Пиковый бойлер на тэц это
Обновлено: 17.05.2024
Оптимизация режимов работы оборудования электростанций
– контроль за обеспечением оптимального состава оборудования по производству электрической и тепловой энергии при планировании вывода мощностей в ремонт;
– двухступенчатое сжигание на энергетических котлах;
– загрузка дымососов и дутьевых вентиляторов на котлах очереди 130 атм в соответствии с режимными картами по расходу пара на турбоустановку (I-я и II-я скорости вращения);
– увеличение числа часов работы турбин на трехступенчатом подогреве сетевой воды (в режиме ухудшенного вакуума) в отопительный период;
– отключение питательных электронасосов в период разгрузки оборудования;
– разработка зимних и летних графиков минимальных и максимальных нагрузок оборудования ТЭС;
– испытание энергетического котла при работе на кузнецком угле;
– обеспечение оптимальной загрузки турбин;
– тепловые испытания турбин после капремонта;
– разработка и внедрение программы оптимизации режимов работы оборудования ТЭЦ по критерию максимальной экономичности для эффективной работы на оптовом рынке электроэнергии;
– снижение удельных расходов топлива за счет улучшения первичных технико-экономических показателей в результате проведения ремонтных работ, реконструкции оборудования и ввода нового высокоэкономичного оборудования (балансовые испытания до и после ремонта);
– оптимизация летнего режима работы мазутонасосных;
– испытание (оценка эффективности работы) гидромуфт сетевых насосов;
– работа в весенне-летний период с пониженным давлением в прямых магистралях теплосети (без сетевых насосов II-ой ступени);
– монтаж схемы догрева сетевой воды после бойлерных установок турбин на выделенных пиковых бойлерах;
– вывод в резерв малозагруженных трансформаторов;
– прочие мероприятия по оптимизации режимов работы ТЭС.
Эффект и затраты (фактические и плановые) в 2006–2007 годах по энергосберегающим мероприятиям этого типа показаны в табл. 1.
Применение систем шариковой очистки
Применение систем шариковой очистки обеспечивает долговременное поддержание в чистом состоянии внутренней поверхности охлаждающих трубок конденсаторов и теплообменников. При этом через охлаждающие трубки циркулируют пористые резиновые шарики с диаметрами немного больше диаметра самой трубки.
Образующиеся со временем загрязнения теплообменных поверхностей снижают теплопередачу в охлаждающих трубках, существенно снижая тем самым эффективность самого конденсатора или теплообменника. Кроме того, эти загрязнения часто приводят к незапланированным остановам оборудования для проведения необходимой ручной очистки, а также к повреждениям теплообменника.
Для оценки величины термических потерь на современных электростанциях, обусловленных загрязнением теплообменных поверхностей, может служить следующая информация:
1. Повышение расхода тепла на турбоустановку на 1–2 %.
2. Рост давления в конденсаторе на 10 кПа ведет к потерям в электрической мощности от 0,7 до 1,8 %.
Уплотнение топок и газоходов котельных агрегатов
Весомый вклад в экономию топлива вносят такие энергосберегающие мероприятия, как уплотнение топок и газоходов котельных установок. При этом сокращаются затраты электроэнергии на привод дымососов и дутьевых вентиляторов, уменьшаются потери тепла в топочных камерах и газовоздушных трактах энергетических котлов (см. табл. 1).
Внедрение новой техники
Использование детандер-генераторных агрегатов позволяет получить дополнительную электрическую мощность за счет срабатывания избыточного давления газообразного топлива, поступающего на ТЭЦ. Эта технология опробована на ТЭЦ-21 (прирост электрической мощности до 10 МВт), планируется реализация проектов на ТЭЦ-23 и ТЭЦ-26.
Внедрение частотно-регулируемых электроприводов и гидромуфт
Общий вид регулируемой энергосберегающей гидромуфты
В настоящее время накоплен значительный опыт эксплуатации гидромуфт на наиболее распространенных в России типах питательных и сетевых насосов.
На рис. 2 показан энергосберегающий эффект по сравнению с дроссельным регулированием насосных агрегатов.
Энергосбережение от применения гидромуфт по сравнению с дроссельным регулированием насосных агрегатов
Вышеперечисленные мероприятия входят в Городскую целевую программу энергосбережения на 2004–2008 годы, координатором которой является Департамент топливно-энергетического хозяйства г. Москвы.
Выводы
1. Наиболее эффективным энергосберегающим мероприятием на ТЭС является оптимизация режимов работы основного и вспомогательного тепломеханического и электротехнического оборудования.
2. Внедрение регулируемого привода является одним из наиболее перспективных направлений снижения расхода электроэнергии на привод насосов электростанций.
3. Регулируемые гидромуфты являются хорошо апробированным техническим решением, сочетающим высокую надежность и долговечность с конкурентными технико-экономическими характеристиками.
4. Имеется значительный опыт установки гидромуфт на наиболее распространенных в России типах насосов.
Литература
1. Фаткуллин Р. М., Зайченко О. В., Кремер В. Э. Об экономической эффективности применения регулируемого привода на питательных насосах ТЭЦ с поперечными связями // Энергетик. 2004. № 4. С. 9–11.
2. Фардиев И. Ш., Салихов А. А., Фаткуллин Р. М. О целесообразности и опыте применения гидромуфт на вспомогательном оборудовании ТЭС с поперечными связями // Энергетик. 2004. № 5. С. 15–18.
3. Ситас В. И., Пешк А., Фаткул-лин Р. М. Применение регулируемых гидромуфт для уменьшения расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций // Электрические станции. 2003. № 2. С. 61–65.
Все иллюстрации приобретены на фотобанке Depositphotos или предоставлены авторами публикаций.
Статья опубликована в журнале “Энергосбережение” за №5'2007
распечатать статью -->
Обсудить на форуме
Предыдущая статья
Следующая статья
Назначение сетевого подогревателя состоит в нагреве заданного количества сетевой воды до заданной температуры. Принцип его работы ничем не отличается от принципа работы поверхностного конденсатора. Разница состоит, прежде всего, в том, что в конденсаторе холодный теплоноситель (циркуляционная вода) служит для конденсации пара, покидающего турбину, и создания низкого давления на выходе из турбины, а в подогревателе осуществляется нагрев сетевой воды до заданной температуры за счет тепла конденсации пара при давлении, которое обеспечивает необходимую температуру конденсации. Другое существенное отличие сетевого подогревателя от конденсатора состоит в условиях работы: параметрах нагреваемой среды и греющего пара. В конденсаторе циркуляционная вода нагревается на 10—15 °С и составляет на выходе из него в самом неблагоприятном случае 40—50 °С. После подогревателей температура составляет 100—ПО °С, а после дополнительного нагрева в ПВК — 140—150 °С. Для того чтобы сетевая вода не закипела, ее давление с учетом необходимого запаса должно быть не менее 8 ат (0,8 МПа). Давление циркуляционной воды в конденсаторе существенно ниже и определяется только необходимостью преодолеть гидравлическое сопротивление конденсатора и (при установке градирни) поднять ее до сопл разбрызгивающего устройства градирни и обеспечить ее распыл. Давление поступающего в конденсатор пара не превышает К)—12 кПа, в то время как для обеспечения нагрева сетевой воды требуется температура конденсации, соответствующая давлению 2,5—3 ат (250—300 кПа). Таким образом, по параметрам теплоносителей сетевые подогреватели работают в существенно более сложных условиях, чем конденсаторы. Зато объемные расходы теплоносителей, поступающих в подогреватели, существенно меньше и, как результат, их габаритные размеры значительно меньше, чем конденсаторов (хотя в абсолютных цифрах — эго громадные аппараты).
Теплофикационная турбина с одним сетевым подогревателем представляет собой как бы две турбины с двумя конденсаторами: конденсационный поток пара проходит всю турбину и поступает в конденсатор, а теплофикационный — только через часть турбины и поступает в сетевой подогреватель, который играет роль конденсатора. Отсюда следует роль сетевого подогревателя: она зависит от соотношения значений конденсационного и теплофикационного потоков пара и от работоспособности теплофикационного потока. Поскольку работоспособность теплофикационного потока существенно меньше, чем конденсационного, так как давление за первым больше, то даже небольшое изменение давления в камере отбора турбины приводит к существенному изменению работоспособности пара, мощности и экономичности теплофикационного потока. Особенно велико влияние давления в отборе при работе в чисто теплофикационном режиме, когда теплофикационная турбина работает как турбина с противодавлением.
На турбинах современных ТЭЦ обычно используют ступенчатый подогрев сетевой воды в нескольких сетевых подогревателях, обычно в двух. В такой турбине протекает как бы три потока пара: два теплофикационных и один конденсационный
Для теплофикационных установок ТЭЦ выпускают сетевые подогреватели двух типов: вертикальные (ПСВ) и горизонтальные (ПСГ).
Вертикальные сетевые подогреватели выпускаются Саратовским заводом энергетического машиностроения, имеют площадь поверхности теплообмена вплоть до 500 м 2 . Ими комплектуются теплофикационные установки некоторых турбин ЛМЗ.
Для теплофикационных установок мощных турбин используются ПСГ, площади поверхности теплообмена которых достигают 5000 м 2 . Они выпускаются турбинными заводами.
Типичная конструкция ПСВ показана на рис. 4.3. Он представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд, в котором смонтирована трубная система, омываемая снаружи греющим паром; внутри трубной системы движется сетевая вода. Подогреватель состоит из двух основных элементов: цилиндрического корпуса с днищем и вставляемой в него трубной системы. Трубная система скомпонована из прямых трубок, завальцованных в грубные доски так же, как это делается в конденсаторах. Верхняя трубная доска одновременно является фланцем крепления всей системы к корпусу подогревателя. К трубным доскам шпильками прикреплены водяные камеры: верхняя и нижняя.
Подвод и отвод сетевой воды осуществляется через верхнюю водяную камеру. Нижняя водяная камера является поворотной. Соответствующей установкой перегородок в водяных камерах подогреватель выполняют двух- или четырехходовым по сетевой воде. Нижняя трубная доска имеет диаметр меньший, чем корпус подогревателя, и поэтому вся трубная система вместе с нижней водяной мерой свободно расширяется относительно корпуса подогревателя из-за различных температур и коэффициентов температурного расширения материалов трубок и корпуса.
На трубные доски действует перепад давлений сетевой воды и греющего пара, достигающий 1 МПа. Поэтому с учетом большой площади они подвержены огромным усилиям, для восприятия которых устанавливаются анкерные связи, скрепляющие трубную доску и крышку водяной камеры. Между трубными досками также устанавливают анкерные связи в виде трубок, назначение которых состоит в организации движения пара в межтрубном пространстве пучка. К этим анкерным связям электросвар-
Рис. 4.3. Общий вид вертикального сетевого подогревателя ПСВ-500-14-21:
А — вход сетевой воды; Б — выход сетевой воды; В — вход греющего пара; Г— выход конденсата греющего пара: Д— подвод конденсата греющего пара из подогревателя с более низким давлением; Ж — отвод парогазовой смеси; И — подсоединение водоуказательного прибора; К — подсоединение дистанционного указателя уровня; 1 — конденсатосборник; 2 — анкерные связи в водяных камерах; 3 — корпус; 4 — промежуточные трубные доски; 5 — анкерные связи в паровом пространстве; б — верхняя трубная доска; 7 — верхняя водяная камера; 8 — нижняя трубная доска; 9 — нижняя водяная камера; 10 — пароотбойный щиток; П — трубный пучок
кой кренятся промежуточные трубные доски, представляющие собой сегменты площадью чуть больше половины круга. Промежуточные трубные доски обеспечивают поперечное обтекание паром всей поверхности трубок и предотвращают их опасные колебания. К анкерным связям крепят также пароотбойный щиток, расположенный со стороны входа пара. Он препятствует эрозии трубок каплями влаги, поступающей вместе с паром, и способствует равномерной раздаче пара по всему периметру трубного пучка.
Пар, поступающий в подогреватель через входной патрубок (на рис. 4.3 входной паровой патрубок и патрубки для входа и выхода сетевой воды изображены с транспортными заглушками, которые отрезаются при монтаже на ТЭЦ), движется, конденсируясь, зигзагами по направлению к зоне отсоса паровоздушной смеси. Образующийся конденсат стекает в конденсатосборник, откуда он направляется или в подогреватель с меньшим давлением, или в систему регенерации турбины.
На рис. 4.4 показан ПСГ в условном положении, повернутом относительно горизонтальных опор на 67°30', позволяющем понять конструкцию ПСГ в общих чертах. Он состоит из стального цилиндрического кор-
Рис. 4.4. Продольный разрез горизонтального сетевого подогревателя:
а — вид на корпус при вертикальном положении осей патрубков входа пара; б — вид на заднюю водяную камеру; в — вид на переднюю водяную камеру; I — передняя водяная камера; 2 — трубные доски; 3 — компенсатор; 4 — паровпускной патрубок; 5 — промежуточные трубные доски; б — корпус; 7 — задняя водяная камера; 8 — крышка задней водяной камеры; 9 — перегородки в водяных камерах иуса, к основаниям которого приварены трубные доски, закрытые водяными камерами. Для компенсации взаимных температурных расширений трубок, завальцованных в трубные доски, и корпуса установлен линзовый компенсатор.
Пар в ПСГ поступает через два патрубка (транспортные заглушки, показанные на патрубках на рис. 4.4, при монтаже срезаются и к патрубкам привариваются паропроводы, идущие от турбины). В патрубках установлены специальные концентрические воронки, обеспечивающие равномерную раздачу пара по длине трубного пучка. Для исключения вибрации трубок установлены три промежуточных трубных доски. На рис. 4.4 на видах Б и А штриховыми линиями показаны перегородки в трубных досках, обеспечивающие четырехходовую схему движения сетевой воды.
На рис. 4.5 показаны отдельно перегородки в водяных камерах, позволяющие понять схему движения сетевой воды. Знаком плюс обозначено направление движения от нас, а точкой — к нам. Сетевая вода поступает в сектор abc и совершает ход I, двигаясь к задней водяной камере. Горизонтальная перегородка dbe заставляет воду повернуть на 180° и двумя потоками через секторы трубок abd и cbe совершить ход II. Развернувшись на 180°, сетевая вода двумя потоками совершает ход III по трубкам, расположенным в секторах dbm и nbe. Эти потоки сливаются в задней камере и, совершая ход IV, поступают в сектор mbn. И из нее нагретая сетевая вода направляется или в следующий подогреватель, или в ПВК, или в тепловую сеть.
На рис. 4.6 показан ПСГ в рабочем положении, когда по условию компоновки под турбиной оси пароподводящих патрубков располагают наклонно.
Трубный пучок имеет радиальную компоновку. Поступающий пар встречает сопротивление в виде трубного пучка и поэтому обтекает его и движется радиально к центру. Затем пар, в котором вследствие конденсации пара увеличивается концентрация воздуха, поступает на трубки так называемого воздухоохладителя, куда, как видно из рис. 4.6, поступает сетевая вода самой низкой температуры. Это способствует более полной конденсации пара из паровоздушной смеси.
Рис. 4.5. Схема движения воды в четырехходовом горизонтальном сетевом подогревателе (римские цифры — ходы сетевой воды):
1 — выходной патрубок; 2 — перегородки во входной водяной камере; 3 — перегородки в задней водяной камере; 4 — входной патрубок сетевой воды
а — вид на корпус со стороны патрубков входа пара; б — вид со стороны задней водяной камеры; в — разрез по трубному пучку; А — вход сетевой воды; Б — выход сетевой воды; В — вход греющего пара; Г— отвод конденсата греющего пара; ? — подвод парогазовой смеси; Ж — отвод парогазовой смеси; И— подсоединение водоуказательного прибора; К— подсоединение дистанционного указателя уровня; 1 — опора подогревателя; 2 — промежуточные трубные доски; 3 — задняя водяная камера; 4 — крышка задней водяной камеры; 5 — конденсатосборник; 6 — воронки слива конденсата в конденсатосборник; 7 — воздухособирающий жолоб; 8 — воздухоохладитель; 9 — трубный пучок; 10 — корпус; // — паронаправляющие перегородки
Пройдя воздухоохладитель, паровоздушная смесь направляется либо в ПСГ с меньшим давлением, либо в специальный охладитель выпара, где утилизируется его тепло конденсации.
Трубный пучок ПСГ радиальными продольными листами разделяется на отдельные секции. Листы, во-первых, направляют пар к центру на вход в пучок воздухоохладителя, во-вторых, перехватывают образовавшиеся капли и струи конденсата и направляют их к конденсатосборнику.
Водяные камеры имеют лазы, закрытые люками. Их число соответствует числу камер, образованных разделительными перегородками. Лазы позволяют определить поврежденные трубки, через которые сетевая вода попадает в пароконденсатный тракт турбоустановки с серьезными последствиями и для надежности, и для экономичности. Поэтому поврежденные трубки заглушают пробками, что уменьшает поверхность конденсации и экономичность работы турбоустановки. При достаточно большом количестве заглушенных трубок их заменяют на новые.
Подогреватель имеет две опоры. Опора, расположенная у передней водяной камеры, является неподвижной. Подогреватель расширяется от нее в сторону задней водяной камеры.
Работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ, где подогрев сырой и химически очищенной воды осуществляется в подогревателях за счет отборного пара турбин, водогрейные котлы предназначаются для подогрева сетевой воды сверх той температуры, которую в состоянии обеспечить основные подогреватели. До применения водогрейных котлов покрытие непродолжительных пиковых теплофикационных нагрузок на ТЭЦ осуществлялось за счет включения пиковых пароводяных подогревателей, работающих на редуцированном паре от энергетических котлов. С повышением параметров пара на котлах такое использование пара становилось все более и более нерациональным.
Покрытие пика теплофикационной нагрузки при помощи водогрейных котлов освобождает от необходимости иметь на ТЭЦ соответствующую паровую мощность, т. е. на ТЭЦ может быть установлено меньшее количество паровых котлов высокого давления, что позволяет снизить капитальные затраты и высвободить энергетические котлы высокого давления для установки их на других электростанциях. В настоящее время вся работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ проектируются с установкой пиковых водогрейных котлов, что предусмотрено в действующих нормах технологического проектирования тепловых электростанций. Суммарная мощность пиковых водогрейных котлов обычно равна количеству теплоты в отборном паре (р = 1,2÷2,5 кгс/см 2 ) устанавливаемых турбин и составляет ориентировочно 50% максимальной тепловой нагрузки ТЭЦ.
Коэффициент теплофикации, т. е. отношение количества теплоты, получаемого из отборов турбин, к общему количеству теплоты, потребному для теплофикации:
αтец = Q 2 ) не обеспечивало возможности выбора оптимального состава основного оборудования ТЭЦ. Специализация котлов по виду покрываемой тепловой нагрузки, завышенные параметры пара и малая производительность паровых котлов низкого давления приводили к необходимости принятия ряда вынужденных решений, ведущих к увеличению стоимости источника теплоснабжения, ухудшению его технико - экономических показателей и усложнению условий эксплуатации, связанному с наличием разнотипного оборудования.
К этим вынужденным решениям относятся покрытие пиковых технологических паровых нагрузок от энергетических котлов или из отборов дополнительно устанавливаемой паровой турбины с соответствующим повышением, а ТЭЦ сверх оптимального, установка в чисто отопительных ТЭЦ для покрытия собственных нужд в паре (мазутное хозяйство и т. д.) паровых котлов на низкие или средние параметры пара или турбоагрегатов с двумя отборами пара; установка в отопительных котельных, наряду с водогрейными котлами, котлов типа ДКВР и ГМ для покрытия собственных нужд котельной в паре.
Улучшение положения может быть достигнуто при установке на ТЭЦ и в отопительных котельных комбинированных пароводогрейных котлов. Комбинированные теплофикационные котлы, устанавливаемые на ТЭЦ и в крупных котельных, должны осуществлять покрытие собственных нужд в паре для чисто отопительных ТЭЦ и котельных и покрытие пиков по обоим видам тепловой нагрузки при установке котлов на промышленно-отопительных ТЭЦ. Таким образом, в эксплуатации ТЭЦ возможны два режима использования комбинированных котлов, а именно в период с низкими значениями температуры наружного воздуха (ниже - 10°С при атэц = 0,5), когда для покрытия отопительной нагрузки требуется использование пиковых источников теплоты, и в период, когда вся отопительная нагрузка покрывается от основного энергетического оборудования. При работе в первом режиме покрытие пиков тепловых нагрузок обеспечивается использованием комбинированных котлов и запаса установленной паровой мощности энергетических котлов (сверх пропускной способности турбин).
При колебании суточного графика технологической нагрузки и при снижении ее пика, работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ избыток паровой мощности пароводогрейных котлов используется для подогрева сетевой воды в пиковых бойлерах. Кроме обеспечения независимости работы комбинированных котлов от колебаний технологической нагрузки, создается большая надежность теплоснабжения при выходе из строя энергетического котла.
Работа водогрейных и комбинированных котлов в пиковом режиме и включение их в тепловую схему ТЭЦ во втором режиме характеризуется увеличением запаса паропроизводительности энергетических котлов по сравнению с пропускной способностью турбин при работе их по теплофикационному графику и уменьшением технологической нагрузки. Это практически исключает необходимость использования пароводогрейных котлов в этом режиме. Однако в некоторых случаях, как, например, при прохождении суточных максимумов технологической нагрузки в период ремонта основного оборудования без существенного снижения мощности ТЭЦ, может потребоваться их включение. Учитывая малое время, требуемое на пуск котла, их работу следует предусматривать только в период, необходимый для покрытия пиков, с отключением их на остальное время суток. Поскольку конструкция котлов не обеспечивает чисто парового режима работы, нагрузка котла по водогрейному контуру должна поддерживаться минимально возможной, для уменьшения недовыработки электроэнергии, связанной с вытеснением отопительных отборов турбоустановок. Эти требования справедливы и для первого режима работы при уменьшении доли участия комбинированного котла в покрытии пиковой отопительной нагрузки.
Котельный завод Энергия-СПБ производит различные модели водогрейных котлов. Транспортирование водогрейных котлов и другого котельно-вспомогательного оборудования осуществляется автотранспортом, ж/д полувагонами и речным транспортом. Котельный завод поставляет продукцию во все регионы России и Казахстана.
Общепринятой схемой теплофикации от ТЭЦ является схема нагрева сетевой воды теплосети в подогревателях (бойлерах) паром, прошедшим через проточную часть турбин до температуры максимум 120°С, с последующей подачей в пиковые источники тепла (водогрейные котлы, а в старых схемах ТЭЦ — пиковые бойлеры отборного пара) до температуры максимум 150°С. Л далее подача через тепловые сети к батареям отопления домов и бойлерам в них для подо-ірева обычной питьевой воды в системах горячего водоснабжения жителей дома.
Отпуск тепла в паре промпредприятиям (химия, нефтехимия, пищепром, стройиндустрия и т.д.) осуществляется ТЭЦ по договору с предприятием-потребителем, в состав которого (в технических вопросах) входят:
- • соблюдение ТЭЦ в обусловленных пределах параметров пара;
- • соблюдение предприятием-потребителем условий возврата конденсата греющего пара (количество и химический состав).
Принципиальная схема теплофикационной установки ТЭЦ показана на рисунке 5.7, пояснения к схеме приведены там же.
Необходимо обратить внимание на следующие моменты при эксплуатации теплофикационной установки ТЭЦ:
- • режим работы, ввод и вывод оборудования определяются диспетчером теплосети. При этом строго нормируются пределы колебаний давления и температуры сетевой воды;
- • выдерживание нормативов качества сетевой воды, жесткость, содержание кислорода и т.д., является предметом особого внимания, так как нарушение норм этих параметров приводит к негативным последствиям не только в трубопроводах теплосети, но и в теплоиспользующих установках потребителей тепла;
- • аварийная подпитка теплосети включается только по указанию диспетчера теплосети с фиксацией в оперативной документации периода и объема ее подачи. Эта подпитка приводит к резкому росту солесодержания и кислорода в сетевой воде системы теплоснабжения;
- • важнейшей особенностью гидравлического режима системы теплоснабжения является требование о поддержании давления в обратном трубопроводе теплосети в заданных пределах. Нижнее значение 0,5 кгс/см 2 ограничивает возможность вскипания сетевой воды, а верхнее — обычно на уровне 6,0 кгс/см 2 — определяется рабочими параметрами теплоиспользующих установок потребителей (батареи в квартирах, бойлеры ГВС и т.д.), а также параметрами теплообменных аппаратов ТЭЦ. Для предотвращения недопустимого подъема давления в обратной магистрали на ТЭЦ устанавливается предохранительносбросное устройство;
- • в схемах с открытой системой горячего водоснабжения (ГВС) из-за неравномерного расхода (в течение суток) подпиточной воды на ТЭЦ устанавливаются баки-аккумуляторы подпиточной воды для использования запаса в пики графика отпуска воды на нужды ГВС.
Рис. 5.7. Принципиальная схема теплофикационной установки ТЭЦ: 1 — паровая турбина; 2 — подогреватель сетевой воды (бойлер), питающийся паром теплофикационного отбора турбины (ПСВ); 3 — пиковый источник тепла (водогрейный котел или пиковый подогреватель сетевой воды паром из производственного отбора турбины); 4 — сетевой насос (СН); 5 — деаэратор подпитки теплосети (ДПТС) низкого давления (ДНД); 6 — подпиточная вода теплосети: химически очищенная вода при закрытой схеме ГВС или подпиточная вода, приготовленная по проекту открытой схемы ГВС; 7— насос подпитки теплосети (НПТС); 8 — регулятор подпитки теплосети (Р1ІТС); 9— предохранительно-сбросное устройство (ПСУ) защиты от повышения давления в обратной магистрали теплосети;
- 10 — граница раздела (ГР) трубопроводов прямой и обратной сетевой воды между ТЭЦ и предприятием тепловой сети; 11 — конденсатный насос подогревателя сетевой воды (КНПТС); 12 — конденсат подогревателя сетевой воды, направляемый в пароводяной цикл ТЭЦ; 13 — аварийная подпитка теплосети (водопровод, пром, вода и т.д.);
- 14 — бак-аккумулятор подпиточной воды теплосети (БАПВ); 15 — насос бака-аккумулятора подпиточной воды теплосети; 16 — регулятор линии заполнения баков-аккумуляторов подпиточной воды; 17 — линия заполнения баков-аккумуляторов подпиточной воды
Особенно важными при эксплуатации этих баков-аккумуляторов являются: периодический контроль за состоянием обечаек и днища бака (коррозия основного металла и сварных соединений, состояние антикоррозионного покрытия), работа блокировок и переливной линии для недопущения переполнения бака, наличие обвалования бака для недопущения розлива горячей воды при разрыве обечайки бака, а также ограждений обечайки для предотвращения значительного раскрытия стенок бака при разрыве.
Эксплуатация системы теплоснабжения в целом является сложным и многогранным процессом, где наиболее приоритетными являются:
Читайте также: