CC BY
23
УДК 621.311.22
В.И. ШАР АЛОВ, П.Б. ПАЗУШКИК
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ НОВЫХ СХЕМ ПОДОГРЕВА ПОТОКОВ ПОД1ШТОЧНОЙ ВОДЫ ТЕПЛОСЕТИ
В настоящей статье выполнено сравнение экономичности предложенных
авторами новых технических решений с экономичностью традиционных схем
подогрева потоков подпиточной воды для ТЭЦ с широко распространенной
турбиной Т-100-130, работающей в теплофикационном режиме.
I 4
Ч
Правильная количественная оценка энергетической эффективности технологий подогрева потоков подпиточной воды теплосети, служит основой для технико-экономического обоснования их применения.
В настоящей статье выполнено сравнение экономичности предложенных авторами новых технических решений с экономичностью традиционных схем подогрева потоков подпиточной воды для ТЭЦ с широко распространенной турбиной Т-100-130, работающей в . теплофикационном режиме.
Для определения величины тепловой экономичности технологий подогрева потоков подпиточной воды теплосети при работе паротурбинных установок в теплофикационных режимах удобно использовать метод удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении (УВЭТП) [1-3] и метод коэффициентов приращения мощности (КПМ) [4, 5].
Определение величины тепловой экономичности методом УВЭТП включает:
1. Определение выработки электроэнергии N^ за счет отборов пара
на подогрев потоков подпиточной воды.
2. Учет регенеративного подогрева конденсата отобранного пара N .
3. Учет собственных нужд в виде мощности N**, затрачиваемой на
привод насосов, перекачивающих потоки подпиточной воды или греющей среды подогревателей.
4. Определение удельной выработки на 1 м ' нагреваемой воды [1,2].
5. Сравнение вариантов с одинаковыми технологическими показателями,
6. Сравнение вариантов с одинаковой температурой подогрева.
Мощноeiъ, развиваемую на тепловом потреблении за счет отборов пара на подогрев потоков подпиточной годы Nn}0i, можно определить по
следующему выражению:
00 Вестник УлГТУ 2ШИ
^ =А(' о-',>? л*. (О
где О, - расход пара,, отпускаемого из отбора на подогрев потоков
подпиточной воды, кг/с;
•
/0, /, •• эитшхъгаш острого пара и пара из / отбора.
Для определения величины дополаитеяькой выработки электроэнергии на тепловом- потреблении расходы греющей среды подогревателей исходной воды и греющего агента вакуумного деаэратора (пара или перегретой воды) в дальнейшем будем использовать в долях от количества исходной воды. Так, выражение (!) будет иметь вид
• ' ^ =«/('оЧ>7а^ (2)
доля пара, отпускаемого из отбора на подогрев потоков
Ф •
подпиточной воды (так для подогревателя исходной воды
»
(ПИВ) а, = ¿С, = мпив/дрив; М11ш>, СР1М - повышение эюалытаи и
• • 1
• . « . ;
теплота конденсации пара в ПИВ).
| V
Для определения используется методика расчета схем подогрева
подпиточной воды, разработанная в [3]. В этой методике для определения использована идея введения в схему условных эквивалентных
регенеративных подогревателей, предложенная в 60-е годы проф. Е.Я. Соколовым для упрощенного расчета тепловых схем. Энтальпия эквивалентного отбора определяется как = 0,5(/0 4-/,).
где я,
о
/V =
Т/и»,
/
(3)
г 'рдаЛ/Уа'/**
раз./
где - доля конденсата пара после подогрева потоков подпиточной воды; (пз - энтальпия питательной воды;
- энтальпия охлажденной греющей среды подогревателя исходной
. • воды (греющего агента). •
Мощность/потребляемую насосами, кВт, можно представить как
Л/?» = ^ , (4)
^ 1000л, v
»<• - - - . » • • г
где я - доля учитываемого потока;
Лр - давленые, создаваемое насосом, кПа; % - кпд насоса.
Для выполнения расчетов и нахождения коэффициентов изменения
• • .*>«• * • *
мощности в и коэффициентов приращения мощности в при минимальном пропуске пара в конденсатор использованы данные технического проекта
• ^^ • • у »1* » - . . ^^ 4 ••*••.>' - • - 1 • • ■
турбины для зимнего режима работы (рт.в^0,126 МПа> *2У=436,08 МВт, ТМТ-106063, лист 5). Результаты расчетов в и в даны в таблице 1.
Ошетим, что применение метода КПМ для расчета -Экономичности подогрева потоков воды на ГЗЦ возможно только при соблюдении
Зеспкик УяГТУ 2/2001
101
ф I
условий 3-6, сформулированных выше для метода УВЭТП. Таким образом, метод ХПМ при таких расчетах является составной частью метода УВЭТП. В дальнейшем в статье аббревиатуры УВЭТП и КПМ будуг касаться
только условий 1 и 2, т.е. методов расчета дополнительной мощности.
