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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Кроме этого я нашел в интернете:

"Внутренние потери:

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

Потери пара через предохранительные клапаны;

Утечка дренажа паропроводов и турбин;

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

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

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

Добрый день, Геннадий Михайлович! 30-31.05.00г

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

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

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

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

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

 Сравните основные схемы включения регенеративных подогревателей по эффективности их работы.  Охарактеризуйте расход свежего пара и тепла на турбину с регенеративными отборами.  От каких параметров регенеративного подогрева питательной воды и как зависит к.п.д. турбоустановки?  Что такое охладители дренажа и как они используются?  Что такое деаэрация питательной воды и что она дает на ТЭС?  Какие основные типы деаэраторов существуют?  Как включаются деаэраторы в схему ТЭС?  Что такое тепловой и материальный балансы деаэраторов и как они реализуются?  Что такое питательные насосы и какие основные типы питательных насосов существуют?  Охарактеризуйте основные схемы включения питательных насосов.  Охарактеризуйте основные схемы включения приводных турбин. 91 5. ВОСПОЛНЕНИЕ ПОТЕРЬ ПАРА И КОНДЕНСАТА 5.1. ПОТЕРИ ПАРА И КОНДЕНСАТА Потери пара и конденсата электростанций разделяются на внутренние и внешние. К внутренним относят потери от утечки пара и конденсата в системе оборудования и трубопроводов самой электростанции, а также потери продувочной воды парогенераторов. Потери от утечки пара и воды на электростанциях обуславливаются неплотностью фланцевых соединении трубопроводов, предохранительных клапанов парогенераторов, турбин и другого оборудования электростанции. Рис. 5.1,а Потери пара и конденсата обуславливают соответствующую потерю тепла, ухудшение экономичности и снижение к.п.д. электростанции. Потери пара и конденсата восполняют добавочной водой. Для ее подготовки применяют специальные устройства, обеспечивающие питание парогенераторов водой необходимого качества, что требует дополнительных капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Потери от утечки распределены по всему пароводяному тракту. Однако более вероятны они из мест с наиболее высокими параметрами среды. Вторая составляющая внутренних потерь воды обуславливается непрерывной продувкой воды в барабанных парогенераторах (на электростанциях с прямоточными парогенераторами эти потери отсутствуют), ограничивающей концентрацию различных примесей в воде 92 парогенераторов величиной, обеспечивающей надежную их работу и требуемую чистоту производимого ими пара. Снижения продувки и повышения чистоты пара достигают улучшением качества питательной воды, уменьшением потерь пара и конденсата и количества добавочной воды. Рис. 5.1,б Питательная вода прямоточных парогенераторов должна быть особенно чистой, т.к. значительная часть примесей затем вместе с паром выносится в паровой тракт и откладывается в проточной части турбины, снижая ее мощность, к.п.д. и надежность. К внутренним относятся также потери пара и конденсата при неустановившихся режимам работы оборудования: при растопке и остановке парогенераторов, прогреве и продувке паропроводов, пуске и остановке турбины, промывке оборудования. Всемерное снижение этих потерь-существенное требование к пусковым схемам энергоблоков и электростанций. Внутренние потери пара и конденсата не должны превышать при номинальной нагрузке 1,0- 1,6%. В зависимости от схемы отпуска тепла внешним потребителям на ТЭЦ могут быть внешние потери пара и конденсата. Применяют две различные схемы отпуска тепла теплоэлектроцентралью: открытую, при которой потребителям полается пар непосредственно из отбора или противодавления турбины (рис. 5.1,а), и закрытую, при которой пар из от6opa или противодавления турбины, конденсируясь в поверхностном теплообменнике. нагревает теплоноситель, направляемый внешним потребителем, а конденсат греющего пара остается на ТЭЦ (рис. 5.1,б). Если потребителям требуется пар, то в качестве промежуточных теплообменников применяют испарители - парообразователи. Если потребителям тепло отпускается горячей водой, то промежуточным 93 теплообменником служит подогреватель воды, подаваемой в тепловую сеть (сетевой подогреватель) . При закрытой схеме отпуска тепла потери пара и конденсата сводятся к внутренним, и по относительной величине потери рабочей среды такая ТЭЦ мало отличается от КЭС. Количество обратного конденсата, возвращаемого промышленными потребителями пара составляет в среднем 30%-50% расхода отпускаемого пара. Т.