Выбор оптимальных параметров, схемы и режимов работы дубль-блочной ПГУ с целью максимального расширения ее регулировочного диапазона (применительно к ПГУ-450Т) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат наук Коршикова Александра Андреевна

• Коршикова Александра Андреевна
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Коршикова Александра Андреевна

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1. Парогазовая установка

1.2. Понятие регулировочного диапазона

1.3. Существующие методы расширения регулировочного диапазона

1.3.1. Включение системы антиобледенения

1.3.2. ПГУ с подогревом циклового воздуха

1.3.3. Малопаровой режим ЦВД

1.3.4. Режим обводного парораспределения

1.4. Применение котла-утилизатора с дожиганием

1.5. Постановка задачи

1.6. Адаптация системы регулирования к особенностям объекта

1.7. Выводы

2. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПГУ-450 ПРИ РЕГУЛИРОВАНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ В ДОПОЛНИТЕЛЬНОМ КОТЛЕ

2.1. Способы повышения температуры пара высокого давления

2.2. Тепловая схема дополнительного котла

2.3. Выбор схемы

2.3.1. Схема включения дополнительного пароперегревателя (Вариант схемы 1)

2.3.2. Схема включения дополнительного пароперегревателя с воздухоподогревателем (Вариант схемы 2)

2.3.3. Схема включения дополнительного пароперегревателя с

воздухоподогревателем и детандер-генераторным агрегатом (Вариант схемы 3)

2.3.4. Сравнение схем

2.4. Математическая модель технологических процессов ДК

2.4.1. Граничные условия модели дополнительного котла

2.4.2. Статическая модель технологических процессов ДК

2.4.3. Динамическая модель ДК

2.5. Выбор граничных условий работы дополнительного котла

2.6. Выбор оптимального режима

2.7. Выводы

3. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО КОТЛА

3.1. Программно-техническая реализация системы управления дополнительного котла

3.2. Система взаимодействия

3.3. Система регулирования ДК

3.3.1. Точки контроля и запорно-регулирующая арматура

3.3.2. К определению регулируемых, регулирующих, возмущающих параметров и их взаимного влияния

3.3.3. Структурные схемы регуляторов

3.3.4. Алгоритм расчета параметров системы

3.3.5. Методика расчета многосвязной системы

3.3.6. Расчет параметров системы

3.3.7. Определение устойчивости и критерии оценки систем регулирования

3.3.8. Прогностический алгоритм системы управления ДК

3.3.9. Выбор оптимального времени прогноза прогностического регулятора в многосвязной системе для объекта с самовыравниванием

3.4. Выводы

4. ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО ВРЕМЕНИ РАБОТЫ ПГУ- 450 В РЕЖИМЕ С ВКЛЮЧЕННЫМ ДК

4.1. Фактор маневренности

4.2. Фактор надежности

4.3. Фактор экономической эффективности

4.4. Целесообразное время работы ПГУ-450 в режиме с включенным ДК

4.5. Оценка капитальных затрат для схемы ПГУ с ДК

4.6. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

Приложение П

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор оптимальных параметров, схемы и режимов работы дубль-блочной ПГУ с целью максимального расширения ее регулировочного диапазона (применительно к ПГУ-450Т)»

Актуальность работы

На настоящий момент имеется большое количество публикаций, посвященных актуальной проблеме определения границ и возможного расширения регулировочного диапазона дубль-блочной парогазовой установки (ПГУ). Существует несколько способов снижения минимальной мощности дубль-блочной ПГУ при работе с постоянным составом оборудования, без перехода на схему работы ПГУ с одной газовой турбиной: включение системы антиобледенения, подогрев циклового воздуха, малопаровой режим цилиндра высокого давления (ЦВД) паровой турбины, обводное парораспределение, применение котла-утилизатора с дожиганием, включение дополнительной камеры сгорания низкого давления.

Однако вышеназванные методы не позволяют полностью ликвидировать разрыв в регулировочном диапазоне ПГУ. Некоторые из них требуют значительного изменения тепловой схемы ПГУ, а, следовательно, решение об их применении может быть принято только на стадии проектирования. Кроме того, в указанных методах, недостаточно внимания уделено вопросу автоматизации, как перехода, так и ведения технологического процесса.

Учитывая современные тенденции активного привлечения ПГУ к регулированию частоты и мощности энергосистемы, участию ПГУ в Оперативном и нормированном первичном регулировании частоты (ОПРЧ и НПРЧ), которое должно осуществляться с постоянным составом оборудования в рамках определенного сертификационными испытаниями регулировочного диапазона, а для дубль-блоков верхнего и нижнего полудиапазонов, остро стоит вопрос обеспечения надежной автоматической работы оборудования в максимально широком диапазоне нагрузок с наименьшими дополнительными затратами.

Степень разработанности темы исследования достаточно высока при принятых при выполнении работы условиях. Предложены технологические схемы

и методика выбора оптимальной схемы. Построена математическая модель для определения оптимальных параметров процесса и реализации системы автоматического управления. Разработаны методические указания по интеграции системы управления ДК в общеблочную АСУ ТП. Предложена методика оценки экономической и надежностной эффективности внедрения ДК на дубль-блочной ПГУ.

Цель диссертационной работы

Цель исследования заключается в разработке математических моделей и алгоритма расчета тепловых процессов ДК, включенного в тепловую схему дубль-блочной ПГУ, выборе на их основе оптимальных параметров и режимов работы ДК и ПГУ в целом и разработке оптимальной системы автоматического управления технологическими процессами дополнительного котла, обеспечивающую надежную работу оборудования ПГУ в расширенном регулировочном диапазоне ПГУ при участии ее в регулировании мощности и частоты в энергосистеме.

Для достижения цели решается ряд задач:

1. Разработать технологические схемы подогрева пара высокого давления перед паровой турбиной при работе ПГУ на пониженных нагрузках, методику их расчета и произвести выбор оптимальной схемы.

2. Составить статическую и динамическую математические модели технологических процессов ДК.

3. Разработать методику и алгоритмы расчета и оптимизации показателей эффективности работы ПГУ с ДК.

4. Провести выбор оптимальных параметров и режима работы ДК с учетом технологических ограничений и системных требований.

5. Разработать систему автоматического управления технологическими процессами ДК и провести ее оптимизацию.

6. Разработать рекомендации по интеграции локальной системы управления ДК в АСУТП ПГУ применительно к ПГУ-450.

7. Разработать методику и провести оценку целесообразного времени включения ДК в работу на ПГУ-450.

Научная новизна

• Разработаны методические основы выбора технологической схемы дубль-блочной ПГУ с ДК, обеспечивающей надежную работу ПГУ с полным составом оборудования на любой ее мощности.

• Разработана методика и алгоритмы выбора оптимальных параметров и режимов ДК и ПГУ с ДК.

• Проведена оптимизация двухсвязной системы регулирования с прогностическими регуляторами.

• Разработана методика и проведена оценка целесообразного времени работы ДК на ПГУ-450 с учетом факторов маневренности, надежности и экономичности.

Теоретическая значимость работы состоит в сформулированных впервые научных основах технологии дополнительного подогрева пара высокого давления на ПГУ-450 под управлением двухсвязной системы автоматического управления с прогностическими регуляторами; в предложенных методиках определения оптимального режима работы ПГУ-450, основанных на разработанных математических моделях и алгоритмах расчета параметров и критериев эффективности работы установок.

Практическая значимость работы определяется разработанной системой автоматического управления технологическим подогревом пара высокого давления на ПГУ-450, а также возможностью обеспечения оптимального режима работы установки в различных условиях с применением разработанных методик определения эффективности.

Методология и методы исследования, применяемые в диссертационной работе, включают в себя общенаучные теоретические методы исследования, в том числе: анализ, синтез, абстрагирование, моделирование, системный анализ.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту

• Методика выбора технологической схемы подогрева пара высокого давления и результаты ее реализации применительно к ПГУ-450;

• Математические модели технологических процессов ДК;

• Методика и алгоритмы выбора оптимальных параметров и режимов ДК и ПГУ с ДК;

• Схема АСУ подогрева пара высокого давления на ПГУ-450.

• Алгоритм расчета настроек прогностических регуляторов двухсвязной системы управления.

• Методика и результаты оценки целесообразного времени включения ДК в работу на ПГУ-450.

Степень достоверности результатов исследования обусловлена корректным применением допущений при построении математических моделей, опирающихся на фундаментальные и регламентированные общепринятыми нормативными материалами закономерности в области термодинамики, применением современных программных комплексов для определения термодинамических свойств веществ.

Апробация работы и публикации

Результаты научных исследований по теме диссертационной работы докладывались и обсуждались на заседании кафедры АСУ ТП ФГБОУ «НИУ «МЭИ» (г. Москва, 2015 г.), на седьмой международной школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение-теория и практика» (г. Москва, 2014 г.) и на восемнадцатой и двадцать первой научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г.

Москва, 2012, 2015 гг.), на международной конференции «IX Семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике» (диплом III степени, г. Казань, 2015г).

Основные положения диссертации отражены в 9-ти публикациях, в том числе две из которых прошли проверку рецензированием ведущих специалистов при их публикации в журналах перечня ВАК «Вестник МЭИ» и «Энергосбережение и водоподготовка».

Личный вклад

Все разработки, программные реализации и научные результаты, выносимые на защиту и изложенные в тексте диссертации, получены либо автором лично, либо при его непосредственном участии.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, четырех основных глав, заключения и приложения. Исследование включает в себя 52 рисунка и 16 таблиц. Объем работы составляет 156 страниц, список литературы содержит 74 наименования.

Краткое содержание работы

В первой главе приведен анализ факторов, влияющих на величину регулировочного диапазона ПГУ режимов работы ГТ и ПТ, определена необходимость разработки технологических решений, позволяющих расширить регулировочный диапазон ПГУ с целью максимального сокращения существующего между нижней границей регулировочного диапазона при работе ПГУ с полным составом оборудования и верхней границей при работе ее с неполным составом разрыва недопустимого интервала работы ПГУ по условиям надежности и экологических показателей и обеспечения работы ПГУ с полным составом оборудования в как можно широком интервале изменения мощности ПГУ. Проведен анализ известных способов расширения регулировочного диапазона ПГУ-450. Отмечены проблемы, решение которых нашло отражение в диссертационной работе.

Во второй главе рассмотрены технологические особенности включения в схему ПГУ дополнительного котла для регулирования температуры пара высокого давления. Выбрана технологическая схема ДК, включающего в себя пароперегреватель и воздухоподогреватель, определено место его расположения в схеме - между котлами-утилизаторами и паровой турбиной. Приведены граничные условия для математической модели, определяющей статические и динамические свойства объекта. Выбор оптимального режима работы ДК основывается на обеспечении необходимых для надежной работы паровой турбины условий (температура пара ВД и степень сухости пара за последней ступенью ЦНД) при минимальных затратах топлива.

На основании разработанной теории второй главы в третьей главе построена и рассчитана автоматическая система управления дополнительным котлом. Даны рекомендации по выбору регулируемых и регулирующих параметров, предложены структурные схемы регуляторов с алгоритмами расчета их настроек, проведено сравнение двух вариантов систем регулирования температуры пара перед паровой турбиной по устойчивости и времени регулирования. Также предложена модификация метода настройки многосвязной системы с применением прогностического алгоритма, что положительно сказывается на качестве управления. Влияние дополнительного котла на режим работы ПГУ сведено к увеличению мощности паровой турбины, что находит отражение в работе блочного регулятора мощности.

В четвертой главе приведена оценка эффективности применения дополнительного котла для регулирования температуры пара высокого давления для расширения регулировочного диапазона ПГУ, повышение маневренности и надежности работы основного оборудования. Кроме того, определена экономическая эффективность, что доказывает состоятельность предложенного способа.

В заключении сформулированы основные результаты исследования. В работе предложен новый метод значительного расширения регулировочного диапазона ПГУ. Разработана тепловая схема, математическая модель и система

автоматического управления нового элемента схемы ПГУ. Проведена оценка влияния дополнительного котла на работу ПГУ.

В приложении приведены тепловой и конструкторский расчеты дополнительного котла применительно к ПГУ-450.

Список публикаций по теме диссертации

1. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Выбор оптимальных параметров ПГУ-450 при регулировании температуры пара высокого давления в дополнительном котле // Энергосбережение и водоподготовка. - 2014. - №5 (91). С.42 - 48.

2. Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р., Коршикова А.А. Эффективность применения дополнительной камеры сгорания низкого давления для совершенствования режимов энергоблока ПГУ-450 на пониженных нагрузках // Вестник МЭИ.- 2013.-№3. С.32-37.

3. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Поддержание температуры перегретого пара на ПГУ-450 при переменных нагрузках // Конференция МЭИ. Тез. Докл.: в 3-х т. - М.: Изд. Дом МЭИ, 2010, Т.3 - С. 212-213.

4. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Экономические характеристики ПГУ-450 в режиме поддержания температуры пара высокого давления за котлом-утилизатором на постоянном уровне на пониженных нагрузках // Конференция МЭИ. Тез. Докл.: в 3-х т. - М.: Изд. Дом МЭИ, 2011, Т.3 - С. 209-210.

5. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Особенности ПГУ с дополнительной камерой сгорания низкого давления // Конференция МЭИ. Тез. Докл.: в 4-х т. - М.: Изд. Дом МЭИ, 2012, Т.4 - С. 163-164.

6. Коршикова А.А. Исследование метода расширения регулировочного диапазона энергоблока ПГУ-450Т // Энергосбережение. Теория и практика. Тез.докл.: в 3-х т.-М.: Изд. дом МЭИ, 2014, Т.1 - С. 240-241.

7. Коршикова А.А. Дополнительный котел ПГУ-450Т как объект регулирования // Конференция МЭИ. Тез. Докл.: в 4-х т. - М.: Изд. Дом МЭИ, 2015, Т.4 - С. 86.

8. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Оценка технической и экономической эффективности пристойки дополнительного котла для регулирования температуры пара высокого давления на ПГУ-450 // Конференция ФГБОУ ВПО «КГЭУ». Тез. Докл.: в 4-х т. - М.: Изд. Дом КГЭУ, 2015, Т.3 - С. 10-21.

9. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Выбор оптимальной структуры автоматических систем регулирования дополнительного котла ПГУ-450Т // Новое в Российской электроэнергетике. - 2015. - №10. С.27-38.

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1. Парогазовая установка

Парогазотурбинная установка - установка, рассчитанная на совместное использование в тепловом цикле двух рабочих тел — водяного пара и воздуха в смеси с газообразными продуктами сгорания топлива. Возможны раздельные тепловые схемы: парогазотурбинная установка с использованием пара и газа в контурах с отдельными паровыми и газовыми турбинами и контактные схемы, в которых газ и пар смешиваются в общий поток, поступающий в турбину [1].

В настоящее время в России происходит масштабное внедрение парогазовой технологии: ГТУ и ПГУ различного типа [2]. В настоящее время доля ПГУ в общем составе оборудования электростанций России составляет около 12%.

Коэффициент полезного действия (КПД) существующих паросиловых блоков в среднем составляет 36%, наивысшие достигнутые показатели экономичности традиционных энергоблоков ТЭС не превышают 45%. Вместе с тем, КПД современных парогазовых установок значительно превышает 50% при условии меньшего содержания вредных выбросов в уходящих газах [3, 4].

Объединение в единой тепловой схеме блока газотурбинного и паросилового оборудования позволило одновременно с повышением экономичности обеспечить улучшенные характеристики маневренности по сравнению с традиционными паросиловыми энергоблоками ТЭС.

Первый парогазовый энергоблок большой мощности в России введен в эксплуатацию на Северо-Западной ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге в декабре 2000 года. Данный энергоблок, установленной мощностью 450 МВт, включает две газотурбинных установки У94.2 (мощностью 160 МВт), два котла-утилизатора и одну паровую турбину Т-150-7.7. КПД энергоблока при работе его в конденсационном режиме составляет 51% [5, 6].

Вместе с тем, высокая экономичность ПГУ наблюдается в режимах близких к номинальному, в то время как их работа на пониженных нагрузках и в

переменных режимах остается без должного внимания на этапе проектирования, и требует принятия безотлагательных мер по приспосабливанию уже существующих ПГУ к работе в переменных режимах [7, 8].

При работе электростанций на оптовом рынке электроэнергии и мощности взаимоотношения между генерирующими компаниями и системным оператором ЕЭС формируются на основе Договоров на предоставление электроэнергии, мощности на оптовый рынок, в которых оговариваются условия, выполнение которых строго обязательно. К этим условиям относятся: гарантированная максимальная мощность, технико-экономические и экологические показатели, и особо жестко оговариваются характеристики маневренности оборудования, как определяющие режимы работы энергосистемы, причем независимо от типа оборудования (конденсационное или теплофикационное). Невыполнение заявленных показателей может привести к отказу от оплаты мощности, поставленной на рынок.

Как известно, наиболее значимыми эксплуатационными характеристиками, определяющими экономичность, маневренность ПГУ, являются продолжительность пусков, остановов, скорость изменения нагрузки при работе блоков в пределах регулировочного диапазона нагрузок и величина регулировочного диапазона [9].

Каждый процесс пуска или останова представляет не только потенциальную угрозу долговечности элементов блока, но и связан со значительными потерями тепла и энергии. Протекание неустановившихся процессов ограничено, главным образом, уровнем напряжений в толстостенных элементах оборудования энергоблока, таких как барабаны котлов, выходные коллекторы пароперегревателей, паропроводы, корпусы стопорных клапанов высокого давления и роторы паровых турбин. Периодические изменения нагрузок при выполнении диспетчерского графика в сочетании с изменениями давления пара и его температуры или остановы блоков на ночное время в период минимума нагрузок вызывают циклическую усталость материала элементов энергоблока. Исчерпание долговечности материалов, в особенности работающих при высоких

температурах, приводит к появлению усталостных трещин в элементах оборудования и тем быстрее, чем большее количество изменений нагрузки, пусков и остановов будет испытывать материал [10-15]. Поэтому представляется необходимым создать условия работы ПГУ с минимальным количеством пусков, остановов и неустановившихся режимов работы основного оборудования ПГУ.

1.2. Понятие регулировочного диапазона

Ожидаемое значительное увеличение доли парогазовых энергоблоков в общей мощности энергосистем неизбежно приведет к необходимости широкого привлечения их к регулированию графиков электрической нагрузки и увеличению длительности их работы в нестационарных режимах и на частичных нагрузках. Работа в условиях рынка электроэнергии и мощности требует от поставщиков электроэнергии более экономичного и маневренного оборудования и приводит к тому, что работа генерирующего оборудования в переменной части графиков нагрузок оказывается выгодной для электростанций [16, 17].

В настоящее время приказом ОАО «СО ЕЭС» от 05.12.2012г №2475 утвержден и введен в действие Стандарт «Нормы участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности» [18], в котором установлены технические требования, предъявляемые к парогазовым установкам для их участия в НПРЧ и АВРЧ, а также порядок и методика проверки соответствия парогазовых установок требованиям, предъявляемым к ним для получения соответствующего статуса. Стандарт распространяется на парогазовые установки утилизационного типа в одно, двух и многовальном исполнении с одной или несколькими газовыми турбинами и котлами-утилизаторами и одной паровой турбины. Испытания для каждого эксплуатационного состава оборудования проводятся на трех нагрузках регулировочного диапазона: внизу, в середине и вверху регулировочного диапазона. Уровни нагрузок определяются в соответствии с режимной картой энергоблока и с учетом реальных условий (температура и

давление наружного воздуха и др.) окружающей среды на период испытаний. При проведении испытаний на энергоблоке должен быть включен в работу штатный состав оборудования. Проверка работы ПГУ в режиме НПРЧ проводится для каждого состава оборудования ПГУ при работе в теплофикационном и/или конденсационном режимах.

Вводимые в настоящее время ПГУ и, в частности, ПГУ-450Т, спроектированы для работы в базовой части графиков нагрузки, с числом часов использования установленной мощности в год не менее 6500 ч/г.

Однако, пока при проектировании новых парогазовых мощностей не уделяется должного внимания требованиям к их маневренным характеристикам [19 - 21]. Не учитывается и тот факт, что увеличение времени работы ПГУ на пониженных нагрузках ведет к значительному снижению экономической эффективности их работы [22]. Немаловажным фактором является исследование экономичности работы ПГУ в пределах регулировочного диапазона с целью выявления условий использования преимуществ ПГУ по маневренности и экономичности и поиска оптимальных пределов их участия в системных услугах [23 - 28] и возможности расширения регулировочного диапазона при полном составе оборудования.

Работа оборудования в условиях частых пусков и остановов приводит к его повышенному износу, вызывающему снижение экономичности и надежности. Это необходимо иметь в виду при решении вопроса о режиме работы энергоблоков в условиях переменного графика нагрузок. Особенно трудно предотвратить снижение надежности и экономичности турбоагрегатов при быстрых пусках, необходимых для регулирования нагрузки энергосистемы.

Для обеспечения экономичной и надежной эксплуатации энергосистем во время провалов электрического потребления в ночные часы и нерабочие дни энергоблоки должны обладать благоприятными пусковыми характеристиками, соответствующими техническим требованиям по маневренности, диктуемым энергосистемами.

