Промышленное получение элементарной серы методом Клауса основано на частичном окислении сероводорода исходного кислого газа кислородом воздуха и диоксидом серы.

Kак известно, в состав кислого газа, кроме H 2 S, обычно входят: CO 2 ,H 2 O и углеводороды. Это обуславливает протекание побочных химических превращений, снижающих выход серы.

Kоличество каждого компонента из этого набора примесей влияет на выбор той или иной модификации Клаус-процесса.

B нашем случае исходный кислый газ состоит из прибл. 95 %Oб. H 2 S; 3,5% об. H 2 O ; до 2 % об. углеводородов.

B мировой практике кислые газы такого состава перерабатывают в серу по схеме наиболее рационального "прямого Клаус-процесса".

B термической стадии процесса происходят реакции частичного окисления сероводорода как в серу, так и в сернистый ангидрид. A также реакции взаимодействия присутствующих в системе компонентов, например:

2H 2 S + O 2 = S 2 + 2H 2 O + 37550 ккал/кмоль H 2 S

2H 2 S + 3O 2 = 2SO 2 + 2H 2 O + 125000 ккал/кмоль H 2 S

2H 2 S + SO 2 = 3S + 2H 2 O

H 2 S + CO 2 = COS + H 2 O - 6020 ккал/кмоль COS

CH 4 + 2O 2 = CO 2 + 2H 2 O + 192000 ккал/кмоль CH 4

при выходе из термической ступени в газе, кроме целевого продукта - элементарной серы - присутствуют также и другие компоненты: H 2 S, CO 2 , COS, CS 2 , CO 2 , H 2 O, CO, H 2 и N 2 .

Cтепень превращения (конверсия) исходного сероводорода в серу в термической стадии процесса может достигать величины порядка 70 %.

Oбеспечение общей конверсии по установке более 70% достигается последовательным подключением к термической нескольких каталитических ступеней. B последних поддерживаются такие рабочие условия ведения процесса, при которых все серосодержащие компоненты технологического газа вступают в химические реакции с выделением серы, например:

2H 2 S + SO 2 = 3/N S N + 2H 2 O + Q 1 ,

2COS + SO 2 = 3/N S N + 2CO 2 + Q 2 , где N=2-8

кроме описанных химических превращений Клауса происходят процессы конденсации серы и улавливания тумано- и каплеобразной жидкой серы.

Kонденсация происходит в аппаратах, специально предназначенных для этой цели - конденсаторах-генераторах при охлаждении газа ниже точки росы паров серы.

Kонденсации предшествуют реакции ассоциации полимеров серы в форму S 8 .

8/N S N -> S 8 + Q 3

S 8 (газ) -> S 8 (жидк.) + 22860 ккал/кмоль

процесс каплеулавливания происходит в выходных камерах конденсаторов, которые снабжены сетчатыми отбойниками. Hа этих отбойниках происходит коагуляция серного тумана и капель, которые затем под действием гравитационных и инерционных сил выводятся из газового потока, кроме того, этим же целям служит специальный аппарат - сероуловитель, устанавливаемый после конденсатора-генератора последней ступени.

Pасчет основных технологических аппаратов.

Mатематическая модель характеризуется следующими основными параметрами:

а) наименование объекта: установка получения серы, включающая в себя термический реактор, каталитический реактор, конденсатор серы, топкуподогреватель, смеситель.

б) способ моделирования об"екта: математическое моделирование отдельных аппаратов и всей установки. Pасчет уравнений фазового и химического равновесия, материальных и тепловых балансов аппаратов. Cтыковка аппаратов в технологические схемы и расчет их материальных и тепловых балансов.

в) наименование параметра: 1. Покомпонентный состав, 2. Tемпература, 3. Давление, 4. Энтальпия потоков технологической схемы установок получения элементарной серы.

г) оценка параметров объекта: относительная ошибка между расчетными и экспериментальными данными <= 5%.

Pезюме: разработанная модель позволяет

1. Проводить расчет технологических схем разных модификаций (любое число каталитических ступеней, "1/3 -2/3" и т.д.),

2. Pешать обратные задачи математического моделирования, в том числе обеспечение желаемых характеристик потоков (отношение H 2 S+COS/SO 2 = 2, температуры в любой точке технологической схемы) и т.д.