е. внешние потери конденсата могут быть значительно больше внутренних потерь. Добавочная вода, вводимая в питательную систему парогенератора при открытой схеме отпуска тепла, должна восполнять внутренние и внешние потери пара и конденсата. Перед вводом в питательную систему парогенераторов применяют:  глубокое химическое обессоливание добавочной воды;  сочетание предварительной химической очистки с термической подготовкой добавочной воды в испарителях. 5.2. БАЛАНС ПАРА И ВОДЫ Для расчета тепловой схемы, определения расхода пара на турбины, производительности парогенераторов, энергетических показателей и т.п. необходимо установить основные соотношения материального баланса пара и воды электростанции. Определим эти соотношения для более общего случая ТЭЦ с отпуском пара промышленному потребителю непосредственно из отбора турбины (рис. 5.1,а). Уравнения материального баланса пара и воды КЭС получаются как частный случай соотношений для ТЭЦ. Паровой баланс основного оборудования электростанции выражается следующими уравнениями. Расход свежего пара D на турбину при отборе пара на регенерацию Dr, и для внешнего потребления Dï, на пропуске пара в конденсатор Dê равен: D=Dr+Dп+Dк (5.1) Для КЭС Dп=0 следовательно: D=Dr+Dк (5.1а) Расход свежего пара па турбоустановку с учетом его расхода Dyo на уплотнения и другие нужды помимо главной турбины D0=D+Dyo. (5.2) Паровая нагрузка парогенераторов Dïã с учетом утечки Dут, включая безвозвратный расход свежего пара на хозяйственно-технические нужды электростанции, составляет: Dпг=D0 +Dут (5.3) В качестве основной расчетной величины расхода рабочего тела целесообразно принимать расход свежего пара на турбоустановку D0. Баланс воды па электростанции выражается следующими уравнениями. 94 Баланс питательной воды Dпв=Dпг+Dпр=D0+Dут+Dпр (5.4) где Dïð-расход продувочной воды парогенераторов; в случае прямоточных парогенераторов Dïð=0; Dïâ=D0+Dóò (5.4a) Поток питательной воды Dïâ составляется в общем случае из конденсата турбины Dê, обратного конденсата тепловых потребителей Dîê, конденсата пара регенеративных отборов Dr, конденсата пара из расширителя продувки парогенераторов D"ï и уплотнений турбины Dy, добавочной воды Dдв=Dут+D/пр+Dвн, а именно: Dпв=Dк+Dок+Dr+D/п+Dy+Dут+D/пр+Dвн Без учета (для упрощения) регенеративных отборов и протечек через уплотнения турбины получим: Dпв=Dк+Dок+Dдв+D/п (5.4б) Потери пара и конденсата ТЭЦ составляются в общем случае из внутренних потерь Dвт и внешних потерь Dвн. Внутренние потери пара и воды на электростанции равны; Dвт=Dут+D/пр (5.5) где D/ïð- потеря продувочной воды при одноступенчатой расширительной установке: в случае прямоточных парогенераторов Dпр=0, D/пр=0 и Dвт=Dут (5.5а) Внешние потери конденсата ТЭЦ с открытой схемой отпуска пара равны: Dвн=Dп-Dок (5.6) где Dîê-количество конденсата, возвращаемого от внешних потребителей. Общая потеря Dïîò пара и конденсата ТЭЦ с открытой схемой отпуска тепла и количество добавочной воды Dдв равны сумме внутренних и внешних потерь: Dпот=Dдв=Dвт+Dвн=Dут+D/пр+Dвн (5.7) При прямоточных парогенераторах Dïð=0 и Dпот=Dут+Dвн Для КЭС и для ТЭЦ с закрытой схемой отпуска тепла Dвн=0 и Dпот=Dвт=Dут+D/пр при прямоточных парогенераторах в этом случае Dпот=Dвт=Dут Перед входом в расширитель продувочная вода проходит через редуктор, и в расширитель поступает пароводяная смесь, которая разделяется в нем па относительно чистый пар, отводимый в один из теплообменников регенеративной системы турбоустановки, и воду (сепарат или концентрат), с которой выводятся примеси, удаляемые из парогенератора с продувочной водой. Количество пара, сепарируемого в расширителе и возвращаемого в питательную систему, достигает 30% расхода продувочной воды, а количество возвращаемого тепла-около 60%, при двухступенчатом