Постанова Кемеровської міської ради народних депутатів. Здійснювані організаціями та індивідуальними

Втрати робочого тіла: пари, основного конденсату та поживної води на ТЕС можна розділити на внутрішні та зовнішні. До внутрішнім– відносять втрати робочого тіла через не щільність фланцевих з'єднань та арматури; втрати пари через запобіжні клапани; витік дренажу паропроводів; витрата пари на обдування поверхонь нагріву, на розігрів мазуту і на форсунки. Ці втрати супроводжуються втратою теплоти, їх прийнято позначати величиною або виражати (для конденсаційних турбоустановок) у частках витрати пари на турбіну. Внутрішнівтрати пари та конденсату не повинні перевищувати при номінальному навантаженні 1,0 % на КЕС та 1,2÷1,6 на ТЕЦ. На теплових електричних станціях (ТЕС) з прямоточними енергетичними котлами ці втрати з урахуванням періодичних водно-хімічних відмивок можуть бути більшими на 0,3 ÷ 0,5 %. При спалюванні мазуту як основне паливо, втрати конденсату збільшуються на 6 % літній часта на 16 % у зимовий час.

Для зменшення внутрішніх втрат по можливості фланцеві з'єднання замінюють зварними, організують збирання та використання дренажу, стежать за щільністю арматури та запобіжних клапанів, замінюють, де можливо запобіжні клапани діафрагми.

На ТЕС до критичного тиску, з барабанними котлами основну частину внутрішніх втрат складають втрати з продувною водою.

Зовнішнівтрати мають місце при відпустці технологічної пари зовнішньому споживачеві з турбін та енергетичних парогенераторів (ПГ), коли частина конденсату цієї пари не повертається на ТЕЦ.

На низці підприємств хімічної та нафтохімічної промисловості втрати конденсату технологічної пари можуть становити до 70 %.

Внутрішнівтрати мають місце на конденсаційних електростанціях (КЕС) та на теплоелектроцентралях (ТЕЦ). Зовнішнівтрати мають місце лише на ТЕЦ із відпусткою технологічної пари на промислові підприємства.

Кінець роботи -

Ця тема належить розділу:

По курсу ТЦПЕЕ та Т 7 семестр, 36 годин лекція 18 лекції

По курсу тцпэе і т семестр годин.. лекція втрати пари та конденсату та їх поповнення втрати пари та конденсату.

Якщо Вам потрібний додатковий матеріал на цю тему, або Ви не знайшли те, що шукали, рекомендуємо скористатися пошуком по нашій базі робіт:

Що робитимемо з отриманим матеріалом:

Якщо цей матеріал виявився корисним для Вас, Ви можете зберегти його на свою сторінку в соціальних мережах:

Всі теми цього розділу:

Баланс пари та води
Воду, що вводиться в живильну систему енергетичних котлів для поповнення втрат робочого тіла (теплоносія), називають додатковою водою

Призначення та принцип дії розширювачів продування
Додаткова вода, незважаючи на те, що вона попередньо очищається, вносить до циклу ТЕС солі та інші хімічні сполуки. Значна частка солей надходить також через не щільність

Хімічні методи підготовки додаткової та підживлювальної води
На промислові ТЕС вода зазвичай надходить із загальної системи водопостачання підприємства, з якої попередньо видаляються механічні домішки шляхом відстоювання, коагуляції та фільтр

Термічна підготовка додаткової води парогенераторів у випарниках
У зв'язку з проблемою охорони навколишнього середовища від шкідливих викидів виробництв, застосування хімічних методів водопідготовки все більше ускладнюється через заборону скидання відмивних вод у водойми. В це

Розрахунок випарної установки
Схема до розрахунку випарної установки показано на рис. 8.4.3.

Розрахункове встановлення полягає у визначенні витрати первинної пари з відбору турбіни
Відпустка пари зовнішнім споживачам

Від теплоелектроцентралі (ТЕЦ) до споживача тепло подається у вигляді пари або гарячої води, які називають теплоносіями.
Промислові підприємства споживають для технологічних потреб пар

Одно-, дво- та тритрубна системи паропостачання від ТЕЦ
На більшості підприємств необхідна пара 0,6 – 1,8 МПа, а іноді 3,5 та 9 МПа, яка подається до споживачів від ТЕЦ паропроводами. Прокладання індивідуальних паропроводів до кожного споживача виклик

Редукційно-охолоджувальна установка
Для зниження тиску та температури пари застосовуються редукційно-охолоджувальні установки (РОУ). Установки використовуються на ТЕС для резервування відборів та протитиску тур

Відпустка тепла на опалення, вентиляцію та побутові потреби
Для опалення, вентиляції та побутових потреб як теплоносій застосовується гаряча вода.

Систему трубопроводів, якими гаряча вода подається до споживачів, а охолоджена повертає
Якість мережної води, що прокачується через поверхні нагрівання мережевих підігрівачів, значно нижча за якість конденсату турбін. У ній можуть бути продукти корозії, солі жорсткості та ін.

ЛЕКЦІЯ 24
(продовження лекції 23) Водогрійні котли, як і пікові мережеві підігрівачі, використовуються на ТЕЦ як пікові джерела теплоти при теплових навантаженнях, що перевищують забезпечення

Деаератори, живильні та конденсатні насоси
Деаераційно-поживну установку можна умовно поділити на дві – деаераційну та поживну.

Почнемо розгляд з деаераційної установки.
Призначений

ЛЕКЦІЯ 26
(продовження лекції 25) Яким є призначення поживної установки? Навіщо встановлюється бустерний насос? Які можливі схеми живлення насосів?

Загальні засади розрахунку принципових теплових схем
1. РОЗРАХУНОК ТЕПЛОВОЇ СХЕМИ Т-110/120-130 (на номінальному режимі роботи) Параметри турбоустановки: N0 = 11

Розрахунок витрати води тепломережі
Ентальпія мережної води на вході в ПСГ-1 визначається при tос = 35 0С і тиск на виході з насоса, що дорівнює 0,78 МПа, отримуємо hос = 148 кД

Розрахунок підігріву води в живильному насосі
Тиск живильної води на виході з живильного насоса оцінюється величиною, на 30 - 40% більше тиску свіжої пари р0;

Приймаємо 35%:
Термодинамічні параметри пари та конденсату (номінальний режим роботи)

Таб. 1.1 Точка Пар у відборах турбіни Пар у регенеративних підігрівачів
ЛЕКЦІЯ 29

(Продовження лекції 28) 1.4.3 Розрахунок ПНД Відбудеться спільний розрахунок групи ПНД-4,5,6.
Конденсаційні установки

Які призначення та склад конденсаційної установки? Як вибираються конденсатні насоси?
Конденсаційна установка (рис. 26) забезпечує створення та підтримку

Системи технічного водопостачання
Які призначення та структура системи технічного водопостачання? З якою метою використовується технічна вода на ТЕС та АЕС?

Системою технічного водопостачання
Основні вимоги до роботи ТЕС та АЕС – це забезпечення надійності, безпеки та економічності їхньої експлуатації.

Надійність означає забезпечення безперебійного (непр
Вибір місця будівництва ТЕС та АЕС

Якими є основні вимоги до місця будівництва електростанції? Якими є особливості вибору місця будівництва АЕС? Що таке троянда вітрів у районі розміщення станції?
Снач Генеральний план електростанціїЩо таке генеральний план електростанції? Що вказується на генеральному плані?

Генеральний план
(ДП) є вид зверху на майданчик електростан

Компонування головної будівлі ТЕС та АЕС


Яка структура головної будівлі ТЕС та АЕС? Які основні засади компонування головної будівлі електростанції, які кількісні показники характеризують досконалість компонування? Які

Сторінка 2

Згідно з діючою методикою калькулювання, як уже зазначалося вище, суми за неповернення конденсату виключаються із собівартості енергії на ТЕЦ, що призводить до штучного заниження рівня собівартості енергії.  

Кількість води, що передається іншим підприємствам, включають воду і пару (повернення конденсату, підживлення тепломережі та ін.), а також стоки, спрямовані на очисні споруди інших підприємств.  

