Абрамов С. Р., начальник ОДС
ОАО «Пензенская теплосетевая компания», г. Пенза

В ОАО «Пензенская теплосетевая компания» имеется три источника по отпуску тепловой энергии в паре потребителям города. Основными и единственными потребителями являются промышленные предприятия. При указанных условиях отпуск тепловой энергии в паре суммарный от ТЭЦ-1 (возьмем один из источников) в 1993 году составлял 372,1 т/час (с потерями около 10%). В результате сокращения производства у части потребителей, перехода некоторых потребителей на собственные котельные, а также закрытия части производств в связи с их банкротством в период с 1993 по 2005 годы, произошло снижение потребления тепловой энергии в паре и соответственно его отпуск с коллекторов. В 2005 году потребление тепловой энергии в паре по ТЭЦ-1, при хорошем раскладе, составляет 43 т/час, но отпуск с коллекторов, в этом случае, составляет 95 т/час, т.е. потери составляют 50-60% от отпускаемого пара. Такая же картина и по остальным источникам. По некоторым паропроводам потери тепловой энергии доходят до абсурда (составляют 70-90%). Практически все потребители на паропроводах имеют узлы учета. Сравнивая величину потерь 1993 года (37,2 т/час или 26,04 Гкал/час) и величину потерь 2005 года (52 т/час или 36,4 Гкал/час) видим значительное увеличение потерь в натуральном исчислении (в т/час), а точнее на 14,8 т/час (или 10,36 Гкал/час). Рассматривая ситуацию в денежном выражении, мы видим, что при тарифе на 1 Гкал в паре 371,06 руб. мы на данный момент ежечасно при отпуске на 24675,49 руб. теряем 13506,58 руб. при реализации 11168,91 руб. А сколько будет за год? С одной станции при реализации 97839651,60 руб. потери составят 118317640,80 руб. И это только по одной станции одной энергосистемы! А если взять по РАО? Это же огромные убытки.

Описанная картина показывает всю убыточность отпуска тепловой энергии в паре потребителям на сегодняшних условиях. Однако, отказать в поставке потребителям тепловой энергии в паре полностью мы не можем, так как являемся монополистами в этом виде деятельности.

В связи со всем вышеизложенным мы искали выход из создавшейся ситуации с привлечением разных специалистов, в том числе и Урал ОРГРЭСС.

Провели испытания паропроводов, установили на паропроводах теплоизоляцию согласно требований СНиП толщиной 200 мм. Испытания и установка теплоизоляции согласно СНиП показали факт снижения потерь при максимальном потреблении пара потребителями, но в рабочей обстановке потери остаются на прежнем уровне. Единственное достижение - это сдвиг критической точки перехода пара из перегретого состояния в насыщенное по длине паропровода и улучшение качества пара у потребителей (давление осталось на прежнем уровне, а температура увеличилась со 180 0 С до 200 0 С).

Нами проведена фотография работы паропровода в обычном режиме. Взят паропровод воздушной прокладки протяженностью 3150 м и диаметром 500-400 мм. Выход с источника в процессе испытания составлял 41,5-42,0 т/час при температуре 260-270 0 С, а потребитель получил 35,0 т/час с температурой 209-210 0 С. Потери составили 6,5-7,0 т/час пара и потери произошли по массе при отсутствии каких либо утечек пара из паропровода.

Параметры получаемого потребителями пара, по показаниям приборов, соответствуют параметрам перегретого пара, т.е. влажности быть не должно. Однако при анализе всего изложенного напрашивается вывод, что влажность все-таки присутствует.

Данную тему затрагивает к.т.н. Ю.В. Рубинштейн (ЗАО «Энергоинжцентр», Санкт-Петербург) в своей статье «Измерения расхода газа и пара»(О коммерческом учете пара в паровых системах теплоснабжения).

Нами была разработана методика выполнения измерений влажности пара и сконструирована установка (КУ-1) для её определения. Методика зарегистрирована в Федеральном Реестре в г. Москва в 2002 году. Расчет по методике ведется косвенным методом по количеству тепловой энергии передаваемой воде в калориметрической установке пробой отобранного с паропровода пара. Данная установка позволяет определить влажность пара получаемого потребителем и ввести поправку на показания его прибора учета. Введением данной поправки мы находим потерянную массу. Разработанная нами установка (КУ-1) может принести прибыль многим энергетикам. Ориентировочная стоимость установки 50 тысяч рублей. Доход от её внедрения можно оценить сразу. Единственно необходимо подвести под её использование законодательную базу.

При сокращении потребления пара промышленными предприятиями, сократился производственный отбор с турбин. На втором источнике тепловой энергии в г. Пенза (ТЭЦ-2) установлены противодавленческие турбины Р-12-35/5м с рабочим противодавлением 9-10 кгс/см 2 (выработка при полной загрузке 8,4 МВт). Мы снизили противодавление в турбине до 3 кгс/см 2 и получили выработку с турбины 12 МВт при полной загрузке, а отработавший пар выпустили на подогреватели сетевой воды без включения РОУ. Тем самым мы снизили удельные и получили дополнительную прибыль от реализации дополнительных 3,6 МВт в час электроэнергии при полной загрузке. В денежном выражении это дает ежечасно дополнительную прибыль.

Нас очень интересует наличие проблем с потерями тепловой энергии в паре при транспортировке её потребителям в других регионах. Особенно если протяженность паропроводов составляет 5-6 км при диаметре 600-300 мм (изменение по длине).

Хотелось бы услышать, какие меры принимаются в других регионах по данному вопросу.

Тепловой расчет паропровода

Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду и обеспечения безопасности труда персонала все трубопроводы, имеющие температуру теплоносителя выше 50 ?С внутри помещений и выше 60 ?С вне помещений, должны иметь тепловую изоляцию. Температура поверхности изоляции должна быть не выше 45 ?С внутри помещений и не более 60 ?С на открытом воздухе.

Потерю теплоты, Вт/м, через изоляцию на 1 метр длины трубопровода определяют по формуле:

где - температура среды в трубопроводе, ?С;

Температура окружающего воздуха, ?С;

Суммарное термическое сопротивление, м??С/Вт.

где,- термическое сопротивление внутренней и наружной поверхностей изолированного трубопровода, м??С/Вт;

Термическое сопротивление стенки трубы и слоя изоляции, м??С/Вт;

где - внутренний диаметр трубы, м;

Коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы, Вт/м 2 ??С.

где - наружный диаметр трубы, м;

Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к изоляции, Вт/м 2 ??С.

где - теплопроводность стенки трубы, Вт/м??С;

где - теплопроводность тепловой изоляции, Вт/м??С;

Диаметр тепловой изоляции, м.

Величина, связана уравнением теплоотдачи с заданной температурой наружной поверхности изоляции:

где - температура наружной поверхности изоляции.

Необходимое значение диаметра тепловой изоляции определяется из совместного решения уравнений (18) и (24).

Тепловой расчет наружного участка паропровода

коэффициент теплоотдачи от пара к стенке - 10 000 Вт/м 2 ??С;

температура пара - 280 ?С;

средняя температура наружного воздуха зимнего периода - -8 ?С

температура поверхности изоляции - 30 0 ?С.

м. Тогда толщина изоляции 77 мм.

Для эффективной работы тепловой изоляции необходимо, чтобы соблюдалось условие:

Условие (26) соблюдается.

Тогда термическое сопротивление паропровода согласно формуле (25) будет равно:

Определяем падение температуры пара по длине наружного участка.

Расход пара кг/сек.

Длина паропровода м.

Теплоемкость пара кДж/кг??С.