расширении-еще выше. 95 Тепло продувочной воды используется дополнительно в охладителе продувки для подогрева добавочной воды. Если охлажденная продувочная вода используется далее для питания испарителей или подпитки тепловой сети, то тепло продувочной воды используется почти полностью. Энтальпия пара и воды на выходе из расширителя соответствует состоянию насыщения при давлении в расширителе; незначительной влажностью пара в расчетах можно пренебречь. Выпар из расширителя продувки барабанного парогенератора и потеря продувочной воды определяются уравнениями теплового и материального балансов расширительной установки. В случае одноступенчатой расширительной установки (рис. 5.1,а): уравнение теплового баланса Dпрiпр=D/пi//п+ D/прi/пр (5.8) уравнение материального баланса Dпр=D/п+D/пр (5.9) где iпр, i/пр и i//п-соответственно энтальпии продувочной воды парогенераторов, продувочной воды и выпара после расширителей продувки, кДж/кг. Отсюда  iпр  i р п Dп  D п р    D пр п (5.10) i п  iпр   и  i   i п р п D  р  D пр  D п  п D пр    р D п р п (5.10а) i   i  р п п Значения iпр, i//п и i/пр определяются однозначно давлением пара в барабане парогенератора и в расширителе продувки, т.е. равны соответственно значениям энтальпии воды при насыщении в барабане парогенератора iпр=i/пг, пара и воды в расширителе продувки. Давление пара в расширителе продувки определяется местом в тепловой схеме, к которому подводится выпар из расширителя. В случае двухступенчатой расширительной установки D/ïð и D/п, D//ïð и D//ï определяются из следующих уравнений теплового и материального баланса. Для расширителя первой ступени Dпрiпр=Dп1i//п1+Dпр1i/пр1 и Dпр=Dп1+Dпр1 Для расширителя второй ступени Dпр1i/пр1=Dп2i//п2+Dпр2i/пр2 и Dпр1=Dп2+Dпр2 96 В этих уравнениях Dïð, Dïð1 è Dпр2-соответственно расходы продувочной воды из парогенератора н расширителей первой и второй ступеней, кг/ч; Dï1 и Dï2-выход пара из расширителей первой и второй ступеней, кг/ч; iïð, i/ïð1 и i/ïð2-энтальпии воды при насыщении на выходе из парогенератора и расширителей первой и второй ступеней, кДж/кг; i//ï1 и i//ï2 -энтальпии насыщенного (сухого) пара на выходе из расширителей первой и второй ступеней, кДж/кг. Очевидно, энтальпии пара и воды-однозначные функции давления в барабане парогенератора pпг и в расширителях первой и второй ступеней pp1 и pp2, МПа. Расчетное значение продувки парогенераторов при установившемся режиме определяется из уравнений баланса примесей к воде (солей, щелочей, кремниевой кислоты, окислов меди и железа) в парогенераторе. Обозначая концентрации примесей в свежем паре, питательной и продувочной воде соответственно Сп, Спв и Спг, напишем уравнение баланса примесей к воде для парогенератора в виде DпрСпг+DпгСп=DпвСпв (5.11) или, воспользовавшись равенством (5.4) Dпв=Dпг +Dпр, DпрСпг+DпгСп=(Dпг +Dпр)Спв (5.11а) откуда С п в  Сп Dпр  Dп г (5.12) Сп г  С п в При малом значении Сп сравнительно с Спг и Спв получим: 1 1 Dпр  Dп г  (D 0  D ут) (5.13) Сп г Сп г 1 1 Сп в Сп в выражая потоки в долях D0, т. е. полагая пр=Dпр/D0 и ут=Dут/D0 получим: 1   ут  пр  (5.13а) Сп г 1 Сп в Таким образом, доля продувки зависит от доли утечки, которая должна быть сведена к минимуму, и от отношения концентрации примесей в воде продувочной и питательной. Чем лучше качество питательной воды (чем меньше Сп.в) и выше допустимая концентрация примесей в воде парогенераторов Спг, тем доля продувки меньше. В формуле (5.13а) концентрация примесей в питательной воде Спв зависит от доли добавочной воды, в которую входит, в частности, доля теряемой продувочной воды /ïð, зависящаяся от пр. Поэтому долю продувки парогенератора удобнее определить, если концентрацию Сп.в заменить составляющими ее величинами. 97 В случае ТЭЦ с внешними потерями конденсата без учета (для упрощения) регенеративных отборов, протечек через уплотнения турбины и использования продувки, получим уравнения баланса примесей в виде DпрСпг+DпгСп=Dпв Спв=DкСк+DокСок+DдвСдв где Ск, Сок и Сдв и - соответственно концентрации примесей в конденсате турбин, обратном конденсате от потребителей и добавочной воде; при этом Dïã=Dê+Dîê+Dâí+Dóò и, если продувочная вода не используется, Däâ=Dïð+Dóò+Dâí. Из последних уравнений Dпр(Спг-Сдв)=Dк(Ск-Сп)+Dок(Сок-Сп)+(Dут+Dвн)(Сдв-Сп) откуда D к (С к  С п)  D о к (С о к  С п)  (D ут  D вн)(С дв  С п) Dпр  (5.14) С п г  С дв Выражая расходы воды в долях D0=D и полагая СкСп и СокСп, получим приближенно: ( ут   вн)(С дв  С п)  ут   вн  пр   (5.15) С п г  Сдв Сп г 1 С дв так как Сп мал по сравнению с Сдв. Если нет внешних потерь конденсата, т.