Straty w układach kondensacji pary. V.L. Gudzyuk, P. Shomov, P.A. Perow, Zmniejszenie strat pary podczas opróżniania rurociągu parowego przez podkładkę ustalającą

Strona 2

Zgodnie z obowiązującą metodologią obliczeń, jak wspomniano powyżej, kwoty za brak zwrotu kondensatu są wyłączone z kosztu energii w elektrowniach cieplnych, co prowadzi do sztucznego zaniżania poziomu kosztu energii.  

Ilość wody przekazywanej innym przedsiębiorstwom obejmuje wodę i parę wodną (brak zwrotu kondensatu, uzupełnienie sieci ciepłowniczej itp.), a także ścieki kierowane do oczyszczalnie ścieków inne przedsiębiorstwa.  

Konieczna jest jednak zmiana dotychczasowej procedury wyłączania z kosztów energii kwot otrzymanych od odbiorców z tytułu niezwrotu kondensatu, gdyż prowadzi to do nieuzasadnionego zaniżenia kosztu energii. Zagadnienie to zostało omówione bardziej szczegółowo poniżej w rozdz.  

Głównymi stratami mogą być: a) zużycie pary dla własne potrzeby(jeżeli kondensat tej pary nie zostanie zawrócony); b) wyciek pary i kondensatu przez nieszczelności rurociągów; c) utrata kondensatu z odpływów rurociągów parowych, gdy normalna operacja oraz podczas rozgrzewania nowo włączonych sekcji; d) straty pary na skutek oczyszczania przegrzewaczy podczas rozpalania kotłów; f) utratę wody z odmulania kotła.  

W zależności od tego, którzy odbiorcy są podłączeni do elektrociepłowni i jakie jest ich względne zapotrzebowanie na parę, brak zwrotu kondensatu od odbiorców produkcyjnych w różnych elektrociepłowniach jest różny. Wynosi ona od 40 do 100% w przeliczeniu na ilość wytworzonej pary oraz od 10 do 40% w przeliczeniu na ilość pary wchodzącej do turbiny. Dla elektrowni cieplnych brak zwrotu kondensatu od zewnętrznych odbiorców pary jest stratą zewnętrzną. One, podobnie jak straty wewnątrz stacji, muszą zostać uzupełnione dodatkową wodą. Całkowite dodatki do cyklu głównego elektrowni cieplnej określa się na podstawie sumy strat zewnętrznych i wewnątrzstacyjnych.  

W przypadku kotłów nieosłoniętych o stosunkowo małej wydajności (o ciśnieniu nie wyższym niż 15 rano i prężności pary do 30 kg/m2 godz.) i przy dużym braku powrotu kondensatu łatwiej jest zastosować metody uproszczone - wewnątrzkotłowe I obróbka cieplna wody i częściowej kationizacji.  

Bilans wodny obejmuje scentralizowaną produkcję, zużycie w podsystemach technologicznych, w tym zasilanie jednostek odzysku ciepła wytwarzających parę, produkcję i zużycie w podsystemach energii, straty powstałe na skutek dostarczania pary do odbiorców zewnętrznych w przypadku braku zwrotu kondensatu. Bilans wody chłodzącej odzwierciedla funkcjonowanie systemów zaopatrzenia w wodę o przepływie bezpośrednim i obiegowym.  

Taryfy za ciepło ustalane są przy założeniu 100% zwrotu kondensatu. Za brak zwrotu kondensatu odbiorcy płacą kosztem wody oczyszczonej chemicznie lub zdemineralizowanej, czyli średnią dla systemu energetycznego, podwyższoną nie więcej niż o 20%, aby zapewnić standardowy poziom rentowności. Kwotę płatności na rzecz konsumenta za zwrócony kondensat ustala się na podstawie składnika paliwowego kosztu 4186 GJ (10 Gcal) ciepła od organizacji dostarczającej energię.  

Jednorurowy system ogrzewania parowego z centralnym sprężaniem strumieniowym i powrotem kondensatu.

Elektrociepłownie są bardzo drogie, dlatego też wydajność tych elektrociepłowni jest zwykle ograniczona. Brak zwrotu kondensatu powoduje konieczność zwiększenia wydajności stacji uzdatniania wody i dodatkowego zużycia odczynników chemicznych, a także prowadzi do dodatkowych strat ciepła.  

Bardzo duże straty ciepła powstają na skutek nieprawidłowego działania odwadniaczy i nieszczelności połączenia kołnierzowe urządzeń odcinających i zaworów bezpieczeństwa oraz przed utratą gorącego kondensatu. Brak powrotu kondensatu pogarsza jakość wody zasilającej, co przyczynia się do zanieczyszczenia powierzchni grzewczej i pogorszenia wymiany ciepła.  

W elektrociepłowniach (CHP) straty kondensatu obejmują straty wewnątrzstacyjne i straty odbiorców. Zazwyczaj brak zwrotu kondensatu od odbiorców jest znacznie większy niż straty wewnątrz stacji, oraz niezbędny dodatek woda może stanowić do 30–40% lub więcej produkcji pary. Niektórzy odbiorcy mogą również doświadczyć zanieczyszczenia kondensatu, w wyniku czego staje się on nieodpowiedni do zasilania kotłów parowych. W tym przypadku w elektrowniach cieplnych z kotłami wysokie ciśnienie lub z przepływem bezpośrednim, zaleca się montaż konwerterów pary. Parą pierwotną dla konwertorów pary jest para z jednego z wylotów turbiny.  

W elektrowniach cieplnych, które wytwarzają nie tylko energię elektryczną, ale także oddają ciepło w postaci pary i gorąca woda(CHP) instaluje się turbiny, które pracują z doborem pary częściowo wyczerpanej ze stopni pośrednich. Ze względu na brak powrotu uwolnionego kondensatu konsument ciepła pary, straty w cyklu znacznie wzrastają i mogą sięgać 40 - 60% wydajności pary z kotłów.  

Brak powrotu kondensatu, oprócz bezpośrednich strat ciepła, powoduje konieczność dodatkowego doprowadzenia chemicznie oczyszczonej wody do zasilania kotłów parowych, co zwykle prowadzi do zwiększenia odsalania, a w konsekwencji do dodatkowych strat ciepła. Ponadto brak powrotu kondensatu do źródeł pary wodnej wymaga zwiększenia ich wydajności, a w niektórych przypadkach skomplikowania schematów chemicznego uzdatniania wody i urządzeń do separacji wewnątrz kotła, co wiąże się ze wzrostem kosztów kapitałowych, a często kosztów operacyjnych.  

