Quizás reescriba esta importante sección con el tiempo. Mientras tanto, intentaré reflejar al menos algunos de los puntos principales.

Una situación común para nosotros, los técnicos de servicio, es que cuando comenzamos la siguiente tarea, tenemos poca idea de lo que será o debería ser al final. Pero siempre necesitamos al menos alguna pista inicial para no caer en la confusión, sino aclarando y adquiriendo detalles, para organizar el avance.

¿Por dónde deberíamos empezar? Al parecer, a partir de la comprensión de lo que se esconde bajo el término pérdida de vapor y agua. En las centrales térmicas existen grupos contables que llevan registros de estas pérdidas y es necesario conocer la terminología para tener un contacto productivo con ellos.

Imaginemos que una central térmica suministra 100 toneladas de vapor a terceros consumidores (por ejemplo, una determinada planta de hormigón y/o una planta de fibras químicas) y recibe de ellos el retorno de este vapor en forma de la llamada producción. condensado en la cantidad de 60 toneladas. La diferencia es 100-60 = 40 toneladas, lo que se denomina no reembolso. Este no retorno se cubre mediante la adición de agua de reposición, que se introduce en el ciclo de la TPP a través de un corte entre LPH (calentadores de baja presión), con menor frecuencia a través de desaireadores o, menos frecuentemente, de alguna otra forma.

Si hay pérdidas de vapor y agua en el ciclo de la TPP (y siempre existen y, por regla general, son considerables), entonces el tamaño de la adición de agua de reposición es igual a la pérdida de refrigerante más las pérdidas de refrigerante en la TPP. ciclo. Digamos que el tamaño de la adición es de 70 toneladas, la no devolución es de 40 toneladas, entonces las pérdidas, definidas como la diferencia entre la adición y la no devolución, serán 70-40 = 30 toneladas.

Si domina esta aritmética simple y no tengo ninguna duda al respecto, continuaremos nuestro progreso. Existen pérdidas dentro de la estación y otros tipos de pérdidas. Puede que no exista una separación clara de estos conceptos en el grupo contable debido al ocultamiento de la verdadera causa de estas pérdidas en la presentación de informes. Pero intentaré explicar la lógica de la división.

Es común que una estación libere calor no solo con vapor, sino también a través de una caldera con agua de red. En la red de calefacción se producen pérdidas que deben reponerse reponiendo la red de calefacción. Digamos que para recargar la red de calefacción se utilizan 100 toneladas de agua a una temperatura de 40 °C, que primero se envía al desaireador 1.2ata. Para desairear esta agua, se debe calentar hasta la temperatura de saturación a una presión de 1,2 kgf/cm2, y esto requerirá vapor. La entalpía del agua calentada será de 40 kcal/kg. La entalpía del agua calentada según las tablas de Vukalovich (Propiedades termodinámicas del agua y del vapor de agua) será de 104 kcal/kg en la línea de saturación a una presión de 1,2 kgf/cm2. La entalpía del vapor que llega al desaireador es de aproximadamente 640 kcal/kg (este valor se puede aclarar en el mismo grupo de contabilidad). El vapor, una vez cedido su calor y condensado, tendrá también la entalpía del agua calentada: 104 kcal/kg. Como maestros del equilibrio, no les resultará nada difícil anotar la relación obvia 100*40+X*640=(100+X)*104. ¿Dónde asciende el consumo de vapor para recalentar el agua de reposición en el desaireador 1.2ata a X=(104-40)/(640-104)=11,9 t o 11,9/(100+11,9)=0,106 t de vapor por 1 tonelada de agua de reposición después del desaireador 1.2ata. Estas son, por así decirlo, pérdidas legítimas y no el resultado de un trabajo defectuoso del personal de servicio.

Pero como nos dejamos llevar por los cálculos térmicos, desataremos otro nudo similar. Digamos que tenemos 10 toneladas de agua de purga para calderas eléctricas. También se trata de pérdidas casi legítimas. Para que estas pérdidas sean aún más legítimas, el vapor de los expansores de purga continua a menudo se devuelve al ciclo TPP. Para ser específicos, supongamos que la presión en los tambores de la caldera es de 100 kgf/cm2 y la presión en los expansores es de 1 kgf/cm2. El esquema aquí es el siguiente: el agua de purga con una entalpía correspondiente a la línea de saturación a una presión de 100 kgf/cm2 ingresa a los expansores, donde hierve y forma vapor y agua con una entalpía correspondiente a la línea de saturación a una presión de 1 kgf/cm2. Lo que se descarga tras los expansores es otra pérdida “legal” de agua.