е. вн=0, то:  ут  пр  (5.15а) Сп г 1 С дв Доля продувки изменяется гиперболически в зависимости от отношения концентраций примесей в продувочной и добавочной воде Спг: Сд.в. Если Спг: Сд.в , т.е. содержание примесей в добавочной воде очень мало, то пр0. Если, наоборот, Спг: Сд.в1, то пр; это означает, что любое большое количество добавочной воды с концентрацией Сд.в=Спг, восполняющей продувку, уходит с продувкой из барабана парогенератора. При отношении Спг:Сд.в=2, в соответствии с формулой (5.15) пр=ут+вн; если âí=0, то пр=ут. При использовании продувочной воды и установке расширителя можно получить в результате аналогичных выкладок:  ут   вн  пр  (5.16) Сп г   р п С дв и при вн=0  ут  пр  (5.16а) Сп г   пр  С дв 98 Из формул (5.15) и (5.15а) можно получить величину допустимых примесей â добавочной воде Сд.в в зависимости от величин Спг, ут и âí в виде Сп г Сдв  (5.17)  ут   вн 1  пр или соответственно при отсутствии внешних потерь Сп г Сдв  (5.17а)  ут 1  пр Таким образом, требования к качеству добавочной воды при прочих равных условиях в значительной мере определяются продувкой и концентрацией примесей в воде парогенераторов. Рис. 5.2 На рис. 5.2 показаны расчетные графики непрерывной продувки парогенераторов пр в зависимости от отношения Спг: Сдв при различных значениях пот=вн+ут. Тепловой расчет охладителя продувки сводится в основном к определению энтальпий добавочной воды iдвоп и продувочной воды iлроп после охладителя, связанных между собой соотношением i пр  iд в   о п оп оп где оп -разность энтальпий охлажденной продувочной и нагретой добавочной воды, которую принимают равной около 40-80 кДж/кг (10- 20°С). 99 Уравнение теплового баланса охладителя продувки ïðè этом имеет вид: D  р (i  р  i п р) п  D дв (i д в  i дв) п п оп оп в этом уравнении все величины, кроме энтальпий i пр и i двп, известны. оп о Используя соотношение между ними и выбрав значение о.п, исключают из уравнения теплового баланса одну из этих величин и определяют вторую, а затем из соотношения между ними определяют и первую. Температуру охлажденной продувочной воды принимают обычно 40- 60°С. На электростанциях без внешних потерь величины D/пр и Dд.в одного порядка, например D/пр=0,40Dд.в; тогда при охлаждении продувочной воды на 100°С, например от 160 до 60°С, добавочная вода нагревается на 40°С, например от 10 до 50°, причем îï=10°C и оп42 кДж/кг. На ТЭЦ с внешней потерей конденсата величина D/ïð может быть значительно меньше величины Dд.в, например D/пр0,1Dдв; тогда можно глубже охладить продувочную воду, например, до 40°С, подогрев добавочную воду до 22°С, причем оп=18°С и îï=76 кДж/кг. 5.3. ИСПАРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ Возмещение потерь пара и конденсата чистой добавочной водой - важное условие обеспечения надежной работы оборудования электростанции. Добавочной водой требуемой чистоты может служить дистиллят, получаемый из специального теплообменника - испарительной установки. В состав испарительной установки входят испаритель, в котором исходная сырая добавочная вода, обычно предварительно химически очищенная, превращается в пар, и охладитель, в котором полученный в испарителе пар конденсируется. Такой охладитель называется конденсатором испарительной установки или конденсатором испарителя. Таким образом, в испарительной установке происходит дистилляция исходной добавочной воды - переход ее в пар, с последующей конденсацией. Конденсат испаренной воды является дистиллятом, свободным от примесей. Испарение добавочной воды происходит за счет тепла, отдаваемого первичным греющим конденсирующимся паром из отборов турбины; конденсация произведенного в испарителе вторичного пара происходит в результате охлаждения пара водой, обычно - конденсатом турбинной установки (рис. 5.3). При такой схеме включения испарителя и его конденсатора тепло пара отборов турбины используется для подогрева основного конденсата и возвращается с питательной водой в парогенераторы. Таким образом, испарительная установка включается по регенеративному принципу, и ее можно рассматривать как элемент регенеративной схемы турбоустановкн. 100

Потеря пара и конденсата, их пополнение.

Потери пара наблюдаются в предохранителях пара, из различных не плотностей в потоках пара высокого давления. Эти потери называются внутренними. Кроме потерь пара наблюдаются так же потери конденсата, которые делятся на внутренние и внешние.

Внутренние потери – это возможные загрязнения конденсата пара, поступающего на подогрев мазута. Загрязнённый конденсат не возвращается в турбинное отделение.

Внешние потери конденсата наблюдаются на ТЭЦ, отпускающих пар потребителям. Количество возвращенного с предприятий конденсата меньше поступившего туда пара. Для восполнения потерь используется химически очищенная вода, которая для дополнительной очистки подаётся в испарители. Потери питательной воды наблюдаются в парогенераторе при продувке котлов, которая осуществляется для уменьшения содержания солей в котловой воде.

Испарители.

В испарители постоянно находится химически очищенная вода. Испаритель – это поверхностный теплообменник. Поступившая химически очищенная вода превращается в пар за счёт тепла пара, поступившего из отбора турбины. Пар из химически очищенной воды называется вторичным, который поступает в конденсатор испарителя. При испарении химически очищенной воды повышается концентрация солей, которая удаляется при помощи продувки. Для повышения Качества очистки воды можно использовать двухступенчатую схему, в этом случае вторичный пар поступает на следующую ступень испарителя.

Лекция № 10

КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТРОЙСТВА ПАРОВЫХ ТУРБИН

Второй закон термодинамики. Холодный источник.

Схема конденсационного устройства

Элементы конденсационного устройства.

1. собственно конденсатор

2. циркуляционная система;

3. воздухоудаляющие устройства (эжекторы);

5. редукционно-охладительное устройство

6. пусковой эжектор

7. охладители паровоздушной смеси

8. конденсатосборник

9. система автоматики

Отработавший пар из турбины поступает в поверхностный конденсатор1. Конденсатор – поверхностный подогреватель, где конденсируется пар на холодной поверхности трубок, нагревая воду, прокачиваемую через трубный пучок циркуляционным насосом. Образовавшийся конденсат стекает с поверхности трубок в конденсатосборник 8 конденсатора, откуда конденсатным насосом 2 подается через охладители эжекторов 9 в охладители уплотнений и далее в ПНД и деаэратор.

Для поддержания минимально возможного давления в конденсаторе используются пароструйные эжекторы 3. Эжекторы отсасывают паровоздушную смесь, образующуюся в конденсаторе в результате присосов воздуха. Для повышения эффективности работы используется многоступенчатая (двухступенчатая) система сжатия паровоздушной смеси. Тепло конденсации пара, содержащегося в отсасываемой эжекторами паровоздушной смеси, используется в охладителях эжекторов для нагрева основного конденсата.

Иногда отсасываемая из конденсатора паровоздушная смесь предварительно охлаждается в предвключенном охладителе.

В конденсаторе устанавливается специальное деаэрирующее устройство 4 для удаления из конденсата кислорода.

Циркуляционная вода, используемая для конденсации пара в конденсаторе, охлаждается в специальных прудах охладителях или градирнях. Такая схема охлаждения циркуляционной воды называется оборотной.