Помимо скорости или длительности нагружения, немаловажно также и сокращение длительности подготовительных пусковых операций. При большей длительности пусковых операций неоправданно возрастают пусковые потери, затрудняется организация работы эксплуатационного персонала, особенно при пуске нескольких блоков на станции. Решение поставленных задач позволит сократить количество пусков и остановов.

Традиционно под маневренностью оборудования тепловых электростанций [16] понимаются характеристики, определяющие быстроту и надежность выполнения различных режимных функций для обеспечения надежной работы системы в нормальных и аварийных условиях.

В понятие маневренности входят:

• Пусковые характеристики, под которыми понимаются продолжительности пусков блоков из различных тепловых состояний;

• Скорости набора и изменения нагрузки;

• Допустимый регулировочный диапазон нагрузок блоков;

• Допустимые продолжительности работы блоков на холостом ходу или на нагрузке собственных нужд после сбросов нагрузки, а также количество сбросов нагрузок, включая частичные сбросы нагрузок.

Характеристики маневренности оборудования определяются, исходя из соблюдения требований к надежности в течение длительной эксплуатации (паркового ресурса).

Следует отметить, что технические требования к маневренности ПГУ с учетом особенностей работы ПГУ на пониженных нагрузках и в переменных режимах определялись на основе исследований, проведенных с использованием различных динамических математических моделей [29 - 34].

В соответствии с общепринятой терминологией под регулировочным диапазоном понимается диапазон электрических нагрузок, который обеспечивается без изменения состава работающего оборудования; под техническим - диапазон от пикового значения электрической нагрузки энергоблока при максимальном числе работающего основного оборудования до минимально

допустимого значения электрической мощности блока по техническим возможностям минимального числа работающего оборудования.

Таким образом, регулировочный диапазон входит в технический диапазон при введении определенных ограничений.

Для парогазового энергоблока регулировочным диапазоном называется диапазон изменения электрической мощности парогазового энергетического блока без изменения состава работающего электрогенерирующего оборудования и сохранении нормативных экологических показателей по выбросам вредных веществ [35].

Для традиционных паросиловых энергоблоков верхняя граница и нижняя граница регулировочного диапазона является постоянной величиной и определена как:

• 100 - 30% - для газомазутных энергоблоков;

• 100 - 60% - для пылеугольных энергоблоков;

• 100 - 70% - для пылеугольных энергоблоков с жидким шлакоудалением.

Для парогазового энергоблока как верхняя, так и нижняя граница

регулировочного диапазона, является переменной величиной, зависящей от параметров окружающей среды и в большей степени от температуры наружного воздуха. Это связанно с особенностями работы газотурбинной установки, поэтому для энергоблоков ПГУ нельзя провести однозначную как верхнюю, так и нижнюю границу допустимого регулировочного диапазона [12].

Верхняя граница регулировочного диапазона будет зависеть от типа газотурбинной установки и ее характеристик и фактических условий работы энергоблока.

Для определения нижней границы допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока необходимо учитывать следующие ограничивающие факторы:

- снижение надежности работы оборудования на низких нагрузках;

- ухудшение экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках (увеличение концентрации вредных выбросов в уходящих газах, в частности окислов азота).

К показателям надежности, ограничивающим минимальную нагрузку энергоблока ПГУ, относятся:

- Минимально допустимая температура пара перед СК ВД ПТУ.

- Недопустимая влажность в последних ступенях паротурбинной установки.

- Надежная работа ГТУ.

Снижение надежности работы оборудования связано с невозможностью работы паровой турбины при низких температурах пара контура высокого давления из-за резкого увеличения влажности в последних ступенях цилиндра низкого давления.

Так, например, для блока ПГУ-450Т минимальная температура пара высокого давления, поступающего в паровую турбину, составляет 450°С.

В связи с особенностью изменения температуры газов за ГТУ, допускаемый диапазон разгрузки ГТУ для каждого блока свой.

В качестве объекта исследования в диссертационной работе выбран энергетический блок ПГУ-450Т, представляющий собой бинарную парогазовую установку с двумя контурами давления пара, предназначенную для непосредственной выработки электроэнергии и тепла [1,2,11,12,18]. Основным и резервным топливом является природный газ. Парогазовые блоки ПГУ-450 установленны на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга; Калининградской ТЭЦ-2; ТЭЦ-27, ТЭЦ-21 и ТЭЦ-12 Мосэнерго; ТЭЦ-22 и ТЭЦ-5 ТГК-1; Уренгойской ГРЭС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Коршикова Александра Андреевна, 2016 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. Основы современной энергетики. - М.: Изд-во МЭИ, 2003.- Т. 1.

2. Мошкарин А.В., Девочкин М.А., Щелыгин Б.Л., Рабенко В.С. Анализ перспектив развития отечественной теплоэнергетики/ Под ред. А.В. Мошкарина/ Иван.гос. энерг. ун-т.- Иваново, 2002,- 256с.

3. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Е. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. - Москва : Издательство МЭИ, 2002.

4. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России// Теплоэнергетика. - 1999. -№ 1.

5. Костюк Р.И. Ввод в эксплуатацию Северо-Западной ТЭЦ - новый этап в энергетике России// Энергетик.-2008.-№6.

6. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А., Давыдов А.В. и д.р.О результатах режимной наладки тепломеханического оборудования энергоблока №1 ПГУ -450 Т Северо-Западной ТЭЦ.// М. : ВТИ, 2002.- Арх. № 14992.

7. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский Е.Н. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором// Энергетическое строительство. -1995 .- №3.

8. Радин Ю. А., Рубашкин А.С., к.т.н. Давыдов А. В., Рубашкин В. А., Отработка пусковых режимов энергоблока ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2 на математической модели - Теплоэнергетика .- 2005. -№10

9. Турхний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках// Теплоэнергетика.-1999.-№3.

10.Радин Ю.А. Исследование и улучшение маневренности парогазовых установок. Дисс....докт. техн. наук. М., 2013.-40с.

11.Богачев А.Ф., Радин Ю.А., Герасименко О.Б.Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов-утилизаторов бинарных парогазовых установок. -М: Энергоатомиздат, 2008.

12.Костюк Р.И., Писковацков И.Н.,Чугин А.В., Коцюк Н.Н., Радин Ю.А., Березинец П.АНекоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т// Теплоэнергетика.- 2002 .-№9.

13. Анализ допустимых скоростей повышения давления пара в барабанах ВД КУ на основе математического моделирования// Электрические Станции.- 2007.

14.Радин Ю.А., Конторович Т.С., Давыдов А.В Анализ допустимых скоростей нарастания давления в барабанах КУ при пусках и остановах энергоблока ПГУ-450Т// Теплоэнергетика.- 2004.-№9.

15.Радин Ю.А, Конторович Т.С., Паншина О.Б., Гришин И.АО подключении второго КУ к работающему первому в условиях тепловых схем ПГУ с 2-мя ГТУ и одной паровой турбиной // Электрические станции.- 2006.- №2.

16.Шмуклер Б.И., Березинец П.А., Плоткин Е.Р., Моисеев Г.И., Директор Б.Я., Поляков В.С., Касьянов Л.Н., Плясуля И.П. Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электрических станций.// Служба передового опыта ОРГРЭС .- 1996.

17.Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г.Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности.// Теплоэнергетика .-1999.-№9..

