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.

Для упрощения расчета потери от утечек условно сосредотачивают в линии свежего пара

Непрерывная продувка производимая для обеспечения надежной работы ПГ и получения пара требуемой чистоты.

D пр =(0,3-0,5)% D 0

D пр =(0,5-5)% D 0 -для химически очищенной воды

Для снижения продувки нужно повышать количество ПВ и понижать потери утечек.

Наличие потерь пара и конденсата приводит к понижению тепловой экономичности ЭС. Для восполнения потерь требований добавочная вода для подготовки которой необходимы дополнительные затраты. Поэтому потери пара и конденсата нужно понижать.

Например потери с продувочной водой нужно понижать с полного расширителя сепаратора продувочной воды.

Внутренние потери: D вт =D ут +D пр

D ут -потери от утечек

D пр -потери от продувочной воды

На КЭС: D вт ≤1%D 0

Отопит.ТЭЦ: D вт ≤1,2%D 0

Пром. ТЭЦ: D вт ≤1,6%D 0

Кроме D тв на ТЭЦ когда пар из отбора турбин прямо пропорционально направлен к промышленным потребителям.

D вн =(15-70)%D 0

На отопительных ТЭЦ теплота отпускаемая к потребителю по закрытой схеме чем пром. Паров. Теплообмен

Пар из отбора турбины конденсируется в теплообменнике промышленного типа и конденсат ГП возвращается в систему эл. Станции.

Вторичный теплоноситель нагревается и направляется к тепловому потребителю

В такой схеме внешние потери конденсата отсутствуют

В общем случае: D пот =D вт +D вн - ТЭЦ

КЭС и ТЭЦ с закрытой схемой D кот =D вт

Потери тепла D пр понижаются в охладителях продувочной воды. Охлаждается продувочная вода для подпитки тепловой сети и питательной установки.

20 Баланс пара и воды на тэс.

Для расчета тепловой схемы, определения расхода пара на турбины, производительности парогенераторов, энергетических показателей и т. п. необходимо установить, в частности, основные соотношения материального баланса пара и воды электростанции

Материальный баланс парогенератора: D ПГ = D О + D УТ или D ПВ = D ПГ + D ПР.

материальный баланс турбоустановки: D О = D К + D r + D П.

Материальный баланс теплового потребителя: D П = D ОК + D ВН.

Внутренние потери пара и конденсата: D ВНУТ = D УТ + D" ПР.

Материальный баланс для питательной воды: D ПВ = D К + D r + D ОК +D" П + D ДВ.

Добавочная вода должна покрывать внутренние и внешние потери:

D ДВ = D ВНУТ + D ВН = D УТ + D" ПР + D ВН

Рассмотрим сепаратор-расширитель продувочной воды

р с <р пг

h пр =h / (р пг)

h // п =h // (р с)

h / пр =h / (р с)

Составляется тепловой и материальный баланс сепаратора

Теплов.: D пр h пр =D / п h // п +D / пр h / пр

D / пр =D пр (h пр -h / пр)/ h // п -h / пр

D / п = β / п D пр; β / п ≈0,3

D / пр =(1-β / п) D пр

Расчетный расход продувочной воды определяется из материального баланса примен. С пв (кг/т)- концентрация примесей в ПВ

С пг -допустимая концентрация примесей в котловой воде

С п -концентрация примесей в паре

D ПВ = D ПГ + D ПР – материальный баланс

D ПВ С п = D ПР - С пг + D ПГ С п

D ПР = D ПГ * ; D ПР = ; α пр =D пр /D 0 =

Чем выше количество ПВ то С пг /С ув →∞ и тогда α пр →0

Количество ПВ зависит от количества добавочной.

В случае прямоточных ПГ продувка воды не осуществляется и ПВ должна быть особенно чистой.

Потери рабочего тела: пара, основного конденсата и питательной воды на ТЭС можно разделить на внутренние и внешние . К внутренним – относят потери рабочего тела через не плотности фланцевых соединений и арматуры; потери пара через предохранительные клапаны; утечку дренажа паропроводов; расход пара на обдувку поверхностей нагрева, на разогрев мазута и на форсунки. Эти потери сопровождаются потерей теплоты, их принято обозначать величиной или выражать (для конденсационных турбоустановок) в долях расхода пара на турбину . Внутренние потери пара и конденсата не должны превышать при номинальной нагрузке 1,0 % на КЭС и 1,2÷ 1,6 на ТЭЦ. На Тепловых электрических станциях (ТЭС) с прямоточными энергетическими котлами эти потери с учетом периодических водно-химических отмывок могут быть больше на 0,3 ÷ 0,5 %. При сжигании мазута в качестве основного топлива, потери конденсата увеличиваются на 6 % в летнее время и на 16 % в зимнее время.

Для уменьшения внутренних потерь по возможности фланцевые соединения заменяют сварными, организуют сбор и использование дренажа, следят за плотностью арматуры и предохранительных клапанов, заменяют, где возможно предохранительные клапаны на диафрагмы.

На ТЭС до критического давления, с барабанными котлами основную часть внутренних потерь составляют потери с продувочной водой .

Внешние потери имеют место при отпуске технологического пара внешнему потребителю из турбин и энергетических парогенераторов (ПГ), когда часть конденсата этого пара не возвращается на ТЭЦ .

На ряде предприятий химической и нефтехимической промышленности потери конденсата технологического пара могут составить до 70 %.

Внутренние потери имеют место на конденсационных электростанциях (КЭС) и на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Внешние потери имеют место только на ТЭЦ с отпуском технологического пара на промышленные предприятия.

Конец работы -

Эта тема принадлежит разделу:

По курсу ТЦПЭЭ и Т 7 семестр, 36 часов лекция 18 лекции

По курсу тцпээ и т семестр часов.. лекция потери пара и конденсата и их восполнение потери пара и конденсата..

