Совершенствование технологий обеспечения пиковой тепловой мощности тэц

На правах рукописи

ОРЛОВ МИХАИЛ ЕВГЕНЬЕВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПИКОВОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ ТЭЦ Специальность: 05.14.14 – тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань 2002

Работа выполнена в научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергети ческие системы и установки» Ульяновского государственного технического университета

Научный консультант:

доктор технических наук, профессор Шарапов В.И.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Кудинов А.А.

доктор технических наук, профессор Зиганшин Г.З.

Ведущая организация: Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт

Защита состоится " " 2002 г. в часов на заседании диссертаци онного совета Д-212.082.02 при Казанском государственном энергетическом университете по адресу: г. Казань, ул. Красносельская, д. 51, ауд. Б-214.

Отзывы (в двух экземплярах, заверенных печатью) просим отсылать по адресу:

420066, г. Казань, ул. Красносельская, д. 51, Ученый Совет КГЭУ, факс: (8432) 43-90-24.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан " " 2002 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент Конахина И.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Обеспечение заданной тепловой нагрузки является важнейшей задачей надежного и качественного теплоснабжения. Особенно остро этот вопрос встает при низких температурах наружного воздуха, когда основное (базовое) теплофикационное обору дование ТЭЦ не может развить достаточную тепловую мощность. Для покрытия пиков теп ловой нагрузки предназначены пиковые (сверхбазовые) источники теплоты, которые могут находиться как в составе оборудования ТЭЦ, так и в пиковых котельных района теплоснаб жения. Однако в большинстве систем теплоснабжения работа пиковых теплоисточников не достаточно надежна и экономична. Пониженная надежность работы источников пиковой те пловой мощности (ПТМ) связана с высоким температурным режимом, периодичностью их работы и аварийными ситуациями, возникающими из-за пережога поверхностей нагрева во догрейных котлов или заноса труб пиковых сетевых подогревателей различными отложе ниями, а также наружной и внутренней коррозии оборудования. Причинами, снижающими экономичность пиковых теплоисточников, являются низкий КПД водогрейных котлов, большие по сравнению с основными источниками расходы топлива и потери теплоты, ис пользование высокопотенциального пара в пиковых сетевых подогревателях, значительные затраты на водоподготовку и частый ремонт оборудования. Во многом трудности обеспече ния пиковой тепловой мощности объясняются недостаточной научно-технической проработ кой вопросов выбора, проектирования и эксплуатации источников ПТМ.

В настоящей диссертации обобщены выполненные автором разработки по повышению надежности и экономичности источников ПТМ.

Работа выполнялась в рамках программы Министерства образования РФ «Научные ис следования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», подпрограм мы «Топливо и энергетика», «Архитектура и строительство».

Целью работы является совершенствование схем и технологий работы источников ПТМ, находящихся в составе оборудования ТЭЦ и пиковых котельных района теплоснабже ния. Для достижения поставленной цели в диссертации решены следующие задачи:

- проанализированы основные причины неэффективной работы источников ПТМ;

- сформулирован новый подход к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем те плоснабжения;

- в рамках нового подхода разработан комплекс технических решений, позволяющих повы сить эффективность обеспечения пиковой тепловой мощности тепловых электростанций;

- выполнен анализ влияния технологий обеспечения пиковой тепловой мощности на спосо бы подготовки подпиточной воды теплосети;

- экспериментально исследована система декарбонизатор-деаэратор, входящая в состав во доподготовительной установки пиковой водогрейной котельной, и получены многофак торные модели процессов дегазации подпиточной воды теплосети;

- определены возможности использования избытков пара производственных отборов тур бин для обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ;

- выполнен эксергетический анализ теплоприготовительных установок ТЭЦ;

- выполнен сравнительный технико-экономический анализ способов обеспечения пиковой тепловой мощности тепловых электростанций.

Основные методы научных исследований. В работе использованы методы вычисли тельной математики, активного многофакторного эксперимента, теории теплообмена, общей химии и физики, методы технико-экономических расчетов в энергетике, эксергетический ме тод термодинамического анализа энергоустановок, эвристические методы поиска новых тех нических решений. Для расчетов и построения графических зависимостей использовались пакеты прикладных программ Microsoft Exel и MathCad.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Сформулирован новый подход к эффективности обеспечения ПТМ электростанций и систем теплоснабжения, в рамках которого разработаны новые технологии работы источни ков ПТМ.

2. Впервые в условиях работы пикового теплоисточника с пониженными температурами теплоносителей экспериментально исследованы процессы дегазации подпиточной воды теплосети с учетом влияния на массообменную эффективность расхода и температуры исходной воды и расхода воздуха, подаваемого в декарбонизатор.

3. Впервые предложен графо-аналитический метод расчета, который позволяет опреде лить путем наложения графиков технологической и коммунально-бытовой нагрузок ТЭЦ ко личество избыточного пара производственных отборов турбин, используемого для обеспече ния ПТМ, а также получена зависимость срока окупаемости противодавленческой турбины с пиковым сетевым подогревателем от числа часов работы в году.

Новизна созданных технических решений подтверждена 15-ю патентами на изобрете ния.

Достоверность результатов работы обусловлена применением современных методов теоретических и экспериментальных исследований, проведением эксперимента в реальных промышленных условиях, сопоставимостью полученных данных с другими источниками, практической проверкой предложенных решений на действующих теплоэнергетических предприятиях, патентной чистотой разработанных технических решений.

Практическая ценность работы. Обоснованные в работе предложения и разработан ные технические решения позволяют добиться надежной и качественной работы источников ПТМ в современных экономических условиях. Результаты работы могут использоваться экс плуатационными и проектными организациями при выборе способов обеспечения пиковой тепловой нагрузки, схем и режимов включения источников ПТМ в тепловую схему ТЭЦ и котельных, при определении потерь теплоты с уходящими продуктами сгорания пиковых котлов, при выборе технологий противокоррозионной и противонакипной обработки воды для пиковых теплоисточников.

Реализация результатов работы. Рекомендации по выбору режимов работы водопод готовительного оборудования в зависимости от температурного режима пиковых теплоис точников использованы на Ульяновской ТЭЦ-3. Способ обеспечения пиковой тепловой мощности с параллельным включением пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей и технология подпитки замкнутого контура водогрейных котлов питательной водой энергетических котлов применены на Саратовской ТЭЦ-5.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Новый подход к эффективности обеспечения ПТМ и разработанные в рамках этого подхода технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения.

2. Рекомендации по выбору технологий водоподготовки в зависимости от типа и схемы включения источника ПТМ.

3. Регрессионные модели работы водоподготовительного оборудования пиковой водо грейной котельной.

4. Методы энергосбережения в пиковых теплоисточниках.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы представлены на:

Российском национальном симпозиуме по энергетике (КГЭУ, 2001), Всероссийской конфе ренции «Проблемы сертификации и управления качеством» (УлГТУ, 1998), 31-33-й СНТК УлГТУ (1997-1999 г.), V-й Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (МЭИ, 1999), 32-36-й НТК УлГТУ (1998-2002 г.), IX-й и X-й Международных научно-технических конференциях «Бенардосовские чтения» (ИГЭУ, 1999, 2001), Научно-технической конференции «Инженер ные проблемы совершенствования тепло- и электроэнергетических установок коммунального хозяйства» (УлГТУ, 1999), на 2-й и 3-й Российской НТК «Энергосбережение в городском хо зяйстве, энергетике, промышленности» (УлГТУ, 2000, 2001), на заседаниях постоянно дейст вующего научного семинара научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (Ульяновск, 1998-2002 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 43 печатных работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключе ния, списка литературы из 166 наименований и приложений, изложенных на 245 страницах машинописного текста, содержит 57 иллюстраций, 9 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель иссле дования, защищаемые положения, дано описание структуры диссертации.

В первой главе выполнен критический обзор литературы по существующим техноло гиям обеспечения ПТМ, основному и вспомогательному оборудованию пиковых теплоис точников, схемам и режимам их работы. Показано, что при эксплуатации источников ПТМ возникает целый ряд затруднений, основные из которых связаны с пониженной экономично стью, недостаточной надежностью пиковых водогрейных котлов и пиковых сетевых подог ревателей, нерациональными режимами эксплуатации основного и вспомогательного обору дования. Анализ нерешённых проблем в сфере технологий обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения позволил сформулировать основную цель и задачи исследований.

Во второй главе «Разработка нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения» выявлены и проанализированы причины неэффективной работы пиковых теплоисточников. Установлено, что по стране перерасход условного топлива пиковыми водогрейными котлами из-за потерь теплоты с уходящими газами составляет ог ромную величину (около 2,3 млн. т/год), а перерасход электроэнергии на преодоление допол нительного гидравлического сопротивления, возникающего из-за наличия накипи в поверх ностях нагрева, составляет 64,6 млн. кВтч в год.

В результате оценки современного состояния источников ПТМ определены основные направления совершенствования технологий их работы и обоснована необходимость нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения. Сформу лированы базовые принципы нового подхода:

1. Существенное повышение экономичности источников ПТМ путём: а) снижения темпе ратуры уходящих газов водогрейных котлов хотя бы до уровня энергетических котлов при работе на мазуте и глубокое охлаждение уходящих газов при работе на природном газе;

б) дополнения пиковых водогрейных котлов газотурбинными установками малой мощности и дополнение паровых котлов, используемых в качестве пиковых источников, паровыми тур бинами малой мощности с противодавлением;

в) совершенствования технологий регулиро вания тепловой нагрузки ТЭЦ и создания технологий работы пиковых теплоисточников для низкотемпературного теплоснабжения, позволяющего полнее использовать преимущества теплофикации;

г) повышения коэффициента теплофикации и термодинамической эффектив ности действующих ТЭЦ за счет применения технологий, обеспечивающих рациональное использование отборов турбин при покрытии пиковой тепловой нагрузки;

д) разработки тех нологий работы источников ПТМ, обеспечивающих снижение энергозатрат на собственные нужды;

е) существенного снижения капитальных и эксплуатационных затрат на обработку подпиточной воды теплосети.

2. Радикальное повышение надежности источников ПТМ путем: а) применения низко температурных режимов работы оборудования;

б) расширения использования пиковых сете вых подогревателей и сокращения использования водогрейных котлов на ТЭЦ;

в) повышения качества противокоррозионной обработки подпиточной воды теплосети.

В третьей главе «Исследование и совершенствование технологий подготовки подпи точной воды для источников ПТМ» проведен технико-экономический анализ различных спо собов термической деаэрации в пиковых теплоисточниках ТЭЦ. В качестве критерия при сравнении тепловой экономичности теплофикационных установок с деаэраторами принята величина мощности Nтф турбоустановки, развиваемой на тепловом потреблении за счет отбо ров пара на подогрев теплоносителей, подаваемых в деаэратор N тф = D отб ( i0 iотб ) эм, (1) где Dотб - расход пара в отборах турбины, кг/с;

io, iотб – энтальпии свежего и отбираемого из турбины пара, кДж/кг;

эм – электромеханический КПД турбогенератора.

Для более полной оценки влияния типа деаэратора на тепловую экономичность паро турбинной установки учтена мощность Nрег, кВт, вырабатываемая на тепловом потреблении за счет регенеративного подогрева конденсата пароводяных подогревателей исходной воды.

Определение Nрег производилось с помощью введения в схему условных эквивалентных ре генеративных отборов, идея которых предложена профессорами Е.Я. Соколовым и З.Ф. Немцевым.

Расчет суммы (Nтф +Nрег) произведен для установок с деаэраторами атмосферного (ДА), вакуумного (ДВ) типов и деаэраторами повышенного давления (ДП). Установлено, что, при менительно к ТЭЦ высокого давления с энтальпией пара i0=3495,98 кДж/кг, iотб=2721, кДж/кг, с энтальпией питательной воды iпв=992,27 кДж/кг, расходом и температурой деаэри рованной воды Gптс =111,1 кг/с, tптс=95°C, с КПД турбоустановки эм= 0,95, суммарная мощ ность (Nтф +Nрег), развиваемая на тепловом потреблении в установке с ДВ, на 985 кВт больше аналогичной мощности в установке с ДА и на 1288 кВт больше мощности в установке с ДП.

Увеличение мощности турбины, развиваемой на тепловом потреблении, приводит к сокра щению конденсационной мощности на ту же величину. При этом в установке с ДВ экономия топлива составит: по сравнению с ДА 2157 т условного топлива в год, а по сравнению с ДП 2820 т условного топлива в год. При цене условного топлива 2000 руб/т экономия составит соответственно 4,3 и 5,6 млн. рублей в год.

Проведено экспериментальное исследование действующей водоподготовительной уста новки на пиковой водогрейной котельной Ульяновской ТЭЦ-3 [12]. Главной особенностью проведенных исследований является пониженный температурный уровень процессов декар бонизации и деаэрации подпиточной воды теплосети.

Целью исследований было получение математических моделей (2)-(5) физико химических процессов, протекающих в установке:

Y1 = 3, 6 + 0,17 X 1 0,5 X 2 0,33 X 3 0,14 X 2 X 3 ;

(2) Y 2 = 7, 98 0, 02 X 1 + 0, 06 X + 0, 04 X 3 ;

(3) Y 3 = 164 + 51 X 1 61 X ;

(4) Y4 = 8,25 0,06 X 1 + 0,10 X 2 + 0,03 X 3 0,04 X 1 X 2. (5) Интервалы варьирования и обозначения факторов и целевых функций для уравнений (2)-(5) представлены в табл. 1.

Дисперсии воспроизводимости и адекватности в уравнениях (2)-(5) равны соответствен но 0,058 и 0,036;

0,00136 и 0,00118;

37,5 и 6,25;

0,0025 и 0,0001.

Табл. 1. Значения регулируемых факторов и целевых функций Показатель Регулируемые факторы Целевые функции для по- Расход ис- Температура Расход воз содержание растворенного О2 в деаэрированной воде, декарбонизированной во СО2 в декарбонизирован показатель рН деаэриро остаточное содержание строения ходной исходной духа на де уравнения воды воды карбонизатор показатель рН ной воде, мг/л ванной воды Dв, %Dвном tив, °С регрессии Gив,т/ч мкг/кг Базовый ды 380 13 уровень Хio Интервал 140 5 варьирова ния i Обозначе Х1 Х2 Х3 Y1 Y2 Y3 Y ние Для практического использования полученных математических моделей работы декар бонизаторов и вакуумных деаэраторов удобно пользоваться графической интерпретацией уравнений регрессии. На рис. 1 представлены такие графики, построенные по уравнениям (4) и (5).

Полученные математические модели работы установки для подготовки подпиточной воды теплосети позволяют оценить, до какого минимального технологически допустимого уровня можно снизить температуру обрабатываемой воды, а следовательно, и энергетические затраты на ее подогрев. Модели, описывающие эффективность десорбции диоксида углерода из подпиточной воды, позволяют также оценить, до какого технологически приемлемого уровня и при каких условиях можно снизить энергетические затраты на подачу воздуха в де карбонизатор.

tив.,°С Рис. 1. Зависимости остаточного содержания 4 О2 и показателя рН деаэрированной воды от расхо 20 да и температуры обрабатываемой воды при Dв = 5 100 % Dвном, построенные для характерных значе ост ост ний: 1 - СО2 =50 мкг/л;

2 - СО2 =100 мкг/л;

3 ост 3 - СО2 = 150 мкг/л;

4 - рН = 8,5;

5 - рН = 8,33;

8 6 - рН = 8, 450 Gив, т/ч 240 310 380 Для повышения эффективности вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети в пиковых районных котельных предложена новая технология организации потоков теплоно сителей [9,14], которая предусматривает включение вакуумного деаэратора в трубопровод рециркуляции, что позволяет повысить температурный режим процесса деаэрации и темпе ратуру деаэрированной воды (рис. 2). Кроме того, в котельной, работающей по предложенной технологии, на 7 % снижаются затраты электроэнергии на собственные нужды [6].