18.«Нормы участия парогазовых установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты перетоков и активной мощности » Стандарт Организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.004-2012.

19.Земцов А.С., Брыскин А.С., Зыков Н.А. и др. Проект Калининградской ТЭЦ-2 с двумя парогазовыми энергоблоками ПГУ-450 // Электрические станции.-2000.- №12, С. 6-10.

20.Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Блинов А.Н., Колесников В.И.Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ// Теплоэнергетика.- 1999 .- №1.

21. Разработка исходных данных для проектирования АСУ ТП энергоблока №11 ПГУ-450 ТЭЦ-21 Мосэнерго. Описание режимов работы блока ПГУ-450. ОАО «ВТИ»,- М.: 2007.

22. Хуршудян С.Р., Аракелян Э.К. Исследование экономичности работы ПГУ-450 на пониженных нагрузках// Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез.докл. XVII МНТК студентов и аспирантов: В 3т. Т.3.-М.: МЭИ,2012.-С.227.

23.Мадоян А.А., Аракелян Э.К., Макарчьян В.А., Фотин Л.П., Минасян С.А Экономичность энергоблоков в режимах регулирования параметров энергосистемы// Электрические станции.- 1979.-№6.

24. Аракелян Э.К., Старшинов В.А. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций.М.: Изд-во МЭИ, 1993.

25.Гнуни Т.С., Оганесян А.О. Разработка методики определения текущих и среднегодовых показателей работы теплофикационных парогазовых установок // Вестник ГИУА, Серия «Электротехника, энергетика», вып.16.-2013.- №1.

26. Аракелян Э.К., Оганесян А.О. Разработка методических положений расчета и оптимизации среднегодовых технико-экономических показателей ПГУ // Новое в Российской электроэнергетике, электронный журнал, М.: 2013.- №28.

27.Гуторов В.Ф., Эфрос Е.И., Симою Л.Л. Повышение эффективности комбинированного производства тепла и электроэнергии// Энергосбережение и водоподготовка.- 2006.- №6. С. 64-72.

28.Лапшин Н.В. Разработка методов анализа технико-экономических характеристик и сравнительной системной эффективности схем парогазовых установок // Дисс. ... канд. техн. наук. Минск.:, 2002.-20с.

29. Молчанов К.А., Страшных В.П., Жежеря Д.А., Маневская О.Полномасштабный тренажер для обучения оперативного персонала энергоблока ПГУ-450 ТЭЦ-27 ОАО «МОСЭНЕРГО»// Теплоэнергетика. 2008. № 10. С. 69-76.

30. Обуваев А.С.Разработка и исследование аналитической модели энергоблока ПГУ-450// Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Национальный исследовательский университет МЭИ. Москва, 2011

31. Рубашкин А. С., Обуваев А. С. Компьютерный тренажер энергоблока ПГУ-450Т. Тренажерш комплекси та системи: 3 науково-практично! конференщ: В 2-х т. - Киш: 1нститут проблем моделюровання в енергетицi iм. Г. в. Пухова НАН Украши, 2006.

32. Рубашкин А. С. Компьютерные тренажеры для операторов тепловых электростанций // Теплоэнергетика.-1995.- №10.

33. Рубашкин А. С. Построение математической модели энергоблока для обучения и тренировки оперативного персонала // Теплоэнергетика.-1990.-№11.

34. Давыдов Н.И., Зорченко Н.В., Давыдов А.В., Радин Ю.А Модельные исследования возможности участия ПГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России //Теплоэнергетика.- 2009.-№10.

35. Давыдов А.В. Исследование переменных режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности. Дисс. ... канд. техн. наук. М.:, 2009.-20с.

36.Цанев С.В., Буров В.Д., Гончаренко Д.В., Вараксина Н.В.Определение нижней границы нагрузки парогазового теплофикационного энергоблока ПГУ-450Т// Энергосбережение и водоподготовка. 2008. № 6. С. 31-35.

37.Радин Ю.А., Давыдов А.В., Чугин А.В., Писковацков И.Н. Определение допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-450Т при работе в конденсационном режиме// Теплоэнергетика. 2004. № 5. С. 4752

38.Аракелян Э.К., Болонов В.О., Сахаров К.В. Выбор оптимальных режимов работы бинарных ПГУ на пониженных нагрузках // Новое в российской электроэнергетике. -2011 .-№11.

39.Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р. Выбор оптимальных режимов газовых турбин ПГУ-450Т при пониженных нагрузках // Новое в российской электроэнергетике.- 2013.-№7.

40.Буринов М.А., Коновалов Р.Н., Агафонов А.В. Теплотехнические испытания первых газотурбинных установок ГТЭ-160 на Калининградской ТЭЦ-2//Газотурбинные технологии. 2008. № 1. С. 26-28.

41. Хуршудян С.Р., Аракелян Э.К. Оптимальное распределение нагрузки между газовыми турбинами при работе ПГУ-450 на пониженных нагрузках//Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез.докл. ХУШМНТК студентов и аспирантов: В 3т. Т.3.-М.: МЭИ,2013.- С.172.

42.Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р., Бурцев С.Ю.Способы расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 и их сравнительная оценка по экономичности// Энергосбережение и водоподготовка. 2014. № 2 (88). С. 4550.

43.Пат. C2 2160370 Российская Федерация, МПК 7F 01 K 23/10. Высокоэкономичная парогазовая установка малой мощности/ Ю.А.Балашов, П.А.Березинец, Ю.А.Радин; АООТ «ВТИ». - №99105835/06; заявл.19.03.1999; опубл.10.12.2000, Бюл. №34.

44.Аракелян Э.К., Сахаров К.В. Исследование температурного состояния ступеней ЦВД паровой турбины Т-125/150 ПГУ-450 при работе в малопаровом режиме // Новое в российской электроэнергетике. -2013.-№1.

45.Аракелян Э.К., Сахаров К.В. Выбор оптимальных режимов работы ПГУ на пониженных нагрузках// Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез.докл. XVI МНТК студентов и аспирантов: В 3т. Т.3.-М.: МЭИ,2010.-С244-245.

46. Сахаров В.К. Выбор оптимальных режимом энергоблоков ПГУ при участии их в регулировании мощности энергосистемы. Дисс. канд. техн. наук. М.:, 2013.-20с.

47.Хуршудян С.Р. Оптимизация режимов ПГУ при участии ее в регулировании мощности и частоты в энергосистеме (на примере ПГУ-450). Дисс. канд.техн.наук. М.:2014.-20с.

48.Пат. C12144619 Российская Федерация, МПК 7F01 K13/00. Парогазовая установка/, П.А.Березинец, Г.Г.Ольховский; АООТ «ВТИ». - №98108140/06; заявл.24.04.1998; опубл.20.01.2000, Бюл. №2.

49.А.А.Коршикова, Э.К.Аракелян Поддержание температуры перегретого пара на ПГУ-450 при переменных нагрузках. // Радиоэлектроника, электротехника

и энергетика: ХУП-ая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. Тез.докл.: в 3-х т. - М.: Изд. дом МЭИ, 2010, Т.3 - С. 212-213.

