Повышение эффективности тэц путем совер шенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок
На правах рукописи
МАЛИКОВ МИХАИЛ АЛЕКСАНДРОВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭЦ ПУТЕМ СОВЕР ШЕНСТВОВАНИЯ РАБОТЫ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТУРБОУСТАНОВОК 05.14.14 — Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Казань – 2013
Работа выполнена в научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнерге тические системы и установки» ФГБОУ ВПО «Ульяновский государственный технический университет»
Научный консультант: доктор технических наук, профессор Шарапов Владимир Иванович
Официальные оппоненты: Куличихин Владимир Васильевич доктор технических наук, ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский универси тет “Московский энергетический институт”», профессор кафедры «Промышленные тепло энергетические системы» Чичиров Андрей Александрович доктор химических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет», заведующий кафедрой «Химия»
Ведущая организация: ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудово го Красного Знамени Теплотехнический науч но-исследовательский институт»
Защита состоится «7» марта 2013 г., в 14 час. 00 мин. на заседании диссертацион ного совета Д 212.082.02 при ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энерге тический университет» по адресу: 420066 г. Казань, ул. Красносельская, д. 51, зал заседаний Ученого совета (Д-223).
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет».
Автореферат разослан «4» февраля 2013 г.
Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.082. кандидат химических наук, профессор Э. Р. Зверева
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Надежность и экономичность теплоэлектростанций во многом зависит от эффективности работы теплообменного оборудования конден сатно-питательного тракта турбоустановок.
Одной из остро стоящих проблем является насыщение основного конденсата турбоустановки коррозионно-активными газами, что служит причиной повыше ния интенсивности коррозионных процессов и снижения экономичности работы подогревателей, особенно работающих под разрежением.
Проблема наличия коррозионно-активных газов в конденсатно-питательном тракте ТЭЦ обостряется в период работы теплофикационных турбоустановок с малыми пропусками пара в конденсатор, так как из-за малых расходов конденсата концентрация растворенных в нем кислорода и углекислоты растет, что ведет к повышенной активности коррозионных процессов. Кроме того, в таких режимах возможны существенные потери теплоты в конденсаторах турбин из-за вынуж денного регулирования основного конденсата.
Работа выполнена в соответствии с утвержденными на Федеральном уровне Приоритетными направлениями развития науки, технологий и техники РФ (пункт 08 – Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика) и Перечнем критических технологий РФ (пункт 27 – Технологии энергоэффективного произ водства и преобразования энергии на органическом топливе).
Объект исследования. Теплообменное оборудование теплофикационных турбоустановок ТЭЦ.
Цель работы – повышение эффективности ТЭЦ путем совершенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок.
Для достижения поставленной цели в диссертации решены следующие задачи:
проанализированы ранее известные способы борьбы с неконденсирующи мися газами, поступающими в оборудование конденсатно-питательного тракта, способы регенерации потоков теплоты в турбоустановках при малых пропусках пара в конденсатор;
разработаны приборные и бесприборные технологии мониторинга герме тичности вакуумных систем турбоустановок;
дана количественная оценка влияния технологии каскадного отвода паро газовой смеси из регенеративных подогревателей на энергетическую эффектив ность ТЭЦ;
разработаны способы отвода парогазовой смеси из регенеративных подог ревателей с последующей утилизацией теплоты смеси;
разработан способ регенерации теплоты конденсата рециркуляции в тур боустановках при малых пропусках пара в конденсатор, выполнен сравнительный технико-экономический анализ способов регенерации теплоты в этих режимах и разработан программный продукт, позволяющий автоматизировать расчет энерге тической эффективности регенерации потоков теплоты в режимах работы тепло фикационной турбоустановки с малыми пропусками пара в конденсатор.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Разработаны научно обоснованные технологии оперативного определения герметичности вакуумных систем турбоустановок приборными и бесприборными способами. На практике показана применимость разработанных решений на тепло энергетических объектах.
