Разработка технологии ступенчатого подогрева конденсата в котлах-утилизаторах для парогазовых энергоблоков тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Хуторненко Сергей Николаевич

• Хуторненко Сергей Николаевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Хуторненко Сергей Николаевич

Введение

1 ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ

1.1 Теоретические основы парогазовых установок

1.2 Классификация парогазовых установок

1.3 Котлы-утилизаторы в схеме ПГУ

1.4 Особенности теплового расчёта котла-утилизатора

в составе энергоблока ПГУ

1.5 Влияние затрат электроэнергии на собственные нужды

котла-утилизатора на экономичность энергоблока

1.6 Постановка задачи

Выводы к разделу

2 РАЗРАБОТКА ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕКОЙ СХЕМЫ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА С ИСКЛЮЧЕНИЕМ СИСТЕМЫ РЕЦИРКУЛЯЦИИ КОНДЕНСАТА

2.1 Разработка котла-утилизатора

2.2 Разработка технологической схемы ступенчатого подогрева конденсата

Выводы к разделу

3 МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1 Методика теплового и конструктивного расчёта поверхностей нагрева газового подогревателя конденсата

3.2 Основные принципы оценки эффективности применения технологической схемы включения поверхностей нагрева без рециркуляции конденсата

3.3 Критерии проверки вариативности технологической схемы ступенчатого

подогрева конденсата для энергоблоков различной мощности

Выводы к разделу

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

4.1 Исходные данные для исследования режимов работы поверхностей нагрева газового подогревателя конденсата, включённых по технологической схеме с

исключением системы рециркуляции конденсата

4.2 Определение зависимости относительной нагрузки ГПК2 от относительной нагрузки ВВТО и температуры конденсата на входе в котёл-утилизатор

4.3 Определение зависимости относительной нагрузки первой ступени газового подогревателя конденсата от относительной нагрузки ВВТО и температуры конденсата на входе в котёл-утилизатор

4.4 Проверка сходимости результатов расчётов, полученных с применением универсальных уравнений зависимостей, с исходными данными, принятыми для исследования

4.5 Разработка рекомендаций по конструктивно-компоновочным решениям

4.6 Тепловой баланс газового подогревателя конденсата

4.7 Технико-экономическое обоснование применения технологической схемы

ступенчатого подогрева конденсата для энергоблока ПГУ-230

Выводы к разделу

5 ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

5.1 Разработка газового подогревателя конденсата для котла-утилизатора, предназначенного для работы в составе ПГУ-110 Казанской ТЭЦ-2

5.2 Разработка газового подогревателя конденсата для котла-утилизатора,

предназначенного для работы в составе ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ

Выводы к разделу

Заключение

Список использованных сокращений

Термины и определения

Список литературы

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложение Д

Приложение Е

Приложение Ж

Приложение И

Приложение К

Приложение Л

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии ступенчатого подогрева конденсата в котлах-утилизаторах для парогазовых энергоблоков»

Введение

Актуальность проблемы. Энергетика России представляет собой основополагающую отрасль страны. В тоже время наблюдается значительное отставание скорости возведения новых мощностей по выработке электроэнергии от скорости возрастания потребности в электроэнергии других видов промышленности страны. На сегодняшний день возможными путями повышения энергостабильности страны и увеличения производства электроэнергии являются либо реконструкция существующего оборудования, как это показано, в том числе в [28], либо, как наиболее перспективное направление, строительство энергоблоков по комбинированному циклу. Согласно энергетической стратегии России одним из целевых показателей программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года является увеличение установленной мощности газовых ТЭС с применением передовых технологий на основе ПГУ до 50900 МВт [8, 57]. При проектировании основного оборудования для энергоблоков ПГУ особое внимание уделяется повышению эффективности энергоблока. Одним из возможных путей повышения эффективности блока является снижение затрат электроэнергии на собственные нужды. Изучение роли затрат электроэнергии на собственные нужды имеет большое значение, поскольку этот вид потерь напрямую влияет на технико-экономические показатели электростанции. Несмотря на значительное количество публикаций в этой области исследования, автор считает, что вопрос снижения затрат электроэнергии на собственные нужды, не получил до настоящего времени подробного освещения ни в российских, ни и зарубежных работах. Однако при этом стоит обратить внимание на то, что потенциал энергосбережения по электростанциям России по данным источника [38] оценивается на уровне 5-6 млрд.кВтч.

Объект исследования. В данной работе исследованы теплофикационные энергоблоки ТЭЦ, работающие по бинарному циклу (ПГУ) с газовыми подогревателями конденсата (ГПК).

Целью диссертации является разработка методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования технико-экономических показателей, конструктивно-компоновочных параметров технологически новой схемы газового подогревателя конденсата для энергоблоков ПГУ.

Задачи исследования:

1. Разработка методики численного исследования технологической схемы газового подогревателя конденсата с применением ступенчатого подогрева конденсата.

2. Разработка математической модели газового подогревателя конденсата с учётом особенностей технологии ступенчатого подогрева.

3. Разработка методики теплового расчёта тракта ГПК с применением технологии ступенчатого подогрева конденсата.

4. Разработка рекомендаций по выбору конструктивно-компоновочных параметров ступеней ГПК.

5. Оценка технико-экономических показателей рассматриваемой в исследовании теплогидравлической схемы ГПК.

Научная новизна работы заключается в том, что впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Разработанный методический подход к исследованию технологической схемы ступенчатого подогрева конденсата, который учитывает влияние относительного тепловосприятия водо-водяного теплообменника и температуры конденсата на входе в котёл-утилизатор на величины относительного тепловосприятия поверхностей нагрева ГПК.

2. Разработанная методика теплового расчёта газового подогревателя конденсата с применением ступенчатого подогрева рабочего тела.

3. Разработанная математическая модель газового подогревателя конденсата, которая учитывает зависимости величин относительного тепловосприятия поверхностей нагрева ГПК от относительного тепловосприятия водо-водяного теплообменника и температуры конденсата на входе в КУ.

4. Разработанная технологическая схема газового подогревателя

конденсата, позволяющая повысить эффективность производства электрической энергии путём снижения затрат электроэнергии на собственные нужды КУ.

5. Разработанные рекомендации по выбору конструктивных решений относительно ступеней ГПК.

Практическая значимость работы. Разработанная методика теплового расчёта ступеней ГПК в совокупности с рекомендациями по конструктивно -компоновочным решениям позволяют получить экономию металла при изготовлении поверхностей нагрева.

Методы исследования. При выполнении работы в методологическом плане применялась следующая совокупность методов:

1. Математическое моделирование паровых котлов-утилизаторов и поиск технологических решений, направленных на разработку тепловой схемы ГПК с исключением системы рециркуляции конденсата.

2. Проверка результатов исследований, на примере действующих КУ.

Личный вклад автора. Все положения диссертационного исследования, изложенные в основном тексте диссертации без ссылок на других авторов, получены лично автором. Анализ и обсуждение полученных результатов выполнен автором совместно с научным руководителем.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием разработанных методик (основанных на экспериментальных данных и нормативных методах), фундаментальных закономерностей технической термодинамики, гидрогазодинамики, теплопередачи. Математическое моделирование выполнено с применением лицензионного, сертифицированного программного продукта Boiler Designer, хорошо себя зарекомендовавшем при решении ряда других задач подобного рода.

В исследовании уделено особое внимание официальным материалам ведущих отраслевых институтов и компаний, таких как ОАО "ВТИ", МЭИ, ИГЭУ, НГТУ и т.д. Основная часть первой главы составлена на основании трудов С. В. Цанева, П. А. Березинца, В. Д. Бурова, П. А. Щинникова, Ю.А. Радина, А. Н. Ремезова. [3, 7, 32, 47, 55]

Апробация работы. Результаты работы обсуждались на научно-практической конференции "Минеральная часть топлива, шлакование, очистка котлов, улавливание и использование золы" (г. Челябинск, 2011), на 72-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и профессорско-преподавательского состава технического университета (г. Барнаул, 2014), на всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука и молодежь» (г. Барнаул, 2013, 2014), на всероссийской научно-технической конференции «Современная техника и технологии: проблемы, состояние и перспективы» (г. Рубцовск, 2015), на всероссийской научной конференция молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации» (г. Новосибирск, 2015, 2016), на всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: эффективность, надёжность, безопасность» (г. Томск, 2015), на восьмой всероссийской конференции «Реконструкция энергетики-2016» (г. Москва, 2016), на седьмой конференции молодых специалистов инженерно-технических подразделений ПАО «Силовые машины» (г. Санкт-Петербург, 2016).

Результаты работы внедрены в разделы лекционных курсов дисциплины "Камеры сгорания ГТУ и спецкотлы" по направлению подготовки 13.04.03 Энергетическое машиностроение.

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них 4 - статьи в изданиях, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналах, в которых должны быть опубликованы научные результаты на соискание ученой степени кандидата наук, 4 - в отраслевых изданиях и сборниках трудов конференций.

Структура и объём работы. Диссертация включает в себя введение, пять разделов, заключение, список использованных сокращений, термины и определения, список литературы из 59 наименований, 10 приложений, 56 рисунков, 25 таблиц. Основной текст диссертации изложен на 133 страницах, общий объем диссертации составляет 143 страницы.

1 ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ

Одним из перспективных вариантов повышения энергостабильности для российской энергетики является строительство энергоблоков по комбинированному циклу - парогазовых установок (ПГУ). Наиболее весомой причиной перспективности ПГУ является использование природного газа в качестве основного топлива, запасы которого достаточно велики, при этом эффективность использования топлива (КПД цикла) достигает уровня 55-60% (для сравнения, КПД брутто современных ТЭС находится в пределах 40-45% [53]). Согласно исследованиям ведущих специалистов [20] темпы ввода парогазовых энергоблоков (рисунок 1.1) показывают не только интенсивный рост вводимых мощностей, но и уверенность инвесторов в окупаемости проектов, несмотря на ожидаемый рост цен на газ. Согласно перечню генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности, всего до 2017 г. будет введено порядка 87 энергоблоков ПГУ общей мощностью 21,7 ГВт [33]. Кроме того, по сведениям из [9], энергоблоки ПГУ широко применяются при выводе из эксплуатации генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (вынужденные генераторы). Принципы выбора мест расположения новых мощностей изложены в [10].

ГТУ, ПГУ 20

2000 2004 2006 2008 2010 Год ввода Рисунок 1.1 - Ввод парогазовых блоков

1.1 Теоретические основы парогазовых установок

В основе парогазовой установки с котлом-утилизатором лежит термодинамический цикл Брайтона-Ренкина, изображенный на рисунке 1.2. В верхней ступени комбинированной установки (цикл Брайтона) происходит сжатие в компрессоре забираемого из атмосферы воздуха (процесс 1—2) и подвод теплоты q1 при постоянном давлении в камере сгорания ГТУ (процесс 2—3). Образовавшиеся горячие газы с высоким давлением и температурой поступают в газовую турбину (процесс 3—4), где расширяются, совершая работу, передаваемую на вал ГТУ. Большая часть этой работы используется в компрессоре для сжатия воздуха, а остальная ее часть (30—40%) преобразуется в электрогенераторе в электроэнергию, направляемую потребителям. Газы после газовой турбины поступают в котёл-утилизатор (КУ). Процесс 4—1 условно замыкает цикл Брайтона. Охлаждение газов в котле-утилизаторе (процесс 4—5) связано с передачей большей части их теплоты рабочему телу в цикле Ренкина. При этом происходит: нагрев воды в экономайзере КУ (процесс Ь—с), испарение воды в испарителе (процесс с—d), перегрев пара в пароперегревателе (процесс ё—е). Расширение пара в турбине и его конденсация в конденсаторе представлены процессами e—f и f—a с последующим повышением давления конденсата конденсатным насосом (процесс а—Ь) [7]. Основные элементы простейшей тепловой схемы ПГУ с котлом-утилизатором приведены на рисунке 1.3.[54]

Г У 4■ Г .?

Рисунок 1.2 - Термодинамический цикл Брайтона-Ренкина парогазовой установки

с котлом-утилизатором

1 Ч

ЭГ - электрогенератор; К - компрессор; ГТ - газовая турбина; КС - камера сгорания; ПТ - паровая турбина; КУ - котёл-утилизатор; К-р - конденсатор; Н - насос.

Рисунок 1.3 - Простейшая тепловая схема ПГУ с котлом-утилизатором

Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подается в КУ. [25, 54]

На рисунке 1.4 приведена тепловая схема ПГУ с одноконтурным котлом-утилизатором. Парогенерирующий тракт одного давления включает в себя экономайзер, испаритель и пароперегреватель. Газовый подогреватель конденсата (ГПК) заменяет отсутствующие в ПГУ подогреватель низкого давления. Нагрев основного конденсата в нем вызывает понижение температуры газов до конечного значения. В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды, в который поступает пар, отбираемый из паровой турбины для деаэрации питательной воды [54].

ПЕ - пароперегреватель; И - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата; Д - деаэратор; ПН и КН - питательный и конденсатный насосы.

Рисунок 1.4 - Тепловая схема ПГУ с одноконтурным котлом-утилизатором

На рисунках 1.5 и 1.6 приведены варианты схем ПГУ с двухконтурными котлами-утилизаторами. Следует обратить внимание на различия в тепловых схемах. Экономайзер контура ВД выполняют одно- или двухступенчатым в зависимости от конструктивных особенностей котла-утилизатора. Для питания водой контуров НД и ВД предусмотрены два самостоятельных питательных насоса. В некоторых ПГУ устанавливают один насос с отбором воды НД из его промежуточной ступени. В тепловую схему КУ может быть добавлен насос рециркуляции конденсата для поддержания необходимой температуры на входе в котел. Вместо него в схеме ПТУ можно использовать один подогреватель низкого давления (ПНД), который включается в работу по мере необходимости [54].

Рисунок 1.5 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным

котлом-утилизатором

После ГТУ

ППВД, ППНД - пароперегреватели высокого и низкого давления; ИВД, ИНД - испарительные поверхности высокого и низкого давления; ЭВД - экономайзер высокого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ДПВ - деаэратор питательной воды; ЦВД, ЦНД - цилиндры высокого и низкого давления паровой турбины; К-р - конденсатор; КЭН -конденсатный насос; ПЭН ВД, ПЭН НД - питательные насосы высокого и низкого давления; РЭН - насос рециркуляции; РК - регулирующий клапан. Рисунок 1.6 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ

ВД, СД, НД - пароводяные контуры КУ высокого, среднего и низкого давления; 1 - природный газ; 2 - жидкое топливо; 3 - самозацепляющаяся (расцепная) муфта; 4 - конденсатный насос; 5 - конденсатор; 6 - воздух. Рисунок 1.7 - Тепловая схема одновальной ПГУ с трёхконтурным КУ

При выборе оптимальной схемы парогазового цикла необходимо проанализировать внешние факторы (климатические условия, высота над уровнем моря и т.п.). Подробное описание климатических факторов, влияющих на экономичность и производительность энергоблоков ПГУ приведено в [31]. Конечным результатом является тепловая схема энергоблока ПГУ. Изменение общей экономичности ПГУ в результате совершенствования парового контура можно проиллюстрировать данными зарубежных исследований, полученными на базе ГТУ мощностью 150—200 МВт (рисунки 1.8 и 1.9) [54]. Переход к более сложному паровому циклу и к сверхкритическим параметрам пара существенно повышает экономичность установки [54]. Так, например, при введении промперегрева можно получить КПД ПГУ 50-57% [18]. Наиболее полное представление вариантов повышения эффективности ПГУ представлено в [3].

Анализ приведённой выше информации показывает, что усложнение тепловых схем КУ приводит к повышению их КПД, но в тоже время влечёт за собой увеличение капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

I—докритические параметры пар а (8 МПа, 540 °С), II — сверхкритические параметры пара (25 МПа, 540 оС); 1 — одноконтурный КУ, 2 — двухконтурный

КУ, 3 — одноконтурный КУ с промежуточным перегревом пара, 4 — трехконтурный КУ, 5 — трехконтурный КУ с промежуточным перегревом пара Рисунок 1.8 - Влияние параметров парового цикла на КПД производства

электроэнергии ПГУ с КУ

^ПГУ'^ 57

56

55

54

53

ЗД +1Ш%>Р)ф) -

эд + ту, к . 2Д + 11П(рвд>р1ф)

_2Д + --—^

зя/^-

Мд

| 1 1 1 1

^ПГУ*

700 - 690 681) 670

660

3,0 9,С 15,0 21,0 27,0 рвд, МПа

х — варианты с конечной сухостью пара 88 %; 2Д, ЗД — котлы-утилизаторы двух и трех давлений пара, ПП — промежуточный перегрев пара; ркр — критическое давление рабочего тела, рвд — давление пара ВД

Рисунок 1.9 - Влияние профиля парового цикла на электрический КПД и мощность ПГУ с КУ (для ГТУ мощностью 200 МВт)

1.2 Классификация парогазовых установок

Согласно действующей нормативной документации [40] рассмотренные в предыдущем подразделе схемы ПГУ по устройству связей между газовоздушными трактами ГТУ и КУ представляют собой последовательную схему. Последовательные схемы ПГУ с КУ подразделяются на:

- утилизационные ПГУ - выхлопные газы ГТУ направляются в паровой котел-утилизатор, вырабатывающий пар для паровой турбины;

- утилизационные ПГУ с дополнительным сжиганием топлива перед, или внутри котла-утилизатора для увеличения его паропроизводительности, стабилизации параметров пара при различных нагрузках ГТУ или дополнительного отпуска тепла.

В свою очередь утилизационные ПГУ согласно источнику [54] можно классифицировать по технологической схеме (а) и по количеству ГТУ, технологически связанных с одной паротурбинной установкой (б):

а)

- одноконтурные - в котле-утилизаторе располагается один парогенерирующий контур;

- многоконтурные (например, двухконтурные) - в котле-утилизаторе располагаются два и более парогенерирующих контура для выработки пара высокого и низкого давления;

- двухконтурные с промежуточным перегревом пара - в котле-утилизаторе кроме двух парогенерирующих контуров располагается также промежуточный пароперегреватель;

- трехконтурные с промперегревом пара - в котле-утилизаторе располагаются три парогенерирующих контура и промежуточный пароперегреватель.

б)

- моноблочные, технологическая схема 1 х (ГТУ+КУ) —» 1хПТУ;

- дубль-блочные, технологическая схема 2 х (ГТУ+КУ) —» 1хПТУ;

- полиблочные: п х (ГТУ+КУ) —» т х ПТУ.

Моноблочные ПГУ по конструктивному исполнению делятся на:

- двухвальные - ГТУ и паровая турбина оснащены отдельными электрическими генераторами;

- одновальные - ГТУ, паровая турбина и общий электрический генератор располагаются на одном валу.

Дубль-блочные и полиблочные ПГУ по этому признаку также называются трех- и многовальными.

По суммарной вырабатываемой электроэнергии на клеммах электрогенераторов ГТУ и ПТ энергетические ПГУ принято классифицировать следующим образом [7]:

- ПГУ класса А - установки мощностью 300—700 МВт моноблочного исполнения, одновальные с котлами-утилизаторами трех давлений пара. В них используются современные энергетические ГТУ мощностью до 300 МВт, КПД производства электроэнергии, которых равен 38—40 %. Температура газов на входе в газовую турбину и выходе из нее составляет 1400—1500 и 590—630 °С соответственно, что позволяет дополнительно применить промежуточный перегрев пара и иметь необходимые параметры генерируемого пара. Эффективность производства электроэнергии этих ПГУ в конденсационном режиме достигает 60%. Для этого в камерах сгорания ГТУ сжигают природный газ с давлением перед системой топливоподачи не менее 3 МПа, не устанавливая при этом дожимные топливные компрессоры.

- ПГУ класса Б - установки, в которых используются энергетические ГТУ мощностью 50—150 МВт с КПД производства электроэнергии 33—35 %, а также котлы-утилизаторы двух давлений. Тепловая схема таких ПГУ включает в себя обычно две ГТУ и одну паровую турбину с электрогенераторами. Такие ПГУ часто выполняют теплофикационными. Эффективность производства электроэнергии 52—53 %. Парогазовые установки этого класса могут применяться и в качестве конденсационных установок.

- ПГУ класса В — это установки, электрическая мощность которых не превышает 25 МВт. Они создаются на базе конверсионных энергетических ГТУ с широким диапазоном начальных параметров газов и имеют КПД производства электроэнергии 28—34 %. Для этой цели используются авиационные газотурбинные двигатели, к которым подключается силовая газовая турбина с электрогенератором, соединенная газодинамически с ГТД.

Классификация газотурбинных установок для описанных выше энергоблоков ПГУ достаточно подробно представлена в [37].

1.3 Котлы-утилизаторы в схеме ПГУ

Котлы-утилизаторы для энергетических ПГУ различаются по компоновке, тепловым схемам и параметрам. По конструктивному исполнению котлы-утилизаторы подразделяются на горизонтальные или вертикальные, преимущественно барабанного типа с естественной или принудительной циркуляцией. [46] Классификация котлов-утилизаторов по другим техническим особенностям, не рассматриваемым в данном исследовании, подробно представлена в [59]. Поверхности теплообмена изготавливаются из труб с наружным спиральным оребрением, что позволяет выполнить конструкцию котла-утилизатора более компактной. Эти поверхности компонуются в зависимости от конструктивной схемы котла в виде секций, собранных в общие блоки и подвешенных к потолку поперек движения газов в КУ горизонтальной компоновки, и в виде отдельных блоков, устанавливаемых в шахте вертикального КУ. На рисунке 1.10 представлена тепловая схема (а) и Q-T диаграмма ПГУ с одноконтурным котлом-утилизатором (б). Одной из реперных точек при выполнении теплового расчёта котла-утилизатора является минимальный недогрев в испарителе (см. рисунок 1.10б) и принимается в диапазоне 8-15 ^ [54].

Пе — пароперегреватель; И— испаритель; Эк — экономайзер; ГПК— газовый

подогреватель конденсата; Ткт—Тух — охлаждение газов в КУ; Т™ - Тие — повышение температуры пароводяного рабочего тела; 3Ш — температурный напор на горячем конце пароперегревателя; 3 — минимальный температурный

напор

Рисунок 1.10 - Тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ (а) и процесс теплообмена в котле в ^-Г-диаграмме (б)

В горизонтальных котлах-утилизаторах поверхность нагрева состоит из отдельных секций, объединяемых в пакеты. Каждая секция обычно включает в себя верхний и нижний коллекторы, соединенные оребрёнными трубами [54].

Конструкция вертикальных котлов-утилизаторов имеет свои особенности. Их поверхности нагрева выполняют в виде отдельных модулей, укрепляемых один над другим с помощью каркаса, в котором предусмотрены боковые боксы для размещения коллекторов и колен труб, не омываемых дымовыми газами. Основная часть модуля в зависимости от его длины имеет несколько несущих перегородок [54].

По данным [54] в ПГУ с одноконтурным КУ дымовые газы удаётся охладить до 160°C, и получить невысокое значение КПД производства электроэнергии. При этом тепловая схема такой ПГУ более проста в эксплуатации и имеет более низкие капитальные затраты. Для повышения эффективности производства электроэнергии приходится усложнять тепловую схему ПГУ, применяя при этом двух- и трехконтурные котлы-утилизаторы. На рисунках 1.11 и 1.12 представлена принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором и Q-T диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе. По результатам анализа тепловых схем ПГУ представленных на рисунках 1.9 и 1.10 при использовании одинаковых ГТУ (V64.2 производства Siemens) эффективность производства электроэнергии в первом случае будет 49,95%, а во втором 52,2% [54]. При использовании современных ГТУ температура выходных газов превышает 600 °C. Данное обстоятельство позволяет применять котлы-утилизаторы с тремя контурами генерации пара и его промежуточным перегревом. Промежуточный перегрев пара может применяться и в КУ с двумя давлениями пара. В обоих случаях это решение позволяет снизить влажность пара в последних ступенях паровой турбины и отказаться от использования сепаратора влаги [54].

На рисунке 1.13 приведена тепловая схема ПГУ с КУ трех давлений пара и промежуточным перегревом. Установка состоит из двух ГТУ типа V94.3A (Siemens) с КУ и одной паровой турбины. Эффективность производства

электроэнергии такой установки составляет 56,6 % [54].

ППВД, ППНД - пароперегреватели высокого и низкого давления; ИВД, ИНД - испарители высокого и низкого давления; ЭВД - экономайзер высокого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ДПВ - деаэратор питательной воды; ЦВД, ЦНД - цилиндры высокого и низкого давления паровой турбины; К-р - конденсатор; КЭН - конденсатный насос; ПНВД, ПННД -питательные насосы высокого и низкого давления; РЭН - насос рециркуляции; РК - регулирующий клапан.

Рисунок 1.11 - Принципиальная схема ПГУ с двухконтурным КУ

&1 -температура продуктов сгорания по тракту КУ; Т -температура пароводяного теплоносителя по тракту КУ; вг -температурные напоры

Рисунок 1.12 - Q-t диаграмма двухконтурного котла-утилизатора

Рисунок 1.13 - Тепловая схема ПГУ с КУ трёх давлений (Siemens)

Одной из основных отличительных особенностей котлов-утилизаторов от традиционных камерно-факельных котлов паросиловых установок является отсутствие воздухоподогревателей. Воздухоподогреватели применяются для более глубокого охлаждения дымовых газов для увеличения КПД котлов. При проектировании ПГУ с КУ для охлаждения дымовых газов до температуры 100^120^ применяются газовые подогреватели конденсата (ГПК). Поскольку температура конденсата после конденсатора паротурбинной установки находится в пределах 25^40°^ то существует опасность снижения температуры дымовых газов ниже допустимой температуры (температура точки росы), что приведёт к низкотемпературной коррозии хвостовой поверхности нагрева и выходных газоходов КУ. Для обеспечения надёжной эксплуатации КУ во всём периоде жизненного цикла по рекомендациям отечественных и зарубежных специалистов температуру конденсата на входе в ГПК рекомендуется поддерживать на уровне 55^60^ [54, 58]. Для этого в схемах ГПК традиционно применяют рециркуляцию подогретого конденсата. Подогретый конденсат на выходе из ГПК или из промежуточной части в необходимом количестве для поддержания температуры конденсата на входе в ГПК с помощью насосов рециркуляции подают на вход ГПК (см. рисунок 1.11). В случае проектирования КУ для работы в составе теплофикационной ПГУ на линии рециркуляции конденсата устанавливают дополнительный водо-водяной теплообменник для подогрева сетевой воды. Установка такого теплообменника позволяет дополнительно получать до 23 МВт (19,78 Гкал/ч) тепловой энергии (данные для КУ при работе с ГТУ мощностью 160МВт).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Хуторненко Сергей Николаевич, 2017 год

- Т»

1

>- Ч

-- в 1

Вент: 0.4303 Г-==г"1 216 ГПК1 И 21! !-[ <с м1 Т И 222.

= -V Ж 0.060! Г«Т

К -* Ч

Ре 3 -К( а_ ?1Ч ■ 1X1

- -

Рисунок 2.5 - Гидравлическая схема тракта газового подогревателя конденсата

Газовый подогреватель конденсата представляет собой газо-водяной рекуперативный теплообменник, включенный по противоточной схеме. Для поддержания температуры конденсата на входе в ГПК в рекомендуемых пределах (55-60°С) применена система рециркуляции. Принцип работы системы рециркуляции заключен в отборе необходимого количества подогретого конденсата на выходе из ГПК и подачей его на вход ГПК. Также на линии рециркуляции установлен водо-водяной теплообменник, предназначенный для подогрева сетевой воды, номинальная тепловая нагрузка ВВТО составляет 13,5 МВт. Усложнение тепловой схемы тракта ГПК потребовало ещё одно условие. Для обеспечения надёжной термической деаэрации рекомендуется подавать в деаэратор среду недогретую до температуры насыщения при давлении в деаэраторе [7, 12, 35]. Поддержание недогрева до кипения (для данного КУ недогрев принят равным 5°С) в данном случае осуществляется с помощью байпассирования части холодного конденсата.