Uzupełnianie strat pary i wody w elektrowniach cieplnych

W elektrowniach cieplnych o Po ≥ 8,8 MPa (90 Atm) straty uzupełnia się całkowicie zdemineralizowaną wodą dodatkową.

W elektrowniach cieplnych przy Po ≤ 8,8 MPa stosuje się chemiczne oczyszczanie wody uzupełniającej - usuwanie kationów powodujących twardość, zastąpienie ich kationami sodu, z zachowaniem pozostałości kwasów (anionów).

Przygotowanie wody zdemineralizowanej odbywa się na trzy sposoby:

1. Metoda chemiczna

2. Metoda termiczna

3. Połączone metody fizykochemiczne(użycie elementów czyszczenie chemiczne, dializa, membrana)

Chemiczna metoda przygotowania dodatkowej wody

W wody powierzchniowe Istnieją gruboziarniste, koloidalne i naprawdę rozpuszczone zanieczyszczenia.

Cały system chemicznego uzdatniania wody dzieli się na dwa etapy:

1) Wstępne uzdatnianie wody

2) Oczyszczanie z naprawdę rozpuszczonych zanieczyszczeń

1. Obróbkę wstępną przeprowadza się w odstojnikach wody. Usuwa grubo rozproszone zanieczyszczenia koloidalne. Twardość magnezowa zostaje zastąpiona twardością wapniową i następuje odkrzemianie wody magnezem.

Al 2 (SO 4) 3 lub Fe (SO 4) - koagulanty

MgO+H2SiO3 → MgSiO3 ↓ + H2O

Po wstępnym oczyszczeniu woda zawiera wyłącznie naprawdę rozpuszczone zanieczyszczenia

2. Oczyszczanie z naprawdę rozpuszczonych zanieczyszczeń odbywa się za pomocą filtrów jonowymiennych.

1) N – filtr kationowymienny

Woda przechodzi przez dwa stopnie H – filtrów kationowymiennych, następnie jeden stopień filtra anionowymiennego.

Dekarbonizator – wychwytywanie CO 2. Po wymianie kationowej H i OH - wymianie anionowej w wodzie powstają słabe kwasy H 2 CO 3, H 3 PO 4, H 2 SiO 3, natomiast CO 2 przechodzi do postaci wolnej i wtedy woda trafia do dekarbonizatora, w którym CO 2 jest usunięty fizycznie.

Prawo Henry’ego-Daltona

Ilość danego gazu rozpuszczonego w wodzie jest wprost proporcjonalna do ciśnienia cząstkowego tego gazu nad wodą.

W dekarbonizatorze, w związku z tym, że stężenie CO 2 w powietrzu jest w przybliżeniu zerowe, CO 2 uwalnia się z wody w dekarbonizatorze.

Pozostałości słabych kwasów (PO 4, CO 2, SiO 3) wychwytywane są na mocnym filtrze anionowymiennym.

Termiczna metoda odsalania wody dodatkowej

Opiera się na zjawisku, że rozpuszczalność soli w parze przy niskich ciśnieniach jest bardzo niska.

Termiczne przygotowanie dodatkowej wody odbywa się w wyparkach.

Ilość pary przepływającej w obwodzie jednostopniowym jest w przybliżeniu równa oczyszczonej.

Fundamentalny obwody termiczne dostawa pary i ciepła z elektrowni cieplnych.

Dostawa ciepła z CHP.

Wszystkich odbiorców ciepła można podzielić na 2 kategorie:

1. zużycie ciepła (zużycie) zależy od warunki klimatyczne(ogrzewanie i wentylacja);

2. Zużycie ciepła nie zależy od warunków klimatycznych (ciepła woda).

Ciepło może być uwalniane w postaci pary lub gorącej wody. Woda jako czynnik chłodzący do ogrzewania ma przewagę nad parą (wymagana jest mniejsza średnica rury + mniej strat). Woda przygotowywana jest w podgrzewaczach sieciowych (głównym i szczytowym). Steam udostępniany jest wyłącznie na potrzeby technologiczne. Może być uwalniany bezpośrednio z wylotu turbiny lub poprzez konwerter pary.

Przy obliczaniu zużycia ciepła do ogrzewania uwzględnia się:

– powierzchnia apartamentu

– różnica temperatur na zewnątrz i wewnątrz domu

– charakterystyka grzewcza budynek

Q = V æ (t wewnątrz – t na zewnątrz)

[kcal/h] = [m 3 ]*[kcal/m 3 h·°С]*[°С]

gdzie Q to zużycie ciepła na jednostkę czasu Gcal/h lub kcal/h

æ (kappa) - ile ciepła traci się z 1 m 3 budynku na jednostkę czasu, gdy ciepło zmienia się o 1 stopień. Waha się od 0,45 do 0,75

Ogrzewanie

Wentylacja

18 +8-10 -26 t pary o C

Rysunek 55.

Roczne dostawy ciepła do ogrzewania .

Część szczytowa

Ogrzewanie

Głównym elementem

Gorąca woda

0 550 5500 8760 n

liczba godzin, w których występuje obciążenie szczytowe

Rysunek 56.

Do obliczenia ciepła ze stacji do ogrzewania stosuje się współczynniki ogrzewania:

α CHPP = wybór Q / sieć Q

gdzie Q ekstrakcja to ilość ciepła, którą usuwamy z ekstrakcji turbiny

Q sieci to ilość ciepła, jaką musimy przekazać wodzie sieciowej na stacji

Schemat zaopatrzenia w ciepło z CHP

Systemy przygotowania ciepła (HPS):

Jednostka grzewcza (TU)

Wspólna instalacja instalacji (OU)

Istnieją 2 rodzaje TPS:

1) dla elektrowni cieplnych z turbinami o mocy 25 MW i mniejszej oraz państwowych elektrowni okręgowych duża moc. Dla tego typu TPS Instalację grzewczą turbina składa się z grzejnika głównego i szczytowego oraz ogólne instalacje stacji zaliczają się: pompy sieciowe, zmiękczacze wody uzupełniającej, pompy wody uzupełniającej i odgazowywacze

2) dla elektrowni cieplnych z turbinami o mocy większej niż 50 MW. Dla tego typu ciepłownie Turbiny składają się z 2 połączonych szeregowo grzejników głównych (górny i dolny) oraz sieciowych pomp wody z 2-stopniowym pompowaniem: 1 pompa znajduje się przed dolnym podgrzewaczem głównym, a pompa II stopnia znajduje się za górnym podgrzewaczem głównym. Ogólne instalacje stacji składają się z szczytowego kotła ciepłej wody (PHB), urządzeń do zmiękczania wody uzupełniającej, odgazowywaczy i pomp wody uzupełniającej.