2. Дана количественная оценка влияния технологии каскадного отвода парога зовой смеси из регенеративных подогревателей на эффективность ТЭЦ.
3. Предложены способы отвода парогазовой смеси из регенеративных подог ревателей с повторным использованием теплоты смеси.
4. Разработан способ регенерации теплоты конденсата рециркуляции в турбоустановках при малых пропусках пара в конденсатор, выполнен сравни тельный технико-экономический анализ с аналогами при помощи авторского про граммного продукта. Доказана конкурентоспособность предлагаемого способа.
Новизна созданных решений подтверждена 27-ю патентами Российской Феде рации на изобретения.
Практическая ценность работы. Разработанные научно-технические реше ния позволяют повысить эффективность работы ТЭЦ путем совершенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок. Выполнена опытная про верка технологии мониторинга герметичности вакуумных систем на турбоуста новке Т-100/120-130. Результаты работы приняты к внедрению на Ульяновской ТЭЦ-1. Внедрение всего комплекса разработанных технологий на турбоустановке Т-100/120-130 Ульяновской ТЭЦ-1 позволит снизить расход условного топлива примерно на 700 т/год при условии работы турбоустановки не менее 3000 ч/год.
Результаты работы могут использоваться эксплуатационными и проектными ор ганизациями при выборе способов определения герметичности вакуумных систем турбоустановок, способов отвода неконденсирующихся газов из регенеративных подогревателей, схем и режимов работы турбоустановки при малых пропусках пара в конденсатор.
Личный вклад автора заключается в разработке технических решений и программного продукта для автоматизации расчетов, проведении расчетов, анали зе и обобщении полученных результатов.
Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлена приме нением современных методов теоретических исследований, сопоставимостью по лученных данных с другими источниками, практической проверкой предложен ных решений на действующих теплоэнергетических предприятиях, патентной чистотой разработанных технических решений.
Основные положения, выносимые на защиту:
1. Научно-обоснованные технологии приборного и бесприборного монито ринга герметичности вакуумных систем турбоустановок.
2. Научно-обоснованные технические решения по совершенствованию рабо ты теплообменного оборудования турбоустановок ТЭЦ.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докла дывались на: 15-й Международной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Ра диоэлектроника, электротехника, энергетика» (МЭИ, 2009);
Молодежном иннова ционном форуме Приволжского федерального округа (УлГТУ, 2009);
VII школе семинаре молодых ученых и специалистов академика РАН В. Е. Алемасова «Про блемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении». (ИЦПЭ проблем энергетики Каз. НЦ РАН, 2010);
Международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их реше ния» (СГТУ, 2010);
4-й Всероссийской научно-технической конференции аспи рантов, студентов и молодых ученых «Информатика и вычислительная техника».
(УлГТУ, 2012);
заседаниях постоянно действующего семинара научно исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (УлГТУ, 2008-2012 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликованы 58 печатных работ, в том числе 1 монография, 4 статьи в журналах из перечня ВАК Минобрнауки России, 2 полных текстов докладов, тезисы 5 докладов, 27 изобретений, 1 свидетельство на регистрацию программы для ЭВМ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, за ключения, списка литературы из 158 наименований. Она изложена на 128 страни цах, содержит 36 рисунков и 14 таблиц.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность диссертации, сформулированы задачи исследования, защищаемые положения, дано описание структуры диссертации.
В первой главе выполнен анализ существующих проблем эксплуатации теп лообменного оборудования. Рассмотрены основные факторы, влияющие на на дежность и экономичность работы теплообменных аппаратов, а так же методы их подавления, поставлены задачи исследования. Показано, что одной из основных причин снижения надежности и экономичности теплообменников является при сутствие в паровом пространстве и конденсате неконденсирующихся газов.
Вторая глава посвящена исследованию технологий отвода паровоздушной смеси (ПВС) из регенеративных подогревателей и их влиянию на энергетическую эффективность паротурбинной установки Т-110/120-130.
Дана количественная оценка влияния технологии каскадного отвода парога зовой смеси из регенеративных подогревателей на энергетическую эффектив ность ТЭЦ. Оценка тепловой экономичности проведена по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении тф, кВтч/м3, получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды. Годовые потери топли ва, В, т/год определялись по формуле D ПВС i ПВС D i i i пв кi n i 1 (i 0 ii ) эм, i В b Т (1) э ii 2 i регi i пв i где iпв – энтальпия питательной воды, кДж/кг;
iкi – энтальпия конденсата грею щего пара после регенеративного подогревателя, кДж/кг;
i э – энтальпия услов регi ного эквивалентного регенеративного отбора, заменяющего все действительные регенеративные отборы, паром которых подогревается конденсат i-го отбора, кДж/кг;
Di – количество пара, отпускаемого из отбора на подогреватель, кг/ч;
i0 – энтальпия острого пара, кДж/кг;
ii – энтальпия пара i-го отбора, кДж/кг;
эм – электромеханический КПД турбогенератора;
D ПВС, i ПВС – расход (кг/ч) и энталь i 1 i пия (кДж/кг) ПВС отводимой из вышестоящего подогревателя;
b – разность удельных расходов условного топлива по конденсационному и теплофикацион ному циклам, т/кВт;
Т – количество часов работы турбоустановки в год, ч/год.
Расчеты показали, что перерасход условного топлива за счет использования каскадного отвода ПВС может достигать 200 т/год, при работе турбоустановки Т-110/120-130 свыше 4000 ч/год.
Предложены схемы отвода ПВС при помощи многоступенчатых эжекторов (рис. 1 а) и одноступенчатых эжекторов (рис. 1 б). Эжектор увеличивает скорость отвода паровоздушной смеси, тем самым интенсифицируется процесс теплообме на в регенеративных подогревателях, снижается уровень растворенного кислоро да в конденсате пара подогревателей.
В схеме, показанной на рис. 1 а используется многоступенчатый эжектор, в котором в качестве рабочей среды для эжектора нижестоящего регенеративного подогревателя используется ПВС отводимая из вышестоящего подогревателя по ходу основного конденсата турбоустановки.
В схеме, представленной на рис. 1 б теплота ПВС в охладителе эжектора от водится исходной обессоленной воде, а конденсат смеси – под давлением в ваку умный деаэратор, что позволяет регенерировать теплоту.
По сравнению со стандартным каскадным отводом предложенное решение (рис. 1 б), имеет следующие отличия: паровоздушная смесь отводится от регенера тивных подогревателей эжектором в охладитель эжектора, где охлаждается до кон денсации исходной обессоленной водой, передавая ей ранее терявшуюся в конден саторе теплоту Q э, МВт, однако несколько снижается мощность N ПИВ, кВт, развиваемая паром отбора подогревателя исходной воды из-за подогрева воды пе ред подогревателем исходной воды в охладителе эжектора.
а б Рис. 1. Способы отвода ПВС из регенеративных подогревателей при помощи эжекторов: 1 – котел;
2 – паровая турбин с регенеративными отборами;
3 – конденсатор. Для схемы а): 4 – тру бопровод основного конденсата турбины;
5 – конденсатный насос;
6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 – регенера тивные подогреватели;
13, 14, 15, 16, 17, 18, 19 – индивидуальные эжекторы. Для схемы б): 4 – трубопровод отвода смеси;
5 – эжектор с охладителем;
6 – конденсатопровод с гидрозатвором;
7 – трубопровод исходной обессоленной воды;
8 – вакуумный деаэратор;
9 – насос;
10 – трубо провод добавочной питательной воды;
11 – подогреватель исходной воды (ПИВ) Расчет тепловой эффективности производился следующим образом. Темпе ратура химически очищенной воды, t ХОВ,°C, после охладителя эжектора опреде лялась по формуле DПВС L c t ПВС t G ХОВ t ХОВ t ХОВ к, (2) G ХОВ DПВС ХОВ где t 1 – температура химически очищенной воды перед охладителем эжектора, ПВС °C;
t к – температура конденсации паровоздушной смеси, °C;
D ПВС – количест во отводимой ПВС, кг/с;
L – удельная теплота парообразования воды, кДж/кг;
GХОВ – расход химически очищенной воды;
t – недогрев химически очищенной воды в охладителе эжектора, °C.
Снижение расхода пара на подогреватель исходной воды, D ПИВ, кг/с.
, G ХОВ с t 3 t ХОВ ХОВ D ПИВ (3) i3 i к ПИВ ХОВ где t 3 – температура химически очищенной воды после подогревателя исход ной воды, °C;
t ХОВ – температура химически очищенной воды перед подогрева телем исходной воды, °C;
i 3 – энтальпия пара отбора ПИВ, кДж/кг;
i к – энталь ПИВ пия конденсата ПИВ, кДж/кг.
Снижение мощности NПИВ, кВт, на тепловом потреблении определяется как G ХОВ с G ХОВ t 3 t ХОВ ХОВ D ПВС t 3 L c t ПВС t ХОВ к N ПИВ k рег (i 0 i ПИВ ) эм,(4) i G iк ХОВ D ПВС 3 ПИВ где kрег – коэффициент, учитывающий регенеративный подогрев конденсата пара от боров турбины.
Экономия условного топлива B Э, т/год, по сравнению со стандартной схе мой с каскадным отводом за расчетный период Т составит В э 3600 Q э b тт N ПИВ b T 10 3, (5) где b тт – расход условного топлива на выработку 1 МДж тепловой энергии, кг/МДж;
Q э – теплота конденсации ПВС, МДж/с.
На рис. 2 представлена диаграмма зависимости экономии условного топлива при использовании способа отвода паровоздушной смеси (рис. 1 б) вместо кас кадного отвода от числа часов работы турбины и количества отводимой из подог ревателей смеси. Обеспечить расчетные параметры способа отвода паровоздуш ной смеси рис. 1 б. может, например, пароструйный эжектор ЭПУ-0,9-900-I с поверхностными охладителями типа ЭПУ (разработка и производство ЗАО УТЗ) или его модификации.
Произведена технико-экономическая оценка предлагаемых решений методом ЧДД, и установлено, что выгоднее использовать одноступенчатый эжектор. При мерная стоимость эжектора ЭПУ-0,9-900-I с охладителем около 0,7-1 млн руб., поэтому схему отвода ПВС рис. 1 б целесообразно использовать при условиях, что турбоустановка работает в расчетном теплофикационном режиме не менее ч/год, а расход смеси, отводимой из регенеративных подогревателей составляет бо лее 400 кг/ч.
D=594 кг/ч 475, 356, В, т/год 237, 40 118, 1000 2000 3000 4000 Т, ч/год Рис. 2. Диаграмма зависимости экономии условного топлива на котел (В, т/год) при ис пользовании схемы рис. 1.б от числа часов работы турбины (Т, ч/год) и количества отводимой из подогревателей ПВС (Dпвс) При данных параметрах срок окупаемости составляет около 4–5 лет.
В третьей главе представлена разработанная технология мониторинга гер метичности вакуумных систем при помощи стационарных и портативных кисло родомеров (рис. 3).
Рис. 3. Схема оперативного прибор ного контроля мест присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки: 1 – паровая турбина;
2 – конденсатор;
3 – трубопровод основного конденсата тур бины;
4, 5, 6, 7 – насосы;
8 – регенератив ные подогреватели низкого давления;
9 – датчики кислородомера;
10 – подогрева тель исходной воды;
11 – вакуумный де аэратор;
12 – теплосеть;
13, 14 – верхний и нижний сетевые подогреватели Важным элементом системы мониторинга является отображение информа ции о значениях растворенного в конденсатных потоках кислорода и разницы ме жду ними в режиме реального времени, что позволяет персоналу станции опера тивно реагировать на возникающие присосы.
Количество присосов воздуха Dвозд, г/ч, на участке с одинаковым расходом кон денсата можно определить по показаниям кислородомеров следующим образом:
D возд 4,76 (с с р ) G к 10 6, (6) где с – разность концентраций растворенного кислорода по показаниям кислоро домера в точках замеров, с с1 с 2, мкг/дм3;
Gк – расход конденсата на участке, дм3/ч;
4,76 – коэффициент, учитывающий процентное содержание кислорода в воз духе;
с р – концентрация кислорода, прореагировавшего на участке, мкг/дм3. Графи чески взаимосвязь показаний кислородомера и количества 70 присасываемого на данном участке воздуха показана на рис. 4.
D возд, г/ч 20 Рис. 4. Взаимосвязь показа ний кислородомера (с, мкг/дм3), 60 количества присасываемого возду (с ср ), ха на данном участке (Dвозд, г/ч) и 20 60 80 расхода конденсата на участке мкг/дм 100 (Gк, т/ч) Gк, т/ч Если имеет место смешение потоков конденсата (рис. 5) то формулу (6) для определения присосов воздуха на участке 1 можно представить в виде:
D возд 4,76 с1 с р G 2 G 3 с 2 G 2 с 3 G 3 106. (7) Даны рекомендации по внедрению технологии мониторинга на Ульяновской ТЭЦ-1. На реализацию технологий приборного контроля на одну турбоустановку Т-100/120-130 Ульяновской ТЭЦ-1 требуется около 0,2 млн руб. Технология обеспечивает прежде всего надежность работы станции, кроме того она позволяет предотвратить снижение выработки электроэнергии от ухудшения вакуума из-за подсосов воздуха в вакуумную систему турбо c2;
G установок и ухудшение теплообмена из-за на личия в паровом пространстве теплообменного c3;
G c1;
(G2+G3) оборудования неконденсирующихся газов.
1 Проведен технико-экономический расчет Рис. 5. Схема смешения потоков к предложенного решения, который показал, что срок окупаемости составляет от 1 года до 5 лет формуле (7) в зависимости от режима эксплуатации оборудования.
В диссертации рассматривается возможность использования разработанных технологий по поиску неплотностей вакуумной системы методом опрессовки конденсационной установки паром с соблюдением заводских норм по допусти мым значениям давления и температуры в конденсаторе и выхлопе турбины. Для повышения точности и оперативности отыскания неплотностей рекомендовано использовать тепловизор с фото и видеосъемкой.
Так, на рис. 6 представлена схема, поясняющая способ контроля герметично сти вакуумных систем турбоустановок, особенность которого заключается в том, что в качестве опрессовочной среды в конденсатор направляют пар с избыточным давлением 0,05-0,2 кгс/см2, а периодический контроль герметичности вакуумных систем турбоустановок выполняют по местам истечения пара через неплотности конденсатора.
Рис. 6. Опрессовка вакуумной сис темы турбоустановки паром отбора сосед ней турбины для выявления неплотностей:
1 – котел;
2, 7 – турбина;
3 – конденсатор;
4 – трубопровод основного конденсата турбины;
5 – конденсатный насос;
6 – пя тый регенеративный отбор турбины По сравнению с традиционными способами опрессовки конденсатора водой и сжатым воздухов, рассмотренный способ (рис. 6) имеет следующие преимуще ства: схема монтируется один раз и не требует дополнительного оборудования;
отсутствуют затраты на электроэнергию, на привод компрессора, отсутствует опасность развития коррозионных процессов из-за растворения кислорода в опрессовочной воде.
В четвертой главе рассмотрена проблема отводы теплоты от охладителей основных эжекторов, эжекторов уплотнений и сальникового подогревателя в ре жимах с малыми пропусками пара в конденсатор и пути решения этой проблемы.
В таких режимах наблюдаются существенные потери теплоты в конденсаторе с рециркуляцией конденсата через эти теплообменники.
Произведена оценка энергетической эффективности технических решений по регенерации потоков теплоты от охладителей эжекторов, уплотнений турбины и сальникового подогревателя, предложенных А. Г. Шемпелевым, проф. В. В. Кули чихиным, а так же нами в НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ.
Решение, разработанное в НИЛ «ТЭСУ» реализовано в схеме на рис. 7, его основной особенностью является использование в качестве холодного агента для сальникового подогревателя, охладителей основных эжекторов, эжекторов уплот нений исходной химически очищенной воды, подаваемой после подогревателей в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды.
Оценка тепловой экономичности технологий утилизации сбросной теплоты конденсата рециркуляции проведена по величине удельной выработки электро энергии на тепловом потреблении тф, кВтч/м3, получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды.
Рис. 7. Схема охлаждения теп лообменников исходной водой (НИЛ ТЭСУ УлГТУ): 1 – конденсатор;
2 – охладитель основного эжектора;
3 – охладитель эжектора уплотнений;
4 – сальниковый подогреватель;
5 – трубо провод исходной воды По сравнению со стандартной схемой с рециркуляцией конденсата разработан ное нами решение имеет следующие отличия:
1. Отключена рециркуляция основного конденсата через ОЭ, ОУ и СП, т.е.
рец снижены затраты электроэнергии на привод конденсатного насоса ( N кн, кВт).
2. Теплота, отводимая от ОЭ, ОУ и СП ( Q ТЭСУ, МДж/с), отдается исходной охл воде и далее с деаэрированной добавочной питательной водой направляется в систему регенерации турбины.
3. Снижается мощность, развиваемая на тепловом потреблении из-за исклю чения из схемы подогревателя исходной воды ( N ТЭСУ, кВт), а так же снижения ПИВ расхода греющего агента (пара 6-ого отбора) на ДВ ( N ТЭСУ, кВт).
ДВ 4. Дополнительно увеличивается мощность, развиваемая на тепловом по треблении за счет снижения температуры основного конденсата ( N ТЭСУ, кВт).
кон 5. Снижается расход пара из-за внесения в конденсатно-питательный тракт дополнительной теплоты ( D ТЭСУ, кг/с) и, как следствие, уменьшается расход то тф плива на котел ( В ТЭСУ, кг/ч).
тф Экономия условного топлива В ТЭСУ, т/год, по сравнению со стандартной э схемой за расчетный период:
В ТЭСУ ( N кн b экв Q ТЭСУ b тт В ТЭСУ рец э охл тф, (8) b) T N ТЭСУ N ТЭСУ N ТЭСУ ПИВ ДВ кон где b экв – средний по ТЭЦ удельный расход топлива на выработку электроэнер гии, кг/(кВт·ч);
b тт – расход условного топлива на выработку 1 МДж тепловой энергии, кг/МДж;
b – разность удельных расходов условного топлива на кон денсационную и теплофикационную выработку, кг/(кВт·ч);
T – расчетный период работы турбоустановки в теплофикационном режиме, ч/год.
Из расчета, выполненного для условий г. Ульяновска, следует, что В ТЭСУ = 548,27 т/год. Итоговые данные по расчету сведены в табл. 1, схемы сопос э тавляются со стандартной схемой работы турбоустановки Т-100/120-130 в теплофи кационном режиме за расчетный период, который для условий г. Ульяновска со ставляет 2420 ч/год. Наибольшая энергетическая эффективность в режимах работы теплофикационных турбин с полностью загруженными отборами пара и минималь ными пропусками пара в конденсатор достигается при отводе теплоты от охладите лей эжекторов, уплотнений турбины и сальникового подогревателя к исходной воде, подаваемой в деаэратор добавочной питательной воды.
Таблица 1. Сравнение экономичности рассмотренных технологий Показатели А. Г.Шемпелев В.В.Куличихин М.А.Маликов Дополнительное количество полезно используемой теплоты от охладителей, 1189 1927,77 2411, кДж/с Снижение электрической мощности, развиваемой на тепловом потреблении, 573,26 913,38 760, кВт Уменьшение расхода топлива на котел за счет снижения количества пара, от- 24,59 19,66 86, пускаемого на турбину, кг/ч Экономия условного топлива, т/год 115,54 130,22 548, Годовая экономия в денежном выраже 0,37 0,41 1, нии, млн. руб./год В расчетах при сопоставлении схем не учитываются капитальные затраты на организацию схем, так как реализация любой из представленных схем подразуме вает примерно одинаковый стандартный набор монтажных операций, который может быть выполнен персоналом станции.
Для качественного представления результатов исследования и возможности изменения исходных данных с мгновенным пересчетом эффективности рассмат риваемых решений создан программный продукт, алгоритм работы которого представлен на рис. 8.
Первая версия программы производит расчет для модификаций тепловой схемы турбоустановки Т-100-120/130, по умолчанию введены параметры одного из режимов работы турбоустановки с полностью загруженными отопительными отборами и минимальными пропусками пара в конденсатор.
Выбор и расчет одной из Ввод исходных данных схем 1. Удельный расход топлива на выработку 1. Схема А. Г. Шемпелева.
тепло- и электроэнергии. 2. Схема В. В. Куличихина.
2. Расход и параметры теплоносителей. 3. Схема НИЛ ТЭСУ.
3. КПД турбоустановки, котлоагрегата.
4. Расчетный период работы турбоустановки.
Вывод полученных данных 1. Изменение расхода пара i-ого отбора.
2. Изменение мощности, вырабатываемой на i-ом отборе.
3. Изменение расхода пара на турбину.
4. Изменение расхода топлива на котел.
5. Набор стандартных величин.
6. Экономия топлива по сравнению с заводской схемой.
7. Суммарное изменение расхода условного топлива.
Рис. 8. Алгоритм работы программного продукта «Расчет энергетической эффективности регенерации потоков теплоты в режимах работы теплофикационной турбоустановки с малыми пропусками пара в конденсатор» ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 1. Проанализированы основные причины неэффективной работы теплообменно го оборудования турбоустановок ТЭЦ, а также способы и методы их устранения.
2. Разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие повы сить надежность и экономичность теплообменного оборудования турбоустановок ТЭЦ:
2.1. Технологии мониторинга герметичности вакуумной системы турбоуста новки, позволяющие осуществлять непрерывный контроль и обнаружение мест присосов воздуха как приборными, так и бесприборными способами. Разработа ны рекомендации для Ульяновской ТЭЦ-1 по применению системы мониторинга герметичности вакуумных систем турбоустановок, подобраны приборы электро химического контроля, произведен технико-экономический расчет, выполнена опытная проверка, доказавшая применимость предлагаемых решений.
2.2. Технологии отвода парогазовой смеси с утилизацией теплоты из парово дяных подогревателей при помощи эжекторов.
2.3. Энергосберегающая технология регенерации теплоты от сальникового подогревателя, охладителей эжекторов и уплотнений в режиме работы теплофи кационной турбины с малыми пропусками пара в конденсатор. Установлено, что наиболее экономичной является технология, предусматривающая использование для охлаждения рассматриваемых теплообменных аппаратов исходной воды, по даваемой в деаэратор добавочной питательной воды.
3. Выполнено сравнение энергетической эффективности предлагаемых реше ний с известными аналогами, в том числе при помощи авторского программного продукта. Результаты расчетов показывают, что внедрение разработанных техноло гий на турбоустановке Т-100/120-130, работающей не менее 3000 ч/год, позволяет снизить расход условного топлива на 700 т/год.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
Монография 1. Шарапов, В. И. Повышение эффективности работы теплообменного обору дования турбоустановок ТЭЦ / В. И. Шарапов, М. А. Маликов. – Ульяновск :
УлГТУ, 2012. – 239 с.
Статьи в журналахиз перечня ВАК Минобрнауки России:
2. Шарапов, В. И. Технологии регенерации потоков теплоты в теплофикацион ных турбоустановках при малых пропусках пара в конденсатор / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Промышленная энергетика. 2012. – № 9. – С. 29-31.
3. Шарапов, В. И. Совершенствование режимов работы теплообменного обору дования конденсатно-питательного тракта ТЭЦ / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Труды Академэнерго. 2012. – № 3. – С. 37-55.
4. Шарапов, В. И. Технология оперативного контроля герметичности вакуум ных систем турбоустановок / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Надежность и безо пасность энергетики. 2012. – № 2(17). – С. 64-67.
5. Шарапов, В. И. Влияние отвода неконденсирующихся газов из подогревате лей на энергетическую эффективность паротурбинных установок / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Проблемы энергетики. Известия вузов. – 2007. – № 5-6. – С. 10-19.
Изобретения и свидетельства 6. Патент № 2319128 (Россия). МПК F 01 D 11/00, G 01 М 3/00. Способ контро ля герметичности вакуумных систем турбоустановок / Шарапов В. И., Мали ков М. А.;
заявитель и патентообладатель Ульян. гос. техн. ун-т. – № 2006133058/28;
заявл. 14.09.2006;
опубл. 10.03.2008, Бюл. № 7.
7. Патент № 2324825 (Россия). МПК F 01 К 17/02. Тепловая электрическая станция / Шарапов В. И., Маликов М. А.;
заявитель и патентообладатель Ульян. гос.
техн. ун-т. – № 2006133059/06;
заявл. 14.09.2006;
опубл. 20.05.2008, Бюл. № 14.
8. Патент № 2327878 (Россия). МПК F 01 К 17/02. Способ контроля герметич ности вакуумных систем турбоустановок / Шарапов В. И., Маликов М. А. ;
заявитель и патентообладатель Ульян. гос. техн. ун-т. – № 2006133053/06;
заявл. 14.09.2006;
опубл. 27.06.2008, Бюл. № 18.
9. Патент № 2324824 (Россия). МПК F 01 К 17/02. Способ контроля герметич ности вакуумных систем турбоустановок / Шарапов В. И., Маликов М. А.;
заявитель и патентообладатель Ульян. гос. техн. ун-т. – № 2006133056/06;
заявл. 14.09.2006;
опубл. 20.05.2008, Бюл. № 14.
10. Патент № 2327045 (Россия). МПК F 01 К 13/00. Тепловая электрическая станция / Шарапов В. И., Макарова Е. В., Маликов М. А.;
заявитель и патентообла датель Ульян. гос. техн. ун-т. – № 2006128018/06;
заявл. 01.08.2006;
опубл.
10.02.2008, Бюл. № 17.
11. Патент № 2298659 (Россия). МПК F 01 К 13/00, G 01 N 27/02. Тепловая электрическая станция / Шарапов В. И., Макарова Е. В., Маликов М. А.;
заявитель и патентообладатель Ульян. гос. техн. ун-т. – № 2006100465/06;
заявл. 10.01.2006;
опубл. 10.05.2007, Бюл. № 13.
12. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012617247 (Россия). Расчет энергетической эффективности регенерации потоков теплоты в режимах работы теплофикационной турбоустановки с малыми пропуска ми пара в конденсатор / Шарапов В. И., Маликов М. А.;
заявитель и правообладатель Ульян. гос. техн. ун-т. – № 2012615367;
заявл. 26.06.2012;
опубл. 13.08.2012, Реестр программ для ЭВМ.
Прочие публикации 13. Маликов, М. А. Влияние неконденсирующихся газов в теплообменных аппа ратах на энергетическую эффективность паротурбинных установок / М. А. Маликов.
Теплоэнергетика и теплоснабжение: Сборник научных трудов НИЛ «Теплоэнергети ческие системы и установки» УлГТУ. Выпуск 9. – Ульяновск: УлГТУ, 2012. – С. 146-165.
Автореферат МАЛИКОВ Михаил Александрович Повышение эффективности ТЭЦ путем совершенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок Подписано в печать 30.01.2012. Формат 6084/16.
Усл. п. л. 0,93. Тираж 100 экз. Заказ 100.
Типография УлГТУ. 432027, г. Ульяновск, ул. Сев. Венец, 32.