Resolución del Consejo de Diputados del Pueblo de la ciudad de Kemerovo. Resolución "Sobre el Reglamento sobre los asistentes de los diputados del Consejo de Diputados del Pueblo de la ciudad de Kemerovo"

 Comparar los circuitos principales de encendido de calentadores regenerativos según su eficiencia operativa.  Caracterizar el flujo de vapor fresco y calor a una turbina con purgas regenerativas.  ¿De qué parámetros del calentamiento regenerativo del agua de alimentación y cómo depende la eficiencia? instalaciones turbo?  ¿Qué son los enfriadores de drenaje y cómo se utilizan?  ¿Qué es la desaireación del agua de alimentación y qué efecto tiene en las centrales térmicas?  ¿Cuáles son los principales tipos de desaireadores?  ¿Cómo se incluyen los desaireadores en el esquema de la central térmica?  ¿Cuáles son los balances de calor y materia de los desaireadores y cómo se implementan?  ¿Qué son las bombas de alimentación y cuáles son los principales tipos de bombas de alimentación?  Describir los circuitos básicos para el encendido de bombas de alimentación.  Describir los circuitos principales para el encendido de turbinas de propulsión. 91 5. SUSTITUCIÓN DE PÉRDIDAS DE VAPOR Y CONDENSADO 5.1. PÉRDIDAS DE VAPOR Y CONDENSADO Las pérdidas de vapor y condensado en las centrales eléctricas se dividen en internas y externas. Las pérdidas internas incluyen pérdidas por fugas de vapor y condensado en el sistema de equipos y tuberías de la propia central eléctrica, así como pérdidas de agua de purga de los generadores de vapor. Las pérdidas por fugas de vapor y agua en las centrales eléctricas se deben a fugas en las conexiones bridadas de tuberías, válvulas de seguridad de generadores de vapor, turbinas y otros equipos de las centrales eléctricas. Arroz. 5.1, a Las pérdidas de vapor y condensado provocan la correspondiente pérdida de calor, deterioro de la eficiencia y disminución de la eficiencia. plantas de energía. Las pérdidas de vapor y condensado se reponen con agua adicional. Para prepararlo, se utilizan dispositivos especiales para suministrar a los generadores de vapor agua de la calidad requerida, lo que requiere inversiones de capital y costos operativos adicionales. Las pérdidas por fugas se distribuyen por todo el trayecto vapor-agua. Sin embargo, es más probable que provengan de lugares con los parámetros ambientales más altos. El segundo componente de las pérdidas internas de agua está determinado por el continuo soplado de agua en los generadores de vapor de tambor (en las centrales eléctricas con generadores de vapor de flujo directo estas pérdidas están ausentes), lo que limita la concentración de diversas impurezas en el agua de 92 generadores de vapor a un valor que asegura su funcionamiento confiable y la pureza requerida del vapor que producen. La reducción de la purga y el aumento de la pureza del vapor se logra mejorando la calidad del agua de alimentación, reduciendo las pérdidas de vapor y condensado y la cantidad de agua adicional. Arroz. 5.1, b El agua de alimentación de los generadores de vapor de paso único debe estar especialmente limpia, porque Luego, una parte importante de las impurezas es arrastrada junto con el vapor hacia el recorrido del vapor y depositada en la sección de flujo de la turbina, reduciendo su potencia y eficiencia. y confiabilidad. Las pérdidas internas también incluyen pérdidas de vapor y condensado durante condiciones de funcionamiento inestables de los equipos: durante el encendido y parada de generadores de vapor, calentamiento y purga de tuberías de vapor, arranque y parada de turbinas y lavado de equipos. Una reducción integral de estas pérdidas es un requisito esencial para los circuitos de arranque de unidades y centrales eléctricas. Las pérdidas internas de vapor y condensado no deben exceder el 1,0-1,6% con carga nominal. Dependiendo del esquema de suministro de calor a los consumidores externos de una central térmica, pueden producirse pérdidas externas de vapor y condensado. Se utilizan dos esquemas diferentes para liberar calor de una planta combinada de calor y energía: abierto, en el que el vapor se suministra a los consumidores directamente desde la extracción o contrapresión de la turbina (Fig. 5.1, a), y cerrado, en el que el vapor de el escape o contrapresión de la turbina se condensa en un intercambiador de calor de superficie. calienta el refrigerante enviado por un consumidor externo y el condensado del vapor de calefacción permanece en la central térmica (Fig. 5.1, b). Si los consumidores necesitan vapor, se utilizan evaporadores (generadores de vapor) como intercambiadores de calor intermedios. Si se suministra calor a los consumidores. agua caliente, entonces el intercambiador de calor intermedio 93 es el calentador de agua suministrado a la red de calefacción (calentador de red). Con un esquema cerrado de suministro de calor, las pérdidas de vapor y condensado se reducen a las internas, y en términos de la cantidad relativa de pérdida del medio de trabajo, una central térmica de este tipo difiere poco de una central térmica. La cantidad de condensado devuelto por los consumidores de vapor industrial es en promedio del 30% al 50% del consumo de vapor suministrado. Aquellos. Las pérdidas externas de condensado pueden ser significativamente mayores que las pérdidas internas. El agua adicional introducida en el sistema de alimentación del generador de vapor con un circuito de suministro de calor abierto debe reponer las pérdidas internas y externas de vapor y condensado. Antes de introducir generadores de vapor en el sistema de alimentación, se utiliza lo siguiente:  desalinización química profunda del agua adicional;  combinación de tratamiento químico preliminar con preparación térmica de agua adicional en evaporadores. 5.2. BALANCE DE VAPOR Y AGUA Para calcular el circuito térmico, determinar el flujo de vapor a las turbinas, la productividad de los generadores de vapor, indicadores energéticos, etc. es necesario establecer las relaciones básicas del balance material de vapor y agua en una central eléctrica. Determinemos estas relaciones para el caso más general de una central térmica con suministro de vapor a un consumidor industrial directamente desde la salida de la turbina (Fig. 5.1, a). Las ecuaciones de balance de materia IES para vapor y agua se obtienen como caso especial ratios para centrales térmicas. El balance de vapor de los equipos principales de la central eléctrica se expresa mediante las siguientes ecuaciones. El consumo de vapor fresco D a la turbina al extraer vapor para la regeneración Dr, y para consumo externo Dï, al pasar vapor al condensador Dê es igual a: D=Dr+Dп+Dк (5.1) Para IES Dп=0 por lo tanto: D=Dr+Dк ( 5.1a) Consumo de vapor fresco en la instalación de turbinas, teniendo en cuenta su consumo Dyo para juntas y otras necesidades además de la turbina principal D0=D+Dyo. (5.2) La carga de vapor de los generadores de vapor Dïã teniendo en cuenta la fuga Dout, incluido el consumo irrecuperable de vapor fresco para las necesidades económicas y técnicas de la central eléctrica, es: Dpg = D0 + Dout (5.3) Es aconsejable tomar el flujo de vapor fresco a la unidad de turbina D0 como el valor calculado principal del flujo de fluido de trabajo. El balance hídrico en la central eléctrica se expresa mediante las siguientes ecuaciones. 