Главная Оформление

Баланс пара и воды на тэс. Основные методы восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС

12.05.2019

Что такое устройство ПГУ КамАЗа-5320? Этот вопрос интересует многих новичков. Данная аббревиатура может привести в недоумение несведущего человека. На самом деле ПГУ - это пневматический Рассмотрим особенности этого устройства, его принцип работы и типы обслуживания, включая ремонт.

  • 1 - гайка сферическая с контргайкой.
  • 2 - поршневой толкатель деактиватора сцепления.
  • 3 - предохранительный чехол.
  • 4 - поршень выключения сцепления.
  • 5 - задняя часть остова.
  • 6 - комплексный уплотнитель.
  • 7 - следящий поршень.
  • 8 - клапан перепускной с колпаком.
  • 9 - диафрагма.
  • 10 - клапан впускной.
  • 11 - выпускной аналог.
  • 12 - поршень пневматического типа.
  • 13 - сливная пробка (для конденсата).
  • 14 - фронтальная часть корпуса.
  • «А» - подвод рабочей жидкости.
  • «Б» - поступление сжатого воздуха.

Предназначение и устройство

Грузовой автомобиль - достаточно массивная и крупногабаритная техника. Для ее управления требуется недюжинная физическая сила и выносливость. Устройство ПГУ КамАЗа-5320 позволяет облегчить регулировку транспортного средства. Это небольшое, но полезное устройство. Оно дает возможность не только упростить труд водителя, но и повышает производительность работ.

Рассматриваемый узел состоит из следующих элементов:

  • Поршневого толкателя и регулировочной гайки.
  • Пневматического и гидравлического поршня.
  • Пружинного механизма, редуктора с крышкой и клапаном.
  • Седла диафрагмы, контрольного винта.
  • и поршневого следящего приспособления.

Особенности

Корпусная система усилителя состоит из двух элементов. Фронтальная часть изготавливается из алюминия, а задний аналог - из чугуна. Между деталями предусмотрена специальная прокладка, которая играет роль уплотнителя и диафрагмы. Следящий механизм регулирует изменение давления воздуха на пневмопоршень в автоматическом режиме. В данное приспособление также входит уплотнительная манжета, пружины с диафрагмами, а также клапаны на впуск и выпуск.

Принцип действия

При нажатии педали сцепления под давлением жидкости устройство ПГУ КамАЗа-5320 давит на шток и поршень следящего приспособления, после чего конструкция вместе с диафрагмой смещается до момента открытия впускного клапана. Затем воздушная смесь из пневматической системы автомобиля подается к пневмопоршню. В результате суммируются усилия обоих элементов, что позволяет отвести вилку и выключить сцепление.

После того, как нога убирается с педали сцепления, давление подводящей магистральной жидкости падает до нулевого показателя. Вследствие этого ослабевает нагрузка на гидравлические поршни исполнительного и следящего механизма. По этой причине поршень гидравлического типа начинает перемещаться в обратном направлении, закрывая впускной клапан и блокируя поступление давления из ресивера. Нажимная пружина, воздействуя на следящий поршень, отводит его в исходную позицию. Воздух, изначально реагирующий с пневматическим поршнем, выводится в атмосферу. Шток с обоими поршнями возвращается в начальное положение.

Производство

Устройство ПГУ КамАЗа-5320 подходит для многих модельных модификаций этого производителя. Большинство старых и новых тягачей, самосвалов, военных вариантов оснащается пневмогидравлическим усилителем руля. Современные модификации, производимые различными компаниями, имеют следующие обозначения:

  • Запчасти КамАЗ (ПГУ) производства ОАО «КамАЗ» (номер по каталогу 5320) с вертикальным размещением следящего приспособления. Устройство над корпусом цилиндра используется на вариациях под индексом 4310, 5320, 4318 и некоторых других.
  • WABCO. ПГУ под этой маркой производятся в США, отличаются надежностью и компактными габаритами. Эта комплектация оборудована системой слежения за состоянием накладок, уровень износа которых доступно определить без демонтажа силового агрегата. Большинство грузовиков с серии 154 оснащаются именно этим пневмогидравлическим оборудованием.
  • Пневмогидроусилитель сцепления «ВАБКО» для моделей с КПП типа ZF.
  • Аналоги, выпускаемые на заводе в Украине (Волчанск) или Турции (Yumak).