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ:

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Твитнуть

Все темы данного раздела:

Баланс пара и воды
Воду, вводимую в питательную систему энергетических котлов для восполнения потерь рабочего тела (теплоносителя), называют добавочной водой

Назначение и принцип действия расширителей продувки
Добавочная вода, несмотря на то, что она предварительно очищается, вносит в цикл ТЭС соли и другие химические соединения. Значительная доля солей поступает также через не плотности

Химические методы подготовки добавочной и подпиточной воды
На промышленные ТЭС вода обычно поступает из общей системы водоснабжения предприятия, из которой предварительно удаляются механические примеси путем отстаивания, коагуляции и фильтр

Термическая подготовка добавочной воды парогенераторов в испарителях
В связи с проблемой охраны окружающей среды от вредных выбросов производств, применение химических методов водоподготовки все более затрудняется ввиду запрета сброса отмывочных вод в водоемы. В это

Расчет испарительной установки
Схема к расчету испарительной установки показана на рис. 8.4.3. Расчетиспарительной установки заключается в определении расхода первичного пара из отбора турбины

Отпуск пара внешним потребителям
От теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) к потребителю тепло подается в виде пара или горячей воды, называемых теплоносителями. Промышленные предприятия потребляют для технологических нужд пар

Одно-, двух- и трехтрубная системы пароснабжения от ТЭЦ
На большинстве предприятий необходим пар 0,6 – 1,8 МПа, а иногда 3,5 и 9 МПа, который подается к потребителям от ТЭЦ паропроводами. Прокладка индивидуальных паропроводов к каждому потребителю вызыв

Редукционно-охладительная установка
Для снижения давления и температуры пара применяются редукционно-охладительные установки (РОУ). Установки используются на ТЭС для резервирования отборов и противодавления тур

Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и бытовые нужды
Для отопления, вентиляции и бытовых нужд в качестве теплоносителя применяется горячая вода. Систему трубопроводов, по которым горячая вода подается к потребителям, а охлажденная возвращает

Отпуск тепла на отопление
Сетевая установка ГРЭС обычно состоит из двух подогревателей – основного и пикового рис. 9.2.1.

Конструкции сетевых подогревателей и водогрейных котлов
Качество сетевой воды, прокачиваемой через поверхности нагрева сетевых подогревателей, значительно ниже качества конденсата турбин. В ней могут присутствовать продукты коррозии, соли жесткости и др

ЛЕКЦИЯ 24
(продолжение лекции 23) Водогрейные котлы, как и пиковые сетевые подогреватели, используются на ТЭЦ в качестве пиковых источников теплоты при тепловых нагрузках, превышающих обеспеч

Деаэраторы, питательные и конденсатные насосы
Деаэрационно-питательную установку можно условно разделить на две – деаэрационную и питательную. Начнем рассмотрение с деаэрационной установки. Назначен

ЛЕКЦИЯ 26
(продолжение лекции 25) Каково назначение питательной установки? Зачем устанавливается бустерный насос? Каковы возможные схемы включения питательных насосов?

Общие положения расчета принципиальных тепловых схем
1. РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ Т-110/120-130 (на номинальном режиме работы) Параметры турбоустановки: N0 = 11

Расчет расхода воды теплосети
Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-1 определяется при tос = 35 0С и давление на выходе из сетевого насоса, равном 0,78 МПа, получаем hос = 148 кД

Расчет подогрева воды в питательном насосе
Давление питательной воды на выходе из питательного насоса оценивается величиной, на 30 - 40% больше давления свежего пара р0 ; Принимаем 35 %:

Термодинамические параметры пара и конденсата (номинальный режим работы)
Таб. 1.1 Точка Пар в отборах турбины Пар у регенеративных подогревателей Обогреваемая

ЛЕКЦИЯ 29
(продолжение лекции 28) 1.4.3 Расчет ПНД Произвотится совместный расчет группы ПНД-4,5,6.

Конденсационные установки
Каковы назначение и состав конденсационной установки? Как выбираются конденсатные насосы? Конденсационная установка (рис. 26) обеспечивает создание и поддерж

Системы технического водоснабжения
Каковы назначение и структура системы технического водоснабжения? Для каких целей используется техническая вода на ТЭС и АЭС? Системой технического водоснабжения

Топливное хозяйство ЭС и котельных
Подготовка угля к сжиганию включает в себя следующие стадии: - взвешивание на вагонных весах и разгрузка с помощью вагоноопрокидывателей; если уголь при транспортировке смерз

Технические решения по предотвращению загрязнения окружающей среды
ОЧИСТКА ДЫ’ОВЫХ ГАЗОВ Содержащиеся в дымовых газах летучая зола, частицы несгоревшего топлива, окислы азота, сернистые газы загрязняют атмосферу и оказывают вредное влияни

Вопросы эксплуатации электростанций
Основные требования к работе ТЭС и АЭС – это обеспечение надежности, безопасности и экономичности их эксплуатации. Надежность означает обеспечение бесперебойного (непр

Выбор места строительства ТЭС и АЭС
Каковы основные требования к месту строительства электростанции? Каковы особенности выбора места строительства АЭС? Что такое роза ветров в районе размещения станции? Снач

Генеральный план электростанции
Что такое генеральный план электростанции? Что показывается на генеральном плане? Генеральный план (ГП) представляет собой вид сверху на площадку электростан

Компоновка главного здания ТЭС и АЭС
Какова структура главного здания ТЭС и АЭС? Каковы основные принципы компоновки главного здания электростанции, какие количественные показатели характеризуют совершенство компоновки? Какие

Потери в системах конденсации пара

А. 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.

 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

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.