94 Balance del agua de alimentación Dpw=Dpg+Dpr=D0+Dut+Dpr (5.4) donde Dïð es el caudal de agua de purga de los generadores de vapor; en el caso de generadores de vapor de flujo directo Dïð=0; Dïâ=D0+Dóò (5.4a) El flujo de agua de alimentación Dïâ se compone generalmente de condensado de turbina Dê, condensado de retorno de los consumidores de calor Dîê, condensado de vapor regenerativo Dr, condensado de vapor del expansor de purga del generador de vapor D"ï y sellos de turbina Dy, agua adicional Ddv=Dout+D/pr+Din, a saber: Dpv=Dk+Dok+Dr+D/p+Dy+Dout+D/pr+Din Sin tener en cuenta (por simplicidad) extracciones regenerativas y fugas a través de la turbina sellos, obtenemos: Dpv =Dk+Dok+Ddv+D/p (5.4b) Las pérdidas de vapor y condensado de una central térmica generalmente se componen de pérdidas internas Dwt y pérdidas externas Din. Pérdidas internas de vapor y agua en el central eléctrica son iguales; Dwt=Dut+D/pr (5.5 ) donde D/ïð es la pérdida de agua de purga en una unidad de expansión de una sola etapa: en el caso de generadores de vapor de flujo directo Dpr=0, D/pr= 0 y Dwt=Dout (5.5a) Las pérdidas externas de condensado de una central térmica con circuito abierto de liberación de vapor son iguales a: Din=Dp- Dok (5.6) donde Dîê es la cantidad de condensado devuelto por los consumidores externos. Las pérdidas Dîê de vapor y condensado de una central térmica con un esquema de suministro de calor abierto y la cantidad de agua adicional Ddv son iguales a la suma de las pérdidas internas y externas: Dpot=Ddv=Dwt+Din=Dout+D /pr+Din (5.7) Con generadores de vapor de flujo directo Dïð=0 y Dpot=Dout+Din Para IES y para centrales térmicas con circuito cerrado de suministro de calor Din=0 y Dpot=Dout=Dout+D/pr con generadores de vapor de flujo directo en este caso Dpot= Dwt=Dut Antes de ingresar al expansor, el agua de purga pasa a través del reductor, y una mezcla de vapor y agua ingresa al expansor, que se separa en él en vapor relativamente puro, descargado en uno de los intercambiadores de calor del sistema regenerativo de la unidad de turbina, y agua (separada o concentrada), de la cual se eliminan las impurezas, eliminada del generador de vapor con agua de purga. La cantidad de vapor separado en el expansor y devuelto al sistema de alimentación alcanza el 30% del consumo de agua de purga, y la cantidad de calor devuelto es aproximadamente el 60%; con la expansión de dos etapas es incluso mayor. 95 El calor del agua de purga se utiliza adicionalmente en el refrigerador de purga para calentar el agua de reposición. Si el agua de purga enfriada se utiliza además para alimentar evaporadores o para formar la red de calefacción, entonces el calor del agua de purga se utiliza casi por completo. La entalpía del vapor y del agua a la salida del expansor corresponde al estado de saturación a la presión en el expansor; En los cálculos se puede despreciar una humedad de vapor insignificante. La evaporación del expansor de purga de un generador de vapor de tambor y la pérdida de agua de purga están determinadas por las ecuaciones de balances de calor y materia de la unidad de expansión. En el caso de una planta de expansión de una sola etapa (Fig. 5.1,a): ecuación del balance de calor Dpr=D/пi//п+ D/пi/р (5.8) ecuación del balance de materiales Dр=D/п+D/р (5.9) donde ipr , i/pr e i//p - respectivamente, la entalpía del agua de purga de los generadores de vapor, del agua de purga y del vapor después de la purga de los expansores, kJ/kg. Por lo tanto  ipr  i r p Dp  D p r    D pr p (5.10) i p  ipr   y  i   i p r p D  r  D pr  D p  p D pr   p D p r p (5.10a) i   i  r p p Los valores de ipr, i//p e i/pr están determinados únicamente por la presión del vapor en el tambor del generador de vapor y en el expansor de purga, es decir son iguales, respectivamente, a los valores de la entalpía del agua en saturación en el tambor del generador de vapor ipr=i/pg, vapor y agua en el expansor de purga. La presión del vapor en el expansor de purga está determinada por la ubicación en el circuito térmico al que se suministra el vapor del expansor. En el caso de una planta de expansión de dos etapas, D/ïð y D/p, D//ïð y D//ï se determinan a partir de las siguientes ecuaciones de balance de calor y materia. Para el expansor de primera etapa Dprip=Dp1i//p1+Dpr1i/pr1 y Dpr=Dp1+Dpr1 Para el expansor de segunda etapa Dpr1i/p1=Dp2i//p2+Dpr2i/pr2 y Dpr1=Dp2+Dpr2 96 En estas ecuaciones Dïð, Dïð1 и Dpr2 - respectivamente, el caudal de agua de purga del generador de vapor y los expansores de la primera y segunda etapa, kg/h; Dï1 y Dï2: producción de vapor de los expansores de la primera y segunda etapa, kg/h; iïð, i/ïð1 e i/ïð2-entalpías del agua en saturación a la salida del generador de vapor y expansores de la primera y segunda etapa, kJ/kg; i//ï1 e i//ï2 son las entalpías del vapor saturado (seco) a la salida de los expansores de la primera y segunda etapa, kJ/kg. Obviamente, las entalpías del vapor y del agua son funciones inequívocas de la presión en el tambor del generador de vapor ppg y en los expansores de la primera y segunda etapa pp1 y pp2, MPa. El valor calculado del soplado de los generadores de vapor en condiciones de estado estacionario se determina a partir de las ecuaciones para el equilibrio de impurezas en el agua (sales, álcalis, ácido silícico, óxidos de cobre y hierro) en el generador de vapor. Denotando las concentraciones de impurezas en el vapor fresco, el agua de alimentación y de purga como Sp, Spv y Spg, respectivamente, escribimos la ecuación para el equilibrio de impurezas en el agua para un generador de vapor en la forma DprSpg + DpgSp = DpvSpg (5.11) o, usando la igualdad (5.4) Dpv = Dpg + Dpr, DprSpg + DpgSp = (Dpg + Dpr)Spv (5.11a) de donde C p in  Sp Dpr  Dp g (5.12) Sp g  C p in Con un valor pequeño de Sp comparado con Spg y Spv obtenemos: 1 1 Dpr  Dp g  (D 0  D ut) (5.13) Sp g Sp g 1 1 Sp en Sp al expresar flujos en fracciones de D0, es decir, suponiendo pr =Dpr/D0 y ut=Dut/D0 obtenemos: 1   ut  pr  (5.13a) Sp g 1 Sp v Por lo tanto, la proporción de purga depende de la proporción de fuga, que debe minimizarse, y sobre la relación entre la concentración de impurezas en el agua de purga y alimentación. Cómo mejor calidad agua de alimentación (cuanto menor Sp.v) y cuanto mayor sea la concentración permitida de impurezas en el agua de los generadores de vapor de GNL, menor será la proporción de purga. En la fórmula (5.13a), la concentración de impurezas en el agua de alimentación Spv depende de la proporción de agua adicional, que incluye, en particular, la proporción de agua de purga perdida /ïð, que depende de pr. Por lo tanto, es más conveniente determinar la proporción de purga del generador de vapor si la concentración de Sp.v se reemplaza por sus valores constituyentes. 97 En el caso de una central térmica con pérdidas externas de condensado sin tener en cuenta (para simplificar) extracciones regenerativas, fugas por sellos de turbina y el uso de purgas, obtenemos las ecuaciones de balance de impurezas de la forma DprSpg+DpgSp=Dpv Spv= DkSk+DokSok+DdvSdv donde Sk, Sok y Ddv y, respectivamente, la concentración de impurezas en el condensado de la turbina, el condensado de retorno de los consumidores y el agua de reposición; en este caso Dïã=Dê+Dîê+Dâí+Dóò y, si no se utiliza agua de purga, Däâ=Dïð+Dóò+Dâí. De las últimas ecuaciones Dpr(Спг-Сдв)=Dк(Ск-Сп)+Dok(Сок-Сп)+(Dут+Dвн)(Сдв-Сп) de donde 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 Expresando el consumo de agua en fracciones de D0=D y suponiendo SkSp y SokSp, obtenemos aproximadamente: (  ut   in)(S dv  S p)  ut   in  pr   (5.15) S p g  Sdv Sp g 1 S dv ya que Sp es pequeño en comparación con Sdv. Si no hay pérdidas externas de condensado, es decir in = 0, entonces:  ut  pr  (5.15a) Sp g 1 C dv La fracción de soplado cambia hiperbólicamente dependiendo de la relación entre las concentraciones de impurezas en el soplado y el agua adicional Spg: St.v. Si Spg: Sd.v , es decir el contenido de impurezas en el agua adicional es muy pequeño, entonces pr0. Si por el contrario Spg: Sd.v1, entonces pr; esto significa que cualquier gran cantidad de agua adicional con una concentración de Cd.v=Spg, que repone la purga, sale con la purga del tambor del generador de vapor. Con la relación Спг:Сд.в=2, de acuerdo con la fórmula (5.15) pr=out+in; si âí=0, entonces pr=out. Al utilizar agua de purga e instalar un expansor, se puede obtener como resultado de cálculos similares:  ut   in  pr  (5.16) Sp g   r p Con motor y en in = 0  ut  pr  ( 5.16a) Sp g   pr  S dv 98 De las fórmulas (5.15) y (5.15a) podemos obtener el valor de impurezas permisibles en agua adicional Sd.v dependiendo de los valores de Spg, ut y âí en la forma Sp g Sdv  (5.17)  ut   in 1  pr o, en consecuencia, en ausencia de pérdidas externas Sp g Sdv  (5.17a)  ut 1  pr Por lo tanto, los requisitos para la calidad La cantidad de agua adicional, en igualdad de condiciones, depende en gran medida del soplado y de la concentración de impurezas en los generadores de vapor de agua. Arroz. 5.2 En la figura. La Figura 5.2 muestra los gráficos calculados de soplado continuo de generadores de vapor pr dependiendo de la relación Spg: Sdv en varios valores de sweat = in + out. El cálculo térmico de un enfriador de purga se reduce principalmente a determinar las entalpías del idop del agua de reposición y del ilrop del agua de purga después del enfriador, relacionadas por la relación i pr  id v   o p op op donde op es la diferencia en las entalpías del agua de purga enfriada y del agua adicional calentada, que se considera igual a aproximadamente 40-80 kJ/kg (10-20°C). 99 La ecuación de balance de calor del enfriador de purga en este caso tiene la forma: D  r (i  r  i p r) p  D dv (i d v  i dv) p p pop op en esta ecuación todas las cantidades excepto las entalpías i pr y Yo dvp son conocidos. op o Utilizando la relación entre ellas y eligiendo el valor o.p, se excluye una de estas cantidades de la ecuación del balance térmico y se determina la segunda, y luego se determina la primera a partir de la relación entre ellas. La temperatura del agua de purga enfriada suele ser de 40 a 60 °C. En centrales eléctricas sin pérdidas externas, los valores de D/pr y Dd.v son del mismo orden, por ejemplo D/pr = 0,40 Dd.v; luego, cuando el agua de purga se enfría 100°C, por ejemplo de 160 a 60°C, el agua adicional se calienta 40°C, por ejemplo de 10 a 50°, con îï=10°C y op 42 kJ/kg. En las centrales térmicas con pérdida externa de condensado, el valor de D/ïð puede ser significativamente menor que el valor de Dd.v, por ejemplo D/pr0,1Ddv; entonces es posible enfriar el agua de purga más profundamente, por ejemplo, a 40°C, calentando el agua adicional a 22°C, con op = 18°C ​​​​y îï = 76 kJ/kg. 5.3. PLANTAS EVAPORADORAS La compensación de las pérdidas de vapor y condensado con agua limpia de reposición es una condición importante para garantizar el funcionamiento confiable de los equipos de las centrales eléctricas. Se puede destilar agua adicional de la pureza requerida a partir de un intercambiador de calor especial: una unidad de evaporación. La planta de evaporación incluye un evaporador, en el que el agua adicional bruta inicial, normalmente purificada previamente químicamente, se convierte en vapor, y un enfriador, en el que se condensa el vapor obtenido en el evaporador. Este tipo de enfriador se llama condensador evaporador o condensador evaporador. Así, en la unidad de evaporación, el agua adicional inicial se destila: se convierte en vapor y luego se condensa. El condensado de agua evaporada es un destilado libre de impurezas. La evaporación del agua adicional se produce debido al calor desprendido por el vapor de condensación del calentamiento primario procedente de las extracciones de las turbinas; La condensación del vapor secundario producido en el evaporador ocurre como resultado del enfriamiento del vapor con agua, generalmente condensado de una unidad de turbina (Fig. 5.3). Con este esquema de encendido del evaporador y su condensador, el calor del vapor de escape de la turbina se utiliza para calentar el condensado principal y se devuelve con agua de alimentación a los generadores de vapor. Así, la unidad de evaporación se enciende según el principio regenerativo y puede considerarse como un elemento del circuito regenerativo de la unidad de turbina. 100