Залежно від цього, які споживачі підключені до ТЕЦ і які відносні потреби у парі, неповернення конденсату виробничих споживачів різних ТЕЦ различен. Він коливається від 40 до 100%, якщо розраховувати по відношенню до кількості відпущеної пари, і від 10 до 40%, якщо розраховувати по відношенню до кількості пари, що надходить у турбіну. Для ТЕЦ неповернення конденсату від зовнішніх споживачів пари є зовнішніми втратами. Вони, як і внутрішньостанційні втрати, повинні заповнюватися додатковою водою. Загальний добавок до основного циклу ТЕЦ визначається сумою зовнішніх і внутрішньостанційних втрат.  

Для неекранованих котлів порівняно невеликої продуктивності (з тиском не вище 15 am та паронапругою до 30 кг/м2 год) та з більшим неповерненням конденсату більш простим є застосування спрощених методів – внутрішньокотлової та термічної обробки води та часткове катіонування.  

Баланс води включає централізоване виробництво, споживання в технологічних підсистемах, у тому числі харчування парогенеруючих теплоутилізаційних установок, виробництво та споживання в енергетичних підсистемах, втрати з відпусткою пари зовнішнім споживачам при неповерненні конденсату. Баланс охолоджуючої води відображає функціонування прямоточних та оборотних систем водопостачання.  


Тарифи на теплоту встановлені у припущенні 100%-ного повернення конденсату. Неповернення конденсату споживачі оплачують за собівартістю хімічно очищеної чи знесоленої води, середньої за енергосистемою, збільшеною лише на 20 % задля забезпечення нормативного рівнярентабельності. Розмір оплати споживачеві за повернутий конденсат визначають за паливною складовою собівартістю 4186 ГДж (10 Гкал) теплоти в енергопостачальної організації.  

Однотрубна парова система теплопостачання з центральною струменевою компресією та з поверненням конденсату.  

ТЕЦ дуже дорого, і тому потужність цих установок зазвичай обмежена. Неповернення конденсату викликає необхідність збільшення потужності водопідготовчих установок і додаткової витрати хімічних реагентів, а також призводить до додаткових теплових втрат.  

Дуже великі втратитепла виникають внаслідок несправності конденсаційних горщиків та внаслідок нещільностей фланцевих з'єднань запірних органів та запобіжних клапанів та від втрати гарячого конденсату. Неповернення конденсату погіршує якість живильної води, що сприяє забруднення поверхні нагріву та погіршення теплопередачі.  

На теплоелектроцентралях (ТЕЦ) втрати конденсату складаються із внутрішньостанційних та втрат у споживачів. Зазвичай неповернення конденсату від споживачів значно більше внутрішньостанційних втрат, і необхідна добавка води може сягати 30 - 40 % і більше від вироблення пари. У деяких споживачів може статися і забруднення конденсату, внаслідок чого він стає непридатним для живлення парових котлів. У цьому випадку на ТЕЦ із котлами високого тискуабо прямоточними доцільною є установка пароперетворювачів. Первинною парою для пароперетворювачів є пара від одного з відборів турбіни.  

На теплових електростанціях, що виробляють не тільки електричну енергію, а й відпускають тепло у вигляді пари та гарячої води (ТЕЦ), встановлюються турбіни, що працюють з відбором частково відпрацьованої пари з проміжних щаблів. За рахунок неповернення конденсату, відпущеного тепловому споживачеві пари, втрати з циклу значно зростають і можуть досягти 40-60% від паропродуктивності котлів.  

Неповернення конденсату, крім прямої втрати тепла, викликає необхідність додаткової подачі хімічно очищеної води для живлення парових котлів, що зазвичай веде до зростання продування, а отже, до додаткових втрат тепла. Крім того, неповернення конденсату джерелам паропостачання вимагає збільшувати їх продуктивність і в деяких випадках ускладнювати схеми хімводоочищення і внутрішньокотлові сепараційні пристрої, що пов'язано зі зростанням капітальних витрат, а найчастіше і експлуатаційних витрат.  

Втрати пари та конденсату поділяють на внутрішньостанційні та зовнішні.

Внутрішньостанційні втрати складаються з:

Витрати пари на допоміжні пристрої станції без повернення конденсату - парова обдування парогенераторів, на форсунки з паровим розпилюванням мазуту, на пристрої для розігріву мазуту;

Втрати пари та води при пусках та зупинках парогенераторів;

Втрати пари та води через нещільність трубопроводів, арматури та обладнання;

Втрати з продувною водою;

Обсяг втрат залежить від характеристик обладнання, якості виготовлення та монтажу, рівня обслуговування та експлуатації.

Внутрішні втрати становлять (у частках від витрати поживної води):

на КЕС – 0,8–1%, на ТЕЦ – 1,5–1,8%.

Основна частина втрат – з продувною водою. Це - необхідна технологічна операція для підтримки концентрації солей, лугів та кремнієвої кислоти у воді парогенераторів, у межах, що забезпечують надійну роботу останніх та необхідну чистоту пари. Для повернення частини води та теплоти при безперервному продуванні в цикл використовують пристрої, що складаються з розширювачів і охолоджувачів продувної води. Кількість пари, що виділяється в розширювачі, становить до 30% від витрати продувної води. Решта відводиться у каналізацію.

Зовнішні втрати відбуваються при відпустці пари безпосередньо з турбін та парогенераторів, якщо частина конденсату цієї пари не повертається на станцію.

Пара, що використовується в технологічних процесах, забруднюється різними хімічними сполуками. Величина його втрат може сягати 70%. У середньому для промислових ТЕЦставлення зовнішніх втрат до паропродуктивності парогенераторів становить 20 – 30%.

Втрати пари та води в циклі електростанції повинні заповнюватися додатковою живильною водою для парогенераторів.

Витрата додаткової води: Dд.в = Dвн + Dпр + Dв.п., де

Dвн – внутрішньостанційні втрати пари та води на електростанції (без втрат із продуванням);

Dпр – втрати води в дренаж із розширювачів продування;

Dв.п. - Втрати конденсату у зовнішніх споживачів.

Dпр = βDп.пг, де

Dп.пг - витрата продувної води парогенераторів;

β – частка продувної води, що відводиться у дренаж.

Ентальпія сухої насиченої пари в розширювачі;

Ентальпії окропу при тиску в парогенераторі і розширювачі.

Додаткова витрата теплоти палива на електростанції, що викликається втратами пари та конденсату:

, (9.2)

де , , , - ентальпії пари після парогенератора, продувної води, конденсату пари, що повертається на ТЕЦ від зовнішніх споживачів, додаткової води, - к.п.д. парогенератора нетто.

Втрати пари та води на ТЕС збільшують витрату електричної енергії на живильні насоси. Додаткова витрата теплоти палива, що викликається цим, визначається за формулою:


, Вт (9.3)

де – кількість додаткової води, кг/с; - тиск поживної води за насосом, Па; ρ - густина води, кг/м³; - к.п.д. живильного насоса ~ 0,7 - 0,8; - к.п.д. електростанції нетто.

Зниження к.п.д. станції, що викликається втратами пари та конденсату та значними витратами на підготовку додаткової живильної води, викликають необхідність наступних заходів:

Застосування досконаліших способів підготовки додаткової пит. води;

Застосування в барабанних казанах ступінчастого випаровування, що знижує кількість продувної води;

Організація збирання чистого конденсату від усіх станційних споживачів;

Максимально можливе застосування зварних з'єднань у трубопроводах та устаткуванні;

Збирання та повернення чистого конденсату від зовнішніх споживачів.

Поповнення втрат пари та води на ТЕС

На ТЕС при Ро ≥ 8,8 МПа (90 Атм) поповнення втрат здійснюється повністю знесоленою додатковою водою.

На ТЕС при Ро ≤ 8,8 МПа застосовується хімічне очищення додаткової води – видалення катіонів жорсткості, заміщення їх на катіони натрію, із збереженням залишків кислот (аніонів).

Підготовка знесоленої води ведеться трьома способами:

1. Хімічний метод

2. Термічний метод

3. Комбіновані фізико-хімічні методи (використання елементів хімічного очищення, діалізного, мембранного)

Хімічний метод підготовки додаткової води

У поверхневих водах є грубодисперсні, колоїдні та істинно розчинені домішки.

Вся система хімічної водопідготовки поділяється на дві стадії:

1) Передочистка води

2) Очищення від істинно розчинених домішок

1. Передочистка проводиться у освітлювачах води. При цьому видаляються грубодисперговані колоїдні домішки. Відбувається заміщення магнієвої жорсткості на кальцієву та здійснюється магнезіональне знекремнення води.

Al 2 (SO 4) 3 або Fe(SO 4) – коагулянти

MgO+H 2 SiO 3 → MgSiO 3 ↓ + H 2 O

Після очистки вода містить тільки істинно розчинені домішки.

2. Очищення від істинно розчинених домішок здійснюється за допомогою іонітних фільтрів.

1) Н - катіонітовий фільтр

Вода походить від двох ступенів Н – катіонітових фільтрів, потім один ступінь аніонітового фільтра.

Декарбонізатор - уловлювання СО 2 . Після Н – катіонітового та ОН – аніонітового у воді слабкі кислоти Н 2 CO 3 , H 3 Р0 4 , H 2 SiO 3 при цьому СО 2 переходить у вільну форму і далі вода йде на декарбонізатор, в якому 2 видаляється фізичним способом.



Закон Генрі - Дальтона

Кількість даного газу, розчиненого у воді прямопропорційно парціальному тиску цього газу над водою.

У декарбонізаторі за рахунок того, що концентрація 2 в повітрі приблизно дорівнює нулю, 2 з води виділяється в декарбонізаторі.

Залишки слабких кислот (РО 4 , 2 , SiO 3) уловлюються на сильному аніонітовому фільтрі.

Термічний метод знесолення додаткової води

Заснований тому явищі, що розчинність солей у парі при малих тисках дуже мала.

Термічна підготовка додаткової води здійснюється у випарниках.

Кількість пари, що йде в одноступінчастій схемі, приблизно дорівнює очищеному.

Принципові теплові схеми відпуску пари та тепла з ТЕЦ.

Відпустка тепла із ТЕЦ.

Усіх споживачів тепла можна розділити на 2 категорії:

1. витрата тепла (споживання) залежить від кліматичних умов(отоплення та вентиляція);

2. витрата тепла залежить від кліматичних умов (гаряча вода).

Тепло може відпускатися у вигляді пари або у вигляді гарячої води. Вода як теплоносій для опалення має переваги перед парою (потрібний менше діаметр труб + менше втрат). Вода готується в мережевих підігрівачах (основних та пікових). Пара ж відпускається тільки на технологічні потреби. Він може відпускатися безпосередньо з відбору турбіни або через пароперетворювач.

При розрахунку витрата тепла на опалення враховується:

- площа квартири

- Різниця температури на вулиці та в будинку

– опалювальна характеристика будівлі

Q = V æ (t всередину – t назовні)

[ккал/год] = [м 3 ]*[ккал/м 3 ·ч·ºС]*[ºС]

де Q - витрата тепла в одиницю часу Гкал/год або ккал/год

æ (Каппа) - скільки тепла втрачається 1 м 3 будівлі в одиницю часу при зміні тепла на 1 градус. Змінюється не більше від 0,45 до 0,75


Опалення

Вентиляція

18 +8-10 -26 t пари, o C

Малюнок 55.

Річна відпустка тепла на опалення .

Пікова частина

Опалення

Основна частина

Гаряча вода

0 550 5500 8760 n

кількість годин, де пікове навантаження

Малюнок 56.

Для розрахунку тепла зі станції на опалення використовуються коефіцієнти теплофікації:

α ТЕЦ = Q відбір / Q мережі

де Q відбір – кількість тепла, яку ми відбираємо з відбору турбіни

Q мережі – та кількість тепла, яку ми повинні повідомити мережевій воді на станції

Схема відпустки тепла з ТЕЦ

Теплопідготовчі системи (ТПС):

Теплофікаційна установка (ТУ)

Загальностанційна установка (ОУ)

Існують 2 види ТПС:

1) для ТЕЦ з турбінами потужністю 25 МВт і менше, а також ГРЕС великої потужності. Для цього типу ТПС теплофікаційна установкатурбіни складається з основного та пікового підігрівача, а загальні станційні установкивключають: мережеві насоси, установки по пом'якшенню підживлювальної води, насоси та деаератори підживлювальної води

2) для ТЕЦ з турбінами потужність яких більша за 50 МВт. Для цього типу теплофікаційні установкитурбіни складаються з 2-х послідовно включених основних підігрівачів (верхній та нижній) і насосів мережевої води з 2-х ступінчастою перекачуванням: 1 насос стоїть до нижнього основного підігрівача, а насос 2-го ступеня – після верхнього основного підігрівача. Загально-станційні установкискладаються з пікового водогрійного котла (ПВК), установок по пом'якшенню води для підживлення, деаераторів і насосів підживлювальної води.

Схема теплофікаційної установки першого типу.

Малюнок 57.

РОУ – редукційно-охолоджувальна установка

Температура води залежить від температури зовнішнього повітря. Якщо температура зовнішнього повітря = 26 градусів, то на виході з пікового підігрівача температура мережної води повинна бути приблизно 135 -150 ºС

Температура мережі на вході в основний підігрівач ≈ 70 ºС

Конденсат редукованої пари з пікового підігрівача зливається в основний підігрівач і далі проходить шлях разом з конденсатом пари, що гріє.

14. Коефіцієнт теплофікації α ТЕЦ. Способи покриття пікового теплового навантаження на ТЕЦ

К.т.н. С.Д. Содномова, доцент кафедри "Теплогазопостачання та вентиляція", Східно-сибірський державний технологічний університет, м. Улан-Уде, Республіка Бурятія

В даний час баланс відпустки та споживання теплоти в системах паропостачання визначається за показаннями приладів обліку на джерелі теплоти та споживачів. Різницю показань цих приладів відносять до фактичних втрат теплоти та враховують при встановленні тарифів на теплову енергіюу вигляді пари.

Раніше при роботі паропроводу близького до проектного навантаження ці втрати становили 10-15%, і ні в кого при цьому не виникало питань. В останнє десятиліття у зв'язку зі спадом промислового виробництвавідбулася зміна графіка роботи та скорочення споживання пари. При цьому дисбаланс між споживанням та відпусткою теплоти різко збільшився і став становити 50-70%.

У умовах виникли проблеми, передусім від споживачів, які вважали необгрунтованим включати до тарифу такі великі втрати теплової енергії. Яка структура цих втрат? Як усвідомлено вирішувати питання щодо підвищення ефективності роботи систем паропостачання? Для вирішення цих питань необхідно виявити структуру дисбалансу, оцінити нормативні та наднормативні втрати теплової енергії.

Для кількісної оцінки дисбалансу було вдосконалено програму гідравлічного розрахунку паропроводу перегрітої пари, розроблену на кафедрі для навчальних цілей. Розуміючи, що при зниженні витрат пари у споживачів, швидкості теплоносія зменшуються і відносні втрати теплоти при транспорті зростають. Це призводить до того, що перегріта пара переходить у насичений стан з утворенням конденсату. Тому була розроблена підпрограма, що дозволяє: визначати ділянку, на якій перегріта пара переходить у насичений стан; визначати довжину, на якій пара починає конденсуватися і далі проводити гідравлічний розрахунок паропроводу насиченої пари; визначати кількість конденсату, що утворюється, і втрати теплоти при транспорті. Для визначення щільності, ізобарної теплоємності та прихованої теплоти пароутворення за кінцевими параметрами пари (P, T) використані спрощені рівняння, отримані на

основі апроксимації табличних даних, що описують властивості води та водяної пари в області тисків 0,002+4 МПа та температур насичення до 660 О С .

Нормативні втрати теплоти в навколишнє середовищевизначалися за такою формулою:

де q – питомі лінійні теплові втрати паропроводу; L – довжина паропроводу, м; β – коефіцієнт місцевих втрат теплоти.

Втрати теплоти, пов'язані з витоками пари, визначалися за методикою:

де Gnn - нормовані втрати пари за період, що розглядається (місяць, рік), т; η - ентальпія пари при середніх тисках і температурах пари по магістралі на джерелі теплоти та у споживачів, кДж/кг; ^ - ентальпія холодної води, КДж/кг.

Нормовані втрати пари за аналізований період:

де V - середньорічний обсяг парових мереж, м 3 ; р п - щільність пари при середніх тиску і температурі магістралями від джерела тепла до споживача, кг/м 3 ; n - середньорічне число годин роботи парових мереж, год.

Метрологічну складову недообліку витрати пари визначали з урахуванням правил РД-50-213-80. Якщо вимірювання витрати ведеться в умовах, за яких параметри пари відрізняються від параметрів, прийнятих для розрахунку пристроїв, що звужують, то для визначення дійсних витрат за показаннями приладу необхідно зробити перерахунок за формулою:

де Q m. a. - масова дійсна витрата пари, т/год; Q m - масова витрата пари за показаннями приладу, т/год; р А - дійсна щільність пари, кг/м 3; ρ - розрахункова щільність пари, кг/м 3 .

Для оцінки втрат теплоти в системі паропостачання було розглянуто паропровід ПОШ м. Улан-Уде, який характеризується такими показниками:

■ сумарна витрата пари за лютий – 34512 т/місяць;

■ середньогодинна витрата пари - 51,36 т/год;

■ Середня температурапара - 297 ПРО;

■ середній тиск пари - 8,8 кгс/см 2 ;

■ середня температура зовнішнього повітря - -20,9 С;

■ довжина основної магістралі – 6001 м (з них діаметром 500 мм – 3289 м);

■ дисбаланс теплоти в паропроводі – 60,3%.

В результаті гідравлічного розрахунку було визначено параметри пари на початку та в кінці розрахункової ділянки, швидкості теплоносія, виявлено ділянки, де відбувається утворення конденсату та пов'язані з ним втрати теплоти. Інші складові визначалися за наведеною вище методикою. Результати розрахунків показують, що за середньогодинної відпустки пари з ТЕЦ 51,35 т/год споживачам доставлено 29,62 т/год (57,67%), втрати витрати пари становлять 21,74 т/год (42,33%). З них втрати пари такі:

■ з конденсатом, що утворився - 11,78 т/год (22,936%);

■ метрологічні через те, що споживачі не враховують поправки до показань приладів – 7,405 т/год (14,42%);

■ невраховані втрати пари – 2,555 т/год (4,98%). Пояснити невраховані втрати пари можна

середнім параметрів при переході з середньомісячного балансу на середньогодинний баланс, деякими наближеннями при розрахунках і, крім того, прилади мають похибку 2-5%.

Що стосується балансу теплової енергії відпущеної пари, то результати розрахунків представлені в таблиці. Звідки видно, що з дисбалансі в 60,3% нормативні втрати теплоти становлять 51,785%, наднормативні, невраховані розрахунком теплові втрати, - 8,514%. Таким чином, визначено структуру теплових втрат, розроблено методику кількісної оцінки дисбалансу витрат пари та теплової енергії.

Таблиця. Результати розрахунків втрат теплової енергії у паропроводі ПОШ м. Улан-Уде.

Найменування величин ГДж/год %
Загальні показники
Середньогодинна відпустка теплоти з колекторів ТЕЦ 154,696 100
Корисна середньогодинна відпустка теплоти споживачам 61,415 39,7
Фактичні втрати теплоти в паропроводі ПОШ 93,28 60,3
Нормативні втрати теплоти 70,897 45,83
Експлуатаційні технологічні втрати теплової енергії, з них:

Теплові втрати у навколишнє середовище

Втрати теплової енергії з нормативними витоками пари

Втрати теплоти з конденсатом

 43,98 28,43
Метрологічні втрати через недорахування теплоти без введення виправлення 9,212 5,955
Разом
Нормативні втрати теплової енергії 80,109 51,785
Невраховані розрахунком наднормативні втрати теплоти 13,171 8,514

Література

1. Абрамов С.Р. Методика зниження теплових втрат у паропроводах теплових мереж / Матеріали конференції « Теплові мережі. Сучасні рішення», 17-19 травня 2005 р. НП «Російське теплопостачання».

2. Содномова С.Д. До питання визначення складових дисбалансу в системах паропостачання/Матеріали міжнародної науково-практичної конференції «Будівельний комплекс Росії: Наука, освіта, практика». - Улан-Уде: Вид-во ВСДТУ, 2006 р.

3. Рівкін С.Л., АлександровА.А.Теплофізичні властивості води та водяної пари. - М: Енергія 1980 р. - 424 с.

4. Визначення експлуатаційних технологічних витрат (втрат) ресурсів, що враховуються при розрахунку послуг з передачі теплової енергії та теплоносія. Постанова ФЕК РФ від 14 травня 2003 р. № 37-3/1.

5. РД-50-213-80. Правила вимірювання витрати газів та рідин стандартними пристроями, що звужують. М: Вид-во стандартів.1982 р.



 

Можливо, буде корисно почитати: