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.

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.

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.

 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