Потери пара и конденсата на ТЭЦ делятся на внутренние DBT, потери с проду
вочной водой барабанов котлов, внешние £>вн и технологические DTexH. К внутрен
ним потерям относятся утечки в элементах оборудования, паровых и водяных
линиях электростанции.
Восполнение потерь на ТЭС производится обессоленной водой, при этом рас
четную производительность обессоливающей или испарительной установки для
конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ следует принимать равной
2 % паровой производительности устанавливаемых котлов. Производительность
общестанционной испарительной установки или дополнительная производитель
ность обессоливающей установки (сверх 2 %) принимается:
для электростанций с прямоточными котлами - 25 т/ч при блоках мощностью
200, 250, 300 МВт, 50 т/ч при блоках мощностью 500 МВт, 75 т/ч при блоках мощ
ностью 800 МВт;
для электростанций с барабанными котлами - 25 т/ч.
На газомазутных ТЭС (при использовании пара на разогрев мазута без возврата конденсата) производительность химобессоливающей установки увеличивается
на 0,15 т на 1 т сжигаемого мазута.
Утечки вызывают потери пара и воды и снижают тепловую экономичность
электростанции. Они существуют на всех линиях пароводяного тракта, однако при
расчетах полагают, что они сосредоточены в паропроводе свежего пара (перед тур
биной). Это упрощает расчеты и приводит к тому, что найденные таким образом
показатели тепловой экономичности бывают несколько занижены, правда, весьма
незначительно.
Заметные значения потерь на ТЭС связаны с непрерывной продувкой барабанов
котлов. Для уменьшения этих потерь на линиях продувочной воды устанавливают
расширители продувки. Применение находят схемы с одной и двумя ступенями
Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться расходомером
и для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или
дистиллятом испарителей должен составлять не более 1 и не менее 0,5 % произво
дительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой - не
более 3 и не менее 0,5 % производительности; при пуске котла после монтажа, ре
монта или из резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2-5 %
производительности котла.
Предотвращение внешних потерь пара и конденсата при применении паропре-
образовательной установки (ППУ) связано с недовыработкой мощности турбиной
из-за необходимости подачи на ППУ пара более высокого потенциала, чем требу
ется для технологических целей. Эту недовыработку мощности надо учитывать
при расчете принципиальной тепловой схемы ТЭС. Внутренние потери и потери,
связанные с продувкой барабанов котлов, восполняются добавочной водой, посту
пающей в конденсатор турбины, где она проходит предварительную деаэрацию.
Внешние потери восполняются добавочной водой, направляемой в деаэратор
основного конденсата турбины.
На ТЭС с внешними потерями рабочего тела добавочная вода, восполняющая
их, перед подачей ее в деаэратор основного конденсата турбины должна подогре
ваться и предварительно деаэрироваться в атмосферном деаэраторе. Схема подог
рева и предварительной деаэрации добавочной воды, идущей на восполнение
внешних потерь, приведена на рис. 5.3.
Кроме вышеперечисленных потерь пара и конденсата на ТЭС существуют так
называемые технологические потери (или потери на собственные нужды). Они свя
заны с работой форсунок, обдувками и отмывками поверхностей нагрева, обслужи
ванием установок для очистки конденсата, деаэрацией подпиточной воды теплосети,
разгрузкой мазута, отбором проб теплоносителя для химических анализов и др.
Нормы технологических потерь пара и конденсата разрабатываются электро
станцией для каждой технологической операции с учетом возможного повторного
использования потерь. Технологические потери не учитываются при расчете прин
ципиальной тепловой схемы станции, но должны приниматься во внимание при
выборе установленной производительности водоподготовительной установки.
Дренажи оборудования и паропроводов как постоянные (например, из уплотне
ний насосов), так и периодические (большинство характерно для пускоостановоч-
ных режимов) собираются в дренажный бак и периодически возвращаются в цикл.
На современных ТЭС загрязненный конденсат обычно собирается в бак загряз
ненного конденсата и после очистки его на ионитовых фильтрах и деаэрации воз
вращается в цикл. Если на ТЭС имеются испарители, загрязненный конденсат, про
дувочная вода барабанных котлов могут направляться также в эти аппараты. При
таких схемах общие потери воды на ТЭС резко сокращаются.
