Решение кемеровского городского совета народных депутатов. Глава iv

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 в системах конденсации пара

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.

В этих случаях отсутствие видимых утечек пара создает иллюзию полной утилизации скрытой теплоты в паре. Фактически же скрытая теплота в паре, как правило, не выделяется вся на теплообменных агрегатах, а ее значительная часть расходуется на нагрев конденсатопровода или выбрасывается в атмосферу вместе с паром вторичного вскипания. Конденсатоотводчик позволяет полностью утилизировать скрытую теплоту в паре при данном давлении. В среднем потери от пролетного пара составляют 20-30%.

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

В. Невозврат конденсата при отсутствии системы сбора и возврата конденсата.

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

Психрометрические диаграммы позволяют определить процентное отношение количества воздуха в паре при известном давлении и температуре путем нахождения точки пересечения кривых давления, температуры и процентного содержания воздуха. Например, при давлении в системе 9 бар абс. и температуре в теплообменнике 160 °С по диаграмме находим, что в паре содержится 30% воздуха.

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 в системах конденсации пара

Пролетный пар

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

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

Возможно, будет полезно почитать: