Большая энциклопедия нефти и газа. Технологические процессы и оборудование ТЭС. Основы производства тепловой и электрической энергии: Учебное пособие. Термический метод обессоливания добавочной воды

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.

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.

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:

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

Возможно, я со временем перепишу этот важный раздел. А пока постараюсь отразить хотя бы некоторые основные моменты.

Обычная для нас, наладчиков, ситуация заключается в том, что, приступая к очередной задаче, мы слабо представляем то, что будет или должно быть в конце. Но всегда нам нужна хотя бы какая-то начальная зацепка, чтобы не упасть в растерянность, а уточняя и обретая детали, организовывать движение вперед.

С чего нам следует начать? Видимо, с понимания того, что скрыто под термином потери пара и воды. На ТЭС есть группы учета, которые и ведут учет этих потерь и вам надо знать терминологию, чтобы иметь с ними продуктивный контакт.

Представим, что ТЭС отдает 100 т пара сторонним потребителям (скажем, некому бетонному заводу и/или заводу химического волокна), а получает от них возврат этого пара в виде так называемого производственного конденсата в размере 60 т. Разница в 100-60=40 т называется невозврат. Этот невозврат покрывается добавком подпиточной воды, который вводится в цикл ТЭС через рассечку между ПНД (подогреватели низкого давления), реже - через деаэраторы или, еще реже, как-то еще.

Если в цикле ТЭС есть потери пара и воды, - а они есть всегда и, как правило, немалые, - то размер добавка подпиточной воды равен невозврату плюс потери теплоносителя в цикле ТЭС. Скажем, размер добавка равен 70 т, невозврат - 40 т. Тогда потери, определяемые как разность между добавком и невозвратом, составят 70-40=30 т.

Если вы усвоили эту нехитрую арифметику, а я в этом не сомневаюсь, то продолжим наше продвижение вперед. Потери бывают внутристанционные и какие-то еще. Четкого разделения этих понятий в группе учета может и не быть по причине сокрытия в отчетности истинной причины этих потерь. Но логику разделения я постараюсь пояснить.

Обычное дело, когда станция отпускает тепло не только с паром, но и через бойлера с сетевой водой. В тепловой сети происходят потери, которые приходится восполнять подпиткой теплосети. Скажем, на подпитку теплосети идет 100 т воды с температурой 40 оС, которая предварительно направляется в деаэратор 1.2ата. Чтобы продеаэривовать эту воду, ее следует догреть до температуры насыщения при давлении 1.2 кгс/см2, а на это потребуется пар. Энтальпия нагреваемой воды составит 40 ккал/кг. Энтальпия нагретой воды согласно таблицам Вукаловича (Термодинамические свойства воды и водяного пара) составит на линии насыщения при давлении 1.2 кгс/см2 104 ккал/кг. Энтальпия пара, идущего на деаэратор, составляет примерно 640 ккал/кг (это значение можно уточнить в той же группе учета). Пар, отдав свое тепло и сконденсировавшись, будет также иметь энтальпию нагретой воды - 104 ккал/кг. Вам, как мастерам балансов, совсем не сложно записать очевидное соотношение 100*40+Х*640=(100+Х)*104. Откуда расход пара на догрев подпиточной воды в деаэраторе 1.2ата составит Х=(104-40)/(640-104)=11.9 т или 11.9/(100+11.9)=0.106 т пара на 1 т подпиточной воды после деаэратора 1.2ата. Это, так сказать, законные потери, а не результат дефектной работы обслуживающего персонала.

Но раз уж мы увлеклись тепловым расчетом, то развяжем еще один подобный узелок. Скажем есть у нас 10 т продувочной воды энергетических котлов. Это тоже почти законные потери. Чтобы сделать эти потери еще более законными, выпар из расширителей непрерывной продувки нередко возвращается в цикл ТЭС. Для определенности предположим, что давление в барабанах котлов составляет 100 кгс/см2, а давление в расширителях - 1 кгс/см2. Схема здесь такая: продувочная вода с энтальпией, отвечающей линии насыщения при давлении 100 кгс/см2, поступает в расширители, где вскипает и образует пар и воду с энтальпиями, отвечающими линии насыщения при давлении 1 кгс/см2. То, что сбрасывается после расширителей, и есть еще одни "законные" потери воды.

По таблицам Вукаловича находим: энтальпия продувочной воды - 334.2 ккал/кг; энтальпия воды после расширителей непрерывной продувки - 99.2 ккал/кг; энтальпия пара из расширителей - 638.8 ккал/кг. И снова мы сооружаем по-детски несложный баланс: 10*334.2=Х*638.8+(10-Х)*99.2. Откуда находим количество образовавшегося пара Х=10*(334.2-99.2)/(638.8-99.2)=4.4 т. Потери продувочной воды составят 10-4.4=5.6 т или 0.56 т на 1 т продувочной воды. При этом в цикл возвращается 4.4*638.8*1000 ккал или 4.4*638.8/(10*334.2)=0.84 ккал на каждую ккал, продувочной воды.

Теперь подойдем к котлу, к тому месту, к которому чаще всего приходится подходить, - к пробоотборным точкам. Хорошо ли отрегулированы расходы по этим точкам? Вроде бы норма расхода на уровне 0.4 л/мин, но реально это будет, пожалуй, не менее 1 л/мин или 0.001*60=0.06 т/ч. Если на котле, скажем, 10 таких пробоотборных точек, то мы будем иметь 0.6 т/ч потерь теплоносителя только с одного котла. А если точки парят, "плюются" и т.п.? А есть еще и разные импульсные линии на приборы, где тоже могут быть потери по технологии или из-за неплотностей этих линий. А еще могут быть на котлах установлены концентраторы-солемеры. Это просто кошмар, сколько могут они отбирать на себя воды. И это все "законные" или назовите их как угодно иначе потери пара и воды.

Далее вам в группе учета, или у нач. ПТО, или у главного инженера подскажут, что есть еще потери пара на собственные нужды. Обычное дело, пар производственного отбора (есть такой на турбинах) идет на нужды мазутохозяйства. Есть довольно жесткие нормы на эти нужды, а конденсат пара должен возвращаться в цикл. Ни то, ни другое из этих требований обычно не выдерживается. А могут быть и еще "законные" потери на баню, на оранжерею или на что-то еще.

Бак низких точек... Это, нередко, одна из главных составляющих питательной воды. Если вода в баке загрязнена сверх предела, то химики не дают добро на использование этой воды. И это тоже потери или, как выразился уважаемый Борис Аркадиевич, внутренний невозврат. Может по тем или иным причинам не использоваться возвращаемый от внешнего потребителя производственный конденсат и этот факт может не регистрироваться в группе учета.

Когда вы со всем этим при необходимости разберетесь, то останется еще 5-6% каких-то непонятных, необъяснимых потерь. Может быть меньше, а может быть и побольше, в зависимости от уровня эксплуатации на конкретной ТЭС. Где же искать эти потери? Надо, так сказать, идти по ходу пара и воды. Протечки, парения и прочие подобного рода "мелочи" могут составить существенную величину, превосходящую по размерам рассмотренные нами потери на пробоотборных точках пара и воды. Однако все, о чем мы до сих пор здесь говорили, может быть более или менее очевидным для персонала ТЭС и без наших объяснений. Поэтому продолжим наш мысленный путь по ходу пара и воды.

Куда поступает вода? В котлы, в баки, в деаэраторы. Потери через неплотности в котлах это тоже, наверное, не новый для эксплуатации вопрос. А вот о переливах в баках и деаэраторах могут и забыть. А здесь неконтролируемые потери могут составить более, чем существенную величину.

Окрыленные первым успехом, давайте продолжим наш путь по ходу пара. Куда поступает пар с точки зрения интересующего нас предмета? На разные клапаны, уплотнения, в деаэраторы 1.2 и 6 ата... Клапаны, как и все у нас, работают не идеально. Иначе говоря, парят всюду, где они есть, в т.ч. и в деаэраторах. Эти парения попадают в выхлопные трубы, которые выводятся на крышу главного корпуса ТЭС. Если вы подыметесь на эту крышу в зимнее время, то возможно обнаружите там производственный туман. Может быть вы замеряете расходы пара из труб с помощью тахометра и найдете, что этого пара достаточно, чтобы организовать на крыше оранжерею или зимний сад.

