Forse riscriverò questa importante sezione a tempo debito. Nel frattempo, cercherò di riflettere almeno su alcuni dei punti principali.

La situazione abituale per noi, regolatori, è che, quando iniziamo il prossimo compito, abbiamo poca idea di cosa sarà o dovrebbe essere alla fine. Ma serve sempre almeno qualche indizio iniziale per non cadere nella confusione, ma chiarendo e acquisendo dettagli, per organizzare il movimento in avanti.

Da dove dovremmo iniziare? Apparentemente, con una comprensione di ciò che si nasconde sotto il termine perdita di vapore e acqua. Ci sono gruppi contabili presso il TPP che tengono registri di queste perdite ed è necessario conoscere la terminologia per avere un contatto produttivo con loro.

Immaginiamo che un TPP fornisca 100 tonnellate di vapore a consumatori terzi (ad esempio un determinato impianto di betonaggio e/o un impianto di fibra chimica), e riceva da loro un ritorno di questo vapore sotto forma della cosiddetta condensa di produzione in la quantità di tonnellate 60. La differenza è 100-60 = 40 tonnellate chiamato non ritorno. Tale mancato ritorno è coperto dall'aggiunta di acqua di reintegro, che viene immessa nel ciclo TPP attraverso un taglio tra HDPE (riscaldatori bassa pressione), meno spesso - tramite disaeratori o, ancor più raramente, in altro modo.

Se ci sono perdite di vapore e di acqua nel ciclo TPP - e sono sempre presenti e, di norma, sono considerevoli, la dimensione dell'aggiunta di acqua di reintegro è uguale al non ritorno più le perdite di termovettore nel Ciclo TPP. Diciamo che la dimensione dell'addizione è di 70 tonnellate, il mancato ritorno è di 40 tonnellate, quindi la perdita, definita come differenza tra l'aggiunta e il mancato ritorno, sarà di 70-40 = 30 tonnellate.

Se hai imparato questa semplice aritmetica e non ho dubbi al riguardo, allora continueremo i nostri progressi. Le perdite sono intra-stazione e alcune altre. Potrebbe non esserci una chiara separazione di questi concetti nel gruppo contabile a causa dell'occultamento nella segnalazione della vera causa di queste perdite. Ma cercherò di spiegare la logica della separazione.

È cosa comune quando la centrale cede calore non solo con il vapore, ma anche attraverso un boiler con acqua di rete. Si verificano perdite nella rete di riscaldamento, che deve essere reintegrata ripristinando la rete di riscaldamento. Diciamo che per alimentare la rete di riscaldamento vengono utilizzate 100 tonnellate di acqua con una temperatura di 40°C, che in precedenza viene inviata ad un disaeratore da 1,2 atm. Per disaerare quest'acqua, deve essere riscaldata alla temperatura di saturazione ad una pressione di 1,2 kgf/cm2, e questo richiederà vapore. L'entalpia dell'acqua riscaldata sarà di 40 kcal/kg. L'entalpia dell'acqua riscaldata secondo le tabelle di Vukalovich (Proprietà termodinamiche dell'acqua e del vapore acqueo) sarà di 104 kcal/kg alla linea di saturazione ad una pressione di 1,2 kgf/cm2. L'entalpia del vapore che va al disaeratore è di circa 640 kcal/kg (questo valore può essere specificato nello stesso gruppo contabile). Il vapore, dopo aver rinunciato al suo calore e condensato, avrà anche un'entalpia dell'acqua riscaldata - 104 kcal / kg. Non è affatto difficile per te, come maestri di equilibrio, annotare l'ovvio rapporto 100*40+X*640=(100+X)*104. Dove deve essere il consumo di vapore per il riscaldamento dell'acqua di reintegro nel disaeratore 1.2 Х=(104-40)/(640-104)=11,9 t o 11,9/(100+11,9)=0,106 t di vapore per 1 tonnellata di acqua di reintegro dopo 1,2 al disaeratore. Si tratta, per così dire, di perdite legittime e non il risultato di un lavoro difettoso del personale di servizio.

Ma poiché siamo portati via dal calcolo termico, scioglieremo un altro nodo simile. Diciamo che abbiamo 10 tonnellate di acqua di scarico della caldaia. Anche questa è quasi una perdita legittima. Per rendere queste perdite ancora più legittime, il flash degli espansori di spurgo continuo viene spesso riciclato nel ciclo di cogenerazione. Per certezza, assumiamo che la pressione nei tamburi della caldaia sia 100 kgf/cm2 e la pressione negli espansori sia 1 kgf/cm2. Lo schema qui è il seguente: l'acqua di spurgo con un'entalpia corrispondente alla linea di saturazione ad una pressione di 100 kgf/cm2 entra negli espansori, dove bolle e forma vapore e acqua con entalpie corrispondenti alla linea di saturazione ad una pressione di 1 kgf /cm2. Ciò che viene scaricato dopo gli espansori è un'altra perdita "legittima" di acqua.

Secondo le tabelle di Vukalovich, troviamo: entalpia dell'acqua di spurgo - 334,2 kcal/kg; entalpia dell'acqua dopo espansione continua a soffiaggio - 99,2 kcal/kg; entalpia del vapore da espansori - 638,8 kcal/kg. E ancora costruiamo un equilibrio infantilmente semplice: 10*334.2=X*638.8+(10-X)*99.2. Da dove troviamo la quantità di vapore formato Х=10*(334,2-99,2)/(638,8-99,2)=4,4 t La perdita di acqua di spurgo sarà 10-4,4=5,6 t o 0,56 t per 1 tonnellata di acqua di spurgo. In questo caso, vengono restituiti al ciclo 4,4*638,8*1000 kcal o 4,4*638,8/(10*334,2)=0,84 kcal per ogni kcal di acqua di spurgo.

Ora andiamo alla caldaia, al luogo a cui dobbiamo avvicinarci più spesso: ai punti di campionamento. I costi di questi punti vendita sono ben regolamentati? Sembra che la portata sia al livello di 0,4 l/min, ma in realtà sarà probabilmente almeno 1 l/min ovvero 0,001*60=0,06 t/h. Se ci sono, diciamo, 10 punti di campionamento su una caldaia, avremo 0,6 t/h di perdita di refrigerante da una sola caldaia. E se i punti aleggiano, "sputano", ecc.? E ci sono anche varie linee di impulso ai dispositivi, dove potrebbero esserci anche perdite dovute alla tecnologia o a perdite in queste linee. E ancora sulle caldaie possono essere installati concentratori-salemetri. È solo un incubo, quanta acqua possono prendere su se stessi. E questi sono tutti "legittimi" o come volete chiamarli, la perdita di vapore e acqua.

Successivamente, sei nel gruppo di contabilità o all'inizio. PTO, o l'ingegnere capo ti dirà che ci sono ancora perdite di vapore per le proprie esigenze. Come al solito, il vapore di estrazione industriale (ce n'è uno sulle turbine) va alle esigenze dell'industria dell'olio combustibile. Esistono standard piuttosto rigidi per queste esigenze e la condensa del vapore deve essere restituita al ciclo. Nessuno di questi requisiti è generalmente soddisfatto. E potrebbero esserci anche perdite "legittime" per uno stabilimento balneare, una serra o qualcos'altro.

Serbatoio dei punti bassi... Questo è spesso uno dei componenti principali dell'acqua di alimentazione. Se l'acqua nel serbatoio è contaminata oltre il limite, i chimici non approvano l'uso di quest'acqua. E anche questa è una perdita o, come ha detto il rispettato Boris Arkadievich, un non ritorno interno. Per un motivo o per l'altro, la condensa di produzione restituita da un consumatore esterno potrebbe non essere utilizzata e questo fatto potrebbe non essere registrato nel gruppo contabile.

Quando affronti tutto questo, se necessario, ci sarà un altro 5-6% di alcune perdite incomprensibili e inspiegabili. Potrebbe essere inferiore o superiore, a seconda del livello di operazione in un particolare TPP. Dove cercare queste perdite? È necessario, per così dire, andare nella direzione del vapore e dell'acqua. Perdite, vapori e altre simili "piccole cose" possono essere significative, superando per entità le perdite da noi considerate ai punti di prelievo del vapore e dell'acqua. Tuttavia, tutto ciò di cui abbiamo parlato qui finora potrebbe essere più o meno ovvio per il personale del TPP senza le nostre spiegazioni. Pertanto, continuiamo il nostro percorso mentale lungo il percorso del vapore e dell'acqua.

Dove va l'acqua? In caldaie, serbatoi, disaeratori. Anche le perdite dovute a perdite nelle caldaie non sono probabilmente un problema nuovo per il funzionamento. Ma possono dimenticare gli straripamenti nei serbatoi e nei disaeratori. E qui, le perdite incontrollate possono essere più che significative.

Ispirati dal primo successo, continuiamo il nostro viaggio lungo il corso del vapore. Dove va il vapore dal punto di vista dell'argomento che ci interessa? Su diverse valvole, guarnizioni, nei disaeratori 1.2 e 6 ata... Le valvole, come tutti noi, non funzionano perfettamente. In altre parole, volano ovunque si trovino, incl. e nei disaeratori. Questi vapori cadono nei tubi di scarico, che sono esposti sul tetto dell'edificio principale del TPP. Se ti arrampichi su quel tetto orario invernale, potresti trovare nebbia di produzione lì. Forse misuri il flusso di vapore dai tubi con un contagiri e scopri che questo vapore è sufficiente per organizzare una serra o un giardino d'inverno sul tetto.

Tuttavia, permangono perdite incomprensibili e inspiegabili. E un giorno, quando si discute di questo problema, l'ingegnere capo, o il capo dell'officina delle turbine, o qualcun altro, ricorda che noi (cioè loro) usiamo vapore per l'eiettore principale e questo vapore non ritorna nel ciclo. È così che la situazione può svolgersi in collaborazione con il personale del TPP.

Sarebbe bello aggiungere a queste considerazioni generali alcuni strumenti per valutare e localizzare le perdite. In generale, non è difficile elaborare tali diagrammi di bilancio. È difficile valutare dove i dati corrispondano al fatto e dove siano gli errori dei flussimetri. Tuttavia, a volte qualcosa può essere chiarito se non prendiamo misurazioni una tantum, ma i risultati per un periodo abbastanza lungo. Più o meno attendibilmente, conosciamo la quantità di perdite di vapore e condensa come differenza tra il consumo di acqua di reintegro e il non ritorno della condensa di produzione. Il reintegro, come già accennato, viene solitamente effettuato attraverso il circuito della turbina. Se non ci sono perdite in questo circuito, il consumo totale di acqua di alimentazione dopo HPH (riscaldatori alta pressione) delle turbine supererà il consumo di vapore vivo alle turbine per l'ammontare delle perdite nel ciclo TPP (altrimenti, senza questo eccesso, non ci sarà nulla per compensare le perdite nel circuito della caldaia). Se ci sono perdite nel circuito della turbina, la differenza tra le due differenze make-up_meno_non-ritorno e flusso_per_alta pressione_pressione_meno_flusso_di vapore_caldo - e sarà la perdita nel circuito della turbina. Le perdite nel circuito della turbina sono perdite nelle tenute, nel sistema di rigenerazione (in HPH e HDPE), nell'estrazione del vapore dalle turbine in ingresso ai disaeratori e alla caldaia (cioè non tanto nelle estrazioni effettive, quanto nei disaeratori e caldaie) e nei condensatori a turbina. I disaeratori hanno le valvole con le loro perdite, gli eiettori sono collegati ai condensatori, usando il vapore. Se potessimo suddividere le perdite di vapore e condensa in perdite nel circuito caldaia e nel circuito turbina, allora il compito di specificare ulteriormente le perdite è molto più semplice sia per noi che per il personale operativo.

Sarebbe bene a tal proposito suddividere in qualche modo, seppur stimate, le perdite di vapore e condensa nelle perdite di vapore stesso e nella condensa effettiva o acqua. Ho dovuto fare tali valutazioni e cercherò di riflettere brevemente la loro essenza in modo che tu, se lo desideri, possa fare qualcosa di simile in collaborazione con gli operatori di turbine o con lo stesso gruppo contabile di TPP. L'idea è che se conosciamo le perdite di energia che non possono essere attribuite a nient'altro che le perdite di calore con vapore e acqua, e se sappiamo dimensione complessiva perdite del liquido di raffreddamento (e deve essere noto), quindi dopo aver diviso il primo per il secondo, attribuiamo le perdite a un chilogrammo di liquido di raffreddamento e, dall'entità di queste perdite specifiche, possiamo stimare l'entalpia del liquido di raffreddamento perso . E da questa entalpia media possiamo giudicare il rapporto tra perdite di vapore e acqua.

Tuttavia, torniamo alla questione del taglio della torta... Il carburante, diciamo, il gas, arriva ai TPP. Il suo consumo è noto dai flussimetri commerciali e dai flussimetri commerciali è noto quanto calore ha rilasciato il TPP. Consumo di gas moltiplicato per il suo potere calorifico in kcal / m3, meno la fornitura di calore in kcal, meno la produzione di elettricità moltiplicata per il suo consumo specifico in kcal / kWh, questa è la nostra torta in prima approssimazione. È vero, il rilascio di calore è, ovviamente, calcolato non in chilocalorie, ma in gigacalorie, ma questi sono dettagli che non devono essere infastiditi qui. Ora da questo valore è necessario sottrarre ciò che, durante la combustione del gas, è volato nella tubazione e ha lasciato perdite per isolamento termico caldaie. In generale, moltiplichiamo il potere calorifico del gas per il suo consumo, poi moltiplichiamo tutto questo per il rendimento delle caldaie, che nel gruppo di contabilizzazione sono abilmente in grado di determinare (e falsificare, ma su questo taciamo), e, quindi, determiniamo le cosiddette caldaie Qgross. Da Qgross sottraiamo la fornitura di calore e la produzione di elettricità, come già accennato, e di conseguenza otteniamo la torta da tagliare.

In questa torta rimangono solo tre componenti: le proprie esigenze di caldaie e turbine, perdite con rilascio di calore, perdite di flusso di calore. Le dispersioni termiche sono qualcosa con un significato non del tutto chiaro, qualcosa come legittimare una parte di perdite non del tutto giustificate. Ma c'è uno standard per questo business, che possiamo sottrarre alla nostra torta. Ora, nel resto della torta, solo i propri bisogni e le perdite dovute al rilascio di calore. Le perdite con rilascio di calore sono perdite legittime durante la preparazione dell'acqua (perdite durante lo scarico delle acque riscaldate di rigenerazione e lavaggio, perdite di calore con insufflazione di chiarificatori, ecc.) più le perdite per tubazioni di raffreddamento, corpi disaeratori, ecc., che viene calcolata secondo appositamente sviluppati standard a seconda della temperatura ambiente. Sottraiamo anche queste perdite, dopo di che dovrebbero rimanere nella nostra torta solo i bisogni propri di caldaie e turbine. Inoltre, nel gruppo contabile, ti diranno, se non mentono, esattamente quanto calore è stato speso per i propri bisogni. Si tratta di perdite di calore con acqua di scarico continua, consumo di energia termica per impianti di olio combustibile, riscaldamento, ecc. Sottrarre questi bisogni dal resto della torta e quello che ottieni è zero? Questo accade anche con la nostra precisione di misurazione, comprese le misurazioni commerciali ufficiali. Tuttavia, dopo questa sottrazione, di solito rimane una discreta quantità, che gli artigiani disperdono per gli stessi bisogni e costi unitari per la generazione di elettricità. Ebbene, sì, attrezzature obsolete, risparmi sulle riparazioni, oltre all'obbligo dall'alto di aumentare annualmente l'efficienza del lavoro sono le ragioni di questa inevitabile stronzata. Ma il nostro compito è determinare la vera causa dello squilibrio tra elettricità e calore che costituisce il resto della nostra torta. Se noi, insieme al gruppo contabile, abbiamo fatto tutto con attenzione e se i dispositivi hanno mentito, non troppo, ne rimane solo uno grande ragione- perdite di energia con perdite di vapore e acqua.

E la perdita di energia, inclusa la sua perdita con la perdita di vapore e acqua, è sempre un problema risonante nei TPP.

Naturalmente, le perdite sono inevitabili, quindi ci sono standard PTE a questo proposito. E se da qualche parte in un libro di testo per le università leggi che puoi fare a meno delle perdite, allora questa è una sciocchezza e niente di più, soprattutto in relazione alle nostre centrali termiche.

Naturalmente, non ho riflettuto qui tutti i punti degni di attenzione. Se lo desideri, puoi trovare informazioni utili nelle relazioni tecniche o altrove. Ad esempio, ho trovato un utile frammento, a mio avviso, su questo argomento nel libro dei nostri colossi della chimica nel settore energetico M.S. Shkroba e F.G. Prokhorov "Trattamento delle acque e regime idrico centrali elettriche a turbina a vapore" per il 1961. Sfortunatamente, qui tutte le mosche e gli elefanti sono allineati in una fila. Se necessario, puoi consultare i nostri specialisti o il personale TPP sulle dimensioni elencate nel frammento, nonché sull'opportunità di utilizzare tutti i raccomandazioni fornite nel frammento Presento questo frammento senza ulteriori commenti.

"Durante il funzionamento, parte della condensa o del vapore, sia all'interno che all'esterno della centrale, si perde e non viene restituito al ciclo dell'impianto. Le principali fonti perdite irrecuperabili vapore e condensa all'interno della centrale sono:

a) un locale caldaia, dove viene perso vapore per azionare meccanismi ausiliari, per soffiare via ceneri e scorie, per granulazione delle scorie nel forno, per spruzzare combustibile liquido negli ugelli, nonché vapore che fuoriesce nell'atmosfera quando le valvole di sicurezza sono periodicamente aperto e quando i surriscaldatori vengono bruciati durante l'accensione delle caldaie;

b) gruppi turbina, dove si verificano continue perdite di vapore attraverso tenute a labirinto e in pompe ad aria, aspirare il vapore insieme all'aria;

c) serbatoi di condensa e di alimentazione, dove l'acqua viene persa attraverso il troppo pieno, nonché l'evaporazione della condensa calda;

d) pompe di alimentazione, dove l'acqua perde attraverso le perdite nelle guarnizioni del premistoppa;

e) tubazioni in cui si verificano perdite di vapore e condensa attraverso perdite nelle connessioni a flangia e nelle valvole di intercettazione.

Le perdite intra-impianto di vapore e condensa presso una centrale a condensazione (CPP) e un TPP di puro riscaldamento possono essere ridotte allo 0,25-0,5% del consumo totale di vapore, a condizione che siano attuate le seguenti misure: a) sostituzione, ove possibile, degli azionamenti a vapore con quelli elettrici; b) rifiuto di utilizzare ugelli vapore e soffianti; c) l'utilizzo di dispositivi per la condensazione e la cattura dei vapori di scarico; d) eliminazione di qualsiasi tipo di valvole di slancio; e) creazione stretti collegamenti tubazioni e scambiatori di calore; f) contrastare le perdite di condensa, gli eccessivi scarichi idrici dagli elementi delle apparecchiature e il consumo di condensa per esigenze non produttive; g) raccolta accurata degli scarichi.

La compensazione delle perdite di condensa interne ed esterne può essere effettuata in diversi modi, tra cui:

un) trattamento chimico acqua di sorgente in modo che la miscela di condensa con quest'acqua abbia gli indicatori di qualità necessari per l'alimentazione delle caldaie;

b) sostituzione della condensa persa con condensa della stessa qualità ottenuta nell'impianto di conversione del vapore (in questo caso il vapore viene fornito alle utenze industriali non direttamente dall'estrazione, ma sotto forma di vapore secondario dal convertitore di vapore);

c) installazione di evaporatori preposti all'evaporazione dell'acqua aggiuntiva con la condensazione del vapore secondario e la produzione di distillato di alta qualità.

Ho trovato un frammento più breve in A.A. Gromoglasova, AS Kopylova, AP Pilshchikov "Trattamento delle acque: processi e dispositivi" per il 1990. Qui mi permetto di ripetermi e di notare che se le consuete perdite di vapore e condensa presso i nostri TPP non superassero, come affermano gli autori, il 2-3%, non riterrei necessario compilare questa sezione:

"Durante il funzionamento delle centrali termoelettriche e delle centrali nucleari, si verificano perdite di vapore e di condensa intrastazione: a) nelle caldaie durante il soffiaggio continuo e periodico, all'apertura delle valvole di sicurezza, all'insufflazione di superfici riscaldanti esterne con acqua o vapore di ceneri e scorie, per l'irrorazione di combustibile liquido negli ugelli, per i meccanismi ausiliari di azionamento; b) nei turbogeneratori mediante tenute a labirinto ed eiettori vapore-aria; b) nei punti di prelievo; d) nei serbatoi, nelle pompe, nelle tubazioni durante il troppo pieno, evaporazione del caldo acqua, infiltrazioni attraverso premistoppa, flange, ecc. Le normali perdite intra-impianto di vapore e condensa, reintegrate con acqua di alimentazione aggiuntiva, non devono superare periodi diversi funzionamento presso centrali termoelettriche 2-3%, presso centrali nucleari 0,5-1% della loro produzione totale di vapore".

Inoltre, ho trovato su Internet:

"Perdite interne:

Perdite di vapore, condensa e acqua di alimentazione dovute a perdite nei raccordi e nei raccordi delle flange;

Perdita di vapore attraverso valvole di sicurezza;

Perdite di drenaggio di condotte del vapore e turbine;

Consumo di vapore per soffiare superfici riscaldanti, per riscaldare olio combustibile e per ugelli;

Le perdite interne del liquido di raffreddamento nelle centrali elettriche con caldaie per parametri subcritici includono anche le perdite dovute al soffiaggio continuo dai tamburi della caldaia.

Dalla mia corrispondenza con l'ingegnere del Kursk CHPP-1. Alle perdite di acqua, vapore e condensa:

Buon pomeriggio, Gennady Mikhailovich! 30-31.05.00

Abbiamo nuovamente discusso con Privalov (vice capo dell'officina chimica DonORGRES) il problema delle perdite di refrigerante. Le perdite maggiori si verificano ai disaeratori (1,2, 1,4 e soprattutto 6 atm), nell'UPC (serbatoio di riserva della condensa), a valvole di sicurezza e nei drenaggi (compresi i drenaggi PVD ad alto contenuto di calore dell'acqua). Gli aggiustatori a volte assumono questo compito di identificare le perdite, ma non disinteressatamente.

Ho parlato dello stesso argomento con il boilermaker. Ha aggiunto che ci sono anche perdite significative alle guarnizioni della turbina. In inverno, le perdite di vapore possono essere tracciate passando sopra il tetto. Da qualche parte nei rapporti avevo dati sulla questione sollevata e ricordo di aver notato grandi perdite nei drenaggi dell'HPH. Per un impianto di cogenerazione con un carico di produzione, la dimensione massima consentita delle perdite di refrigerante all'interno della stazione, senza consumo di vapore per impianti di olio combustibile, disaeratori del sistema di riscaldamento, ecc., secondo PTE 1989, pagina 156 (non ho altri PTE a portata di mano ) è 1,6 * 1,5 = 2,4% della portata totale dell'acqua Le norme di queste perdite, secondo la PTE, devono essere approvate annualmente dall'associazione energetica, guidata dai valori indicati e " Linee guida secondo il calcolo delle perdite di vapore e di condensa".

Per riferimento, dirò che nel mio rapporto sul CHPP dell'impianto chimico di Shostka, i costi medi di un kit BNT sono indicati nell'importo del 10-15% del consumo di acqua potabile. E durante il lancio della prima unità elettrica dell'Astrakhan CHPP-2 (ci sono unità), non abbiamo potuto fornire all'unità la quantità necessaria di acqua demineralizzata fino a quando non è stato attivato il serbatoio dei punti bassi e la condensa è stata inviata all'UPC. Con un "legittimo" 12% del flusso dell'acqua di alimentazione, posso stimare in modo semi-intuitivo il tasso di perdita di refrigerante previsto come 4% di perdita di vapore (a valvole, disaeratori, vapori di BNT inutilizzati, ecc.), 5% di acqua di alimentazione e perdite di condensa HPH, 3% altre perdite di vapore e acqua. La prima parte comprende un'enorme (fino al 5,5% dell'efficienza lorda delle caldaie), la seconda - una parte impressionante (circa il 2%) e l'ultima - tollerabile (meno dello 0,5%) delle perdite di calore. Probabilmente, tu (CHP) consideri ancora correttamente le perdite totali di vapore e condensa. Ma, probabilmente, calcoli in modo errato le perdite di calore e agisci ancora meno correttamente in termini di riduzione di tutte queste perdite.

PS Bene, sembra che abbiamo già affrontato con te tutti gli argomenti principali, in un modo o nell'altro relativi al VKhRB. Alcune domande possono sembrare troppo difficili. Ma questo non è perché sono davvero difficili, ma perché sono ancora insoliti per te. Leggi senza stress. Qualcosa diventerà chiaro la prima volta, qualcosa - con letture ripetute e qualcosa - con la terza. Alla terza lettura, alcune delle lunghezze che ho concesso probabilmente ti daranno fastidio. Questo è normale e con la nostra tecnologia informatica non fa paura. Fai copie dei file per te stesso e rimuovi frammenti non necessari o sostituiscili con meno parole che capisci. La compressione delle informazioni man mano che vengono assimilate è un processo indispensabile e utile.

Quando tutto o la maggior parte di quanto sopra ti diventa chiaro e familiare, non sei più un principiante. Certo, potresti ancora non sapere alcune cose di base. Ma in questo, ti assicuro, non sei solo. Anche il personale operativo molto spesso non sa alcune delle cose più elementari. Nessuno sa tutto. Ma se hai già una serie di conoscenze utili e se lo sfruttamento se ne accorge in un modo o nell'altro, allora, naturalmente, ti sarà perdonata l'ignoranza di alcuni punti elementari. Costruisci su ciò che hai raggiunto e vai avanti!

V.L. Gudzyuk, specialista leader;
dottorato di ricerca PAPÀ. Shomov, regista;
PAPÀ. Perov, termotecnico,
OOO NTC" Energia industriale”, Ivanovo

I calcoli e l'esperienza esistente mostrano che anche misure tecniche semplici e relativamente economiche per migliorare l'uso del calore nelle imprese industriali portano a un effetto economico significativo.

Sondaggi sistemi a vapore e condensa molte imprese hanno dimostrato che spesso non ci sono sacche di drenaggio per la raccolta della condensa e scaricatori di condensa sulle tubazioni del vapore. Per questo motivo, ci sono spesso maggiori perdite paio. La simulazione del deflusso del vapore basata sul prodotto software ha permesso di determinare che le perdite di vapore attraverso gli scarichi della condotta del vapore possono aumentare fino al 30% se una miscela vapore-condensa passa attraverso lo scarico, rispetto alla rimozione della sola condensa.

I dati di misurazione sulle condotte del vapore di una delle imprese (tabella), i cui scarichi non hanno tasche di raccolta della condensa né trappole per la condensa e sono parzialmente aperti durante tutto l'anno, hanno mostrato che le perdite di energia termica e fondi possono essere piuttosto grandi. La tabella mostra che le perdite durante il drenaggio della condotta del vapore DN 400 possono essere anche inferiori rispetto alla condotta del vapore DN 150.

Tavolo. I risultati delle misurazioni sulle condotte del vapore dell'impresa industriale censita, i cui scarichi non hanno tasche per la raccolta della condensa e scaricatori di condensa.

Con una certa attenzione a lavorare per ridurre questo tipo di perdita a basso costo, si può ottenere un risultato significativo, quindi è stata testata la possibilità di utilizzare un dispositivo, forma generale che è mostrato in Fig. 1. Viene installato sul tubo di scarico del vapore esistente. Questo può essere fatto su una linea di vapore in funzione senza spegnerla.

Riso. 1. Dispositivo per lo scarico della condotta del vapore.

Va notato che lontano da qualsiasi scaricatore di condensa è adatto per una tubazione del vapore e il costo per dotare uno scarico di uno scaricatore di condensa va da 50 a 70 mila rubli. Di solito ci sono molti scarichi. Si trovano ad una distanza di 30-50 m l'uno dall'altro, davanti ad ascensori, valvole di controllo, collettori, ecc. Lo scaricatore di condensa richiede un servizio qualificato, soprattutto in periodo invernale. A differenza di uno scambiatore di calore, la quantità di condensa rimossa e, inoltre, utilizzata, in relazione al flusso di vapore attraverso la tubazione del vapore, è insignificante. Molto spesso, la miscela di condensa di vapore dalla tubazione del vapore viene scaricata nell'atmosfera attraverso uno scarico. La sua quantità è regolamentata valvola di intercettazione"circa". Pertanto, ridurre la perdita di vapore dalla tubazione del vapore insieme alla condensa può dare un buon effetto economico, se ciò non è associato a costi elevati di fondi e manodopera. Questa situazione si verifica in molte imprese ed è la regola piuttosto che l'eccezione.

Questa circostanza ha spinto a verificare la possibilità di ridurre le perdite di vapore dalla condotta vapore, in assenza, per qualche motivo, della possibilità di dotare gli scarichi della condotta vapore di scaricatori di condensa secondo uno schema progettuale tipico. Il compito era quello di costo minimo tempo e denaro per organizzare la rimozione della condensa dalla tubazione del vapore con una minima perdita di vapore.

La possibilità di utilizzare una rondella di ritegno è stata considerata come il modo più semplice ed economico per risolvere questo problema. Il diametro del foro nella rondella di ritegno può essere determinato da un nomogramma o da un calcolo. Il principio di funzionamento si basa su varie condizioni deflusso di condensa e vapore attraverso il foro. La capacità di carico della rondella di ritegno per la condensa è 30-40 volte maggiore rispetto al vapore. Ciò consente lo scarico continuo della condensa a quantità minima vapore volante.

Per cominciare, è stato necessario assicurarsi che fosse possibile ridurre la quantità di vapore scaricato attraverso lo scarico della condotta del vapore insieme alla condensa in assenza di una sacca di raccolta e di una tenuta d'acqua, ad es. in condizioni, purtroppo, spesso riscontrabili in impianti con condotte di vapore a bassa pressione.

Mostrato in fig. 1 dispositivo ha un ingresso e due fori di uscita della stessa dimensione. La fotografia mostra che una miscela vapore-condensato esce attraverso un foro con direzione del getto orizzontale. Questo foro può essere bloccato da un rubinetto e viene utilizzato periodicamente se necessario per spurgare il dispositivo. Se la valvola davanti a questo foro è chiusa, la condensa fuoriesce dalla linea del vapore attraverso il secondo foro con direzione del getto verticale: questa è la modalità di funzionamento. Sulla fig. 1 si può notare che con il rubinetto aperto ed uscendo dal foro laterale, la condensa viene spruzzata con vapore, e praticamente non c'è vapore in uscita attraverso il foro inferiore.

Riso. 2. Modalità di lavoro del dispositivo per lo scarico della tubazione del vapore.

Sulla fig. 2 mostra la modalità di funzionamento del dispositivo. L'uscita è principalmente flusso di condensa. Ciò dimostra chiaramente che è possibile ridurre il flusso di vapore attraverso la rondella di ritegno senza tenuta d'acqua, la cui necessità è il motivo principale che ne limita l'uso per il drenaggio delle tubazioni del vapore, soprattutto in inverno. In questo dispositivo, l'uscita del vapore dalla linea del vapore insieme alla condensa è impedita non solo da una valvola a farfalla, ma anche da uno speciale filtro che limita l'uscita del vapore dalla linea del vapore.

È stata testata l'efficacia di diverse varianti di progettazione di un tale dispositivo per rimuovere la condensa da una tubazione del vapore con un contenuto minimo di vapore. Possono essere realizzati sia da componenti acquistati che in un'officina meccanica di una centrale termica, tenendo conto delle condizioni operative di una particolare condotta del vapore. Con lievi modifiche può essere utilizzato anche un filtro dell'acqua disponibile in commercio in grado di funzionare alla temperatura del vapore nella linea del vapore.

Il costo di produzione o acquisto di componenti per una discesa non supera le poche migliaia di rubli. L'attuazione del provvedimento può essere effettuata a scapito dei costi di esercizio, e almeno 10 volte meno rispetto all'utilizzo di uno scaricatore di condensa, soprattutto nei casi in cui non vi sia ritorno di condensa nel locale caldaia.

Il valore dell'effetto economico dipende condizione tecnica, modalità operativa e condizioni operative di una particolare condotta del vapore. Più lunga è la linea del vapore e più numero scarichi di drenaggio e allo stesso tempo il drenaggio viene effettuato nell'atmosfera, maggiore è l'effetto economico. Pertanto, in ogni caso specifico, è necessario uno studio preliminare della questione dell'opportunità dell'uso pratico della soluzione in esame. Non vi è alcun effetto negativo in relazione al drenaggio della condotta del vapore con il rilascio della miscela di vapore-condensa nell'atmosfera attraverso la valvola, come spesso accade. Riteniamo che per ulteriori studi e accumulazione di esperienza, sia consigliabile continuare a lavorare sulle tubazioni del vapore a bassa pressione esistenti.

Letteratura

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2. Baklastov A.M., Brodyansky V.M., Golubev B.P., Grigoriev V.A., Zorina V.M. Ingegneria dell'energia termica industriale e ingegneria del calore: un manuale. Mosca: Energoatomizdat, 1983. P. 132. Riso. 2.26.

Una vita uomo moderno sulla Terra è impensabile senza l'uso dell'energia
sia elettrico che termico. La maggior parte di questa energia in ogni cosa
il mondo sta ancora producendo centrali termiche: Alla loro parte
rappresenta circa il 75% dell'elettricità generata sulla Terra e circa l'80%
prodotto elettricità in Russia. Pertanto, la questione della riduzione
consumo di energia per la produzione di calore e energia elettrica lontano da
inattivo.

Tipi e schemi schematici di centrali termiche

Lo scopo principale delle centrali elettriche è generare
elettricità per illuminazione, fornitura industriale e
produzione agricola, trasporti, servizi pubblici e
bisogni domestici. Altro scopo delle centrali elettriche (termiche)
è la fornitura di calore per edifici residenziali, istituzioni e imprese
riscaldamento in inverno e acqua calda per usi comunali e domestici o
traghetto per la produzione.

Centrali termoelettriche (TPP) per la generazione combinata
energia elettrica e termica (per il teleriscaldamento).
centrali termiche ed elettriche combinate (CHP) e TPP destinati esclusivamente a
la produzione di elettricità è chiamata condensazione
centrali elettriche (IES) (Fig. 1.1). I CPP sono dotati di turbine a vapore,
il cui vapore di scarico entra nei condensatori, dove viene mantenuto
vuoto profondo per un migliore utilizzo dell'energia del vapore durante la generazione
elettricità (ciclo Rankine). Viene utilizzato il vapore proveniente dall'estrazione di tali turbine
solo per il riscaldamento rigenerativo della condensa dei vapori di scarico e
acqua di alimentazione della caldaia.

Figura 1. Diagramma schematico di IES:

1 - caldaia (generatore di vapore);
2 - carburante;
3 - turbina a vapore;
4 - generatore elettrico;

6 - pompa della condensa;

8 - pompa di alimentazione della caldaia a vapore

Gli impianti di cogenerazione sono dotati di turbine a vapore con estrazione del vapore per l'alimentazione
imprese industriali (Fig. 1.2, a) o per il riscaldamento dell'acqua di rete,
forniti ai consumatori per il riscaldamento e il fabbisogno domestico
(Fig. 1.2, b).

Figura 2. Preside schema termico cogenerazione

a- cogenerazione industriale;
b- riscaldamento CHPP;

1 - caldaia (generatore di vapore);
2 - carburante;
3 - turbina a vapore;
4 - generatore elettrico;
5 - condensatore di vapore di scarico della turbina;
6 - pompa della condensa;
7—riscaldatore rigenerativo;
8 - pompa di alimentazione della caldaia a vapore;
7 vasche di raccolta condensa;
9 - consumatore di calore;
10 - scaldabagno di rete;
11-pompa di rete;
Pompa della condensa a 12 del riscaldatore di rete.

Approssimativamente dagli anni '50 del secolo scorso, presso i TPP per l'unità
le turbine a gas iniziarono ad essere utilizzate per i generatori elettrici. Allo stesso tempo, nel
principalmente turbine a gas con combustione di carburante
A pressione costante seguita dall'espansione dei prodotti della combustione in
parte del flusso della turbina (ciclo di Brighton). Tali impostazioni sono chiamate
turbina a gas (GTU). Possono funzionare solo per gas naturale o a
combustibile liquido di alta qualità (olio solare). Queste energie
richiedono installazioni compressore d'aria, consumo di energia
che è abbastanza grande.

Il diagramma schematico della turbina a gas è mostrato in fig. 1.3. Molte grazie
manovrabilità (avvio e caricamento rapidi) sono state utilizzate GTU
nel settore energetico come impianti di punta da coprire improvvisi
mancanza di energia nel sistema di alimentazione.

Figura 3. Diagramma schematico di un impianto a ciclo combinato

1 compressore;
2 camere di combustione;
3-carburante;
turbina a 4 gas;
5-generatore elettrico;
turbina a 6 vapore;
7 caldaia a cascami;
8- condensatore per turbina a vapore;
9 pompa di condensa;
Resistenza a 10 rigenerativi nel ciclo a vapore;
11 - pompa di alimentazione della caldaia per il calore di scarto;
12 camini.

Problemi di cogenerazione

Insieme ai ben noti problemi di un elevato grado di usura delle apparecchiature
e uso diffuso di gas insufficientemente efficiente
unità di turbine a vapore, che i cogeneratori russi hanno affrontato di recente
un'altra minaccia relativamente nuova di perdita di efficienza. Non importa come
stranamente, è collegato alla crescente attività dei consumatori di calore nella regione
risparmio energetico.

Oggi, molti consumatori di calore stanno iniziando ad attuare misure per
risparmio di energia termica. Queste azioni principalmente danneggiano
il funzionamento del cogeneratore, in quanto comportano una diminuzione del carico termico sull'impianto.
La modalità di funzionamento economica del cogeneratore è termica, con una fornitura minima di vapore
condensatore. Con una diminuzione del consumo di vapore selettivo, il cogeneratore è costretto a farlo
adempimento del compito per la generazione di energia elettrica per aumentare la fornitura
vapore nel condensatore, il che porta ad un aumento del costo
elettricità generata. Questa incoerenza porta a
aumento del consumo specifico di carburante.

Inoltre, nel caso di pieno carico sulla generazione di energia elettrica
e basso consumo il cogeneratore a vapore selezionato è forzato a scaricare
vapore in eccesso nell'atmosfera, il che aumenta anche il costo
energia elettrica ed energia termica. Usando il sotto
le tecnologie di risparmio energetico porteranno ad una riduzione del costo di proprietà
esigenze, il che contribuisce ad aumentare la redditività dei cogeneratori e ad aumentare le
controllare il costo dell'energia termica per il proprio fabbisogno.

Modi per migliorare l'efficienza energetica

Considera le sezioni principali del CHPP: errori tipici nella loro organizzazione e
funzionamento e la possibilità di ridurre i costi energetici per la produzione di calore
ed energia elettrica.

Impianti di olio combustibile CHP

Gli impianti a olio combustibile comprendono: attrezzature per l'accettazione e lo scarico dei carri
con olio combustibile, magazzino di stoccaggio dell'olio combustibile, stazione di pompaggio dell'olio combustibile con riscaldatori dell'olio combustibile,
satelliti vapore, scaldabagni e vapore.

Il volume di consumo di vapore e acqua di riscaldamento per mantenere il funzionamento
il risparmio di olio combustibile è significativo. Nelle centrali termoelettriche a gasolio (quando si utilizza
vapore per riscaldamento olio combustibile senza ritorno condensa) prestazioni
l'impianto di dissalazione aumenta di 0,15 tonnellate per 1 tonnellata di combusto
carburante.

Le perdite di vapore e condensa nell'industria dell'olio combustibile possono essere divise in due
categorie: a rendere e non rimborsabile. Quelli a perdere includono vapore,
utilizzato per lo scarico di carri riscaldati mediante miscelazione di flussi, vapore
per lo spurgo di condotte del vapore e la vaporizzazione di condotte di olio combustibile. L'intero volume di vapore
utilizzato in traccianti di vapore, riscaldatori di olio combustibile, riscaldatori
le pompe nei serbatoi dell'olio devono essere restituite al ciclo di cogenerazione nella forma
condensare.

Un tipico errore nell'organizzazione del risparmio di olio combustibile di un CHP è la mancanza di
trappole di condensa sui satelliti di vapore. Differenze dei satelliti a vapore in lunghezza e
modalità di funzionamento portano a una diversa rimozione del calore e alla formazione di
da traccianti a vapore di miscela di condensa di vapore. La presenza di condensa nel vapore
può portare al verificarsi di colpi d'ariete e, di conseguenza, all'uscita da
costruzione di condotte e attrezzature. Mancanza di ritiro controllato
condensa dagli scambiatori di calore, porta anche al passaggio di vapore
linea della condensa. Quando si scarica la condensa nel serbatoio "oliato"
condensa, c'è una perdita di vapore nella linea della condensa, in
atmosfera. Tali perdite possono arrivare fino al 50% del consumo di vapore per l'olio combustibile.
economia.

Legatura traccianti vapore con scaricatori di condensa, installazione su
scambiatori di calore del sistema di controllo della temperatura del gasolio in uscita
consente un aumento della quota di condensa restituita e una riduzione dei consumi
vapore per un risparmio di olio combustibile fino al 30%.

Dalla pratica personale, posso fare un esempio quando porto il sistema
regolazione del riscaldamento dell'olio combustibile nei riscaldatori dell'olio combustibile in un praticabile
condizione ha consentito di ridurre il consumo di vapore per l'olio combustibile stazione di pompaggio sul
20%.

Per ridurre il consumo di vapore e la quantità di consumo di olio combustibile
elettricità, è possibile trasferire al ricircolo di olio combustibile
serbatoio dell'olio. Secondo questo schema, è possibile pompare olio combustibile dal serbatoio a
serbatoio e riscaldamento dell'olio combustibile nei serbatoi dell'olio combustibile senza accensioni aggiuntive
apparecchiature, che porta a un risparmio di energia termica ed elettrica.

Attrezzatura della caldaia

L'attrezzatura della caldaia include caldaie elettriche, aria
riscaldatori, aerotermi, tubazioni varie, espansori
scarichi, serbatoi di drenaggio.

Perdite notevoli al cogeneratore sono associate al continuo soffiaggio dei tamburi della caldaia.
Per ridurre queste perdite sulle linee dell'acqua di spurgo, installare
espansori di spurgo. Le applicazioni si trovano in schemi a uno e due stadi
estensioni.

Nello schema di spurgo della caldaia con un espansore di vapore dall'ultimo
viene solitamente inviato al disaeratore di condensa principale della turbina. Stessa strada
il vapore proviene dal primo espansore in uno schema a due stadi. Fuori vapore
il secondo espansore viene solitamente inviato in atmosfera o sottovuoto
disaeratore dell'acqua di reintegro della rete di riscaldamento o al collettore della stazione
(0,12-0,25 MPa). Lo scarico dell'espansore di spurgo conduce al dispositivo di raffreddamento
spurgo, dove viene raffreddato con acqua inviata all'officina chimica (es
preparazione del trucco e dell'acqua per il trucco), quindi scaricato. Così
Pertanto, gli espansori di spurgo riducono le perdite di acqua di spurgo e
aumentare l'efficienza termica dell'impianto grazie al fatto che un grande
parte del calore contenuto nell'acqua viene utilmente utilizzato. In
impostando il controller di spurgo continuo al massimo
il contenuto di sale aumenta l'efficienza della caldaia, riduce il volume consumato
composizione di acqua purificata chimicamente, ottenendo così un effetto aggiuntivo
salvando reagenti e filtri.

Con un aumento della temperatura dei fumi di 12-15 ⁰С, perdita di calore
aumentare dell'1%. Utilizzo del sistema di controllo del riscaldatore
aria delle caldaie in base alla temperatura dell'aria porta all'esclusione di
colpo d'ariete nella tubazione della condensa, abbassando la temperatura dell'aria in ingresso a
riscaldatore d'aria rigenerativo, riducendo la temperatura dell'uscita
gas.

Secondo l'equazione del bilancio termico:

Q p \u003d Q 1 + Q 2 + Q 3 + Q 4 + Q 5

Q p - calore disponibile per 1 m3 di combustibile gassoso;
Q 1 - calore utilizzato per la produzione di vapore;
Q 2 - dispersione termica con gas in uscita;
Q 3 - perdite con combustione chimica;
Q 4 - perdite da underburning meccanico;
Q 5 - perdite da raffreddamento esterno;
Q 6 - perdite con il calore fisico delle scorie.

Con una diminuzione del valore di Q 2 e un aumento di Q 1, l'efficienza della caldaia aumenta:
Efficienza \u003d Q 1 / Q p

Negli impianti di cogenerazione con collegamenti in parallelo, ci sono situazioni in cui è necessario
chiusura di sezioni di condotte del vapore con apertura di scarichi in vicoli ciechi
trame. Per visualizzare l'assenza di condensa nella condotta del vapore
revisioni leggermente aperte, che portano a perdite di vapore. In caso di installazione
scaricatori di condensa nei vicoli ciechi delle tubazioni del vapore, condensa,
formatosi nelle condotte del vapore, viene scaricato in modo organizzato nelle vasche di drenaggio
o dilatatori di scarichi, il che comporta la possibilità di inciampare
risparmiato vapore nella centrale a turbina con la generazione di energia elettrica
energia.

Quindi, quando si ripristina il trasferimento 140 ati attraverso una revisione, e a condizione che
una miscela vapore-condensato entra attraverso il drenaggio, la campata e
perdite associate a questo, calcolano gli specialisti di Spirax Sarco,
utilizzando la tecnica basata sull'equazione di Napier, ovvero il flusso del mezzo
attraverso un foro con spigoli vivi.

Quando si lavora con una revisione aperta per una settimana, le perdite di vapore saranno 938
kg/h*24h*7= 157,6 ton, le perdite di gas saranno di circa 15mila Nm³, ovvero
sottoproduzione di elettricità nella regione di 30 MW.

Equipaggiamento a turbina

L'equipaggiamento della turbina include turbine a vapore, riscaldatori
riscaldatori ad alta pressione, riscaldatori a bassa pressione, riscaldatori
rete, caldaia, disaeratori, attrezzatura della pompa, espansori
scarichi, serbatoi di punti bassi.

comporterà una diminuzione del numero di violazioni dei programmi di fornitura di calore e
guasto del sistema per la preparazione di acqua purificata chimicamente (desalinizzata chimicamente).
La violazione del programma di funzionamento della rete di riscaldamento comporta perdite durante il surriscaldamento
calore e in caso di surriscaldamento a lucro cessante (vendita di una minore quantità di calore,
più che possibile). La deviazione della temperatura dell'acqua grezza nell'impianto chimico porta a:
con una diminuzione della temperatura - un deterioramento del funzionamento dei chiarificatori, con un aumento
temperatura - ad un aumento delle perdite del filtro. Per ridurre i consumi
il vapore per gli scaldabagni utilizza le acque reflue da
condensatore, a causa del quale il calore perso con l'acqua in circolazione
l'atmosfera viene utilizzata nell'acqua fornita all'officina chimica.

Il sistema di dilatazione del drenaggio può essere a uno o due stadi.
Con un sistema monostadio, entra il vapore dall'espansore di scarico
proprio collettore di vapore, e viene utilizzato nei disaeratori e
vari riscaldatori, la condensa viene solitamente scaricata in un serbatoio di scarico
o serbatoio di punti bassi. Se il CHPP ha una coppia di bisogni propri di due
pressioni diverse, utilizzare un sistema di espansione a due stadi
scarichi. In assenza di regolatori di livello negli espansori di scarico
c'è uno scorrimento di vapore con condensa dagli espansori dello scarico ad alta pressione
pressione nell'espansore a bassa pressione e ulteriormente attraverso il serbatoio di scarico
atmosfera. Installazione di espansori di scarico con tanica di controllo del livello
consentono un risparmio di vapore e una riduzione delle perdite di condensa fino al 40% del volume
miscela di condensa di vapore degli scarichi delle tubazioni del vapore.

Durante le operazioni di avviamento delle turbine è necessario aprire gli scarichi e
selezioni di turbine. Durante il funzionamento della turbina, gli scarichi sono chiusi. Tuttavia
la chiusura completa di tutti gli scarichi è impraticabile, perché a causa di
la presenza di stadi nella turbina, dove il vapore è al punto di ebollizione, e
pertanto, può condensare. Con scarichi sempre aperti
il vapore viene scaricato attraverso l'espansore nel condensatore, il che influisce sulla pressione
in lui. E quando la pressione nel condensatore cambia di ± 0,01 atm a
A flusso di vapore costante, la variazione della potenza della turbina è ±2%.
Regolazione manuale sistema di drenaggio aumenta anche la probabilità
errori.

Darò un caso dalla pratica personale, confermando la necessità di legare
sistema di drenaggio della turbina con scaricatori di condensa: dopo eliminazione
del difetto che ha portato allo spegnimento della turbina, il CHPP ha avviato il suo
lanciare. Sapendo che la turbina era calda, il personale operativo ha dimenticato di aprire
drenaggio, e quando la selezione è stata attivata, si è verificato un colpo d'ariete con la distruzione della parte
linea del vapore di estrazione della turbina. Di conseguenza, sono state necessarie riparazioni di emergenza.
turbine. In caso di collegamento della rete fognaria con scaricatori di condensa,
un problema del genere si sarebbe potuto evitare.

Durante il funzionamento del CHP, a volte si verificano problemi di violazione
modalità di funzionamento della chimica dell'acqua delle caldaie a causa di un aumento del contenuto
ossigeno dentro nutrire l'acqua. Uno dei motivi per la violazione della chimica dell'acqua
la modalità è quella di ridurre la pressione nei disaeratori per mancanza di
sistema automatico di mantenimento della pressione. Violazione della chimica dell'acqua
la modalità porta all'usura delle tubazioni, all'aumento della corrosione delle superfici
riscaldamento e, di conseguenza, costi aggiuntivi per la riparazione delle apparecchiature.

Inoltre, in molte stazioni, i nodi sono installati sull'apparecchiatura principale
misurazione basata sul diaframma. Le aperture hanno una dinamica normale
campo di misura 1:4, che è il problema nella determinazione dei carichi
durante le operazioni di avviamento e carichi minimi. Lavoro sbagliato
flussimetri porta ad una mancanza di controllo sulla correttezza e
efficienza delle apparecchiature. Ad oggi, Spiraks LLC
Sarco Engineering è pronta a presentare diverse tipologie di flussimetri con
campo di misura fino a 100:1.

In conclusione, riassumiamo quanto sopra ed elenchiamo nuovamente le principali misure per ridurre i costi energetici dei cogeneratori:

• Legatura di traccianti di vapore con scaricatori di condensa
• Installazione sugli scambiatori di calore del sistema per il controllo della temperatura dell'olio combustibile in uscita
• Trasferimento del ricircolo dell'olio al serbatoio dell'olio
• Collegamento dell'impianto di riscaldamento per gli scaldacqua di rete e di acqua grezza con un sistema di controllo
• Installazione di espansori di scarico con controllo di livello
• Legatura del sistema di drenaggio della turbina con scaricatori di condensa
• Installazione di unità di misura

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Perdita di vapore e condensa, loro reintegro.

Le perdite di vapore si osservano nelle micce a vapore, da varie non densità nei flussi di vapore ad alta pressione. Queste perdite sono chiamate interne. Oltre alle perdite di vapore si osservano anche perdite di condensa, che si dividono in interne ed esterne.

Le perdite interne sono possibili contaminazioni del vapore condensato fornito per il riscaldamento dell'olio combustibile. La condensa contaminata non viene restituita al vano turbina.

Si osservano perdite di condensa esterna nei cogeneratori che forniscono vapore ai consumatori. La quantità di condensa restituita dalle imprese è inferiore al vapore fornito lì. Per compensare le perdite, viene utilizzata acqua purificata chimicamente, che viene fornita agli evaporatori per un'ulteriore purificazione. Si osservano perdite di acqua di alimentazione nel generatore di vapore durante lo spurgo della caldaia, che viene effettuato per ridurre il contenuto di sale nell'acqua della caldaia.

Evaporatori.

Gli evaporatori contengono costantemente acqua purificata chimicamente. L'evaporatore è uno scambiatore di calore superficiale. L'acqua in ingresso depurata chimicamente viene convertita in vapore grazie al calore del vapore proveniente dall'estrazione della turbina. Il vapore dell'acqua trattata chimicamente è chiamato secondario, che entra nel condensatore dell'evaporatore. Quando l'acqua trattata chimicamente evapora, aumenta la concentrazione di sali, che viene rimossa mediante soffiaggio. Per migliorare la qualità del trattamento delle acque, è possibile utilizzare schema a due stadi, in questo caso, il vapore secondario entra nella fase successiva dell'evaporatore.

Lezione n. 10

DISPOSITIVI DI CONDENSAZIONE PER TURBINE A VAPORE

Il secondo principio della termodinamica. primavera fredda.

Schema del dispositivo di condensazione

Elementi del dispositivo di condensazione.

1. il condensatore effettivo

2. sistema di circolazione;

3. dispositivi di rimozione dell'aria (eiettori);

dispositivo di disaerazione

5. dispositivo di riduzione e raffreddamento

6. avviamento dell'espulsore

7. Raffreddatori a miscela vapore-aria

8. collettore di condensa

9. sistema di automazione

Il vapore di scarico della turbina entra nel condensatore di superficie1. Il condensatore è un riscaldatore di superficie in cui il vapore condensa sulla superficie fredda dei tubi, riscaldando l'acqua pompata attraverso il fascio tubiero da una pompa di circolazione. La condensa risultante fluisce dalla superficie dei tubi nel sifone 8 della condensa del condensatore, da dove viene alimentata dalla pompa della condensa 2 attraverso i refrigeratori dell'eiettore 9 ai refrigeratori di tenuta e quindi all'HDPE e al disaeratore.

Per mantenere la pressione più bassa possibile nel condensatore si utilizzano gli eiettori a getto di vapore 3. Gli eiettori aspirano la miscela vapore-aria formatasi nel condensatore per effetto dell'aspirazione dell'aria. Per aumentare l'efficienza del lavoro, viene utilizzato un sistema multistadio (a due stadi) per comprimere la miscela vapore-aria. Il calore di condensazione del vapore contenuto nella miscela vapore-aria aspirata dagli eiettori viene utilizzato nei refrigeratori degli eiettori per riscaldare la condensa principale.

A volte la miscela vapore-aria aspirata dal condensatore viene preraffreddata nel refrigeratore a monte.

Nel condensatore è installato uno speciale dispositivo disaerante 4 per rimuovere l'ossigeno dalla condensa.

L'acqua circolante utilizzata per condensare il vapore nel condensatore viene raffreddata in speciali vasche di raffreddamento o torri di raffreddamento. Tale il circuito di raffreddamento dell'acqua di ricircolo è detto acqua di ricircolo.

 Confrontare i principali schemi di accensione dei riscaldatori rigenerativi in ​​termini di efficienza.  Descrivere il consumo di vapore vivo e calore per una turbina con estrazioni rigenerative.  Da quali parametri di riscaldamento rigenerativo dell'acqua di alimentazione e come dipende l'efficienza. impianti a turbina?  Cosa sono i raffreddatori di scarico e come vengono utilizzati?  Che cos'è la disaerazione dell'acqua di alimentazione e cosa apporta ai TPP?  Quali sono le principali tipologie di disaeratori?  Come sono inclusi i disaeratori nello schema TPP?  Quali sono i bilanci termici e materiali dei disaeratori e come vengono implementati?  Cosa sono le pompe di alimentazione e quali sono i principali tipi di pompe di alimentazione?  Descrivere gli schemi principali per l'accensione delle pompe di alimentazione.  Descrivere gli schemi principali per l'accensione delle turbine di azionamento. 91 5. SOSTITUZIONE VAPORE E PERDITE DI CONDENSA 5.1. PERDITE DI VAPORE E CONDENSA Le perdite di vapore e di condensa delle centrali elettriche si dividono in interne ed esterne. Le perdite interne includono perdite dovute a perdite di vapore e condensa nel sistema di apparecchiature e tubazioni della centrale stessa, nonché perdite di acqua di spurgo dai generatori di vapore. Le perdite dovute a perdite di vapore e acqua nelle centrali elettriche sono causate da connessioni flangiate che perdono di tubazioni, valvole di sicurezza di generatori di vapore, turbine e altre apparecchiature della centrale elettrica. Riso. 5.1, a Le perdite di vapore e di condensa provocano una corrispondente perdita di calore, deterioramento del rendimento e riduzione del rendimento. centrali elettriche. Le perdite di vapore e condensa vengono reintegrate con acqua aggiuntiva. Per la sua preparazione, dispositivi speciali fornitura di acqua ai generatori di vapore qualità richiesta che richiede investimenti di capitale e costi operativi aggiuntivi. Le perdite sono distribuite sull'intero percorso vapore-acqua. Tuttavia, sono più probabili da luoghi con i parametri ambientali più elevati. La seconda componente delle perdite d'acqua interne è causata dal continuo soffio di acqua nei generatori di vapore a tamburo (nelle centrali con generatori di vapore a flusso diretto, queste perdite sono assenti), che limita la concentrazione di varie impurità nell'acqua di 92 generatori di vapore a un valore che ne garantisca il funzionamento affidabile e la purezza richiesta del vapore che producono. La riduzione dello spurgo e l'aumento della purezza del vapore si ottengono migliorando la qualità dell'acqua di alimentazione, riducendo le perdite di vapore e condensa e la quantità di acqua di reintegro. Riso. 5.1, b L'acqua di alimentazione dei generatori di vapore a passaggio unico deve essere particolarmente pulita, perché una parte significativa delle impurità viene quindi condotta con il vapore nel percorso del vapore e depositata nel percorso di flusso della turbina, riducendone potenza, efficienza. e affidabilità. Le perdite interne includono anche perdite di vapore e condensa durante le modalità di funzionamento instabili dell'apparecchiatura: quando si accendono e si arrestano i generatori di vapore, si riscaldano e si spurgano le tubazioni del vapore, si avvia e si arresta la turbina e si lava le apparecchiature. La riduzione totale di queste perdite è un requisito essenziale per i circuiti di avviamento di unità di potenza e centrali elettriche. Le perdite interne di vapore e condensa non devono superare l'1,0-1,6% al carico nominale. A seconda dello schema di fornitura di calore ai consumatori esterni al CHPP, potrebbero esserci perdite esterne di vapore e condensa. Vengono utilizzati due diversi schemi per la fornitura di calore da parte di una centrale termoelettrica combinata: aperto, in cui il vapore viene fornito ai consumatori direttamente dalla selezione o contropressione della turbina (Fig. 5.1, a), e chiuso, in cui il vapore da 6opa o la contropressione della turbina condensa nello scambiatore di calore superficiale. riscalda il termovettore inviato dall'utenza esterna e la condensa del vapore di riscaldamento rimane al cogeneratore (Fig. 5.1, b). Se i consumatori richiedono vapore, gli evaporatori: i generatori di vapore vengono utilizzati come scambiatori di calore intermedi. Se il calore viene fornito ai consumatori con acqua calda, lo scambiatore di calore intermedio è uno scaldacqua fornito alla rete di riscaldamento (riscaldatore di rete). Con uno schema di fornitura di calore chiuso, le perdite di vapore e condensa sono ridotte a interne, e in termini di valore relativo delle perdite ambiente di lavoro un tale CHPP differisce poco da un IES. La quantità di condensa inversa restituita dai consumatori di vapore industriale è in media del 30% -50% della portata del vapore rilasciato. Quelli. le perdite di condensa esterne possono essere molto maggiori delle perdite interne. L'acqua di reintegro introdotta nel sistema di alimentazione del generatore di vapore con uno schema di alimentazione del calore aperto deve compensare le perdite interne ed esterne di vapore e condensa. Prima di immettere i generatori di vapore nel sistema di alimentazione, vengono utilizzati:  dissalazione chimica profonda dell'acqua aggiuntiva;  combinazione di preliminari pulizia chimica con trattamento termico dell'acqua di reintegro negli evaporatori. 5.2. BILANCIO VAPORE E ACQUA Per calcolare il circuito termico, determinare la portata di vapore per le turbine, le prestazioni dei generatori di vapore, gli indicatori di energia, ecc. è necessario stabilire i rapporti di base del bilancio materiale di vapore e acqua della centrale. Definiamo questi rapporti per un caso più generale di cogenerazione con fornitura di vapore a un consumatore industriale direttamente dall'estrazione della turbina (Fig. 5.1, a). Le equazioni del bilancio materiale del vapore e dell'acqua del KES sono ottenute come caso speciale delle relazioni per il CHP. Il bilancio del vapore dell'attrezzatura principale della centrale è espresso dalle seguenti equazioni. La portata di vapore fresco D alla turbina durante l'estrazione del vapore per rigenerazione Dr, e per consumo esterno Dï, al passaggio del vapore al condensatore Dê è pari a: D=Dr+Dp+Dk (5.1) 5.1a) Fresco consumo di vapore per l'impianto a turbina, tenendo conto del suo consumo Dyo per guarnizioni e altre esigenze oltre alla turbina principale D0=D+Dyo. (5.2) Il carico di vapore dei generatori di vapore Dïã, tenuto conto della perdita Dst, compreso il consumo irrecuperabile di vapore fresco per le esigenze economiche e tecniche della centrale, è: Dpg = D0 + Df (5.3) Si consiglia di prendere il flusso di vapore fresco all'impianto a turbina D0 . Il bilancio idrico di una centrale elettrica è espresso dalle seguenti equazioni. 94 Bilancio dell'acqua di alimentazione Dpv=Dpg+Dpr=D0+Dout+Dpr (5.4) nel caso di generatori di vapore a passaggio unico Dïð=0; Dïâ=D0+Dóò (5.4a) Il flusso dell'acqua di alimentazione Dïâ è generalmente composto da condensa della turbina Dê, condensa di ritorno delle utenze di calore Dîk, condensa di vapore da estrazioni rigenerative Dr, condensa di vapore dall'espansore di spurgo del generatore di vapore D"ï e guarnizioni della turbina Dy, acqua di reintegro Din = Dout + D/pr + Din, ovvero: Dpv = Dc + Doc + Dr + D/p + Dy + Dout + D/pr + Din Senza considerare (per semplicità) estrazioni rigenerative e perdite attraverso le guarnizioni della turbina, si ottiene: Dpv =Dk+Dok+Ddv+D/p (5.4b) Le perdite di vapore e di condensa del cogeneratore sono generalmente costituite da perdite interne Dw e perdite esterne Din. Perdite interne di vapore e acqua alla centrale sono uguali; ) dove D/ïð è la perdita di acqua di spurgo in un impianto di espansione monostadio: nel caso di generatori di vapore a flusso diretto Dpr=0, D/pr=0 e Dvt=Dout (5,5 a) Doc (5.6) dove Doc è la quantità di condensa restituita dai consumatori esterni. perdita totale La pressione del vapore e della condensa di un cogeneratore con schema di alimentazione del calore aperto e la quantità di acqua aggiuntiva Din sono uguali alla somma delle perdite interne ed esterne: +Din Per IES e per cogenerazione con circuito chiuso mandata termica Din=0 e Dpot=Dwt=Dout+D/pr con generatori di vapore a flusso diretto in questo caso Dpot=Dw=Dout Prima di entrare nell'espansore, l'acqua di spurgo passa attraverso il riduttore e la miscela acqua-vapore entra nel espansore, che in esso viene separato in un vapore relativamente puro scaricato in uno degli scambiatori di calore del sistema rigenerativo dell'impianto a turbina, e acqua (separata o concentrata), da cui vengono rimosse le impurità rimosse dal generatore di vapore con acqua di spurgo. La quantità di vapore separato nell'espansore e restituita al sistema di alimentazione raggiunge il 30% della portata dell'acqua di spurgo e la quantità di calore recuperata è di circa il 60%, con un'espansione a due stadi ancora maggiore. 95 Il calore dell'acqua di spurgo viene inoltre utilizzato nel refrigeratore di spurgo per preriscaldare l'acqua di reintegro. Se l'acqua di scarico raffreddata viene ulteriormente utilizzata per alimentare gli evaporatori o per alimentare la rete di riscaldamento, il calore dell'acqua di scarico viene utilizzato quasi completamente. L'entalpia del vapore e dell'acqua all'uscita dell'espansore corrisponde allo stato di saturazione alla pressione nell'espansore; l'umidità del vapore insignificante nei calcoli può essere trascurata. L'evaporazione dall'espansore di spurgo del generatore di vapore a tamburo e la perdita di acqua di spurgo sono determinate dalle equazioni di bilancio termico e materiale dell'impianto di espansione. Nel caso di un impianto di espansione monostadio (Fig. 5.1, a): equazione di bilancio termico Dprip=D/pi//p+ D/prii/pr (5.8) equazione di bilancio materiale Dpr=D/p+D/pr ( 5.9) dove ipr , i/pr e i//p-rispettivamente, le entalpie dell'acqua di spurgo dei generatori di vapore, dell'acqua di spurgo e degli espansori di spurgo, kJ/kg. Quindi  ipr  i r p Dп  D pr    D pr n (5.10) i  ipr   e  i   i pr n D  r  D pr  D  n D pr    r D pr n (5.10a) i   i  r p p p sono uguali, rispettivamente, ai valori dell'entalpia dell'acqua a saturazione nel tamburo del generatore di vapore ipr=i/pg, del vapore e dell'acqua nell'espansore di spurgo. La pressione del vapore nell'espansore di spurgo è determinata dalla posizione nel circuito termico a cui viene fornito il vapore dall'espansore. Nel caso di un impianto di espansione a due stadi, D/ïð e D/p, D//ïð e D//ï sono determinati dalle seguenti equazioni di bilancio termico e materiale. Per l'espansore del primo stadio Dprir=Dp1i//p1+Dpr1i/pr1 e Dpr=Dp1+Dpr1 Per l'espansore del secondo stadio Dpr1i/pr1=Dp2i//p2+Dpr2i/pr2 e Dpr1=Dp2+Dpr2 96 In queste equazioni Dïð, Dïð1 è Dpr2 - rispettivamente, il consumo di acqua di spurgo del generatore di vapore e degli espansori del primo e del secondo stadio, kg/h; Dï1 e Dï2 - produzione di vapore dagli espansori del primo e del secondo stadio, kg/h; iïpr, i/pr1 e i/pr2-entalpie dell'acqua a saturazione all'uscita del generatore di vapore e degli espansori del primo e del secondo stadio, kJ/kg; i//ï1 e i//ï2 - entalpie di vapore saturo (secco) all'uscita degli espansori del primo e del secondo stadio, kJ/kg. Ovviamente le entalpie del vapore e dell'acqua sono funzioni a valore unico della pressione nel tamburo del generatore di vapore ppg e negli espansori del primo e del secondo stadio pp1 e pp2, MPa. Il valore calcolato dello spurgo dei generatori di vapore in regime stazionario è determinato dalle equazioni di bilancio per le impurità nell'acqua (sali, alcali, acido silicico, ossidi di rame e di ferro) nel generatore di vapore. Indicando le concentrazioni di impurità nel vapore fresco, nell'acqua di alimentazione e di scarico, rispettivamente Sp, Spw e Spg, scriviamo l'equazione per il bilancio delle impurità nell'acqua per il generatore di vapore nella forma + DpgSp \u003d (Dpg + Dpr)Spv ( 5.11a) da dove C p in  Sp Dpr  Dp g (5.12) Sp g  C p in Ad un piccolo valore di Sp rispetto a Cp e Spv otteniamo: 1 1 Dpr  Dp g  (D 0  D ut ) (5.13) Sp g Sp g 1 1 Sp in Sp esprimendo i flussi in frazioni di D0, cioè impostando pr=Dpr/D0 e ut=Dut/D0 otteniamo: 1   ut  pr  ( 5.13a) Sp g 1 Sp in Pertanto, la proporzione di spurgo dipende dalla proporzione di perdita, che dovrebbe essere ridotta al minimo, e dal rapporto tra la concentrazione di impurità nello spurgo e nell'acqua di alimentazione. Come qualità migliore acqua di alimentazione (minore Sp.v) e maggiore è la concentrazione ammissibile di impurità nell'acqua dei generatori di vapore GNL, minore è la frazione di spurgo. Nella formula (5.13a), la concentrazione di impurità nell'acqua di alimentazione Сw dipende dalla quota di acqua di reintegro, che include, in particolare, la quota di acqua di scarico persa /пр, che dipende da pr. Pertanto, è più conveniente determinare la frazione di spurgo del generatore di vapore se la concentrazione Sp.v è sostituita dai suoi valori costitutivi. 97 Nel caso di cogenerazione con perdite di condensa esterne senza tener conto (per semplicità) delle estrazioni rigenerative, delle perdite attraverso le guarnizioni della turbina e dell'uso dello spurgo, si ottengono le equazioni per il bilancio delle impurità nella forma - rispettivamente, la concentrazione di impurità nella condensa della turbina, condensa di ritorno dalle utenze e acqua di reintegro; contemporaneamente Dïã=Dê+Dîk+Dvín+Dóò e, se non viene utilizzata l'acqua di spurgo, Dïâ=Dïð+Dóò+Dín. Dalle ultime equazioni Dpr (Spg-Sdv) \u003d Dk (Sk-Sp) + Dok (Sok-Sp) + (Dut + Din) (Sdv-Sp) da dove D a (C a  C p)  D circa a (C o c  C p)  (D t  D int) (C dv  C p) Dpr  (5.14) C p g  C dv otteniamo approssimativamente: ( ut   ext)(C dv  C p )  ut   ext  pr   (5.15) C p g  Sdv Sp g 1 C dv poiché Sp è piccolo rispetto a Sdv. Se non vi è alcuna perdita esterna di condensa, ad es. int=0, allora:  ut  pr  (5.15a) Sp g 1 C dr Se GNL: Sd.in , cioè il contenuto di impurità nell'acqua di reintegro è molto basso, quindi pr0. Se, al contrario, Сг: Сд.в1, allora pr; ciò significa che una grande quantità di acqua di reintegro con concentrazione di Cd.w=Cg, reintegrando lo spurgo, esce dal tamburo del generatore di vapore con lo spurgo. Con il rapporto Spg:Sd.v=2, secondo la formula (5.15) pr=ut+in; se âí=0, allora pr=ut. Quando si utilizza acqua di spurgo e si installa un espansore, si può ottenere come risultato di calcoli simili: d   pr  Cdw 98 Dalle formule (5.15) e (5.15a) è possibile ricavare il valore delle impurità ammissibili nell'addizionale acqua Cd.v a seconda dei valori di Cpg, ut e âí nella forma Cg Sdw  (5.17)    ext 1  pr o, rispettivamente, in assenza di perdite esterne Sp g Sdv  ( 5.17а)   1  pr generatori di vapore. Riso. 5.2 In fig. 5.2 mostra i grafici calcolati dello spurgo continuo dei generatori di vapore pr in funzione del rapporto di CNG: Sdv a vari valori di pot=in+out. Il calcolo termico del raffreddatore di spurgo si riduce principalmente alla determinazione delle entalpie dell'acqua di reintegro idop e dell'acqua di spurgo ilrop dopo il raffreddatore, interconnesse dal rapporto i pr  id in   circa p op op dove op è la differenza tra l'entalpia dell'acqua di reintegro raffreddata e riscaldata, che si assume pari a circa 40-80 kJ/kg (10-20°C). 99 L'equazione del bilancio termico per il raffreddatore di spurgo in questo caso ha la forma: D  р (i  р  i pr) п  D dw (i d v  i dv) p p op op in questa equazione, tutte le quantità tranne le entalpie i pr e i dvp sono noti. op o Utilizzando il rapporto tra di loro e scegliendo il valore op.p, una di queste grandezze viene esclusa dall'equazione del bilancio termico e la seconda viene determinata, quindi dal rapporto tra di loro viene determinata la prima. La temperatura dell'acqua di spurgo raffreddata è generalmente di 40-60°C. Nelle centrali elettriche senza perdite esterne, i valori di D / pr e Dd. sono dello stesso ordine, ad esempio D / pr \u003d 0,40 Dd.v; quindi, quando l'acqua di spurgo viene raffreddata di 100°C, ad esempio da 160 a 60°C, l'acqua aggiuntiva viene riscaldata di 40°C, ad esempio da 10 a 50°C, con op=10°C e  op42 kJ/kg. Nei CHPP con perdita di condensa esterna, il valore di D/ïð può essere significativamente inferiore al valore di Dd.w, ad esempio D/pr0.1Ddv; quindi è possibile raffreddare l'acqua di spurgo più in profondità, ad esempio, a 40°C, riscaldando l'acqua aggiuntiva a 22°C, e op=18°C e koi=76 kJ/kg. 5.3. IMPIANTI DI EVAPORAZIONE La sostituzione delle perdite di vapore e condensa con acqua pulita di reintegro è una condizione importante per garantire funzionamento affidabile apparecchiature per centrali elettriche. L'acqua aggiuntiva della purezza richiesta può essere distillata ottenuta da uno speciale scambiatore di calore: un impianto di evaporazione. L'impianto evaporatore è costituito da un evaporatore in cui l'acqua grezza iniziale di reintegro, solitamente preventivamente depurata chimicamente, viene convertita in vapore, e da un refrigeratore in cui viene condensato il vapore prodotto nell'evaporatore. Tale dispositivo di raffreddamento è chiamato condensatore dell'evaporatore o condensatore dell'evaporatore. Pertanto, nell'impianto dell'evaporatore, l'acqua di reintegro iniziale viene distillata: si trasforma in vapore, seguito da condensazione. L'acqua di condensa evaporata è un distillato esente da impurità. L'evaporazione dell'acqua aggiuntiva avviene per effetto del calore sprigionato dal vapore di condensazione del riscaldamento primario proveniente dalle estrazioni delle turbine; la condensazione del vapore secondario prodotto nell'evaporatore avviene per effetto del raffreddamento del vapore con acqua, solitamente la condensa dell'impianto a turbina (Fig. 5.3). Con un tale schema di accensione dell'evaporatore e del suo condensatore, il calore del vapore di estrazione della turbina viene utilizzato per riscaldare la condensa principale e viene restituito con l'acqua di alimentazione ai generatori di vapore. Pertanto, l'impianto di evaporazione viene acceso secondo il principio rigenerativo, e può essere considerato come un elemento dello schema rigenerativo dell'impianto a turbina. 100