Технология производства электрической и тепловой энергии

7. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННЫМ СПОСОБОМ "Основным критерием экономичности работы теплофикационных систем является экономия топлива. Экономия топлива, получаемая от развития теплофикации, в значительной мере зависит от соотношения электрических и тепловых мощностей теплофикационных систем" Л.А. Мелентьев «Научные основы теплофикации и энергоснабжения городов и промышленных предприятий» 7.1 Теплофикационное оборудование ТЭЦ Теплофикационное оборудование, установленное на ТЭЦ предназначено для подготовки теплоносителя к передаче по тепловой сети и для приема использованного теплоносителя на ТЭЦ. Для водяных сетей на ТЭЦ используют пароводяные подогреватели, сетевые насосы, установки для подготовки подпиточной воды (водоподготовка, деаэрационные устройства, баки аккумуляторы, подпиточные насосы). В паровых сетях основное оборудование состоит из системы баков и насосов для сбора, контроля и перекачки конденсата, паропреобразовательных установок, для получения из воды вторичного пара, компрессорных установок, редукционно-охладительных установок. На ТЭЦ устанавливают теплофикационные турбины мощностью 50 –150 МВт и давление 13 и 24 МПа двух типов: – конденсационные с отбором пара (Т и ПТ); – с противодавлением (Р). Турбины Т и ПТ являются универсальными. Они могут вырабатывать номинальную электрическую мощность независимо от нагрузки теплофикационных отборов. Средний удельный расход теплоты на выработанный 1 кВт∙ч больше, чем у турбины типа Р. Эти турбины вырабатывают электрическую энергию комбинированным методом. Здесь существует жесткая зависимость от тепловой нагрузки, поэтому они используются только для покрытия «базовой» части тепловой нагрузки. Для покрытия пиковой нагрузки на ТЭЦ часто используются водогрейные котлы – газомазутные или паровые котлы низкого и среднего давления, работающие на твердом топливе для подогрева сетевой воды в пароводяных подогревателях. Можно использовать котлы – утилизаторы (КУ), работающие на базе теплоты отходящих газов промышленных печей. Теплофикационное оборудование ТЭЦ оснащается приборами авторегулирования для поддержания заданных параметров теплоносителя и приборами учета теплоты. Теплофикационные установки ТЭЦ могут выполняться как цен- тральными для всей ТЭЦ, так и поагрегатными при отдельных теплофикационных турбинах. На мощных ТЭЦ с крупными теплофикационными турбинами типа Т250/300-240, Т-175/210-130, Т-100-130, Т-50-130 теплофикационные подогреватели встроены непосредственно в турбинную установку и конструктивно составляют с ней одно целое. Поэтому подогревательные установки и сетевые насосы на таких станциях имеют обычно по агрегатную компоновку. Установки для восполнения водоразбора и утечки воды из сети сооружаются в большинстве случаев центрального типа для всей станции. Центрального типа сооружаются также обычно конденсатосборные устройства, компрессорные и дроссельно-увлажнительные установки. 7.2 Типы и область применения теплофикационных турбин Турбины с противодавлением 1. Турбина типа Р (Р от слова редуктор для уменьшения числа оборотов). Вращающийся ротор уменьшает давление с выработкой электроэнергии, например, от 12,75 до 3,04 МПа. Турбина работает без конденсатора, основное преимущество – экономичность, так как нет потерь тепла в конденсаторе. Удельный расход топлива примерно 0,170 кг у. т на 1 кВт∙ч. При использовании этих турбин вся электроэнергия вырабатывается в теплофикационном режиме (по тепловому графику), но так как существует жесткая связь между отпусками тепла и выработкой электроэнергии, то станции только турбинами типа Р не оснащаются. Поэтому такие турбины работают совместно с другими турбинами электроэнергетической системы (ЭЭС). Рисунок 7.1 – Условная схема с турбиной противодавления типа Р 2. Турбины типа ПР имеет регулируемый производственный отбор пара. Широко применяется на тепловых электростанциях, а также на промышленных предприятиях, где наряду с производством электрической энергии требуется подача пара определенных параметров для производственных и теплофикационных нужд. Пар отпускаемый противодавленческими турбинами может быть использован: 1. Пар после турбин с давлением 1,2…4 ат используется для подогрева сетевой воды. В этом случае сетевую воду можно подогреть до температуры 115…120 оС, то есть турбины рассчитываются на покрытие основной нагрузки, а пиковая нагрузка покрывается пиковыми водогрейными котлами. Но лучше покрывать паром из турбин типа Р только нагрузку ГВС. 2. Пар используется для покрытия технологической нагрузки низкого давления и базисной части коммунально-бытовой нагрузки, Р = 4…9 ат. 3. Покрывается технологическая нагрузка повышенного давления Р = 10…15 ат. Рисунок 7.2 – Условная схема с турбиной противодавления типа ПР На рисунке 7.3 представлена схема мини ТЭЦ с противодавленческой турбиной Р–4–3,4 при переводе котельной с паровыми котлами в мини ТЭЦ с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении. В качестве примера можно рассмотреть работу источника теплоснабжения, отпускающего на производство пар и горячую воду. Источник теплоснабжения – паровая промышленно - отопительная котельная, имеющая воз- можность использовать пар на собственные нужды для получения электрической энергии. Производство – завод, стабильное потребление пара круглосуточно в количестве 35 т/ч, потребное давление пара 6 кгс/см2, температура пара 180ºС. При строительстве мини-ТЭЦ, предлагается использовать имеющиеся тепловое потребление пара с хвоста турбины для одновременной выработки электроэнергии и покрытие тепловой технологической нагрузки. Для этого предполагается строительство ТЭЦ с 2 паровыми котлами БЭМ-25-3,9-440 ГМ и паровой турбиной с противодавлением Р-4-3,4/0,5-1. Выбор данной паровой турбины обусловлен тем, что ее номинальный расход пара составляет 39,6 т/ч, т.е. при расходе пара 35 т/ч турбина будет вырабатывать 3,6 МВт электрической мощности. Технологическая схема работы мини-ТЭЦ выглядит следующим образом: Работают 2 котла БЭМ-25-3,9-440 ГМ. Они вырабатывают 50 т/ч пара с давлением 39 кгс/см2 и температурой 440ºС. Из общего парового коллектора отбираются 35 т/ч пара на турбину Р-4-3,4/0,5-1. Пар с выхлопа турбины с давлением 6 кгс/см2 и температурой 235ºС в количестве 35 т/ч подается на технологические нужды. Так как требуемая температура пара составляет 180ºС, необходимо снижать его температуру с 235ºС до 180ºС в промежуточном теплообменнике, а нагретую охлаждающую воду использовать для собственных нужд мини-ТЭЦ. Кроме пара давлением 6 кгс/см2 на технологические нужды завода требуется пар с давлением 11 кгс/см2 и температурой 200ºС в количестве 5 т/ч. Его можно получить непосредственную из главного парового коллектора, пропустив этот пар через РОУ-40/13. Номинальный расход пара с 2-х котлов составляет 50 т/ч, используется на технологические нужды только 40 т/ч. Остальные 10 т/ч можно, предварительно пропустив через РОУ 40/13, или передать другим потребителям или использовать для собственных нужд по усмотрению завода. Максимальное давление в теплофикационном (отопительном) отборе определяется по температуре сетевой воды, соответствующей средней за отопительный период температуре наружного воздуха. С переходом на повышенный температурный график должно расти давление в теплофикационном отборе, а с ростом давления снижается выработка электроэнергии в теплофикационном режиме. Чтобы не ухудшать экономические показатели теплофикационных турбин, теплофикационные отборы делают сдвоенными с одним регулятором давления. Пределы регулирования давления в нижнем теплофикационном отборе 0,6…2,0 атм., в верхнем – 0,6…2.5, 2,0 атм. Давление регулируется либо в нижнем отборе, либо в верхнем. Если регулирование происходит в верхнем отборе, то нижний становится нерегулируемым с Р = 0,85 атм. Рисунок 7.3 – Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ 7.2.1 Особенности схем отпуска тепла от турбин типа ПТ и Т с отборами пара Теплофикационные турбины имеют в конденсаторах встроенные конденсационные пучки в которых можно подогревать сетевую воду, не меняя давления в конденсаторе. При работе встроенных конденсационных пучков можно получить до 10 Гкал/ч тепла. Сегодня во встроенных пучках можно греть сырую воду перед химводоочисткой в открытых системах теплоснабжения. Схема подогрева сетевой воды на станциях, как правило, двухступенчатая. Первая ступень – основной подогреватель (бойлер), в котором сетевая вода греется паром теплофикационного отбора. Пиковая часть нагрузки может обеспечиваться работой пиковых водогрейных котлов, либо паром производственного отбора. Для деаэрации подпиточной воды могут использоваться вакуумные или атмосферные деаэраторы. Обогрев деаэратора осуществляется, как правило, паром регулируемого или нерегулируемого отбора. Рисунок 7.4 – Схема с турбиной типа ПТ Регенеративные отборы являются не регулируемыми, так как давление пара в них меняется в зависимости от электрической мощности турбины. Производственный отбор имеет повышенные параметры пара, который используется для передачи на производство. Турбина ПТ выбирается именно по производственному отбору пара. Рассмотрим параметры турбины ПТ-60/75-130/13: 60 – номинальная электрическая мощность в МВт, при полностью загруженных отборах П и Т; 75 – максимальная электрическая мощность при выключенных отборах П и Т; 130 и 13 давление пара перед турбиной и в производственном отборе П соответственно, атм. Давление пара в отопительном (коммунальном) отборе не указывается, так как оно почти одинаково во всех турбинах ПТ. По номинальной мощности в 60 МВт рассчитывается баланс энергосистемы. А электрическая часть данной ТЭЦ должна быть рассчитана на максимальную мощность, то есть 75 МВт, чтобы при отключенных отборах пара турбина смогла выдать максимальную электрическую мощность. Турбина типа Т Турбина типа Т предназначена для обеспечения тепловой нагрузки в горячей воде. При конструировании турбины такого типа возникает вопрос: На какую тепловую нагрузку рассчитывать отбор Т? Если рассчитывать на отпуск всей расчетной нагрузки, то есть подогревать сетевую воду отборным паром до = 150 оС, но при этом потребуется пар 6 ат = 0,6 МПа, то турбина будет полностью загружена по теплу в течении краткого периода (зимнее время холодные месяца) не более 50-100 часов в год. Основную часть отопительного периода турбина будет недогружена по теплу. В этих условиях возможны два варианта: – при снижении тепловой нагрузки нужно снижать электрическую мощность вплоть до полной остановки турбины, но это не выгодно, так как не эффективно будет использоваться основное оборудование станции; – при снижении тепловой нагрузки можно сохранить электрическую мощность за счет пропуска пара в конденсаторе, то есть за счет перехода станции в конденсационный режим, но это тоже не выгодно, так как для выработки электрической энергии по конденсационному режиму эффективнее использовать конденсационные турбины типа К. По этим причинам принято рассчитывать тепловую нагрузку в отборе Т с помощь расчетного коэффициента теплофикации. , где – расчетный коэффициент теплофикации, который может изменяться от 0,4 до 0,6. В среднем при этом сетевую воду можно будет нагреть до 100 – 120 и давлении пара в отборе Т должно быть р = 2–2,5 ат. Диапазон – – это технико–экономический диапазон, то есть принятие за пределами этого диапазона технически возможно, но экономически не целесообразно. Существует понятие предельный коэффициент теплофикации это технически возможный предел – – – – где – максимальная температура сетевой воды после подогревателя, которая зависит от расчетного (максимального) давления пара отборе Т (2,5 ат), о температура насыщения С – (принимается 10 оС); – расчетная температура воды в подающем трубопроводе, принимается 150 о С; – максимальная температура сетевой воды перед сетевым подогревателем. При определении надо учитывать: 1. Тепловая нагрузка на систему горячего водоснабжения обеспечивается из теплофикационных отборов Т турбин Т и ПТ. 2. Подогрев подпиточной для подпитки тепловой сети происходит в пароводяных подогревателях (ПВП) и в деаэраторе подпитки тепловой сети паром из отборов Т. 3. Подпиточная вода нагревается от 5 оС до 70 оС. В итоге величина определится, как температура смешения двух потоков воды: – поток сетевой воды из обратного трубопровода с о С; – поток воды из с температурой подпиточной поды 70 оС. Предельный коэффициент теплофикации определяется двумя параметрами . Зависит от давления пара в отборе Т, которое определяет и от темо пературного графика , при графике 150/70 С и при давлении в отборе 2– 2,5 ат будет всегда ниже чем 150 оС, то есть величина предельного коэффициента теплофикации показывает технически возможный предел увеличения коэффициента теплофикации αт и никаким увеличением числа турбин Т не удается увеличить выше предельного значения. Рисунок 7.5 – Схема отпуска тепла от ТЭЦ 7.2.2 Перевод турбин в режим ухудшенного вакуума В этом случае конденсатор используется для подогрева сетевой воды. Конденсатор нормально работает при давлении < 0,8…0,9 атм, поэтому сетевую воду можно нагреть максимум до 80-90 оС. Схема нагрева сетевой воды становится трехступенчатой – «конденсатор - основной подогреватель - пиковый котел или пиковый подогреватель». Так как допустимое давление по воде в конденсаторе не более 2…2.5 атм., то конденсатор включают в схему подогрева до сетевых насосов. 7.2.3 Режимы работы ступеней нагрева ТЭЦ Одной из характеристик работы ТЭЦ является коэффициент теплофикации , который показывает отношение количества тепла из отборов турбины к общему количеству тепла, отпускаемого от ТЭЦ. ' Qотб . Т( П)  ' Qотб Q'пик Коэффициент теплофикации коммунального отбора пара лежит в пределах 0,4…0,6, а коэффициент теплофикации производственного отбора в пределах 0,8…1,0. Различают следующие режимы работы ступеней нагрева сетевой воды: 1. Режим с использованием максимальных параметров в отборе. Пиковая нагрузка покрывается паром производственного отбора. 2. Режим с постоянным перепадом температур по сетевой воде. Пиковая нагрузка обеспечивается работой водяного котла. 3. Режим, сочетающий особенности первых двух (тоже с пиковым водяным котлом). Рисунок 7.6 – Обеспечение тепловой нагрузки из отборов турбин t P t‘отб t1 t2 Pотб +8 Рисунок 7.7 – Температурный график Технико-экономическим расчетом определяется оптимальное значение . max определяется максимально возможная температура сетевой По известному Pотб воды на выходе из основного подогревателя (tотб). max vax Pкон Pотб P , P = 0,2…0,3 ата. где P – потери по пути от турбины до подогревателя. max определяют По Pкон  max конд . Расчетное значение =10…15 оС. По 'отб  max конд tнед , 'отб на графике температур проводят горизонталь- ную линию. Сплошная линия t1 есть график температуры на выходе из основного подогревателя. При tн > tнa отпуск тепла обеспечивается только работой основного подогревателя. При tн < tнa в работу включается и пиковый подогреmax соответствует максимальному отбору пара в отборе Т при отклюватель. Qотб ченном отборе П. С введением в работу пикового подогревателя расход пара в отборе Т уменьшается до номинального. Рассмотрим случай, когда установлен пиковый водяной котел. Q подпитка Q‘пик QS Q‘отб из тепловой сети пиковый водяной котел отбор Т ВК в тепловую сеть +8 tнa tно nпик no Рисунок 7.9 – Схема с покрытием пиковой нагрузки от водогрейного котла Технико-экономическим расчетом определяется оптимальное значение a и При tн > tнa работает только основной подогреватель. ' . Qотб t из подогреt*отб вателя t1 Dt =const P t2 Pотб +8 Рисунок 7.8 – Температурный график При tн < tнa включаются основной подогреватель и пиковый водяной котел. При включении в работу водяного котла загрузка теплофикационного отбора не меняется, что можно обеспечить при постоянном расходе в сети выдерживая постоянный перепад давления по сетевой воде на основном подогревателе. При работе по режиму 2 *отб < 'отб . При работе по режиму 3 определяются ' . 