Восполнение потерь пара и воды на ТЭС
На ТЭС при Ро ≥ 8,8 МПа (90 Атм) восполнение потерь осуществляется полностью обессоленной добавочной водой.
На ТЭС при Ро ≤ 8,8 МПа применяется химическая очистка добавочной воды – удаление катионов жёсткости, замещение их на катионы натрия, с сохранением остатков кислот (анионов).
Подготовка обессоленной воды ведётся тремя способами:
1. Химический метод
3. Комбинированные физико-химические методы (использование элементов химической очистки, диализного, мембранного)
Химический метод подготовки добавочной воды
В поверхностных водах имеются грубодисперсные, коллоидные и истинно растворённые примеси.
Вся система химической водоподготовки делится на две стадии:
1) Предочистка воды
2) Очистка от истинно растворённых примесей
1. Предочистка производится в осветлителях воды. При этом удаляются грубодиспергированные коллоидные примеси. Происходит замещение магниевой жёсткости на кальциевую и осуществляется магнезиональное обескремнивание воды.
Al 2 (SO 4) 3 или Fe(SO 4) – коагулянты
MgO+H 2 SiO 3 → MgSiO 3 ↓ + H 2 O
После предочистки вода содержит только истинно растворённые примеси
2. Очистка от истинно растворённых примесей осуществляется с помощью ионитных фильтров.
1) Н – катионитовый фильтр
Вода походит две ступени Н – катионитовых фильтров, затем одна одна ступень анионитового фильтра.
Декарбонизатор – улавливание СО 2 . После Н – катионитового и ОН – анионитового в воде слабые кислоты Н 2 CO 3 , H 3 РO 4 , H 2 SiO 3 при этом СO 2 переходит в свободную форму и далее вода идёт на декарбонизатор, в котором СО 2 удаляется физическим способом.
Закон Генри – Дальтона
Количество данного газа, растворённого в воде прямопропорционально парциальному давлению этого газа над водой.
В декарбонизаторе за сёт того, что концентрация СО 2 в воздухе приблизительно равна нулю, СО 2 из воды выделяется в декарбонизаторе.
Остатки слабых кислот (РО 4 , СО 2 , SiO 3) улавливаются на сильном анионитовом фильтре.
Термический метод обессоливания добавочной воды
Основан на том явлении, что растворимость солей в паре при малых давлениях очень мала.
Термическая подготовка добавочной воды осуществляется в испарителях.
Количество пара, идущего в одноступенчатой схеме приблизительно равен очищенному.
Принципиальные тепловые схемы отпуска пара и тепла с ТЭЦ.
Отпуск тепла с ТЭЦ.
Всех потребителей тепла можно разделить на 2 категории:
1. расход тепла (потребление) зависит от климатических условий (отопление и вентиляция);
2. расход тепла не зависит от климатических условий (горячая вода).
Тепло может отпускаться в виде пара, либо в виде горячей воды. Вода как теплоноситель для отопления имеет преимущества перед паром (нужен меньше диаметр труб + меньше потерь). Вода готовится в сетевых подогревателях (основных и пиковых). Пар же отпускается только на технологические нужды. Он может отпускаться непосредственно из отбора турбины либо через паропреобразователь.
При расчете расход тепла на отопление учитывается:
– площадь квартиры
– разница температуры на улице и в доме
– отопительная характеристика здания
Q = Væ (t внутр – t наруж)
[ккал/ч] = [м 3 ]*[ккал/м 3 ·ч·ºС]*[ºС]
где Q – расход тепла в единицу времени Гкал/ч или ккал/ч
æ (каппа) – сколько тепла теряется 1 м 3 здания в единицу времени при изменении тепла на 1 градус. Изменяется в пределах от 0,45 до 0,75
Отопление
Вентиляция
18 +8-10 -26 t пара, o C
Рисунок 55.
Годовой отпуск тепла на отопление .
Пиковая часть
Отопление
Основная часть
Горячая вода
0 550 5500 8760 n
количество часов, где пиковая нагрузка
Рисунок 56.