1 – generador eléctrico; 2 – turbina de vapor; 3 – panel de control; 4 – desaireador; 5 y 6 – bunkers; 7 – separador; 8 – ciclón; 9 – caldera; 10 – superficie de calentamiento (intercambiador de calor); once - Chimenea; 12 – sala de trituración; 13 – almacén de reserva de combustible; 14 – carro; 15 – dispositivo de descarga; 16 – transportador; 17 – extractor de humos; 18 – canal; 19 – recogedor de cenizas; 20 – ventilador; 21 – cámara de combustión; 22 – molino; 23 – estación de bombeo; 24 – fuente de agua; 25 – bomba de circulación; 26 – calentador regenerativo alta presión; 27 – bomba de alimentación; 28 – condensador; 29 – planta de tratamiento químico de agua; 30 – transformador elevador; 31 – calentador regenerativo de baja presión; 32 – bomba de condensado.

El siguiente diagrama muestra la composición de los equipos principales de una central térmica y la interconexión de sus sistemas. Con la ayuda de este diagrama, se puede rastrear la secuencia general de los procesos tecnológicos que ocurren en las centrales térmicas.

Designaciones en el diagrama TPP:

1. Economía de combustible;
2. preparación de combustible;
3. sobrecalentador intermedio;
4. parte de alta presión (HPV o CVP);
5. parte de baja presión (LPP o LPC);
6. generador eléctrico;
7. transformador auxiliar;
8. transformador de comunicación;
9. aparamenta principal;
10. bomba de condensado;
11. bomba de circulación;
12. fuente de suministro de agua (por ejemplo, río);
13. (PND);
14. planta de tratamiento de agua (UPE);
15. consumidor de energía térmica;
16. bomba de retorno de condensado;
17. desaireador;
18. Bomba de alimentación;
19. (PVD);
20. eliminación de escoria;
21. vertedero de cenizas;
22. extractor de humos (DS);
23. Chimenea;
24. ventilador (DV);
25. recogedor de cenizas

Descripción del esquema tecnológico del TPP:

Resumiendo todo lo anterior, obtenemos la composición de una central térmica:

• sistema de gestión y preparación de combustible;
• instalación de caldera: combinación de la propia caldera y equipos auxiliares;
• instalación de turbinas: turbina de vapor y sus equipos auxiliares;
• instalación de tratamiento de agua y depuración de condensados;
• sistema técnico de suministro de agua;
• sistema de eliminación de cenizas (para centrales térmicas que funcionan con combustible sólido);
• Equipos eléctricos y sistema de control de equipos eléctricos.

