VL Gudzyuk, P. Shomov, P.A. Perov, Reducción de las pérdidas de vapor al drenar una tubería de vapor a través de una arandela de retención. Sobre las pérdidas de vapor y agua en las centrales térmicas

Doctor en Filosofía. Dakota del Sur Sodnomova, Profesora Asociada, Departamento de Ventilación y Suministro de Calor y Gas, Estado de Siberia Oriental universidad de tecnologia, Ulán-Udé, República de Buriatia

Actualmente, el equilibrio entre el suministro y el consumo de calor en los sistemas de suministro de vapor está determinado por las lecturas de los dispositivos de medición en la fuente de calor y en los consumidores. La diferencia en las lecturas de estos dispositivos se atribuye a las pérdidas reales de calor y se tiene en cuenta al fijar las tarifas de la energía térmica en forma de vapor.

Anteriormente, cuando el gasoducto funcionaba cerca de la carga de diseño, estas pérdidas ascendían al 1015% y nadie tenía dudas al respecto. En la última década, debido al declive producción industrial hubo un cambio en el horario de trabajo y una reducción en el consumo de vapor. Al mismo tiempo, el desequilibrio entre el consumo y el suministro de calor aumentó considerablemente y comenzó a ascender al 50-70%.

En estas condiciones, surgieron problemas, principalmente de parte de los consumidores, que consideraron irrazonable incluir pérdidas tan grandes de energía térmica en la tarifa. ¿Cuál es la estructura de estas pérdidas? ¿Cómo abordar conscientemente la cuestión del aumento de la eficiencia de los sistemas de suministro de vapor? Para resolver estos problemas, es necesario identificar la estructura del desequilibrio y evaluar las pérdidas de calor estándar y excesiva.

Se ha mejorado el programa para cuantificar los desequilibrios calculo hidraulico Tubería de vapor de vapor sobrecalentado, desarrollada en el departamento con fines educativos. Entendiendo que a medida que disminuye el consumo de vapor entre los consumidores, disminuyen las velocidades del refrigerante y aumentan las pérdidas relativas de calor durante el transporte. Esto lleva al hecho de que el vapor sobrecalentado entra en un estado de saturación con la formación de condensado. Por lo anterior, se desarrolló una subrutina que permite: determinar el área por donde el vapor sobrecalentado pasa a estado saturado; determinar la longitud a la que el vapor comienza a condensarse y luego realizar un cálculo hidráulico de la tubería de vapor saturado; Determine la cantidad de condensado formado y la pérdida de calor durante el transporte. Para determinar la densidad, la capacidad calorífica isobárica y el calor latente de vaporización a partir de los parámetros finales del vapor (P, T), se utilizaron ecuaciones simplificadas, obtenidas de

basado en la aproximación de datos tabulares que describen las propiedades del agua y el vapor de agua en el rango de presión de 0,002+4 MPa y temperaturas de saturación de hasta 660 °C.

Pérdidas de calor estándar en ambiente fueron determinados por la fórmula:

donde q - lineal específico pérdidas de calor líneas de vapor; L es la longitud de la tubería de vapor, m; β - coeficiente de pérdida de calor local.

Las pérdidas de calor asociadas con las fugas de vapor se determinaron mediante el siguiente método:

donde Gnn es la pérdida de vapor normalizada para el período considerado (mes, año), t; ί η - entalpía del vapor a presiones y temperaturas promedio del vapor a lo largo de la línea principal en la fuente de calor y en los consumidores, kJ/kg; ^ - entalpía agua fría, kJ/kg.

Pérdidas de vapor estandarizadas para el período analizado:

donde V™ es el volumen anual promedio redes de vapor, metro 3; p p - densidad del vapor a presión y temperatura promedio a lo largo de la línea desde la fuente de calor hasta el consumidor, kg/m 3 ; n - número medio anual de horas de funcionamiento de las redes de vapor, horas.

El componente metrológico de subestimación del consumo de vapor se determinó teniendo en cuenta las normas RD-50-213-80. Si la medición del flujo se realiza en condiciones en las que los parámetros del vapor difieren de los parámetros adoptados para calcular los dispositivos de restricción, entonces para determinar el caudal real a partir de las lecturas del instrumento es necesario volver a calcular utilizando la fórmula:

donde Qm. a. - consumo masivo real de vapor, t/h; qm - flujo másico vapor según lecturas del instrumento, t/h; р А - densidad real del vapor, kg/m3; ρ - densidad estimada del vapor, kg/m 3.

Para evaluar las pérdidas de calor en el sistema de suministro de vapor, se consideró el gasoducto POSH en Ulan-Ude, que se caracteriza por los siguientes indicadores:

■ consumo total de vapor en febrero: 34.512 t/mes;

■ consumo medio de vapor por hora - 51,36 t/h;

■ temperatura promedio vapor - 297 o s;

■ presión media del vapor: 8,8 kgf/cm2;

■ temperatura media del aire exterior - -20,9 O C;

■ longitud de la línea principal - 6001 m (de los cuales 500 mm de diámetro - 3289 m);

■ desequilibrio térmico en la tubería de vapor: 60,3%.

Como resultado del cálculo hidráulico, se determinaron los parámetros del vapor al inicio y al final de la sección de cálculo, la velocidad del refrigerante y se identificaron las áreas donde ocurre la formación de condensado y las pérdidas de calor asociadas. Los componentes restantes se determinaron utilizando el método anterior. Los resultados del cálculo muestran que con un suministro medio horario de vapor de la central térmica de 51,35 t/h, se entregan a los consumidores 29,62 t/h (57,67%), la pérdida de consumo de vapor es de 21,74 t/h (42,33%) . De ellas, las pérdidas de vapor son las siguientes:

■ con condensado formado - 11,78 t/h (22,936%);

■ metrológico debido a que los consumidores no tienen en cuenta las correcciones de las lecturas de los instrumentos: 7,405 t/h (14,42%);

■ pérdidas de vapor no contabilizadas: 2,555 t/h (4,98%). Las pérdidas de vapor no contabilizadas pueden explicarse

promediado de parámetros durante la transición del saldo promedio mensual al saldo promedio por hora, algunas aproximaciones en los cálculos y, además, los instrumentos tienen un error del 2-5%.

En cuanto al balance de energía térmica del vapor liberado, los resultados del cálculo se presentan en la tabla. Esto muestra que con un desequilibrio del 60,3%, las pérdidas de calor estándar son del 51,785% y el exceso de pérdidas de calor no tenido en cuenta en el cálculo es del 8,514%. Así, se ha determinado la estructura de las pérdidas de calor y se ha desarrollado un método para cuantificar el desequilibrio entre el consumo de vapor y energía térmica.

Mesa. Resultados de los cálculos de pérdidas de energía térmica en el gasoducto POSH en Ulan-Ude.

Nombre de las cantidades	GJ/hora	%
Indicadores generales
Liberación de calor promedio por hora de los colectores de las centrales térmicas	154,696	100
Suministro de calor medio útil por hora a los consumidores	61,415	39,7
Pérdidas de calor reales en la tubería de vapor POS	93,28	60,3
Pérdidas de calor estándar	70,897	45,83
Operacional pérdidas tecnológicas energía térmica, de la cual: Pérdidas de calor al medio ambiente. Pérdidas de energía térmica con fugas de vapor estándar. Pérdida de calor con condensado.	43,98	28,43
Pérdidas metrológicas por subestimación del calor sin introducir una corrección	9,212	5,955
Total
Pérdidas estándar de energía térmica.	80,109	51,785
Las pérdidas excesivas de calor no se tienen en cuenta en el cálculo	13,171	8,514

Literatura

1. Abramov S.R. Metodología para reducir las pérdidas de calor en tuberías de vapor de redes de calefacción / Materiales de conferencias " Redes de calor. Soluciones modernas", 17-19 de mayo de 2005. NP "Suministro de calor ruso".

2. Sodnomov S.D. Sobre la cuestión de determinar los componentes del desequilibrio en los sistemas de suministro de vapor / Materiales de la comunidad internacional congreso científico-práctico"Complejo de construcción de Rusia: ciencia, educación, práctica". - Ulan-Ude: Editorial de la Universidad Técnica Estatal de toda Rusia, 2006.

3. Rivkin S.L., Aleksandrov A.A. Propiedades termofísicas del agua y el vapor de agua. - M.: Energía 1980 - 424 p.

4. Determinación de los costos (pérdidas) tecnológicos operativos de los recursos que se tienen en cuenta al calcular los servicios de transferencia de energía térmica y refrigerante. Resolución de la Comisión Federal de Energía de la Federación de Rusia de 14 de mayo de 2003 No. 37-3/1.

5. RD-50-213-80. Reglas para medir el flujo de gases y líquidos utilizando dispositivos de restricción estándar. M.: Editorial de Normas 1982.

1 – generador eléctrico; 2 – turbina de vapor; 3 – panel de control; 4 – desaireador; 5 y 6 – bunkers; 7 – separador; 8 – ciclón; 9 – caldera; 10 – superficie de calentamiento (intercambiador de calor); 11 – tubo de lámpara; 12 – sala de trituración; 13 – almacén de reserva de combustible; 14 – carro; 15 – dispositivo de descarga; 16 – transportador; 17 – extractor de humos; 18 – canal; 19 – recogedor de cenizas; 20 – ventilador; 21 – cámara de combustión; 22 – molino; 23 – estación de bombeo; 24 – fuente de agua; 25 – bomba de circulación; 26 – calentador regenerativo presión alta; 27 – bomba de alimentación; 28 – condensador; 29 – instalación limpieza quimica agua; 30 – transformador elevador; 31 – calentador regenerativo baja presión; 32 – bomba de condensado.

El siguiente diagrama muestra la composición de los equipos principales de una central térmica y la interconexión de sus sistemas. A partir de este diagrama puedes rastrear secuencia general Procesos tecnológicos que ocurren en las centrales térmicas.

Designaciones en el diagrama TPP:

1. Economía de combustible;
2. preparación de combustible;
3. sobrecalentador intermedio;
4. parte de alta presión (HPV o CVP);
5. parte de baja presión (LPP o LPC);
6. generador eléctrico;
7. transformador auxiliar;
8. transformador de comunicación;
9. lo principal aparamenta;
10. bomba de condensado;
11. bomba de circulación;
12. fuente de suministro de agua (por ejemplo, río);
13. (PND);
14. planta de tratamiento de agua (WPU);
15. consumidor de energía térmica;
16. bomba de retorno de condensado;
17. desaireador;
18. bomba de alimentación;
19. (PVD);
20. eliminación de escoria;
21. vertedero de cenizas;
22. extractor de humos (DS);
23. tubo de lámpara;
24. ventilador (DV);
25. recogedor de cenizas

Descripción del esquema tecnológico del TPP:

Resumiendo todo lo anterior, obtenemos la composición de una central térmica:

• sistema de gestión y preparación de combustible;
• instalación de caldera: combinación de la propia caldera y equipos auxiliares;
• instalación de turbinas: turbina de vapor y sus equipos auxiliares;
• instalación de tratamiento de agua y depuración de condensados;
• sistema suministro técnico de agua;
• sistema de eliminación de cenizas (para centrales térmicas que funcionan con combustible sólido);
• Equipos eléctricos y sistema de control de equipos eléctricos.

Las instalaciones de combustible, según el tipo de combustible utilizado en la estación, incluyen un dispositivo de recepción y descarga, mecanismos de transporte, instalaciones de almacenamiento de combustibles sólidos y líquidos, dispositivos para la preparación preliminar de combustible (plantas de trituración de carbón). La instalación de fueloil también incluye bombas para bombear fueloil, calentadores de fueloil y filtros.

Preparación combustible sólido para la combustión consiste en molerlo y secarlo en una planta de preparación de polvo, y la preparación del fueloil consiste en calentarlo, limpiarlo de impurezas mecánicas y, en ocasiones, tratarlo con aditivos especiales. Con gas combustible todo es más sencillo. La preparación de combustible gaseoso se reduce principalmente a regular la presión del gas delante de los quemadores de la caldera.

El aire necesario para la combustión del combustible se suministra al espacio de combustión de la caldera mediante ventiladores (AD). Los productos de la combustión del combustible (gases de combustión) son aspirados por extractores de humos (DS) y descargados a la atmósfera a través de chimeneas. Un conjunto de canales (conductos de aire y conductos de gas) y varios elementos El equipo a través del cual pasan el aire y los gases de combustión forma el camino gas-aire de una central térmica (planta de calefacción). Los extractores de humos, chimeneas y ventiladores incluidos en el mismo constituyen una instalación tiro. En la zona de combustión del combustible, las impurezas no combustibles (minerales) incluidas en su composición sufren transformaciones químicas y físicas y se eliminan parcialmente de la caldera en forma de escoria, y una parte importante de ellas es arrastrada por los gases de combustión en el forma partículas finas ceniza. Para protección aire atmosférico A partir de las emisiones de cenizas, se instalan recolectores de cenizas delante de los extractores de humos (para evitar el desgaste de las cenizas).

Las escorias y las cenizas capturadas generalmente se retiran hidráulicamente a los vertederos de cenizas.

Cuando se quema fueloil y gas, no se instalan recolectores de cenizas.

Cuando se quema combustible, la energía químicamente ligada se convierte en energía térmica. Como resultado, se forman productos de combustión que, en las superficies calefactoras de la caldera, desprenden calor al agua y al vapor generado a partir de ella.

El conjunto de equipos, sus elementos individuales y las tuberías por las que circulan el agua y el vapor forman el recorrido vapor-agua de la estación.

En la caldera, el agua se calienta hasta la temperatura de saturación, se evapora y el vapor saturado formado por el agua hirviendo de la caldera se sobrecalienta. Desde la caldera, el vapor sobrecalentado se envía a través de tuberías a la turbina, donde se energía termal se convierte en mecánico, transmitido al eje de la turbina. El vapor que sale de la turbina ingresa al condensador, transfiere calor al agua de refrigeración y se condensa.

En las centrales térmicas modernas y en las centrales combinadas de calor y energía con unidades con una capacidad unitaria de 200 MW o más, se utiliza un sobrecalentamiento intermedio de vapor. En este caso, la turbina tiene dos partes: una parte de alta presión y una parte de baja presión. El vapor que sale de la sección de alta presión de la turbina se envía al sobrecalentador intermedio, donde se le suministra calor adicional. Luego, el vapor regresa a la turbina (a la parte de baja presión) y de allí ingresa al condensador. Sobrecalentamiento intermedio El vapor aumenta la eficiencia de la unidad de turbina y aumenta la confiabilidad de su funcionamiento.

El condensado se bombea fuera del condensador mediante una bomba de condensación y, después de pasar por calentadores de baja presión (LPH), ingresa al desaireador. Aquí se calienta con vapor hasta una temperatura de saturación, mientras que se libera oxígeno y dióxido de carbono y se eliminan a la atmósfera para evitar la corrosión del equipo. El agua desaireada, llamada agua de alimentación, se bombea a través de calentadores de alta presión (HPH) hacia la caldera.

El condensado en el HDPE y el desaireador, así como el agua de alimentación en el HDPE, se calientan mediante vapor extraído de la turbina. Este método de calentamiento implica devolver (regenerar) calor al ciclo y se denomina calentamiento regenerativo. Gracias a ello, se reduce el flujo de vapor hacia el condensador y, por tanto, la cantidad de calor transferido al agua de refrigeración, lo que conduce a aumentando la eficiencia Planta de turbinas de vapor.

El conjunto de elementos que suministran agua de refrigeración a los condensadores se denomina sistema técnico de suministro de agua. Esto incluye: una fuente de suministro de agua (río, embalse, torre de enfriamiento), bomba de circulación, tuberías de entrada y salida de agua. En el condensador, aproximadamente el 55% del calor del vapor que ingresa a la turbina se transfiere al agua enfriada; esta parte del calor no se utiliza para generar electricidad y se desperdicia inútilmente.

Estas pérdidas se reducen significativamente si se extrae el vapor parcialmente agotado de la turbina y su calor se utiliza para las necesidades tecnológicas de las empresas industriales o para calentar agua para calefacción y suministro de agua caliente. De este modo, la estación se convierte en una central combinada de calor y energía (CHP), que proporciona generación combinada de energía eléctrica y térmica. En las centrales térmicas se instalan turbinas especiales con extracción de vapor, las llamadas turbinas de cogeneración. El condensado de vapor entregado al consumidor de calor se devuelve a la central térmica mediante una bomba de retorno de condensado.

En las centrales térmicas hay pérdidas internas vapor y condensado, debido a la estanqueidad incompleta del camino vapor-agua, así como al consumo irrecuperable de vapor y condensado para las necesidades técnicas de la estación. Constituyen aproximadamente entre el 1 y el 1,5% del consumo total de vapor de las turbinas.

En las centrales térmicas también pueden producirse pérdidas externas de vapor y condensado asociadas con el suministro de calor a los consumidores industriales. En promedio son del 35 al 50%. Las pérdidas internas y externas de vapor y condensado se reponen con agua adicional pretratada en la unidad de tratamiento de agua.

Por tanto, el agua de alimentación de la caldera es una mezcla de condensado de turbina y agua de reposición.

El equipamiento eléctrico de la estación incluye un generador eléctrico, un transformador de comunicaciones, un cuadro principal y un sistema de alimentación de los mecanismos propios de la central a través de un transformador auxiliar.

El sistema de control recopila y procesa información sobre el progreso. proceso tecnológico y estado de los equipos, control automático y remoto de mecanismos y regulación de procesos básicos, protección automática equipo.

Vida hombre moderno en la Tierra es impensable sin el uso de energía
tanto eléctricos como térmicos. La mayor parte de esta energía en todo.
el mundo sigue produciendo centrales térmicas: A su parte
representa alrededor del 75% de la electricidad generada en la Tierra y alrededor del 80%
produjo electricidad en Rusia. Por lo tanto, la cuestión de reducir
consumo de energía para la producción de calor y energía eléctrica no muy lejos
inactivo.

Tipos y diagramas esquemáticos de centrales térmicas.

El objetivo principal de las centrales eléctricas es generar
electricidad para iluminación, suministro industrial y
producción agrícola, transporte, servicios públicos y
necesidades del hogar. Otros fines de las centrales eléctricas (térmicas)
es suministro edificios residenciales, instituciones y empresas con calefacción para
calefacción en invierno y agua caliente para fines municipales y domésticos o
vapor para la producción.

Térmico centrales eléctricas(TPP) para generación combinada
La energía eléctrica y térmica (para calefacción urbana) se denominan
centrales combinadas de calor y energía (CHP) y centrales térmicas destinadas únicamente a
La producción de electricidad se llama condensación.
centrales eléctricas (PPS) (Fig. 1.1). IES están equipadas turbinas de vapor,
cuyo vapor de escape ingresa a los condensadores, donde se mantiene
vacío profundo para mejor uso energía de vapor durante la producción
electricidad (ciclo Rankine). Se utiliza vapor procedente de las extracciones de este tipo de turbinas.
sólo para calentamiento regenerativo del condensado de vapor de escape y
agua de alimentación calderas

Figura 1. Diagrama esquemático IES:

1 - caldera (generador de vapor);
2 - combustible;
3 - turbina de vapor;
4 - generador eléctrico;

6 - bomba de condensado;

8 - bomba de alimentación de caldera de vapor

Las plantas de cogeneración están equipadas con turbinas de vapor con extracción de vapor para el suministro.
empresas industriales (Fig. 1.2, a) o para calentar agua de la red,
suministrado a los consumidores para calefacción y necesidades domésticas
(Figura 1.2, b).

Figura 2. Principio diagrama termico CHP

a- central térmica industrial;
B- calefacción CHP;

1 - caldera (generador de vapor);
2 - combustible;
3 - turbina de vapor;
4 - generador eléctrico;
5 — condensador de vapor de escape de la turbina;
6 - bomba de condensado;
7— calentador regenerativo;
8 — bomba de alimentación de la caldera de vapor;
Tanque de condensados ​​de 7 recolectores;
9- consumidor de calor;
10—calentador de agua de red;
bomba de 11 redes;
Bomba de 12 condensados ​​para calentador de red.

Desde aproximadamente los años 50 del siglo pasado, las centrales térmicas se han utilizado para impulsar
Se comenzaron a utilizar generadores eléctricos. turbinas de gas. Al mismo tiempo, en
Las turbinas de gas de combustión de combustible se han generalizado.
en presión constante con la posterior expansión de los productos de combustión en
trayectoria del flujo de la turbina (ciclo Brayton). Este tipo de instalaciones se denominan
turbina de gas (GTU). Sólo pueden trabajar para gas natural o en
Combustible líquido de alta calidad (aceite solar). Estas energías
las instalaciones requieren compresor de aire, consumo de energía
que es lo suficientemente grande.

El diagrama esquemático de la unidad de turbina de gas se muestra en la Fig. 1.3. Muchas gracias
maniobrabilidad ( inicio rápido en funcionamiento y carga) se han utilizado unidades de turbina de gas
en el sector energético como instalaciones punta para cubrir repentinas
Escasez de energía en el sistema energético.

Figura 3. Diagrama esquemático de una central de ciclo combinado

1 compresor;
2 cámaras de combustión;
3-combustible;
turbina de 4 gases;
5-generador eléctrico;
turbina de 6 vapores;
Caldera de 7 recuperaciones;
8- condensador de turbina de vapor;
bomba de 9 condensados;
Calentador de 10 regenerativos en el ciclo de vapor;
Bomba de alimentación de 11 calderas de calor residual;
12 chimeneas.

Problemas de cogeneración

Junto a los conocidos problemas alto grado desgaste del equipo
y el uso generalizado de gas insuficientemente eficiente
unidades de turbina de vapor en últimamente Las centrales térmicas rusas se enfrentan a
otra amenaza relativamente nueva a la ineficiencia. Lo que
Curiosamente, esto está relacionado con la creciente actividad de los consumidores de calor en la región.
ahorro de energía.

Hoy en día, muchos consumidores de calor están empezando a implementar medidas para
ahorro de energía térmica. Estas acciones causan principalmente daños.
Operación de centrales térmicas, ya que conducen a una reducción de la carga térmica en la estación.
Modo económico de funcionamiento de la central térmica: térmica, con un suministro mínimo de vapor a
condensador. Con una disminución en el consumo de vapor seleccionado, la central térmica se ve obligada a
para completar la tarea de generar energía eléctrica, aumentar el suministro
vapor en el condensador, lo que conduce a un aumento en el costo
electricidad generada. Un trabajo tan desigual conduce a
aumentar costos específicos combustible.

Además, en el caso de plena carga en la generación de energía eléctrica.
y el bajo consumo de vapor seleccionado, la central térmica se ve obligada a descargar
exceso de vapor a la atmósfera, lo que también aumenta el costo
electricidad y energía térmica. Usando lo siguiente
Las tecnologías de ahorro de energía conducirán a una reducción de los costes para la propia
necesidades, lo que ayuda a incrementar la rentabilidad de las centrales térmicas y aumentar
controlar el consumo de energía térmica para las necesidades propias.

Formas de mejorar la eficiencia energética

Consideremos las secciones principales de una central térmica: errores típicos sus organizaciones y
funcionamiento y posibilidad de reducir los costes energéticos para la generación de calor.
y energía eléctrica.

Instalaciones de fueloil de central térmica.

Las instalaciones de fueloil incluyen: equipos de recepción y descarga de vagones
con fueloil, almacén de suministro de fueloil, estación de bombeo de fueloil con calentadores de fueloil,
satélites de vapor, calentadores de vapor y agua.

Volumen de consumo de vapor y agua de calefacción para mantener el funcionamiento.
La economía de combustible es significativa. En centrales térmicas de gas y petróleo (cuando se utiliza
vapor para calentar fuel oil sin retorno de condensado) productividad
La planta desaladora aumenta en 0,15 t por 1 tonelada de combustión.
aceite combustible.

Las pérdidas de vapor y condensado en instalaciones de fueloil se pueden dividir en dos
categorías: retornables y no reembolsables. El vapor no retornable incluye:
Se utiliza para descargar automóviles cuando se calientan mediante flujos de mezcla, vapor.
para purgar tuberías de vapor y vaporizar tuberías de fueloil. Volumen total de vapor
utilizado en calentadores de vapor, calentadores de fueloil, calentadores
Las bombas en los tanques de fueloil deben devolverse al ciclo CHP en la forma
condensar

Un error típico al organizar una instalación de fueloil en una central térmica es la falta de
Trampas de condensado en satélites de vapor. Diferencias entre satélites de vapor en longitud y
El modo de funcionamiento conduce a una diferente eliminación del calor y a la formación de
de los satélites de vapor de la mezcla de vapor y condensado. La presencia de condensado en el vapor.
puede provocar golpes de ariete y, como consecuencia, fallos
construcción de tuberías y equipos. Sin salida controlada
condensado de los intercambiadores de calor, también conduce al paso de vapor hacia
línea de condensado. Al drenar el condensado en un tanque contaminado con aceite
condensado, hay una pérdida de vapor en la línea de condensado en
atmósfera. Estas pérdidas pueden representar hasta el 50% del consumo de vapor del fueloil.
agricultura.

Unión de trampas de vapor con trampas de condensado, instalación en
Intercambiadores de calor del sistema de control de temperatura de salida de fueloil.
garantiza un aumento de la proporción de condensado devuelto y una reducción del consumo
pareja en granja de fueloil hasta el 30%.

De la práctica personal puedo dar un ejemplo al acercar el sistema.
regulación de la calefacción de fueloil en calentadores de fueloil en condiciones de trabajo
condición permitió reducir el consumo de vapor para el fueloil estación de bombeo en
20%.

Para reducir el consumo de vapor y el consumo de fuel oil.
La electricidad se puede transferir al reciclaje de fueloil y volver a
tanque de combustible. Según este esquema, es posible bombear fuel oil desde un tanque a
tanque y calentamiento de fueloil en tanques de fueloil sin encender adicionales
equipos, lo que conlleva un ahorro de energía térmica y eléctrica.

Equipo de caldera

El equipo de caldera incluye calderas de energía, aire
calentadores de aire, calentadores de aire, varias tuberías, expansores
drenajes, tanques de drenaje.

Las pérdidas notables en las centrales térmicas están asociadas con el soplado continuo de los tambores de las calderas.
Para reducir estas pérdidas, instale en las líneas de agua de purga
expansores de purga. Se utilizan esquemas con una y dos etapas.
extensiones.

En un esquema de purga de caldera con un expansor de vapor del último
Generalmente se envía al desaireador del condensado de la turbina principal. Justo ahí
El vapor llega desde el primer expansor a esquema de dos etapas. vapor de
El segundo expansor generalmente se envía a atmósfera o vacío.
desaireador de agua de reposición de una red de calefacción o en un colector de estación
(0,12-0,25 MPa). El drenaje del expansor de purga se introduce en el enfriador.
soplado, donde se enfría con agua enviada al taller químico (por
preparación de agua adicional y de reposición) y luego se descarga. Entonces
Por lo tanto, los expansores de purga reducen la pérdida de agua de purga y
aumentar la eficiencia térmica de la instalación debido a que mayor
Se aprovecha parte del calor contenido en el agua. En
instalando el regulador soplado continuo al maximo
El contenido de sal aumenta la eficiencia de la caldera, reduce el volumen consumido por
reposición de agua químicamente purificada, logrando así un efecto adicional
ahorrando reactivos y filtros.

Con un aumento de la temperatura de los gases de combustión de 12 a 15 ⁰C, la pérdida de calor
aumentar en un 1%. Uso del sistema de control del calentador
El aire de las unidades de caldera en función de la temperatura del aire conduce a la exclusión.
golpe de ariete en la tubería de condensado, lo que reduce la temperatura del aire en la entrada
Calentador de aire regenerativo, que reduce la temperatura del escape.
gases

Según la ecuación del balance de calor:

Q p =Q 1 +Q 2 +Q 3 +Q 4 +Q 5

Q p - calor disponible por 1 m3 de combustible gaseoso;
Q 1 - calor utilizado para generar vapor;
Q 2 - pérdida de calor con los gases de escape;
Q 3 - pérdidas por quema química insuficiente;
Q 4 - pérdidas por quema mecánica insuficiente;
Q 5 - pérdidas por refrigeración externa;
Q 6 - pérdidas por calor físico de la escoria.

Con una disminución en el valor de Q 2 y un aumento en Q 1, la eficiencia de la unidad de caldera aumenta:
Eficiencia = Q 1 /Q p

En centrales térmicas con conexiones en paralelo surgen situaciones en las que es necesario
Desconexión de secciones de tuberías de vapor con apertura de desagües en callejones sin salida.
áreas. Visualizar la ausencia de condensación de la línea de vapor.
las revisiones se abren ligeramente, lo que provoca pérdida de fuerza. En caso de instalación
trampas de condensado en secciones sin salida de tuberías de vapor, condensado,
generado en las líneas de vapor se elimina de manera organizada a tanques de drenaje
o expansores de drenaje, lo que resulta en la posibilidad de desencadenar
Ahorro de vapor en la instalación de turbinas con la generación de energía eléctrica.
energía.

Entonces, al restablecer la transferencia 140 ati después de una revisión, y siempre que
La mezcla de vapor y condensado ingresa a través del drenaje, el tamaño del tramo y
Las pérdidas asociadas con esto, esperan los especialistas de Spirax Sarco,
utilizando una técnica basada en la ecuación de Napier, o el flujo de un medio
a través de un agujero con bordes afilados.

Al trabajar con una revisión abierta durante una semana, la pérdida de vapor será de 938
kg/h*24h*7= 157,6 toneladas, las pérdidas de gas serán de unos 15 mil nm³, o
subproducción de electricidad en la región de 30 MW.

Equipo de turbina

El equipo de turbina incluye turbinas de vapor, calentadores
calentadores de alta presión, calentadores de baja presión, calentadores
red, salas de calderas, desaireadores, equipo de bombeo, expansores
Drenajes, tanques de punto bajo.

conducirá a una reducción en el número de violaciones de los horarios de operación de la red de calefacción, y
mal funcionamiento del sistema de preparación de agua químicamente purificada (químicamente desalada).
La violación del cronograma de funcionamiento de la red de calefacción provoca pérdidas por sobrecalentamiento.
El calor y el subcalentamiento conducen a la pérdida de beneficios (venta de menos calor,
de lo posible). Desviación de temperatura agua cruda en el taller químico, lidera:
cuando la temperatura disminuye, el rendimiento de los clarificadores se deteriora; cuando la temperatura aumenta,
temperaturas - a un aumento de las pérdidas del filtro. Para reducir el consumo
El vapor para calentadores de agua cruda utiliza agua de la descarga.
condensador, debido a que el calor perdido con el agua circulante en
La atmósfera se utiliza en el agua suministrada al taller químico.

El sistema expansor de drenaje puede ser de una o dos etapas.
Con un sistema de una sola etapa, el vapor del expansor de drenaje ingresa
colector de vapor auxiliar, y se utiliza en desaireadores y
En varios calentadores, el condensado generalmente se descarga en un tanque de drenaje.
o puntos bajos del tanque. Si la central térmica dispone de vapor para sus propias necesidades, dos
diferentes presiones, uso sistema de dos etapas expansores
drenaje. A falta de reguladores de nivel en expansores de drenaje
Fugas de vapor con condensado de los expansores de alto drenaje.
presión en el expansor de baja presión y luego a través del tanque de drenaje hacia
atmósfera. La instalación de expansores de drenaje con control de nivel puede
conducen a ahorros de vapor y reducción de pérdidas de condensado hasta en un 40% del volumen
Mezcla de vapor-condensado de drenaje de tuberías de vapor.

Durante las operaciones de arranque de las turbinas, es necesario abrir drenajes y
extracciones de turbinas. Durante el funcionamiento de la turbina, los desagües están cerrados. Sin embargo
El cierre completo de todos los drenajes no es práctico, ya que debido a
la presencia en la turbina de etapas donde el vapor se encuentra en el punto de ebullición, y
por lo tanto, puede condensarse. Con desagües constantemente abiertos
El vapor se descarga a través del expansor hacia el condensador, lo que afecta la presión.
en ello. Y cuando la presión en el condensador cambia en ±0,01 a
Con un flujo de vapor constante, el cambio en la potencia de la turbina es ±2%.
Regulación manual sistema de drenaje también aumenta la probabilidad
errores.

Daré un ejemplo de la práctica personal que confirma la necesidad de flejar.
sistema de drenaje de turbina con trampas de condensado: después de eliminar
defecto que provocó la parada de la turbina, la central térmica comenzó a repararla
lanzamiento. Al saber que la turbina estaba caliente, el personal operativo olvidó abrirla.
drenaje, y cuando se encendió la extracción, se produjo un golpe de ariete con la destrucción de parte
Línea de extracción de vapor de turbina. Como resultado, se requirieron reparaciones de emergencia.
turbinas. En el caso de canalizar el sistema de drenaje con trampas de condensados,
este problema podría haberse evitado.

Durante la operación de centrales térmicas, a veces surgen problemas con violaciones.
Modo de funcionamiento de la química del agua de las calderas debido al mayor contenido.
oxígeno en el agua de alimentación. Una de las razones de la violación de la química del agua.
El modo es una disminución de la presión en los desaireadores debido a la falta.
Sistema automático de mantenimiento de presión. Violación de la química del agua.
El modo conduce al desgaste de las tuberías, aumento de la corrosión de las superficies.
calefacción y, como resultado, costos adicionales por reparación de equipos.

Además, en muchas estaciones, las unidades están instaladas en el equipo principal.
Medición basada en diafragmas. Los diafragmas tienen una dinámica normal.
rango de medición 1:4, lo que causa el problema de determinar las cargas
durante las operaciones de arranque y cargas mínimas. Operación incorrecta
medidores de flujo conduce a una falta de control sobre la exactitud y
eficiencia de operación del equipo. Hoy, Spirax LLC
Sarco Ingeniería" está lista para presentar varios tipos de medidores de flujo con
rango de medición de hasta 100:1.

En conclusión, resumamos lo anterior y enumeremos una vez más. Principales medidas para reducir los costes energéticos de las centrales térmicas:

• Unión de trampas de vapor con trampas de condensado
• Instalación de un sistema de control de temperatura de salida de fuel oil en intercambiadores de calor.
• Transferir la recirculación de fueloil de regreso al tanque de fueloil
• Conexión con un sistema de control para red y calentadores de agua bruta.
• Instalación de expansores de drenaje con control de nivel.
• Tuberías del sistema de drenaje de la turbina con trampas de condensado.
• Instalación de unidades dosificadoras.

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VL Gudzyuk, destacado especialista;
Doctor en Filosofía. PENSILVANIA. Shomov, director;
PENSILVANIA. Perov, ingeniero de calefacción,
Centro científico y técnico "Energía industrial" LLC, Ivanovo

Los cálculos y la experiencia existente muestran que incluso sistemas simples y relativamente baratos eventos técnicos mejorar la gestión del calor en las empresas industriales tendrá un efecto económico significativo.

Los estudios de los sistemas de vapor y condensado de muchas empresas han demostrado que las tuberías de vapor a menudo carecen de bolsas de drenaje para recoger el condensado y de trampas de condensado. Por este motivo, a menudo se producen mayores pérdidas de vapor. Simulación de salida de vapor basada en producto de software permitió determinar que las pérdidas de vapor a través de los drenajes de la línea de vapor pueden aumentar hasta un 30% si pasa una mezcla de vapor y condensado a través del drenaje, en comparación con la eliminación de condensado únicamente.

Los datos de medición de las tuberías de vapor de una de las empresas (tabla), cuyos desagües no tienen bolsas para recoger el condensado o trampas de condensado y están parcialmente abiertos durante todo el año, mostraron que las pérdidas de energía y fondos térmicos pueden ser bastante grandes. . La tabla muestra que las pérdidas por drenaje de una línea de vapor DN 400 pueden ser incluso menores que las de una línea de vapor DN 150.

Mesa. Los resultados de las mediciones en las tuberías de vapor de la empresa industrial encuestada, cuyos desagües no tienen bolsas para recoger el condensado ni trampas de condensado.

Al prestar cierta atención al trabajo para reducir este tipo de pérdidas a bajo costo, se puede obtener un resultado significativo, por lo que se probó la posibilidad de utilizar el dispositivo. vista general que se muestra en la Fig. 1. Se instala en la tubería de drenaje de la tubería de vapor existente. Esto se puede hacer con la línea de vapor en funcionamiento sin apagarla.

Arroz. 1. Dispositivo para drenaje de la línea de vapor.

Cabe señalar que no cualquier trampa de condensado es adecuada para una tubería de vapor, y el costo de equipar un drenaje con una trampa de condensado oscila entre 50 y 70 mil rublos. Suele haber muchos drenajes. Están ubicados a una distancia de 30-50 m entre sí, frente a elevadores, válvulas de control, colectores, etc. La trampa de vapor requiere mantenimiento calificado, especialmente en periodo de invierno. A diferencia de intercambiador de calor, la cantidad de condensado descargado y, además, utilizado, en relación al flujo de vapor a través de la tubería de vapor, es insignificante. Muy a menudo, la mezcla de vapor y condensado de la tubería de vapor se descarga a la atmósfera a través del drenaje. Su cantidad está regulada por la válvula de cierre "a ojo". Por lo tanto, reducir las pérdidas de vapor de la tubería de vapor junto con el condensado puede dar buenos resultados. efecto económico a menos que esté relacionado con a gran costo fondos y mano de obra. Esta situación ocurre en muchas empresas y es la regla más que la excepción.

Esta circunstancia nos llevó a comprobar la posibilidad de reducir las pérdidas de vapor de la tubería de vapor, en ausencia, por alguna razón, de la posibilidad de equipar los desagües de la tubería de vapor con trampas de condensado según el esquema de diseño estándar. La tarea era costos mínimos tiempo y medios para organizar la eliminación del condensado de la tubería de vapor cuando pérdida mínima par.

Como el más fácil de implementar y forma económica Para solucionar este problema se consideró la posibilidad de utilizar una arandela de retención. El diámetro del orificio de la arandela de retención se puede determinar mediante un nomograma o mediante cálculo. El principio de funcionamiento se basa en diferentes condiciones fuga de condensado y vapor a través del orificio. Ancho de banda la arandela de retención para el condensado es entre 30 y 40 veces más grande que la del vapor. Esto permite que el condensado se descargue continuamente con una cantidad mínima de vapor.

En primer lugar, era necesario asegurarse de que fuera posible reducir la cantidad de vapor descargado a través del drenaje de la línea de vapor junto con el condensado en ausencia de una bolsa de sumidero y un sello de agua, es decir, en condiciones que, lamentablemente, se encuentran a menudo en empresas con tuberías de vapor de baja presión.

Mostrado en la Fig. 1 dispositivo tiene una entrada y dos orificios de arandela de salida del mismo tamaño. La fotografía muestra que a través de un orificio con dirección de chorro horizontal sale una mezcla de vapor y condensado. Este orificio se puede cerrar con un grifo y utilizar periódicamente cuando sea necesario ventilar el dispositivo. Si el grifo delante de este orificio está cerrado, el condensado sale de la línea de vapor a través del segundo orificio con una dirección de chorro vertical: este es el modo de funcionamiento. En la figura. 1 se puede observar que cuando el grifo está abierto y sale por el orificio lateral, el condensado se rocía con vapor, y a la salida por el orificio inferior prácticamente no hay vapor.

Arroz. 2. Modo de funcionamiento del dispositivo de drenaje de la línea de vapor.

En la figura. 2 muestra el modo de funcionamiento del dispositivo. La salida es principalmente un flujo de condensado. Esto muestra claramente que es posible reducir el flujo de vapor a través de la arandela de retención sin un sello de agua, cuya necesidad es la razón principal que limita su uso para el drenaje de líneas de vapor, especialmente en horario de invierno. En este dispositivo, el escape de vapor de la línea de vapor junto con el condensado se evita no solo por arandela del acelerador, pero también un filtro especial que limita la salida de vapor de la línea de vapor.

Se ha probado la eficacia de varios. opciones de diseño un dispositivo de este tipo para eliminar el condensado de una línea de vapor con un contenido mínimo de vapor. Se pueden fabricar a partir de componentes comprados o en un taller mecánico de una sala de calderas, teniendo en cuenta las condiciones de funcionamiento de una tubería de vapor en particular. También se puede utilizar con modificaciones menores un filtro de agua disponible comercialmente que sea capaz de funcionar a la temperatura del vapor en la línea de vapor.

El costo de fabricación o compra de componentes para un descensor no supera los varios miles de rublos. La implementación de esta medida se puede realizar a expensas de los costes operativos y es al menos 10 veces más barata que utilizar una trampa de condensado, especialmente en los casos en los que no hay retorno de condensado a la sala de calderas.

La magnitud del efecto económico depende de condición técnica, modo de funcionamiento y condiciones de funcionamiento de una tubería de vapor en particular. Cuanto más larga sea la línea de vapor y numero mayor salidas de drenaje, y al mismo tiempo se realiza el drenaje a la atmósfera, mayor será el efecto económico. Por tanto, en cada caso concreto se requiere una consideración preliminar de la cuestión de la viabilidad. uso práctico la solución bajo consideración. No hay ningún efecto negativo en relación con el drenaje de la tubería de vapor con la liberación de la mezcla de vapor y condensado a la atmósfera a través de la válvula, como suele ser el caso. Creemos que para seguir estudiando y acumular experiencia, es aconsejable continuar trabajando en las tuberías de vapor de baja presión existentes.

Literatura

1. Elin N.N., Shomov P.A., Perov P.A., Golybin M.A. Modelado y optimización de redes de tuberías para tuberías de vapor de empresas industriales // Boletín de ISEU. 2015. T. 200, núm. 2. págs.

2. Baklastov A.M., Brodyansky V.M., Golubev B.P., Grigoriev V.A., Zorina V.M. Ingeniería de energía térmica industrial e ingeniería de calefacción: Manual. M.: Energoatomizdat, 1983. P.132. Arroz. 2.26.

Las pérdidas de vapor y condensado de las centrales eléctricas se dividen en interno y externo. Las pérdidas internas incluyen pérdidas por fugas de vapor y condensado en el sistema de equipos y tuberías de la propia central eléctrica, así como pérdidas de agua de purga de los generadores de vapor.

Para simplificar el cálculo, las pérdidas por fugas se concentran convencionalmente en la línea de vapor fresco.

Se realiza una purga continua para garantizar un funcionamiento confiable del generador de vapor y obtener vapor de la pureza requerida.

D pr =(0,3-0,5)% D 0

D pr =(0,5-5)% D 0 - para agua purificada químicamente

Para reducir la purga, es necesario aumentar la cantidad de flujo de aire y reducir las pérdidas por fugas.

La presencia de pérdidas de vapor y condensado conduce a una disminución de la eficiencia térmica del ES. Para compensar la pérdida de necesidades adicionales de agua, cuya preparación requiere costes adicionales. Por lo tanto, es necesario reducir las pérdidas de vapor y condensado.

Por ejemplo, se deben reducir las pérdidas con el agua de purga del expansor completo del separador de agua de purga.

Pérdidas internas: Dw =D ut +D pr

D ut - pérdidas por fugas

D pr - pérdidas por agua de purga

En IES: Dw ≤1%D 0

Calefacción CHP: Dw ≤1,2%D 0

Paseo. Cogeneración: Dw ≤1,6%D 0

Además de D TV en centrales térmicas, cuando el vapor de las turbinas se dirige directamente y proporcionalmente a los consumidores industriales.

D en =(15-70)%D 0

En las plantas de cogeneración de calefacción, el calor se suministra al consumidor en un circuito cerrado que en las industriales. Vapor. Intercambio de calor

El vapor de la salida de la turbina se condensa en un intercambiador de calor de tipo industrial y el condensado del GP se devuelve al sistema eléctrico. Estaciones.

El refrigerante secundario se calienta y se envía al consumidor de calor.

En este esquema no hay pérdidas de condensado externo.

En el caso general: D sudor = D W + D in - CHP

IES y CHP con circuito cerrado D gato =D martes

Las pérdidas de calor Dpr se reducen en los enfriadores de agua de purga. El agua de purga se enfría para alimentar la red de calefacción y la planta alimentadora.

20 Balance de vapor y agua en la central eléctrica.

Para calcular el esquema térmico, determinar el flujo de vapor a las turbinas, la productividad de los generadores de vapor, indicadores de energía, etc., es necesario establecer, en particular, las relaciones básicas del balance de materia de vapor y agua de la central eléctrica.

Balance de materia del generador de vapor: D SG = D O + D UT o D PV = D SG + D PR.

Balance de materia de la unidad de turbina: D O = D K + D r + D P.

balance de materia consumidor térmico: D P = D OK + D VN.

Pérdidas internas de vapor y condensado: D IN = D UT + D" PR.

Balance de materia para el agua de alimentación: D PV = D K + D r + D OK +D" P + D DW.

El agua adicional debe cubrir las pérdidas internas y externas:

D DV = D IN + D HV = D UT + D" PR + D HV

Considere un separador-expansor de agua de purga

rs<р пг

h pr =h / (p pg)

h // p = h // (p s)

h/pr =h/(p s)

Se elabora el balance de calor y materia del separador.

Térmica: D pr h pr =D / p h // p +D / pr h / pr

D / pr =D pr (h pr -h / pr)/ h // p -h / pr

D/n = β/nD pr; β/p ≈0,3

D / pr =(1-β / n) D pr

El caudal calculado de agua de purga se determina a partir del balance de materiales de las aplicaciones. C PV (kg/t) - concentración de impurezas en PV

C pg - concentración permitida de impurezas en el agua de la caldera

C n - concentración de impurezas en el vapor.

D PV = D PG + D PR – balance de materia

D PV S p = D PR - S pg + D PG S p

D PR = D PG *;

D PR = ;

α pr =D pr /D 0 =

Cuanto mayor sea la cantidad de PV, entonces C pg / C uv →∞ y luego α pr →0