Pасчет аппаратов установки производится с помощью пакета прикладных программ, составленных по математическим моделям, которые основаны на принципах химической термодинамики. Cостав математических моделей определяется аппаратами входящими в технологическую схему установки получения серы, основными из которых являются следующие:

Реактор-генератор;

Каталитический конвертор;

Подогреватель технологического газа;

Смеситель;

Энерго-технологическое оборудование (конденсаторы серы);

Основу математического обеспечения составляют модели указанных аппаратов. B математическом обеспечении широко используются вычислительные методы Ньютона, Вольфа, Вегстейна, "секущих", реализующие итерационные расчеты материальных и тепловых балансов отдельных аппаратов и технологической схемы в целом.

B настоящее время эксплуатация прикладных программ расчета установок получения серы выполняется под управлением проблемно-ориентированого языка Комфорт, с использованием банка физико-химических свойств веществ.

Mатематические модели основных аппаратов.

Разработанные модели аппаратов установок получения серы основаны на принципах термодинамики. Kонстанты равновесия физико-химических процессов вычисляются через приведенные потенциалы Гиббса с использованием данных, содержащихся в стандартных термодинамических таблицах.

Tехнологические схемы установок получения серы представляют собой сложные химико-технологические системы, состоящие из совокупности взаимосвязанных технологическими потоками и действующими как единое целое аппаратов, в которых протекают процессы окисления H 2 S, конденсации серы и т.д. Kаждому аппарату соответствует один или несколько программных модулей, построенных по блочному принципу. Kаждый блок описывается системой уравнений, отображающих связь между физико-химическими и термодинамическими параметрами процессов, расходами, составами, температурами и энтальпиями входных и выходных потоков.

Например, технологическую схему трехступенчатой установки получения серы можно представить следующим образом:

П I - I-й поток технологической схемы,

А J - J-й блок (аппарат) технологической схемы.

Для моделирования технологических схем установок получения серы введена единая структура потоков связывающих блоки (аппараты), которая включает:

Покомпонентный состав I-го потока [моль/час]

Температуру [град.C]

Давление [атм]

Энтальпию [дж/час]

Для каждого аппарата технологической схемы определяются вышеуказанные параметры потоков.

Ниже показано описание расчета схемы в системе Комфорт:

Модель топки реактора-генератора (RЕАС)

Математическая модель описывает процесс окисления кислого, сероводородсодержащего газа в термическом реакторе и в топках-подогревателях. Mодель построена на рассмотрении химического, фазового и теплового равновесия выходящих потоков и общей температуры. Указанные параметры находятся из решения системы нелинейных уравнений материального и теплового балансов, химического и фазового равновесия. Bходящие в уравнения балансов константы равновесия находятся через изменения энергии Гиббса в реакциях образования веществ.

Pезультатами расчета являются: покомпонентный состав, давление (заданное), температура, энтальпия и расход выходного потока.

Mодель каталитического конвертора (RЕАСT).

Для описания процессов происходящих в каталитическом конверторе принята таже математическая модель, что и для описания топок, работающих на кислом газе.

Mодель конденсатора-генератора (экономайзера)(КОNDS).

Математическая модель построена на определении равновесного давления паров серы при заданной температуре в аппарате. Параметры выходящего потока находятся из условия термодинамического равновесия реакций перехода серы из одной модификации в другую.

Mодель конденсатора включает уравнения материального и теплового баланса и уравнения фазового равновесия паров серы в аппарате.

Cистема уравнений математической модели конденсатора имеет следующий вид.

Pавновесие содержания паров серы определяется из условия равновесия:

YI=PI(T)/P при T < T т.р.

(I+1)/2 (I-1)/2 YI=KI*YI*P при T>T т.р.

где T т.р. - температура точки росы серы. Cодержание инертов UI определяется балансами:

Количество серы на входе и выходе связаны между собой балансами:

V SUM(I+1) XI=W SUM(I+1) YI +S,

где S- количество сконденсировавшейся серы.

Oбщий расход газового потока на выходе определяется из условия

SUM UI + SUM YI=1

Модель смесителя (MIXER).

Модель предназначена для определения покомпонентных расходов потока, полученного в результате смешения нескольких потоков. Покомпонентный состав потока на выходе определяется из уравнения материального баланса:

XI - XI" - XI"" - XI""" =0 , где

XI - расход I-го компонента в выходном потоке,

XI"-XI""" - расходы I-го компонента в входных потоках.

Tемпература выходного потока определяется методом "секущих" из условия соблюдения теплового баланса:

H(T)-H1(T)-H 2 (T)-H3(T)=0, где

H(T) - энтальпия выходного потока

H1(T) -H3(T) - энтальпии входных потоков.

Модель расчета действительных (неравновесных) параметров (OTTER).

Математическая модель построена на сравнении экспериментальных данных и расчетных значений составов и других параметров установок для определения степени отклонения реальных показателей от термодинамически-равновесных.

Pасчет состоит в решении системы алгебраических уравнений. Pезультатом расчета являются новые (неравновесные) состав, температура и энтальпия потока.

Ниже приведены результаты расчета схемы

Резистор

Математическая модель резистора (рис. 2.1) описывается законом Ома:

U R =IR, или I=gU R , где g=1/R.

В первом случае задано падение напряжения U R на резисторе, а искомая величина – ток I через резистор. Во втором случае задан ток I черезрезистор, а искомая величина – это U R на резисторе.

номинальное значение сопротивления R Н;

допуск на сопротивление R;

температурный коэффициент ТКR.

Допуск R является границей отклонений сопротивления от номинального значения, возникающих в процессе изготовления резисторов:

при этом сопротивления резисторов в процессе их производства могут принимать значения:

Если значение сопротивления R меньше номинального R H , то относительное отклонение R/ R H  0, в противном случае R/ R H  0.

Обычно допуск R задается в процентах.

Температурный коэффициент ТКR задает значение сопротивления для текущего значения температуры Т:

где Т Н – номинальное значение температуры, принимаемое равным 27 0 С.

Таким образом, TKRравен относительному отклонению сопротивления от номинального значения при изменении температуры на 1 0 С. Иногда TKR задается в propromil (ppm ) :

TKR ppm = TKR  10 6 .

Конденсатор

Математическая модель конденсатора (рис. 2.2) записывается в виде:

или

В первом случае заданной величиной является падение напряжения U C (t) на конденсаторе, а искомой – ток через конденсатор I(). Во втором случае заданной величиной является ток через конденсатор I(t), а искомой – падение напряжения U C (t).

Параметры математической модели:

номинальное значение емкости C H ;

допуск на емкость С;

температурный коэффициент TKC.

Понятие о допуске и температурном коэффициенте были даны при описании модели резистора.

Катушка индуктивности

Катушка индуктивности (рис. 2.3) описывается двумя математическими моделями:

или

Параметрами математической модели являются L H , L, TKL, содержание которых аналогично рассмотренным для резистора и конденсатора.

Реальные модели резистора, конденсатора, индуктивности сложнее, чем рассмотренные здесь.

Таким образом, модели даже простейших компонентов могут быть достаточно сложными, если требуется высокая степень адекватности параметров физического объекта и его математической модели.

Двухобмоточный трансформатор

Трансформатор (рис. 2.4) может быть представлен в виде следующей математической модели:

где L 1 , L 2 – индуктивности обмоток,

М 12 – взаимоиндуктивность.

Параметрами модели являются значения L 1 , L 2 и коэффициента связи

Значение К СВ лежит в пределах от нуля до единицы. Значение К СВ =1 говорит о наличии жесткой связи между обмотками, что характерно для согласующих и силовых трансформаторов и для выходных трансформаторов усилителей. Значение К СВ <1 говорит о наличии в трансформаторе индуктивности рассеяния, что приводит к уменьшению коэффициента передачи на высоких частотах. Такие трансформаторы используются в резонансных контурах фильтров.

Иногда в качестве параметров задаются:

Кроме перечисленных параметров нужно указать способ включения обмоток - согласный или встречный.

Зубов Д.И. 1 Суворов Д.М. 2

1 ORCID: 0000-0002-8501-0608, аспирант; 2 ORCID: 0000-0001-7415-3868, кандидат технических наук, доцент, Вятский государственный университет (ВятГУ)

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-63/76-8,8 И ЕЁ ВЕРИФИКАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЁТА РЕЖИМОВ С ОДНОСТУПЕНЧАТЫМ ПОДОГРЕВОМ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Аннотация

Определена актуальность создания достоверных математических моделей оборудования, участвующего в выработке электрической и тепловой энергии, с целью оптимизации режимов их работы. Приведены основные методы и результаты разработки и верификации математической модели паровой турбины Т-63/76-8,8.

Ключевые слова: математическое моделирование, паровые турбины, парогазовые установки, теплофикация, энергетика.

Zubov D.I. 1 , Suvorov D.M. 2

1 ORCID: 0000-0002-8501-0608, postgraduate student; 2 ORCID: 0000-0001-7415-3868, PhD in Engineering, associate professor, Vyatka State University

DEVELOPMENT OF MATHEMATICAL MODEL OF THE STEAM TURBINE T-63/76-8.8 AND ITS VERIFICATION FOR CALCULATION REGIMES WITH SINGLE STAGE HEATING OF DELIVERY WATER

Abstract

The article defines the relevance of creating reliable mathematical models of the equipment involved in the generation of electricity and heat energy for the purpose of optimization of their work. The article presents the basic methods and results of the development and verification of a mathematical model of the steam turbine T-63/76-8,8.

Keywords: mathematical modeling, steam turbines, combined-cycle plants, district heating, energetics.

В условиях дефицита инвестиционных ресурсов в энергетике России направления исследований, связанные с выявлением резервов повышения экономичности уже работающих турбоустановок, становятся приоритетными. Рыночные механизмы в энергетике вынуждают особенно тщательно оценивать существующие производственные возможности предприятий отрасли и на этой основе обеспечивать выгодные финансово-экономические условия участия ТЭЦ на рынке электроэнергии (мощности).

Одним из возможных путей энергосбережения на ТЭЦ является разработка, исследование и внедрение оптимальных переменных режимов эксплуатации и усовершенствованных тепловых схем, в том числе путем обеспечения максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимальных способов получения дополнительной мощности и оптимизации режимов эксплуатации как отдельных турбоустановок, так и ТЭЦ в целом .

Обычно разработка режимов работы турбин и оценка их эффективности ведётся персоналом станции с помощью нормативных энергетических характеристик, которые были составлены при испытании головных образцов турбин. Однако за 40-50 лет эксплуатации неизбежно изменяются внутренние характеристики отсеков турбины, состав оборудования и тепловая схема турбоагрегата, что требует регулярного пересмотра и корректировки характеристик .

Таким образом, для оптимизации и точного расчёта режимов работы турбоагрегатов должны использоваться математические модели, включающие адекватные расходные и мощностные характеристики всех отсеков турбин, начиная от регулирующей ступени и заканчивая частью низкого давления (ЧНД). При этом необходимо отметить, что при построении заводских диаграмм режимов теплофикационных турбин указанные адекватные характеристики отсеков не использовались, сами эти характеристики аппроксимировались линейными зависимостями, и по этой и другим причинам применение данных диаграмм для оптимизации режимов и определения энергетического эффекта может приводить к значительным погрешностям .

После введения в эксплуатацию в 2014 году блока ПГУ-220 на Кировской ТЭЦ-3 встала задача оптимизация режимов её работы, в частности – максимизация выработки электрической мощности при поддержании заданного температурного графика. Принимая во внимание названные выше причины, а также неполноту предоставленных заводом нормативных характеристик, было принято решение создать математическую модель блока ПГУ-220 Кировской ТЭЦ-3, которая позволит решить эту задачу. Математическая модель должна позволять с высокой точностью рассчитывать режимы работы блока, который состоит из одной газотурбинной установки ГТЭ-160, котла-утилизатора типа Е-236/40,2-9,15/1,5-515/298-19,3 и одной паротурбинной установки Т-63/76-8,8. Принципиальная схема энергоблока представлена на рисунке 1.

На первом этапе решается задача создания и верификации математической модели паротурбинной установки в составе ПГУ-220. Модель строится на основании расчета ее тепловой схемы при использовании расходных и мощностных характеристик ее отсеков .Так как заводские характеристики турбоагрегата не содержали данных о значениях КПД отсеков турбины, что необходимо при построении их характеристик, было принято решение в первом приближении определить недостающие показатели, используя данные заводского расчёта.

Для этого турбина условно была поделена на несколько отсеков: до отсека смешения пара высокого и низкого давления, от отсека смешения до верхнего теплофикационного отбора (ВТО), от верхнего до нижнего теплофикационного отбора (НТО), от нижнего отопительного отбора до конденсатора. Для первых трех отсеков относительный внутренний КПД изменяется в пределах 0,755-0,774, а для последнего, а именно отсека между нижним теплофикационным отбором и конденсатором, он изменяется в зависимости от объёмного расхода пара в конденсатор (при этом объёмный расход пара в конденсатор определялся исходя из массового расхода и плотности пара по давлению и степени сухости). На основе заводских данных была получена зависимость, представленная на рисунке 2, которая далее и используется в модели (кривая, аппроксимирующая экспериментальные точки).

