V.L. Gudzyuk, wiodący specjalista;
Doktorat rocznie Szomow, reżyser;
rocznie Perow, inżynier ogrzewania,
Centrum Naukowo-Techniczne „Energia Przemysłowa” LLC, Iwanowo

Obliczenia i dotychczasowe doświadczenia pokazują, że nawet proste i stosunkowo tanie środki techniczne mające na celu poprawę wykorzystania ciepła w przedsiębiorstwach przemysłowych prowadzą do istotnego efektu ekonomicznego.

Badania systemów parowo-kondensacyjnych wielu przedsiębiorstw wykazały, że w rurociągach parowych często brakuje kieszeni drenażowych do gromadzenia kondensatu i łapaczy kondensatu. Z tego powodu często występują zwiększone straty pary. Symulacja wypływu pary w oparciu o oprogramowanie pozwoliła określić, że straty pary przez odpływy przewodów parowych mogą wzrosnąć nawet o 30%, jeśli przez odpływ przejdzie mieszanina pary i kondensatu, w porównaniu do usuwania samego kondensatu.

Dane pomiarowe rurociągów parowych jednego z przedsiębiorstw (tabela), których dreny nie mają kieszeni do zbierania kondensatu ani pułapek kondensatu i są częściowo otwarte przez cały rok, wykazały, że straty energii cieplnej i funduszy mogą być dość duże . Z tabeli wynika, że ​​straty drenażu z rurociągu parowego DN 400 mogą być nawet mniejsze niż z rurociągu parowego DN 150.

Tabela. Wyniki pomiarów na rurociągach parowych badanego przedsiębiorstwa przemysłowego, których dreny nie posiadają kieszeni do zbierania kondensatu oraz łapaczy kondensatu.

Poświęcając trochę uwagi pracy nad redukcją tego typu strat niewielkim kosztem, można uzyskać znaczący wynik, dlatego sprawdzono możliwość wykorzystania urządzenia, forma ogólna co pokazano na ryc. 1. Montuje się go na istniejącej rurze spustowej rury parowej. Można to zrobić przy pracującym przewodzie pary, bez jego wyłączania.

Ryż. 1. Urządzenie do opróżniania przewodu pary.

Należy zauważyć, że nie każdy odwadniacz kondensatu nadaje się do rurociągu parowego, a koszt wyposażenia jednego odpływu w odwadniacz kondensatu waha się od 50 do 70 tysięcy rubli. Zwykle jest dużo drenów. Znajdują się one w odległości 30-50 m od siebie, przed pionami, zaworami regulacyjnymi, rozdzielaczami itp. Odwadniacz wymaga wykwalifikowanej konserwacji, szczególnie w okres zimowy. W odróżnieniu od wymiennika ciepła ilość usuwanego i zużywanego kondensatu w stosunku do przepływu pary przez przewód parowy jest niewielka. Najczęściej mieszanina pary i kondensatu z rurociągu parowego jest odprowadzana do atmosfery poprzez drenaż. Jego ilość reguluje się zaworem odcinającym „na oko”. Dlatego zmniejszenie strat pary z rurociągu parowego wraz z kondensatem może dać dobry efekt ekonomiczny, jeśli nie jest to związane wielkim kosztem fundusze i pracę. Taka sytuacja ma miejsce w wielu przedsiębiorstwach i jest raczej reguła niż wyjątek.

Okoliczność ta skłoniła nas do sprawdzenia możliwości ograniczenia strat pary z rurociągu parowego, w przypadku braku z jakiegoś powodu możliwości wyposażenia drenów rurociągów parowych w łapacze kondensatu zgodnie ze standardowym schematem projektowym. Zadanie polegało na zorganizowaniu usuwania kondensatu z rurociągu pary przy minimalnych stratach pary, przy minimalnym czasie i pieniądzach.

Za najłatwiejszy do wdrożenia i najtańszy sposób rozwiązania tego problemu uznano możliwość zastosowania podkładki ustalającej. Średnicę otworu w podkładce ustalającej można określić za pomocą nomogramu lub obliczeń. Zasada działania opiera się na różne warunki wyciek kondensatu i pary przez otwór. Wydajność podkładki ustalającej dla kondensatu jest 30-40 razy większa niż dla pary. Umożliwia to ciągłe odprowadzanie kondensatu w temp minimalna ilość latająca para.

W pierwszej kolejności należało upewnić się, że w przypadku braku kieszeni ściekowej i syfonu wodnego, tj. w warunkach niestety często spotykanych w przedsiębiorstwach posiadających niskociśnieniowe rurociągi parowe.

Pokazane na ryc. 1 urządzenie ma wlot i dwa otwory wylotowe o jednakowej wielkości. Na zdjęciu widać, że mieszanina pary i kondensatu wydostaje się przez otwór z poziomym kierunkiem strumienia. Otwór ten można zamknąć kranem i wykorzystać okresowo, gdy zajdzie potrzeba odpowietrzenia urządzenia. Jeśli zawór znajdujący się przed tym otworem będzie zamknięty, kondensat wypływa z przewodu pary przez drugi otwór z pionowym kierunkiem strumienia – taki jest tryb pracy. Na ryc. 1 widać, że przy otwartym kranie i wylocie boczny otwór Kondensat jest spryskiwany parą, a na wylocie przez dolny otwór praktycznie nie ma pary.

Ryż. 2. Tryb pracy urządzenia odwadniającego linię parową.