По результатам расчётов котла-утилизатора построена Р-Т диаграмма (рисунок 2.6).

550

500

450

400

350

и

0

™ 300

о. ?

л а.

01

I 250

200

150

100

50

\ п пвл 2

■ 1 1 _ _

\

Л

_ _

Г ПВД1 г

Г z

тп

V

N

V ппнл 1

пг НД2 \

Ч

N 1

эв д; X

\ -1НЛ

>

д 11 / V :

_

и ГПК4

_ _ _

- =ь

0 30000 60000

90000 120000 150000 180000 Тепловосприятие, кВт

210000 240000 270000

ППВД - пароперегреватель высокого давления; ИВД - испаритель высокого давления; ППНД - пароперегреватель низкого давления; ЭВД - экономайзер высокого давления; ИНД - испаритель низкого давления; ЭНД - экономайзер низкого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата. Рисунок 2.6 - Р-Т диаграмма котла-утилизатора

2.2 Разработка технологической схемы ступенчатого подогрева конденсата

Одним из возможных путей повышения эффективности выработки электроэнергии на ТЭС является снижения затрат электроэнергии на собственные нужды. Выявление основных групп факторов, которые влияют на повышение эффективности ПГУ посредством снижения затрат электроэнергии на собственные нужды КУ приведено в [52]. Поскольку данная работа посвящена исследованиям в области котлов-утилизаторов, то поиск путей снижения затрат на собственные нужды тесно связан с разработкой тепловой схемы котла-утилизатора с исключением системы рециркуляции конденсата как это показано в [49, 51]. Анализ приведённой в п. 2.1 теплогидравлической схемы котла-утилизатора показывает, что основным потребителем электроэнергии в схеме котла-утилизатора является насос рециркуляции конденсата. Основной задачей насоса рециркуляции является подача горячего конденсата на вход в поверхность ГПК для поддержания температуры конденсата на входе в ГПК на рекомендуемом уровне 55-60 °С [7, 54, 58]. Для определения количества электроэнергии затрачиваемой на привод насоса рециркуляции конденсата (РЭН) и конденсатного электронасоса (КЭН) выполнен ряд поверочных расчётов для определения зависимости нагрузки от температуры конденсата за конденсатором паровой турбины. Для исследования зависимости выбран диапазон температуры конденсата от 25 до 55 °С с шагом 10 °С. Остальные условия работы котла-утилизатора остаются такими же, как в номинальном режиме (см. раздел разработка КУ). Основные результаты расчётов сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Основные результаты расчётов котла-утилизатора

Название Размерность Температура конденсата на входе в КУ

25 35 45 55

Расход конденсата для питания КУ т/ч 277,7 277,7 277,7 277,7

Давление конденсата на входе в ГПК МПа 2,70 2,66 2,63 2,60

Давление конденсата на выходе из ГПК МПа 2,50 2,50 2,50 2,50

Температура конденсата на выходе из ГПК Градус 155 155 155 155

Расчётная мощность электропривода КЭН кВт 271 267,6 265,45 263,85

Расчётная мощность электропривода РЭН кВт 20,6 11,6 6,9 4,1

Суммарная расчётная мощность электропривода КЭН и РЭН кВт 291,6 279,2 272,35 267,95

Далее приведены графические зависимости мощности РЭН, мощности КЭН от температуры конденсата за конденсатором паровой турбины (рисунок 2.7). Графики построены на основании данных приведенных в таблице 2.1.

1-Затраты электроэнергии на привод РЭН; 2-Затраты электроэнергии на привод КЭН и РЭН; З-Затраты электроэнергии на привод КЭН.

Рисунок 2.7 - Зависимость изменения нагрузки КЭН и РЭН от температуры конденсата

Из графика видно, что максимальные энергозатраты на привод РЭН и КЭН достигаются при наименьшем значении температуры конденсата (25 °С). Это объясняется тем, что требуется большее количество тепловой энергии на подогрев конденсата перед подачей его в поверхность нагрева, что приводит к увеличению суммарного расхода конденсата через поверхность нагрева ГПК, который равен сумме расходов конденсата на КУ и на рециркуляцию.

Как сказано ранее, одним из путей решения задачи по снижению затрат энергии на собственные нужды является разработка технологической схемы низкотемпературной поверхности нагрева КУ с исключением системы рециркуляции конденсата. В ходе выполнения работы был проработан ряд технологических схемных решений и выбран вариант технологической схемы газового подогревателя конденсата отвечающий поставленным ранее целям для исследования. Альтернативность предлагаемой автором технологической схемы ГПК заключается в том, что из тракта ГПК исключается система рециркуляции конденсата. Гидравлическая схема и схема газового тракта ГПК представлены на рисунках 2.8 и 2.9 соответственно.

Рисунок 2.8 - Гидравлическая схема ГПК

Рисунок 2.9 - Схема газового тракта ГПК

Основной идеей этой схемы является исключение из теплогидравлической схемы тракта ГПК системы рециркуляции и введение промежуточной ступени для предварительного подогрева части конденсата и смешением с основным конденсатом перед подачей в основные ступени ГПК. Для этого потребовалось разделение всей поверхности нагрева ГПК на три ступени:

1. Входная по конденсату ступень - ГПК1;

2. Промежуточная ступень для подогрева конденсата - ПромСТ;

3. Выходная по конденсату ступень - ГПК2.

Движение рабочей среды (конденсата) в тракте ГПК происходит следующим образом. Холодный конденсат поступает во входную ступень (ГПК1), параллельно входному трубопроводу включена промежуточная ступень (ПромСт) в которой осуществляется подогрев конденсата. Тепловая нагрузка промступени при этом равна количеству энергии, необходимой для подогрева всего количества конденсата перед подачей в ГПК1 до температуры не ниже 60 °С. Регулирование расхода конденсата через промежуточную ступень, соответственно и тепловой нагрузки этой ступени, осуществляется посредством установки трехходового клапана на входе (Кл1). Далее подогретый конденсат с температурой 60 °С поступает в ГПК1. Конденсат после подогрева в ГПК1 направляется в водо-водяной теплообменник (ВВТО), где происходит нагрев сетевой воды. Для окончательного нагрева перед подачей в деаэратор конденсат направляется в ГПК2. Традиционно в схемах ГПК предусматривают байпасную линию для поддержания недогрева до кипения. В общепринятых схемах ГПК осуществляется байпассирование холодного конденсата. В предлагаемой технологической схеме байпассирование осуществляется не холодного, а частично подогретого в промступени конденсата. Такое технологическое решение обусловлено тем, что в режимах, когда температура конденсата за конденсатором паровой турбины приближается к 60 °С и выше, т.е. не требуется дополнительного подогрева, тепловая нагрузка, а соответственно и расход конденсата через промступень будет приближаться к нулю. Работа промступени в безрасходном режиме может привести к нарушению гидродинамического

режима, а в худшем случае и к повреждению поверхности нагрева промступени. Регулирование расхода конденсата для поддержания недогрева конденсата до кипения перед деаэратором осуществляется с помощью трёхходового клапана устанавливаемого за промступенью (Кл2). Байпассирование подогретого конденсата потребовало дополнительной проработки схемы включения промступени. Традиционно в котлах-утилизаторах одним из унифицированных конструктивных решений является включение поверхностей нагрева по противоточной схеме [54]. Включение по противоточной схеме промступени повлечёт за собой увеличенный расход конденсата на поддержание недогрева до кипения на входе в деаэратор. Увеличенный расход конденсата через промступень приведёт к увеличению тепловой нагрузки промступени, за которой по ходу газов установлена входная ступень - ГПК1. Тогда ГПК1 будет принимать меньшее количество тепла, вследствие чего не будет возможности обеспечить достаточную тепловую нагрузку ВВТО. Таким образом, принято решение проработать дополнительно ещё одно конструктивное решение касательно промступени. Промступень была разделена на две части (входная и выходная). Обе части находятся в одном сечении, т.е. в целом промступень представляет собой один ряд труб по ходу газов. Принципиальная схема промступени представлена на рисунке 2.10. Для выполнения анализа режимов работы ГПК с применением рассматриваемой в данном исследовании технологической схемы на начальных этапах диаметр труб промступени принят равным диаметру труб основных ступеней (ГПК1 и ГПК2). Более детальные проработки конструктивных характеристик промступени приведены в пункте 4.5.

В завершении предварительной проработки технологической схемы ГПК без рециркуляции конденсата выполнен теплогидравлический расчёт котла-утилизатора с применением этой схемы. Основные результаты расчётов по тракту ГПК сведены в таблицу 2.2.

1-опускное движение среды; 2-подъёмное движение среды Рисунок 2.10 - Схема промступени

Таблица 2.2 - Основные результаты расчётов тракта ГПК с применением технологической схемы ступенчатого подогрева конденсата_

Параметры Единицы измерения ГПК2 ПромСт ГПК1

ПАРАМЕТРЫ ГРЕЮЩЕГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

Тепло, воспринятое от газов по балансу кВт 26185,96 11198,68 18285,96

Температура газов на входе °С 194 148 128

Температура газов на выходе Градус 148 128 96

ПАРАМЕТРЫ НАГРЕВАЕВАЕМОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

Расход среды т/ч 277,67 146,08 277,67

Температура на входе °С 75 25 60

Температура на выходе °С 155 91 116

По результатам теплогидравлических расчётов котла-утилизатора с применением технологической схемы ГПК без рециркуляции конденсата построена диаграмма и представлена на рисунке 2.11 (на диаграмме показан только тракт ГПК)

Рисунок 2.11 - Р-Т диаграмма тракта ГПК

Выводы к разделу 2

1. Приведено описание математической модели котла-утилизатора для выполнения исследований.

2. Разработана технологическая схема ступенчатого подогрева конденсата в котлах-утилизаторах и приведено описание этой схемы.

3. Приведены основные результаты теплогидравлического расчёта тракта ГПК с применением предлагаемой автором технологической схемы включения поверхностей нагрева.

3 МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1 Методика теплового и конструктивного расчёта поверхностей нагрева

газового подогревателя конденсата

В качестве прототипа котла-утилизатора для исследования выбран КУ предназначенный для работы в составе энергоблока ПГУ-230, продольный разрез котла-утилизатора представлен на рисунке 3.1. При разработке котла-утилизатора для энергоблока ПГУ основными источниками для выбора рекомендаций приняты [15, 16, 42]. Подробное описание разработанного котла-утилизатора приведено в разделе 2, а также в [48].

Рисунок 3.1 - Продольный разрез котла-утилизатора

Элементы технологической схемы ГПК, моделирование которых осуществляется

в среде Boiler Designer:

- Система трубопроводов обвязки ГПК;

- Поверхность нагрева входной по конденсату ступени ГПК;

- Поверхность нагрева выходной по конденсату ступени ГПК;

- Поверхность нагрева промежуточной ступени ГПК, предназначенной для подогрева конденсата перед подачей в основные ступени;

- Водо-водяной теплообменник;

- Регулятор тепловой нагрузки промежуточной ступени ГПК;

- Регулятор температуры конденсата на выходе из тракта ГПК;

- Вход дымовых газов в тракт ГПК;

- Регулятор тепловой нагрузки ВВТО;

- Регулятор температуры сетевой воды на выходе из ВВТО. Для выполнения расчёта необходимы следующие данные:

- Расход конденсата на котёл-утилизатор;

- Параметры конденсата на входе в тракт ГПК;

- Параметры конденсата на выходе из тракта ГПК;

- Тепловая нагрузка ВВТО;

- Состав дымовых газов на входе в тракт ГПК;

- Температура дымовых газов на входе в ГПК;

- Расход дымовых газов через ГПК.

При проектировании поверхностей нагрева ГПК принимаются следующие типовые конструктивные решения:

- шахматное расположение труб в поверхностях нагрева (для интенсификации теплообмена);

- спирально-ленточное оребрение труб поверхностей нагрева;

- секции объединены верхним и нижним коллекторами.

Расход и параметры рабочего тела (конденсата) на входе в тракт ГПК

известны из расчёта тепловой схемы энергоблока. Температура конденсата на выходе из тракта ГПК определяется характеристиками деаэратора, часто применяемый тип деаэраторов для энергоблоков ПГУ - повышенного давления, типовое значение температуры конденсата на входе в деаэраторы такого типа 155 °С Тепловая нагрузка ВВТО так же определяется из расчёта тепловой схемы энергоблока.

При конструктивном расчёте ступеней газового подогревателя конденсата по заданным температурам дымовых газов и конденсата, и полученным эмпирическим путём зависимостям относительного тепловосприятия ступеней, определяются значения температур конденсата в недостающих точках, температурные напоры и коэффициент теплопередачи, а из уравнения теплообмена находится величина поверхности теплообмена.

По расходу и составу топлива поступающего в камеру сгорания ГТУ и, при наличии, в дожигающие устройства и коэффициенту избытка воздуха на входе в ГПК можно определить расход и состав продуктов сгорания через газовый тракт ГПК.

Неизвестными остаются энтальпии конденсата на выходах из промступени и входной по конденсату ступени, а также на входе в выходную по конденсату ступень ГПК. Эти данные можно получить по результатам расчёта тепловых и материальных балансов тракта ГПК с применением полученных автором зависимостей относительного тепловосприятия каждой ступени.

Энтальпия конденсата на выходе из ступени:

квых = квх +

' QгПК

ц

Энтальпия конденсата на входе в ступень:

кв = к

вых ' QГПК

ц

где

- относительное тепловосприятие ьй ступени ГПК, кВт;

Д - Расход конденсата через ступень ГПК, кг/с; i - Наименование ступени ГПК.

Значения температуры конденсата в указанных точках определяются по

_ 1 ^ 7 вЫХ / вХ Т)вЫХ/ вХ

таблицам теплофизических свойств воды в зависимости от к и р .

Относительное тепловосприятие ступени в данном случае определяется как функция от исходных данных

ЯI = / (яВВТО ; ^к ) ,

где ЯВВТО - относительное тепловосприятие ВВТО, кВт, tк - температура конденсата на входе в ГПК.

Суммарная тепловая нагрузка ГПК

QГПК = ^ + QВВTО ,

где

QГПК - тепло воспринятое от газов поверхностью нагрева по балансу, кВт, Qк - тепло затраченное на нагрев конденсата, кВт, QВВTo - тепловая нагрузка ВВТО, кВт.

Тепло затраченное для подогрева конденсата

Q = Ц • (к - к )

х^к к \ вых вх / ,

где

Цк - расход конденсата (без учёта рециркуляции), кг/с,

к / к - энтальпия конденсата при температуре и давлении на выходе/входе в ГПК, кДж/кг.

вых вх

Коэффициент теплопередачи в конвективных пучках с поперечными рёбрами

* = ^ 1 +

«2 Нвн

где

у - коэффициент эффективности;

а1пр - приведённый коэффициент теплоотдачи для пучков труб с

Л

поперечным спирально-ленточным оребрением, Вт/(м К);

Л

а2 - коэффициент теплоотдачи от стенки к обогреваемой среде, Вт/(м К); Н/Нвн- отношение полной поверхности оребрённой стороны к полной поверхности внутренней стороны труб.

Приведённый коэффициент теплоотдачи для пучков труб с поперечным, спирально-ленточным оребрением

«1пр

г Н н Л

тр рб г-,

—- ч--— • Е • ц-Фе

к Н Н и )

где

г

н

тр

н у/г

V 5рб )

н н

рб _ ^ тр

н ~ н

Здесь - коэффициент оребрения, равный отношению полной поверхности пучка к поверхности несущих труб на оребрённом участке:

¥

1—(р2 - а2 ч 2-В-5рб )+1 ^рб

р 2-а-5рб 4 5рб Е - коэффициент эффективности ребра, определяется по номограмме 6 нормативного метода в зависимости от параметров (тЬрб) и

Здесь

т

\

а

к

в Л

ирб Лрб

1/м;

5рб, hpб - средняя толщина и высота ребра, м; d - диаметр несущей трубы, м; D - диаметр ребра, м; spб - шаг рёбер, м;

ц - коэффициент, учитывающий влияние уширения литых рёбер к основанию. Определяется по номограмме 6 нормативного метода в

зависимости от параметров (шЬрб) и д// $с (5к и 5с - толщина

ребра у вершины и основания) фЕ - коэффициент, учитывающий неравномерность теплоотдачи по поверхности ребра.

фЕ=1-0,058шЬрб

Коэффициент теплоотдачи конвекцией зависит от скорости и температуры потока, определяющего линейного размера канала, вида поверхности, расположения труб в пучке, физических свойств омывающей среды. Расчётная скорость дымовых газов определяется по формуле

Вр -УН(3 + 273) =-

г ^- 273 , где - площадь живого сечения для прохода газов, м2;

Вр - расчётный расход топлива на камеру сгорания ГТУ и дожигающие

-5

устройства (при наличии), м3/с;

- объём газов на 1 м3 топлива. Определяется по среднему избытку

3 3

воздуха в поверхности при нормальных условиях, м /м .

Площадь живого сечения для прохода газов рассчитывается по сечению, проходящему через оси поперечного ряда труб, равному разности между полной площадью поперечного сечения газохода в свету и частью этой площади, занятой

трубами и ребрами:

1 --1

1 ч 2

крб 5рб

5

рб

а

аЬ

где <У\ = 51 / а - относительный поперечный шаг труб; а - диаметр несущей трубы, м; ^рб ,^рб - высота и средняя толщина рёбер, м;

5рб - шаг рёбер, м.

Поскольку при прохождении ступеней ГПК температура газов снижается не более чем на 300 °С, то расчётную температуру потока газов с достаточной точностью можно определить как полусумму температур газов на входе в поверхность нагрева 3 и выходе из неё 3".

3' + 3"

3

2

Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных пучков с круглым спирально-ленточным оребрением

а, = 0,113-Сг-Сг--•

а

V V У

•Рг

0,33

где п = 0,7 + 0,08 • р + 0,005 • ¥р

С8 - коэффициент, определяемый в зависимости от относительных поперечного и продольного шагов труб в пучке, типа пучка и коэффициента

оребрения

С5 = (1,36 -р)

11

у¥р ч8

0,14

)

р = 1кх

п

Параметр х

X = ^ -126 - 2

С - поправка на число рядов труб по ходу газов при 72<8 и а1/а2<2 Сг = 3,15 - — 2,5

при 72<8 и а1/а2>2 С2 = 3,5 - — 2,72

при 72>8 Сг = 1

Л - коэффициент теплопроводности среды при средней температуре потока, Вт/(мК); определяется по п. 3-04 Нормативного метода;

V - коэффициент кинематической вязкости среды при средней температуре потока, м2/с; определяется по п. 3-03 Нормативного метода;

Рг - критерий Прандтля при средней температуре потока; определяется по п. 3-06 Нормативного метода.

Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к конденсату

а = 0,023 -2 а

О Г л\0,8

Л( w - а х

- Рг0 4

V v У

где Л - коэффициент теплопроводности среды при средней температуре потока, Вт/(м К); определяется по таблице VII Нормативного метода;

V - коэффициент кинематической вязкости среды при средней

Л

температуре потока, м/с; определяется по таблице VII Нормативного метода; Рг - критерий Прандтля при средней температуре потока; определяется по таблице IX Нормативного метода.

Температурный напор

Мб -А/„

М =

1п

А/

А/б ,

где А/б - разность температур сред на том конце поверхности нагрева, где она больше, К;

А/м - разность температур сред на том конце поверхности нагрева, где она меньше, К.

Значения температуры газов по тракту могут быть определены по упрощённой формуле

3 =_^_

• ссо2 4 • с^2 ч го2 • со2 ч ун2о • сн2о где 0г - количество тепловой энергии дымовых газов в данном сечении, кВт; уС02; уы2; ; - объёмная доля компонентов дымовых газов; ссо2; ск2; со2; сн2о - средняя теплоёмкость газов;

Уг - расход дымовых газов, м3/с.

Средняя теплоёмкость газов определяется по таблице V Нормативного метода, либо для узкого диапазона температур (для случая ГПК диапазон температур 90-200 °С) может быть оценена по следующим зависимостям (зависимости получены на основании таблицы V Нормативного метода для диапазона температур 0-300 °С при помощи метода наименьших квадратов): - средняя теплоёмкость С02:

сСОг = -6 • 10 -73г2 + 0,0011 • 3 +1,6011

средняя теплоёмкость N2

сщ = -1 • 10-73г2 -3 40-6 • 3 +1,2955

средняя теплоёмкость 02:

с^ = 2 • 10+1 • 10-4 • Эг +1,3068

- средняя теплоёмкость H2O:

снр = 2 • 10+ 9 • 10-5 • Эг +1,4952

Количество тепловой энергии дымовых газов в балансовых сечениях сечении определяется по формулам:

- на входе в тракт ГПК:

&г.тк = (^co2 • (с•£')со2 + • (с+ v02 • (с•Sr)02 + ^ • (с•S,)) • V

- на выходе из ГПК2:

Qz.mK2 = О-г.ГПК — QrnK2

- на выходе из промступени:

Q^z.npoM3m Qг. ГПК 2 Q^npoM3m

- на выходе из ГПК1 (из тракта ГПК):

Q,'.rnK1 = в'лромСт - ' QrnK1

Тепловосприятие по ступеням ГПК определяется соотношением:

Qi = qi • QrnK где Qi - тепловосприятие ступени, кВт,

qi - относительное тепловосприятие ступени,

QrnK - полная тепловая нагрузка ГПК (с учётом нагрузки ВВТО) В ходе предварительной проработки подтверждено предположение о том,

что величина относительного тепловосприятия ступени (qi) является зависимостью от температуры конденсата на входе в КУ и относительного тепловосприятия ВВТО (ЯВВТО). Относительное тепловосприятие ВВТО в данном случае определяется соотношением:

QBBTO

q ВВТО

QK + й

ВВТО

где 0ВВТО - тепловая нагрузка ВВТО, кВт;

Qк - тепло, необходимое для нагрева конденсата до конечной температуры при определённой начальной температуре конденсата, кВт.

