А. Пролетный пар , вызываемый отсутствием или отказом конденсатоотводчика (к.о.). Самым существенным источником потерь является пролетный пар. Классическим примером неверно понимаемой системы является преднамеренный отказ от установки к.о. в так называемых закрытых системах, когда пар всегда где-то конденсируется и возвращается в котельную.
Б. Утечки пара , вызываемые периодической продувкой систем пароиспользования (СПИ), при нерегулируемом отводе конденсата, неправильно выбранном к.о. или его отсутствии.
Данные потери особенно велики при пуске и прогреве СПИ. «Экономия» на к.о. и их установка с недостаточной пропускной способностью, необходимой для автоматического отвода повышенного объема конденсата, приводят к необходимости открытия байпасов или сбросу конденсата в дренаж. Время прогрева систем увеличивается в несколько раз, потери очевидны. Поэтому к.о. должен иметь достаточный запас по пропускной способности, чтобы обеспечить отвод конденсата при пусковых и переходных режимах. В зависимости от типов теплообменного оборудования запас по пропускной способности может составлять от 2-х до 5.
Чтобы избежать гидроударов и непроизводительных ручных продувок, следует обеспечивать автоматический дренаж конденсата при остановах СПИ или при колебаниях нагрузок с помощью установки к.о. с разными диапазонами рабочих давлений, промежуточных станций сбора и перекачки конденсата или принудительной автоматической продувки теплообменных агрегатов. Конкретная реализация зависит от фактических технико-экономических условий.
В частности, следует иметь в виду, что к.о. с перевернутым стаканом при перепаде давления, превышающим его рабочий диапазон, закрывается. Поэтому схема автоматического дренажа теплообменника при падении давления пара, приведенная ниже, является просто реализуемой, надежной и эффективной.
Следует иметь в виду, что потери пара через нерегулируемые отверстия непрерывны, и любые средства имитации к.о. нерегулируемыми устройствами типа «прикрытый вентиль», гидрозатвор и т.п. в конечном итоге приводят к большим потерям, чем первоначальный выигрыш. В табл.1 приведен пример количества пара, безвозвратно теряемого за счет утечек через отверстия при различных давлениях пара.
| Таблица 1. Утечки пара через отверстия различного диаметра | ||
Давление. бари | Условный диаметр отверстия | Потери пара, тонн / мес |
21/8" (3.2 мм) | ||
¼" (6.4 мм) | 15.1 |
|
½" (25 мм) | 61.2 |
|
81/8" (3.2 мм) | 11.5 |
|
¼" (6.4 мм) | 41.7 |
|
½" (25 мм) | 183.6 |
|
105/64" (1.9 мм) | ||
#38 (2.5 мм) | 14.4 |
|
1/8" (3.2 мм) | 21.6 |
|
205/64" (1.9 мм) | 16.6 |
|
#38 (2.5 мм) | 27.4 |
|
1/8" (3.2 мм) | 41.8 |
|
Неконтролируемый сброс конденсата в дренаж не может быть оправдан ничем, кроме как недостаточным контролем за водоотведением. Затраты на химводоподготовку, забор питьевой воды и тепловая энергия в горячем конденсате учтены в расчете потерь, представленном на сайте:
Исходные данные для расчета потерь при не возврате конденсата приняты следующие: стоимость холодной воды на подпитке, химикатов, газа и электроэнергии.
Следует иметь в виду также потерю внешнего вида зданий и, более того, разрушение ограждающих конструкций при постоянном «парении» дренажных точек.
Г.
Присутствие воздуха и неконденсируемых газов в паре
Воздух, как известно, обладает отличными теплоизоляционными свойствами и по мере конденсации пара может образовывать на внутренних поверхностях теплообмена своеобразное покрытие, препятствующее эффективности теплообмена (табл.2).
Табл. 2. Снижение температуры паровоздушной смеси в зависимости от содержания воздуха.
| Давление | Температура насыщенного пара | Температура паровоздушной смеси в зависимости от количества воздуха по объему, °С |
Бар абс. | °С | 10%20%30% |
120,2 | 116,7113,0110,0 |
|
143,6 | 140,0135,5131,1 |
|
158,8 | 154,5150,3145,1 |
|
170,4 | 165,9161,3155,9 |
|
179,9 | 175,4170,4165,0 |
Выделение СО2 в газообразной форме при конденсации пара ведет при наличии влаги в трубопроводе к образованию крайне вредной для металлов угольной кислоты, которая является основной причиной коррозии трубопроводов и теплообменного оборудования. С другой стороны, оперативная дегазация оборудования, являясь эффективным средством борьбы с коррозией металлов, выбрасывает СО2 в атмосферу и способствует формированию парникового эффекта. Только снижение потребления пара является кардинальным путем борьбы с выбросами СО2 и рациональное применение к.о. является здесь наиболее эффективным оружием. Д. Неиспользование пара вторичного вскипания .
При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку. В табл. 3 приведен расчет образования пара вторичного вскипания.
Пар вторичного вскипания является следствием перемещения горячего конденсата под высоким давлением в емкость или трубопровод, находящийся под меньшим давлением. Типичным примером является "парящий" атмосферный конденсатный бак, когда скрытая теплота в конденсате высокого давления высвобождается при более низкой температуре кипения.
При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку.
На номограмме 1 приведена доля вторичного пара в % от объема конденсата, вскипающего в зависимости от перепада давлений, испытываемого конденсатом.
Номограмма 1. Расчет пара вторичного вскипания.
Е.
Использование перегретого пара
вместо сухого насыщенного пара.
Если технологические ограничения не требуют использования перегретого пара высокого давления, следует всегда стремиться к применению насыщенного сухого пара возможно самого низкого давления.
Это позволяет использовать всю скрытую теплоту парообразования, которая имеет более высокие значения при низких давлениях, добиться устойчивых процессов теплопередачи, снизить нагрузки на оборудование, увеличить срок службы агрегатов, арматуры и трубных соединений.
Применение влажного пара имеет место, как исключение, только при его использовании в конечном продукте, в частности, при увлажнении материалов. Поэтому целесообразно использовать в таких случая специальные средства увлажнения на последних этапах транспортировки пара к продукту.
Ж.
Невнимание к принципу необходимого разнообразия
Невнимание к разнообразию возможных схем автоматического управления, зависящих от конкретных условий применения, консерватизм и стремление использовать
типовую
схему может быть источником непреднамеренных потерь.
З.
Термоудары и гидроудары.
Термо- и гидроудары разрушают системы пароиспользования при неправильно организованной системе сбора и отвода конденсата. Использование пара невозможно без тщательного учета всех факторов его конденсации и транспортировки, влияющих не только на эффективность, но и на работоспособность, и на безопасность ПКС в целом.
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.
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.
К.т.н. С.Д. Содномова, доцент кафедры «Теплогазоснабжение и вентиляция», Восточно-сибирский государственный технологический университет, г. Улан-Удэ, Республика Бурятия
В настоящее время баланс отпуска и потребления теплоты в системах паро- снабжения определяется по показаниям приборов учета на источнике теплоты и у потребителей. Разницу показаний этих приборов относят к фактическим потерям теплоты и учитывают при установлении тарифов на тепловую энергию в виде пара.
Раньше при работе паропровода близкой к проектной нагрузке эти потери составляли 1015%, и ни у кого при этом не возникало вопросов. В последнее десятилетие в связи со спадом промышленного производства произошло изменение графика работы и сокращение потребления пара. При этом дисбаланс между потреблением и отпуском теплоты резко увеличился и стал составлять 50-70% .
В этих условиях возникли проблемы, прежде всего от потребителей, которые считали необоснованным включать в тариф такие большие потери тепловой энергии. Какова структура этих потерь? Как осознанно решать вопросы повышения эффективности работы систем пароснабжения? Для решения этих вопросов необходимо выявить структуру дисбаланса, оценить нормативные и сверхнормативные потери тепловой энергии.
Для количественной оценки дисбаланса была усовершенствована программа гидравлического расчета паропровода перегретого пара, разработанная на кафедре для учебных целей. Понимая, что при снижении расходов пара у потребителей, скорости теплоносителя уменьшаются, и относительные потери теплоты при транспорте возрастают. Это приводит к тому, что перегретый пар переходит в насыщенное состояние с образованием конденсата. Поэтому была разработана подпрограмма, позволяющая: определять участок, на котором перегретый пар переходит в насыщенное состояние; определять длину, на которой пар начинает конденсироваться и далее производить гидравлический расчет паропровода насыщенного пара; определять количество образующегося конденсата и потери теплоты при транспорте. Для определения плотности, изобарной теплоемкости и скрытой теплоты парообразования по конечным параметрам пара (P, T) использованы упрощенные уравнения, полученные на
основе аппроксимации табличных данных, описывающих свойства воды и водяного пара в области давлений 0,002+4 МПа и температур насыщения до 660 О С .
Нормативные потери теплоты в окружающую среду определялись по формуле:
где q - удельные линейные тепловые потери паропровода; L - длина паропровода, м; β - коэффициент местных потерь теплоты.
Потери теплоты, связанные с утечками пара, определялись по методике :
где Gnn - нормируемые потери пара за рассматриваемый период (месяц, год), т; ί η - энтальпия пара при средних давлениях и температурах пара по магистрали на источнике теплоты и у потребителей, кДж/кг; ^ - энтальпия холодной воды, кДж/кг.
Нормируемые потери пара за рассматриваемый период:
где V™ - среднегодовой объем паровых сетей, м 3 ; р п - плотность пара при средних давлении и температуре по магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м 3 ; n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.
Метрологическую составляющую недоучета расхода пара определяли с учетом правил РД-50-213-80 . Если измерение расхода ведется в условиях, при которых параметры пара отличаются от параметров, принятых для расчета сужающих устройств, то для определения действительных расходов по показаниям прибора необходимо произвести пересчет по формуле:
где Q m . a . - массовый действительный расход пара, т/ч; Q m - массовый расход пара по показаниям прибора, т/ч; р А - действительная плотность пара, кг/м 3 ; ρ - расчетная плотность пара, кг/м 3 .
Для оценки потерь теплоты в системе паро- снабжения был рассмотрен паропровод ПОШ г. Улан-Удэ, который характеризуется следующими показателями:
■ суммарный расход пара за февраль - 34512 т/месяц;
■ среднечасовой расход пара - 51,36 т/ч;
■ средняя температура пара - 297 О С;
■ среднее давление пара - 8,8 кгс/см 2 ;
■ средняя температура наружного воздуха - -20,9 О С;
■ длина основной магистрали - 6001 м (из них диаметром 500 мм - 3289 м);
■ дисбаланс теплоты в паропроводе - 60,3%.
В результате гидравлического расчета были определены параметры пара в начале и в конце расчетного участка, скорости теплоносителя, выявлены участки, где происходит образование конденсата и связанные с ним потери теплоты. Остальные составляющие определялись по вышеприведенной методике. Результаты расчетов показывают, что при среднечасовом отпуске пара с ТЭЦ 51,35 т/ч потребителям доставлено 29,62 т/ч (57,67%), потери расхода пара составляют 21,74 т/ч (42,33%). Из них потери пара следующие:
■ с образовавшимся конденсатом - 11,78 т/ч (22,936%);
■ метрологические из-за того, что потребители не учитывают поправки к показаниям приборов - 7,405 т/ч (14,42%);
■ неучтенные потери пара - 2,555 т/ч (4,98%). Объяснить неучтенные потери пара можно
осреднением параметров при переходе со среднемесячного баланса на среднечасовой баланс, некоторыми приближениями при расчетах и, кроме того, у приборов имеется погрешность 2-5%.
Что касается баланса по тепловой энергии отпущенного пара, то результаты расчетов представлены в таблице. Откуда видно, что при дисбалансе в 60,3% нормативные потери теплоты составляют 51,785%, сверхнормативные, неучтенные расчетом тепловые потери, - 8,514%. Таким образом, определена структура тепловых потерь, разработана методика количественной оценки дисбаланса расходов пара и тепловой энергии.
Таблица. Результаты расчетов потерь тепловой энергии в паропроводе ПОШ г. Улан-Удэ.
| Наименование величин | ГДж/ч | % |
| Общие показатели | ||
| Среднечасовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ | 154,696 | 100 |
| Полезный среднечасовой отпуск теплоты потребителям | 61,415 | 39,7 |
| Фактические потери теплоты в паропроводе ПОШ | 93,28 | 60,3 |
| Нормативные потери теплоты | 70,897 | 45,83 |
| Эксплуатационные технологические потери тепловой энергии, из них:
Тепловые потери в окружающую среду Потери тепловой энергии с нормативными утечками пара Потери теплоты с конденсатом |
43,98 | 28,43 |
| Метрологические потери из-за недоучета теплоты без введения поправки | 9,212 | 5,955 |
| Итого | ||
| Нормативные потери тепловой энергии | 80,109 | 51,785 |
| Неучтенные расчетом сверхнормативные потери теплоты | 13,171 | 8,514 |
Литература
1. Абрамов С.Р. Методика снижения тепловых потерь в паропроводах тепловых сетей / Материалы конференции «Тепловые сети. Современные решения», 17-19 мая 2005 г. НП «Российское теплоснабжение».
2. Содномова С.Д. К вопросу определения составляющих дисбаланса в системах пароснабжения / Материалы международной научно-практической конференции «Строительный комплекс России: Наука, образование, практика». - Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 2006 г.
3. Ривкин С.Л., АлександровА.А.Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия 1980 г. - 424 с.
4. Определение эксплуатационных технологических затрат (потерь) ресурсов, учитываемых при расчете услуг по передаче тепловой энергии и теплоносителя. Постановление ФЭК РФ от 14 мая 2003 г. № 37-3/1.
5. РД-50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд-во стандартов.1982 г.
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:
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
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.