'отб *отб . По найденному *отб находят tнa и Qотб 7.3 ПАРОВОДЯНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ В настоящее время на мощных ТЭЦ применяются, как правило, по агрегатные теплофикационные подогревательные установки поверхностного типа. Подогреватели сетевой воды в этих установках выполняются горизонтальными и располагаются непосредственно под цилиндрами турбин. Каждый подогреватель представляет собой пароводяной горизонтальный теплообменник с цельносварным корпусом. Трубный пучок состоит из прямых трубок, развальцованных с обеих сторон в трубных досках. Во всех подогревателях, кроме подогревателей турбины 250/300-240, трубный пучок выполняется из латунных трубок. В подогревателях, устанавливаемых с турбиной Т-250/300240, работающей на сверхкритических начальных параметрах пара, трубки выполняются из нержавеющей стали X18Н9Т для предупреждения осаждения меди на лопатках проточной части турбины. Для обеспечения повышенной плотности соединений трубок с трубными досками у этих подогревателей кроме развальцовки применяется также приварка трубок. На рисунке 7.10 показан общий вид горизонтального теплофикационного подогревателя ПСГ-5000-3,5-8-1 с площадью поверхности нагрева около 5000 м2, являющегося одной из ступеней нагрева сетевой воды турбоустановки Т175/210-130. Рисунок 7.10 – Горизонтальный теплофикационный подогреватель ПСГ-5000-3,5-8-1 1 – корпус подогревателя; 2 – трубные доски; 3 – входная водяная камера; 4 – поворотная водяная камера; 5 – крышка входной водяной камеры; б – крышка поворотной водяной камеры; 7 – подвод пара; 8 – подвод сетевой воды; 9 – конденсатосбор-1ик; 10 – щелевой патрубок; 11 – линзовый компенсатор; 12 – солевой отсек; 13 –отвод паровоздушной смеси; 14 – анкерная связь Расчетное рабочее давление со стороны пара составляет 0,35 МПа, со стороны воды 0,8 МПа. Поверхность нагрева выполнена из 7600 латунных трубок марки Л-68 (68 % меди, 32 % цинка) диаметром 25/23 мм, длиной 8 м. Под подогревателем установлен конденсатосборник диаметром 900 мм, из которого конденсат отводится насосом в регенеративные подогреватели турбинной установки. Для защиты турбины от разноса при внезапном сбросе электрической нагрузки и закрытии стопорного клапана соединение конденсатосборника с корпусом подогревателя выполнено в виде узкой щели. Назначение ее — тормозить вскипание конденсата в конденсатосборнике при падении давления в паровом пространстве подогревателя ниже давления насыщения конденсата в конденсатосборнике. При достаточной чистоте поверхностей нагрева, высоких скоростях воды (примерно 1,5–2,0 м/с) и надежном дренаже конденсата и воздуха из парового пространства в теплофикационных пароводяных подогревателях коэффициенты теплопередачи достигают значений 3000 – 4000 Вт/(м∙К). Для получения больших скоростей воды в трубках подогреватель выполнен четырехходовым. Ходы образуются перегородками в передней и задней камерах. Перегородки делят трубный пучок на несколько частей по числу хо- дов. Плоскости соприкосновения перегородок с трубными доска ми уплотняются асбестовыми или свинцовыми прокладками для предупреждения перетекания воды помимо трубок. Паровоздушная смесь отводится через патрубки на боковой поверхности корпуса. Для компенсации температурных деформаций на корпусе подогревателя установлен двухволновой линзовый компенсатор. Современные мощные теплофикационные установки имеют две ступени сетевых насосов. Назначением сетевых насосов первой (бустерной) ступени является обеспечение необходимого давления сетевой воды на всасе сетевых насосов второй ступени. Сетевые насосы второй ступени устанавливаются после сетевых подогревателей и обеспечивают циркуляцию сетевой воды в системе теплоснабжения. На ТЭЦ небольшой мощности часто сооружаются общестанционные теплофикационные установки, использующие отработавшую теплоту нескольких турбоустановок. На рисунке 7.11представлена принципиальная схема такой установки. Рисунок 7.11 – Принципиальная схема двухступенчатой поверхностной пароводяной подогревательной установки 1 – пиковый подогреватель; 2 – основной подогреватель; 3 – сетевой насос; 4 – конденсатный насос; 5 – охладитель конденсата; 6 – грязевик; 7 – водомер; 8 – подпиточный насос; 9 – регулятор подпитки Недостаток сетевых насосных установок действующих ТЭЦ заключается в отсутствии на них устройств для регулирования частоты вращения (тиристорных преобразователей или гидромуфт). Из-за этого имеет место существенный перерасход электрической энергии при переменных режимах, отличных от расчетного, например, в летний период вследствие неоправданно высоких напоров, развиваемых этими насосными установками, при сниженных расходах сетевой воды. На рис. 7.12 показан вертикальный пароводяной подогреватель. В этом подогревателе разделительные перегородки в водяных камерах делят трубную систему на ряд сегментов. При такой схеме распределения ходов температуры трубок в смежных ходах близки между собой, поэтому в трубках не возникает больших термических напряжений. Вода подводится и отводится из аппарата при помощи штуцеров, приваренных к верхней камере. Пар подводится к корпусу через боковой патрубок. Конденсат отводится из корпуса через отверстие в нижнем днище. Для продувки парового пространства для удаления воздуха в нижней части боковой поверхности корпуса имеются дренажные отверстия. Рисунок 7.12 – Вертикальный пароводяной теплофикационный подогреватель 1 – верхняя водяная камера; 2 – верхняя трубная доска; 3 – пароподводящий патрубок; 5 – нижняя трубная доска; 6 – нижняя водяная камера; 7 – спускная трубка для воды из водяной камеры; 8 – слив конденсата греющего пара; 9 – патрубок сетевой воды; 10 – пароотражательный лист; 11 – трубки; 12 – опорные лапы Корпуса и трубные доски станционных пароводяных подогревателей выполняются стальными. Поверхность нагрева обычно выполняется из латунных трубок марки Л-68. Тепловой и гидравлический расчет поверхностных теплообменных аппаратов В задачу, теплового расчета входит определение площади поверхности нагрева, а также тепловой нагрузки аппаратов при заданных их конструктивных размерах и параметрах теплоносителей на входе в аппарат. Решение второй задачи проводится с помощью соотношений для характеристик. В задачу гидравлического расчета входит определение потерь напора в аппаратах со стороны первичного и вторичного теплоносителей. В связи с различной методикой расчеты поверхностных и смешивающих аппаратов рассматриваются отдельно. Площадь поверхности нагрева теплообменных аппаратов вычисляется по формуле , где Q – тепловая нагрузка аппарата, Вт; F – площадь поверхности теплообмена, м2 ; k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 · К); t – средняя разность температур между греющим и нагреваемым теплоносителями, °С. При прямотоке или противотоке среднюю разность температур находят как , где и – большая и меньшая разности температур между греющим и нагреваемым теплоносителями на входе и выходе теплообменника. Коэффициент теплопередачи поверхностных аппаратов где и , – коэффициенты теплоотдачи между греющим и нагреваемым те- плоносителями и стенкой; и слоя загрязнений. – термическое сопротивление стенки трубок Коэффициенты теплоотдачи от теплоносителя в стенке, Вт/(м2∙К): – при турбулентном движении воды вдоль трубок ; – при турбулентном движении воды поперек пучка трубок ; – при пленочной конденсации на вертикальной стенке и малой скорости пара ; – при пленочной конденсации пара на наружной поверхности горизонтального пучка трубок , где t – средняя температура воды, °С; – температура пленки конденсата – средняя между температурой насыщенного пара и стенки, °С; – разность температур насыщенного пара и стенки, °С; w – скорость воды, м/с; d – диаметр трубки, м; т – среднее число трубок в вертикальном ряду; H – высота ламинарной пленки конденсата на трубках, м. При отсутствии межтрубных перегородок обычно принимают Н равной высоте трубки, при наличии перегородок – вертикальному расстоянию между ними. При заданных расходах и параметрах теплоносителя тепловая нагрузка аппаратов: Q, Дж/с или Вт, определяется по приведенным ниже формулам: для пароводяного подогревателя ; для водо-водяного подогревателя ; Для пара-парового преобразователя ; Для водопарового преобразователя , где , – расходы греющей и нагреваемой воды, кг/с; и – расходы греющего и вторичного пара, производимого в преобразователях, кг/с; и – энтальпии греющего и вторичного пара, производимого в преобразователях, Дж/кг; – энтальпия конденсата греющего пара, Дж/кг; – энтальпия питательной воды перед преобразователем; с – теплоемкость воды, с = 4190 Дж/(кг∙К); и – температуры греющей воды перед аппаратом и после не- го, °С; и – температуры нагреваемой воды после аппарата и перед ним, °С; – термический КПД аппарата. Под термическим КПД водоподогревателя и паропреобразователя понимается отношение количества теплоты, полученной в аппарате нагреваемым теплоносителем, к количеству теплоты, отданной греющим теплоносителем: . Термический КПД характеризует тепловые потери аппарата в окружающую среду, но не определяет необратимые потери эксергии при теплообмене, т.е. работоспособности теплоты. В мощных аппаратах с удовлетворительной тепловой изоляцией достигает 0,98–0,99. Пароводяные подогревательные установки смешивающего типа В системах теплофикации и централизованного теплоснабжения получили применение смешивающие подогревательные установки, в которых отработавший пар кузнечных прессов и молотов используется для подогрева сетевой вода, а также для термической деаэрации подпитки тепловых сетей. На рисунке. 7.13 показана схема пароводяной подогревательной установки смешивающего типа. В качестве аппаратов подогрева применены пленочные подогреватели. В этих подогревателях пар низкого давления (обычно 0,11—0,12 МПа) приходит в непосредственный контакт с нагреваемой водой, передает ей свою теплоту и конденсируется на ее поверхности. Нагретая вода в смеси с конденсатом греющего пара сливается из подогревателей в сборный бак. Из сборного бака вода забирается циркуляционными насосами и подается для дальнейшего подогрева в поверхностные пароводяные подогреватели, или в водогрейные котлы, или в тепловую сеть. Для защиты от аэрации сетевой воды в схеме теплоподготовительной установки предусмотрена перемычка, позволяющая постоянно поддерживать в пленочных подогревателях температуру воды 100–100,5 °С при избыточном давлении паровой подушки 5–6 кПа независимо от температурного режима подающей линии тепловой сети. При температурах воды в подающей пинии ниже 100 °С часть воды из обратной линии подается по перемычке во всасывающий коллектор циркуляционных насосов помимо пленочных подогревателей. Рисунок 7.13 – Принципиальная схема пароводяной подогревательной установки смешивающего типа 1 – пленочный подогреватель; 2 – сборный бак; 3 сетевой насос; 4 – пиковый котел; 5 – грязевик Конструкции смешивающих пароводяных подогревателей весьма многообразны. на рисунке 7.14 представлен разрез пленочного подогревателя конструкции С.Ф. Копьева. Корпус подогревателя представляет собой вертикальный цилиндр 3. В корпус вставлен пучок концентрических цилиндров 4 из листовой стали толщиной 1–2 мм. В верхнем торце внутреннего цилиндра установлена отбойная розетка 2. Вода из обратной линии тепловой сети поступает через сопло 1, вваренное в верхнее днище подогревателя. Выходя из сопла со скоростью 5–6 м/с, вода ударяется о розетку 2, разбрызгивается и, падая на поверхность вертикальных концентрических цилиндров 4, стекает в виде пленки. Каждый квадратный метр поверхности цилиндров создает 2 поверхности нагрева, так как пленка воды омывает цилиндры с обеих сторон. Навстречу воде снизу поднимается пар, который вводится в подогреватель через патрубок 6, вваренный в нижнюю часть корпуса 5, под пучком вертикальных концентрических цилиндров 4. Пар вступает в непосредственное соприкосновение с пленкой воды, конденсируется на поверхности пленки и нагревает ее. Газы, выделяющиеся из воды в процессе ее подогрева, отводятся наружу через дренажную трубу. Рисунок 7.14 – Пленочный подогреватель На рисунке 7.15 приведены результаты проведенного Всесоюзным теплотехническим институтом испытания пленочного подогревателя. Данные испытания относятся к подогревателю с площадью поверхности нагрева 30 м. Расход воды через подогреватель во время испытания составлял 5,5 кг/с. Коэффициент теплопередачи, Вт/(м∙К), определялся по формуле , где Q – тепловая нагрузка, Дж/с; F – видимая площадь поверхности контакта водяной пленки и пара, т.е. удвоенная площадь поверхности вертикальных цилиндров аппарата, м; – среднелогарифмическая разность температур между греющим паром и водой, °С. Рисунок 7.15 – Результаты испытания пленочного подогревателя F = 30 м; расход воды 5,3 кг/с; k – коэффициент теплопередачи, кВт/(м2∙°С); – недогрев воды до температуры насыщения пара. Недогрев рассчитывается как где – температура насыщения греющего пара; пленочного подогревателя. – температура воды после