Рассмотрены особенности накипеобразования в пиковых водогрейных котлах и сетевых подогревателях, т.к. по условиям работы этого оборудования с температурами 130°С и выше необходима вода высокого качества. В результате расчетных исследований был сделан вывод о необходимости корректировки завышенных требований ПТЭ по показателям, определяю щим интенсивность накипеобразования для пиковых сетевых подогревателей, что позволит снизить затраты на водоподготовку и расширить возможности использования пиковых сете вых подогревателей.

tд.в., °С Рис. 2. Графики зависимостей температуры деаэрированной воды в новой схеме от темпера туры наружного воздуха при различных массовых расходах подпиточной воды: 1 - GП = 100;

2 - GП = 200;

3 - GП = 300 т/ч -10 -15 -20 -25 -30 -35°С tн, 10 5 0 - Значительную долю затрат при эксплуатации пиковых теплоисточников составляют за траты на противонакипную обработку подпиточной воды теплосети, поэтому особое внима ние уделено рассмотрению современных экологически безопасных технологий защиты от накипи (ультразвуковая и магнитная обработки, дозирование фосфонатов), позволяющих без применения дорогостоящего ионообменного умягчения обеспечить надежную работу пико вого теплоисточника и существенно снизить затраты на водоподготовку [1]. Удельные затра ты на противонакипную обработку 1 м3 подпиточной воды теплосети различными способами представлены на диаграмме (рис. 3).

У, 12, руб/м Рис. 3. Стоимость противонакипной 9, обработки 1 м3 подпиточной воды раз 10, личными способами: 1 - ультразвуковая обработка;

2 - магнитная обработка;

3 - декарбонизация, дозирование ИОМС;

8, 4 - подкисление, декарбонизация, подще 6,33 6, 5, лачивание;

5 - Н-катионирование, декар 6, бонизация, подщелачивание;

6 - подкис 4,12 ление, Na-катионирование, декарбониза 4,00 ция, подщелачивание;

7 - известкование с коагуляцией;

8 - известкование с коагу ляцией, подкисление;

9 - известкование с 2, коагуляцией, подкисление, Na-катиони 0,43 0, 0,20 0, рование 0, 1 2 3 4 5 6 7 8 На основании проведенных исследований разработаны технологии работы источников ПТМ [17-22], позволяющие применить упрощенные способы противонакипной обработки подпиточной воды теплосети, и сформулированы рекомендации по выбору способов водо подготовки в открытых и закрытых системах теплоснабжения в зависимости от максималь ной температуры нагрева сетевой воды и типа пикового теплоисточника.

В четвертой главе «Совершенствование технологий обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ» представлены основные направления совершенствования технологий обес печения пиковой нагрузки систем теплоснабжения, реализованные в новых технических ре шениях.

Решена проблема поиска приемлемых теплоносителей, которые можно нагревать ухо дящими газами пиковых водогрейных котлов и далее полезно использовать. С целью повы шения тепловой экономичности газифицированных пиковых водогрейных котельных и улучшения в них качества вакуумной деаэрации воды предложено использовать теплоту ухо дящих газов для подогрева различных потоков подпиточной воды в одном или двух поверх ностных теплообменниках, последовательно установленных в газоходах водогрейных котлов [10,26-28]. На рис. 4 показаны графики изменения расходов нагреваемых теплоносителей в зависимости от температуры и количества уходящих газов для пиковых водогрейных котлов различной производительности. Из графиков видно, что низкотемпературный теплоноситель выгоднее нагревать в подогревателе конденсационного типа с использованием теплоты кон денсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания.

Gв, т/ч исходная греющий вода агент Рис. 4. Расходы исходной воды и грею щего агента, подогреваемых соответственно с 5 до 35°С и с 70 до 100°С в поверхностных 300 подогревателях, в зависимости от температу 3 ры уходящих газов: 1 - для КВГМ-30, 2 - для КВГМ-50, 3 - для КВГМ-100, 4 - для 1 КВГМ- 180 tух.,°С 40 60 80 100 120 140 Сформулированы предложения по дополнению нормативного метода теплового расчета котельных агрегатов зависимостями, позволяющими учитывать количество и теплоту кон денсации водяных паров при определении потерь теплоты с уходящими газами q2. Расчеты показывают, что потери теплоты q2 в современных котлоагрегатах при отнесении их к низ шей теплоте сгорания и определении энтальпии без учета теплоты конденсации содержащих ся водяных паров составляют всего 7-9 %, а с учетом теплоты конденсации могут достигать 20-25 %.

При использовании теплоты уходящих газов увеличивается коэффициент использова ния топлива котельной установки. Применение подогревателей «сухого» теплообмена с пи ковыми водогрейными котлами позволяет повысить коэффициент использования топлива на 7 %, а конденсационных теплоутилизаторов – на 17 %.

Для снижения повреждаемости оборудования пиковых теплоисточников разработаны технологии низкотемпературного теплоснабжения. За счет понижения максимальной темпе ратуры нагрева теплоносителя до 100-110°С новые технологии позволяют повысить надеж ность источников ПТМ и шире использовать преимущества теплофикации. Для реализации этих положений разработаны новые схемы тепловых электростанций с параллельным вклю чением пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей (рис. 5) [17,20,25].

