Основные методы восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС. Потеря пара и конденсата, их пополнение

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.

Возможно, я со временем перепишу этот важный раздел. А пока постараюсь отразить хотя бы некоторые основные моменты.

Обычная для нас, наладчиков, ситуация заключается в том, что, приступая к очередной задаче, мы слабо представляем то, что будет или должно быть в конце. Но всегда нам нужна хотя бы какая-то начальная зацепка, чтобы не упасть в растерянность, а уточняя и обретая детали, организовывать движение вперед.

С чего нам следует начать? Видимо, с понимания того, что скрыто под термином потери пара и воды. На ТЭС есть группы учета, которые и ведут учет этих потерь и вам надо знать терминологию, чтобы иметь с ними продуктивный контакт.

Представим, что ТЭС отдает 100 т пара сторонним потребителям (скажем, некому бетонному заводу и/или заводу химического волокна), а получает от них возврат этого пара в виде так называемого производственного конденсата в размере 60 т. Разница в 100-60=40 т называется невозврат. Этот невозврат покрывается добавком подпиточной воды, который вводится в цикл ТЭС через рассечку между ПНД (подогреватели низкого давления), реже - через деаэраторы или, еще реже, как-то еще.

Если в цикле ТЭС есть потери пара и воды, - а они есть всегда и, как правило, немалые, - то размер добавка подпиточной воды равен невозврату плюс потери теплоносителя в цикле ТЭС. Скажем, размер добавка равен 70 т, невозврат - 40 т. Тогда потери, определяемые как разность между добавком и невозвратом, составят 70-40=30 т.

Если вы усвоили эту нехитрую арифметику, а я в этом не сомневаюсь, то продолжим наше продвижение вперед. Потери бывают внутристанционные и какие-то еще. Четкого разделения этих понятий в группе учета может и не быть по причине сокрытия в отчетности истинной причины этих потерь. Но логику разделения я постараюсь пояснить.

Обычное дело, когда станция отпускает тепло не только с паром, но и через бойлера с сетевой водой. В тепловой сети происходят потери, которые приходится восполнять подпиткой теплосети. Скажем, на подпитку теплосети идет 100 т воды с температурой 40 оС, которая предварительно направляется в деаэратор 1.2ата. Чтобы продеаэривовать эту воду, ее следует догреть до температуры насыщения при давлении 1.2 кгс/см2, а на это потребуется пар. Энтальпия нагреваемой воды составит 40 ккал/кг. Энтальпия нагретой воды согласно таблицам Вукаловича (Термодинамические свойства воды и водяного пара) составит на линии насыщения при давлении 1.2 кгс/см2 104 ккал/кг. Энтальпия пара, идущего на деаэратор, составляет примерно 640 ккал/кг (это значение можно уточнить в той же группе учета). Пар, отдав свое тепло и сконденсировавшись, будет также иметь энтальпию нагретой воды - 104 ккал/кг. Вам, как мастерам балансов, совсем не сложно записать очевидное соотношение 100*40+Х*640=(100+Х)*104. Откуда расход пара на догрев подпиточной воды в деаэраторе 1.2ата составит Х=(104-40)/(640-104)=11.9 т или 11.9/(100+11.9)=0.106 т пара на 1 т подпиточной воды после деаэратора 1.2ата. Это, так сказать, законные потери, а не результат дефектной работы обслуживающего персонала.

Но раз уж мы увлеклись тепловым расчетом, то развяжем еще один подобный узелок. Скажем есть у нас 10 т продувочной воды энергетических котлов. Это тоже почти законные потери. Чтобы сделать эти потери еще более законными, выпар из расширителей непрерывной продувки нередко возвращается в цикл ТЭС. Для определенности предположим, что давление в барабанах котлов составляет 100 кгс/см2, а давление в расширителях - 1 кгс/см2. Схема здесь такая: продувочная вода с энтальпией, отвечающей линии насыщения при давлении 100 кгс/см2, поступает в расширители, где вскипает и образует пар и воду с энтальпиями, отвечающими линии насыщения при давлении 1 кгс/см2. То, что сбрасывается после расширителей, и есть еще одни "законные" потери воды.

По таблицам Вукаловича находим: энтальпия продувочной воды - 334.2 ккал/кг; энтальпия воды после расширителей непрерывной продувки - 99.2 ккал/кг; энтальпия пара из расширителей - 638.8 ккал/кг. И снова мы сооружаем по-детски несложный баланс: 10*334.2=Х*638.8+(10-Х)*99.2. Откуда находим количество образовавшегося пара Х=10*(334.2-99.2)/(638.8-99.2)=4.4 т. Потери продувочной воды составят 10-4.4=5.6 т или 0.56 т на 1 т продувочной воды. При этом в цикл возвращается 4.4*638.8*1000 ккал или 4.4*638.8/(10*334.2)=0.84 ккал на каждую ккал, продувочной воды.

Теперь подойдем к котлу, к тому месту, к которому чаще всего приходится подходить, - к пробоотборным точкам. Хорошо ли отрегулированы расходы по этим точкам? Вроде бы норма расхода на уровне 0.4 л/мин, но реально это будет, пожалуй, не менее 1 л/мин или 0.001*60=0.06 т/ч. Если на котле, скажем, 10 таких пробоотборных точек, то мы будем иметь 0.6 т/ч потерь теплоносителя только с одного котла. А если точки парят, "плюются" и т.п.? А есть еще и разные импульсные линии на приборы, где тоже могут быть потери по технологии или из-за неплотностей этих линий. А еще могут быть на котлах установлены концентраторы-солемеры. Это просто кошмар, сколько могут они отбирать на себя воды. И это все "законные" или назовите их как угодно иначе потери пара и воды.

Далее вам в группе учета, или у нач. ПТО, или у главного инженера подскажут, что есть еще потери пара на собственные нужды. Обычное дело, пар производственного отбора (есть такой на турбинах) идет на нужды мазутохозяйства. Есть довольно жесткие нормы на эти нужды, а конденсат пара должен возвращаться в цикл. Ни то, ни другое из этих требований обычно не выдерживается. А могут быть и еще "законные" потери на баню, на оранжерею или на что-то еще.

Бак низких точек... Это, нередко, одна из главных составляющих питательной воды. Если вода в баке загрязнена сверх предела, то химики не дают добро на использование этой воды. И это тоже потери или, как выразился уважаемый Борис Аркадиевич, внутренний невозврат. Может по тем или иным причинам не использоваться возвращаемый от внешнего потребителя производственный конденсат и этот факт может не регистрироваться в группе учета.

Когда вы со всем этим при необходимости разберетесь, то останется еще 5-6% каких-то непонятных, необъяснимых потерь. Может быть меньше, а может быть и побольше, в зависимости от уровня эксплуатации на конкретной ТЭС. Где же искать эти потери? Надо, так сказать, идти по ходу пара и воды. Протечки, парения и прочие подобного рода "мелочи" могут составить существенную величину, превосходящую по размерам рассмотренные нами потери на пробоотборных точках пара и воды. Однако все, о чем мы до сих пор здесь говорили, может быть более или менее очевидным для персонала ТЭС и без наших объяснений. Поэтому продолжим наш мысленный путь по ходу пара и воды.

Куда поступает вода? В котлы, в баки, в деаэраторы. Потери через неплотности в котлах это тоже, наверное, не новый для эксплуатации вопрос. А вот о переливах в баках и деаэраторах могут и забыть. А здесь неконтролируемые потери могут составить более, чем существенную величину.

Окрыленные первым успехом, давайте продолжим наш путь по ходу пара. Куда поступает пар с точки зрения интересующего нас предмета? На разные клапаны, уплотнения, в деаэраторы 1.2 и 6 ата... Клапаны, как и все у нас, работают не идеально. Иначе говоря, парят всюду, где они есть, в т.ч. и в деаэраторах. Эти парения попадают в выхлопные трубы, которые выводятся на крышу главного корпуса ТЭС. Если вы подыметесь на эту крышу в зимнее время, то возможно обнаружите там производственный туман. Может быть вы замеряете расходы пара из труб с помощью тахометра и найдете, что этого пара достаточно, чтобы организовать на крыше оранжерею или зимний сад.

Однако непонятные и невыясненные потери все же остаются. И однажды при обсуждении этого вопроса главный инженер, или начальник турбинного цеха, или кто-то еще вспоминает, что у нас (т.е. у них) пар используется на основной эжектор и этот пар не возвращается в цикл. Вот такая может происходить раскрутка ситуации во взаимодействии с персоналом ТЭС.

Неплохо было бы прибавить к этим общим соображениям и какой-то инструментарий для оценки и локализации потерь. Такие балансовые схемы составить в общем-то не сложно. Сложно оценить где данные, отвечающие факту, а где погрешности расходомеров. Но все же кое-что порой удается прояснить, если брать не разовые замеры, а результаты за достаточно длительный период. Более или менее надежно мы знаем размер потерь пара и конденсата как разность между расходом подпиточной воды и невозвратом производственного конденсата. Подпитка, как уже говорилось, обычно осуществляется через контур турбин. Если в этом контуре нет своих потерь, то суммарный расход питательной воды после ПВД (подогреватели высокого давления) турбин будет превышать расход острого пара на турбины на величину потерь в цикле ТЭС (иначе, без этого превышения, нечем будет восполнить потери в контуре котлов). Если есть потери в контуре турбин, то разность двух разностей подпитка_минус_невозврат и расход_за_ПВД_минус_расход_острого_пара - и составит потери в контуре турбин. Потери в контуре турбин - это потери на уплотнениях, в системе регенерации (в ПВД и ПНД), в отборах пара от турбин, поступающего в деаэраторы и бойлера (т.е. не столько в собственно отборах, как в деаэраторах и бойлерах) и в конденсаторах турбин. На деаэраторах есть клапаны с их неплотностями, с конденсаторами связаны эжектора, использующие пар. Если мы сумели разделить потери пара и конденсата на потери в контуре котлов и в контуре турбин, то задача дальнейшей конкретизации потерь существенно облегчается и для нас, и для эксплуатационного персонала.

Хорошо бы в этом плане как-то разделить, пусть оценочно, потери пара и конденсата на потери собственно пара и собственно конденсата или воды. Мне приходилось делать такие оценки и я постараюсь кратко отразить их суть с тем, чтобы вы, при желании, могли проделать нечто подобное во взаимодействии с турбинистами или с той же группой учета на ТЭС. Идея заключается в том, что если нам известны энергетические потери, которые не к чему больше отнести кроме как к потерям теплоты с паром и водой, и если нам известен общий размер потерь теплоносителя (а он должен быть известен), то после деления первого на второе мы относим потери к одному килограмму теплоносителя и по величине этих удельных потерь можем оценить энтальпию теряемого теплоносителя. А по этой усредненной энтальпие мы можем судить о соотношении потерь пара и воды.

Однако вернемся к вопросу разрезания пирога... На ТЭС приходит топливо, скажем, газ. Расход его известен по коммерческим расходомерам и по коммерческим расходомерам известно сколько ТЭС отпустила тепла. Расход газа, умноженный на его теплотворную способность в ккал/м3, минус отпуск тепла в ккал, минус выработка электроэнергии, умноженная на ее удельный расход в ккал/кВтч, это и есть в первом приближении наш пирог. Правда, отпуск теплоты считают, конечно же, не в килокалориях, а в гигакалориях, но это детали, которыми не обязательно здесь досаждать. Теперь из этой величины надо вычесть то, что при сжигании газа вылетело в трубу и ушло с потерями через тепловую изоляцию котлов. В общем, теплотворную способность газа умножаем на его расход, затем все это умножаем на кпд котлов, которые в группе учетов мастерски умеют определять (и подделывать, но об этом мы помолчим), и, таким образом, определяем так называемое Qбрутто котлов. Из Qбрутто вычитаем отпуск тепла и выработку электроэнергии, о чем уже говорил, и в результате получаем тот пирог, который и предстоит разрезать.

В этом пироге остаются всего лишь три составляющих - собственные нужды котлов и турбин, потери с отпуском тепла, потери теплового потока. Потери теплового потока это нечто с не совсем понятным смыслом, что-то вроде узаконивания части не совсем оправданных потерь. Но благо на это дело существует норматив, который мы и можем вычесть из нашего пирога. Теперь в оставшейся части пирога только собственные нужды и потери с отпуском тепла. Потери с отпуском тепла это законные потери при приготовлении воды (потери при сбросе нагретых регенерационных и отмывочных вод, потери теплоты с продувкой осветлителей и др.) плюс потери на охлаждение трубопроводов, корпусов деаэраторов и прочее, что считается по специально разработанным нормативам в зависимости от температуры окружающей среды. Вычитаем и эти потери, после чего в нашем пироге должны были бы остаться только собственные нужды котлов и турбин. Далее, в группе учета вам скажут, если не соврут, сколько именно потрачено тепла на собственные нужды. Это потери теплоты с водой непрерывной продувки, расход тепловой энергии на мазутохозяйсво, на отопление и т.д. Вычитаете эти собственные нужды из остатка пирога и что получаете - нуль? Случается и такое при нашей точности замеров в том числе и по официальным коммерческим замерам. Однако после этого вычитания обычно остается изрядный кусок, который умельцы разбрасывают на те же собственные нужды и удельные расходы на выработку электроэнергии. Ну да, устаревшее оборудование, экономия на ремонтах, плюс требование сверху ежегодно повышать экономичность работы причины этой неизбежной туфты. Но наша задача - определить истинную причину дисбаланса электроэнергии и тепла, составляющего остаток нашего пирога. Если мы все совместно с группой учета проделали аккуратно, а приборы если и соврали, то не чересчур, то остается только одна крупная причина - потери энергии с потерями пара и воды.

А потери энергии, в том числе ее потери с потерями пара и воды, это всегда резонансный на ТЭС вопрос.

Естественно, потери неизбежны, поэтому на этот счет есть нормативы ПТЭ. А если где-нибудь в учебнике для ВУЗов вы прочтете, что можно обойтись и без потерь, то это глупость и не более того, в особенности применительно к нашим ТЭС.

Конечно, я отразил здесь не все достойные внимания моменты. При желании, вы можете найти полезные сведения в технических отчетах или где-то еще. Я, например, обнаружил полезный, на мой взгляд, фрагмент по данной теме в книге наших гигантов от химии в энергетике М.С. Шкроба и Ф.Г. Прохорова "Водоподготовка и водный режим паротурбинных электростанций" за 1961 год. К сожалению, здесь в один ряд выстроены все мухи и слоны. При необходимости вы можете проконсультироваться у наших специалистов или у персонала ТЭС о размерах перечисленных в фрагменте величин, а также об уместности использования всех приведенных в фрагменте рекомендаций. Я привожу этот фрагмент без дальнейших комментариев.

"В процессе эксплуатации часть конденсата или пара как внутри электростанции, так и вне ее теряется и не возвращается в цикл станции. Основными источниками безвозвратных потерь пара и конденсата в пределах электростанции являются:

а) котельная, где теряется пар на привод вспомогательных механизмов, на обдувку от золы и шлака, на грануляцию шлаков в топке, на распыливание в форсунках жидкого топлива, а также пар, уходящий в атмосферу при периодическом открытии предохранительных клапанов и при продувке пароперегревателей во время растопки котлов;

б) турбоагрегаты, где имеют место непрерывные потери пара через лабиринтовые уплотнения и в воздушных насосах, отсасывающих пар вместе с воздухом;

в) конденсатные и питательные баки, где происходят потери воды через перелив, а также испарение горячего конденсата;

г) питательные насосы, где происходят утечки воды через неплотности сальниковых уплотнений;

д) трубопроводы, где происходят утечки пара и конденсата через неплотности фланцевых соединений и запорной арматуры.

Внутристанционные потери пара и конденсата на конденсационной электростанции (КЭС) и чисто отопительной ТЭС могут быть снижены до 0.25-0.5% от общего расхода пара при условии реализации следующих мероприятий: а) замена, где только возможно, паровых приводов электрическими; б) отказ от использования паровых форсунок и обдувочных аппаратов; в) применение устройств для конденсирования и улавливания отработавшего пара; г) ликвидация всякого рода парения клапанов; д) создание плотных соединений трубопроводов и теплообменных аппаратов; е) борьба с утечками конденсата, излишними спусками воды из элементов оборудования и расходами конденсата на непроизводственные нужды; ж) тщательный сбор дренажей.

Возмещение внутристанционных и внешних потерь конденсата может быть осуществлено несколькими способами, в том числе:

а) химической обработкой исходной воды в тем, чтобы смесь конденсата с этой водой обладала необходимыми для питания котлов качественными показателями;

б) заменой потерянного конденсата конденсатом такого же качества, полученного в паропреобразовательной установке (в этом случае пар отдается производственным потребителям не непосредственно из отбора, а в виде вторичного пара паропреобразователя);

в) установкой испарителей, рассчитанных на выпаривание добавочной воды с конденсацией вторичного пара и получением высококачественного дистиллята".

Более короткий фрагмент я нашел в книге А.А. Громогласова, А.С. Копылова, А.П. Пильщикова "Водоподготовка: процессы и аппараты" за 1990 год. Здесь я позволю себе повториться и заметить, что если бы обычные потери пара и конденсата на наших ТЭС не превышали, как утверждают авторы, 2-3%, я бы не посчитал нужным составлять этот раздел:

"При эксплуатации ТЭС и АЭС возникают внутристанционные потери пара и конденсата: а) в котлах при непрерывной и периодической продувке, при открытии предохранительных клапанов, при обдувке водой или паром наружных поверхностей нагрева от золы и шлака, на распыливание жидкого топлива в форсунках, на привод вспомогательных механизмов; б) в турбогенераторах через лабиринтовые уплотнения и паровоздушные эжекторы; б) в пробоотборных точках; г) в баках, насосах, трубопроводах при переливе, испарении горячей воды, просачивании через сальники, фланцы и т.п. Обычные внутристанционные потери пара и конденсата, восполняемые добавочной питательной водой, не превышают в различные периоды эксплуатации на ТЭС 2-3%, на АЭС 0.5-1% их общей паропроизводительности".

Кроме этого я нашел в интернете:

"Внутренние потери:

Потери пара, конденсата и питательной воды через неплотности фланцевых соединений и арматуры;

Потери пара через предохранительные клапаны;

Утечка дренажа паропроводов и турбин;

Расход пара на обдувку поверхностей нагрева, на разогрев мазута и на форсунки;

К внутренним потерям теплоносителя на электростанциях с котлами на докритические параметры относят также потери от непрерывной продувки из барабанов котлов".

Из моей переписки с инженером Курской ТЭЦ-1. К потерям воды, пара и конденсата:

Добрый день, Геннадий Михайлович! 30-31.05.00г

Снова обсудили с Приваловым (зам. нач. химцеха ДонОРГРЭС) проблему потерь теплоносителя. Наиболее крупные потери бывают на деаэраторах (1.2, 1.4 и в особенности 6 ата), в БЗК (бак запаса конденсата), на предохранительных клапанах и в дренажах (в т.ч. в дренажах ПВД с высоким теплосодержанием воды). Наладчики иногда берутся за подобную работу выявления потерь, но не бескорыстно.

Поговорил на эту же тему с котельщиком. Он добавил, что бывают также существенные утечки на уплотнениях турбин. Зимой утечки пара можно проследить по парениям над крышей. Где-то в отчетах у меня были данные по затронутому вопросу и помнится, что я отмечал большие потери на дренажах ПВД. Для ТЭЦ с производственной нагрузкой максимальный допустимый размер внутристанционных потерь теплоносителя, без расходов пара на мазутохозяйство, деаэраторы теплосети и т.п., по ПТЭ 1989г стр. 156 (других ПТЭ у меня нет под рукой) составляет 1.6*1.5=2.4% общего расхода пит.воды. Нормы этих потерь, согласно ПТЭ, должно ежегодно утверждать энергообъединение, руководствуясь приведенными значениями и "Методическими указаниями по расчету потерь пара и конденсата".

Для ориентира скажу, что в моем отчете по ТЭЦ Шосткинского химкомбината приведены средние расходы к-та из БНТ в размере 10-15% от расхода пит.воды. А при пусках первого э/блока Астраханской ТЭЦ-2 (там блоки) мы не могли обеспечить блок нужным количеством обессоленной воды до тех пор, пока не задействовали бак низких точек и конденсат его не направили в БЗК. При "законных" 12% от расхода пит.воды, ваш ожидаемый уровень потерь теплоносителя я могу полуинтуитивно оценить как 4% потерь пара (на клапанах, деаэраторах, неиспользуемых выпарах БНТ и т.д.), 5% потерь пит.воды и конденсата ПВД, 3% прочих потерь пара и воды. Первая часть включает громадную (до 5.5% от кпд брутто котлов), вторая - внушительную (около 2%) и последняя - терпимую (менее 0.5%) части тепловых потерь. Наверное, вы (ТЭЦ) все же правильно считаете общие потери пара и конденсата. Но, наверное, вы неправильно считаете потери тепла и еще менее правильно действуете в части сокращения всех этих потерь.

P.S. Ну вот, мы вроде бы уже и прошли с вами все главные темы, так или иначе касающиеся ВХРБ. Возможно, какие-то вопросы покажутся слишком сложными. Но это не потому, что они действительно сложны, а потому, что они пока еще непривычны для вас. Читайте не напрягаясь. Что-то станет понятным с первого раза, что-то - при повторном чтении, а что-то - при третьем. При третьем чтении какие-то допущенные мною длинноты возможно станут вас раздражать. Это нормально и при нашей компьютерной технике не страшно. Сделайте себе копии файлов и убирайте ненужные фрагменты или заменяйте их меньшим количеством понятных для вас слов. Сжатие информации по мере ее усвоения это непременный и полезный процесс.

Когда все или большинство из изложенного станет для вас понятным и привычным, вы уже не новички. Конечно, вы по-прежнему можете не знать каких-то элементарных вещей. Но в этом, уверяю вас, вы не одиноки. Эксплуатационный персонал тоже сплошь и рядом не знает каких-то самых элементарных вещей. Никто не знает всего. Но если у вас уже есть набор полезных знаний и если эксплуатация так или иначе заметит его, то вам, естественным образом, тогда простится и незнание некоторых элементарных моментов. Опирайтесь на достигнутое и двигайтесь вперед!

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 выработка
электроэнергии 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 оборудования
и 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 и
эксплуатации и возможности снижения энергозатрат на выработку тепловой
и электрической энергии.

Мазутное хозяйство ТЭЦ

Мазутное хозяйство включает: оборудование по приемке и разгрузке вагонов
с 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, воздушные
калориферы, 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, подогреватели
высокого 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 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.

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.