Подбор эмпирических формул при решении поставленных задач осуществлялся по рекомендациям [17] и включает в себя два этапа:

1. Данные решений наносятся на сетку прямоугольных координат, соединяются экспериментальные точки плавной кривой и выбирается ориентировочно вид формулы;

2. Вычисляют параметры формул, которые наилучшим образом соответствовали бы принятой формуле.

Для определения характеров зависимостей величин qi в ходе работы выполнены расчёты для ряда вариантов исходных данных (температура конденсата на входе в КУ и относительная тепловая нагрузка ВВТО). Результаты расчётов показали, что относительное тепловосприятие выходной ступени ГПК (ГПК2) имеет линейную зависимость от относительной нагрузки ВВТО, т.е. определяется соотношением:

q ГПК 2 = k • ЦбВТО + Ь

При этом коэффициенты к и Ь являются переменными величинами и зависят от температуры конденсата на входе в КУ. При этом коэффициент к описывается квадратичной формулой, а коэффициент Ь линейной и, соответственно определяются по следующим соотношениям:

k = a•t ^ + d•tк + с Ь = П^к + m

Таким образом, уравнение для определения относительного тепловосприятия ГПК2 в зависимости от температуры конденсата на входе и относительной тепловой нагрузки ВВТО принимает вид:

Я ГПК2 = + Л^к + £)• ЯбВТО + (п^к + т)

Для определения неизвестных коэффициентов, входящих в состав

приведённого выше уравнения применён метод наименьших квадратов. Отыскание неизвестных параметров выполняется согласно рекомендациям [1, 36, 43].

Суть метода наименьших квадратов заключается в том, что если все измерения функций У1,У2,...,Уп произведены с одинаковой точностью и распределённые величины ошибок измерения соответствуют нормальному закону, то параметры исследуемого уравнения определятся из условия, при котором сумма квадратов отклонений измеренных значений от расчётных принимает наименьшее значение [17].

Далее, после определения всех неизвестных коэффициентов необходимых

для решения зависимости ЯГПК2 = I(ЯВВТО; ^к ) и реперных точек по тракту ГПК,

есть возможность определить значения ЯГПК1 и ЦПролСт. В качестве реперных

точек по тракту ГПК принимаются следующие величины (точки указаны на рисунке 3.2):

- температура конденсата на входе в промступень (точка 1);

- температура конденсата на входе в ГПК1 (точка 2);

- температура конденсата на выходе из ГПК2 (точка 5).

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема тракта ГПК

Следующим шагом, как сказано ранее, является конструктивный расчёт каждой ступени ГПК согласно рекомендациям [42, 45, 54].

При выполнении работы применено математическое моделирование тепловых процессов и сравнение с экспериментальными данными, полученными при испытании действующего оборудования энергоблоков ПГУ. Экспериментальное исследование проводилось для традиционных схем ГПК (с рециркуляцией).

Математическое моделирование выполнено с использованием программного комплекса Boiler Designer. Согласно [15, 16] программный комплекс Boiler Designer построен по объектно-ориентированному принципу. Математическая модель тепловых процессов соответствует по своим характеристикам положениям, изложенным в нормативном методе [42]. Достоверность результатов расчётов полученных при использовании Boiler Designer подтверждается сертификатом.

3.2 Основные принципы оценки эффективности применения технологической схемы включения поверхностей нагрева без рециркуляции конденсата

При проведении оценки эффективности внедрения предлагаемой схемы включения поверхностей нагрева необходимо учитывать группу факторов, включающих в себя:

1. Затраты электроэнергии на собственные нужды. Сокращение затрат электроэнергии на собственные нужды в данном случае будет определяться из условия исключения одного из основных потребителей - РЭН, а также изменением расчётной мощности КЭН за счёт изменения сопротивления такта ГПК.

2. Состав оборудования тракта ГПК. Изменение состава основного оборудования определяется исключением системы рециркуляции

конденсата.

3. Металлоемкость поверхности нагрева. Поскольку в ходе разработки технологической схемы ГПК выполняется разделение всей поверхности ГПК и увеличение температурных напоров, то будет изменяться металлоёмкость поверхности нагрева.

4. Эксплуатационные затраты на обслуживание насосов рециркуляции конденсата, включающие в себя затраты на ежедневное обслуживание оперативным персоналом и затраты на сервисное обслуживание.

5. Сокращение времени при пуске энергоблока, затрачиваемое на пуск насоса рециркуляции конденсата и проверку работы системы рециркуляции. Данный фактор является немаловажным, поскольку к энергоблокам ПГУ предъявляются повышенные требования по манёвренности [32].

Расчётная мощность привода насоса в общем виде определяется по формуле:

N =

D • (Pн - pв )-»ср

Ли

где D - массовый расход среды, кг/с;

pн, pв - давление среды на стороне нагнетания и всасывания насоса, МПа;

-5

»ср - среднее значение удельного объема воды, м /кг; Лн - КПД насоса.

Расход среды (конденсата) в лини рециркуляции определяется из решения тепловых и материальных балансов. Для наглядности на рисунке 3.3 приведена схема ГПК с рециркуляцией.

Оввто

л

0к.вх - количество тепловой энергии, подводимой с холодным конденсатом; 0к.вых - количество тепловой энергии, отводимой с горячим конденсатом; Отпквх - количество тепловой энергии, поступающей с конденсатом в поверхность нагрева; 0ГПК.вых - количество тепловой энергии, поступающей с конденсатом из поверхности нагрева; 0Рц.отб - количество тепловой энергии, отводимой в с конденсатом в систему рециркуляции; 0Рц.подв - количество тепловой энергии, подводимой в с конденсатом из системы рециркуляции; Ошто - тепловая нагрузка ВВТО

Рисунок 3.3 - Схема газового подогревателя конденсата с рециркуляцией

Для определения необходимого количества конденсата для рециркуляции необходимо решить систему уравнений:

б

ГПК

0вых ГПК

вх

ГПК

ГПК

(Бк + Врц - Вб) • И

(Вк + ВРц - Вб) • ИГПК

б ГПК - б

б

б ГПК = бк - б

б

вх

ГПК

ВВТО