При разделении сетевой воды на параллельные потоки снижается гидравлическое со противление в оборудовании ТЭЦ, более полно используется тепловая мощность сетевых по догревателей турбин, а также водогрейных котлов за счет увеличения температурного пере пада на их входе и выходе до 40-50°С, а также увеличивается электрическая мощность ТЭЦ и возрастает абсолютная величина комбинированной выработки электрической энергии на ве личину Етф, кВтч, которую можно найти по формуле Е тф = D отб (i 0 i отб ) K r эм n, (6) где Dотб – разность расходов пара в отопительных отборах при обычном и низкотемпера турном теплоснабжении, кг/с;

io, iотб – энтальпии свежего и отбираемого из турбины пара, кДж/кг;

Кr – коэффициент, учитывающий увеличение мощности за счет регенеративного по догрева конденсата;

эм – электромеханический КПД турбогенератора;

n – число часов, когда обеспечивается прирост электрической мощности.

Рис. 5. Схема ТЭЦ с параллельным включением пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей: 1 - пико вый водогрейный котел;

2, 3 - подающий и 4 обратный трубопроводы теплосети;

4 - сете 5 вой насос;

5 - узел умягчения;

6 - теплофика ционная турбина;

7 -отопительные отборы пара;

8 - сетевые подогреватели;

9 - трубо провод подпиточной воды;

10 - вакуумный деаэратор;

11 - бак-аккумулятор 4 Расчеты для ТЭЦ тепловой мощностью 1240 МВт с тремя турбинами Т-100-130 и тремя водогрейными котлами КВГМ-180 показывают, что увеличение расхода пара в теплофикаци онных отборах увеличивает выработку электроэнергии на тепловом потреблении на 19, млн. кВтч в год. При этом на электростанции сэкономится до 4980 т условного топлива, что при стоимости условного топлива 2000 руб./т составит 9960 тыс. рублей в год.

На некоторых ТЭЦ и котельных пиковые водогрейные котлы работают на внутренний замкнутый контур, который подключен к трубопроводам теплосети через поверхностные во до-водяные теплообменники. Разделение системы теплоснабжения на два независимых кон тура (сетевой трубопровод и замкнутый контур водогрейных котлов) позволяет исключить попадание в тракт водогрейных котлов различных примесей из теплосети и снизить интен сивность накипеобразования в поверхностях нагрева котлов. Благодаря высокому качеству воды в замкнутом контуре появляется возможность существенно повысить надежность рабо ты водогрейных котлов. Для обеспечения требуемой температуры сетевой воды 150°С после водо-водяных теплообменников температура на выходе водогрейных котлов должна быть не ниже 160-180°С, т.е. для подпитки замкнутого контура необходима вода более высокого ка чества, чем подпиточная вода теплосети. С этой целью разработаны технологии подпитки замкнутого контура водогрейных котлов водой высокого качества из трубопровода основно го конденсата турбин [19,22] или добавочной питательной водой энергетических котлов [18,21], в то же время для подготовки подпиточной воды теплосети в двухконтурных схемах предложено применять более дешевые упрощенные технологии защиты от накипи, напри мер, ультразвуковую обработку или дозирование фосфонатов.

Для котельных, работающих по двухконтурной схеме и расположенных отдельно от ТЭЦ, разработано техническое решение, позволяющее исключить значительные утечки воды из замкнутого контура и обеспечить требуемый режим деаэрации за счет подогрева греющего агента вакуумного деаэратора в дополнительном теплообменнике, который включен в трубо проводы замкнутого контура [15,16].

Одним из способов повышения эффективности обеспечения пиковых тепловых нагру зок ТЭЦ является замена ненадежно работающих пиковых водогрейных котлов на пиковые сетевые подогреватели. Использование пиковых сетевых подогревателей, подключенных к паропроводу противодавления противодавленческой турбины, позволяет полезно использо вать потенциал отработавшего парового потока и повышает теплофикационную выработку электроэнергии [4].

Получена зависимость срока окупаемости капитальных вложений в противодавленче скую турбину Р-100-130/15 с тремя пиковыми сетевыми подогревателями ПСВ-500-14-23 от числа часов работы турбины представлена на рис. 6.

Ток, лет Рис. 6. Зависимость срока окупаемости 2 турбины Р-100-130/15 с пиковыми сетевыми подогревателями ПСВ-500-14-23 от числа ча сов работы за год n, ч 200 600 1000 1400 Расчеты показывают, что применение в качестве пикового теплоисточника противодав ленческой паровой турбины с пиковыми сетевыми подогревателями при количестве часов их работы свыше 1600 является экономически выгодным техническим решением, обеспечи вающим относительно быструю окупаемость капиталовложений, повышающим эффектив ность теплофикации, маневренность и надежность покрытия электрической и тепловой на грузки ТЭЦ.

На практике широко распространено мнение о том, что при наличии на ТЭЦ пико Qт вых водогрейных котлов нет необходимости в 1, других источниках ПТМ, например, в пико 3 вых сетевых подогревателях. В работе доказа тэц=0, но, что установка на ТЭЦ пиковых сетевых 0, 1 подогревателей с пиковыми водогрейными котлами может дать существенный экономи ческий эффект.

- 8 n10, ч 12345 67 Для определения возможности использо Qпр 1, вания избытков технологического пара в пи ковых сетевых подогревателях предложен графо-аналитический метод, сущность и но 0, визна которого заключаются в наложении графиков коммунально-бытовой и технологи 0 - 8 n10, ч ческой тепловых нагрузок ТЭЦ. На рис. 7 изо бражены графики коммунально-бытовой Рис. 7. Графики коммунально бытовой и технологической нагрузок (вверху) и технологической (внизу) нагрузок по продолжительности по продолжительности.

Совместный анализ этих графиков показывает, что за счет суточной и сезонной нерав номерности технологической нагрузки определенное количество теплоты, которое в течение отопительного сезона (около 5000 часов) могло быть отпущено потребителю, остается полностью неиспользованным. Количество неиспользованной теплоты на рис. 7 (внизу) вы ражено площадью 1-2-3, где линия 1-2 соответствует максимальной присоединенной произ водственной нагрузке, а линия 2-3 соответствует началу отопительного сезона. При наложе нии площади 1-2-3 на график коммунально-бытовой нагрузки (вверху) видно, что часть неиспользованного тепла может быть использована для целей теплофикации. На рис. (вверху) доля используемой теплоты технологического пара на теплофикационные нужды при тэц=0,5 соответствует площади 1-4-5 с двойной штриховкой.

С помощью графо-аналитического метода установлено, что на Ульяновской ТЭЦ- применение пиковых сетевых подогревателей, использующих избытки пара производствен ных отборов турбин, для обеспечения 149360 ГДж пиковой тепловой нагрузки позволяет сэ кономить около 3340 т условного топлива в год за счет увеличения выработки электроэнер гии на тепловом потреблении и перераспределения тепловых нагрузок [5].

С целью более эффективного использования избытков пара производственных отборов турбин, увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении и повышения на дежности и экономичности источников пиковой тепловой мощности разработана усовершен ствованная технология работы ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями [23,24]. Согласно этой технологии пиковая тепловая нагрузка полностью обеспечивается в пиковых сетевых подогревателях и дополнительном водо-водяном теплообменнике. Греющей средой в допол нительном теплообменнике является конденсат после пиковых сетевых подогревателей.

С помощью эксергетического метода анализа термодинамической эффективности про цессов произведено сравнение теплоприготовительных установок ТЭЦ с последовательным включением основных сетевых подогревателей и пикового водогрейного котла (традицион ная схема) и ТЭЦ с пиковым сетевым подогревателем и дополнительным водо-водяным теп лообменником, питаемым конденсатом пикового подогревателя [23,24], построены эксерге тические диаграммы данных установок (рис. 8).

Определен общий эксергетический КПД ех, %, теплоприготовительных установок общ по формуле Е Е пот ех = = общ, (7) Е Е где Е – сумма всех потоков эксергии, поступающих в систему, кДж/м3;

Е – сумма всех потоков эксергии, выходящих из системы, кДж/м3;

Епот – сумма потерь эксергии в системе, кДж/м3.

Рассчитанный по формуле (7) общий эксергетический КПД для теплоприготовительной установки ТЭЦ с традиционным последовательным включением основных сетевых подогре вателей и пиковых водогрейных котлов (рис. 8 а) на 31% меньше, чем для ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями и дополнительным водо-водяным теплообменником (рис. 8 б).

Такая существенная разница между эксергетическими КПД связана с большими потерями эксергии топлива в пиковом водогрейном котле (рис. 8 а). На ТЭЦ с пиковыми сетевыми по догревателями и дополнительным теплообменником большая часть эксергии топлива расхо дуется на получение пара в энергетических котлах и выработку электроэнергии в турбине, на подогрев сетевой воды затрачивается лишь эксергия потока отработавшего пара.

Выполненный эксергетический анализ теплоприготовительных установок ТЭЦ показал, что предложенная схема ТЭЦ с пиковым подогревателем и дополнительным теплообмени ком позволяет полнее использовать преимущества теплофикации и является более экономич ной, чем традиционная схема.

а) ех1 = 0, общ ех = 0, ех = 0, Э ПВК Е1 = 3,4 ОСП СВ Евх = 27, 84, 69, СВ Евых = 118, 250, ОСП Евых1 = 3, ОСП Евх1 = 53, 118, ПВК Е1 = 183, ех2 = 0, общ б) ех = 0, Э ех = 0, Е2 = 1,8 ех = 0, ОСП ДП ПСП СВ Евх = 27,6 СВ Евых = 118, 77, 64, 73, 73, 154, 130, ОСП Евых2 = 2,7 ДП Евых2 = 6, ОСП Евх2 = 48, ПСП Евх2 = 87, ДП ПСП Евх2 = Евых2 = 11, Рис. 8. Эксергетические диаграммы теплоприготовительных установок сетевой воды на ТЭЦ с последовательным включением основных сетевых подогревателей и пиковых водогрейных котлов (а) и на ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями и дополнительным водо-водяным теплообмен ником (б): 1 - основные сетевые подогреватели;

2 - пиковый водогрейный котел;

3 - дополнительный водо-водяной подогреватель;

4 - пиковый сетевой подогреватель (значения потоков эксергии на диа грамме указаны в МДж/м3) В результате проведенного технико-экономического анализа различных технологий обеспечения ПТМ электростанций определено, что наименее экономичной из рассмотренных технологий является широко распространенный вариант с пиковыми водогрейными котлами, включенными последовательно с основными сетевыми подогревателями. Разработанные технологии обеспечения ПТМ позволяют применить малозатратные способы водоподготов ки, что способствует снижению общих затрат и повышает конкурентноспособность этих тех нологий. Выявлено, что минимальные приведенные затраты имеет вариант с пиковыми водо грейными котлами, включенными в замкнутый контур с водо-водяными теплообменниками.

Заключение 1. В работе проанализированы основные причины неэффективной работы источников ПТМ, главными из которых являются: большие потери теплоты с уходящими газами пико вых водогрейных котлов;

низкая надежность водогрейных котлов из-за повышенного темпе ратурного режима их работы и температурных разверок в поверхностях нагрева;

высокие требования к водно-химическому режиму и, как следствие, большие затраты на водоподго товку;

низкая эффективность использования преимуществ теплофикации на ТЭЦ;

низкое ка чество противокоррозионной обработки подпиточной воды теплосети.

2. Сформулирован новый подход к эффективности обеспечения пиковой нагрузки тепло вых электростанций и систем теплоснабжения, основные положения которого заключаются в необходимости радикального повышения надежности и экономичности пиковых теплоисточни ков.

3. В рамках нового подхода разработан комплекс технических решений, позволяющих повысить эффективность обеспечения ПТМ систем теплоснабжения:

3.1. Серия технологий, позволяющих использовать теплоту уходящих газов для подогрева различных потоков подпиточной воды в одно- или двухступенчатых поверхностных тепло обменниках, расположенных в газоходах водогрейных котлов. Применение в этих техноло гиях подогревателей «сухого» теплообмена позволяет повысить коэффициент использования топлива на 7 %, а конденсационных подогревателей – на 17 %.

3.2. Новые технологии работы ТЭЦ для низкотемпературного теплоснабжения, преду сматривающие параллельное включение основных сетевых подогревателей и пиковых водо грейных котлов и позволяющие сократить затраты на водоподготовку и увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

3.3. Энергосберегающие технологии вакуумной деаэрации в одноконтурных и двухкон турных водогрейных котельных, предусматривающие новый более рациональный порядок организации потоков теплоносителей, который позволяет снизить расходы тепловой и элек трической энергии на собственные нужды.

3.4. Технологии подпитки замкнутого контура двухконтурных пиковых водогрейных ко тельных ТЭЦ водой высокого качества из питательного тракта энергетических котлов и об работки подпиточной воды теплосети по упрощенной технологии.

3.5. Технология, повышающая эффективность использования промышленных отборов пара турбин за счет дополнительного подогрева потока сетевой воды конденсатом пикового сетевого подогревателя. Установлено, что эксергетический КПД теплоприготовительной ус тановки, работающей по этой технологии на 31 % больше, чем эксергетический КПД при по следовательном подогреве сетевой воды в основных сетевых подогревателях и пиковых во догрейных котлах.

4. Произведено технико-экономическое сравнение различных способов деаэрации воды в источниках ПТМ ТЭЦ, которое показало, что при выборе типа деаэратора определяющими факторами являются: обеспечение требуемой глубины деаэрации и эксплуатационные затра ты на деаэрационные установки (выработка электрической мощности на тепловом потребле нии, снижение потерь конденсата на ТЭЦ). По этим факторам определены сферы применения различных типов деаэраторов в пиковых теплоисточниках. Установлено, что наибольший экономический эффект создается при использовании вакуумных деаэраторов, подогрев теп лоносителей перед которыми осуществляется с помощью низкопотенциальных отборов пара турбин.

5. Экспериментально исследована система декарбонизатор–вакуумный деаэратор, вхо дящая в состав водоподготовительной установки на пиковой водогрейной котельной, и полу чены многофакторные модели процессов дегазации подпиточной воды теплосети. Эти моде ли позволяют оценить, до какого минимального технологически допустимого уровня можно снизить температуру обрабатываемой воды, а следовательно, и энергетические затраты на ее подогрев, а также при каких условиях можно снизить энергетические затраты на подачу воз духа в декарбонизатор.

6. Разработаны рекомендации по выбору способа водоподготовки в системах теплоснаб жения в зависимости от максимальной температуры нагрева сетевой воды и типа пикового теплоисточника.

7. Сформулированы предложения по дополнению нормативного метода теплового расче та котельных агрегатов зависимостями, учитывающими количество и теплоту конденсации водяных паров при определении потерь теплоты с уходящими продуктами сгорания.

8. Предложен графо-аналитический метод наложения графиков технологической и ком мунально-бытовой нагрузок ТЭЦ, позволяющий определить возможности использования из бытков пара производственных отборов турбин для обеспечения ПТМ.

9. Выполнен технико-экономический анализ способов обеспечения ПТМ систем тепло снабжения и получена зависимость срока окупаемости противодавленческой турбины с пи ковыми сетевыми подогревателем от числа часов работы в году.

10. Проведенные в диссертации исследования свидетельствуют о том, что разработанные технологии обеспечения ПТМ позволяют добиться высокой степени надежности и качества теплоснабжения, снизить расходы топлива и улучшить технико-экономические показатели работы теплоисточников, а следовательно, имеют существенное значение для экономики страны.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Влияние способа обеспечения пиковой тепловой мощности на водно-химический режим теплоисточников // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности: Материалы III Российской научно-технической конференции.