50.Аракелян Э.К., Коршикова А.А.Экономические характеристики ПГУ-450 в режиме поддержания температуры пара высокого давления за котлом-утилизатором на постоянном уровне на пониженных нагрузках. //Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: ХУШ-ая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. Тез.докл.: в 3-х т. - М.: Изд. дом МЭИ, 2011, Т.3 - С. 209-210.

51.Аракелян Э.К., Коршикова А.А., Хуршудян С.Р. Эффективность применения дополнительной камеры сгорания низкого давления для совершенствования режимов энергоблока ПГУ-450 на пониженных нагрузках// Вестник МЭИ.-2013.-№3.

52.Пикина Г.А., Кузнецов М.С. Прогностические типовые алгоритмы регулирования // Теплоэнергетика, № 4, 2011. С. 61—66.

53.Пикина Г.А. Принцип управления по прогнозу и возможность настройки систем регулирования одним параметром // Электронный журнал «Новое в российской электроэнергетике», № 3, 2014. С. 5—13.

54.Пикина Г.А., Кузнецов М.С. Синтез линейных прогностических алгоритмов регулирования // Электронный журнал «Новое в российской электроэнергетике», № 10, 2009. С. 40—44.

55.Пикина Г.А., Кузнецов М.С. Методы настройки прогностических типовых алгоритмов регулирования // Теплоэнергетика. 2012. № 2. С. 64—67.

56.Агабабов В. С., Корягин А. В., Рожнатовский В. Д. Экономия топлива в энергосистеме при включении детандергенераторного агрегата в тепловую схему / Известия Академии промышленной экологии. 2001. N 2. С. . 46-49.

57.Агабабов В. С., Корягин А. В. Применение детандер-генераторных агрегатов в парогазовых установках сборного типа / Промышленная энергетика. 2004. N 10. С. . 45-48.

58.Ротач В.Я. Теория автоматического управления / Учебник для вузов. М.: Издательство МЭИ, 2008.

59.Пикина Г.А., Мещерякова Ю.С., Левашов А.В. Повышение качества регулирования в системах с типовыми регуляторами // Труды Второй Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем - ЭНЕРГО-2012 (Москва, 4-2012).

60.Цанев С.В., Буров В.Д., Дорофеев С.Н., и др. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций: Методическое пособие для втузов.- М.- Изд-во МЭИ, 2002.

61. Биленко В.А. Многоконтурные автоматические системы регулирования с несколькими регулирующими воздействиями и их применение для регулирования температуры пара прямоточных котлов // Теплоэнергетика. 2011. №10. С. 51 - 59.

62. Администратор торговой системы [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: //www.atsenergo .ru/.

63.Системный оператор Единой энергетической системы [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://so-ups.ru/.

64. Энкост. Расчет и прогноз цены электроэнергии [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://encosts.ru/optoviy-rynok/optoviy-rynok-elektroenergii.

65. ГОСТ Р 52527-2006. Установки газотурбинные. Надежность, готовность, эксплуатационная технологичность и безопасность. - Введ. 2006-07-01.

66.Аминов Р.З., Кожевников А.И., Янков А.В. Оценка влияния режимов использования на выработку ресурса газотурбинными установками // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2013. № 3-4. С.95-100.

67.Радин Ю.А. Использование принципа эквивалентной наработки для оценки надежности оборудования ПГУ/ Ю.А. Радин, Т.С. Конторович// Электрические станции.- 2012.- №1.- С.16-18.

68.Костюк А.Г. О прочности цельнокованых роторов при нестационарных тепловых режимах/ А.Г. Костюк, А.Д. Трухний, В.Н. Мичулин// Теплоэнергетика.- 1974.- №8.- С.73-76.

69. Руководство по эксплуатации 3170109 РЭ. Газотурбинная установка ГТЭ-160. Филиал ОАО «Силовые машины - ЗТЛ, ЛМЗ, Электросила, Энергомашэкспорт».

70.Территориальная генерирующая компания №2 [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://www.tgc-2.ru/about/indicators/investment/.

71.Свидерский А.Г. Разработка и внедрение комплексных распределенных интегрированных АСУ ТП энергетических объектов// Теплоэнергетика. -2013.-№10.-С.11-17.

72.Пикина Г.А. Математические модели технологических объектов: Учебное пособие для вузов.- М.- Изд-во МЭИ, 2007.

73. Надежность ТЭС. Отказы и повреждения в работе электрооборудования Электронная библиотека по энергетике. Энергосервис. Режим доступа: http: //lib .ro senergoservis.ru/nadegnost-tec?start.

74. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Издание третье, переработанное и дополненное. С.Петербург, 1998, 258С.

Приложение П.1

Тепловой и конструкторский расчеты дополнительного котла

применительно к ПГУ-450

Дополнительный котел (ДК) предназначен для организации регулирования температуры пара высокого давления при работе ПГУ на пониженных нагрузках, когда регулятор температуры газов на выходе из газовых турбин не работает из-за отсутствия возможности воздействия на количество поступающего в компрессор воздуха при полностью закрытом ВНА компрессора (при Ипгу < 270 МВт).

Необходимость регулирования температуры пара высокого давления обусловлена снижением надежности работы последних ступеней ЦНД паровой турбины по причине опасности превышение влажности пара за последней ступенью ЦНД при пониженных температурах пара высокого давления допустимых значений. Регулирование и поддержание температуры пара высокого давления на уровне 460 -480 °С, кроме устранения указанной опасности, повышает КПД цилиндра низкого давления паровой турбины на пониженных нагрузках. 1. Подготовка исходных показателей ДК:

Приняты следующие значения исходных параметров расчетной схемы ДК (Рисунок П.1.1.):

- базовая мощность ПГУ, при которой включается ДК - ыпгу Б =220 МВт;

- расход пара высокого давления - иовд =79,72 кг/с;

- температуры пара высокого давления на входе в ДК - ?'овд =4500С ;

- расчетное значение температуры пара на входе в ПТ -гяовд =470 0С ;

- энтальпия пара высокого давления на выходе из КУ -3301 кДж/кг;

- энтальпия пара высокого давления на входе в ПТ-3364 кДж/кг;

- температура воздуха на входе в ДК - 30 °С ;

- температура дымовых газов на выходе из ДК в интервале, полученному на тренажере при работе ПГУ на пониженных нагрузках -110-125 °С .

О

Пар к ПТ

-©

-(рпп)

-схь

РКпп

-(Опп)

Пар от КУ

©

-(Зов)

Рисунок П. 1.1 - Расчетная схема ДК

КС - камера сгорания, СМ - смеситель, Ш - шибер; 1111 - пароперегреватель, ВП -воздухоподогреватель; Др - дросселирующее устройство.

- количество тепла, необходимого на подогрева пара высокого давления от исходной температуры до расчетной: ОПП = о0ВД (Аолг - коку) = 79,72 (3364-3301) = 5022 кДж/с =4,32.106 ккал/ч;

- характеристики топлива (природный газ):

теплотворная способность - 8550 ккал/н м3 =10215 ккал/кг=42750кДж/кг; теоретический объем воздуха - =9,52 м3 /н м3; теоретический объем газов - V"=10,73 м3 /н м3; плотность газов - 0,837 кг/н м3 .

- теплоемкости воздуха и дымовых газов (кДж/(кг0С) (уранения получены на основании данных [П.1]):

для воздуха при 15 < 1В < 500 0С :

св = 1,1036+ 3,7.10-6 • 4'5; для дымовых газов при 100 < < 2000 0 С :

сдг = 1,2155 + 0,000152 • Гдг . для смеси газов и воздуха теплоемкость рассчитывается по выражению:

ССМ

СВ 0В + СДГ 0ДГ Ов + 0 ДГ

Ух .газы

ДВ

2. Ограничения, принятые при расчете ДК:

- температура газов на входе в пароперегреватель ДК - г'гп1 п < 580°С;

- температура газов на выходе из пароперегревателя - г"т/п > (г'овд + 30)0С

- температура пара, проходящего через пароперегреватель ДК, на выходе из

ДК - г "Пп / „ < 5600 С;

- температура подогретого воздуха на выходе из воздухоподогревателя -

*Вв/п < 0ВД - 30)0С;

- температура газов на выходе из ДК - г "ГДК = "ГКУ ± 5)0 С.

3. Особенности теплового расчета ДК:

- ДК газоплотный, без присосов воздуха в топку и проточную часть;

- наличие ограничения по температуре газов на входе в пароперегреватель ДК приводит к необходимости охлаждения газов на выходе из камеры сгорания (КС) до указанной выше температуры, что приводит к подаче охлаждающего воздуха либо в КС, либо в смеситель, установленный между ним и пароперегревателем; с точки зрения снижения тепловой напряженности камеры сгорания и уменьшения ее геометрических размеров предлагается организовать подачу охлаждающего воздуха таким образом, чтобы обеспечить температуры газов на выходе из КС на уровне 12000 С путем подачи воздуха частично в камеру сгорания, частично - в смеситель; общее количество охлаждающего воздуха определяется из условия обеспечения заданной температуры газо-воздушной смеси на входе в пароперегреватель;

- условия обеспечения температуры воздуха на выходе из воздухоподогревателя на определенном уровне и дымовых газов на выходе из ДК (на уровне 1100 С) приводит к необходимости расчета требуемого расхода топлива из теплового баланса пароперегревателя и уточнения температуры газов на выходе из ДК.

4. Краткий алгоритм расчета тепловой схемы (в соответствии с методикой, изложенной в 2-й главе диссертации):

- при заданных температуре газов на выходе из камеры сгорания, тепловой нагрузке пароперегревателя, и принятых ограничениях по температурам

теплоносителей рассчитываются требуемые удельные объемы воздуха и дымовых газов, составляются материальный и тепловой балансы КС и смесителя; - задается температура газов на выходе из пароперегревателя в пределах наложенного на нее ограничения;

-из материального и теплового балансов пароперегревателя при заданной ее тепловой нагрузке рассчитываем требуемый расход топлива (натурального и условного);

- из материального и теплового балансов воздухоподогревателя рассчитывается фактическая температура газов на выходе из ДК;

- при несовпадении полученного и указанного выше значений этой температуры в пределах необходимой точности для оценочных расчетов (не более 5-и%) расчет повторяется при новом значении температуры газов на выходе из пароперегревателя до обеспечения указанной точности; 5. Результаты теплового расчета котла

Результаты расчетов в соответствии с изложенным выше алгоритмом обобщены в таблице П. 1.1

Таблица П.1.1. Результаты расчетов

№№ Наименование величины Расчетная формула Размерност ь Значение

1 Объем газов в топке при ат =1,05 Уг = V0 + (ат - 3 3 м /н м 11,21

2 Энтальпия воздуха: при г" = 4 5 00с ; 1 ВВП ^ , При г"ввп = зо0 С I" = " ) 1 ВТ J V1 ВВП) 10 В = / (г0 В) Табл. 3 -1 [] 3 ккал/н м 1391 90

3 Тепло, вносимое воздухом в топку при г""ВП = 3 600С : в вт (ат дат )-1 вт ^ Да i в 3 ккал/н м 1460

Даг = 0; ат =1,05

4 Тепловая нагрузка топки вт = (<2вт + вН ).0,98 3 ккал/н м 9898

5 Теоретическая (адиабатическая)температура в топке Т / (ОТ ) Табл. У ~1 [П.1] 0 С 2330

6 Температура газов на выходе из топки задается предварительно 0 С 1200

7 Коэффициент избытка В долях от 2,79

воздуха в топку при г"т = 12000 С Задается с последующим уточнением ¥0

8 Объем дополнительного воздух а в топку УдВТ = (атф-1,05) ¥0 3 3 м /н м 16,56

9 Тепло, вносимое в топку с дополнительным воздухом 1ДВ = ¥ДВТ 1ГВС ГВ 3 ккал/н м 2400

10 Энтальпия газов на выходе из топки IТ =(1 ДВ + От )0,98 3 ккал/н м 11395

11 Уточненная температура газов на выходе из топки I" 1" = 1т тф V" с ¥ гвсгв 0 С 1243

12 Общий объем газовоздушной смеси из топки ¥Гв = ¥двт + ¥г 3 3 м 3 /н м 3 27,766

13 Температура газов на выходе из смесителя Задаемся 0 С 580

14 Коэффициент расхода охлаждающего воздуха в смеситель при г"тСМ =580 0С &СМ Задаемся с последующим уточнением В долях 5,72

15 Суммарный расход: - ¥вф = (&тф + асм )¥в 3 3 м 3 /н м 3 80,92

воздуха - дымовых газов ¥ДГ = ¥ГВ + &СМ ¥В0 82,21

16 Энтальпия газов на выходе из смесителя I" = (I" + 1 СМ (-1 Т + + &см¥В0 I В)0,97 3 ккал/н м 19343

17 Температура газов на выходе из пароперегревателя Г 1 ГП / П Задается 0 С 480

18 Энтальпия газов на выходе из пароперегревателя I" = V Г с 1 гп / п ¥ дг1 гп / п с гв 3 ккал/н м 13811

19 Расход топлива в _ <2п / П °,97(/ГП/ П — 1ГП/ П ) н м3 /ч ту.т/ч 797 0,983

20 Тепловая нагрузка воздухоподогревателя <вп = вп = = i" - i' 1 ввп 1 ввп 3 ккал/н м 10976

21 Энтальпия газов на выходе из воздухоподогревателя I" = (I' - 1 ГВП (1 ГВП -Ы ВВП )0,98 ккал/н м3 2778,3

22 Температура уходящих газов ДК ^ гух = 1 ввп / удг с гух 0 С 102,4

23 КПД котла П Ои / П ^ДК = л г)Р В Г <н в долях 0,628

Как видно из приведенных результатов, при температуре газов на выходе из пароперегревателя 480 0С температура газов на выходе из ДК отличается от желательной температуры (110 0С ) на 6,9% что больше указанной выше погрешности. Для повышения этой температуры необходимо снизить температуру горячего воздуха за воздухоподогревателем, что приведет к снижению и так низкого КПД ДК.

В качестве альтернативы можно предложить увеличение температуры воздуха перед воздухоподогревателем путем смешения воздуха с небольшим количеством дымовых газов КУ. Это никак не повлияет на режим работы ДК, но позволит поддержать КПД ДК на уровне 60-70%. 6. Конструкторский (оценочный) расчет элементов ДК

Цель конструкторского расчета ДК - оценка геометрических характеристик пароперегревателя и других поверхностей нагрева, устанавливаемых в ДК, необходимых для проектирования соответствующих регуляторов и выбора их параметров.

Конструкторский расчет ДК выполнен применительно к ПГУ-450 при следующих условиях:

- предусматривается установка одного ДК между котлами утилизаторами и паровой турбины ;

- в качестве расчетного режима работы ДК приняты значения параметров, обеспечивающих работу ДК в оптимальном режиме с минимальным снижением КПД ПГУ в целом и обеспечением рекомендуемой расчетами температуры пара высокого давления на уровне 470 0С при нагрузке ПГУ 220 МВт;

- рассматривается режим работы паровой турбины при скользящем давлении пара высокого давления;

- принимается, что температура и давление дымовых газов на выходе из ДК соответствуют температуре и давлению дымовых газов на выходе из КУ.

- на основании полученных в результате расчетов скоростей теплоносителей и геометрических размеров элементов ДК рассчитываем временные характеристики переходных процессов.

В таблице П. 1.2 приведены основные результаты конструкторского расчета (оценочного) элементов ДК, на основе которых получены примерные временные характеристики теплоносителей.

Таблица П. 1.2 Основные результаты конструкторского расчета

№№ Наименование величины Расчетная формула Размерность Значение

Камера сгорания

1. Коэффициент избытка воздуха в КС (с учетом дополнительного воздуха) &тф задается Доля 2,79

2. Температура горячего воздуха Принято предварительно 0 С 450

3. Энтальпия воздуха По1 ~ 1 таблице 3 ккал/н м 1391

4. Тепло, вносимое горячим воздухом Ов Таблица П. 1.1 3 ккал/н м 3880

5. Полезное тепловыделение в КС От = Ов + ОН 3 ккал/н м 12430

6. Тепловая нагрузка топки О-ТН ~ ВгОТЛТ ккал/ч МВт 9,71 .106 11,4

7. Удельная тепловая нагрузка КС Чу Принимается по [74] 3 ккал/(м ч) 800. 103

8. Объем камеры сгорания У = Отн у топ Чу м3 12,14

9. Тип КС, поперечные размеры Цилиндрический Внутренний диаметр 2,5 м. Высота 2,0м

10. Скорость газовоздушной смеси при средней температуре 1600 с _ Б¥'гв (с + 273) "та — ГВ 3600.273^КА с м/с 8,6

11. Время движения смеси в КС Т Кс — ^Т / ^ ГВ с 0,23

Смесительная камера (СК)

12. Тепловая нагрузка СК Оск Бг1 см^ск ккал/ч 15,1. 106

13. Удельная тепловая нагрузка КС Чу Принимается 3 ккал/(м ч) 1000. 103

14. Объем СК у — Оск у ск чу м3 15,1

15. Поперечное сечение Принимается мхм 2,5x2,5

16. Длина (высота) СК Ь N чоУ м 2,4

17. Скорость газовоздушной смеси при средней температуре 878 с БУДг {1ср + 273 ) ^гг — 3600.273^КАС м/с 12,3

18. Время движения смеси в КС тсм — Ь / ™гв с 0,2

Пароперегреватель (П/П)

19. Тепловая нагрузка П/П отнп / п оп / п лп / п ккал/ч 4,41106

20. Расход пара через пароперегреватель ^ ПП / П Из условия смешения после ПП кг/с 34,0

21. Температуры проходящего через ПП пара на выходе из ПП и" — и' 1 отпп /п "пп / п "пп / п + „ ^ пп / п 1 пп / п — i (ьпп / п ) 0с 482

22. Средний температурный напор МБ -Мм М ср М 2,3 7Т" М М 0с 56,5

23. Коэффициенты теплоотдачи: -газ-стенка Стенка-пар Расчет по [74] Ккал/( м 2ч 0с) 76 1310

24. Коэффициент теплопередачи к расчет Ккал/( м 2ч 0с) 71,8

25. Требуемая поверхность нагрева р_ Отнп / П 2 м 1087

26. Расположение труб шахматное

27. Движение теплоносителей Перекрестный ток

28. Наружный диаметр трубок Принимаем мм 42

29. Число трубок в поперечном сечении газохода (2,5 м) Расчет по размеру штук 52

30. Поверхность нагрева одного ряда трубок /, = 52лйнЬ 2 м 17,14

31. Число рядов по ходу движения газов П = Р / Л штук 64

32. Общая длина движения пара = 2 х2,5 м 5,0

33. Число трубок по ходу движения пара (64х52)/2 штук 1664

34. Скорость пара в трубках 4 В 4впп / п 1664лй вн м/с 20,1

35. Время движения пара в трубке г = Ь. ПП / П wп с 0,25

36. Скорость газов в ПП В V " Г ДГ =--- - (52х2.5)йн м/с 23,0

37. Высота трубного ряда по ходу движения газов при ширине шага 52 мм 64х52+0,2 м 3,5

38. Время движения газов в ПП 3,5 ТГП / П = ™Г с 0,15

Воздухоподогреватель (ВП)

39. Тепловая нагрузка ВП Отвп В Г б ВП Ккал/ч 8,75.106

40. Средний температурный напор М Б -Мм м СР м 2,3 МБ М м 0С 56,5

41. Коэффициенты теплоотдачи :Газ -стенка Стенка-воздух Расчет по [74] &Г-ст &ст - в Ккал/( м ч С) 76 58

42. Коэффициент теплопередачи k расчет Ккал/( м ч С) 32,9

43. Поверхность нагрева р_ бтнп / п ^р 2 м 4706

44. Тип воздухоподогревателя Трубчатый с пластинками, двухходовой

45. Диаметр трубки Внешний внутренний мм 52 44

46. Шаг в поперечном сечении конструктивно мм 60

47. Размеры шахты конструктивно мхм 2,5х3,0

48. Число труб в поперечном сечении п П По принятым размерам штук 41

49. Поверхность нагрева: --одной трубки - одного ряда С учетом поверхности пластинок 2 м 0,67 27,47

50. Число трубок по ходу движения газов пв = Р /27,47 шт 172

51. Длина ВП при продольном шаге 58мм м 10,0

52. Сечение прохода газов 7,5 -41.0,052.3,0 2 м 1,1

53. Скорость газов в ВП 797.82,21.(273 + 295) w =- 3600.273.1,1 м/с 34,0

54. Время прохождения газов 10 7 ГВП = wг с 0,3

55. Сечение прохода воздуха 41х86.х лйвя/4 2 м 5,36

56. Скорость воздуха 797.80,92.(273 + 240) w =- 3600.273.5,36 м/с 6,28

57. Время прохождения воздуха через ВП 7ВВП = (2 х3) + 0,5 х3,14 х2,5 6,28 с 1,6

58. Размеры короба подачи воздуха в СМ конструктивно 2,5х0,5

59. Скорость воздуха в коробе 797 • 80,92 • (273 + 450) w =- 3600 • 273 • 1,25 м/с 40

60. Общая длина ДК 2,4+3,5+10 м 15,9

61. Время движения воздуха от ДВ до СМ (15,9 + 3)/40 +1,6 с 2,1

62. Время движения газов от КС до выхода из ДК 0,15+0,23+0,15+0,3 с 0,98