Schemat ciepłowni pierwszego typu.

Rysunek 57.

ROU – jednostka redukcyjno-chłodząca

Temperatura wody sieciowej uzależniona jest od temperatury powietrza zewnętrznego. Jeżeli temperatura powietrza zewnętrznego = 26 stopni, wówczas na wylocie grzejnika szczytowego temperatura wody sieciowej powinna wynosić około 135–150 ºС

Temperatura wody sieciowej na wejściu do głównego podgrzewacza wynosi ≈ 70 ºС

Zredukowany kondensat pary z podgrzewacza szczytowego jest odprowadzany do podgrzewacza głównego, a następnie przemieszcza się wraz z kondensatem pary grzewczej.

14. Współczynnik opałowy α CHPP. Metody pokrycia szczytowego obciążenia cieplnego w elektrowniach cieplnych.

Straty pary i kondensatu w elektrowniach cieplnych dzieli się na wewnętrzne DBT, straty produkcyjne

walce kotłowe, woda zewnętrzna i technologiczna DTexH. Do wewnętrznego

Straty te obejmują nieszczelności elementów urządzeń, pary i wody

linie elektrowni.

Uzupełnianie strat w elektrowniach cieplnych odbywa się wodą zdemineralizowaną, natomiast

nawet zdolność odsalania lub instalacja odparowująca Dla

elektrownie kondensacyjne i elektrociepłownie należy traktować jako równe

2% wydajności pary zainstalowanych kotłów. Wydajność

instalacja wyparna obejmująca cały zakład lub dodatkowy producent

Przyjmuje się, że wydajność instalacji odsalania (ponad 2%) wynosi:

dla elektrowni z kotły przelotowe- 25 t/h z blokami o wydajności

200, 250, 300 MW, 50 t/h dla bloków 500 MW, 75 t/h dla bloków energetycznych

łącznie 800 MW;

dla elektrowni z kotłami bębnowymi - 25 t/h.

W elektrociepłowniach gazowych i olejowych (przy wykorzystaniu pary do ogrzania oleju opałowego bez zwracania kondensatu) wzrasta wydajność instalacji odsalania chemicznego

o 0,15 t na 1 tonę spalonego oleju opałowego.

Nieszczelności powodują straty pary i wody oraz zmniejszają sprawność cieplną

elektrownie. Występują na wszystkich liniach ciągu parowo-wodnego, ale kiedy

w obliczeniach przyjęto, że są one skoncentrowane w rurociągu pary świeżej (przed

bino). Upraszcza to obliczenia i prowadzi do tego, że znalezione w ten sposób

wskaźniki efektywności cieplnej są nieco zaniżone, choć bardzo

nieistotny.

Zauważalne straty w elektrowniach cieplnych związane są z ciągłym dmuchaniem bębnów

kotły Aby zmniejszyć te straty, należy zainstalować na przewodach wody płuczącej

oczyścić ekspandery. Stosowane są schematy z jednym i dwoma etapami

Zużycie wody podczas ciągłego przedmuchu kotła należy mierzyć przepływomierzem

oraz dla stanu ustalonego przy uzupełnianiu strat wodą demineralizowaną lub

destylat z wyparek powinien stanowić nie więcej niż 1 i nie mniej niż 0,5% produkcji

żywotność kotła, a przy uzupełnianiu strat wodą oczyszczoną chemicznie - nie

więcej niż 3 i nie mniej niż 0,5% produktywności; podczas uruchamiania kotła po instalacji, dot

instalacji lub z rezerwy, dozwolone jest zwiększenie ciągłe dmuchanie do 2-5%

wydajność kotła.

Zapobieganie zewnętrznym stratom pary i kondensatu podczas stosowania wstępnego parowania

Instalacja edukacyjna (PPU) wiąże się z niedoprodukcją mocy przez turbinę

ze względu na konieczność dostarczenia do PPU pary o potencjale wyższym niż wymagany

jest wykorzystywana do celów technologicznych. Należy wziąć pod uwagę tę niedostateczną produkcję mocy

przy obliczaniu podstawowego schematu cieplnego elektrowni cieplnej. Straty i straty wewnętrzne,

związane z nadmuchem walców kotłowych, uzupełniane są dodatkową wodą, pocztową

wprowadzany jest do skraplacza turbiny, gdzie ulega wstępnemu odpowietrzeniu.

Straty zewnętrzne uzupełniane są dodatkową wodą kierowaną do odgazowywacza

kondensat z głównej turbiny.

W elektrowniach cieplnych z zewnętrznymi stratami płynu roboczego uzupełniana jest dodatkowa woda

je, przed wprowadzeniem go do odgazowywacza, główny kondensat turbiny musi zostać podgrzany

odparować i wstępnie odpowietrzyć w odgazowywaczu atmosferycznym. Rozgrzej obwód

ryk i wstępne odpowietrzenie dodatkowej wody używanej do uzupełnienia

straty zewnętrzne pokazano na ryc. 5.3.

Oprócz powyższych strat pary i kondensatu w elektrowniach cieplnych występują:

zwane stratami technologicznymi (lub stratami na potrzeby własne). Są połączone

zajmują się obsługą dysz, przedmuchem i myciem powierzchni grzewczych, serwisowaniem

montaż urządzeń do uzdatniania kondensatu, odpowietrzanie wody uzupełniającej z sieci ciepłowniczej,

rozładunek oleju opałowego, pobieranie próbek płynu chłodzącego analizy chemiczne itd.

Normy strat technologicznych pary i kondensatu opracowywane są elektrycznie

stanowisko dla każdej operacji technologicznej, z uwzględnieniem możliwości jej powtórzenia

wykorzystanie strat. Przy kalkulacji kosztów nie uwzględnia się strat technologicznych

podstawowy projekt termiczny stacji, ale należy go wziąć pod uwagę przy

dobór mocy zainstalowanej stacji uzdatniania wody.

Odwodnienie urządzeń i rurociągów parowych jako stałe (na przykład z uszczelki

pomp) i okresowe (większość z nich jest typowa dla rozruchu

tryby) są gromadzone w zbiorniku drenażowym i okresowo zawracane do obiegu.

W nowoczesnych elektrowniach cieplnych zanieczyszczony kondensat gromadzi się zwykle w zbiorniku

kondensatu, a po jego oczyszczeniu na filtrach jonowymiennych i odpowietrzeniu

obraca się w cyklu. Jeżeli elektrownia cieplna posiada parowniki, zanieczyszczony kondensat,

Do tych urządzeń można również kierować wodę nadmuchową z kotłów bębnowych. Na

W takich schematach całkowite straty wody w elektrowniach cieplnych są znacznie zmniejszone.