Тепловой расчет внутреннего участка паропровода

Принимаем следующие исходные данные:

внутренний диаметр трубы - 351 мм;

наружный диаметр трубы - 377 мм;

коэффициент теплоотдачи от пара к стенке - 10000 Вт/м 2 ??С;

коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции к окружающему воздуху - 20 Вт/м 2 ??С;

теплопроводность стенки стальной трубы - 58 Вт/м??С.

в качестве изоляционного материала выбираем минеральную вату с коэффициентом теплопроводности - 0,08 Вт/м 2 ??С

температура пара - 280 ?С;

средняя температура воздуха в помещении котельной - 30 ?С;

температура поверхности изоляции - 45 ?С.

Определяем необходимую толщину тепловой изоляции.

По формулам (19)-(23) определяем термическое сопротивление изолированного трубопровода:

Суммарное термическое сопротивление трубопровода:

Для нахождения диаметра тепловой изоляции решаем совместно уравнения (18) и (24):

м. Тогда толщина изоляции 153 мм.

Термическое сопротивление паропровода согласно формуле (25) будет равно:

Определяем падение температуры пара по длине внутреннего участка.

Коэффициент местных потерь теплоты.

Расход пара кг/сек.

Длина паропровода м.

Теплоемкость пара кДж/кг??С.

Температура в конце участка будет равна:

Падение температуры незначительное?С.

Таким образом, гарантируется температура перегретого пара у потребителя - 279 ?С.

Потери энергии при движении жидкости по трубам определяются ре­жимом движения и характером внутренней поверхности труб. Свойства жидкости или газа учитываются в расчете с помощью их параметров: плотности р и кинематической вязкости v. Сами же формулы, использу­емые для определения гидравлических потерь, как для жидкости, так и для пара являются одинаковыми.

Отличительная особенность гидравлического расчета паропровода заключается в необходимости учета при определении гидравлических потерь изменения плотности пара. При расчете газопроводов плотность газа определяют в зависимости от давления по уравнению состояния, написанному для идеальных газов, и лишь при высоких давлениях (больше примерно 1,5 МПа) вводят в уравнение поправочный коэффи­циент, учитывающий отклонение поведения реальных газов от поведе­ния идеальных газов.

При использовании законов идеальных газов для расчета трубопро­водов, по которым движется насыщенный пар, получаются значительные ошибки. Законы идеальных газов можно использовать лишь для сильно перегретого пара. При расчете паропроводов плотность пара определя­ют в зависимости от давления по таблицам. Так как давление пара в свою очередь зависит от гидравлических потерь, расчет паропроводов ведут методом последовательных приближений. Сначала задаются по­терями давления на участке, по среднему давлению определяют плот­ность пара и далее рассчитывают действительные потери давления. Ес­ли ошибка оказывается недопустимой, производят пересчет.

При расчете паровых сетей заданными являются расходы пара, его начальное давление и необходимое давление перед установками, ис­пользующими пар. Методику расчета паропроводов рассмотрим на при­мере.

ТАБЛИЦА 7.6. РАСЧЕТ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ ДЛИН (Аэ=0,0005 м) № участка на рис. 7.4 Местные сопротивления Коэффициент мест­ного сопротивления С Эквивалентная дли­на 1э, м Задвижка Задвижка Сальниковые компенсаторы (4 шт.) Тройник при разделении по­токов (проход) Задвижка Сальниковые компенсаторы (3 шт.) Тройник при разделении по­токов (проход) Задвижка Сальниковые компенсаторы (3 шт.) Сальниковые компенсаторы (2 шт.) 0,5 0,3-2=0,бі Тройник при разделении по­токов (ответвление) Задвижка Сальниковые компенсаторы (2 шт) Тройник при разделении по­токов (ответвление) Задвижка Сальниковые компенсаторы (1 шт)

6,61 кг/м3.

(3 шт.)................................... *........................................................ 2,8-3 = 8,4

Тройник при разделении потока (проход) . . ._________________ 1__________

Значение эквивалентной длины при 2£ = 1 при k3 = 0,0002 м для трубы диамет­ром 325X8 мм по табл. 7.2 /э=17,6 м, следовательно, суммарная эквивалентная дли­на для участка 1-2: /э = 9,9-17,6= 174 м.

Приведенная длина участка 1-2: /пр і-2=500+174=674 м.

Источником тепла называется комплекс оборудования и устройств, с помощью которых осуществляется преобразование природных и искусственных видов энергии в тепловую энергию с требуемыми для потребителей параметрами. Потенциальные запасы основных природных видов …

В результате гидравлического расчета тепловой сети определяют диаметры всех участков теплопроводов, оборудования и запорно-регули - рующей арматуры, а также потери давления теплоносителя на всех эле­ментах сети. По полученным значениям потерь …

В системах теплоснабжения внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования приводит к сокращению срока их службы, авариям и зашламлению воды продуктами коррозии, поэтому необходимо пре­дусматривать меры борьбы с ней. Сложнее обстоит дело …

Количественная оценка дисбаланса расходов пара и теплоты в системах пароснабжения

К. т. н. С.Д. Содномова,

доцент кафедры "Теплогазоснабжение и вентиляция",

Восточно-сибирский государственный технологический университет,

г. Улан-Удэ, Республика Бурятия

В настоящее время баланс отпуска и потребления теплоты в системах пароснабжения определяется по показаниям приборов учета на источнике теплоты и у потребителей. Разницу показаний этих приборов относят к фактическим потерям теплоты и учитывают при установлении тарифов на тепловую энергию в виде пара.

Раньше при работе паропровода близкой к проектной нагрузке эти потери составляли 1015%, и ни у кого при этом не возникало вопросов. В последнее десятилетие в связи со спадом промышленного производства произошло изменение графика работы и сокращение потребления пара. При этом дисбаланс между потреблением и отпуском теплоты резко увеличился и стал составлять 50-70% .

В этих условиях возникли проблемы, прежде всего от потребителей, которые считали необоснованным включать в тариф такие большие потери тепловой энергии. Какова структура этих потерь? Как осознанно решать вопросы повышения эффективности работы систем пароснабжения? Для решения этих вопросов необходимо выявить структуру дисбаланса, оценить нормативные и сверхнормативные потери тепловой энергии.

Для количественной оценки дисбаланса была усовершенствована программа гидравлического расчета паропровода перегретого пара, разработанная на кафедре для учебных целей. Понимая, что при снижении расходов пара у потребителей, скорости теплоносителя уменьшаются, и относительные потери теплоты при транспорте возрастают. Это приводит к тому, что перегретый пар переходит в насыщенное состояние с образованием конденсата. Поэтому была разработана подпрограмма, позволяющая: определять участок, на котором перегретый пар переходит в насыщенное состояние; определять длину, на которой пар начинает конденсироваться и далее производить гидравлический расчет паропровода насыщенного пара; определять количество образующегося конденсата и потери теплоты при транспорте. Для определения плотности, изобарной теплоемкости и скрытой теплоты парообразования по конечным параметрам пара (P, T) использованы упрощенные уравнения, полученные на основе аппроксимации табличных данных, описывающих свойства воды и водяного пара в области давлений 0,002+4 МПа и температур насыщения до 660 О С .

Нормативные потери теплоты в окружающую среду определялись по формуле:

где q - удельные линейные тепловые потери паропровода; L - длина паропровода, м; в - коэффициент местных потерь теплоты.

Потери теплоты, связанные с утечками пара, определялись по методике :

где Gnn - нормируемые потери пара за рассматриваемый период (месяц, год), т; Я з - энтальпия пара при средних давлениях и температурах пара по магистрали на источнике теплоты и у потребителей, кДж/кг; ^ - энтальпия холодной воды, кДж/кг.

Нормируемые потери пара за рассматриваемый период:

где V™ - среднегодовой объем паровых сетей, м 3 ; р п - плотность пара при средних давлении и температуре по магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м 3 ; n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.

Метрологическую составляющую недоучета расхода пара определяли с учетом правил РД-50-213-80 . Если измерение расхода ведется в условиях, при которых параметры пара отличаются от параметров, принятых для расчета сужающих устройств, то для определения действительных расходов по показаниям прибора необходимо произвести пересчет по формуле:

где Q m . a . - массовый действительный расход пара, т/ч; Q m - массовый расход пара по показаниям прибора, т/ч; р А - действительная плотность пара, кг/м 3 ; с - расчетная плотность пара, кг/м 3 .

Для оценки потерь теплоты в системе паро - снабжения был рассмотрен паропровод ПОШ г. Улан-Удэ, который характеризуется следующими показателями:

суммарный расход пара за февраль - 34512 т/месяц;

среднечасовой расход пара - 51,36 т/ч;

средняя температура пара - 297 О С;

среднее давление пара - 8,8 кгс/см 2 ;

средняя температура наружного воздуха - 20,9 О С;

длина основной магистрали - 6001 м (из них диаметром 500 мм - 3289 м);

дисбаланс теплоты в паропроводе - 60,3%.

В результате гидравлического расчета были определены параметры пара в начале и в конце расчетного участка, скорости теплоносителя, выявлены участки, где происходит образование конденсата и связанные с ним потери теплоты. Остальные составляющие определялись по вышеприведенной методике. Результаты расчетов показывают, что при среднечасовом отпуске пара с ТЭЦ 51,35 т/ч потребителям доставлено 29,62 т/ч (57,67%), потери расхода пара составляют 21,74 т/ч (42,33%). Из них потери пара следующие:

с образовавшимся конденсатом - 11,78 т/ч (22,936%);

метрологические из-за того, что потребители не учитывают поправки к показаниям приборов - 7,405 т/ч (14,42%);

неучтенные потери пара - 2,555 т/ч (4,98%). Объяснить неучтенные потери пара можно

осреднением параметров при переходе со среднемесячного баланса на среднечасовой баланс, некоторыми приближениями при расчетах и, кроме того, у приборов имеется погрешность 2-5%.

Что касается баланса по тепловой энергии отпущенного пара, то результаты расчетов представлены в таблице. Откуда видно, что при дисбалансе в 60,3% нормативные потери теплоты составляют 51,785%, сверхнормативные, неучтенные расчетом тепловые потери, - 8,514%. Таким образом, определена структура тепловых потерь, разработана методика количественной оценки дисбаланса расходов пара и тепловой энергии.

Таблица. Результаты расчетов потерь тепловой энергии в паропроводе ПОШ г. Улан-Удэ.

Наименование величин
Общие показатели
Среднечасовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ
Полезный среднечасовой отпуск теплоты потребителям
Фактические потери теплоты в паропроводе ПОШ
Нормативные потери теплоты
Эксплуатационные технологические потери тепловой энергии, из них: тепловые потери в окружающую среду потери тепловой энергии с нормативными утечками пара потери теплоты с конденсатом	43,98 0,157 26,76	28,43 0,102 17,298
Метрологические потери из-за недоучета теплоты без введения поправки
Нормативные потери тепловой энергии
Неучтенные расчетом сверхнормативные потери теплоты

пароснабжение паропровод перегретый пар

Литература

• 1. Абрамов С.Р. Методика снижения тепловых потерь в паропроводах тепловых сетей / Материалы конференции "Тепловые сети. Современные решения", 17-19 мая 2005 г. НП "Российское теплоснабжение".
• 2. Содномова С.Д. К вопросу определения составляющих дисбаланса в системах пароснабжения / Материалы международной научно-практической конференции "Строительный комплекс России: Наука, образование, практика". - Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 2006 г.
• 3. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия 1980 г. - 424 с.
• 4. Определение эксплуатационных технологических затрат (потерь) ресурсов, учитываемых при расчете услуг по передаче тепловой энергии и теплоносителя. Постановление ФЭК РФ от 14 мая 2003 г. № 37-3/1.
• 5. РД-50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М.: Изд-во стандартов. 1982 г.

Потери в системах конденсации пара

А. Пролетный пар , вызываемый отсутствием или отказом конденсатоотводчика (к.о.). Самым существенным источником потерь является пролетный пар. Классическим примером неверно понимаемой системы является преднамеренный отказ от установки к.о. в так называемых закрытых системах, когда пар всегда где-то конденсируется и возвращается в котельную.

В этих случаях отсутствие видимых утечек пара создает иллюзию полной утилизации скрытой теплоты в паре. Фактически же скрытая теплота в паре, как правило, не выделяется вся на теплообменных агрегатах, а ее значительная часть расходуется на нагрев конденсатопровода или выбрасывается в атмосферу вместе с паром вторичного вскипания. Конденсатоотводчик позволяет полностью утилизировать скрытую теплоту в паре при данном давлении. В среднем потери от пролетного пара составляют 20-30%.

Б. Утечки пара , вызываемые периодической продувкой систем пароиспользования (СПИ), при нерегулируемом отводе конденсата, неправильно выбранном к.о. или его отсутствии.

Данные потери особенно велики при пуске и прогреве СПИ. «Экономия» на к.о. и их установка с недостаточной пропускной способностью, необходимой для автоматического отвода повышенного объема конденсата, приводят к необходимости открытия байпасов или сбросу конденсата в дренаж. Время прогрева систем увеличивается в несколько раз, потери очевидны. Поэтому к.о. должен иметь достаточный запас по пропускной способности, чтобы обеспечить отвод конденсата при пусковых и переходных режимах. В зависимости от типов теплообменного оборудования запас по пропускной способности может составлять от 2-х до 5.

Чтобы избежать гидроударов и непроизводительных ручных продувок, следует обеспечивать автоматический дренаж конденсата при остановах СПИ или при колебаниях нагрузок с помощью установки к.о. с разными диапазонами рабочих давлений, промежуточных станций сбора и перекачки конденсата или принудительной автоматической продувки теплообменных агрегатов. Конкретная реализация зависит от фактических технико-экономических условий. В частности, следует иметь в виду, что к.о. с перевернутым стаканом при перепаде давления, превышающим его рабочий диапазон, закрывается. Поэтому схема автоматического дренажа теплообменника при падении давления пара, приведенная ниже, является просто реализуемой, надежной и эффективной.

Следует иметь в виду, что потери пара через нерегулируемые отверстия непрерывны, и любые средства имитации к.о. нерегулируемыми устройствами типа «прикрытый вентиль», гидрозатвор и т.п. в конечном итоге приводят к большим потерям, чем первоначальный выигрыш. В табл.1 приведен пример количества пара, безвозвратно теряемого за счет утечек через отверстия при различных давлениях пара.

Таблица 1. Утечки пара через отверстия различного диаметра
Давление. бари	Условный диаметр отверстия	Потери пара, тонн / мес
	21/8" (3.2 мм)
	¼" (6.4 мм)	15.1
	½" (25 мм)	61.2
	81/8" (3.2 мм)	11.5
	¼" (6.4 мм)	41.7
	½" (25 мм)	183.6
	105/64" (1.9 мм)
	#38 (2.5 мм)	14.4
	1/8" (3.2 мм)	21.6
	205/64" (1.9 мм)	16.6
	#38 (2.5 мм)	27.4
	1/8" (3.2 мм)	41.8

В. Невозврат конденсата при отсутствии системы сбора и возврата конденсата.

Неконтролируемый сброс конденсата в дренаж не может быть оправдан ничем, кроме как недостаточным контролем за водоотведением. Затраты на химводоподготовку, забор питьевой воды и тепловая энергия в горячем конденсате учтены в расчете потерь, представленном на сайте:

Исходные данные для расчета потерь при не возврате конденсата приняты следующие: стоимость холодной воды на подпитке, химикатов, газа и электроэнергии.
Следует иметь в виду также потерю внешнего вида зданий и, более того, разрушение ограждающих конструкций при постоянном «парении» дренажных точек.