■
• • •
Таблица I
Значения коэффициентов приращения мощности для
теплофикационного режима
работы турбины Т-100-130
Ступень подогреза р, МПа Ы 9 I, кДж/кг . е еМ„ • » /3
1 3,30 3195.37 • 0,11308 13,55490 0,53163
2 2,3.3 3104,93 0,14996 10,34724 0,46794
3 1,11 2967,60 0,19445 19,20388 0,39111
4 0,54 2833,21 0,23272 22,31320 0,32502
5 0,29 2728,96 0,26692 33,86147 .. 0,26596 <
6 0,13 2610,47 0,31035 42,88106 0,19096
7 0,06 2520,03 0,33782 36,20755 0,14352
• * ------ 11=0,42063 VI -1" * * **" »• ••
- Л
- • •• •• 4
Покажем применение методов УВЭТП и КПМ для определения величины дополнительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении на следующих схемах.
1. ИВ подогревается паром 4 отбора, конденсат направляется а деаэратор питательной воды. •
а) методом УВЭТП дополнительную мощность можно определить по следующим выражениям:
Щ^тф^Щ (5)
где - доля греющего агента на ПИВ;
/4 - энтальпия пара 4 регенеративного отбора турбины.
• га ¡1 ¿д ] А/1 = X1П9 ~ 1пие] {: _ :о \
:з I \'0 'рад.4 //с7/« ? рва.4 гю
(6)
КПМ
АЛ/Г = ¿С к
где к.п.м. для 4 и 5 ступеней подотрева;
га
и ?
£
(7)
^ - энтальпия основного конденсата турбины после ПНД4.
2. ЙВ подогревается сетевой водой, отобранной после верхнего сетевого подогревателя, охлажденная вода направляется в трубопровод обратной сетевой воды. Приращение мощности обусловлено отпуском пара на сетевые подогреватели для нагрева дополнительного потока
• )
Зестких УлГТУ 2/2001
сетевой воды и влиянием, которое оказывает конденсат этого пара при вводе г* регенеративный цикл:
7
а) = Т Янсп(асп) уо - >7.% > (8)
;=в
А/2 _ у аНСЛ(ЗСЛ){*п* )// _/» Ь .
Ь6 ;'рвг./ "лв
(9)
б)
(10)
АА/Г =«нсп{е1[(/1 -^нСП)]-е2{^ -4Л)}+
^ЯСП {^2 ~~ ^ЗСП (^32 ^ЗСП )]"" ~ КсП >1) 9
где ансп - доля пара на нижний сетевой подогреватель (НСП)
(ансп = а"и.в{Кнсп -**и.е)/Янсп I Янсп> **нсп ~ теплота конденсации пара ЫСП и энтальпия сетевой воды после НСП); \г, /2 - энталышя пара 1 и 2 регенеративного отбора турбины;
а0СТ7 - доля пара на верхний сетевой подогреватель (ВСП)
(&ВСГ1 ~ Япм.в^вВСП всп > Явсп •> -евсп " теплота кояденса-
ции пара ВСП и энтальпия сетевой воды после ВСП); £2? к.п.м. для 13 2 и 3 ступеней подогрева;
*иоп > Чоп" энтальпия конденсата пара после НСП и ВСП;
Клу К2 " энтальпия основного конденсата турбины после первого и
• • . »
второго регенеративных подогревателей низкого давления.
3. ИВ подогревается сетевой водой, отобранной между нижним и
. ^ * ' • *
верхним сетевыми подогревателями, охлажденная вода направляется в трубопровод обратной сетевой воды [6, 7]. Дополнительная мощность находится аналогично 2 варианту.
а. а а • •*•"•
4. ИВ подогревается основным конденсатом турбины, отобранным между вторым и третьим регенеративными подогревателями низкого давления. Осажденный конденсат направляется в трубопровод основного конденсата турбины между ПНД2 и ПНДЗ (рис. 1, [8]). Увеличение мощности на тепловом потреблении связано с допо^шителькым расходом
I ' а .
пара в ПНД2 а™НД2 на нагрев охлажденного основного конденсата турбины и регенеративным подогревом конденсата этого пара:
а) АС, («)
\ 8 1ПНД2 Ю ТО
-/> Ьм; (12)
/V4 -
Р^е ;5 _ * \0 'рог
'раз.6 *
6У
ДЛ/Г = <С к - ^ Ьг -1; )3 • 0-3)
5. ИВ подогревается питательной водой, отобранной из питательного трубопровода после деаэратора питательной воды.