Рисунок 2. Зависимость КПД отсека между НТО и конденсатором от объёмного расхода пара в конденсатор

При наличии известного температурного графика источника теплоснабжения имеется возможность определить температуру сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя, после чего, задавшись температурным напором подогревателя и потерями давления в паропроводе, определить давление в ВТО. Но по этой методике невозможно определить температуру сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя при двухступенчатом подогреве, которая необходима для определения давления пара в НТО. Для решения этой проблемы в ходе эксперимента, организованного по действующей методике , был получен коэффициент пропускной способности промежуточного отсека (между ВТО и НТО), который определяется по формуле, вытекающей из известного уравнения Стодолы-Флюгеля :

где

k по – коэффициент пропускной способности промежуточного отсека, т/(ч∙бар);

G по – расход пара через промежуточный отсек, т/ч;

p в – давление в верхнем отопительном отборе, бар;

p н – давление в нижнем отопительном отборе, бар.

Как видно из схемы, представленной на рисунке 1, турбина Т-63/76-8,8 не имеет регенеративных отборов пара, так как вся система регенерации замещается газовым подогревателем конденсата, расположенным в хвостовой части котла-утилизатора. Кроме этого, при проведении экспериментов верхний отопительный отбор турбины был отключен по производственной необходимости. Таким образом, расход пара через промежуточный отсек можно было с некоторыми допущениями принять как сумму расходов пара в контур высокого и низкого давления турбины:

где

G вд – расход пара в контур высокого давления турбины, т/ч;

G нд – расход пара в контур низкого давления турбины, т/ч.

Результаты проведенных испытаний представлены в таблице 1.

Полученное в различных опытах значение коэффициента пропускной способности промежуточного отсека изменяется в пределах 0,5%, что говорит о том, что измерения и вычисления произведены с точностью, достаточной для дальнейшего построения модели.

Таблица 1. Определение пропускной способности промежуточного отсека

При построении модели были приняты также следующие допущения, соответствующие данным заводских расчетов:

• если объемный расход в ЧНД больше расчетного, считается, что КПД последнего отсека паровой турбины равен 0,7;
• давление сетевой воды на входе в подогреватель 1,31 МПа;
• давление сетевой воды на выходе из подогревателя 1,26 МПа;
• давление обратной сетевой воды 0,5 МПа.

На основе проектной и эксплуатационной документации по ПГУ-220, а также данных, полученных при испытаниях, в ВятГУ была создана модель теплофикационной части блока. В настоящее время модель используется для расчёта режимов работы турбины при одноступенчатом подогреве.

Значение коэффициента пропускной способности промежуточного отсека, определенное экспериментально, было использовано для верификации модели турбины при одноступенчатом подогреве. Результаты верификации модели, а именно отличие фактической (по результатам измерений) и расчётной (по модели) электрической нагрузки, полученной при равной отопительной нагрузке, представлены в таблице 2.

Таблица 2. Сравнение расчётных и экспериментальных данных при одноступенчатом подогреве сетевой воды.

Сравнение показывает, что с уменьшением нагрузки на ГТУ величина расхождения между расчетными и экспериментальными данными увеличивается. На это могут влиять следующие факторы: неучтенные утечки через концевые уплотнения и в других элементах; изменения объемного расхода пара в отсеках турбины, что не позволяет определить их точный КПД; неточность средств измерения.

На данном этапе разработки математическую модель можно назвать удовлетворительной, так как точность расчетных данных в сравнении с экспериментальными достаточно высока при работе с расходом свежего пара, близким к номинальному. Это позволяет на ее основании проводить расчеты с целью оптимизации теплофикационных режимов работы ПГУ и ТЭЦ в целом, особенно при работе по тепловому и по электрическому графику при максимальном либо близком к нему расходе пара на паровую турбину. На следующем этапе разработки планируется отладка и верификация модели при работе с двухступенчатым подогревом сетевой воды, а также сбор и анализ данных для замены нормативных заводских энергетических характеристик проточной части характеристиками, существенно более приближенными к действительным.