Según las tablas de Vukalovich encontramos: entalpía del agua que sopla - 334,2 kcal/kg; entalpía del agua después del soplado continuo de expansores: 99,2 kcal/kg; entalpía del vapor de los expansores: 638,8 kcal/kg. Y nuevamente creamos un equilibrio infantilmente simple: 10*334.2=X*638.8+(10-X)*99.2. ¿Dónde encontramos la cantidad de vapor generado? X = 10*(334,2-99,2)/(638,8-99,2) = 4,4 t. La pérdida de agua de soplado será 10-4,4 = 5,6 t o 0,56 t por 1 tonelada de agua de soplado . En este caso, se devuelven al ciclo 4,4*638,8*1000 kcal o 4,4*638,8/(10*334,2)=0,84 kcal por cada kcal de agua de purga.

Ahora vayamos a la caldera, el lugar al que más a menudo tenemos que acercarnos: los puntos de muestreo. ¿Están bien regulados los costes en estos puntos? Parece que el caudal es de 0,4 l/min, pero en realidad probablemente no será inferior a 1 l/min o 0,001*60=0,06 t/h. Si hay, digamos, 10 puntos de muestreo de este tipo en una caldera, entonces tendremos 0,6 t/h de pérdida de refrigerante en una sola caldera. ¿Qué pasa si los puntos flotan, “escupen”, etc.? Y también existen diferentes líneas de impulso a dispositivos, donde también puede haber pérdidas por tecnología o por fugas en estas líneas. También se pueden instalar concentradores de salinidad en calderas. Es simplemente una pesadilla cuánta agua pueden absorber ellos mismos. Y todas estas son “legales” o como quieras llamarlas, pérdidas de vapor y agua.

A continuación estarás en el grupo de contabilidad, o al principio. El departamento técnico o el ingeniero jefe le informarán que todavía existen pérdidas de vapor para sus propias necesidades. Como es habitual, la producción de vapor (que existe en las turbinas) se destina a las necesidades de la industria del fueloil. Existen estándares bastante estrictos para estas necesidades y el condensado de vapor debe devolverse al ciclo. No se suele cumplir ni uno ni el otro de estos requisitos. Y también puede haber pérdidas "legales" para una casa de baños, un invernadero u otra cosa.

Tanque de punto bajo... Este suele ser uno de los componentes principales del agua de alimentación. Si el agua del tanque está contaminada más allá del límite, los químicos no dan permiso para usar esta agua. Y estas también son pérdidas o, como dijo el respetado Boris Arkadievich, no retorno interno. Por una razón u otra, el condensado de producción devuelto por un consumidor externo no podrá utilizarse y este hecho no podrá registrarse en el grupo contable.

Cuando afrontes todo esto, si es necesario, todavía quedarán entre un 5 y un 6% de pérdidas incomprensibles e inexplicables. Puede ser menor o mayor, dependiendo del nivel de operación de una central térmica en particular. ¿Dónde buscar estas pérdidas? Debemos, por así decirlo, seguir el camino del vapor y del agua. Las fugas, el vapor y otras “pequeñas cosas” similares pueden representar una cantidad significativa, superando en tamaño las pérdidas que consideramos en los puntos de muestreo de vapor y agua. Sin embargo, todo lo que hemos hablado aquí hasta ahora puede resultar más o menos obvio para el personal del TPP incluso sin nuestras explicaciones. Por lo tanto, continuemos nuestro camino mental por el camino del vapor y el agua.

¿A dónde va el agua? En calderas, en tanques, en desaireadores. Las pérdidas por fugas en las calderas probablemente tampoco sean un problema nuevo para el funcionamiento. Pero pueden olvidarse de los desbordamientos en los tanques y desaireadores. Y aquí las pérdidas incontroladas pueden ser más que importantes.