Las instalaciones de combustible, según el tipo de combustible utilizado en la estación, incluyen un dispositivo de recepción y descarga, mecanismos de transporte, instalaciones de almacenamiento de combustibles sólidos y líquidos, dispositivos para la preparación preliminar de combustible (plantas de trituración de carbón). La instalación de fueloil también incluye bombas para bombear fueloil, calentadores de fueloil y filtros.

La preparación del combustible sólido para la combustión consiste en triturarlo y secarlo en una planta de preparación de polvo, y la preparación del fueloil consiste en calentarlo, limpiarlo de impurezas mecánicas y, en ocasiones, tratarlo con aditivos especiales. Con gas combustible todo es más sencillo. La preparación de combustible gaseoso se reduce principalmente a regular la presión del gas delante de los quemadores de la caldera.

El aire necesario para la combustión del combustible se suministra al espacio de combustión de la caldera mediante ventiladores (AD). Los productos de la combustión del combustible (gases de combustión) son aspirados por extractores de humos (DS) y descargados a la atmósfera a través de chimeneas. Un conjunto de canales (conductos de aire y conductos de humos) y diversos elementos de equipo a través de los cuales pasan el aire y los gases de combustión forman el camino gas-aire de una central térmica (planta de calefacción). Los extractores de humos, chimenea y ventiladores incluidos en el mismo constituyen una instalación tiro. En la zona de combustión del combustible, las impurezas no combustibles (minerales) incluidas en su composición sufren transformaciones químicas y físicas y se eliminan parcialmente de la caldera en forma de escoria, y una parte importante de ellas es arrastrada por los gases de combustión en el forma de pequeñas partículas de ceniza. Para proteger el aire atmosférico de las emisiones de cenizas, se instalan recolectores de cenizas delante de los extractores de humos (para evitar el desgaste de las cenizas).

Las escorias y las cenizas capturadas generalmente se retiran hidráulicamente a los vertederos de cenizas.

Cuando se quema fueloil y gas, no se instalan recolectores de cenizas.

Cuando se quema combustible, la energía químicamente ligada se convierte en energía térmica. Como resultado, se forman productos de combustión que, en las superficies calefactoras de la caldera, desprenden calor al agua y al vapor generado a partir de ella.

El conjunto de equipos, sus elementos individuales y las tuberías por las que circulan el agua y el vapor forman el recorrido vapor-agua de la estación.

En la caldera, el agua se calienta hasta la temperatura de saturación, se evapora y el vapor saturado formado por el agua hirviendo de la caldera se sobrecalienta. Desde la caldera, el vapor sobrecalentado se envía a través de tuberías a la turbina, donde se energía térmica se convierte en mecánico, transmitido al eje de la turbina. El vapor que sale de la turbina ingresa al condensador, transfiere calor al agua de refrigeración y se condensa.

En las centrales térmicas modernas y en las centrales combinadas de calor y energía con unidades con una capacidad unitaria de 200 MW o más, se utiliza un sobrecalentamiento intermedio de vapor. En este caso, la turbina tiene dos partes: una parte de alta presión y una parte de baja presión. El vapor que sale de la parte de alta presión de la turbina se envía al sobrecalentador intermedio, donde se le suministra calor adicional. Luego, el vapor regresa a la turbina (a la parte de baja presión) y de allí ingresa al condensador. El sobrecalentamiento intermedio del vapor aumenta la eficiencia de la unidad de turbina y aumenta la confiabilidad de su funcionamiento.

El condensado se bombea fuera del condensador mediante una bomba de condensación y, después de pasar por calentadores de baja presión (LPH), ingresa al desaireador. Aquí se calienta con vapor hasta la temperatura de saturación, mientras que se libera oxígeno y dióxido de carbono y se eliminan a la atmósfera para evitar la corrosión del equipo. El agua desaireada, llamada agua de alimentación, se bombea a través de calentadores de alta presión (HPH) hacia la caldera.

El condensado en el HDPE y el desaireador, así como el agua de alimentación en el HDPE, se calientan mediante vapor extraído de la turbina. Este método de calentamiento implica devolver (regenerar) calor al ciclo y se denomina calentamiento regenerativo. Gracias a ello, se reduce el flujo de vapor hacia el condensador y, por tanto, la cantidad de calor transferido al agua de refrigeración, lo que conduce a un aumento de la eficiencia de la planta de turbina de vapor.

El conjunto de elementos que suministran agua de refrigeración a los condensadores se denomina sistema técnico de suministro de agua. Esto incluye: una fuente de suministro de agua (río, embalse, torre de enfriamiento), bomba de circulación, tuberías de entrada y salida de agua. En el condensador, aproximadamente el 55% del calor del vapor que ingresa a la turbina se transfiere al agua enfriada; esta parte del calor no se utiliza para generar electricidad y se desperdicia inútilmente.

Estas pérdidas se reducen significativamente si se extrae el vapor parcialmente agotado de la turbina y su calor se utiliza para las necesidades tecnológicas de las empresas industriales o para calentar agua para calefacción y suministro de agua caliente. De este modo, la estación se convierte en una central combinada de calor y energía (CHP), que proporciona generación combinada de energía eléctrica y térmica. En las centrales térmicas se instalan turbinas especiales con extracción de vapor, las llamadas turbinas de cogeneración. El condensado de vapor entregado al consumidor de calor se devuelve a la central térmica mediante una bomba de retorno de condensado.

En las centrales térmicas se producen pérdidas internas de vapor y condensado debido a la estanqueidad incompleta del camino vapor-agua, así como al consumo irrecuperable de vapor y condensado para las necesidades técnicas de la estación. Constituyen aproximadamente entre el 1 y el 1,5% de flujo total vapor para turbinas.

En las centrales térmicas también pueden producirse pérdidas externas de vapor y condensado asociadas con el suministro de calor a los consumidores industriales. En promedio son del 35 al 50%. Las pérdidas internas y externas de vapor y condensado se reponen con agua adicional pretratada en la planta de tratamiento de agua.

Por lo tanto, el agua de alimentación de la caldera es una mezcla de condensado de turbina y agua de reposición.

El equipamiento eléctrico de la estación incluye un generador eléctrico, un transformador de comunicaciones, un cuadro principal y un sistema de alimentación de los mecanismos propios de la central a través de un transformador auxiliar.

El sistema de control recopila y procesa información sobre el avance del proceso tecnológico y el estado de los equipos, control automático y remoto de mecanismos y regulación de procesos básicos, protección automática de equipos.

VL Gudzyuk, destacado especialista;
Doctor. PENSILVANIA. Shomov, director;
PENSILVANIA. Perov, ingeniero de calefacción,
Centro científico y técnico "Energía industrial" LLC, Ivanovo

Los cálculos y la experiencia existente muestran que incluso medidas técnicas simples y relativamente baratas para mejorar el uso del calor en las empresas industriales producen un efecto económico significativo.

Los estudios de los sistemas de vapor y condensado de muchas empresas han demostrado que las tuberías de vapor a menudo carecen de bolsas de drenaje para recoger el condensado y de trampas de condensado. Por esta razón, a menudo se producen mayores pérdidas de vapor. La simulación del flujo de salida de vapor basada en un producto de software permitió determinar que las pérdidas de vapor a través de los drenajes de la línea de vapor pueden aumentar hasta un 30% si una mezcla de vapor y condensado pasa a través del drenaje, en comparación con la eliminación del condensado únicamente.

Los datos de medición de las tuberías de vapor de una de las empresas (tabla), cuyos desagües no tienen bolsas para recoger el condensado o trampas de condensado y están parcialmente abiertos durante todo el año, mostraron que las pérdidas de energía y fondos térmicos pueden ser bastante grandes. . La tabla muestra que las pérdidas por drenaje de una línea de vapor DN 400 pueden ser incluso menores que las de una línea de vapor DN 150.

Mesa. Los resultados de las mediciones en las tuberías de vapor de la empresa industrial encuestada, cuyos desagües no tienen bolsas para recoger el condensado ni trampas de condensado.

Al prestar cierta atención al trabajo para reducir este tipo de pérdidas a bajo costo, se pueden obtener resultados significativos, por lo que se probó la posibilidad de utilizar un dispositivo, cuya vista general se presenta en la Fig. 1. Se instala en la tubería de drenaje de la tubería de vapor existente. Esto se puede hacer con la línea de vapor en funcionamiento sin apagarla.

Arroz. 1. Dispositivo para drenaje de la línea de vapor.

Cabe señalar que no cualquier trampa de condensado es adecuada para una tubería de vapor, y el costo de equipar un drenaje con una trampa de condensado oscila entre 50 y 70 mil rublos. Suele haber muchos drenajes. Están ubicados a una distancia de 30-50 m entre sí, frente a elevadores, válvulas de control, colectores, etc. La trampa de vapor requiere mantenimiento calificado, especialmente en periodo de invierno. A diferencia de un intercambiador de calor, la cantidad de condensado eliminado y, además, utilizado, en relación con el flujo de vapor a través de la línea de vapor, es insignificante. Muy a menudo, la mezcla de vapor y condensado de la tubería de vapor se descarga a la atmósfera a través del drenaje. Su cantidad está regulada por la válvula de cierre "a ojo". Por lo tanto, reducir las pérdidas de vapor de una tubería de vapor junto con el condensado puede tener un buen efecto económico, si esto no va asociado a grandes costos de dinero y mano de obra. Esta situación se da en muchas empresas y es más la regla que la excepción.

Esta circunstancia nos llevó a comprobar la posibilidad de reducir las pérdidas de vapor de la tubería de vapor, en ausencia, por alguna razón, de la posibilidad de equipar los desagües de la tubería de vapor con trampas de condensado según el esquema de diseño estándar. La tarea consistía en organizar la eliminación del condensado de la línea de vapor con una mínima pérdida de vapor y con un mínimo de tiempo y dinero.

La posibilidad de utilizar una arandela de retención se consideró como la forma más sencilla y económica de resolver este problema. El diámetro del orificio de la arandela de retención se puede determinar mediante un nomograma o mediante cálculo. El principio de funcionamiento se basa en diferentes condiciones fuga de condensado y vapor a través del orificio. La capacidad de rendimiento de la arandela de retención para condensado es de 30 a 40 veces mayor que para vapor. Esto permite que el condensado se descargue continuamente con una cantidad mínima de vapor.

En primer lugar, era necesario asegurarse de que fuera posible reducir la cantidad de vapor descargado a través del drenaje de la línea de vapor junto con el condensado en ausencia de una bolsa de sumidero y un sello de agua, es decir, en condiciones que, lamentablemente, se encuentran a menudo en empresas con tuberías de vapor de baja presión.

Mostrado en la Fig. 1 dispositivo tiene una entrada y dos orificios de arandela de salida del mismo tamaño. La fotografía muestra que a través de un orificio con dirección de chorro horizontal sale una mezcla de vapor y condensado. Este orificio se puede cerrar con un grifo y utilizar periódicamente cuando sea necesario ventilar el dispositivo. Si el grifo delante de este orificio está cerrado, el condensado sale de la línea de vapor a través del segundo orificio con una dirección de chorro vertical: este es el modo de funcionamiento. En la Fig. 1 se puede observar que cuando el grifo está abierto y sale por el orificio lateral, el condensado se rocía con vapor, y a la salida por el orificio inferior prácticamente no hay vapor.

Arroz. 2. Modo de funcionamiento del dispositivo de drenaje de la línea de vapor.

En la Fig. 2 muestra el modo de funcionamiento del dispositivo. La salida es principalmente un flujo de condensado. Esto muestra claramente que es posible reducir el flujo de vapor a través de la arandela de retención sin un sello de agua, cuya necesidad es la razón principal que limita su uso para el drenaje de líneas de vapor, especialmente en horario de invierno. En este dispositivo, la salida de vapor de la línea de vapor junto con el condensado se evita no solo por la arandela del acelerador, sino también por un filtro especial que limita la salida de vapor de la línea de vapor.

Se ha probado la eficacia de varias opciones de diseño de un dispositivo de este tipo para eliminar el condensado de una línea de vapor con un contenido mínimo de vapor. Se pueden fabricar a partir de componentes comprados o en un taller mecánico de una sala de calderas, teniendo en cuenta las condiciones de funcionamiento de una tubería de vapor en particular. También se puede utilizar, con modificaciones menores, un filtro de agua disponible comercialmente que sea capaz de funcionar a la temperatura del vapor en la línea de vapor.

El costo de fabricación o compra de componentes para un descensor no supera los varios miles de rublos. La implementación de esta medida se puede realizar a expensas de los costes operativos y es al menos 10 veces más barata que utilizar una trampa de condensado, especialmente en los casos en los que no hay retorno de condensado a la sala de calderas.

La magnitud del efecto económico depende de la condición técnica, el modo de operación y las condiciones de operación de un gasoducto en particular. Cuanto más larga sea la línea de vapor y mayor sea el número de salidas de drenaje, y al mismo tiempo se realice el drenaje a la atmósfera, mayor será el efecto económico. Por lo tanto, en cada caso específico Se requiere un estudio preliminar sobre la cuestión de la viabilidad. uso práctico la solución bajo consideración. No hay ningún efecto negativo en relación con el drenaje de la tubería de vapor con la liberación de la mezcla de vapor y condensado a la atmósfera a través de la válvula, como suele ser el caso. Creemos que para seguir estudiando y acumular experiencia, es aconsejable continuar trabajando en las tuberías de vapor de baja presión existentes.

Literatura

1. Elin N.N., Shomov P.A., Perov P.A., Golybin M.A. Modelado y optimización de redes de tuberías para tuberías de vapor de empresas industriales // Boletín de ISEU. 2015. T. 200, nº 2. págs.

2. Baklastov A.M., Brodyansky V.M., Golubev B.P., Grigoriev V.A., Zorina V.M. Ingeniería de energía térmica industrial e ingeniería de calefacción: Manual. M.: Energoatomizdat, 1983. P.132. Arroz. 2.26.

Las pérdidas de vapor y condensado en las centrales térmicas se dividen en DBT internas, pérdidas de producción.

bidones de caldera, agua externa y DTexH tecnológico. A interno

Estas pérdidas incluyen fugas en elementos de equipos, vapor y agua.

Líneas de centrales eléctricas.

La reposición de pérdidas en las centrales térmicas se realiza con agua desmineralizada, mientras que

incluso capacidad de la planta desaladora o evaporadora para

Las plantas de energía de condensación y las plantas de cogeneración de calefacción deben tomarse iguales a

2% de la producción de vapor de las calderas instaladas. Actuación

planta de evaporación para toda la planta o fabricante adicional

Se acepta la capacidad de la planta desaladora (superior al 2%):

para centrales eléctricas con calderas de paso único - 25 t/h con unidades de potencia

200, 250, 300 MW, 50 t/h para bloques de 500 MW, 75 t/h para bloques de energía

800 megavatios en total;

para centrales eléctricas con calderas de tambor - 25 t/h.

En las centrales térmicas de gas y petróleo (cuando se utiliza vapor para calentar fuel oil sin devolver el condensado), aumenta la productividad de la planta desaladora química.

en 0,15 t por 1 tonelada de fueloil quemado.

Las fugas provocan pérdidas de vapor y agua y reducen la eficiencia térmica.

plantas de energía. Existen en todas las líneas del tracto vapor-agua, pero cuando

Los cálculos suponen que se concentran en la tubería de vapor fresco (antes de la

binomio). Esto simplifica los cálculos y lleva a que los encontrados de esta forma

Los indicadores de eficiencia térmica están algo subestimados, aunque muy

insignificante.

Las pérdidas notables en las centrales térmicas están asociadas al soplado continuo de tambores.

calderas Para reducir estas pérdidas, instale en las líneas de agua de purga

expansores de purga. Se utilizan esquemas con una y dos etapas.

El consumo de agua durante el soplado continuo de la caldera debe medirse con un caudalímetro.

y para un estado estable al reponer las pérdidas con agua desmineralizada o

el destilado de los evaporadores no debe ser superior al 1 ni inferior al 0,5% de la producción

vida útil de la caldera y al reponer las pérdidas con agua purificada químicamente, no

más del 3 y no menos del 0,5% de la productividad; Al arrancar la caldera después de la instalación, vuelva a

instalación o desde reserva, se permite aumentar el soplado continuo hasta un 2-5%

rendimiento de la caldera.

Prevención de pérdidas externas de vapor y condensado cuando se utiliza vapor pre-

La instalación educativa (PPU) está asociada con la producción insuficiente de energía por parte de la turbina.

debido a la necesidad de suministrar vapor a la PPU con un potencial mayor que el requerido

se utiliza con fines tecnológicos. Esta subproducción de energía debe tenerse en cuenta.

al calcular el diagrama térmico básico de una central térmica. Pérdidas y pérdidas internas,

asociados con el soplado de tambores de caldera, se reponen con agua adicional, después

Se alimenta al condensador de la turbina, donde se somete a una desaireación preliminar.

Las pérdidas externas se reponen con agua adicional enviada al desaireador.

Condensado de la turbina principal.

En centrales térmicas con pérdidas externas del fluido de trabajo, se repone agua adicional

ellos, antes de alimentarlo al desaireador del condensado principal de la turbina debe calentarse

evaporar y predesairear en un desaireador atmosférico. Circuito de precalentamiento

rugido y desaireación preliminar del agua adicional utilizada para el reabastecimiento

Las pérdidas externas se muestran en la Fig. 5.3.

Además de las pérdidas de vapor y condensado anteriores en las centrales térmicas, existen:

llamadas pérdidas tecnológicas (o pérdidas por necesidades propias). estan conectados

están involucrados en el funcionamiento de boquillas, soplado y lavado de superficies calefactoras, mantenimiento

instalación de unidades de tratamiento de condensados, desaireación del agua de reposición de la red de calefacción,

descarga de fueloil, muestreo de refrigerante para análisis químicos, etc.

Se desarrollan normas para pérdidas tecnológicas de vapor y condensado eléctricamente.

estación para cada operación tecnológica, teniendo en cuenta posibles repetidos

aprovechamiento de las pérdidas. Las pérdidas tecnológicas no se tienen en cuenta a la hora de calcular el coste.

diseño térmico básico de la estación, pero debe tenerse en cuenta a la hora de

Selección de la capacidad instalada de la planta potabilizadora.

Drenaje de equipos y tuberías de vapor como permanente (por ejemplo, desde un sello

bombas) y periódicas (la mayoría son típicas para el arranque

modos) se recogen en un tanque de drenaje y periódicamente se devuelven al ciclo.

En las centrales térmicas modernas, el condensado contaminado suele recogerse en un depósito.

condensado y después de limpiarlo en filtros de intercambio iónico y desaireación.

gira en un ciclo. Si la central térmica tiene evaporadores, condensado contaminado,

A estos dispositivos también se puede dirigir el agua de soplado de las calderas de tambor. En

En tales esquemas, las pérdidas totales de agua en las centrales térmicas se reducen drásticamente.

Las pérdidas de vapor y condensado se dividen en internas y externas.

Las pérdidas intraestación consisten en:

Consumo de vapor para dispositivos auxiliares de la estación sin retorno de condensado: soplado de vapor de generadores de vapor, para boquillas con atomización de fueloil con vapor, para dispositivos para calentar fueloil;

Pérdidas de vapor y agua durante los arranques y paradas de los generadores de vapor;

Pérdida de vapor y agua por fugas en tuberías, accesorios y equipos;

Pérdidas de agua por purga;

El volumen de pérdidas depende de las características del equipo, la calidad de fabricación e instalación, el nivel de mantenimiento y operación.

Las pérdidas internas son (en porcentajes del consumo de agua de alimentación):

en IES – 0,8-1%, en CHP – 1,5-1,8%.

La mayor parte de las pérdidas se producen por el agua que sopla. Se trata de una operación tecnológica necesaria para mantener la concentración de sales, álcalis y ácido silícico en el agua de los generadores de vapor, dentro de límites que aseguren el funcionamiento confiable de estos últimos y la pureza necesaria del vapor. Para devolver parte del agua y el calor durante el soplado continuo al ciclo, se utilizan dispositivos que consisten en expansores y enfriadores de agua de purga. La cantidad de vapor liberado en el expansor es de hasta el 30% del flujo de agua de purga. El resto se vierte al alcantarillado.

Las pérdidas externas ocurren cuando el vapor se libera directamente de las turbinas y generadores de vapor, si parte del condensado de este vapor no regresa a la estación.

El vapor utilizado en procesos tecnológicos está contaminado por diversos compuestos químicos. La magnitud de sus pérdidas puede llegar al 70%. En promedio, para las centrales térmicas industriales, la relación entre las pérdidas externas y la producción de vapor de los generadores de vapor es del 20 al 30%.

Las pérdidas de vapor y agua en el ciclo de la central eléctrica deben reponerse con agua de alimentación adicional para los generadores de vapor.

Consumo de agua adicional: Dd.in = Din + Dpr + Dv.p., donde

Din – pérdidas de vapor y agua dentro de la estación en la central eléctrica (sin pérdidas por soplado);

Dpr – pérdida de agua hacia el drenaje de los expansores de purga;

Dv.p. – pérdida de condensado de consumidores externos.

Dpr = βDp.pg, donde

Dp.pg – caudal de agua de purga de los generadores de vapor;

β es la proporción de agua de purga vertida al drenaje.

Entalpía del vapor seco saturado en el expansor;

Entalpías del agua hirviendo a presión en el generador de vapor y expansor.

Consumo adicional de calor de combustible en la central debido a pérdidas de vapor y condensado:

, (9.2)

donde , , , son las entalpías del vapor después del generador de vapor, agua de purga, condensado de vapor devuelto a la central térmica desde consumidores externos, agua adicional, - eficiencia. red del generador de vapor.

Las pérdidas de vapor y agua en las centrales térmicas aumentan el consumo de energía eléctrica para las bombas de alimentación. El consumo adicional de calor del combustible causado por esto está determinado por la fórmula:

, W (9,3)

¿Dónde está la cantidad de agua adicional, kg/s? - presión del agua de alimentación detrás de la bomba, Pa; ρ - densidad del agua, kg/m³; - eficiencia bomba de alimentación ~ 0,7 – 0,8; - eficiencia centrales eléctricas netas.

Disminución de la eficiencia Las estaciones, causadas por pérdidas de vapor y condensado y costos significativos para la preparación de agua de alimentación adicional, requieren las siguientes medidas:

El uso de métodos más avanzados para preparar alimentos adicionales. agua;

Aplicación en calderas de tambor evaporación por etapas, que reduce la cantidad de agua de purga;

Organización de la recogida de condensado limpio de todos los consumidores de la estación;

Máxima aplicación posible uniones soldadas en tuberías y equipos;

Recogida y devolución de condensado limpio de consumidores externos.