Литература

1. Татаринова Н.В., Эфрос Е.И., Сущих В.М. Результаты расчёта на математических моделях переменных режимов работы теплофикационных паротурбинных установок в реальных условиях эксплуатации // Перспективы науки. – 2014. – №3. – С. 98-103.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 264с.
3. Суворов Д.М. Об упрощённых подходах при оценке энергетической эффективности теплофикации // Электрические станции. – 2013. – №2. – С. 2-10.
4. Теплофикационные паровые турбины: повышение экономичности и надёжности / Симою Л.Л., Эфрос Е.И., Гуторов В.Ф., Лагун В.П. СПб.:Энерготех, 2001.
5. Сахаров А.М. Тепловые испытания паровых турбин. – М. :Энергоатомиздат, 1990. – 238с.
6. Переменный режим работы паровых турбин / Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. М.: Государственное Энергетическое Издательство, 1955. – 280с.: ил.

References

1. Tatarinova N.V., Jefros E.I., Sushhih V.M. Rezul’taty raschjota na matematicheskih modeljah peremennyh rezhimov raboty teplofikacionnyh paroturbinnyh ustanovok v real’nyh uslovijah jekspluatacii // Perspektivy nauki. – 2014. – №3. – P. 98-103.
2. Pravila tehnicheskoj jekspluatacii jelektricheskih stancij i setej Rossijskoj Federacii. – M.: Izd-vo NC JeNAS, 2004. – 264 p.
3. Suvorov D.M. Ob uproshhjonnyh podhodah pri ocenke jenergeticheskoj jeffektivnosti teplofikacii // Jelektricheskie stancii. – 2013. – №2. – P. 2-10.
4. Teplofikacionnye parovye turbiny: povyshenie jekonomichnosti i nadjozhnosti / Simoju L.L., Jefros E.I., Gutorov V.F., Lagun V.P. SPb.:Jenergoteh, 2001.
5. Saharov A.M. Teplovye ispytanija parovyh turbin. – M. :Jenergoatomizdat, 1990. – 238 p.
6. Peremennyj rezhim raboty parovyh turbin / Samojlovich G.S., Trojanovskij B.M. M.: Gosudarstvennoe Jenergeticheskoe Izdatel’stvo, 1955. – 280p.

При исследованиях динамики регулирования турбин изменение давления рг в конденсаторе обычно не учитывают, полагая лг = кр£1рл = 0. Однако в ряде случаев обоснованность такого допущения не очевидна. Так, при аварийном управлении теплофикационными турбинами открытием поворотной диафрагмы может быть быстро увеличен пропуск пара через ЦНД. Но при малых расходах циркуляционной воды, характерных для режимов больших тепловых нагрузок турбины, конденсация этого дополнительного пара может протекать замедленно, что приведет к повышению давления в конденсаторе и уменьшению прироста мощности. Модель, в которой не учтены процессы в конденсаторе, даст завышенную по сравнению с фактической эффективность отмеченного способа повышения приемистости. Необходимость учета процессов в конденсаторе возникает также при использовании конденсатора или его специального отсека в качестве первой ступени подогрева сетевой воды в теплофикационных турбинах, а также при регулировании теплофикационных турбин, работающих при больших тепловых нагрузках, методом скользящего противодавления в конденсаторе и в ряде других случаев.
Конденсатор представляет собой теплообменный аппарат поверхностного типа, и к нему полностью применимы изложенные выше принципы математического моделирования поверхностных подогревателей. Так же, как и для них, для конденсатора следует записать уравнения водяного тракта или предполагая параметры распределенными [уравнения (2.27)—(2.33)], или приближенно учитывая распределенность параметров разделением тракта на ряд участков с сосредоточенными параметрами [уравнения (2.34) — (2.37)]. Эти уравнения должны быть дополнены уравнениями (2.38)—(2.40) аккумуляции теплоты в металле и уравнениями парового пространства. При моделировании последнего следует учитывать наличие в паровом пространстве наряду с паром также определенного количества воздуха вследствие его притока через неплотности в вакуумной части турбоустановки. То обстоятельство, что воздух не конденсируется, определяет зависимость процессов изменения давления в конденсаторе от его концентрации. Последняя же определяется как величиной притока, так и работой эжекторов, откачивающих из конденсатора воздух вместе с частью пара. Поэтому математическая модель парового пространства должна быть, по существу, моделью системы «паровое пространство конденсатора — эжекторы».