Inspirados por el primer éxito, continuemos nuestro viaje mientras el vapor fluye. ¿A dónde va el vapor desde el punto de vista del objeto que nos interesa? Para diferentes válvulas, retenes, en desaireadores 1.2 y 6 ata... Las válvulas, como todas las nuestras, no funcionan a la perfección. En otras palabras, flotan dondequiera que estén, incl. y en desaireadores. Estos vapores ingresan a los tubos de escape, que son vertidos al techo del edificio principal de la central térmica. Si subes a este techo en horario de invierno, es posible que encuentre niebla industrial allí. Tal vez mida el flujo de vapor de las tuberías con un tacómetro y descubra que este vapor es suficiente para organizar un invernadero o un jardín de invierno en el techo.

Sin embargo, todavía persisten pérdidas incomprensibles e inexplicables. Y un día, discutiendo este tema, el ingeniero jefe, o el jefe del taller de turbinas, o alguien más recuerda que nosotros (es decir, ellos) usamos vapor para el eyector principal y este vapor no regresa al ciclo. Así es como puede desarrollarse la situación en interacción con el personal del TPP.

Sería bueno agregar a estas consideraciones generales algunas herramientas para evaluar y localizar pérdidas. En general, no es difícil crear tales esquemas de balance. Es difícil evaluar dónde se corresponden los datos con el hecho y dónde están los errores de los caudalímetros. Pero aún así, a veces es posible aclarar algo si no se toman medidas únicas, sino los resultados durante un período de tiempo suficiente. un largo periodo. De manera más o menos confiable, conocemos la cantidad de pérdidas de vapor y condensado como la diferencia entre el flujo de agua de reposición y la no devolución del condensado de producción. El maquillaje, como ya se mencionó, se suele realizar a través del circuito de turbina. Si este circuito no tiene pérdidas propias, entonces el consumo total de agua de alimentación después del HPH (calentadores alta presión) las turbinas excederán el consumo de vapor vivo de las turbinas por la cantidad de pérdidas en el ciclo de la central térmica (de lo contrario, sin este exceso, no habrá nada para compensar las pérdidas en el circuito de la caldera). Si hay pérdidas en el circuito de la turbina, entonces la diferencia entre las dos diferencias, reposición_menos_no retorno y flujo_para_presión_presión_minus_flujo_de_vapor_caliente, serán las pérdidas en el circuito de la turbina. Las pérdidas en el circuito de la turbina son pérdidas en los sellos, en el sistema de regeneración (en la bomba de alta presión y en la bomba de baja presión), en la extracción del vapor de las turbinas que ingresa a los desaireadores y a la caldera (es decir, no tanto en el propias extracciones, como en desaireadores y calderas) y en condensadores de turbina. Los desaireadores tienen válvulas con sus fugas; los eyectores que utilizan vapor están conectados a los condensadores. Si pudiéramos dividir las pérdidas de vapor y condensado en pérdidas en el circuito de la caldera y en el circuito de la turbina, entonces la tarea de especificar mejor las pérdidas sería mucho más fácil tanto para nosotros como para el personal operativo.

En este sentido, sería bueno dividir de alguna manera, aunque sea de forma aproximada, las pérdidas de vapor y condensado entre pérdidas del propio vapor y del condensado o del agua misma. Tuve que hacer tales valoraciones y trataré de reflejar brevemente su esencia para que ustedes, si lo desean, puedan hacer algo similar en interacción con los operadores de turbinas o con el mismo grupo contable en las centrales térmicas. La idea es que si conocemos las pérdidas de energía, que no tienen nada más que atribuir que las pérdidas de calor con vapor y agua, y si conocemos la cantidad total de pérdidas de refrigerante (y debería saberse), entonces, después de dividir la primera por la en segundo lugar, atribuimos las pérdidas a un kilogramo de refrigerante y, a partir de la magnitud de estas pérdidas específicas, podemos estimar la entalpía del refrigerante perdido. Y a partir de esta entalpía promedio podemos juzgar la proporción de pérdidas de vapor y agua.

Sin embargo, volvamos a la cuestión del corte del pastel... El combustible, digamos el gas, llega a las centrales térmicas. Su consumo se conoce a partir de caudalímetros comerciales, y de caudalímetros comerciales se sabe cuánto calor libera la central térmica. El consumo de gas multiplicado por su poder calorífico en kcal/m3, menos la producción de calor en kcal, menos la generación de electricidad multiplicada por su consumo específico en kcal/kWh, esto es, en una primera aproximación, nuestro pastel. Es cierto que la producción de calor se calcula, por supuesto, no en kilocalorías, sino en gigacalorías, pero estos son detalles que no necesariamente le molestan aquí. Ahora a este valor hay que restar lo que al quemar gas voló hacia la chimenea y se escapó con pérdidas a través del aislamiento térmico de las calderas. En general, multiplicamos el poder calorífico del gas por su caudal, luego multiplicamos todo esto por la eficiencia de las calderas, que el grupo de contabilidad sabe determinar magistralmente (y fingir, pero no hablaremos de eso), y determinar así el denominado Qbruto de calderas. De Qgross restamos el suministro de calor y la generación de electricidad, que ya hemos mencionado, y como resultado obtenemos el pastel que hay que cortar.

En este pastel sólo quedan tres componentes: las propias necesidades de las calderas y turbinas, las pérdidas en el suministro de calor y las pérdidas en el flujo de calor. Las pérdidas por flujo de calor son algo que no tiene un significado del todo claro, algo así como legitimar algunas de las pérdidas no del todo justificadas. Pero afortunadamente existe un estándar para este asunto, que podemos restar de nuestro pastel. Ahora el resto del pastel lo componen únicamente las necesidades propias y las pérdidas debidas al suministro de calor. Las pérdidas por liberación de calor son pérdidas legales durante la preparación del agua (pérdidas durante la descarga de aguas calentadas de regeneración y lavado, pérdidas de calor durante el purgado de clarificadores, etc.) más las pérdidas por tuberías de refrigeración, carcasas de desaireadores, etc., que se calculan según normas especiales. estándares desarrollados dependiendo de la temperatura ambiente. Restamos estas pérdidas, después de lo cual solo deberían quedar en nuestro pastel las necesidades propias de calderas y turbinas. A continuación, el grupo de contabilidad le dirá, si no mienten, exactamente cuánto calor se gastó para sus propias necesidades. Se trata de pérdidas de calor por el soplado continuo de agua, consumo de energía térmica para la producción de fueloil, calefacción, etc. Restas estas propias necesidades del resto del pastel y ¿qué obtienes? ¿Cero? Esto también sucede con nuestras mediciones precisas, incluidas las mediciones comerciales oficiales. Sin embargo, tras esta resta suele quedar una buena parte, que los artesanos distribuyen según sus propias necesidades y costes específicos de generación de electricidad. Bueno, sí, equipo obsoleto, los ahorros en reparaciones, más el requisito de arriba de aumentar anualmente la eficiencia del trabajo son las razones de esta inevitable tontería. Pero nuestra tarea es determinar la verdadera razón el desequilibrio de electricidad y calor que constituye el resto de nuestro pastel. Si nosotros, junto con el grupo de contabilidad, hicimos todo con cuidado, y si los instrumentos mintieron, entonces no demasiado, entonces solo queda una razón importante: la pérdida de energía con pérdidas de vapor y agua.

Y las pérdidas de energía, incluidas las pérdidas de vapor y agua, son siempre un tema resonante en las centrales térmicas.

Naturalmente, las pérdidas son inevitables, por lo que existen estándares PTE al respecto. Y si en algún libro de texto para universidades lees que puedes prescindir de pérdidas, entonces esto es una estupidez y nada más, especialmente en relación con nuestras centrales térmicas.

Por supuesto, no he reflejado aquí todos los momentos destacables. Si lo desea, puede encontrar información útil en informes técnicos o en otros lugares. Por ejemplo, encontré un fragmento útil, en mi opinión, sobre este tema en el libro de nuestros gigantes de la química a la energía M.S. Shkrob y F.G. Prokhorov “Tratamiento de agua y régimen hídrico de centrales eléctricas de turbinas de vapor” de 1961. Desafortunadamente, aquí todas las moscas y elefantes están alineados en una fila. Si es necesario, puede consultar con nuestros especialistas o el personal del TPP sobre los tamaños de las cantidades enumeradas en el fragmento, así como la conveniencia de utilizar todas las recomendaciones dadas en el fragmento. Les presento este fragmento sin más comentarios.

"Durante la operación, parte del condensado o vapor, tanto dentro como fuera de la central, se pierde y no regresa al ciclo de la estación. Las principales fuentes de pérdidas irrecuperables de vapor y condensado dentro de la central son:

a) sala de calderas, donde se pierde vapor para accionar los mecanismos auxiliares, para eliminar cenizas y escorias, para granular escorias en el horno, para rociar combustible líquido en las boquillas, así como el vapor que se escapa a la atmósfera durante la apertura periódica de las válvulas de seguridad. y durante la purga de sobrecalentadores durante la calefacción de calderas;

b) unidades de turbina donde hay una pérdida continua de vapor a través de sellos laberínticos y en bombas de aire que succionan el vapor junto con el aire;

c) tanques de condensado y alimentación, donde se produce pérdida de agua por desbordamiento, así como por evaporación del condensado caliente;

d) bombas de alimentación donde se presenten fugas de agua por fugas en los sellos del prensaestopas;

e) tuberías donde se produzcan fugas de vapor y condensados ​​a través de fugas en conexiones bridadas y válvulas de cierre.

Las pérdidas de vapor y condensado dentro de la estación en una central eléctrica de condensación (CPS) y en una central termoeléctrica de calefacción pura se pueden reducir al 0,25-0,5% de flujo total vapor, sujeto a la implementación de las siguientes medidas: a) sustitución, cuando sea posible, de los motores de vapor por eléctricos; b) negativa a utilizar boquillas de vapor y sopladores; c) el uso de dispositivos para condensar y recoger el vapor de escape; d) eliminación de cualquier tipo de flotador de válvula; e) creación de conexiones herméticas de tuberías e intercambiadores de calor; f) combatir las fugas de condensado, el drenaje excesivo de agua de los elementos del equipo y el consumo de condensado para necesidades no productivas; g) recogida cuidadosa del drenaje.

La compensación de las pérdidas de condensado dentro de la estación y externas se puede realizar de varias formas, entre ellas:

a) tratamiento químico del agua de fuente para que la mezcla de condensado con esta agua tenga los indicadores de calidad necesarios para alimentar las calderas;

b) reemplazar el condensado perdido por condensado de la misma calidad obtenido en una unidad de conversión de vapor (en este caso, el vapor se entrega a los consumidores de producción no directamente desde la extracción, sino en forma de vapor secundario del convertidor de vapor);

c) instalación de evaporadores diseñados para evaporar agua adicional con condensación de vapor secundario y obtener un destilado de alta calidad."

Encontré un fragmento más breve en el libro de A.A. Gromoglasova, A.S. Kopylova, A.P. Pilshchikov "Tratamiento de agua: procesos y dispositivos" de 1990. Aquí me permitiré repetirme y señalar que si las pérdidas habituales de vapor y condensado en nuestras centrales térmicas no superasen, como afirman los autores, el 2-3%, no habría considerado necesario redactar este apartado:

“Durante el funcionamiento de las centrales térmicas y las centrales nucleares, se producen pérdidas de vapor y condensado dentro de la estación: a) en las calderas durante el purgado continuo y periódico, al abrir las válvulas de seguridad, al soplar agua o vapor sobre las superficies de calefacción externas desde las cenizas y escoria, durante la pulverización de combustible líquido en boquillas, en los mecanismos auxiliares de accionamiento; b) en turbogeneradores a través de sellos laberínticos y eyectores de vapor-aire; b) en puntos de muestreo; d) en tanques, bombas, tuberías durante desbordamiento, evaporación de agua caliente. , fugas a través de juntas, bridas, etc. Las pérdidas habituales de vapor y condensado dentro de la estación, repuestas con agua de alimentación adicional, no superan el 2-3% en varios períodos de funcionamiento en las centrales térmicas y el 0,5-1% en las nucleares. centrales eléctricas de su producción total de vapor."

Además, encontré en Internet:

"Pérdidas internas:

Pérdida de vapor, condensado y agua de alimentación por fugas en conexiones bridadas y accesorios;

Pérdida de vapor por válvulas de seguridad;

Fugas de tuberías de vapor y turbinas;

Consumo de vapor para soplar superficies calefactoras, calentar fueloil y boquillas;

Las pérdidas internas de refrigerante en las centrales eléctricas con calderas con parámetros subcríticos también incluyen las pérdidas por el soplado continuo de los tambores de las calderas".

De mi correspondencia con un ingeniero del Kursk CHPP-1. A pérdidas de agua, vapor y condensados:

¡Buenas tardes, Gennady Mikhailovich! 30-31.05.00

Volvimos a discutir con Privalov (director adjunto del taller químico de DonORGRES) el problema de las pérdidas de refrigerante. Las mayores pérdidas se producen en los desaireadores (1,2, 1,4 y especialmente 6 ata), en el tanque de reserva de condensado (tanque de almacenamiento de condensado), en las válvulas de seguridad y en los desagües (incluidos los desagües PVD con un alto contenido calorífico de agua). Los ajustadores a veces emprenden un trabajo similar de identificación de pérdidas, pero no desinteresadamente.

Hablé del mismo tema con el calderero. Agregó que también hay fugas importantes en los sellos de las turbinas. En invierno, las fugas de vapor pueden detectarse columpiándose sobre el tejado. En algún lugar de los informes tenía datos sobre el tema planteado y recuerdo que noté grandes pérdidas en los drenajes de PVD. Para una central térmica con carga de producción, la cantidad máxima permitida de pérdidas de refrigerante dentro de la estación, sin consumo de vapor para fuel oil, desaireadores de la red de calefacción, etc., según la PTE 1989 p. 156 (no tengo ninguna otros PTE disponibles) es 1,6 * 1,5 = 2,4% del consumo total de agua potable Las normas para estas pérdidas, según la PTE, deben ser aprobadas anualmente por la asociación energética, guiándose por los valores indicados y las “directrices metodológicas para el cálculo de las pérdidas de vapor y condensados”.

Como guía, diré que mi informe sobre la central térmica de la planta química de Shostkinsky muestra los costos promedio de BNT en una cantidad del 10-15% del consumo de agua potable. Y durante el lanzamiento de la primera unidad de potencia del Astrakhan CHPP-2 (las unidades están allí), no pudimos proporcionar a la unidad la cantidad requerida de agua desmineralizada hasta que activamos el tanque de punto bajo y enviamos el condensado al BZK. Con un consumo "legal" de agua de alimentación del 12%, puedo estimar de forma semiintuitiva el nivel esperado de pérdidas de refrigerante como 4% de pérdidas de vapor (en válvulas, desaireadores, humos de BNT no utilizados, etc.), 5% de pérdidas de agua de alimentación y LDPE de condensado. , 3% otras pérdidas de vapor y agua. La primera parte incluye una parte enorme (hasta el 5,5% de la eficiencia bruta de las calderas), la segunda, una parte impresionante (alrededor del 2%) y la última, una parte tolerable (menos del 0,5%) de las pérdidas de calor. Probablemente usted (CHP) todavía calcule correctamente las pérdidas totales de vapor y condensado. Pero, probablemente, esté calculando incorrectamente las pérdidas de calor y menos aún actuando correctamente en términos de reducir todas estas pérdidas.

PD Bueno, parece que ya hemos cubierto contigo todos los temas principales relacionados de una forma u otra con VCRB. Quizás algunas preguntas parezcan demasiado difíciles. Pero esto no se debe a que sean realmente difíciles, sino a que todavía son inusuales para usted. Lee sin esforzarte. Algunas cosas quedarán claras la primera vez, otras quedarán claras la segunda vez que las lea y otras quedarán claras la tercera vez. En la tercera lectura, algunas de las extensiones que permití pueden comenzar a irritarlo. Esto es normal y con nuestra tecnología informática no da miedo. Haga copias de los archivos usted mismo y elimine los fragmentos innecesarios o reemplácelos con menos palabras que comprenda. Comprimir la información a medida que se absorbe es un proceso esencial y útil.

Cuando todo o la mayor parte de lo anterior le resulte claro y familiar, ya no será un principiante. Por supuesto, es posible que todavía no sepas algunas cosas básicas. Pero te aseguro que no estás solo en esto. El personal operativo también suele desconocer algunas de las cosas más básicas. Nadie lo sabe todo. Pero si ya tiene un conjunto de conocimientos útiles y si la explotación de alguna manera lo nota, entonces, naturalmente, se le perdonará que no conozca algunos puntos básicos. ¡Construye sobre lo que has logrado y sigue adelante!

 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 principal valor calculado 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 = DpvSpv (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

Pérdida de vapor y condensado, su reposición.

Se observan pérdidas de vapor en los fusibles de vapor, debido a diversas faltas de densidad en los flujos de vapor a alta presión. Estas pérdidas se llaman internas. Además de las pérdidas de vapor, también se observan pérdidas de condensado, que se dividen en internas y externas.

Las pérdidas internas son una posible contaminación del condensado de vapor suministrado a la calefacción de fueloil. El condensado contaminado no regresa al compartimiento de la turbina.

Se observan pérdidas externas de condensado en las centrales térmicas que suministran vapor a los consumidores. La cantidad de condensado que devuelven las empresas es menor que el vapor que allí se recibe. Para compensar las pérdidas se utiliza agua purificada químicamente, que se suministra a los evaporadores para una purificación adicional. Se observan pérdidas de agua de alimentación en el generador de vapor durante el purgado de la caldera, que se lleva a cabo para reducir el contenido de sal en el agua de la caldera.

Evaporadores.

Los evaporadores contienen constantemente agua purificada químicamente. El evaporador es un intercambiador de calor de superficie. El agua entrante purificada químicamente se convierte en vapor debido al calor del vapor proveniente de la extracción de la turbina. El vapor del agua purificada químicamente se llama secundario y ingresa al condensador del evaporador. Cuando el agua purificada químicamente se evapora, aumenta la concentración de sales, que se eliminan soplando. Para mejorar la calidad de la purificación del agua, se puede utilizar un esquema de dos etapas; en este caso, el vapor secundario ingresa a la siguiente etapa del evaporador.

Conferencia No. 10

DISPOSITIVOS DE CONDENSACIÓN DE TURBINAS DE VAPOR

Segunda ley de la termodinámica. Primavera fría.

Diagrama del dispositivo de condensación.

Elementos de un dispositivo de condensación.

1. el propio condensador

2. sistema de circulación;

3. dispositivos de eliminación de aire (eyectores);

5. dispositivo de reducción-enfriamiento

6. eyector de arranque

7. enfriadores de mezcla vapor-aire

8. colector de condensado

9. sistema de automatización

El vapor de escape de la turbina ingresa al condensador de superficie1. Condensador: un calentador de superficie donde el vapor se condensa en la superficie fría de los tubos, calentando el agua bombeada a través del haz de tubos. bomba de circulación. El condensado resultante fluye desde la superficie de los tubos hacia el colector de condensado 8 del condensador, desde donde la bomba de condensado 2 se suministra a través de los enfriadores eyectores 9 a los enfriadores de sello y luego al HDPE y al desaireador.

Para mantener la presión mínima posible en el condensador, se utilizan eyectores de chorro de vapor 3. Los eyectores succionan la mezcla de vapor y aire formada en el condensador como resultado de la succión de aire. Para aumentar la eficiencia operativa, se utiliza un sistema de compresión de mezcla de vapor y aire de múltiples etapas (dos etapas). El calor de condensación del vapor contenido en la mezcla vapor-aire aspirada por los eyectores se utiliza en los refrigeradores de los eyectores para calentar el condensado principal.

A veces, la mezcla de vapor y aire aspirada del condensador se preenfría en un refrigerador situado aguas arriba.

Se instala un dispositivo de desaireación especial 4 en el condensador para eliminar el oxígeno del condensado.

El agua circulante utilizada para condensar el vapor en el condensador se enfría en estanques o torres de refrigeración especiales. Semejante El circuito de refrigeración para la circulación de agua se llama inverso.