Однако непонятные и невыясненные потери все же остаются. И однажды при обсуждении этого вопроса главный инженер, или начальник турбинного цеха, или кто-то еще вспоминает, что у нас (т.е. у них) пар используется на основной эжектор и этот пар не возвращается в цикл. Вот такая может происходить раскрутка ситуации во взаимодействии с персоналом ТЭС.

Неплохо было бы прибавить к этим общим соображениям и какой-то инструментарий для оценки и локализации потерь. Такие балансовые схемы составить в общем-то не сложно. Сложно оценить где данные, отвечающие факту, а где погрешности расходомеров. Но все же кое-что порой удается прояснить, если брать не разовые замеры, а результаты за достаточно длительный период. Более или менее надежно мы знаем размер потерь пара и конденсата как разность между расходом подпиточной воды и невозвратом производственного конденсата. Подпитка, как уже говорилось, обычно осуществляется через контур турбин. Если в этом контуре нет своих потерь, то суммарный расход питательной воды после ПВД (подогреватели высокого давления) турбин будет превышать расход острого пара на турбины на величину потерь в цикле ТЭС (иначе, без этого превышения, нечем будет восполнить потери в контуре котлов). Если есть потери в контуре турбин, то разность двух разностей подпитка_минус_невозврат и расход_за_ПВД_минус_расход_острого_пара - и составит потери в контуре турбин. Потери в контуре турбин - это потери на уплотнениях, в системе регенерации (в ПВД и ПНД), в отборах пара от турбин, поступающего в деаэраторы и бойлера (т.е. не столько в собственно отборах, как в деаэраторах и бойлерах) и в конденсаторах турбин. На деаэраторах есть клапаны с их неплотностями, с конденсаторами связаны эжектора, использующие пар. Если мы сумели разделить потери пара и конденсата на потери в контуре котлов и в контуре турбин, то задача дальнейшей конкретизации потерь существенно облегчается и для нас, и для эксплуатационного персонала.

Хорошо бы в этом плане как-то разделить, пусть оценочно, потери пара и конденсата на потери собственно пара и собственно конденсата или воды. Мне приходилось делать такие оценки и я постараюсь кратко отразить их суть с тем, чтобы вы, при желании, могли проделать нечто подобное во взаимодействии с турбинистами или с той же группой учета на ТЭС. Идея заключается в том, что если нам известны энергетические потери, которые не к чему больше отнести кроме как к потерям теплоты с паром и водой, и если нам известен общий размер потерь теплоносителя (а он должен быть известен), то после деления первого на второе мы относим потери к одному килограмму теплоносителя и по величине этих удельных потерь можем оценить энтальпию теряемого теплоносителя. А по этой усредненной энтальпие мы можем судить о соотношении потерь пара и воды.

Однако вернемся к вопросу разрезания пирога... На ТЭС приходит топливо, скажем, газ. Расход его известен по коммерческим расходомерам и по коммерческим расходомерам известно сколько ТЭС отпустила тепла. Расход газа, умноженный на его теплотворную способность в ккал/м3, минус отпуск тепла в ккал, минус выработка электроэнергии, умноженная на ее удельный расход в ккал/кВтч, это и есть в первом приближении наш пирог. Правда, отпуск теплоты считают, конечно же, не в килокалориях, а в гигакалориях, но это детали, которыми не обязательно здесь досаждать. Теперь из этой величины надо вычесть то, что при сжигании газа вылетело в трубу и ушло с потерями через тепловую изоляцию котлов. В общем, теплотворную способность газа умножаем на его расход, затем все это умножаем на кпд котлов, которые в группе учетов мастерски умеют определять (и подделывать, но об этом мы помолчим), и, таким образом, определяем так называемое Qбрутто котлов. Из Qбрутто вычитаем отпуск тепла и выработку электроэнергии, о чем уже говорил, и в результате получаем тот пирог, который и предстоит разрезать.

В этом пироге остаются всего лишь три составляющих - собственные нужды котлов и турбин, потери с отпуском тепла, потери теплового потока. Потери теплового потока это нечто с не совсем понятным смыслом, что-то вроде узаконивания части не совсем оправданных потерь. Но благо на это дело существует норматив, который мы и можем вычесть из нашего пирога. Теперь в оставшейся части пирога только собственные нужды и потери с отпуском тепла. Потери с отпуском тепла это законные потери при приготовлении воды (потери при сбросе нагретых регенерационных и отмывочных вод, потери теплоты с продувкой осветлителей и др.) плюс потери на охлаждение трубопроводов, корпусов деаэраторов и прочее, что считается по специально разработанным нормативам в зависимости от температуры окружающей среды. Вычитаем и эти потери, после чего в нашем пироге должны были бы остаться только собственные нужды котлов и турбин. Далее, в группе учета вам скажут, если не соврут, сколько именно потрачено тепла на собственные нужды. Это потери теплоты с водой непрерывной продувки, расход тепловой энергии на мазутохозяйсво, на отопление и т.д. Вычитаете эти собственные нужды из остатка пирога и что получаете - нуль? Случается и такое при нашей точности замеров в том числе и по официальным коммерческим замерам. Однако после этого вычитания обычно остается изрядный кусок, который умельцы разбрасывают на те же собственные нужды и удельные расходы на выработку электроэнергии. Ну да, устаревшее оборудование, экономия на ремонтах, плюс требование сверху ежегодно повышать экономичность работы причины этой неизбежной туфты. Но наша задача - определить истинную причину дисбаланса электроэнергии и тепла, составляющего остаток нашего пирога. Если мы все совместно с группой учета проделали аккуратно, а приборы если и соврали, то не чересчур, то остается только одна крупная причина - потери энергии с потерями пара и воды.

А потери энергии, в том числе ее потери с потерями пара и воды, это всегда резонансный на ТЭС вопрос.

Естественно, потери неизбежны, поэтому на этот счет есть нормативы ПТЭ. А если где-нибудь в учебнике для ВУЗов вы прочтете, что можно обойтись и без потерь, то это глупость и не более того, в особенности применительно к нашим ТЭС.

Конечно, я отразил здесь не все достойные внимания моменты. При желании, вы можете найти полезные сведения в технических отчетах или где-то еще. Я, например, обнаружил полезный, на мой взгляд, фрагмент по данной теме в книге наших гигантов от химии в энергетике М.С. Шкроба и Ф.Г. Прохорова "Водоподготовка и водный режим паротурбинных электростанций" за 1961 год. К сожалению, здесь в один ряд выстроены все мухи и слоны. При необходимости вы можете проконсультироваться у наших специалистов или у персонала ТЭС о размерах перечисленных в фрагменте величин, а также об уместности использования всех приведенных в фрагменте рекомендаций. Я привожу этот фрагмент без дальнейших комментариев.

"В процессе эксплуатации часть конденсата или пара как внутри электростанции, так и вне ее теряется и не возвращается в цикл станции. Основными источниками безвозвратных потерь пара и конденсата в пределах электростанции являются:

а) котельная, где теряется пар на привод вспомогательных механизмов, на обдувку от золы и шлака, на грануляцию шлаков в топке, на распыливание в форсунках жидкого топлива, а также пар, уходящий в атмосферу при периодическом открытии предохранительных клапанов и при продувке пароперегревателей во время растопки котлов;

б) турбоагрегаты, где имеют место непрерывные потери пара через лабиринтовые уплотнения и в воздушных насосах, отсасывающих пар вместе с воздухом;

в) конденсатные и питательные баки, где происходят потери воды через перелив, а также испарение горячего конденсата;

г) питательные насосы, где происходят утечки воды через неплотности сальниковых уплотнений;

д) трубопроводы, где происходят утечки пара и конденсата через неплотности фланцевых соединений и запорной арматуры.

Внутристанционные потери пара и конденсата на конденсационной электростанции (КЭС) и чисто отопительной ТЭС могут быть снижены до 0.25-0.5% от общего расхода пара при условии реализации следующих мероприятий: а) замена, где только возможно, паровых приводов электрическими; б) отказ от использования паровых форсунок и обдувочных аппаратов; в) применение устройств для конденсирования и улавливания отработавшего пара; г) ликвидация всякого рода парения клапанов; д) создание плотных соединений трубопроводов и теплообменных аппаратов; е) борьба с утечками конденсата, излишними спусками воды из элементов оборудования и расходами конденсата на непроизводственные нужды; ж) тщательный сбор дренажей.

Возмещение внутристанционных и внешних потерь конденсата может быть осуществлено несколькими способами, в том числе:

а) химической обработкой исходной воды в тем, чтобы смесь конденсата с этой водой обладала необходимыми для питания котлов качественными показателями;

б) заменой потерянного конденсата конденсатом такого же качества, полученного в паропреобразовательной установке (в этом случае пар отдается производственным потребителям не непосредственно из отбора, а в виде вторичного пара паропреобразователя);

в) установкой испарителей, рассчитанных на выпаривание добавочной воды с конденсацией вторичного пара и получением высококачественного дистиллята".

Более короткий фрагмент я нашел в книге А.А. Громогласова, А.С. Копылова, А.П. Пильщикова "Водоподготовка: процессы и аппараты" за 1990 год. Здесь я позволю себе повториться и заметить, что если бы обычные потери пара и конденсата на наших ТЭС не превышали, как утверждают авторы, 2-3%, я бы не посчитал нужным составлять этот раздел:

"При эксплуатации ТЭС и АЭС возникают внутристанционные потери пара и конденсата: а) в котлах при непрерывной и периодической продувке, при открытии предохранительных клапанов, при обдувке водой или паром наружных поверхностей нагрева от золы и шлака, на распыливание жидкого топлива в форсунках, на привод вспомогательных механизмов; б) в турбогенераторах через лабиринтовые уплотнения и паровоздушные эжекторы; б) в пробоотборных точках; г) в баках, насосах, трубопроводах при переливе, испарении горячей воды, просачивании через сальники, фланцы и т.п. Обычные внутристанционные потери пара и конденсата, восполняемые добавочной питательной водой, не превышают в различные периоды эксплуатации на ТЭС 2-3%, на АЭС 0.5-1% их общей паропроизводительности".

Кроме этого я нашел в интернете:

"Внутренние потери:

Потери пара, конденсата и питательной воды через неплотности фланцевых соединений и арматуры;

Потери пара через предохранительные клапаны;

Утечка дренажа паропроводов и турбин;

Расход пара на обдувку поверхностей нагрева, на разогрев мазута и на форсунки;

К внутренним потерям теплоносителя на электростанциях с котлами на докритические параметры относят также потери от непрерывной продувки из барабанов котлов".

Из моей переписки с инженером Курской ТЭЦ-1. К потерям воды, пара и конденсата:

Добрый день, Геннадий Михайлович! 30-31.05.00г

Снова обсудили с Приваловым (зам. нач. химцеха ДонОРГРЭС) проблему потерь теплоносителя. Наиболее крупные потери бывают на деаэраторах (1.2, 1.4 и в особенности 6 ата), в БЗК (бак запаса конденсата), на предохранительных клапанах и в дренажах (в т.ч. в дренажах ПВД с высоким теплосодержанием воды). Наладчики иногда берутся за подобную работу выявления потерь, но не бескорыстно.

Поговорил на эту же тему с котельщиком. Он добавил, что бывают также существенные утечки на уплотнениях турбин. Зимой утечки пара можно проследить по парениям над крышей. Где-то в отчетах у меня были данные по затронутому вопросу и помнится, что я отмечал большие потери на дренажах ПВД. Для ТЭЦ с производственной нагрузкой максимальный допустимый размер внутристанционных потерь теплоносителя, без расходов пара на мазутохозяйство, деаэраторы теплосети и т.п., по ПТЭ 1989г стр. 156 (других ПТЭ у меня нет под рукой) составляет 1.6*1.5=2.4% общего расхода пит.воды. Нормы этих потерь, согласно ПТЭ, должно ежегодно утверждать энергообъединение, руководствуясь приведенными значениями и "Методическими указаниями по расчету потерь пара и конденсата".

Для ориентира скажу, что в моем отчете по ТЭЦ Шосткинского химкомбината приведены средние расходы к-та из БНТ в размере 10-15% от расхода пит.воды. А при пусках первого э/блока Астраханской ТЭЦ-2 (там блоки) мы не могли обеспечить блок нужным количеством обессоленной воды до тех пор, пока не задействовали бак низких точек и конденсат его не направили в БЗК. При "законных" 12% от расхода пит.воды, ваш ожидаемый уровень потерь теплоносителя я могу полуинтуитивно оценить как 4% потерь пара (на клапанах, деаэраторах, неиспользуемых выпарах БНТ и т.д.), 5% потерь пит.воды и конденсата ПВД, 3% прочих потерь пара и воды. Первая часть включает громадную (до 5.5% от кпд брутто котлов), вторая - внушительную (около 2%) и последняя - терпимую (менее 0.5%) части тепловых потерь. Наверное, вы (ТЭЦ) все же правильно считаете общие потери пара и конденсата. Но, наверное, вы неправильно считаете потери тепла и еще менее правильно действуете в части сокращения всех этих потерь.

P.S. Ну вот, мы вроде бы уже и прошли с вами все главные темы, так или иначе касающиеся ВХРБ. Возможно, какие-то вопросы покажутся слишком сложными. Но это не потому, что они действительно сложны, а потому, что они пока еще непривычны для вас. Читайте не напрягаясь. Что-то станет понятным с первого раза, что-то - при повторном чтении, а что-то - при третьем. При третьем чтении какие-то допущенные мною длинноты возможно станут вас раздражать. Это нормально и при нашей компьютерной технике не страшно. Сделайте себе копии файлов и убирайте ненужные фрагменты или заменяйте их меньшим количеством понятных для вас слов. Сжатие информации по мере ее усвоения это непременный и полезный процесс.

Когда все или большинство из изложенного станет для вас понятным и привычным, вы уже не новички. Конечно, вы по-прежнему можете не знать каких-то элементарных вещей. Но в этом, уверяю вас, вы не одиноки. Эксплуатационный персонал тоже сплошь и рядом не знает каких-то самых элементарных вещей. Никто не знает всего. Но если у вас уже есть набор полезных знаний и если эксплуатация так или иначе заметит его, то вам, естественным образом, тогда простится и незнание некоторых элементарных моментов. Опирайтесь на достигнутое и двигайтесь вперед!

Восполнение потерь пара и воды на ТЭС

На ТЭС при Ро ≥ 8,8 МПа (90 Атм) восполнение потерь осуществляется полностью обессоленной добавочной водой.

На ТЭС при Ро ≤ 8,8 МПа применяется химическая очистка добавочной воды – удаление катионов жёсткости, замещение их на катионы натрия, с сохранением остатков кислот (анионов).

Подготовка обессоленной воды ведётся тремя способами:

1. Химический метод

2. Термический метод

3. Комбинированные физико-химические методы (использование элементов химической очистки, диализного, мембранного)

Химический метод подготовки добавочной воды

В поверхностных водах имеются грубодисперсные, коллоидные и истинно растворённые примеси.

Вся система химической водоподготовки делится на две стадии:

1) Предочистка воды

2) Очистка от истинно растворённых примесей

1. Предочистка производится в осветлителях воды. При этом удаляются грубодиспергированные коллоидные примеси. Происходит замещение магниевой жёсткости на кальциевую и осуществляется магнезиональное обескремнивание воды.

Al 2 (SO 4) 3 или Fe(SO 4) – коагулянты

MgO+H 2 SiO 3 → MgSiO 3 ↓ + H 2 O

После предочистки вода содержит только истинно растворённые примеси

2. Очистка от истинно растворённых примесей осуществляется с помощью ионитных фильтров.

1) Н – катионитовый фильтр

Вода походит две ступени Н – катионитовых фильтров, затем одна одна ступень анионитового фильтра.

Декарбонизатор – улавливание СО 2 . После Н – катионитового и ОН – анионитового в воде слабые кислоты Н 2 CO 3 , H 3 РO 4 , H 2 SiO 3 при этом СO 2 переходит в свободную форму и далее вода идёт на декарбонизатор, в котором СО 2 удаляется физическим способом.

Закон Генри – Дальтона

Количество данного газа, растворённого в воде прямопропорционально парциальному давлению этого газа над водой.