Straty pary i kondensatu dzielą się na wewnętrzne i zewnętrzne.

Straty wewnątrzstacyjne składają się z:

Zużycie pary dla urządzeń pomocniczych stacji bez powrotu kondensatu - nadmuch pary wytwornic pary, dla dysz z parową atomizacją oleju opałowego, dla urządzeń do podgrzewania oleju opałowego;

Straty pary i wody podczas rozruchów i zatrzymań wytwornic pary;

Utrata pary i wody w wyniku nieszczelności rurociągów, armatury i sprzętu;

Straty wody wydmuchowej;

Wielkość strat zależy od charakterystyki sprzętu, jakości produkcji i instalacji, poziomu konserwacji i eksploatacji.

Straty wewnętrzne wynoszą (w udziałach w zużyciu wody zasilającej):

w CPP – 0,8-1%, w CHP – 1,5-1,8%.

Główną część strat stanowi wydmuch wody. To jest niezbędne operacja technologiczna do utrzymania stężenia soli, zasad i kwasu krzemowego w wodzie wytwornic pary, w granicach zapewniających niezawodne działanie to drugie i wymaganą czystość pary. Aby zwrócić część wody i ciepła podczas ciągłego nadmuchu do obiegu, stosuje się urządzenia składające się z ekspanderów i chłodnic wody oddmuchowej. Ilość pary uwalnianej w ekspanderze wynosi do 30% przepływu wody płuczącej. Pozostała część jest odprowadzana do kanalizacji.

Straty zewnętrzne powstają, gdy para jest uwalniana bezpośrednio z turbin i wytwornic pary, jeżeli część kondensatu tej pary nie jest zawracana do stacji.

Używana para procesy technologiczne, jest zanieczyszczony różnymi substancjami związki chemiczne. Wielkość strat może osiągnąć 70%. Dla przemysłowych elektrowni cieplnych stosunek strat zewnętrznych do wydajności pary wytwornic pary wynosi 20 – 30%.

Straty pary i wody w obiegu elektrowni należy uzupełniać dodatkową wodą zasilającą wytwornice pary.

Dodatkowe zużycie wody: Dd.in = Din + Dpr + Dv.p., gdzie

Din – straty wewnątrzstacyjne pary i wody w elektrowni (bez strat z nadmuchem);

Dpr – ubytek wody do drenażu z ekspanderów płuczących;

Dv.p. – utratę kondensatu od odbiorców zewnętrznych.

Dpr = βDp.pg, gdzie

Dp.pg – natężenie przepływu wody oczyszczającej wytwornice pary;

β to udział wody odmulonej odprowadzanej do drenażu.

Entalpia suchej pary nasyconej w ekspanderze;

Entalpie wrzącej wody pod ciśnieniem w wytwornicy pary i ekspanderze.

Dodatkowe zużycie ciepła paliwa w elektrowni spowodowane stratami pary i kondensatu:

, (9.2)

gdzie , , , to entalpie pary za wytwornicą pary, woda płucząca, kondensat pary zawracanej do elektrociepłowni od odbiorców zewnętrznych, woda dodatkowa, - sprawność. sieć wytwornicy pary.

Straty pary i wody w elektrowniach cieplnych zwiększają zużycie energia elektryczna do zasilania pomp. Nazywany przez to dodatkowy wydatek ciepło paliwa określa się według wzoru:

, szer. (9,3)

gdzie oznacza ilość dodatkowej wody, kg/s; - ciśnienie wody zasilającej za pompą, Pa; ρ - gęstość wody, kg/m3; - efektywność pompa zasilająca ~ 0,7 – 0,8; - efektywność elektrownie netto.

Spadek wydajności stacji, spowodowane stratami pary i kondensatu oraz znacznymi kosztami przygotowania dodatkowej wody zasilającej, wymagają podjęcia następujących działań:

Stosowanie bardziej zaawansowanych metod przygotowywania dodatkowej żywności. woda;

Zastosowanie w kotłach bębnowych odparowania etapowego, które pozwala na zmniejszenie ilości wody odlotowej;

Organizacja odbioru czystego kondensatu od wszystkich odbiorców stacji;

Maksymalne możliwe zastosowanie złącza spawane w rurociągach i sprzęcie;

Odbiór i zwrot czystego kondensatu od odbiorców zewnętrznych.

Być może z czasem przepiszę tę ważną sekcję. W międzyczasie postaram się odzwierciedlić przynajmniej niektóre z głównych punktów.

Częstą sytuacją dla nas, serwisantów, jest to, że rozpoczynając kolejne zadanie, nie mamy pojęcia, co ostatecznie będzie lub powinno być. Ale zawsze potrzebujemy przynajmniej jakiejś wstępnej wskazówki, aby nie popaść w zamieszanie, ale wyjaśniając i zdobywając szczegóły, zorganizować ruch do przodu.

Od czego powinniśmy zacząć? Najwyraźniej ze zrozumienia tego, co kryje się pod pojęciem utraty pary i wody. W elektrowniach cieplnych działają grupy księgowe, które prowadzą ewidencję tych strat i trzeba znać terminologię, aby mieć z nimi produktywny kontakt.

Wyobraźmy sobie, że elektrownia cieplna dostarcza 100 ton pary odbiorcom zewnętrznym (powiedzmy, pewnej betoniarni i/lub wytwórni Włókno chemiczne) i otrzymuje od nich zwrot tej pary w postaci tzw. kondensatu produkcyjnego w ilości 60 ton. Różnica 100-60 = 40 ton nazywana jest bezzwrotną. Ten brak powrotu pokrywany jest poprzez dodanie wody uzupełniającej, która wprowadzana jest do obiegu TPP poprzez przecięcie pomiędzy HDPE (grzejniki niskie ciśnienie), rzadziej - poprzez odgazowywacze lub jeszcze rzadziej w inny sposób.

Jeżeli w obiegu TPP występują straty pary i wody - a zawsze są i z reguły są znaczne - to wielkość dodania wody uzupełniającej jest równa stratom bezzwrotnym plus straty chłodziwa w TPP cykl. Załóżmy, że wielkość dodatku wynosi 70 ton, brak zwrotu wynosi 40 ton. Wtedy straty, określone jako różnica między dodatkiem a brakiem zwrotu, wyniosą 70-40 = 30 ton.

Jeśli opanowałeś tę prostą arytmetykę i nie mam co do tego wątpliwości, będziemy kontynuować nasz postęp. Istnieją straty wewnątrz stacji i inne rodzaje strat. W grupie księgowej może nie być jasnego rozdzielenia tych pojęć ze względu na ukrywanie w raportowaniu prawdziwej przyczyny tych strat. Spróbuję jednak wyjaśnić logikę podziału.

Często zdarza się, że stacja oddaje ciepło nie tylko parą, ale także poprzez kocioł z wodą sieciową. W sieci ciepłowniczej powstają straty, które należy uzupełnić poprzez uzupełnienie sieci ciepłowniczej. Załóżmy, że do uzupełnienia sieci ciepłowniczej zużywa się 100 ton wody o temperaturze 40°C, która w pierwszej kolejności kierowana jest do odgazowywacza 1.2ata. Aby odpowietrzyć tę wodę, należy ją podgrzać do temperatury nasycenia pod ciśnieniem 1,2 kgf/cm2, a do tego potrzebna będzie para. Entalpia podgrzanej wody wyniesie 40 kcal/kg. Entalpia ogrzanej wody zgodnie z tablicami Vukałowicza (Właściwości termodynamiczne wody i pary wodnej) wyniesie 104 kcal/kg na linii nasycenia przy ciśnieniu 1,2 kgf/cm2. Entalpia pary kierowanej do odgazowywacza wynosi około 640 kcal/kg (wartość tę można doprecyzować w tej samej grupie rozliczeniowej). Para po oddaniu ciepła i skropleniu będzie miała również entalpię podgrzanej wody - 104 kcal/kg. Jako mistrzowie bilansowania nie będzie wam wcale trudno zapisać oczywisty stosunek 100*40+X*640=(100+X)*104. Gdzie zużycie pary do dogrzania wody uzupełniającej w odgazowywaczu 1,2ata wynosi X=(104-40)/(640-104)=11,9 t lub 11,9/(100+11,9)=0,106 t pary na 1 ton wody uzupełniającej po odgazowywaczu 1,2ata. Są to, że tak powiem, straty uzasadnione, a nie wynik wadliwej pracy personelu serwisowego.

Ale ponieważ dadzą nam się ponieść obliczeniami termicznymi, rozwiążemy kolejny podobny węzeł. Załóżmy, że mamy 10 ton wody po odmuleniu do kotłów energetycznych. To także straty niemal uzasadnione. Aby straty te były jeszcze bardziej uzasadnione, opary z ekspanderów ciągłego odsalania są często zawracane do cyklu TPP. Dla ścisłości załóżmy, że ciśnienie w walczakach kotła wynosi 100 kgf/cm2, a ciśnienie w ekspanderach 1 kgf/cm2. Schemat jest następujący: woda oczyszczająca o entalpii odpowiadającej linii nasycenia pod ciśnieniem 100 kgf/cm2 wpływa do ekspanderów, gdzie wrze i tworzy parę i wodę o entalpii odpowiadającej linii nasycenia przy ciśnieniu 1 kgf/cm2. To, co odprowadzane jest za ekspanderami, to kolejna „legalna” utrata wody.

Według tablic Vukalovicha stwierdzamy: entalpię wdmuchiwania wody – 334,2 kcal/kg; entalpia wody po ekspanderach z ciągłym wdmuchiwaniem - 99,2 kcal/kg; entalpia pary z ekspanderów - 638,8 kcal/kg. I znowu tworzymy dziecinnie prosty bilans: 10*334,2=X*638,8+(10-X)*99,2. Gdzie znajdziemy ilość wytworzonej pary X = 10*(334,2-99,2)/(638,8-99,2) = 4,4 t Strata wody wydmuchującej wyniesie 10-4,4 = 5,6 t czyli 0,56 t na 1 tonę nadmuchanej wody . W tym przypadku 4,4*638,8*1000 kcal lub 4,4*638,8/(10*334,2)=0,84 kcal powraca do cyklu na każdy kcal wody oczyszczającej.

Podejdźmy teraz do kotła, czyli miejsca, do którego najczęściej musimy się zbliżać – punktów poboru próbek. Czy koszty w tych punktach są dobrze uregulowane? Wydaje się, że przepływ wynosi 0,4 l/min, ale w rzeczywistości będzie to prawdopodobnie nie mniej niż 1 l/min, czyli 0,001*60=0,06 t/h. Jeżeli na kotle będzie np. 10 takich punktów poboru próbek, to będziemy mieli stratę chłodziwa na poziomie 0,6 t/h tylko z jednego kotła. A co jeśli kropki unoszą się, „plują” itp.? Istnieją również różne linie impulsowe do urządzeń, w których mogą wystąpić straty spowodowane technologią lub nieszczelnościami w tych liniach. Koncentratory zasolenia można także montować na kotłach. To po prostu koszmar, ile wody są w stanie na siebie wziąć. I to wszystko są „legalne” czy jakkolwiek by to nazwać, straty pary i wody.

Następnie będziesz w grupie księgowej lub na początku. Dział utrzymania technicznego lub główny inżynier poinformuje Cię, że nadal występują straty pary na własne potrzeby. Sprawy jak zwykle, para wybór produkcji(jest jedna na turbinach) trafia na potrzeby przemysłu paliwowego. Istnieją dość rygorystyczne normy dotyczące tych potrzeb, a kondensat pary musi zostać zawrócony do obiegu. Zwykle nie jest spełniony ani jeden, ani drugi z tych wymagań. Mogą też wystąpić straty „legalne” w przypadku łaźni, szklarni lub czegoś innego.

Zbiornik niskiego punktu... Często jest to jeden z głównych składników wody zasilającej. Jeśli woda w zbiorniku jest zanieczyszczona powyżej limitu, chemicy nie wyrażają zgody na korzystanie z tej wody. A to też są straty, czyli, jak to ujął szanowany Borys Arkadiewicz, wewnętrzny brak zwrotu. Z tego czy innego powodu kondensat produkcyjny zwrócony od odbiorcy zewnętrznego nie może zostać wykorzystany i fakt ten może nie zostać zarejestrowany w grupie księgowej.

Kiedy sobie z tym wszystkim poradzisz, jeśli to konieczne, nadal pozostanie 5-6% niezrozumiałych, niewytłumaczalnych strat. Może być mniejsza lub większa, w zależności od stopnia pracy danej elektrowni cieplnej. Gdzie szukać tych strat? Musimy, że tak powiem, podążać ścieżką pary i wody. Wycieki, zaparowanie i inne podobne „drobiazgi” mogą wynieść znaczne ilości, przekraczające rozmiarami straty, które rozważaliśmy w punktach poboru próbek pary i wody. Jednak wszystko, o czym do tej pory rozmawialiśmy, może być mniej lub bardziej oczywiste dla personelu TPP nawet bez naszego wyjaśnienia. Dlatego kontynuujmy naszą ścieżkę mentalną ścieżką pary i wody.

Gdzie trafia woda? W kotłach, w zbiornikach, w odgazowywaczach. Straty na skutek nieszczelności kotłów również nie są prawdopodobnie nowym problemem eksploatacyjnym. Mogą jednak zapomnieć o przepełnieniach w zbiornikach i odgazowywaczach. I tutaj niekontrolowane straty mogą być więcej niż znaczące.

Zainspirowani pierwszym sukcesem, kontynuujmy naszą podróż pełną parą. Dokąd zmierza para z punktu widzenia interesującego nas obiektu? Do różnych zaworów, uszczelek, w odgazowywaczach 1,2 i 6 at... Zawory, jak wszystkie nasze, nie działają idealnie. Innymi słowy, unoszą się tam, gdzie się znajdują, m.in. oraz w odgazowywaczach. Opary te dostają się do rur wydechowych, które są odprowadzane na dach głównego budynku elektrociepłowni. Jeśli wejdziesz na ten dach zimowy czas, możesz tam spotkać mgłę przemysłową. Być może zmierzysz wypływ pary z rur za pomocą tachometru i stwierdzisz, że ta para wystarczy do zorganizowania na dachu szklarni lub ogrodu zimowego.

Jednak niezrozumiałe i niewyjaśnione straty nadal występują. I pewnego dnia podczas omawiania tej kwestii Główny inżynier, albo kierownik warsztatu turbin, albo ktoś inny pamięta, że ​​my (tj. oni) używamy pary do głównego wyrzutnika i ta para nie wraca do obiegu. Tak może rozwinąć się sytuacja w interakcji z personelem TPP.

Dobrze byłoby dodać do tych ogólnych rozważań kilka narzędzi oceny i lokalizacji strat. Ogólnie rzecz biorąc, utworzenie takich schematów bilansu nie jest trudne. Trudno ocenić, gdzie dane odpowiadają faktowi, a gdzie błędy przepływomierzy. Ale czasami można coś wyjaśnić, jeśli nie wykonasz jednorazowych pomiarów, ale wyniki w wystarczającym okresie czasu długi okres. Mniej lub bardziej wiarygodnie wielkość strat pary i kondensatu znamy jako różnicę pomiędzy przepływem wody uzupełniającej a brakiem powrotu kondensatu produkcyjnego. Makijaż, jak już wspomniano, zwykle odbywa się poprzez obwód turbiny. Jeżeli obieg ten nie będzie posiadał strat własnych, wówczas całkowite zużycie wody zasilającej za HPH (podgrzewaczami wysokociśnieniowymi) turbin będzie większe od zużycia pary świeżej do turbin o wielkość strat w cyklu TPP (w przeciwnym razie bez nadmiaru, nie będzie już czym uzupełniać strat w obiegu kotła). Jeśli w obwodzie turbiny występują straty, to różnica między dwiema różnicami, uzupełnienie_minus_bez powrotu i przepływ_dla_ciśnienia_ciśnienia_minus_przepływ_gorącej_pary, będzie stratami w obwodzie turbiny. Straty w obiegu turbiny to straty na uszczelnieniach, w układzie regeneracji (w pompie wysokociśnieniowej i niskociśnieniowej), na odsysaniu pary z turbin wchodzącej do odgazowywaczy i kotła (czyli nie tyle w ekstrakcji, jak w odgazowywaczach i kotłach) oraz w skraplaczach turbinowych. Odgazowywacze posiadają zawory, których nieszczelności stanowią eżektory wykorzystujące parę wodną, ​​podłączone do skraplaczy. Gdybyśmy potrafili podzielić straty pary i kondensatu na straty w obiegu kotła i w obiegu turbiny, to zadanie dalszego określenia strat byłoby znacznie łatwiejsze zarówno dla nas, jak i dla obsługi.

W związku z tym dobrze byłoby jakoś, choć z grubsza, podzielić straty pary i kondensatu na straty samej pary i samego kondensatu lub wody. Musiałem dokonać takich ocen i postaram się pokrótce oddać ich istotę, abyście Państwo, jeśli sobie tego życzycie, mogli zrobić coś podobnego w interakcji z operatorami turbin lub z tą samą grupą księgową w elektrowniach cieplnych. Pomysł jest taki, że jeśli znamy straty energii, którym nie można przypisać nic innego jak straty ciepła z parą i wodą, i jeśli wiemy całkowity rozmiar straty chłodziwa (a trzeba to wiedzieć), to po podzieleniu pierwszej przez drugą straty przypisujemy jednemu kilogramowi chłodziwa i według wartości tych strat konkretne straty możemy oszacować entalpię utraconego chłodziwa. Na podstawie tej uśrednionej entalpii możemy ocenić stosunek strat pary i wody.

Wróćmy jednak do kwestii krojenia tortu… Paliwo, powiedzmy, gaz, trafia do elektrociepłowni. Jego zużycie znane jest z przepływomierzy komercyjnych, a z przepływomierzy komercyjnych wiadomo, ile ciepła wyemitowała elektrociepłownia. Zużycie gazu pomnożone przez jego Wartość opałowa w kcal/m3 minus dostawa ciepła w kcal, minus produkcja energii elektrycznej pomnożona przez jej specyficzne zużycie w kcal/kWh, to w pierwszym przybliżeniu nasz placek. To prawda, że ​​​​moc cieplną oblicza się oczywiście nie w kilokaloriach, ale w gigakaloriach, ale są to szczegóły, które niekoniecznie Cię tutaj niepokoją. Teraz od tej wartości musimy odjąć to, co podczas spalania gazu wleciało do komina i uciekło ze stratami izolacja cieplna kotły Ogólnie rzecz biorąc, mnożymy wartość opałową gazu przez jego natężenie przepływu, następnie mnożymy to wszystko przez wydajność kotłów, którą grupa księgowa po mistrzowsku potrafi określić (i sfałszowana, ale nie będziemy o tym rozmawiać) i wyznaczając w ten sposób tzw. Qbrutto kotłów. Od Qgross odejmujemy moc cieplną i wytwarzaną energię elektryczną, o których już wspominaliśmy, i w rezultacie otrzymujemy ciasto, które należy pokroić.

W tym cieście pozostały tylko trzy elementy - potrzeby własne kotłów i turbin, straty na skutek dostaw ciepła, straty Przepływ ciepła. Straty w przepływie ciepła to coś o nie do końca jasnym znaczeniu, coś w rodzaju legitymizacji części nie do końca uzasadnionych strat. Ale na szczęście istnieje w tej kwestii standard, który możemy odjąć od naszego tortu. Teraz reszta tortu zawiera tylko własne potrzeby i straty wynikające z dostaw ciepła. Straty z wydzielaniem ciepła to straty prawne podczas przygotowania wody (straty podczas odprowadzania podgrzanej wody regeneracyjnej i płuczącej, straty ciepła przy oczyszczaniu osadników itp.) plus straty na rurociągach chłodniczych, obudowach odgazowywaczy itp., które są obliczane według specjalnie opracowane standardy w zależności od temperatury środowisko. Odejmujemy te straty, po czym w naszym tortie powinny pozostać już tylko potrzeby własne kotłów i turbin. Następnie grupa księgowa powie Ci, jeśli nie kłamie, ile dokładnie ciepła wydano na własne potrzeby. Są to straty ciepła wynikające z ciągłego nadmuchu wody, zużycie energii cieplnej na produkcję oleju opałowego, ogrzewanie itp. Od reszty tortu odejmujesz te własne potrzeby i co otrzymujesz – zero? Dzieje się tak również w przypadku naszych dokładnych pomiarów, w tym oficjalnych pomiarów komercyjnych. Jednak po tym odjęciu zwykle pozostaje spora ilość, którą rzemieślnicy rozrzucają na własne potrzeby i koszt jednostki do wytwarzania energii elektrycznej. Cóż, tak, przestarzały sprzęt, oszczędności na naprawach, plus odgórny wymóg corocznego zwiększania wydajności pracy, są przyczyną tych nieuniknionych bzdur. Ale naszym zadaniem jest ustalenie prawdziwy powód brak równowagi energii elektrycznej i ciepła, który składa się na resztę naszego ciasta. Jeśli my wraz z grupą księgową zrobiliśmy wszystko ostrożnie, a jeśli instrumenty kłamały, to nie za dużo, to pozostał tylko jeden główny powód - utrata energii wraz ze stratami pary i wody.

Straty energii, w tym straty związane ze stratami pary i wody, są zawsze aktualnym tematem w elektrowniach cieplnych.

Naturalnie straty są nieuniknione, dlatego istnieją standardy PTE w tym zakresie. A jeśli gdzieś w podręczniku dla uczelni przeczytacie, że da się obejść bez strat, to jest to bzdura i nic więcej, zwłaszcza w odniesieniu do naszych elektrociepłowni.

Oczywiście nie odzwierciedliłem tutaj wszystkiego godny uwagi chwile. Jeśli chcesz, możesz znaleźć przydatna informacja w raportach technicznych lub gdzie indziej. Przykładowo przydatny, moim zdaniem, fragment na ten temat znalazłem w książce naszych gigantów od chemii po energię M.S. Shkrob i F.G. Prochorow „Uzdatnianie wody i reżim wodny elektrownie turbinowe parowe” za rok 1961. Niestety, wszystkie muchy i słonie są tu ustawione w jednym szeregu. W razie potrzeby można skonsultować się z naszymi specjalistami lub personelem elektrowni cieplnych co do wielkości podanych we fragmencie ilości, a także stosowności wykorzystania wszystkich zaleceń podanych we fragmencie, przedstawiam ten fragment bez dalszego komentarza.

„Podczas pracy część kondensatu lub pary, zarówno wewnątrz, jak i na zewnątrz elektrowni, jest tracona i nie jest zawracana do obiegu stacji. Głównymi źródłami nieodwracalnych strat pary i kondensatu w elektrowni są:

a) kotłownia, w której ubywa pary do napędu mechanizmów pomocniczych, do zdmuchnięcia popiołów i żużli, do granulacji żużla w piecu, do natrysku w dyszach płynne paliwo oraz pary ulatniającej się do atmosfery podczas okresowego otwierania zaworów bezpieczeństwa oraz podczas przedmuchu przegrzewaczy pary podczas rozpalania kotła;

b) zespoły turbinowe, w których występują ciągłe straty pary przez uszczelnienia labiryntowe i do wewnątrz pompy powietrzne zasysanie pary wraz z powietrzem;

c) zbiorniki kondensatu i zasilania, w których następuje utrata wody w wyniku przelewania się i odparowywania gorącego kondensatu;

d) pompy zasilające, w przypadku których wycieki wody wynikają z nieszczelności uszczelek dławnic;

e) rurociągi, w których występują wycieki pary i kondensatu poprzez nieszczelności połączeń kołnierzowych i zaworów odcinających.

Wewnątrzstacyjne straty pary i kondensatu w elektrowni kondensacyjnej (CPS) i czystym ciepłownictwie TPP można ograniczyć do 0,25-0,5% całkowitego zużycia pary, pod warunkiem wdrożenia następujących działań: a) wymiana, jeśli to możliwe , napędy parowe z elektrycznymi; b) odmowa użycia dysz parowych i dmuchaw; c) stosowanie urządzeń do skraplania i gromadzenia pary wylotowej; d) eliminacja wszelkiego rodzaju pływaków zaworowych; e) wykonanie szczelnych połączeń rurociągów i wymienników ciepła; f) zwalczanie wycieków kondensatu, nadmiernego odprowadzania wody z elementów urządzeń oraz zużycia kondensatu na potrzeby pozaprodukcyjne; g) staranne zbieranie drenażu.

Kompensację wewnątrzstacyjnych i zewnętrznych strat kondensatu można przeprowadzić na kilka sposobów, m.in.:

a) chemiczne uzdatnianie wody źródłowej tak, aby mieszanina kondensatu z tą wodą posiadała wskaźniki jakości niezbędne do zasilania kotłów;

b) zastąpienie utraconego kondensatu kondensatem o tej samej jakości, uzyskanym w konwertorze pary (w tym przypadku para podawana jest odbiorcom produkcyjnym nie bezpośrednio z ekstrakcji, ale w postaci pary wtórnej z konwertora pary);

c) instalacja wyparek przeznaczonych do odparowania dodatkowej wody z kondensacją pary wtórnej i uzyskania wysokiej jakości destylatu.”

Krótszy fragment znalazłem w książce A.A. Gromoglasova, A.S. Kopylova, A.P. Pilszczikowa „Uzdatnianie wody: procesy i urządzenia” za rok 1990. W tym miejscu pozwolę sobie powtórzyć i zauważyć, że gdyby zwykłe straty pary i kondensatu w naszych elektrowniach cieplnych nie przekraczały, jak twierdzą autorzy, 2-3%, nie uważałbym za konieczne tworzenia tego rozdziału:

„W czasie pracy elektrowni cieplnych i elektrowni jądrowych dochodzi do wewnątrzstacyjnych strat pary i kondensatu: a) w kotłach podczas pracy ciągłej i okresowe oczyszczanie, podczas otwierania zaworów bezpieczeństwa, podczas nadmuchu wody lub pary z popiołów i żużli na zewnętrzne powierzchnie grzewcze, podczas rozpylania paliwa ciekłego w dyszach, podczas napędzania mechanizmów pomocniczych; b) w turbogeneratorach poprzez uszczelnienia labiryntowe i eżektory parowo-powietrzne; b) w punktach poboru próbek; d) w zbiornikach, pompach, rurociągach podczas przelewania, parowania gorącej wody, wycieków przez uszczelki, kołnierze itp. Zwykłe wewnątrzstacyjne straty pary i kondensatu, uzupełniane dodatkową wodą zasilającą, w różnych okresach ich całkowitej produkcji pary nie przekraczają 2-3% w elektrowniach cieplnych i 0,5-1% w elektrowniach jądrowych.

Ponadto znalazłem w Internecie:

„Straty wewnętrzne:

Utrata pary, kondensatu i wody zasilającej w wyniku nieszczelności połączeń kołnierzowych i armatury;

Utrata pary przez zawory bezpieczeństwa;

Wyciek rur parowych i turbin;

Zużycie pary do nadmuchu powierzchni grzewczych, ogrzewania oleju opałowego i dysz;

Wewnętrzne straty chłodziwa w elektrowniach z kotłami przy parametrach podkrytycznych obejmują również straty spowodowane ciągłym nadmuchem z walczaków kotłów.

Z mojej korespondencji z inżynierem w Kursku CHPP-1. Do strat wody, pary i kondensatu:

Dzień dobry, Giennadij Michajłowicz! 30-31.05.00

Ponownie omówiliśmy z Privalovem (zastępcą szefa sklepu chemicznego DonORGRES) problem strat chłodziwa. Bardzo poważne straty dostępne na odgazowywaczach (1,2, 1,4 i zwłaszcza 6 ata), w BZK (zbiornik rezerwowy kondensatu), na zawory bezpieczeństwa oraz w drenażach (w tym w drenażach PVD o dużej zawartości ciepła w wodzie). Dostrajacze czasami podejmują podobną pracę polegającą na identyfikowaniu strat, ale nie bezinteresownie.

Rozmawiałem na ten sam temat z kotłem. Dodał, że znaczne nieszczelności występują także na uszczelnieniach turbiny. Zimą wycieki pary można wykryć unosząc się nad dachem. Gdzieś w raportach miałem poruszane dane na ten temat i pamiętam, że odnotowałem duże straty na drenażach PVD. Dla elektrowni cieplnych z obciążeniem produkcyjnym maksymalnie dopuszczalny rozmiar wewnątrzstacyjne straty chłodziwa, z wyłączeniem zużycia pary dla instalacji oleju opałowego, odgazowywaczy sieci ciepłowniczej itp. według PTE 1989, s. 156 (innych PTE nie mam pod ręką) to 1,6 * 1,5 = 2,4% całości spożycie wody pitnej. Normy dotyczące tych strat, zdaniem PTE, muszą być corocznie zatwierdzane przez stowarzyszenie energetyczne, kierując się podanymi wartościami i „ Instrukcje metodyczne zgodnie z obliczeniami strat pary i kondensatu.”

Jako wskazówkę powiem, że mój raport dotyczący elektrociepłowni zakładów chemicznych Szostkinsky pokazuje średnie koszty BNT w wysokości 10-15% zużycia wody pitnej. A podczas uruchomienia pierwszego bloku energetycznego CHPP-2 Astrachań (jednostki tam są) nie mogliśmy zapewnić jednostki odpowiednia ilość zdemineralizowaną do momentu uruchomienia zbiornika najniższego punktu i przesłania kondensatu do UPC. Przy „legalnym” zużyciu wody zasilającej na poziomie 12% mogę półintuicyjnie oszacować oczekiwany poziom strat chłodziwa na 4% strat pary (na zaworach, odgazowywaczach, niewykorzystanych oparach BNT itp.), 5% strat wody zasilającej i kondensatu LDPE , 3% inne straty pary i wody. Pierwsza część obejmuje ogromną (aż 5,5 proc.) wydajność brutto kotły), druga - imponująca (około 2%) i ostatnia - tolerowana (mniej niż 0,5%) część strat ciepła. Prawdopodobnie ty (CHP) nadal poprawnie obliczasz całkowite straty pary i kondensatu. Ale prawdopodobnie błędnie obliczasz straty ciepła, a jeszcze mniej poprawnie działasz, jeśli chodzi o zmniejszenie wszystkich tych strat.

P.S. Cóż, wygląda na to, że omówiliśmy już z wami wszystkie główne tematy związane w ten czy inny sposób z VCRB. Być może niektóre pytania będą wydawać się zbyt trudne. Ale nie dlatego, że są naprawdę trudne, ale dlatego, że nadal są dla ciebie niezwykłe. Czytaj bez wysiłku. Niektóre rzeczy staną się jasne za pierwszym razem, inne za drugim razem, a jeszcze inne za trzecim razem. Przy trzecim czytaniu niektóre długości, na które pozwoliłem, mogą zacząć cię irytować. Jest to normalne i przy naszej technologii komputerowej nie jest przerażające. Zrób dla siebie kopie plików i usuń niepotrzebne fragmenty lub zastąp je mniejszą liczbą słów, które rozumiesz. Kompresja informacji w miarę ich wchłaniania jest niezbędnym i użytecznym procesem.

Kiedy wszystko lub większość powyższych stanie się dla ciebie jasna i znajoma, nie będziesz już początkującym. Oczywiście nadal możesz nie wiedzieć kilku podstawowych rzeczy. Ale zapewniam Cię, że nie jesteś w tym sam. Personel obsługujący również często nie zna niektórych najbardziej podstawowych rzeczy. Nikt nie wie wszystkiego. Ale jeśli masz już zestaw przydatnej wiedzy i jeśli eksploatacja w jakiś sposób to zauważy, to oczywiście zostanie ci wybaczone nieznajomość kilku podstawowych punktów. Opieraj się na tym, co osiągnąłeś i idź do przodu!