Для расчета тепла со станции на отопление используются коэффициенты теплофикации:
α ТЭЦ = Q отбор /Q сети
где Q отбор – то количество тепла, которое мы отбираем из отбора турбины
Q сети – то количество тепла, которое мы должны сообщить сетевой воде на станции
Схема отпуска тепла с ТЭЦ
Теплоподготовительные системы (ТПС):
Теплофикационная установка (ТУ)
Общестанционная установка (ОУ)
Существуют 2 вида ТПС:
1) для ТЭЦ с турбинами мощностью 25 МВт и меньше, а так же ГРЭС большой мощности. Для этого типа ТПС теплофикационная установка турбины состоит из основного и пикового подогревателя, а общие станционные установки включают: сетевые насосы, установки по умягчению подпиточной воды, насосы и деаэраторы подпиточной воды
2) для ТЭЦ с турбинами мощность которых больше 50 МВт. Для этого типа теплофикационные установки турбины состоят из 2-х последовательно включенных основных подогревателей (верхний и нижний) и насосов сетевой воды с 2-ч ступенчатой перекачкой: 1 насос стоит до нижнего основного подогревателя, а насос 2-ой ступени – после верхнего основного подогревателя. Обще станционные установки состоят из пикового водогрейного котла (ПВК), установок по умягчению подпиточной воды, деаэраторов и насосов подпиточной воды.
Схема теплофикационной установки первого типа.
Рисунок 57.
РОУ – редукционно-охладительная установка
Температура сетевой воды зависит от температуры наружного воздуха. Если температура наружного воздуха = 26 градусам, то на выходе из пикового подогревателя температура сетевой воды должна быть приблизительно 135 –150 ºС
Температура сетевой воды на входе в основной подогреватель ≈ 70 ºС
Конденсат редуцированного пара из пикового подогревателя сливается в основной подогреватель и далее проходит путь вместе с конденсатом греющего пара.
14. Коэффициент теплофикации α ТЭЦ. Способы покрытия пиковой тепловой нагрузки на ТЭЦ.
Жизнь современного человека на Земле немыслима без использования энергии
как электрической, так и тепловой. Большую часть этой энергии во всем
мире до сих пор производят тепловые электростанции: На их долю
приходится около 75 % вырабатываемой электроэнергии на Земле и около 80 %
производимой электроэнергии в России. А потому, вопрос снижения
энергозатрат на выработку тепловой и электрической энергии далеко не
праздный.
Виды и принципиальные схемы тепловых электрических станций
Основным назначением электрических станций является выработкаэлектроэнергии для освещения, снабжения ею промышленного и
сельскохозяйственного производства, транспорта, коммунального хозяйства и
бытовых нужд. Другим назначением электрических станций (тепловых)
является снабжение жилых домов, учреждений и предприятий теплом для
отопления зимой и горячей водой для коммунальных и бытовых целей или
паром для производства.
Тепловые электрические станции (ТЭС) для комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии (для теплофикации) называются
теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), а ТЭС, предназначенные только для
производства электроэнергии, называются конденсационными
электростанциями (КЭС) (рис. 1.1). КЭС оборудуются паровыми турбинами,
отработавший пар которых поступает в конденсаторы, где поддерживается
глубокий вакуум для лучшего использования энергии пара при выработке
электроэнергии (цикл Ренкина). Пар из отборов таких турбин используется
только для регенеративного подогрева конденсата отработавшего пара и
питательной воды котлов.
Рисунок 1. Принципиальная схема КЭС:
1 — котел (парогенератор);
2 — топливо;
3 — паровая турбина;
4 — электрический генератор;
6 — конденсатный насос;
8 — питательный насос парового котла
ТЭЦ оборудуются паровыми турбинами с отбором пара для снабжения
промышленных предприятий (рис. 1.2, а) или для подогрева сетевой воды,
поступающей к потребителям для отопления и коммунально-бытовых нужд
(рис. 1.2, б).
Рисунок 2. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
а- промышленная ТЭЦ;
б- отопительная ТЭЦ;
1 — котел (парогенератор);
2 — топливо;
3 — паровая турбина;
4 — электрический генератор;
5 — конденсатор отработавшего пара турбины;
6 — конденсатный насос;
7— регенеративный подогреватель;
8 — питательный насос парового котла;
7-сборный бак конденсата;
9- потребитель теплоты;
10- подогреватель сетевой воды;
11-сетевой насос;
12-конденсатный насос сетевого подогревателя.
Приблизительно с 50-х годов прошлого столетия на ТЭС для привода
электрических генераторов начали применяться газовые турбины. При этом в
основном получили распространение газовые турбины со сжиганием топлива
при постоянном давлении с последующим расширением продуктов сгорания в
проточной части турбины (цикл Брайтона). Такие установки называются
газотурбинными (ГТУ). Они могут работать только на природном газе или на
жидком качественном топливе (соляровом масле). Эти энергетические
установки требуют наличия воздушного компрессора, потребляемая мощность
которого достаточно велика.
Принципиальная схема ГТУ изображена на рис. 1.3. Благодаря большой
маневренности (быстрый пуск в работу и загрузка) ГТУ получили применение
в энергетике в качестве пиковых установок для покрытия внезапного
дефицита мощности в энергосистеме.
Рисунок 3. Принципиальная схема парогазовой установки
1-компрессор;
2-камера сгорания;
3-топливо;
4-газовая турбина;
5-электрический генератор;
6-паровая турбина;
7-котел-утилизатор;
8- конденсатор паровой турбины;
9-конденсатный насос;
10-регенеративный подогреватель в паровом цикле;
11-питательный насос котла-утилизатора;
12-дымовая труба.
Проблемы ТЭЦ
Наряду с известными всем проблемами высокой степени износа оборудованияи повсеместного применения недостаточно эффективных газовых
паротурбинных блоков в последнее время российские ТЭЦ сталкиваются с
еще одной, относительно новой угрозой снижения эффективности. Как ни
странно, связана она с растущей активностью потребителей тепла в области
энергосбережения.
Сегодня многие потребители тепла приступают к внедрению мероприятий по
экономии тепловой энергии. Эти действия в первую очередь наносят ущерб
работе ТЭЦ, так как приводят к снижению тепловой нагрузки на станцию.
Экономичный режим работы ТЭЦ - тепловой, с минимальной подачей пара в
конденсатор. При снижении потребления отборного пара ТЭЦ вынуждена для
выполнения задания по выработке электрической энергии увеличивать подачу
пара в конденсатор, что ведет за собой увеличение себестоимости
вырабатываемой электроэнергии. Такая неравномерная работа приводит к
увеличению удельных расходов топлива.
Кроме того, в случае полной загрузки по выработке электрической энергии
и низкого потребления отборного пара ТЭЦ вынуждена производить сброс
избытка пара в атмосферу, что также увеличивает себестоимость
электроэнергии и тепловой энергии. Использование представленных ниже
энергосберегающих технологий приведет к снижению расходов на собственные
нужды, что способствует увеличению рентабельности ТЭЦ и увеличению
контролирования расходов тепловой энергии на собственные нужды.
Пути повышения эффективности выработки энергии
Рассмотрим основные участки ТЭЦ: типичные ошибки их организации иэксплуатации и возможности снижения энергозатрат на выработку тепловой
и электрической энергии.
Мазутное хозяйство ТЭЦ
Мазутное хозяйство включает: оборудование по приемке и разгрузке вагоновс мазутом, склад запаса мазута, мазутнасосную с подогревателями мазута,
пароспутники, паровые и водяные калориферы.
Объем потребления пара и теплофикационной воды для поддержания работы
мазутного хозяйства значителен. На газомазутных ТЭС (при использовании
пара на разогрев мазута без возврата конденсата) производительность
обессоливающей установки увеличивается на 0,15 т на 1 т сжигаемого
мазута.
Потери пара и конденсата на мазутном хозяйстве можно разделить на две
категории: возвратные и невозвратные. К невозвратным можно отнести пар,
используемый для разгрузки вагонов при нагреве смешиванием потоков, пар
на продувку паропроводов и пропарку мазутопроводов. Весь объем пара
используемый в пароспутниках, подогревателях мазута, в подогревателях
насосов в мазутных баках должен возвращаться в цикл ТЭЦ в виде
конденсата.
Типичной ошибкой организации мазутного хозяйства ТЭЦ является отсутствие
конденсатотводчиков на пароспутниках. Различия пароспутников по длине и
режиму работы приводят к различному съему тепла и образованию на выходе
с пароспутников пароконденсатной смеси. Наличие же в паре конденсата
может привести к возникновению гидроударов и, как следствие, выходу из
строя трубопроводов и оборудования. Отсутствие управляемого отвода
конденсата от теплообменников, также приводит к пропуску пара в
конденсатную линию. При сливе конденсата в бак «замазученного»
конденсата происходят потери пара, находящегося в конденсатной линии, в
атмосферу. Такие потери могут составлять до 50% расхода пара на мазутное
хозяйство.
Обвязка пароспутников конденсатоотводчиками, установка на
теплообменниках системы регулирования температуры мазута на выходе
обеспечивает увеличение доли возвращаемого конденсата и снижение расхода
пара на мазутное хозяйство до 30%.
Из личной практики могу привести пример, когда приведение системы
регулирования нагрева мазута в мазутных подогревателях в работоспособное
состояние позволило снизить расход пара на мазутную насосную станцию на
20%.
Для снижения расхода пара и величины потребления мазутным хозяйством
электроэнергии возможен перевод на рециркуляцию мазута обратно в
мазутный бак. По этой схеме можно производить перекачку мазута из бака в
бак и разогрев мазута в мазутных баках без включения дополнительного
оборудования, что приводит к экономии тепловой и электрической энергии.
Котельное оборудование
К котельному оборудованию относятся энергетические котлы, воздушныекалориферы, подогреватели воздуха, различные трубопроводы, расширители
дренажей, дренажные баки.
Заметные потери на ТЭЦ связаны с непрерывной продувкой барабанов котлов.
Для уменьшения этих потерь на линиях продувочной воды устанавливают
расширители продувки. Применение находят схемы с одной и двумя ступенями
расширения.
В схеме продувки котла с одним расширителем пар из последнего
направляется обычно в деаэратор основного конденсата турбины. Туда же
поступает пар из первого расширителя при двухступенчатой схеме. Пар из
второго расширителя направляется обычно в атмосферный или вакуумный
деаэратор подпиточной воды тепловой сети или в станционный коллектор
(0,12—0,25 МПа). Дренаж расширителя продувки подводится в охладитель
продувки, где охлаждается водой, направляемой в химический цех (для
подготовки добавочной и подпиточной воды), и затем сбрасывается. Таким
образом, расширители продувки уменьшают потери продувочной воды и
увеличивают тепловую экономичность установки за счет того, что большая
часть содержащейся в воде теплоты при этом полезно используется. При
установке регулятора непрерывной продувки по максимальному
солесодержанию увеличивается КПД котла, снижается объём потребляемой на
подпитку химочищенной воды, тем самым достигается дополнительный эффект
за счёт экономии реагентов и фильтрующих.
С повышением температуры уходящих газов на 12-15 ⁰С потери тепла
увеличиваются на 1%. Использование системы регулирования калориферов
воздуха котлоагрегатов по температуре воздуха приводит к исключению
гидроударов в конденсатопроводе, снижению температуры воздуха на входе в
регенеративный воздухоподогреватель, снижению температуры уходящих
газов.
Согласно уравнению теплового баланса:
Q p =Q 1 +Q 2 +Q 3 +Q 4 +Q 5
Q p - располагаемое тепло на 1 м3 газообразного топлива;
Q 1 - тепло используемое на генерацию пара;
Q 2 - потеря тепла с уходящими газами;
Q 3 - потери с химическим недожогом;
Q 4 - потери от механического недожога;
Q 5 - потери от наружного охлаждения;
Q 6 - потери с физическим теплом шлаков.
При снижении величины Q 2 и увеличении Q 1 КПД котлоагрегата повышается:
КПД= Q 1 /Q р
На ТЭЦ с параллельными связями, возникают ситуации, когда необходимо
отключения секций паропроводов с открытием дренажей в тупиковых
участках. Для визуализации отсутствия законденсачивания паропровода
приоткрывают ревизки, что ведет к потерям пара. В случае установки
конденсатотводчиков на тупиковых участках паропроводов, конденсат,
образующийся в паропроводах, организованно отводится в дренажные баки
или расширители дренажей, что приводит к возможности срабатывания
сэкономленного пара на турбинной установке с выработкой электрической
энергии.
Так при сбросе трансфера 140 ати через одну ревизку, и при условии, что
через дренаж поступает пароконденсатная смесь, величину пролета и
потери, связанные с этим, специалисты Spirax Sarco рассчитывают,
используя методику, основанную на уравнении Напьера, или истечении среды
через отверстие с острыми кромками.
При работе с открытой ревизкой неделю, потери пара будут составлять 938
кг/ч*24ч*7= 157,6 тонны, потери газа составят около 15 тыс. нм³, или
недовыработка электроэнергии в районе 30 МВт.
Турбинное оборудование
К турбинному оборудованию относятся паровые турбины, подогревателивысокого давления, подогреватели низкого давления, подогреватели
сетевые, бойлерные, деаэраторы, насосное оборудование, расширители
дренажей, баки низких точек.
приведет к снижению количества нарушений графиков работы теплосети, и
сбою в работе системы приготовления химочищенной (химобессоленой) воды.
Нарушение графика работы теплосети приводит при перегреве к потерям
тепла и при недогреве к упущению выгоды (продажа меньшего объема тепла,
чем возможно). Отклонение температуры сырой воды на хим.цех, приводит:
при снижении температуры - ухудшении работы осветлителей, при увеличении
температуры - к увеличению потерь фильтрующих. Для снижения расхода
пара на подогреватели сырой воды используют воду со сброса с
конденсатора, благодаря чему тепло теряемое с циркуляционной водой в
атмосферу используется в воде поставляемой в хим.цех.
Система расширителей дренажей может быть одно- и двухступенчатая.
При одноступенчатой системе пар с расширителя дренажей поступает в
коллектор пара собственных нужд, и используется в деаэраторах и
различных подогревателях конденсат обычно сбрасывается в дренажный бак
или бак низких точек. При наличии на ТЭЦ пара собственных нужд двух
разных давлений, используют двухступенчатую систему расширителей
дренажей. При отсутствии регуляторов уровня в расширителях дренажей
происходит проскок пара с конденсатом из расширителей дренажей высокого
давления в расширитель низкого давления и далее через дренажный бак в
атмосферу. Установка расширителей дренажей с регулированием уровня может
привести к экономии пара и снижению потерь конденсата до 40% от объема
пароконденсатной смеси дренажей паропроводов.
При пусковых операциях на турбинах необходимо открытие дренажей и
отборов турбины. В процессе работы турбины дренажи закрываются. Однако
полное закрытие всех дренажей нецелесообразно, поскольку в связи с
наличием в турбине ступеней, где пар находится при температуре кипения, а
следовательно, может конденсироваться. При постоянно открытых дренажах
пар через расширитель сбрасывается в конденсатор, что влияет на давление
в нем. А при изменении давления в конденсаторе на ±0,01 ат при
постоянном расходе пара изменение мощности турбины составляет ±2%.
Ручное регулирование дренажной системы также повышает вероятность
ошибок.
Приведу случай из личной практики, подтверждающий необходимость обвязки
дренажной системы турбины конденсатоотводчиками: после устранения
дефекта, приведшего к остановке турбины, на ТЭЦ приступили к ее
запуску. Зная, что турбина горячая, оперативный персонал, забыл открыть
дренажи, и при включении отбора произошел гидроудар с разрушением части
паропровода отбора турбины. В результате потребовался аварийный ремонт
турбины. В случае обвязки дренажной системы конденсатоотводчиками,
подобной проблемы можно было бы избежать.
При работе ТЭЦ иногда возникают проблемы с нарушением
воднохимического режима работы котлов из-за повышения содержания
кислорода в питательной воде. Одной из причин нарушения воднохимического
режима является снижение давления в деаэраторах из-за отсутствия
автоматической системы поддержания давления. Нарушение воднохимического
режима приводит к износу трубопроводов, увеличению коррозии поверхностей
нагрева, и как следствие дополнительные затраты на ремонт оборудования.
Также на многих станциях на основном оборудовании установлены узлы
учета на основе диафрагм. Диафрагмы имеют нормальный динамический
диапазон измерения 1:4, с чем связана проблема по определению нагрузок
при пусковых операциях и минимальных нагрузках. Неправильная работа
расходомеров приводит к отсутствию контроля над правильностью и
экономичностью работы оборудования. На сегодняшний день ООО «Спиракс
Сарко Инжиниринг» готова представить несколько видов расходомеров с
диапазоном измерения до 100:1.
В заключение, подведем итог вышесказанному и еще раз перечислим основные мероприятия для снижения энергозатрат ТЭЦ:
- Обвязка пароспутников конденсатоотводчиками
- Установка на теплообменниках системы регулирования температуры мазута на выходе
- Перевод рециркуляции мазута обратно в мазутный бак
- Обвязка системой регулирования подогревателей сетевой и сырой воды
- Установка расширителей дренажей с регулированием уровня
- Обвязка дренажной системы турбины конденсатоотводчиками
- Установка узлов учета
Больше интересной информации Вы всегда сможете найти на нашем сайте в разделе
Потери рабочего тела: пара, основного конденсата и питательной воды на ТЭС можно разделить на внутренние и внешние . К внутренним – относят потери рабочего тела через не плотности фланцевых соединений и арматуры; потери пара через предохранительные клапаны; утечку дренажа паропроводов; расход пара на обдувку поверхностей нагрева, на разогрев мазута и на форсунки. Эти потери сопровождаются потерей теплоты, их принято обозначать величиной или выражать (для конденсационных турбоустановок) в долях расхода пара на турбину . Внутренние потери пара и конденсата не должны превышать при номинальной нагрузке 1,0 % на КЭС и 1,2÷ 1,6 на ТЭЦ. На Тепловых электрических станциях (ТЭС) с прямоточными энергетическими котлами эти потери с учетом периодических водно-химических отмывок могут быть больше на 0,3 ÷ 0,5 %. При сжигании мазута в качестве основного топлива, потери конденсата увеличиваются на 6 % в летнее время и на 16 % в зимнее время.
Для уменьшения внутренних потерь по возможности фланцевые соединения заменяют сварными, организуют сбор и использование дренажа, следят за плотностью арматуры и предохранительных клапанов, заменяют, где возможно предохранительные клапаны на диафрагмы.
На ТЭС до критического давления, с барабанными котлами основную часть внутренних потерь составляют потери с продувочной водой .
Внешние потери имеют место при отпуске технологического пара внешнему потребителю из турбин и энергетических парогенераторов (ПГ), когда часть конденсата этого пара не возвращается на ТЭЦ .
На ряде предприятий химической и нефтехимической промышленности потери конденсата технологического пара могут составить до 70 %.
Внутренние потери имеют место на конденсационных электростанциях (КЭС) и на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Внешние потери имеют место только на ТЭЦ с отпуском технологического пара на промышленные предприятия.
Конец работы -
Эта тема принадлежит разделу:
По курсу ТЦПЭЭ и Т 7 семестр, 36 часов лекция 18 лекции
По курсу тцпээ и т семестр часов.. лекция потери пара и конденсата и их восполнение потери пара и конденсата..
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ:
Что будем делать с полученным материалом:
Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:
| Твитнуть |
Все темы данного раздела:
Баланс пара и воды
Воду, вводимую в питательную систему энергетических котлов для восполнения потерь рабочего тела (теплоносителя), называют добавочной водой
Назначение и принцип действия расширителей продувки
Добавочная вода, несмотря на то, что она предварительно очищается, вносит в цикл ТЭС соли и другие химические соединения. Значительная доля солей поступает также через не плотности
Химические методы подготовки добавочной и подпиточной воды
На промышленные ТЭС вода обычно поступает из общей системы водоснабжения предприятия, из которой предварительно удаляются механические примеси путем отстаивания, коагуляции и фильтр
Термическая подготовка добавочной воды парогенераторов в испарителях
В связи с проблемой охраны окружающей среды от вредных выбросов производств, применение химических методов водоподготовки все более затрудняется ввиду запрета сброса отмывочных вод в водоемы. В это
Расчет испарительной установки
Схема к расчету испарительной установки показана на рис. 8.4.3.
Расчетиспарительной установки заключается в определении расхода первичного пара из отбора турбины
Отпуск пара внешним потребителям
От теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) к потребителю тепло подается в виде пара или горячей воды, называемых теплоносителями.
