпуска тепла внешним потребителям на ТЭЦ могут быть внешние потери пара и конденсата. Применяют две различные схемы отпуска тепла теплоэлектроцентралью: открытую, при которой потребителям полается пар непосредственно из отбора или противодавления турбины (рис. 5.1,а), и закрытую, при которой пар из от6opa или противодавления турбины, конденсируясь в поверхностном теплообменнике. нагревает теплоноситель, направляемый внешним потребителем, а конденсат греющего пара остается на ТЭЦ (рис. 5.1,б). Если потребителям требуется пар, то в качестве промежуточных теплообменников применяют испарители - парообразователи. Если потребителям тепло отпускается горячей водой, то промежуточным 93 теплообменником служит подогреватель воды, подаваемой в тепловую сеть (сетевой подогреватель) . При закрытой схеме отпуска тепла потери пара и конденсата сводятся к внутренним, и по относительной величине потери рабочей среды такая ТЭЦ мало отличается от КЭС. Количество обратного конденсата, возвращаемого промышленными потребителями пара составляет в среднем 30%-50% расхода отпускаемого пара. Т.е. внешние потери конденсата могут быть значительно больше внутренних потерь. Добавочная вода, вводимая в питательную систему парогенератора при открытой схеме отпуска тепла, должна восполнять внутренние и внешние потери пара и конденсата. Перед вводом в питательную систему парогенераторов применяют:  глубокое химическое обессоливание добавочной воды;  сочетание предварительной химической очистки с термической подготовкой добавочной воды в испарителях. 5.2. БАЛАНС ПАРА И ВОДЫ Для расчета тепловой схемы, определения расхода пара на турбины, производительности парогенераторов, энергетических показателей и т.п. необходимо установить основные соотношения материального баланса пара и воды электростанции. Определим эти соотношения для более общего случая ТЭЦ с отпуском пара промышленному потребителю непосредственно из отбора турбины (рис. 5.1,а). Уравнения материального баланса пара и воды КЭС получаются как частный случай соотношений для ТЭЦ. Паровой баланс основного оборудования электростанции выражается следующими уравнениями. Расход свежего пара D на турбину при отборе пара на регенерацию Dr, и для внешнего потребления Dï, на пропуске пара в конденсатор Dê равен: D=Dr+Dп+Dк (5.1) Для КЭС Dп=0 следовательно: D=Dr+Dк (5.1а) Расход свежего пара па турбоустановку с учетом его расхода Dyo на уплотнения и другие нужды помимо главной турбины D0=D+Dyo. (5.2) Паровая нагрузка парогенераторов Dïã с учетом утечки Dут, включая безвозвратный расход свежего пара на хозяйственно-технические нужды электростанции, составляет: Dпг=D0 +Dут (5.3) В качестве основной расчетной величины расхода рабочего тела целесообразно принимать расход свежего пара на турбоустановку D0. Баланс воды па электростанции выражается следующими уравнениями. 94 Баланс питательной воды Dпв=Dпг+Dпр=D0+Dут+Dпр (5.4) где Dïð-расход продувочной воды парогенераторов; в случае прямоточных парогенераторов Dïð=0; Dïâ=D0+Dóò (5.4a) Поток питательной воды Dïâ составляется в общем случае из конденсата турбины Dê, обратного конденсата тепловых потребителей Dîê, конденсата пара регенеративных отборов Dr, конденсата пара из расширителя продувки парогенераторов D"ï и уплотнений турбины Dy, добавочной воды Dдв=Dут+D/пр+Dвн, а именно: Dпв=Dк+Dок+Dr+D/п+Dy+Dут+D/пр+Dвн Без учета (для упрощения) регенеративных отборов и протечек через уплотнения турбины получим: Dпв=Dк+Dок+Dдв+D/п (5.4б) Потери пара и конденсата ТЭЦ составляются в общем случае из внутренних потерь Dвт и внешних потерь Dвн. Внутренние потери пара и воды на электростанции равны; Dвт=Dут+D/пр (5.5) где D/ïð- потеря продувочной воды при одноступенчатой расширительной установке: в случае прямоточных парогенераторов Dпр=0, D/пр=0 и Dвт=Dут (5.5а) Внешние потери конденсата ТЭЦ с открытой схемой отпуска пара равны: Dвн=Dп-Dок (5.6) где Dîê-количество конденсата, возвращаемого от внешних потребителей. Общая потеря Dïîò пара и конденсата ТЭЦ с открытой схемой отпуска тепла и количество добавочной воды Dдв равны сумме внутренних и внешних потерь: Dпот=Dдв=Dвт+Dвн=Dут+D/пр+Dвн (5.7) При прямоточных парогенераторах Dïð=0 и Dпот=Dут+Dвн Для КЭС и для ТЭЦ с закрытой схемой отпуска тепла Dвн=0 и Dпот=Dвт=Dут+D/пр при прямоточных парогенераторах в этом случае Dпот=Dвт=Dут Перед входом в расширитель продувочная вода проходит через редуктор, и в расширитель поступает пароводяная смесь, которая разделяется в нем па относительно чистый пар, отводимый в один из теплообменников регенеративной системы турбоустановки, и воду (сепарат или концентрат), с которой выводятся примеси, удаляемые из парогенератора с продувочной водой. Количество пара, сепарируемого в расширителе и возвращаемого в питательную систему, достигает 30% расхода продувочной воды, а количество возвращаемого тепла-около 60%, при двухступенчатом расширении-еще выше. 95 Тепло продувочной воды используется дополнительно в охладителе продувки для подогрева добавочной воды. Если охлажденная продувочная вода используется далее для питания испарителей или подпитки тепловой сети, то тепло продувочной воды используется почти полностью. Энтальпия пара и воды на выходе из расширителя соответствует состоянию насыщения при давлении в расширителе; незначительной влажностью пара в расчетах можно пренебречь. Выпар из расширителя продувки барабанного парогенератора и потеря продувочной воды определяются уравнениями теплового и материального балансов расширительной установки. В случае одноступенчатой расширительной установки (рис. 5.1,а): уравнение теплового баланса Dпрiпр=D/пi//п+ D/прi/пр (5.8) уравнение материального баланса Dпр=D/п+D/пр (5.9) где iпр, i/пр и i//п-соответственно энтальпии продувочной воды парогенераторов, продувочной воды и выпара после расширителей продувки, кДж/кг. Отсюда  iпр  i р п Dп  D п р    D пр п (5.10) i п  iпр   и  i   i п р п D  р  D пр  D п  п D пр    р D п р п (5.10а) i   i  р п п Значения iпр, i//п и i/пр определяются однозначно давлением пара в барабане парогенератора и в расширителе продувки, т.е. равны соответственно значениям энтальпии воды при насыщении в барабане парогенератора iпр=i/пг, пара и воды в расширителе продувки. Давление пара в расширителе продувки определяется местом в тепловой схеме, к которому подводится выпар из расширителя. В случае двухступенчатой расширительной установки D/ïð и D/п, D//ïð и D//ï определяются из следующих уравнений теплового и материального баланса. Для расширителя первой ступени Dпрiпр=Dп1i//п1+Dпр1i/пр1 и Dпр=Dп1+Dпр1 Для расширителя второй ступени Dпр1i/пр1=Dп2i//п2+Dпр2i/пр2 и Dпр1=Dп2+Dпр2 96 В этих уравнениях Dïð, Dïð1 è Dпр2-соответственно расходы продувочной воды из парогенератора н расширителей первой и второй ступеней, кг/ч; Dï1 и Dï2-выход пара из расширителей первой и второй ступеней, кг/ч; iïð, i/ïð1 и i/ïð2-энтальпии воды при насыщении на выходе из парогенератора и расширителей первой и второй ступеней, кДж/кг; i//ï1 и i//ï2 -энтальпии насыщенного (сухого) пара на выходе из расширителей первой и второй ступеней, кДж/кг. Очевидно, энтальпии пара и воды-однозначные функции давления в барабане парогенератора pпг и в расширителях первой и второй ступеней pp1 и pp2, МПа. Расчетное значение продувки парогенераторов при установившемся режиме определяется из уравнений баланса примесей к воде (солей, щелочей, кремниевой кислоты, окислов меди и железа) в парогенераторе. Обозначая концентрации примесей в свежем паре, питательной и продувочной воде соответственно Сп, Спв и Спг, напишем уравнение баланса примесей к воде для парогенератора в виде DпрСпг+DпгСп=DпвСпв (5.11) или, воспользовавшись равенством (5.4) Dпв=Dпг +Dпр, DпрСпг+DпгСп=(Dпг +Dпр)Спв (5.11а) откуда С п в  Сп Dпр  Dп г (5.12) Сп г  С п в При малом значении Сп сравнительно с Спг и Спв получим: 1 1 Dпр  Dп г  (D 0  D ут) (5.13) Сп г Сп г 1 1 Сп в Сп в выражая потоки в долях D0, т. е. полагая пр=Dпр/D0 и ут=Dут/D0 получим: 1   ут  пр  (5.13а) Сп г 1 Сп в Таким образом, доля продувки зависит от доли утечки, которая должна быть сведена к минимуму, и от отношения концентрации примесей в воде продувочной и питательной. Чем лучше качество питательной воды (чем меньше Сп.в) и выше допустимая концентрация примесей в воде парогенераторов Спг, тем доля продувки меньше. В формуле (5.13а) концентрация примесей в питательной воде Спв зависит от доли добавочной воды, в которую входит, в частности, доля теряемой продувочной воды /ïð, зависящаяся от пр. Поэтому долю продувки парогенератора удобнее определить, если концентрацию Сп.в заменить составляющими ее величинами. 97 В случае ТЭЦ с внешними потерями конденсата без учета (для упрощения) регенеративных отборов, протечек через уплотнения турбины и использования продувки, получим уравнения баланса примесей в виде DпрСпг+DпгСп=Dпв Спв=DкСк+DокСок+DдвСдв где Ск, Сок и Сдв и - соответственно концентрации примесей в конденсате турбин, обратном конденсате от потребителей и добавочной воде; при этом Dïã=Dê+Dîê+Dâí+Dóò и, если продувочная вода не используется, Däâ=Dïð+Dóò+Dâí. Из последних уравнений Dпр(Спг-Сдв)=Dк(Ск-Сп)+Dок(Сок-Сп)+(Dут+Dвн)(Сдв-Сп) откуда D к (С к  С п)  D о к (С о к  С п)  (D ут  D вн)(С дв  С п) Dпр  (5.14) С п г  С дв Выражая расходы воды в долях D0=D и полагая СкСп и СокСп, получим приближенно: ( ут   вн)(С дв  С п)  ут   вн  пр   (5.15) С п г  Сдв Сп г 1 С дв так как Сп мал по сравнению с Сдв. Если нет внешних потерь конденсата, т.е. вн=0, то:  ут  пр  (5.15а) Сп г 1 С дв Доля продувки изменяется гиперболически в зависимости от отношения концентраций примесей в продувочной и добавочной воде Спг: Сд.в. Если Спг: Сд.в , т.е. содержание примесей в добавочной воде очень мало, то пр0. Если, наоборот, Спг: Сд.в1, то пр; это означает, что любое большое количество добавочной воды с концентрацией Сд.в=Спг, восполняющей продувку, уходит с продувкой из барабана парогенератора. При отношении Спг:Сд.в=2, в соответствии с формулой (5.15) пр=ут+вн; если âí=0, то пр=ут. При использовании продувочной воды и установке расширителя можно получить в результате аналогичных выкладок:  ут   вн  пр  (5.16) Сп г   р п С дв и при вн=0  ут  пр  (5.16а) Сп г   пр  С дв 98 Из формул (5.15) и (5.15а) можно получить величину допустимых примесей â добавочной воде Сд.в в зависимости от величин Спг, ут и âí в виде Сп г Сдв  (5.17)  ут   вн 1  пр или соответственно при отсутствии внешних потерь Сп г Сдв  (5.17а)  ут 1  пр Таким образом, требования к качеству добавочной воды при прочих равных условиях в значительной мере определяются продувкой и концентрацией примесей в воде парогенераторов. Рис. 5.2 На рис. 5.2 показаны расчетные графики непрерывной продувки парогенераторов пр в зависимости от отношения Спг: Сдв при различных значениях пот=вн+ут. Тепловой расчет охладителя продувки сводится в основном к определению энтальпий добавочной воды iдвоп и продувочной воды iлроп после охладителя, связанных между собой соотношением i пр  iд в   о п оп оп где оп -разность энтальпий охлажденной продувочной и нагретой добавочной воды, которую принимают равной около 40-80 кДж/кг (10- 20°С). 99 Уравнение теплового баланса охладителя продувки ïðè этом имеет вид: D  р (i  р  i п р) п  D дв (i д в  i дв) п п оп оп в этом уравнении все величины, кроме энтальпий i пр и i двп, известны. оп о Используя соотношение между ними и выбрав значение о.п, исключают из уравнения теплового баланса одну из этих величин и определяют вторую, а затем из соотношения между ними определяют и первую. Температуру охлажденной продувочной воды принимают обычно 40- 60°С. На электростанциях без внешних потерь величины D/пр и Dд.в одного порядка, например D/пр=0,40Dд.в; тогда при охлаждении продувочной воды на 100°С, например от 160 до 60°С, добавочная вода нагревается на 40°С, например от 10 до 50°, причем îï=10°C и оп42 кДж/кг. На ТЭЦ с внешней потерей конденсата величина D/ïð может быть значительно меньше величины Dд.в, например D/пр0,1Dдв; тогда можно глубже охладить продувочную воду, например, до 40°С, подогрев добавочную воду до 22°С, причем оп=18°С и îï=76 кДж/кг. 5.3. ИСПАРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ Возмещение потерь пара и конденсата чистой добавочной водой - важное условие обеспечения надежной работы оборудования электростанции. Добавочной водой требуемой чистоты может служить дистиллят, получаемый из специального теплообменника - испарительной установки. В состав испарительной установки входят испаритель, в котором исходная сырая добавочная вода, обычно предварительно химически очищенная, превращается в пар, и охладитель, в котором полученный в испарителе пар конденсируется. Такой охладитель называется конденсатором испарительной установки или конденсатором испарителя. Таким образом, в испарительной установке происходит дистилляция исходной добавочной воды - переход ее в пар, с последующей конденсацией. Конденсат испаренной воды является дистиллятом, свободным от примесей. Испарение добавочной воды происходит за счет тепла, отдаваемого первичным греющим конденсирующимся паром из отборов турбины; конденсация произведенного в испарителе вторичного пара происходит в результате охлаждения пара водой, обычно - конденсатом турбинной установки (рис. 5.3). При такой схеме включения испарителя и его конденсатора тепло пара отборов турбины используется для подогрева основного конденсата и возвращается с питательной водой в парогенераторы. Таким образом, испарительная установка включается по регенеративному принципу, и ее можно рассматривать как элемент регенеративной схемы турбоустановкн. 100

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.

Потери в системах конденсации пара

Пролетный пар

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

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