5. БАЛАНСЫ ПАРА И ВОДЫ, СПОСОБЫ

 ВОСПОЛНЕНИЯ ИХ ПОТЕРЬ

5.1. Балансы пара и воды на КЭС и ТЭЦ

На паротурбинных ТЭС имеются потери пара, его конденсата и питательной воды, которые разделяют на внутренние и внешние. Внутристанционные потери складываются из потерь на паровую обдувку котлов, на мазутные форсунки, на разогрев мазута, с продувочной водой котлов, через неплотности трубопроводов, арматуры и оборудования. Величина этих потерь зависит от характеристики, качества изготовления и монтажа оборудования, уровня эксплуатации ТЭС. Внутренние потери составляют: на КЭС – 0,8÷1,1 %; на ТЭЦ – 1,5÷1,8 %. Основная часть этих потерь – непрерывная продувка барабанных котлов. Внешние потери равны 20÷40 % и могут составлять 70 % в случае не возврата конденсата с заводов.

Паровой баланс турбины с регенеративными отборами пара запишем в следующем виде

,                            (5.1)

где  –  расход   свежего   пара   и   пара   на   внешнего  потребителя;    –

регенеративные отборы пара; D_уп – протечки пара через уплотнения; D_i – другие отборы пара (на привод ПН и воздуходувок, подогрев мазута и дутьевого воздуха и др.); D_к – пропуск пара в конденсатор; D_ут – утечка пара в турбоустановке.

D_о является основным параметром при расчете тепловой схемы, производительности котла, энергетических показателей и др.

       Баланс питательной воды

G_п.в= D_о + G_пр,                                                     (5.2)

где G_пр – расход продувочной воды котла (для прямоточного котла G_пр=0 и G_п.в= D_о).  G_пр =1 %  при  восполнении  потерь  пара и  конденсата  обессоленной водой или дистиллятом испарителей;  не более 2% – химически очищенной водой; до 5% – при высокой минерализации исходной воды, большом не возврате конденсата от потребителей.

Поток питательной воды включает следующие величины

,                               (5.3)

где  – потоки турбинного конденсата, конденсата пара регенеративных отборов и пара из уплотнений;  – конденсат пара из расширителя продувки котла (до 30 % от );  – расход добавочной воды (восполняет потери пара и конденсата в тепловой схеме).

,                                         (5.4)

,                                                   (5.5)

где  – потери пара и конденсата на электростанции;  – потеря воды в виде дренажа из расширителей продувки;  – потеря конденсата у внешних потребителей (для ТЭЦ).

Мероприятия по уменьшению потерь пара и конденсата: применение ступенчатого испарения и совершенных сепарационных устройств в барабанных котлах, снижающих величину продувки; сбор конденсата от всех станционных потребителей, в том числе при пусках агрегатов; применение сварных соединений трубопроводов; организация сбора и возврата чистого конденсата от внешних потребителей.

Дополнительный расход тепла топлива, вызываемый потерями пара и конденсата равен:

,              (5.6)

где  – энтальпия соответственно пара после котла, продувочной воды, конденсата, возвращаемого от потребителей ТЭЦ, добавочной воды; η_к – КПД котла.

Дополнительный расход тепла топлива на увеличение электрической мощности питательного насоса, обусловленный перекачкой добавочной воды.

.                                                 (5.7)

Здесь  – давление питательного насоса; ,  – КПД питательного насоса и электростанции нетто; ,  – расход и плотность добавочной воды.

5.2. Добавочная вода

Согласно ПТЭ ТЭС потери пара и конденсата на КЭС не должны превышать 1,5% количества пара, вырабатываемого котлами, на ТЭЦ эти потери составляют в среднем 40%. Потери конденсата на ТЭС всех типов возмещают добавочной водой (готовится из исходной воды). Сырая вода содержит различные вещества в виде механических примесей и в растворенном состоянии.

Механические примеси состоят из частиц песка, глины и др. В растворенном состоянии содержатся химические соединения металлов – соли: Na, Ca, Mg, Fe, силикаты Na₂SiO₂, Ca(HSiO₃)₂; газы O₂, CO₂ и N₂. В воде находятся также продукты разложения животных и растительных организмов; окись кремния и окись железа.

Соли Ca, Mg, Si при испарении воды в котле выпадают из раствора и отлагаются на поверхностях нагрева в виде накипи или остаются в воде во взвешенном состоянии в виде илистого осадка – шлама. Механические примеси также отлагаются на поверхностях нагрева. О₂ и СО₂, растворенные в воде, могут вступать в химические реакции, что приводит к коррозии металла.

При испарении воды кремниевая кислота переходит в пар, соли ее выделяются из пара и отлагаются на лопатках турбин. Удалить кремниевую кислоту полностью из воды  химическим методом не удается. Суммарное содержание в воде солей Ca и Mg называют общей жесткостью воды, она разделяется на карбонатную (временную) и не карбонатную (измеряется в мг–экв/дм³, мкг–экв/дм³).

 Для удаления примесей природную воду подвергают предварительной подготовке (очистке). Применяют два способа подготовки добавочной воды: химическое и термическое обессоливание.

5.3. Химическая подготовка добавочной воды

При любом способе подготовки добавочной воды ее сначала осветляют, т.е. очищают от крупных взвешенных частиц (грубодисперсных примесей) и мелких частиц (коллоидно-дисперсных веществ) с диаметром менее 100 мкм (10^-6м). Грубодисперсные примеси удаляют осветлением воды путем отстаивания и фильтрования. Коллоидно-дисперсные частицы предварительно укрупняют, что достигается их коагулированием специальными реагентами (коагулянтами). При коагулировании образуются грубодисперсные хлопья, которые выпадают в осветлителях или поглощаются в процессе фильтрования.

После осветления воду умягчают методом Na или Н – катионирования. При Na – катионировании взамен солей Са и Mg образуются соли натрия, которые в котловой воде остаются в растворенном виде и не дают накипи. Недостатком Na – катионирования является высокие щелочность и общее солесодержание умягченной воды.

В установках, работающих по схеме Н – катионирования при обмене и поглощении ионов Са и Mg выделяются ионы водорода, а соли Са и Mg образуют серную, соляную и угольную кислоту, т.е. вода становится кислой. Перед подачей в котел воду предварительно нейтрализуют щелочной водой, полученной после – катионитного фильтра. Это схема очистки с одновременным Н– и Na – катионированием.

1. На ТЭС с барабанными котлами применяют химические обессоливание добавочной воды, а также подпиточной воды теплосети (умягчение, обескремнивание, обессоливание).

2. Для питания прямоточных котлов применяют полное химическое обессоливание – катионирование с последующей обработкой воды в анионитных фильтрах. Для дополнительного обескремнивания вода после пропуска ее через декарбонизатор подается в Н – катионитные и анионитные фильтры II и III ступеней, где она освобождается и от кремниевой кислоты (на ТЭС сверхкритического давления).

Химический метод обессоливания является основным при среднем солесодержании исходной воды  мг-экв/дм³ для барабанных котлов и не выше  мг-экв/дм³ для прямоточных котлов.

Максимально допустимые содержания солей Са и Мg, кремниевой кислоты, нефтепродуктов и соединений Na, Fe и Cu в питательной воде, а также значения кислорода О₂ и показателя рH – химической активности растворенных в воде веществ приведены в таблице 5.1.

                                                                                                               Таблица 5.1

Нормы качества питательной воды                                                                                                                

Примечания: 1. 1мкг–экв/дм³ соответствует содержанию 20 мкг кальция или 12,2 мкг магния в 1 дм³ (1 кг) воды; 2. рН – показатель химической активности растворенных в воде веществ: нейтральной реакции соответствует рН = 7,0; увеличению кислотности раствора соответствует уменьшение значения рН от 7 до 0; увеличению щелочности – возрастание значения рН от 7 до 14; 3. числитель – для котлов на жидком топливе, знаменатель – на других видах топлива; 4. для прямоточных котлов значения рН приведено при гидразинно-аммиачном режиме.

5.4. Термическая подготовка добавочной воды

На многих ТЭС восполнение потерь пара и конденсата производят дистиллятом. Дистиллят получают в испарительных установках термическим обессоливанием химически умягченной воды или воды, прошедшей упрощенную обработку (известкование, содоизвесткование, умягчение подкислением). Имеются также установки, работающие на сырой воде с затравкой.

    Испаритель– теплообменник поверхностного типа. При работе испарителя к нему непрерывно подводятся первичный пар из регенеративных или регулируемых отборов турбины и умягченная вода, часть которой испаряется, образуется вторичный пар (рис. 5.1). Вторичный пар направляют в конденсатор испарителя – поверхностный теплообменник, включенный в систему регенеративного подогрева питательной воды. В двухступенчатых и многоступенчатых установках вторичный пар первой ступени является греющим паром второй ступени и т.д.

Жесткость питательной воды для испарителей не должна превышать 30 мкг-экв/дм³. (при сильно минерализованной исходной воде ≤75 мкг-экв/дм³). При содержании О₂ ≥ 30 мкг/дм³ необходима предварительная деаэрация питательной воды. В этом случае солесодержание вторичного пара испарителей не превышает 0,2 мкг/дм³.

Одноступенчатые испарительные установки (рис. 5.1) применяют на КЭС, где потери пара и конденсата не превышают 3%. Они работают при температурном перепаде греющего (первичного) и вторичного пара ∆t=t_Sпер - t_Sвт = 12÷15 ºС, что соответствует разности их давлений ∆р=0,1÷0,2 МПа. На ТЭЦ применяются 2-х ступенчатые или многоступенчатые установки (до шести ступеней), что увеличивает выход дистиллята на единицу первичного пара.

Расход первичного пара рассчитывают из уравнения теплового баланса испарителя

,                      (5.8)

где  – расход первичного и вторичного пара;  – расход продувочной воды испарителя;  – энтальпия первичного и вторичного пара;  – энтальпия конденсата первичного и вторичного пара и питательной воды испарителя;  – КПД испарителя, учитывает потери теплоты в окружающую среду.

Количество питательной воды испарителя  равно потерям пара и конденсата в тепловой схеме ТЭС G_д.в. с учетом потерь на продувку испарителя:

.                                                     (5.9)

Здесь G_вт = G_д.в.

Доля продувки испарителя  (С_к = (40÷60)10³ мг/кг). При таких соотношениях расходов  и , и примерно равных теплотах парообразования q_к греющего и вторичного пара расход . Т.е. в первом приближении можно считать, что для получения 1 кг вторичного пара требуется 1 кг греющего пара.

 Стоимость дистиллята определяется в основном стоимостью химподготовки питательной воды испарителей и отчислениями от капитальных затрат на испарительную установку. При солесодержании исходной воды более  300÷400 мг/кг дистиллят дешевле воды, обработанной методом глубокого обессоливания. При термическом обессоливании расходуется значительно меньше химических реактивов, снижается количество солей в сбросных водах.

Разработаны испарители мгновенного вскипания, которые работают на сырой воде с затравками или на воде, обработанной методом подкисления. При этом отложения накипи не образуются на теплообменных поверхностях лишь при низких температурах воды (до 120 ºС). Давление первичного пара ≤0,2 МПа, а в последней ступени – МПа. Число ступеней испарительных установок мгновенного вскипания достигает 30÷35. Расход греющего пара снижается, однако стоимость установки  возрастает.

5.5. Схемы включения испарительных установок на ТЭС

Включение испарительных установок в схемы КЭС и ТЭЦ  производят двумя способами: 1) с самостоятельным конденсатором испарителя (КИ) (без внешних потерь конденсата); 2) с использованием регенеративного подогревателя для конденсации пара испарителя.

В первом случае КИ составляет часть поверхности нагрева в общей ступени регенеративного подогрева, а отбор распределяется между регенеративным подогревателем и испарителем не меняя своего расхода. Это схема включения испарительной установки без дополнительной энергетической потери (кроме  в окружающую среду и потерь с продувкой ), работа пара в турбине в этом случае не изменяется (рис. 5.2 а).

Во втором способе вторичный пар испарителя конденсируется в регенеративном подогревателе, питаемом паром соседнего отбора (рис. 5.2 б). Регенеративный подогреватель служит одновременно и конденсатором испарителя. Эта схема проще и дешевле. Однако имеются дополнительные энергетические потери ≈1÷2 %, обусловленные увеличением расхода пара верхнего регенеративного отбора на . Отбор пара на П2 (КИ) уменьшается, происходит вытеснение регенеративного отбора пара более низкого давления отбором пара более высокого давления. Мощность пара, вырабатываемая в ступенях турбины между этими отборами, уменьшается, что и составляет дополнительную энергетическую потерю .

Экономичность упрощенной схемы (рис. 5.2 б) повышается, если применить двухступенчатую испарительную установку (рис. 5.2 в).

5.6. Многоступенчатые испарительные установки

Питание многоступенчатой испарительной установки проводят по параллельной схеме, когда в каждый испаритель поступает вода из одной общей линии 10 (рис. 5.3 а), или по последовательной схеме, когда всю питательную воду подают в первую ступень 2 установки (рис. 5.3 б). При параллельном питании испарителей продувка 8 проводится из каждой ступени, а при последовательном – из последней ступени испарителя. Для уменьшения расхода греющего пара питательная вода предварительно подогревается вторичным паром, отбираемым после каждой ступени испарителя. Вторичный пар последней ступени может также конденсироваться в теплообменнике 6 конденсатом или в теплообменнике 9 питательной водой. Однако количество питательной воды для конденсации вторичного пара оказывается достаточно только в 6-ти ступенчатых установках.

Число ступеней обычно не превышает шести. С увеличением числа ступеней количество дистиллята, получаемое при одном и том же расходе первичного пара, возрастает. Однако при выбранном температурном напоре  между греющим паром и температурой конденсации  в последней ступени температурный напор ∆t_ст в каждой ступени будет уменьшаться, и стоимость установки возрастает. Минимальная стоимость дистиллята при =8÷12 °С.

5.7. Потребители технологического пара и горячей воды

Тепловая энергия требуется для технологических процессов и силовых установок промышленности, для отопления и вентиляции зданий, кондиционирования воздуха (КВ) и бытовых нужд. Для производственных целей требуется насыщенный пар р=0,15÷1,6 МПа. Для уменьшения потерь при транспорте с ТЭС пар отпускают несколько перегретым. На отопление, вентиляцию и бытовые нужды с ТЭЦ горячая вода в городские тепловые сети подается при температуре от 70 до 150 °С, а в пригородные – от 70 до 180 °С.

Расходы теплоты на производственные процессы и бытовые нужды (ГВС), не зависят от температуры наружного воздуха t_н. Однако летом эта нагрузка меньше чем зимой. Промышленная и бытовая тепловые нагрузки изменяются в течение суток. Среднесуточная нагрузка на бытовые нужды в конце недели и предпраздничные дни значительно выше, чем в рабочие дни недели.

Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и КВ зависят от t_н и имеют сезонный характер. Расход теплоты на отопление и вентиляцию наибольший зимой и отсутствует летом; на КВ теплота расходуется только летом (поэтому расширение сферы применения КВ приводит к повышению эффективности теплофикации).

При небольших изменениях температуры наружного воздуха отопительная и вентиляционная нагрузки жилых помещений в течение суток сохраняются постоянными. В тех же условиях отопительная нагрузка общественных зданий и промышленных предприятий может в течение суток изменяться, в нерабочие дни недели значительно понижаться. Вентиляционная нагрузка в нерабочее время вообще выключается. Такое изменение расхода теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий и промпредприятий приводит к экономии топлива для этих целей.

Отношение общего количества теплоты Q_г, отпущенной станцией в течение года, к ее максимальной часовой нагрузке Q_макс называют числом часов использования максимума тепловой нагрузки Т_макс, ч/год. Т_макс определяет число часов, которое потребовалось бы для выработки Q_г при работе теплоэлектроцентрали с максимальной тепловой нагрузкой.

По аналогичным соотношениям можно определить также число часов использования максимума нагрузки отдельно для отопительно-бытовой и промышленной нагрузок. Чем выше Т_макс, тем полнее используется оборудование. Для промышленной нагрузки Т_макс может достигать 6000 ч/год, для отопительно-бытовой нагрузки это значение обычно находится в пределах 2500÷4000 ч/год. Промышленная нагрузка увеличивает Т_макс общей тепловой нагрузки. Однако для крупных городских и пригородных ТЭЦ основным видом тепловой нагрузки является отопление, поэтому для них Т_макс ниже Т_макс электрической нагрузки.

Промышленные отборы пара рассчитывают на минимальную нагрузку, а пиковую нагрузку покрывают за счет РОУ или специальных пиковых паровых котлов. Отношение расходов пара  к  называется коэффициентом теплофикации по технологическому пару . Пар высокого давления (3,5; 10 МПа) отпускается через РОУ.

Отпуск теплоты от ТЭЦ внешнему потребителю осуществляется по двум принципиально различным схемам (рис. 5.4). Открытая схема отпуска теплоты (рис. 5.4. а) применяется для подачи промышленному потребителю пара из отбора турбины типа ПТ или из противодавления турбины типа Р.

Закрытая схема отпуска теплоты (рис. 5.4. б) применяется при отпуске теплоты промышленному или коммунальному потребителю через промежуточный теплообменник (сетевой подогреватель). При этом пар из отбора турбины является только греющей средой для теплоносителя, циркулирующего в теплообменных аппаратах потребителя. Если потребителю требуется пар, то в качестве промежуточного теплообменника применяется паропреобразователь. При закрытой схеме отпуска теплоты от ТЭЦ баланс пара и конденсата не отличается от КЭС.

5.8. Схемы включения паропреобразовательных установок

Пар на технологические нужды подается либо непосредственно от турбины, либо от специальных аппаратов – паропреобразователей. Паропреобразователь конструктивно подобен испарителю. В схеме с паропреобразовательной установкой конденсат отборного пара сохраняется на ТЭЦ (рис. 5.5).  Потребителю отпускается вторичный пар, получаемый в паропреобразователе из химически очищенной воды, приготовленной по простой схеме – катионирования. Греющий (первичный) пар из регулируемого отбора турбины по линии 1 направляется в пароперегреватель 3, пройдя пароперегреватель, пар поступает в греющую секцию паропреобразователя 4. Для того, чтобы не прерывать подачу пара основному потребителю при останове турбины обычно к паропреобразователям подводится также резервная линия греющего пара от редукционно-охладительной установки (на схеме не показана). Химически обработанная вода подается в паропреобразователь из деаэратора насосом 8. Образующийся в паропреобразователе пар, пройдя перегреватель, направляется по линии 2 к потребителю. Конденсат греющего пара поступает через охладитель конденсата 5 по линии 6 в деаэратор питательной воды котлов. В схему включены также охладитель продувки 7 и подогреватель 9 питательной воды паропреобразователя.

Обычно теплота с паром подается промышленным предприятиям, находящимся вблизи электростанции, и давление пара не превышает 1,6 МПа. Когда пар отпускают из отборов, параметры его соответствуют параметрам в отборах, вторичный пар перегревается примерно на 25 ºС в отдельном пароперегревателе. Перегрев вторичного пара сокращает потери теплоты при его транспортировке.

Схема турбины типа Р с паропреобразователем и паро-паровым перегревателем представлена на рис. 5.6.   Применение паропреобразовательной установки обусловливает недоотпуск электроэнергии из-за повышения протидавления ().

При заданном давлении пара у потребителя р_т.п противодавление турбины р_п или давление на выходе из паропреобразователя равно

       (5.10)                                       

где  – потери давления в трубопроводах к потребителю и в паро-паровом перегревателе.

Теплота, передаваемая в паропреобразователе равна

,                         (5.11)

где  – расход вторичного пара;  – продувка паропреобразователя;  – энтальпия питательной воды паропреобразователя; i_п/п – энтальпия вторичного пара; i_п/п.н – энтальпия воды при давлении вторичного пара (продувочной воды).

Поверхность нагрева паропреобразователя равна:

  ,                                                (5.12)

где  – коэффициент теплопередачи в п/п, Вт/(м²·к), ; – разность температур насыщения греющего и вторичного пара; – коэффициент, учитывающий снижение теплопередачи по высоте греющей секции паропреобразователя.

С ростом  снижаются капитальные вложения, но растет недовыработка электроэнергии за счет повышения противодавления р_п турбины, имеются оптимальные значения температурного напора . Диаметр паропровода d_т.п к потребителю оптимизируют. При уменьшении d_т.п снижаются капвложения в сеть, но растет скорость пара и падение давления Δр_т.р, что приводит к повышению противодавления в турбине р_п и недовыработке электроэнергии.

5.9. Восполнение потерь конденсата технологических потребителей  

Теплота на технологические нужды подается потребителю обычно с паром, отбираемым либо непосредственно от турбины (из производственного отбора или из потока отработавшего пара турбин с противодавлением), либо от специальных аппаратов – паропреобразователей. В схемах с паропреобразователями отбираемый из турбины пар конденсируется в греющих элементах этих аппаратов, а образовавшийся конденсат возвращается в систему регенеративного подогрева питательной воды станции. Потребителю теплоты при этом подается вторичный пар, который генерируется в паропреобразователе из поступающей в него химически обработанной (умягченной) воды.

Когда промышленный потребитель возвращает весь образовавшийся у него конденсат не загрязненным, паропреобразователи не применяют. В схеме с паропреобразователями внешние потери на балансе пара и конденсата непосредственно на электростанции не отражаются. Загрязненный обратный конденсат либо очищают химическими методами, либо используют в качестве питательной воды паропреобразователей. Выбор схемы производят технико-экономическим расчетом.

При термическом методе подготовки добавочной воды дистиллят, полученный в испарительной установке по схеме без потерь тепловой экономичности (см. рис. 5.2 а) дешевле конденсата, сохраненного в системе ТЭС с помощью паропреобразователей, так как производство дистиллята не связано с недовыработкой электроэнергии. Однако дистиллятом обычно компенсируются лишь внутренние потери ТЭС. Если имеются и внешние потери, то в схеме с паропреобразователями производительность их выбирают равной общим потерям пара и конденсата. При этом часть вторичного пара паропреобразователей (компенсирующую внутренние потери) желательно конденсировать на поверхностях, включенных в систему регенеративного подогрева питательной воды котлов по схеме без потерь тепловой экономичности. Если имеется возможность восстанавливать внутренние потери с помощью испарителей, включенных в систему регенеративного подогрева питательной воды, ею следует воспользоваться.

Уменьшение электрической мощности установки при работе по схеме с паропреобразователем по сравнению со схемой, когда пар отводится потребителю непосредственно от отбора турбины, равно

                                   (5.13)

где  – производительность паропреобразователей;  – энтальпия пара в отборе и вторичного пара после паропреобразователя; =0,98÷0,99 – механический КПД турбины; =0,97÷0,98 – КПД генератора.

5.10. Отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и бытовые нужды

Теплота на отопление , вентиляцию  и бытовые нужды  обычно подается потребителю с горячей водой. Воду легко передавать на большие расстояния (20÷30 км), не увеличивая давления пара в отборе. Потери при этом ниже, чем в паровых системах теплоснабжения, а расход энергии на перекачивание небольшой. Водяные системы теплоснабжения имеют большую аккумулирующую способность, при обогреве водой легче поддерживать t_оп (до 90÷95 ºС). Количество теплоты, передаваемой сетевой водой потребителю:

                                             (5.14)

1. Расход теплоты на отопление определяется потерями через наружные ограждения отапливаемых зданий и на инфильтрацию наружного воздуха. При этом учитывают внутренние тепловыделения .

Теплопотери через наружные ограждения равны

,                                 (5.15)

где  – удельные теплопотери здания Вт/(м³ºС); – объем здания по наружному обмеру;  – расчетные температуры внутреннего и наружного воздуха;  – коэффициент инфильтрации. Для жилых зданий принимают m=0, а теплопотери на инфильтрацию рассчитывают по формуле

.                                                  (5.16)

.                                    (5.17)

b = 0,035÷0,4 – для промзданий;  b = 0,008÷0,01 – для общественных зданий.

2. Расход теплоты на вентиляцию. Для жилых зданий расход теплоты на вентиляцию равен теплопотерям на инфильтрацию, для производственных и общественных зданий он рассчитывается отдельно.

Расход теплоты на отопление и вентиляцию зависит от t_н по линейному закону, а на бытовые нужды (ГВС) практически не зависит от t_н. Отопительная нагрузка максимальна при t_н.мин. За расчетную t_н для проектирования отопления принимают t_н5 – среднюю температуру наиболее холодных пятидневок из восьми лет за 50-летний период.

При расчете расхода теплоты на вентиляцию Q_в принимают t_н= t_х.п – средней температуре наиболее холодного периода, составляющего 15 % продолжительности отопительного периода, в наиболее холодные годы (для Самары: t_н5 = -29 ºС; t_х.п = -18 ºС, t_хм= -13,8 ºС). Для t_н ниже t_х.п расход теплоты на вентиляцию принимается постоянным. Считают, что в наиболее холодные дни возможно снижение кратности обмена воздуха в вентиляционных помещениях.

,                                    (5.18)

где m – кратность обмена воздуха;  – вентилируемый объем здания; ;  – температура нагретого воздуха и наружного воздуха.

 3. Расход теплоты на ГВС рассчитывается по формуле

,                                 (5.19)

где М - число жителей; а – расход горячей воды с t_г=60 ºС на 1 жителя в сутки, л/сут; b – расход горячей воды с t_г=60 ºС для общественных зданий, л/сут, отнесенный к 1 жителю района. (а=110 л/сут; b=20 л/сут; =55 ºС); n_c – расчетная длительность подачи теплоты на ГВС, с/сут.

Отопление и вентиляцию включают, когда среднесуточная температура наружного воздуха t_{н ср. сут.} снижается до +8 ºС и держится на этом уровне 3 суток, а выключают, когда t_{н ср. сут.} принимает устойчивое значение +8 ºС и выше.

В связи с тем, что , а также t_х.п ≥ t_н5, то график суммарного расхода теплоты на отопление, вентиляцию и бытовые нужды имеет два перелома: 1) при t_н=+8 ºС; 2) при t_н=t_х.п. Если длительность отопительного периода для промышленных зданий устанавливается меньше, чем для жилых и общественных, то график будет иметь три перелома.

Общее количество теплоты, отданное сетевой водой, равно

.                                       (5.20)

Принимают: 1) в городских сетях =150 ºС; =70 ºС; 2) для городских сетей небольшой протяженности =130 ºС; 3) для пригородных ТЭЦ при большой длине магистралей =180 ºС. По санитарным нормам температура поверхности отопительного прибора не должна превышать 95 ºС (t_о.п. ≤ 95 ºС).

5.11. Схемы подогрева сетевой воды на ТЭЦ

На крупных ТЭЦ установка для подогрева сетевой воды имеет два подогревателя СП₁ и СП₂, которые питаются паром от двух отборов турбины, и пиковый водогрейный котел ПВК (рис. 5.7 а). В конденсаторе имеется отдельный встроенный теплофикационный пучок (ТК). Зимой через этот пучок пропускается сетевая вода или подпиточная вода, направляемая затем в тепловую сеть для компенсации утечек. Сетевая вода подогревается в ТК на несколько градусов и затем поступает в сетевые подогреватели. Когда через ТК проходит подпиточная вода сетевая вода из магистрали направляется сразу в сетевом подогревателе.

ПВК включается, когда количество пара из отборов недостаточно для покрытия всей тепловой нагрузки. При включенном теплофикационном пучке конденсатора циркуляционная вода к нему не подводится, и турбина работает без потерь в холодном источнике. Вакуум при этом понижается. Летом вода подогревается только в сетевом подогревателе нижней ступени.

На многих установках имеется один теплофикационный отбор (рис. 5.7 б), пар от него (р=0,12÷0,24 МПа) отводится к основному подогревателю ОП. Дополнительный подогрев сетевой воды (при понижении t_н) производится в пиковом подогревателе паром через РОУ или от промышленных отборов турбины, если позволяет технологическая нагрузка.

Охладитель дренажа имеется на сетевых установках, питаемых паром регулируемого отбора турбины среднего давления с атмосферным деаэратором 0,12 МПа. При низкой температуре наружного воздуха давление в основном подогревателе поднимается до 0,24 МПа, а температура дренажа – до 125 ºС. Для нормальной работы атмосферного деаэратора в этих условиях дренаж нужно охладить. Охлаждение дренажа сетевой водой не изменяет тепловую экономичность ТЭЦ, так как из-за подогрева сетевой воды в охладителе дренажа расход пара на основной подогреватель уменьшается, а расход пара на деаэратор в равной мере увеличивается. На установках с деаэраторами 0,6 МПа и выше охладитель дренажа  не нужен.

5.12. Сетевая подогревательная установка энергоблока

с турбиной Т-250-240

Сетевая подогревательная установка включает в себя сетевые трубопроводы в пределах главного корпуса, сетевые подогреватели, сетевые насосы I и II степени, конденсатные насосы сетевых подогревателей, узел подпитки тепловой сети.

На рис. 5.8 приведена схема сетевой подогревательной установки теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-240. Схема сетевых трубопроводов ТЭЦ секционная, обеспечивающая возможность связи по сетевой воде с соседним энергоблоком. Сетевая вода из обратной линии 1 посредством сетевого насоса первого подъема 2 прокачивается через сетевые подогреватели 3 и 4. Далее сетевым насосом II подъема 5 сетевая вода прокачивается через пиковый водогрейный котел 6 и поступает в тепловую сеть. Предусмотрена рециркуляция сетевой воды насосом 17 для поддержания необходимой температуры перед водогрейным котлом независимо от заданной температуры прямой сетевой воды. Подпитка тепловой сети осуществляется подпиточным насосом 7, который получает деаэрированную химически очищенную воду из аккумуляторного бака 8. Сырая вода подается насосом сырой воды 9 через подогреватель сырой воды 10 на химическую водоочистку. Химически очищенная вода последовательно подогревается в водо-водяном теплообменнике 11, подогревателе 12 отборным паром и охладителе выпара 13 деаэратора 14 подпитки тепловой сети  и после деаэратора перекачивающим насосом подается в аккумуляторный бак.

Особенностью данной схемы, обусловленной высокими требованиями к качеству конденсата, предъявляемыми прямоточным котлом, является то, что предусмотрена подача конденсата сетевых подогревателей на блочную обессоливающую установку (БОУ) после предварительного охлаждения в охладителе конденсата 15 (ОК1) основным конденсатом турбины и в охладителе конденсата 16 (ОК2) циркуляционной водой до температуры 40÷45 °С (в последнее время до 60).

Предусмотрена также подача конденсата сетевых подогревателей непосредственно в линию основного конденсата турбины перед ПНД1 и ПНД2. В турбоустановках Т-100-130, Т-175-130, Т-180-130, работающих с барабанными котлами, БОУ отсутствует, и конденсат сетевых подогревателей подается в линию основного конденсата.