В декарбонизаторе за сёт того, что концентрация СО 2 в воздухе приблизительно равна нулю, СО 2 из воды выделяется в декарбонизаторе.

Остатки слабых кислот (РО 4 , СО 2 , SiO 3) улавливаются на сильном анионитовом фильтре.

Термический метод обессоливания добавочной воды

Основан на том явлении, что растворимость солей в паре при малых давлениях очень мала.

Термическая подготовка добавочной воды осуществляется в испарителях.

Количество пара, идущего в одноступенчатой схеме приблизительно равен очищенному.

Принципиальные тепловые схемы отпуска пара и тепла с ТЭЦ.

Отпуск тепла с ТЭЦ.

Всех потребителей тепла можно разделить на 2 категории:

1. расход тепла (потребление) зависит от климатических условий (отопление и вентиляция);

2. расход тепла не зависит от климатических условий (горячая вода).

Тепло может отпускаться в виде пара, либо в виде горячей воды. Вода как теплоноситель для отопления имеет преимущества перед паром (нужен меньше диаметр труб + меньше потерь). Вода готовится в сетевых подогревателях (основных и пиковых). Пар же отпускается только на технологические нужды. Он может отпускаться непосредственно из отбора турбины либо через паропреобразователь.

При расчете расход тепла на отопление учитывается:

– площадь квартиры

– разница температуры на улице и в доме

– отопительная характеристика здания

Q = Væ (t внутр – t наруж)

[ккал/ч] = [м 3 ]*[ккал/м 3 ·ч·ºС]*[ºС]

где Q – расход тепла в единицу времени Гкал/ч или ккал/ч

æ (каппа) – сколько тепла теряется 1 м 3 здания в единицу времени при изменении тепла на 1 градус. Изменяется в пределах от 0,45 до 0,75

Отопление

Вентиляция

18 +8-10 -26 t пара, o C

Рисунок 55.

Годовой отпуск тепла на отопление .

Пиковая часть

Отопление

Основная часть

Горячая вода

0 550 5500 8760 n

количество часов, где пиковая нагрузка

Рисунок 56.

Для расчета тепла со станции на отопление используются коэффициенты теплофикации:

α ТЭЦ = Q отбор /Q сети

где Q отбор – то количество тепла, которое мы отбираем из отбора турбины

Q сети – то количество тепла, которое мы должны сообщить сетевой воде на станции

Схема отпуска тепла с ТЭЦ

Теплоподготовительные системы (ТПС):

Теплофикационная установка (ТУ)

Общестанционная установка (ОУ)

Существуют 2 вида ТПС:

1) для ТЭЦ с турбинами мощностью 25 МВт и меньше, а так же ГРЭС большой мощности. Для этого типа ТПС теплофикационная установка турбины состоит из основного и пикового подогревателя, а общие станционные установки включают: сетевые насосы, установки по умягчению подпиточной воды, насосы и деаэраторы подпиточной воды

2) для ТЭЦ с турбинами мощность которых больше 50 МВт. Для этого типа теплофикационные установки турбины состоят из 2-х последовательно включенных основных подогревателей (верхний и нижний) и насосов сетевой воды с 2-ч ступенчатой перекачкой: 1 насос стоит до нижнего основного подогревателя, а насос 2-ой ступени – после верхнего основного подогревателя. Обще станционные установки состоят из пикового водогрейного котла (ПВК), установок по умягчению подпиточной воды, деаэраторов и насосов подпиточной воды.

Схема теплофикационной установки первого типа.

Рисунок 57.

РОУ – редукционно-охладительная установка

Температура сетевой воды зависит от температуры наружного воздуха. Если температура наружного воздуха = 26 градусам, то на выходе из пикового подогревателя температура сетевой воды должна быть приблизительно 135 –150 ºС

Температура сетевой воды на входе в основной подогреватель ≈ 70 ºС

Конденсат редуцированного пара из пикового подогревателя сливается в основной подогреватель и далее проходит путь вместе с конденсатом греющего пара.

14. Коэффициент теплофикации α ТЭЦ. Способы покрытия пиковой тепловой нагрузки на ТЭЦ.

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);

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.