Ульяновск: УлГТУ, 2001. С. 238-241.

2. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Повышение надежности и экономичности двухконтурных водогрейных котельных // Энергосбережение. 1999. № 1. С. 82-84.

3. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Разработка и исследование тепловых схем отопительных котельных с вакуумными деаэраторами // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика.

Пятая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. Тезисы докладов. В 2-х томах. Том 2. М.: МЭИ, 1999. С. 305-307.

4. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Способы повышения эффективности обеспечения пиковых тепловых нагрузок на тепловых электростанциях // Энергосбережение в городском хозяйстве:

Материалы Второй Российской научно-технической конференции. Ульяновск: УлГТУ, 2000.

С. 78-80.

5. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Использование избытков пара производственных отборов турбин ТЭЦ // Научно-технический калейдоскоп. 2001. № 4. С. 103-110.

6. Шарапов В.И., Орлов М.Е. О влиянии схемы включения вакуумного деаэратора на экономичность водогрейной котельной // Промышленная энергетика. 2000. № 7. С. 29-31.

7. Шарапов В.И., Орлов М.Е. О подходах к обеспечению пиковой тепловой мощности электростанций // Тезисы докладов Международной научно-технической конференции «Со стояние и перспективы развития электротехнологий» X Бенардосовские чтения. Иваново:

ИГЭУ, 2001. С. 87.

8. Шарапов В.И., Орлов М.Е. Совершенствование технологий вакуумной деаэрации подпиточной воды в пиковых источниках теплоты // Тезисы докладов Международной на учно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологий» IX Бенардосовские чтения. Иваново: ИГЭУ, 1999. С. 170.

9. Шарапов В.И., Орлов М.Е., Ротов П.В. Вакуумная деаэрация подпиточной воды тепло сети в водогрейных котельных // Промышленная энергетика, 1997. № 12. С. 35-39.

10. Шарапов В.И., Орлов М.Е., Ротов П.В. Об экономичности пиковых водогрейных ко тельных // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности: Мате риалы III Российской научно-технической конференции. Ульяновск: УлГТУ, 2001. С. 232-237.

11. Шарапов В.И., Ротов П.В., Орлов М.Е. Количественное регулирование нагрузки от крытых систем теплоснабжения на ТЭЦ // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2001.

№ 7-8. С. 31-40.

12. Экспериментальное исследование установки для подпитки системы теплоснабжения / В.И. Шарапов, А.Н. Дерябин, М.Е. Орлов и др. // Энергосбережение, 2000. № 1. С. 90-91.

13. Sharapov V.I., Orlov M.E., Rotov P.V. Ways of Ensuring the Peak Thermal Capacity on Power Stations // Russian National Symposium on Power Engineering. Proceedings. Kazan. KSPEU, 2001. V.1. P. 74-77.

14. Пат. 2137982 (RU), МКИ6 F 24 D 3/02. Способ работы отопительной котельной / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов // Б.И. 1999, № 26.

15. Пат. 2137984 (RU), МКИ6 F 24 D 3/02. Водогрейная котельная / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов // Б.И. 1999, № 26.

16. Пат. 2137985 (RU), МКИ6 F 24 D 3/02. Способ работы водогрейной котельной / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов // Б.И. 1999, № 26.

17. Пат. 2148174 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической стан ции / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов // Б.И. 2000, № 12.

18. Пат. 2159336 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Тепловая электрическая станция / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2000, № 32.

19. Пат. 2159337 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Тепловая электрическая станция / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2000, № 32.

20. Пат. 2159393 (RU), МКИ7 F 24 D 9/02. Способ работы системы теплоснабжения / В.И. Шарапов, П.В. Ротов, М.Е. Орлов // Б.И. 2000, № 32.

21. Пат. 2164604 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической стан ции / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2001. № 9.

22. Пат. 2164605 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической стан ции / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2001. № 9.

23. Пат. 2164606 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Тепловая электрическая станция / В.И. Шарапов, П.В. Ротов, М.Е. Орлов // Б.И. 2001. № 9.

24. Пат. 2166645 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической стан ции / В.И. Шарапов, П.В. Ротов, М.Е. Орлов // Б.И. 2001. № 13.

25. Пат. 2174610 (RU), МКИ7 F 01 К 17/02. Способ работы тепловой электрической стан ции / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2001. № 28.

26. Пат. по заявке № 2000125865/06 (RU), МКИ7 F 22 D 1/00. Способ работы пиковой во догрейной котельной / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов.

27. Пат. по заявке № 2000125867/06 (RU), МКИ7 F 22 D 1/00. Способ работы пиковой во догрейной котельной / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов.

28. Пат. по заявке № 2000127361/06 (RU), МКИ7 F 22 D 1/00. Способ работы пиковой во догрейной котельной / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов.

Автореферат ОРЛОВ Михаил Евгеньевич СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПИКОВОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ ТЭЦ Подписано в печать 14.03.02. Формат 60х84/16.

Бумага офсетная. Усл. п. л. 0,9. Уч.-изд. л. 0,96.

Тираж 70 экз. Заказ.

Типография УлГТУ. 432027, Ульяновск, ул. Сев. Венец, 32.