Г. Присутствие воздуха и неконденсируемых газов в паре

Воздух, как известно, обладает отличными теплоизоляционными свойствами и по мере конденсации пара может образовывать на внутренних поверхностях теплообмена своеобразное покрытие, препятствующее эффективности теплообмена (табл.2).

Табл. 2. Снижение температуры паровоздушной смеси в зависимости от содержания воздуха.

Давление	Температура насыщенного пара	Температура паровоздушной смеси в зависимости от количества воздуха по объему, °С
Бар абс.	°С	10%20%30%
	120,2	116,7113,0110,0
	143,6	140,0135,5131,1
	158,8	154,5150,3145,1
	170,4	165,9161,3155,9
	179,9	175,4170,4165,0

Психрометрические диаграммы позволяют определить процентное отношение количества воздуха в паре при известном давлении и температуре путем нахождения точки пересечения кривых давления, температуры и процентного содержания воздуха. Например, при давлении в системе 9 бар абс. и температуре в теплообменнике 160 °С по диаграмме находим, что в паре содержится 30% воздуха.

Выделение СО2 в газообразной форме при конденсации пара ведет при наличии влаги в трубопроводе к образованию крайне вредной для металлов угольной кислоты, которая является основной причиной коррозии трубопроводов и теплообменного оборудования. С другой стороны, оперативная дегазация оборудования, являясь эффективным средством борьбы с коррозией металлов, выбрасывает СО2 в атмосферу и способствует формированию парникового эффекта. Только снижение потребления пара является кардинальным путем борьбы с выбросами СО2 и рациональное применение к.о. является здесь наиболее эффективным оружием. Д. Неиспользование пара вторичного вскипания .

При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку. В табл. 3 приведен расчет образования пара вторичного вскипания.
Пар вторичного вскипания является следствием перемещения горячего конденсата под высоким давлением в емкость или трубопровод, находящийся под меньшим давлением. Типичным примером является "парящий" атмосферный конденсатный бак, когда скрытая теплота в конденсате высокого давления высвобождается при более низкой температуре кипения.
При значительных объемах пара вторичного вскипания следует оценивать возможность его непосредственного использования в системах, имеющих постоянную тепловую нагрузку.
На номограмме 1 приведена доля вторичного пара в % от объема конденсата, вскипающего в зависимости от перепада давлений, испытываемого конденсатом. Номограмма 1. Расчет пара вторичного вскипания.
Е. Использование перегретого пара вместо сухого насыщенного пара.

Если технологические ограничения не требуют использования перегретого пара высокого давления, следует всегда стремиться к применению насыщенного сухого пара возможно самого низкого давления.
Это позволяет использовать всю скрытую теплоту парообразования, которая имеет более высокие значения при низких давлениях, добиться устойчивых процессов теплопередачи, снизить нагрузки на оборудование, увеличить срок службы агрегатов, арматуры и трубных соединений.
Применение влажного пара имеет место, как исключение, только при его использовании в конечном продукте, в частности, при увлажнении материалов. Поэтому целесообразно использовать в таких случая специальные средства увлажнения на последних этапах транспортировки пара к продукту.

Ж. Невнимание к принципу необходимого разнообразия
Невнимание к разнообразию возможных схем автоматического управления, зависящих от конкретных условий применения, консерватизм и стремление использовать типовую схему может быть источником непреднамеренных потерь.

З. Термоудары и гидроудары.
Термо- и гидроудары разрушают системы пароиспользования при неправильно организованной системе сбора и отвода конденсата. Использование пара невозможно без тщательного учета всех факторов его конденсации и транспортировки, влияющих не только на эффективность, но и на работоспособность, и на безопасность ПКС в целом.

Полезные инструменты