В плане выбора усилителя специалисты рекомендуют приобретать такую же марку и модель, которая была изначально установлена на машине. Это позволит обеспечить максимально правильное взаимодействие между усилителем и механизмом сцепления. Прежде чем менять узел на новую вариацию, проконсультируйтесь со специалистом.

Обслуживание

Для поддержания рабочего состояния узла осуществляют следующие работы:

  • Визуальный осмотр, позволяющий обнаружить видимые утечки воздуха и жидкости.
  • Подтягивание фиксирующих болтов.
  • Регулировку свободного хода толкателя при помощи сферической гайки.
  • Доливку рабочей жидкости в баке системы.

Стоит отметить, что при регулировке ПГУ КамАЗа-5320 модификации Wabco, износ накладок сцепления легко просматривается на специальном указателе, выдвигаемом под воздействием поршня.

Разборка

Данная процедура при необходимости выполняется в следующем порядке:

  • Задняя часть корпуса зажимается в тисках.
  • Откручиваются болты. Снимаются шайбы и крышка.
  • Изымается клапан из корпусной части.
  • Демонтируется фронтальный остов вместе с пневматическим поршнем и его мембраной.
  • Снимаются: диафрагма, следящий поршень, стопорное кольцо, элемент выключения сцепления и корпус уплотнителя.
  • Удаляется перепускной клапанный механизм и люк с выпускным уплотнителем.
  • Остов вынимается из тисов.
  • Демонтируется упорное кольцо задней части корпуса.
  • Стержень клапана освобождается от всех конусов, шайб и седла.
  • Следящий поршень снимается (предварительно необходимо убрать стопор и прочие сопутствующие элементы).
  • Из фронтальной части корпуса извлекается пневматический поршень, манжета и стопорное кольцо.
  • Затем все детали промываются в бензине (керосине), обдаются сжатым воздухом и проходят этап дефектации.

ПГУ КамАза-5320: неисправности

Чаще всего в рассматриваемом узле возникают неполадки следующего характера:

  • Сжатый воздушный поток поступает в недостаточном количестве либо совсем отсутствует. Причина неисправности - разбухание впускного клапана пневматического усилителя.
  • Заклинивание следящего поршня на пневмоусилителе. Вероятнее всего, причина кроется в деформации уплотнительного кольца или манжеты.
  • Наблюдается «провал» педали, что не позволяет полностью выключить сцепление. Эта неполадка свидетельствует о попадании воздуха в гидравлический привод.

Ремонт ПГУ КамАЗа-5320

Проводя дефектовку элементов узла, особое внимание следует обратить на такие моменты:

  • Проверку уплотнительных деталей. Не допускается наличие на них деформаций, разбухания и трещин. В случае нарушения эластичности материала, элемент подлежит замене.
  • Состояние рабочих поверхностей цилиндров. Контролируется внутренний зазор диаметра цилиндров, который по факту должен соответствовать нормативу. На деталях не должно быть вмятин или трещин.

В ремонтный комплект ПГУ входят такие запчасти КамАЗа:

  • Защитный чехол заднего корпуса.
  • Конус и диафрагма редуктора.
  • Манжеты для пневматического и следящего поршня.
  • Колпак перепускного клапана.
  • Стопорные и уплотнительные кольца.

Замена и установка

Для замены рассматриваемого узла выполняют следующие манипуляции:

  • Проводится стравливание воздуха из ПГУ КамАЗа-5320.
  • Сливается рабочая жидкость либо перекрывается слив при помощи пробки.
  • Демонтируется прижимная пружина вилки рычага включения сцепления.
  • От устройства отсоединяются подводящие воду и воздух трубы.
  • Откручиваются финты крепления к картеру, после чего агрегат демонтируется.

После замены деформированных и негодных элементов, система проверяется на герметичность в гидравлической и пневматической части. Сборка производится следующим образом:

  • Совмещают все фиксирующие отверстия с гнездами в картере, после чего закрепляется усилитель при помощи пары болтов с пружинными шайбами.
  • Подсоединяется гидравлический шланг и воздушный трубопровод.
  • Монтируется оттяжный пружинный механизм вилки выключения узла сцепления.
  • В компенсационный резервуар наливают тормозную жидкость, после чего прокачивают систему гидравлического привода.
  • Проверяют повторно герметичность соединений на предмет подтекания рабочей жидкости.
  • Регулируется, при необходимости, величина зазора между торцевой частью крышки и ограничителем хода активатора делителя передач.

Принципиальная схема подсоединения и размещения элементов узла

Принцип работы ПГУ КамАЗа-5320 проще понять, изучив представленную ниже схему с пояснениями.

  • а - стандартная схема взаимодействия частей привода.
  • б - расположение и фиксация элементов узла.
  • 1 - педаль блока сцепления.
  • 2 - основной цилиндр.
  • 3 - цилиндрическая часть пневматического усилителя.
  • 4 - следящий механизм пневматической части.
  • 5 - воздухопровод.
  • 6 - основной гидроцилиндр.
  • 7 - выключающая муфта с подшипником.
  • 8 - рычаг.
  • 9 - шток.
  • 10 - шланги и трубы привода.

Рассматриваемый узел имеет довольно понятное и простое устройство. Тем не менее его роль при управлении грузовым автомобилем очень значительна. Использование ПГУ позволяет существенно облегчить управление машиной и повысить эффективность работы транспортного средства.

Потери пара и конденсата подразделяют на внутристанционные и внешние.

Внутристанционные потери складываются из:

Расходы пара на вспомогательные устройства станции без возврата конденсата - паровая обдувка парогенераторов, на форсунки с паровым распыливанием мазута, на устройства для разогрева мазута;

Потери пара и воды при пусках и остановах парогенераторов;

Потери пара и воды через неплотности трубопроводов, арматуры и оборудования;

Потери с продувочной водой;

Объём потерь зависит от характеристик оборудования, качества изготовления и монтажа, уровня обслуживания и эксплуатации.

Внутренние потери составляют (в долях от расхода питательной воды):

на КЭС – 0,8-1%, на ТЭЦ – 1,5-1,8%.

Основная часть потерь – с продувочной водой. Это - необходимая технологическая операция для поддержания концентрации солей, щелочей и кремниевой кислоты в воде парогенераторов, в пределах, обеспечивающих надежную работу последних и необходимую чистоту пара. Для возврата части воды и теплоты при непрерывной продувке в цикл используют устройства, состоящие из расширителей и охладителей продувочной воды. Количество пара, выделяющегося в расширителе, составляет до 30% от расхода продувочной воды. Остальное отводится в канализацию.

Внешние потери происходят при отпуске пара непосредственно из турбин и парогенераторов, если часть конденсата этого пара не возвращается на станцию.

Пар, используемый в технологических процессах, загрязняется различными химическими соединениями. Величина его потерь может достигать 70%. В среднем для промышленных ТЭЦ отношение внешних потерь к паропроизводительности парогенераторов составляет 20 – 30%.

Потери пара и воды в цикле электростанции должны восполняться добавочной питательной водой для парогенераторов.

Расход добавочной воды: Dд.в = Dвн + Dпр + Dв.п., где

Dвн – внутристанционные потери пара и воды на электростанции (без потерь с продувкой);

Dпр – потери воды в дренаж из расширителей продувки;

Dв.п. – потери конденсата у внешних потребителей.

Dпр = βDп.пг, где

Dп.пг – расход продувочной воды парогенераторов;

β – доля продувочной воды, отводимой в дренаж.

Энтальпия сухого насыщенного пара в расширителе;

Энтальпии кипящей воды при давлении в парогенераторе и расширителе.

