Потери пара и конденсата подразделяют на внутристанционные и внешние.
Внутристанционные потери складываются из:
Расходы пара на вспомогательные устройства станции без возврата конденсата - паровая обдувка парогенераторов, на форсунки с паровым распыливанием мазута, на устройства для разогрева мазута;
Потери пара и воды при пусках и остановах парогенераторов;
Потери пара и воды через неплотности трубопроводов, арматуры и оборудования;
Потери с продувочной водой;
Объём потерь зависит от характеристик оборудования, качества изготовления и монтажа, уровня обслуживания и эксплуатации.
Внутренние потери составляют (в долях от расхода питательной воды):
на КЭС – 0,8-1%, на ТЭЦ – 1,5-1,8%.
Основная часть потерь – с продувочной водой. Это - необходимая технологическая операция для поддержания концентрации солей, щелочей и кремниевой кислоты в воде парогенераторов, в пределах, обеспечивающих надежную работу последних и необходимую чистоту пара. Для возврата части воды и теплоты при непрерывной продувке в цикл используют устройства, состоящие из расширителей и охладителей продувочной воды. Количество пара, выделяющегося в расширителе, составляет до 30% от расхода продувочной воды. Остальное отводится в канализацию.
Внешние потери происходят при отпуске пара непосредственно из турбин и парогенераторов, если часть конденсата этого пара не возвращается на станцию.
Пар, используемый в технологических процессах, загрязняется различными химическими соединениями. Величина его потерь может достигать 70%. В среднем для промышленных ТЭЦ отношение внешних потерь к паропроизводительности парогенераторов составляет 20 – 30%.
Потери пара и воды в цикле электростанции должны восполняться добавочной питательной водой для парогенераторов.
Расход добавочной воды: Dд.в = Dвн + Dпр + Dв.п., где
Dвн – внутристанционные потери пара и воды на электростанции (без потерь с продувкой);
Dпр – потери воды в дренаж из расширителей продувки;
Dв.п. – потери конденсата у внешних потребителей.
Dпр = βDп.пг, где
Dп.пг – расход продувочной воды парогенераторов;
β – доля продувочной воды, отводимой в дренаж.
Энтальпия сухого насыщенного пара в расширителе;
Энтальпии кипящей воды при давлении в парогенераторе и расширителе.
Дополнительный расход теплоты топлива на электростанции, вызываемый потерями пара и конденсата:
, (9.2)
где , , , - энтальпии пара после парогенератора, продувочной воды, конденсата пара, возвращаемого на ТЭЦ от внешних потребителей, добавочной воды, - к.п.д. парогенератора нетто.
Потери пара и воды на ТЭС увеличивают расход электрической энергии на питательные насосы. Вызываемый этим дополнительный расход теплоты топлива определяется по формуле:
, Вт (9.3)
где - количество добавочной воды, кг/с; - давление питательной воды за насосом, Па; ρ - плотность воды, кг/м³; - к.п.д. питательного насоса ~ 0,7 – 0,8; - к.п.д. электростанции нетто.
Снижение к.п.д. станции, вызываемое потерями пара и конденсата и значительными затратами на подготовку добавочной питательной воды, вызывают необходимость следующих мероприятий:
Применение более совершенных способов подготовки добавочной пит. воды;
Применение в барабанных котлах ступенчатого испарения, что снижает количество продувочной воды;
Организация сбора чистого конденсата от всех станционных потребителей;
Максимально возможное применение сварных соединений в трубопроводах и оборудовании;
Сбор и возврат чистого конденсата от внешних потребителей.
Потери пара и конденсата электростанций разделяются на внутренние и внешние. К внутренним относят потери от утечки пара и конденсата в системе оборудования и трубопроводов самой электростанции, а также потери продувочной воды парогенераторов.
Для упрощения расчета потери от утечек условно сосредотачивают в линии свежего пара
Непрерывная продувка производимая для обеспечения надежной работы ПГ и получения пара требуемой чистоты.
D пр =(0,3-0,5)% D 0
D пр =(0,5-5)% D 0 -для химически очищенной воды
Для снижения продувки нужно повышать количество ПВ и понижать потери утечек.
Наличие потерь пара и конденсата приводит к понижению тепловой экономичности ЭС. Для восполнения потерь требований добавочная вода для подготовки которой необходимы дополнительные затраты. Поэтому потери пара и конденсата нужно понижать.
Например
потери с продувочной водой нужно понижать
с полного расширителя сепаратора
продувочной воды.
Внутренние потери: D вт =D ут +D пр
D ут -потери от утечек
D пр -потери от продувочной воды
На КЭС: D вт ≤1%D 0
Отопит.ТЭЦ: D вт ≤1,2%D 0
Пром. ТЭЦ: D вт ≤1,6%D 0
Кроме D тв на ТЭЦ когда пар из отбора турбин прямо пропорционально направлен к промышленным потребителям.
D вн =(15-70)%D 0 
На отопительных ТЭЦ теплота отпускаемая к потребителю по закрытой схеме чем пром. Паров. Теплообмен
Пар из отбора турбины конденсируется в теплообменнике промышленного типа и конденсат ГП возвращается в систему эл. Станции.
Вторичный теплоноситель нагревается и направляется к тепловому потребителю
В такой схеме внешние потери конденсата отсутствуют
В общем случае: D пот =D вт +D вн - ТЭЦ
КЭС и ТЭЦ с закрытой схемой D кот =D вт
Потери тепла D пр понижаются в охладителях продувочной воды. Охлаждается продувочная вода для подпитки тепловой сети и питательной установки.
20 Баланс пара и воды на тэс.
Для расчета тепловой схемы, определения расхода пара на турбины, производительности парогенераторов, энергетических показателей и т. п. необходимо установить, в частности, основные соотношения материального баланса пара и воды электростанции
Материальный баланс парогенератора: D ПГ = D О + D УТ или D ПВ = D ПГ + D ПР.
материальный баланс турбоустановки: D О = D К + D r + D П.
Материальный баланс теплового потребителя: D П = D ОК + D ВН.
Внутренние потери пара и конденсата: D ВНУТ = D УТ + D" ПР.
Материальный баланс для питательной воды: D ПВ = D К + D r + D ОК +D" П + D ДВ.
Добавочная вода должна покрывать внутренние и внешние потери:
D ДВ = D ВНУТ + D ВН = D УТ + D" ПР + D ВН
Рассмотрим
сепаратор-расширитель продувочной воды
р с <р пг
h пр =h / (р пг)
h // п =h // (р с)
h / пр =h / (р с)
Составляется тепловой и материальный баланс сепаратора
Теплов.: D пр h пр =D / п h // п +D / пр h / пр
D / пр =D пр (h пр -h / пр)/ h // п -h / пр
D / п = β / п D пр; β / п ≈0,3
D / пр =(1-β / п) D пр
Расчетный расход продувочной воды определяется из материального баланса примен. С пв (кг/т)- концентрация примесей в ПВ
С пг -допустимая концентрация примесей в котловой воде
С п -концентрация примесей в паре
D ПВ = D ПГ + D ПР – материальный баланс
D ПВ С п = D ПР - С пг + D ПГ С п
D ПР = D ПГ * ; D ПР = ; α пр =D пр /D 0 =
Чем выше количество ПВ то С пг /С ув →∞ и тогда α пр →0
Количество ПВ зависит от количества добавочной.
В случае прямоточных ПГ продувка воды не осуществляется и ПВ должна быть особенно чистой.
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
2. Термический 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.
Какие внутристанционные и внешние потери пара и конденсата имеют место на ТЭС и АЭС? Сравните потери рабочего тела на КЭС и ТЭЦ
Внутристанционные (или внутренние) потери пара и конденсата включают в себя следующие основные составляющие:
Утечки из-за неплотностей в соединениях трубопроводов и агрегатов, в арматуре; особого внимания с этой точки зрения требуют фланцевые соединения;
Расход на уплотнения турбины и на различные технические нужды, например, расход пара на разогрев мазута;
Потери дренажей и другие незначительные потери.
Кроме того, на ТЭС с барабанными котлами к внутренним потерям относят непрерывную продувку котловой воды, осуществляемую с целью снижения концентраций примесей в рабочем теле парогенерирующей установки.
Внутренние потери обычно составляют :
На КЭС не более 1% от расхода пара на турбину;
На ТЭЦ отопительного типа до 1,2%;
До 1,6% на ТЭЦ промышленного и промышленно-отопительного типа.
ТЭЦ могут работать по открытой или закрытой схеме в зависимости от способа теплоснабжения потребителей.
Закрытая схема предполагает отпуск потребителю тепловой энергии через дополнительные теплообменные устройства, т.е. без каких-либо безвозвратных потерь рабочего тела пароводяного контура электростанции.
Если ТЭЦ работает по открытой схеме , то имеют место внешние потери рабочего тела в связи с неполным его возвратом. Например, невозврат конденсата пара от потребителей может достигать 50-70%.
КЭС не имеют внешних потерь пара и конденсата.
Какие существуют методы подготовки добавочной воды? Каковы назначение и принцип действия расширителей, испарителей и паропреобразователей?
Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС осуществляется подготовка добавочной воды. Можно выделить два наиболее часто используемых способа водоподготовки - химический и термический.
Химический способ позволяет достичь требуемой чистоты добавочной воды с применением различных химических реагентов и фильтров. С их помощью из первичной неочищенной воды удаляются нерастворимые примеси и ионные соединения.
Термическая водоподготовка означает обессоливание методом испарения первичной воды с последующей конденсацией образовавшегося пара. Получаемый таким образом дистиллят имеет весьма высокую чистоту, а если она недостаточна, то повторным испарением и конденсацией можно получить бидистиллят.
Расширитель (Р) предназначен для снижения потерь с продувочной водой барабанного парогенератора (рис. 23).
Рис. 23.
Поскольку ионообменные смолы катионитного и анионитного фильтров не могут работать при высоких температурах, требуется снижение параметров продувочной воды в охладителе продувки с неизбежными при этом потерями теплоты. В расширителе часть продувочной воды превращается в насыщенный пар за счет уменьшения давления. Поскольку вынос примесей с паром очень мал, требуется очистка (а, значит, и охлаждение) только сепарата (рис. 23). Этим достигается значительное снижение потерь теплоты.
В испарителе (И) осуществляется термическая подготовка добавочной воды методом дистилляции (рис. 24).
Рис. 24.
Для испарения воды используется греющий (первичный) пар из турбины. Образующийся вторичный пар поступает в конденсатор испарителя (КИ) для получения из него дистиллята. Продувка испарителя позволяет обеспечить требуемое качество подготовки воды.
Рис. 25.
С помощью паропреобразователя (рис. 25) можно подавать тепловому потребителю вторичный пар, оставляя на ТЭЦ конденсат греющего (первичного) пара. Это целесообразно при высоком содержании примесей в сырой воде.
Температурный перепад в стенках теплообменной поверхности паропреобразователя составляет примерно 12-15 о С, что снижает тепловую экономичность турбоустановки.
Подаваемый потребителю пар необходимо немного перегреть в паро-паровом теплообменнике (ТО на рис. 25) во избежание его частичной конденсации при транспортировке по паропроводам.
1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.
На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.
Обозначения на схеме ТЭС:
- Топливное хозяйство;
- подготовка топлива;
- промежуточный пароперегреватель;
- часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
- часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
- электрический генератор;
- трансформатор собственных нужд;
- трансформатор связи;
- главное распределительное устройство;
- конденсатный насос;
- циркуляционный насос;
- источник водоснабжения (например, река);
- (ПНД);
- водоподготовительная установка (ВПУ);
- потребитель тепловой энергии;
- насос обратного конденсата;
- деаэратор;
- питательный насос;
- (ПВД);
- шлакозолоудаление;
- золоотвал;
- дымосос (ДС);
- дымовая труба;
- дутьевой вентилятов (ДВ);
- золоуловитель.
Описание технологической схемы ТЭС:
Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:
- топливное хозяйство и система подготовки топлива;
- котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
- турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
- установка водоподготовки и конденсатоочистки;
- система технического водоснабжения;
- система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
- электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.
Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.
Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.
Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.
Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.
При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.
При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.
Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.
В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.
На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.
Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.
Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.
Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.
Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.
На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.
На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.
Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.
Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.
Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.