Промышленные предприятия потребляют для технологических нужд пар
Одно-, двух- и трехтрубная системы пароснабжения от ТЭЦ
На большинстве предприятий необходим пар 0,6 – 1,8 МПа, а иногда 3,5 и 9 МПа, который подается к потребителям от ТЭЦ паропроводами. Прокладка индивидуальных паропроводов к каждому потребителю вызыв
Редукционно-охладительная установка
Для снижения давления и температуры пара применяются редукционно-охладительные установки (РОУ). Установки используются на ТЭС для резервирования отборов и противодавления тур
Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и бытовые нужды
Для отопления, вентиляции и бытовых нужд в качестве теплоносителя применяется горячая вода.
Систему трубопроводов, по которым горячая вода подается к потребителям, а охлажденная возвращает
Отпуск тепла на отопление
Сетевая установка ГРЭС обычно состоит из двух подогревателей – основного и пикового рис. 9.2.1.
Конструкции сетевых подогревателей и водогрейных котлов
Качество сетевой воды, прокачиваемой через поверхности нагрева сетевых подогревателей, значительно ниже качества конденсата турбин. В ней могут присутствовать продукты коррозии, соли жесткости и др
ЛЕКЦИЯ 24
(продолжение лекции 23)
Водогрейные котлы, как и пиковые сетевые подогреватели, используются на ТЭЦ в качестве пиковых источников теплоты при тепловых нагрузках, превышающих обеспеч
Деаэраторы, питательные и конденсатные насосы
Деаэрационно-питательную установку можно условно разделить на две – деаэрационную и питательную.
Начнем рассмотрение с деаэрационной установки.
Назначен
ЛЕКЦИЯ 26
(продолжение лекции 25)
Каково назначение питательной установки? Зачем устанавливается бустерный насос? Каковы возможные схемы включения питательных насосов?
Общие положения расчета принципиальных тепловых схем
1. РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ Т-110/120-130
(на номинальном режиме работы)
Параметры турбоустановки:
N0 = 11
Расчет расхода воды теплосети
Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-1 определяется при tос = 35 0С и давление на выходе из сетевого насоса, равном 0,78 МПа, получаем hос = 148 кД
Расчет подогрева воды в питательном насосе
Давление питательной воды на выходе из питательного насоса оценивается величиной, на 30 - 40% больше давления свежего пара р0 ;
Принимаем 35 %:
Термодинамические параметры пара и конденсата (номинальный режим работы)
Таб. 1.1
Точка
Пар в отборах турбины
Пар у регенеративных подогревателей
Обогреваемая
ЛЕКЦИЯ 29
(продолжение лекции 28)
1.4.3 Расчет ПНД
Произвотится совместный расчет группы ПНД-4,5,6.
Конденсационные установки
Каковы назначение и состав конденсационной установки? Как выбираются конденсатные насосы?
Конденсационная установка (рис. 26) обеспечивает создание и поддерж
Системы технического водоснабжения
Каковы назначение и структура системы технического водоснабжения? Для каких целей используется техническая вода на ТЭС и АЭС?
Системой технического водоснабжения
Топливное хозяйство ЭС и котельных
Подготовка угля к сжиганию включает в себя следующие стадии:
- взвешивание на вагонных весах и разгрузка с помощью вагоноопрокидывателей; если уголь при транспортировке смерз
Технические решения по предотвращению загрязнения окружающей среды
ОЧИСТКА ДЫ’ОВЫХ ГАЗОВ
Содержащиеся в дымовых газах летучая зола, частицы несгоревшего топлива, окислы азота, сернистые газы загрязняют атмосферу и оказывают вредное влияни
Вопросы эксплуатации электростанций
Основные требования к работе ТЭС и АЭС – это обеспечение надежности, безопасности и экономичности их эксплуатации.
Надежность означает обеспечение бесперебойного (непр
Выбор места строительства ТЭС и АЭС
Каковы основные требования к месту строительства электростанции? Каковы особенности выбора места строительства АЭС? Что такое роза ветров в районе размещения станции?
Снач
Генеральный план электростанции
Что такое генеральный план электростанции? Что показывается на генеральном плане?
Генеральный план (ГП) представляет собой вид сверху на площадку электростан
Компоновка главного здания ТЭС и АЭС
Какова структура главного здания ТЭС и АЭС? Каковы основные принципы компоновки главного здания электростанции, какие количественные показатели характеризуют совершенство компоновки? Какие