Дополнительный расход теплоты топлива на электростанции, вызываемый потерями пара и конденсата:

, (9.2)

где , , , - энтальпии пара после парогенератора, продувочной воды, конденсата пара, возвращаемого на ТЭЦ от внешних потребителей, добавочной воды, - к.п.д. парогенератора нетто.

Потери пара и воды на ТЭС увеличивают расход электрической энергии на питательные насосы. Вызываемый этим дополнительный расход теплоты топлива определяется по формуле:


, Вт (9.3)

где - количество добавочной воды, кг/с; - давление питательной воды за насосом, Па; ρ - плотность воды, кг/м³; - к.п.д. питательного насоса ~ 0,7 – 0,8; - к.п.д. электростанции нетто.

Снижение к.п.д. станции, вызываемое потерями пара и конденсата и значительными затратами на подготовку добавочной питательной воды, вызывают необходимость следующих мероприятий:

Применение более совершенных способов подготовки добавочной пит. воды;

Применение в барабанных котлах ступенчатого испарения, что снижает количество продувочной воды;

Организация сбора чистого конденсата от всех станционных потребителей;

Максимально возможное применение сварных соединений в трубопроводах и оборудовании;

Сбор и возврат чистого конденсата от внешних потребителей.

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

В.Л. Гудзюк, ведущий специалист;
к.т.н. П.А. Шомов, директор;
П.А. Перов, инженер-теплотехник,
ООО НТЦ «Промышленная энергетика», г. Иваново

Расчеты и имеющийся опыт показывают, что даже несложные и относительно дешевые технические мероприятия по совершенствованию теплоиспользования на промышленных предприятиях приводят к существенному экономическому эффекту.

Обследования паро-конденсатных систем многих предприятий показали, что нередко на паропроводах отсутствуют и дренажные карманы для сбора конденсата, и конденсатоотводчики. По этой причине часто имеют место повышенные потери пара. Моделирование истечения пара на основе программного продукта позволило определить, что потери пара через дренажи паропровода могут возрастать до 30%, если через дренаж проходит паро-конденсатная смесь, по сравнению с отводом только конденсата.

Данные измерений на паропроводах одного из предприятий (таблица), дренажи которых не имеют ни карманов для сбора конденсата, ни конденсатоотводчиков, и частично открыты в течение всего года, показали, что потери тепловой энергии и средств могут быть достаточно большими. Из таблицы видно, что потери при дренаже паропровода Ду 400 могут быть даже меньше, чем из паропровода Ду 150.

Таблица. Результаты измерений на паропроводах обследованного промышленного предприятия, дренажи которых не имеют карманов для сбора конденсата и конденсатоотводчиков.

Уделив некоторое внимание работе по сокращению этого вида потерь при низких затратах, можно получить существенный результат, поэтому была проверена возможность использования устройства, общий вид которого представлен на рис. 1. Оно устанавливается на существующем дренажном патрубке паропровода. Это может быть выполнено на работающем паропроводе без его отключения.

Рис. 1. Устройство для дренажа паропровода.

Следует отметить, что для паропровода подходит далеко не любой конденсатоотводчик, а стоимость оборудования конденсатоотводчиком одного спускника составляет от 50 до 70 тыс. руб. Дренажей, как правило, много. Они располагаются на расстоянии друг от друга в 30-50 м, перед подъемами, регулирующими клапанами, коллекторами и т.п. Конденсатоотводчик требует квалифицированного обслуживания, особенно в зимний период. В отличие от теплообменного аппарата, количество отводимого и, тем более, используемого конденсата, по отношению к расходу пара по паропроводу, - незначительно. Чаще всего, пароконденсатная смесь из паропровода через дренаж сбрасывается в атмосферу. Количество ее регулируется запорным вентилем «на глаз». Поэтому, сокращение потерь пара из паропровода вместе с конденсатом может дать неплохой экономический эффект, если это не будет связано с большими затратами средств и труда. Такая ситуация имеет место на многих предприятиях, и является скорее правилом, чем исключением.

Данное обстоятельство побудило нас проверить возможность снижения потерь пара из паропровода, при отсутствии, по какой-то причине, возможности оборудовать дренажи паропровода конденсатоотводчиками по типовой проектной схеме. Задача состояла в том, чтобы с минимальными затратами времени и средств организовать вывод из паропровода конденсата при минимальной потере пара.

В качестве наиболее легко реализуемого и недорогого способа решения этой задачи была рассмотрена возможность использования подпорной шайбы. Диаметр отверстия в подпорной шайбе можно определить по номограмме или расчетом. Принцип действия основан на различных условиях истечения конденсата и пара через отверстие. Пропускная способность подпорной шайбы по конденсату в 30-40 раз больше, чем по пару. Это позволяет непрерывно сбрасывать конденсат при минимальном количестве пролетного пара.

Для начала надо было убедиться том, что можно сократить количество пара, выводимого через дренаж паропровода вместе с конденсатом при отсутствии кармана отстойника и гидрозатвора, т.е. в условиях, к сожалению, часто встречающихся на предприятиях с паропроводами низкого давления.

Показанное на рис. 1 устройство имеет входное и два одинаковых по размеру выходных шайбированных отверстия. На фотографии видно, что через отверстие с горизонтальным направлением струи выходит паро-конденсатная смесь. Это отверстие может быть перекрыто краном и используется периодически при необходимости продувки устройства. Если кран перед этим отверстием закрыт, из паропровода через второе отверстие выходит конденсат с вертикальным направлением струи - это рабочий режим. На рис. 1 видно, что при открытом кране и выходе через боковое отверстие конденсат распыляется паром, а на выходе через нижнее отверстие - пара практически нет.

Рис. 2. Рабочий режим устройства для дренажа паропровода.

На рис. 2 представлен рабочий режим устройства. На выходе - в основном поток конденсата. Это наглядно показывает, что имеется возможность снижения расхода пара через подпорную шайбу без гидрозатвора, необходимость в котором является основной причиной, ограничивающей ее применение для дренажа паропровода, особенно в зимнее время. В этом устройстве выходу пара из паропровода вместе с конденсатом препятствует не только дроссельная шайба, но и специальный фильтр, ограничивающий выход пара из паропровода.

Проверена эффективность нескольких конструктивных вариантов такого устройства для вывода из паропровода конденсата с минимальным содержанием пара. Они могут быть изготовлены как из покупных комплектующих, так и в механической мастерской котельной с учетом условий эксплуатации конкретного паропровода. Может быть также использован с небольшой переделкой имеющийся на рынке фильтр для воды, который способен работать при температуре пара в паропроводе.

Стоимость изготовления или приобретения комплектующих для одного спускника не более нескольких тысяч рублей. Реализация мероприятия может быть выполнена за счет эксплуатационных расходов, и как минимум, в 10 раз дешевле использования конденсатооотводчика, особенно в тех случаях, когда нет возврата конденсата в котельную.

Величина экономического эффекта зависит от технического состояния, режима работы и условий эксплуатации конкретного паропровода. Чем длиннее паропровод и больше число дренажных спускников, и при этом дренаж производится в атмосферу, тем больше экономический эффект. Поэтому, в каждом конкретном случае требуется предварительная проработка вопроса о целесообразности практического использования рассматриваемого решения. Отрицательного эффекта по отношению к дренажу паропровода с выбросом паро-конденсатной смеси в атмосферу через вентиль, как это часто имеет место, не просматривается. Считаем, что для дальнейшего изучения и накопления опыта целесообразно продолжить работу на действующих паропроводах низкого давления.

Литература

1. Елин Н.Н., Шомов П.А., Перов П.А., Голыбин М.А. Моделирование и оптимизация трубопроводных сетей паропроводов промышленных предприятий // Вестник ИГЭУ. 2015. T. 200, № 2. С. 63-66.

2. Бакластов А.М., Бродянский В.М., Голубев Б.П., Григорьев В.А., Зорина В.М. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1983. С.132. Рис. 2.26.

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.