Na ryc. 2 przedstawia tryb pracy urządzenia. Wyjściem jest głównie strumień kondensatu. To wyraźnie pokazuje, że możliwe jest zmniejszenie zużycia pary podkładka ustalająca bez uszczelnienia wodnego, którego potrzeba jest główną przyczyną ograniczającą jego zastosowanie do odwadniania rurociągów parowych, zwłaszcza w zimowy czas. W tym urządzeniu wypływowi pary z przewodu parowego wraz z kondensatem zapobiega nie tylko podkładka przepustnicy, ale także specjalny filtr, który ogranicza ujście pary z przewodu parowego.

Skuteczność kilku została przetestowana opcje projektowania takie urządzenie do usuwania kondensatu z przewodu pary o minimalnej zawartości pary. Można je wykonać albo z zakupionych komponentów, albo w warsztacie mechanicznym kotłowni, biorąc pod uwagę warunki pracy konkretnego rurociągu parowego. Można również zastosować dostępny w handlu filtr wody, który może pracować w temperaturze pary w przewodzie parowym, z niewielkimi modyfikacjami.

Koszt wytworzenia lub zakupu komponentów dla jednego przyrządu zjazdowego wynosi nie więcej niż kilka tysięcy rubli. Realizacja rozwiązania może odbywać się kosztem eksploatacji i jest co najmniej 10 razy tańsza niż zastosowanie łapacza kondensatu, szczególnie w przypadkach, gdy nie ma możliwości powrotu kondensatu do kotłowni.

Wielkość efektu ekonomicznego zależy od stan techniczny, tryb pracy i warunki pracy konkretnego rurociągu parowego. Im dłuższy jest przewód parowy i im większa jest liczba wylotów drenażowych, a jednocześnie drenaż jest prowadzony do atmosfery, tym większy jest efekt ekonomiczny. Dlatego w każdym konkretny przypadek wymagane jest wstępne badanie kwestii wykonalności praktyczne użycie rozważane rozwiązanie. Nie ma negatywnego wpływu na odwodnienie rurociągu pary wraz z wypuszczeniem mieszaniny pary i kondensatu do atmosfery przez zawór, jak to często ma miejsce. Uważamy, że w celu dalszych badań i gromadzenia doświadczeń wskazana jest kontynuacja prac nad istniejącymi niskociśnieniowymi rurociągami parowymi.

Literatura

1. Elin N.N., Shomov P.A., Perov P.A., Golybin M.A. Modelowanie i optymalizacja sieci rurociągów dla rurociągów parowych przedsiębiorstw przemysłowych // Biuletyn ISEU. 2015. T. 200, nr 2. s. 63-66.

2. Baklastov A.M., Brodyansky V.M., Golubev B.P., Grigoriev V.A., Zorina V.M. Ciepłownictwo przemysłowe i ciepłownictwo: Podręcznik. M.: Energoatomizdat, 1983. s.132. Ryż. 2.26.

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 jest pokrywany przez dodanie wody uzupełniającej, która wprowadzana jest do obiegu TPP poprzez przecięcie pomiędzy LPH (podgrzewacze niskociśnieniowe), rzadziej przez 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 zimą, możesz znaleźć tam 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, omawiając tę ​​kwestię, główny inżynier, albo kierownik warsztatu turbin, albo ktoś inny, przypomina sobie, że my (czyli 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 wykonamy jednorazowych pomiarów, ale wyniki w dość długim okresie. 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 prawdziwej przyczyny braku równowagi energii elektrycznej i ciepła, która składa się na resztę naszego tortu. 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, przydatne informacje możesz znaleźć 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:

„Podczas pracy elektrowni cieplnych i elektrowni jądrowych wewnątrzstacyjne straty pary i kondensatu powstają: a) w kotłach podczas ciągłego i okresowego przedmuchu, przy otwieraniu zaworów bezpieczeństwa, przy nadmuchu wody lub pary z popiołu na zewnętrzne powierzchnie grzewcze oraz żużel podczas rozpylania paliwa ciekłego w dyszach, na mechanizmach pomocniczych napędu; b) w turbogeneratorach poprzez uszczelnienia labiryntowe i eżektory parowo-powietrzne; b) w zbiornikach, pompach, rurociągach podczas przelewania, odparowywania gorącej wody, wycieków przez uszczelki, kołnierze. itp. kondensatu, uzupełnianego dodatkową wodą zasilającą, nie przekraczają w różnych okresach pracy w elektrowniach cieplnych 2-3%, a w elektrowniach jądrowych 0,5-1% całkowitej produkcji pary."

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!

Jakie wewnętrzne i zewnętrzne straty pary i kondensatu występują w elektrowniach cieplnych i jądrowych? Porównaj straty płynu roboczego w CPP i CHP

Wewnątrzstacyjne (lub wewnętrzne) straty pary i kondensatu zawierać następujące główne elementy:

Wycieki na skutek nieszczelności połączeń rurociągów i jednostek, armatury; specjalna uwaga z tego punktu widzenia wymagane są połączenia kołnierzowe;

Zużycie na uszczelnienia turbin i na różne potrzeby techniczne, np. zużycie pary do ogrzewania oleju opałowego;

Straty drenażowe i inne drobne straty.

Ponadto w elektrowniach cieplnych z kotłami bębnowymi straty wewnętrzne obejmują ciągłe dmuchanie wody kotłowej, prowadzone w celu zmniejszenia stężenia zanieczyszczeń w płynie roboczym wytwornicy pary.

Straty wewnętrzne są zazwyczaj:

Przy IES nie więcej niż 1% zużycia pary na turbinę;

W elektrowni cieplnej rodzaj ogrzewania do 1,2%;

Do 1,6% w elektrociepłowniach przemysłowych i ciepłowniczych.

Elektrociepłownie mogą pracować w obiegu otwartym lub zamkniętym w zależności od sposobu dostarczania ciepła do odbiorców.

Zamknięty obwód polega na dostarczaniu energii cieplnej do odbiorcy poprzez dodatkowe urządzenia wymiany ciepła, tj. bez nieodwracalnych strat płynu roboczego obiegu parowo-wodnego elektrowni.

Jeżeli elektrociepłownia działa wg otwarty obwód, wtedy istnieją straty zewnętrzne płyn roboczy ze względu na jego niepełny powrót. Na przykład brak zwrotu kondensatu pary od konsumentów może osiągnąć 50-70%.

IES nie mają zewnętrznych strat pary i kondensatu.

Jakie istnieją metody przygotowania wody uzupełniającej? Jaki jest cel i zasada działania ekspanderów, parowników i konwerterów pary?

Aby uzupełnić straty pary i kondensatu, w elektrowniach cieplnych przygotowuje się dodatkową wodę. Najczęściej używane są dwa metoda uzdatniania wody - chemiczne i termiczne.

Metoda chemiczna pozwala osiągnąć wymaganą czystość wody uzupełniającej przy użyciu różnych odczynników chemicznych i filtrów. Za ich pomocą nierozpuszczalne zanieczyszczenia i związki jonowe są usuwane z pierwotnej nieoczyszczonej wody.

Uzdatnianie wody termalnej oznacza odsalanie poprzez odparowanie wody pierwotnej, a następnie kondensację powstałej pary. Otrzymany w ten sposób destylat charakteryzuje się bardzo dużą czystością, a jeśli jest ona niewystarczająca, można otrzymać podwójny destylat poprzez wielokrotne odparowanie i kondensację.

Ekspander (P) ma na celu ograniczenie strat wody odmulanej bębnowego wytwornicy pary (rys. 23).

Ryż. 23.

Ponieważ żywice jonowymienne Filtry kationowymienne i anionowymienne nie mogą działać wysokie temperatury konieczne jest obniżenie parametrów wody płuczącej w chłodnicy płuczącej, co wiąże się z nieuniknionymi stratami ciepła. W ekspanderze część wody płuczącej jest przekształcana w parę nasyconą w wyniku spadku ciśnienia. Ponieważ usuwanie zanieczyszczeń za pomocą pary jest bardzo małe, jedynie separator wymaga czyszczenia (a co za tym idzie schłodzenia) (ryc. 23). Pozwala to na znaczną redukcję strat ciepła.

W parownik (I) Termiczne przygotowanie dodatkowej wody odbywa się poprzez destylację (ryc. 24).

Ryż. 24.

Do odparowania wody wykorzystywana jest para grzewcza (pierwotna) z turbiny. Powstała para wtórna trafia do skraplacza wyparki (EC) w celu uzyskania z niej destylatu. Czyszczenie parownika pozwala zapewnić wymaganą jakość uzdatniania wody.

Ryż. 25.

Używając konwerter pary (ryc. 25) można podawać konsument ciepła para wtórna, pozostawiająca kondensat pary grzewczej (pierwotnej) w elektrociepłowni. Jest to wskazane, gdy zawartość zanieczyszczeń w wodzie surowej jest wysoka.

Różnica temperatur w ściankach powierzchni wymiany ciepła konwertora pary wynosi około 12-15 o C, co powoduje zmniejszenie sprawności cieplnej zespołu turbinowego.

Para dostarczana do odbiorcy musi być lekko przegrzana w wymienniku ciepła para-para (HT na ryc. 25), aby uniknąć jej częściowej kondensacji podczas transportu rurociągami parowymi.

 Porównaj główne obwody włączania grzejników regeneracyjnych pod względem ich wydajności operacyjnej.  Scharakteryzować przepływ świeżej pary i ciepła do turbiny z upustami regeneracyjnymi.  Od jakich parametrów regeneracyjnego podgrzewania wody zasilającej i jak zależy wydajność? instalacje turbo?  Co to są chłodnice spustowe i jak się je wykorzystuje?  Co to jest odpowietrzanie wody zasilającej i jakie ma znaczenie dla elektrowni cieplnych?  Jakie są główne typy odgazowywaczy?  W jaki sposób odgazowywacze są uwzględnione w programie elektrowni cieplnej?  Jakie są bilanse cieplne i materiałowe odgazowywaczy i jak są one realizowane?  Czym są pompy zasilające i jakie są główne typy pomp zasilających?  Opisać podstawowe obwody załączania pomp zasilających.  Opisać główne obwody załączania turbin napędowych. 91 5. UZUPEŁNIANIE STRAT PARY I KONDENSATU 5.1. STRATY PARY I KONDENSATU Straty pary i kondensatu w elektrowniach dzielą się na wewnętrzne i zewnętrzne. Do strat wewnętrznych zalicza się straty powstałe na skutek wycieku pary i kondensatu w układzie urządzeń i rurociągów samej elektrowni, a także straty wody podmuchowej z wytwornic pary. Straty spowodowane wyciekiem pary i wody w elektrowniach są spowodowane wyciekami połączenia kołnierzowe rurociągi, zawory bezpieczeństwa wytwornic pary, turbiny i inne urządzenia elektrowni. Ryż. 5.1, a Straty pary i kondensatu powodują odpowiednią utratę ciepła, pogorszenie sprawności i spadek sprawności. elektrownie. Straty pary i kondensatu uzupełniane są dodatkową wodą. Aby go przygotować, stosuje się specjalne urządzenia, które zasilają generatory pary wodą. wymagana jakość, co wymaga dodatkowych inwestycji kapitałowych i kosztów operacyjnych. Straty wynikające z wycieku rozkładają się na całej drodze para-woda. Częściej jednak pochodzą one z miejsc o najwyższych parametrach środowiskowych. Drugą składową wewnętrznych strat wody jest ciągły nadmuch wody w wytwornicach bębnowych (w elektrowniach wyposażonych w wytwornice pary o przepływie bezpośrednim strat tych nie ma), ograniczający stężenie różnych zanieczyszczeń w wodzie 92 wytwornic pary do wartość zapewniającą ich niezawodną pracę i wymaganą czystość wytwarzanej przez nie pary. Zmniejszenie odsalania i zwiększenie czystości pary osiąga się poprzez poprawę jakości wody zasilającej, zmniejszenie strat pary i kondensatu oraz ilości wody dodatkowej. Ryż. 5.1, b Woda zasilająca wytwornice pary z jednorazowym przepływem musi być szczególnie czysta, ponieważ znaczna część zanieczyszczeń jest następnie przenoszona wraz z parą do ścieżki pary i osadzana w części przepływowej turbiny, zmniejszając jej moc i sprawność. i niezawodność. Do strat wewnętrznych zalicza się także straty pary i kondensatu podczas nieustalonych warunków pracy urządzeń: podczas odpalania i zatrzymywania wytwornic pary, podgrzewania i oczyszczania rurociągów parowych, uruchamiania i zatrzymywania turbin oraz urządzeń myjących. Kompleksowa redukcja tych strat jest niezbędnym wymogiem obwody wyzwalające bloki energetyczne i elektrownie. Straty wewnętrzne pary i kondensatu nie powinny przekraczać 1,0-1,6% przy obciążeniu znamionowym. W zależności od schematu dostarczania ciepła do odbiorców zewnętrznych w elektrowni cieplnej mogą wystąpić zewnętrzne straty pary i kondensatu. Stosowane są dwa różne schematy uwalniania ciepła z elektrociepłowni: otwarty, w którym para jest dostarczana do odbiorców bezpośrednio z ekstrakcji lub przeciwciśnienia turbiny (ryc. 5.1, a) oraz zamknięty, w którym para z spaliny lub przeciwciśnienie turbiny skrapla się w powierzchniowym wymienniku ciepła. podgrzewa chłodziwo wysyłane przez odbiorcę zewnętrznego, a kondensat pary grzewczej pozostaje w elektrociepłowni (ryc. 5.1,b). Jeśli konsumenci potrzebują pary, wówczas jako pośrednie wymienniki ciepła stosuje się parowniki - wytwornice pary. Jeżeli ciepło dostarczane jest do odbiorców za pomocą ciepłej wody, wówczas pośrednim wymiennikiem ciepła jest podgrzewacz wody dostarczany do sieci ciepłowniczej (podgrzewacz sieciowy). Przy zamkniętym schemacie zaopatrzenia w ciepło straty pary i kondensatu są zredukowane do wewnętrznych, a pod względem względnej wielkości strat czynnika roboczego taka elektrownia cieplna niewiele różni się od CPP. Ilość kondensatu powrotnego zwracanego przez odbiorców pary przemysłowej wynosi średnio 30%-50% zużycia pary dostarczanej. Te. zewnętrzne straty kondensatu mogą być znacznie większe niż straty wewnętrzne. Dodatkowa woda wprowadzana do układu zasilania wytwornicy pary przy otwartym obwodzie dostarczania ciepła musi uzupełniać wewnętrzne i zewnętrzne straty pary i kondensatu. Przed wprowadzeniem wytwornic pary do układu zasilającego stosuje się:  głębokie chemiczne odsalanie wody dodatkowej;  połączenie wstępne czyszczenie chemiczne z termicznym przygotowaniem dodatkowej wody w wyparkach. 5.2. BILANS PARY I WODY Aby obliczyć obieg cieplny, należy określić przepływ pary do turbin, wydajność wytwornic pary, wskaźniki energetyczne i tak dalej. konieczne jest ustalenie podstawowych zależności bilansu materiałowego pary i wody w elektrowni. Określmy te zależności dla bardziej ogólnego przypadku elektrowni cieplnej z dostawą pary do odbiorcy przemysłowego bezpośrednio z wylotu turbiny (ryc. 5.1, a). Równania bilansu materiałowego IES dla pary i wody otrzymuje się jako szczególny przypadek współczynniki dla elektrowni cieplnych. Bilans pary głównych urządzeń elektrowni wyrażają następujące równania. Zużycie pary świeżej D do turbiny przy pobieraniu pary do regeneracji Dr i do zużycia zewnętrznego Dï przy przepuszczaniu pary do skraplacza Dê wynosi: D=Dr+Dп+Dк (5.1) Dla IES Dп=0 zatem: D=Dr+Dк ( 5.1a) Zużycie pary świeżej w instalacji turbinowej z uwzględnieniem jej zużycia Dyo na uszczelnienia i inne potrzeby poza turbiną główną D0=D+Dyo. (5.2) Obciążenie parowe wytwornic pary Dïã, biorąc pod uwagę wyciek Dout, włączając bezpowrotne zużycie pary świeżej na potrzeby ekonomiczne i techniczne elektrowni, wynosi: Dpg = D0 + Dout (5.3) Wskazane jest uwzględnienie dopływ pary świeżej do zespołu turbinowego D0 jako główna obliczona wartość przepływu płynu roboczego. Bilans wodny w elektrowni wyrażają poniższe równania. 94 Bilans wody zasilającej Dpw=Dpg+Dpr=D0+Dut+Dpr (5.4) gdzie Dïð to natężenie przepływu wody odmulanej z wytwornic pary; w przypadku wytwornic pary o przepływie bezpośrednim Dïð=0; Dïâ=D0+Dóò (5.4a) Strumień wody zasilającej Dïâ składa się zazwyczaj z kondensatu turbinowego Dê, kondensatu powrotnego odbiorników ciepła Dîê, kondensatu pary regeneracyjnej Dr, kondensatu pary z rozprężacza oczyszczania wytwornicy pary D"ï i uszczelnień turbin Dy, dodatkowa woda Ddv=Dout+D/pr+Din, czyli: Dpv=Dk+Dok+Dr+D/p+Dy+Dut+D/pr+Din Bez uwzględnienia (dla uproszczenia) poboru regeneracyjnego i wycieków przez turbinę uszczelnieniami, otrzymujemy: Dpv =Dk+Dok+Ddv+D/p (5.4b) Straty pary i kondensatu elektrowni cieplnej składają się zazwyczaj ze strat wewnętrznych Dwt i strat zewnętrznych Din elektrowni są równe Dwt=Dut+D/pr (5,5 ) gdzie D/ïð to straty wody płuczącej w jednostopniowym zespole rozprężnym: w przypadku wytwornic pary o przepływie bezpośrednim Dpr=0, D/ pr=0 i Dwt=Dout (5.5a) Straty zewnętrzne kondensatu z elektrowni cieplnej z otwartym obiegiem uwalniania pary są równe: Din=Dp-Dok (5.6) gdzie Dîê to ilość kondensatu zawróconego od odbiorców zewnętrznych. Całkowite straty Dïî pary i kondensatu z elektrowni cieplnej z otwartym obiegiem dostarczania ciepła oraz ilość dodatkowej wody Ddv są równe sumie strat wewnętrznych i zewnętrznych: Dpot = Ddv = Dwt + Din = Dout + D /pr +Din (5,7) Z wytwornicami pary o przepływie bezpośrednim Dïð=0 i Dpot=Dout+Din Dla IES oraz dla elektrociepłowni z zamkniętym obiegiem zaopatrzenia w ciepło Din=0 i Dpot=Dout=Dout+D/pr z przepływem bezpośrednim wytwornice pary w tym przypadku Dpot= Dwt=Dut Przed wejściem do ekspandera woda płucząca przechodzi przez reduktor, a mieszanina pary i wody trafia do ekspandera, która w nim rozdziela się na stosunkowo czystą parę, odprowadzaną do jednego z wymienników ciepła układu regeneracyjnego zespołu turbinowego oraz wodę (oddzielną lub koncentrat), z której usuwane są zanieczyszczenia, usuwaną z wytwornicy pary wodą płuczkową. Ilość pary oddzielonej w ekspanderze i zawróconej do układu zasilającego sięga 30% zużycia wody odsalowej, a ilość oddawanego ciepła wynosi około 60%, przy rozprężaniu dwustopniowym jest jeszcze większa. 95 Ciepło wody płuczącej jest dodatkowo wykorzystywane w chłodnicy płuczącej do podgrzewania wody uzupełniającej. Jeżeli schłodzona woda odmulająca zostanie dalej wykorzystana do zasilania parowników lub do uzupełnienia sieci ciepłowniczej, wówczas ciepło pochodzące z odmulonej wody jest prawie w całości wykorzystywane. Entalpia pary i wody na wyjściu z ekspandera odpowiada stanowi nasycenia przy ciśnieniu w ekspanderze; w obliczeniach można pominąć niewielką wilgotność pary. Parowanie z rozprężacza odsalania wytwornicy pary bębnowej oraz ubytek wody odsalanej są określone przez równania bilansu cieplnego i materiałowego zespołu rozprężnego. W przypadku instalacji rozprężnej jednostopniowej (rys. 5.1a): równanie bilans cieplny Dpr=D/пi//п+ D/пi/р (5.8) równanie bilansu materiałowego Dр=D/п+D/р (5.9) gdzie iр, i/р i i//п – odpowiednio entalpia odsalania woda z wytwornic pary, woda płucząca i para po rozprężaczach oczyszczających, kJ/kg. Stąd  ipr  i r p Dp  D p r    D pr p (5.10) i p  ipr   i  i   i p r p D  r  D pr  D p  p D pr    str D p r p (5.10a) i   i  r p p Wartości ipr, i//p i i/pr są określone jednoznacznie przez ciśnienie pary w bębnie wytwornicy pary i w ekspanderze upustowym, tj. są równe wartościom entalpii wody w stanie nasycenia w bębnie generatora pary ipr=i/pg, pary i wody w ekspanderze upustowym. Ciśnienie pary w ekspanderze odsalającym zależy od miejsca w obiegu cieplnym, do którego doprowadzana jest para z ekspandera. W przypadku dwustopniowej instalacji rozprężnej D/ïð i D/p, D//ïð i D//ï wyznacza się na podstawie poniższych równań bilansu cieplnego i materiałowego. Dla ekspandera pierwszego stopnia Dprip=Dp1i//p1+Dpr1i/pr1 i Dpr=Dp1+Dpr1 Dla ekspandera drugiego stopnia Dpr1i/p1=Dp2i//p2+Dpr2i/pr2 i Dpr1=Dp2+Dpr2 96 W tych równaniach Dïð, Dïð1 и Dpr2 - odpowiednio natężenie przepływu wody płuczącej z wytwornicy pary i ekspanderów pierwszego i drugiego stopnia, kg/h; Dï1 i Dï2 – wydajność pary z ekspanderów pierwszego i drugiego stopnia, kg/h; iïð, i/ïð1 i i/ïð2 – entalpie wody w stanie nasycenia na wylocie wytwornicy pary i ekspanderów pierwszego i drugiego stopnia, kJ/kg; i//ï1 i i//ï2 to entalpie pary nasyconej (suchej) na wyjściu z ekspanderów pierwszego i drugiego stopnia, w kJ/kg. Oczywiście entalpie pary i wody są jednoznacznymi funkcjami ciśnienia w bębnie wytwornicy pary ppg oraz w rozprężaczach pierwszego i drugiego stopnia pp1 i pp2, MPa. Wartość obliczoną nadmuchowych wytwornic pary w warunkach ustalonych wyznacza się z równań bilansu zanieczyszczeń wody (sole, zasady, kwas krzemowy, tlenki miedzi i żelaza) w wytwornicy pary. Oznaczając stężenia zanieczyszczeń w parze świeżej, wodzie zasilającej i oddmuchowej odpowiednio jako Sp, Spv i Spg, równanie bilansu zanieczyszczeń w wodzie dla wytwornicy pary zapisujemy w postaci DprSpg + DpgSp = DpvSpg (5.11) lub stosując równość (5.4) Dpv = Dpg + Dpr, DprSpg + DpgSp = (Dpg + Dpr)Spv (5.11a) skąd C p in  Sp Dpr  Dp g (5.12) Sp g  C p in Przy małej wartości Sp w porównaniu do Spg i Spv otrzymujemy: 1 1 Dpr  Dp g  (D 0  D ut) (5.13) Sp g Sp g 1 1 Sp w Sp wyrażając przepływy w ułamkach D0, tj. przy założeniu pr =Dpr/D0 i ut=Dut/D0 otrzymujemy: 1   ut  pr  (5.13a) Sp g 1 Sp v Zatem proporcja przedmuchu zależy od udziału wycieku, który należy minimalizować, oraz na stosunek stężenia zanieczyszczeń w wodzie odsalanej i zasilającej. Jak lepsza jakość wody zasilającej (niższa Sp.v) i im wyższe jest dopuszczalne stężenie zanieczyszczeń w wodzie wytwornic pary LNG, tym mniejszy jest udział odsalania. We wzorze (5.13a) stężenie zanieczyszczeń w wodzie zasilającej Spv zależy od proporcji wody dodatkowej, która obejmuje w szczególności proporcję utraconej wody z odmulania /ïð, która zależy od pr. Dlatego wygodniej jest określić proporcję oczyszczania generatora pary, jeśli stężenie Sp.v zastąpi się jego wartościami składowymi. 97 W przypadku elektrowni cieplnej, w której występują zewnętrzne straty kondensatu bez uwzględnienia (dla uproszczenia) poboru regeneracyjnego, nieszczelności przez uszczelnienia turbiny i zastosowania odsalania, równania bilansu domieszek otrzymujemy w postaci DprSpg+DpgSp=Dpv Spv= DkSk+DokSok+DdvSdv gdzie Sk, Sok i Ddv oraz – odpowiednio, stężenie zanieczyszczeń w kondensacie turbinowym, kondensacie powrotnym od odbiorców i wodzie uzupełniającej; w tym przypadku Dïã=Dê+Dîê+Dâí+Dóò i, jeśli nie jest używana woda odmulająca, Däâ=Dïð+Dóò+Dâí. Z ostatnich równań Dpr(Спг-Сдв)=Dк(Ск-Сп)+Dok(Сок-Сп)+(Dут+Dвн)(Сдв-Сп) skąd Dк (Ск  Сп)  Dок (С o k  S p )  (D ut  D in)(S dv  S p) Dpr  (5.14) S p g  S dv Wyrażając zużycie wody w ułamkach D0=D i zakładając SkSp i SokSp, otrzymujemy w przybliżeniu: (  ut   in)(S dv  S p)  ut   in  pr   (5.15) S p g  Sdv Sp g 1 S dv, ponieważ Sp jest mały w porównaniu do Sdv. Jeżeli nie występują zewnętrzne straty kondensatu, tj. in = 0, wtedy:  ​​ut  pr  (5.15a) Sp g 1 C dv Udział podmuchu zmienia się hiperbolicznie w zależności od stosunku stężeń zanieczyszczeń w wodzie nadmuchowej i dodatkowej Spg: St.v. Jeśli Spg: Sd.v , tj. zawartość zanieczyszczeń w wodzie dodatkowej jest bardzo mała, wówczas pr0. Jeśli natomiast Spg: Sd.v1, to pr; oznacza to, że duża ilość dodatkowej wody o stężeniu Cd.v=Spg, która uzupełnia odmulenie, opuszcza wraz z oddmuchem bęben wytwornicy pary. Przy stosunku Спг:Сд.в=2, zgodnie ze wzorem (5.15) pr=out+in; jeśli âí=0, to pr=out. Stosując wodę oczyszczającą i instalując ekspander, w wyniku podobnych obliczeń można uzyskać:  ut   w  pr  (5.16) Sp g   r p Z silnikiem i przy in = 0  ut  pr  ( 5.16a) Sp g   pr  S dv 98 Ze wzorów (5.15) i (5.15a) możemy otrzymać wartość dopuszczalnych zanieczyszczeń w wodzie dodatkowej Sd.v w zależności od wartości Spg, ut i âí w postaci Sp g Sdv  (5.17)  ut   w 1  pr lub odpowiednio przy braku strat zewnętrznych Sp g Sdv  (5.17a)  ut 1  pr Zatem wymagania dotyczące jakości dodatkowej wody, przy niezmienionych pozostałych czynnikach, w dużej mierze zależy od nadmuchu i stężenia zanieczyszczeń w wytwornicach pary wodnej. Ryż. 5.2 Na ryc. Rysunek 5.2 przedstawia obliczone wykresy ciągłego nadmuchu wytwornic pary pr w zależności od stosunku Spg: Sdv przy różnych wartościach sweat = in + out. Obliczenia termiczne chłodnicy oczyszczającej sprowadzają się głównie do określenia entalpii idop wody uzupełniającej i irop wody płuczącej za chłodnicą, powiązanych zależnością i pr  id v   o pop op op gdzie op jest różnicą entalpie schłodzonej wody płuczącej i ogrzanej wody dodatkowej, które przyjmuje się jako równe około 40-80 kJ/kg (10-20°C). 99 Równanie bilansu cieplnego chłodnicy odmulającej ma w tym przypadku postać: D  r (i  r  i p r) p  D dv (i d v  i dv) p p pop op w tym równaniu wszystkie wielkości z wyjątkiem entalpii i pr oraz jestem znany. op o Korzystając z zależności między nimi i wybierając wartość o.p, z równania bilansu cieplnego wyłącza się jedną z tych wielkości i wyznacza się drugą, a następnie z zależności między nimi wyznacza się pierwszą. Temperatura schłodzonej wody płuczącej wynosi zwykle 40-60°C. W elektrowniach bez strat zewnętrznych wartości D/pr i Dd.v są tego samego rzędu, np. D/pr = 0,40 Dd.v; następnie, gdy woda płucząca zostanie schłodzona o 100°C, na przykład od 160 do 60°C, dodatkowa woda zostanie podgrzana o 40°C, na przykład od 10 do 50°, przy îï=10°C i op 42 kJ/kg. W elektrowniach cieplnych, w których występują zewnętrzne straty kondensatu, wartość D/ïð może być znacznie mniejsza niż wartość Dd.v, na przykład D/pr0,1Ddv; wówczas możliwe jest głębsze schłodzenie wody płuczącej, na przykład do 40°C, poprzez podgrzanie dodatkowej wody do 22°C, przy op = 18°C ​​i îï = 76 kJ/kg. 5.3. JEDNOSTKI PAROWE Pokrycie strat pary i kondensatu czystą wodą uzupełniającą jest ważnym warunkiem zapewnienia niezawodne działanie wyposażenie elektrowni. Dodatkową wodą o wymaganej czystości może być otrzymany destylat specjalny wymiennik ciepła- instalacja odparowująca. Instalacja wyparna składa się z wyparki, w której surowa woda dodatkowa, zwykle wstępnie oczyszczona chemicznie, zostaje zamieniona na parę wodną oraz chłodnicy, w której skrapla się para uzyskana w parowniku. Ten typ chłodnicy nazywany jest skraplaczem parownika lub skraplaczem parownika. Zatem w instalacja odparowująca następuje destylacja początkowej dodatkowej wody - zamienia się ona w parę, po czym następuje kondensacja. Kondensat odparowanej wody jest destylatem wolnym od zanieczyszczeń. Odparowanie dodatkowej wody następuje w wyniku ciepła oddawanego przez pierwotną parę kondensacyjną ogrzewania z wyciągów turbiny; kondensacja pary wtórnej powstałej w parowniku następuje w wyniku chłodzenia pary wodą, najczęściej kondensatem z zespołu turbinowego (rys. 5.3). Przy takim schemacie włączania parownika i jego skraplacza ciepło pary wylotowej z turbiny wykorzystywane jest do podgrzewania głównego kondensatu i zawracane wraz z wodą zasilającą do wytwornic pary. Tym samym jednostka parownika jest włączana na zasadzie regeneracyjnej i można ją uznać za element obwodu regeneracyjnego zespołu turbinowego. 100

A. Para przelotowa, spowodowane brakiem lub awarią odwadniacza (c.o.). Najbardziej znaczącym źródłem strat jest latająca para. Klasyczny przykładźle zrozumiany system to celowe niezainstalowanie c.o. w tzw. układach zamkniętych, gdzie para zawsze gdzieś się skrapla i wraca do kotłowni.

Straty te są szczególnie duże podczas rozruchu i rozgrzewania SPI. „Oszczędności” w k.o. a ich instalacja przy niewystarczającej przepustowości wymaganej do automatycznego usuwania zwiększonych ilości kondensatu powoduje konieczność otwierania obejść lub odprowadzania kondensatu do kanalizacji. Czas nagrzewania systemów wzrasta kilkukrotnie, straty są oczywiste. Dlatego k.o. musi mieć wystarczający zapas przepustowość łącza aby zapewnić usuwanie kondensatu podczas rozruchu i w warunkach przejściowych. W zależności od rodzaju urządzeń do wymiany ciepła rezerwa mocy może wynosić od 2 do 5.

Aby uniknąć uderzeń hydraulicznych i bezproduktywnych ręcznych odsalań, należy zapewnić automatyczny drenaż kondensatu w przypadku zatrzymania SPI lub gdy obciążenia zmieniają się przy użyciu co.o. o różnych zakresach ciśnień roboczych, stacje pośrednie do gromadzenia i pompowania kondensatu lub wymuszone automatyczne przedmuchi jednostek wymienników ciepła. Konkretna realizacja uzależniona jest od rzeczywistych warunków technicznych i ekonomicznych.W szczególności należy mieć na uwadze, że c.o. przy odwróconej szybie, gdy spadek ciśnienia przekroczy zakres roboczy, zamyka się. Dlatego podany poniżej schemat automatycznego opróżniania wymiennika ciepła przy spadku ciśnienia pary jest prosty w wykonaniu, niezawodny i skuteczny.

Należy pamiętać, że utrata pary przez nieuregulowane otwory jest ciągła i wszelkie środki symulujące CO. urządzenia nieuregulowane, takie jak „zawór zakryty”, syfon wodny itp. ostatecznie skutkować większymi stratami niż początkowy zysk. W tabeli 1 przedstawiono przykładową ilość pary bezpowrotnie utraconej w wyniku wycieku przez otwory przy różnych ciśnieniach pary.

Tabela 1. Para wycieka przez otwory o różnych średnicach
Ciśnienie. bari	Nominalna średnica otworu	Strata pary, tony/miesiąc
	21/8" (3,2 mm)
	¼" (6,4 mm)	15.1
	½" (25 mm)	61.2
	81/8 cala (3,2 mm)	11.5
	¼" (6,4 mm)	41.7
	½" (25 mm)	183.6
	105/64" (1,9 mm)
	#38 (2,5 mm)	14.4
	1/8" (3,2 mm)	21.6
	205/64" (1,9 mm)	16.6
	#38 (2,5 mm)	27.4
	1/8" (3,2 mm)	41.8

Wstępne dane do obliczenia strat w przypadku braku zwrotu kondensatu są następujące: koszt zimna woda na makijaż, chemikalia, gaz i prąd.
Należy wziąć pod uwagę również stratę wygląd budynki, a ponadto zniszczenie otaczających konstrukcji z powodu ciągłego „pływania” punktów odwadniających.

G. Obecność powietrza i gazów nieskraplających się w parze

Powietrze, jak wiadomo, ma doskonałe właściwości właściwości termoizolacyjne a gdy para się skrapla, może się formować wewnętrzny powierzchnie wymiany ciepła posiadają rodzaj powłoki utrudniającej efektywne przekazywanie ciepła (tab. 2).

Tabela 2. Obniżenie temperatury mieszaniny parowo-powietrznej w zależności od zawartości powietrza.

Ciśnienie	Temperatura pary nasyconej	Temperatura mieszaniny pary i powietrza w zależności od objętości powietrza, °C
Bar abs.	°C	10%20%30%
	120,2	116,7113,0110,0
	143,6	140,0135,5131,1
	158,8	154,5150,3145,1
	170,4	165,9161,3155,9
	179,9	175,4170,4165,0

Uwalnianie się CO2 w postaci gazowej podczas kondensacji pary wodnej prowadzi, w obecności wilgoci w rurociągu, do powstawania niezwykle szkodliwych dla metali substancji kwas węglowy, co jest główną przyczyną korozji rurociągów i urządzeń wymiany ciepła. Z drugiej strony szybkie odgazowanie sprzętu, będącego Skuteczne środki zwalcza korozję metali, emituje CO2 do atmosfery i przyczynia się do powstawania efektu cieplarnianego. Podstawowym sposobem walki z emisją CO2 i racjonalnego wykorzystania CO2 jest jedynie ograniczenie zużycia pary. jest tutaj najskuteczniejszą bronią. D. Nie używam pary błyskawicznej .

W przypadku występowania znacznych ilości pary rozprężnej należy ocenić możliwość jej bezpośredniego wykorzystania w układach o stałym obciążeniu cieplnym. W tabeli Rysunek 3 pokazuje obliczenia tworzenia się wtórnej wrzącej pary.
Para rozprężna powstaje w wyniku przemieszczania się gorącego kondensatu pod wysokim ciśnieniem do zbiornika lub rurociągu pod niższym ciśnieniem. Typowym przykładem jest „pływający” atmosferyczny zbiornik kondensatu, w którym ciepło utajone w kondensacie pod wysokim ciśnieniem jest uwalniane w niższej temperaturze wrzenia.
W przypadku występowania znacznych ilości pary rozprężnej należy ocenić możliwość jej bezpośredniego wykorzystania w układach o stałym obciążeniu cieplnym.
Nomogram 1 przedstawia udział pary wtórnej jako procent objętości wrzącego kondensatu, w zależności od różnicy ciśnień, jaką odczuwa kondensat. Nomogram 1. Obliczanie pary wrzącej wtórnej.
MI. Używanie przegrzanej pary zamiast suchej pary nasyconej.

O ile ograniczenia procesu nie wymagają stosowania pary przegrzanej pod wysokim ciśnieniem, należy zawsze dążyć do stosowania nasyconej pary suchej o możliwie najniższym ciśnieniu.
Dzięki temu możliwe jest wykorzystanie całego utajonego ciepła parowania, które ma wyższe wartości przy niskie ciśnienia, osiągnąć stabilne procesy wymiany ciepła, zmniejszyć obciążenie sprzętu, zwiększyć żywotność jednostek, armatury i połączeń rurowych.
Wyjątkiem jest zastosowanie pary mokrej tylko wtedy, gdy jest ona wykorzystywana w produkcie końcowym, w szczególności przy zwilżaniu materiałów. Dlatego wskazane jest stosowanie w takich przypadkach specjalne środki nawilżenie włączone ostatnie etapy transport pary do produktu.

I. Nieprzestrzeganie zasady niezbędnej różnorodności
Brak dbałości o różnorodność możliwe schematy automatyczna kontrola, w zależności od konkretnych warunków użytkowania, konserwatyzmu i chęci użytkowaniatypowyobwód może być źródłem niezamierzonych strat.

Z. Szok termiczny i uderzenie wodne.
Wstrząsy termiczne i hydrauliczne niszczą systemy parowe, jeśli nie są używane prawidłowo. zorganizowany system zbieranie i usuwanie kondensatu. Użycie pary jest niemożliwe bez dokładnego rozważenia wszystkich czynników związanych z jej kondensacją i transportem, które wpływają nie tylko na wydajność, ale także na wydajność i bezpieczeństwo PCS jako całości.