Вадм УяГТУ 2/2001
103
н «II > т • а
Охлажденная питательная вода направляется в трубопровод основного конденсата турбины между первым и вторым ПНД (рмс. 4, [8]). Регенеративную выработку Л/^ будет рассматривать как выработку за
счет подогрева конденсата а„т подогревателей 1ШД4, 1ШДЗ и ПНД2, а
также выработку за счет пара 7 идущего на подогрев дополнительного
• • " ___
потока з деаэраторе питательной воды. Дополнительная, мощность:
а) = , (14)
;=з V/ " то
до [I Г£ЛВ\ «а /Г _Г<3 \
Л/4 _ аДВД ,//: \ д,4 _ аПНдУпо "ПИВА /: \ Мг^
'оеа.З ре . 'рег.6
б)
= <СЫ& + Ч3)+%&Г
*
где £ч> - к.п.м. для 4 и 5 ступеней подогрева; - _
гвЭ, га5 - энтальпия основного конденсата туроины после третьего ПНД
и пятого подогревателя высокого давления (ПВД); I®™ - энтальпия питательной воды после деаэратора питательной воды.
6. ИВ подогревается паром верхнего теплофикационного отбора в дополнйггеяьном теплообменнике, конденсат возвращается в трубопровод основного конденсата между вторым и третьим ПНД. Приращение мощности определяется по формулам:
3) ^в=<С('о (17)
/С, = - £л)юш ; Щ
б) Ш? (19)
_ ♦ 1 I \
7. ИВ подогревается паром нижнего отопительного отбора в дополнительном теплообменнике, конденсат возвращается в трубопровод основного конденсата между первым и вторым ПНД [9]. Приращение мощности:
[ 4 Л£ф7 = «^.Оо — , (20)
Р&у ~ --\'о ~>г*г.7}Пг?1м> . (21;
рег.7
" Ы ^Г -а* ЫМ^МЬ (22)
8. ГА подогревается паром 4 отбора, конденсат направляется в деаэратор шггателъной воды. Дополнительная мощность находится аналогично 1 варианту.
9. В качестве греющего агента вакуумного деаэратора используется перелетая вода, отобранная из сетевого трубопровода после верхнего сетевого подогревателя [10]. Отличием схемы. от типового варианта
^ ' Зеспшс УлГГУ 2/2001
• ■
(25)
является включение байпаса В СП в трубопровод сетевой_шш .__Это. позволяет при переходном ш неагозштельяых режимах, например, режиме горячего водоснабжения, при температуре сетевой воды, направляемой внешним потребителям, менее 90-100 °С подогревать ее только паром нижнего теплофикационного отбора в НСП, а часть воды, используемой в качестве ¿реющего агента вакуумного деаэратора, догревать в ВСП.
При рассматриваемом нами режиме подогрев сетевой воды производится в НСП и ВСП до ДОЗ °С. Для возможности сравнения тепловой экономичности схем, во всех вариантах примем равной этой величине температуру греющего агента вакуумного деаэратора. Приращение мощности:
а) /С# = I ансп(асп){^0 ~ )ПгПМ , (23)
'рее./ Гг*
б)
АЛ/Г
10. ГА подогревается питательной водой, отобранной из
питательного трубопровода после деаэратора питательной воды (рис. б,
• • •
[8]). Дополнительная мощность находится аналогично 5 варианту.
11. ГА подогревается паром верхнего теплофикационного отбора б дополнительном теплообменнике, конденсат возвращается в трубопровод основного конденсата между вторым и третьим ИНД.
Температурный режим зодоподготовки был принят следующим: температура исходной воды (ИВ) перед декарбонизаторами и химически очищенной воды (ХОВ) перед деаэраторами °С; температура
перегретой воды - греющего агента (ГА) вакуумного деаэратора /га=103 °С; температура деаэрированной воды гда=60 °С. Величина ^
принималась равной: в .1, 6 и 7 схемах - 188,415 кДж/кг; в 8,11 - 452,196 кДж/кг: 10 - 293,09 кДж/кг; в схемах 2-5 - 83,74 кДж/кг. Величины выработки электроэнергии Ы^ и Л/р8г/, АД/,,* а такжеМ™
определяются по уравнениям на 1 кг/с исходной воды. Определить величину удельной выработки электроэнергии на 1 м" воды можно используя следующие уравнения
' = (26)
/=-. /
_ ЛуУ = (ДА/^ - )/'3,6. (27)
Вестник УлГТУ 2/2.001 10
-ь
и*
Результаты расчетов представлены в виде диаграммы на рисунке. Штрихом помечена тепловая экономичность некоторых существующих технологий подогрева потоков подпиточной воды.
Ранее уже проводилось сравнение методов УВЭТП и КПМ. В работе [5] проведенные автором расчеты показали расхождение методов при учете влияния изменений на систему регенерации на 12 %.
Приведенные выше результаты показывают, что расхождение между методами существенно меньше.
Рис. I. Диаграмма для определения величины удельной выработки электроэнергии
?
на тепловом потреблении для разных схем подогрева потоков подпиточной воды
теплосети:
- для ИВ; £|Ш - для ГА
Метод КПМ более полно учитывает распределение регенеративного подогрева и приращение мощности от ввода в регенеративный цикл дополнительных потоков, однако требует гораздо большего числа исходных данных для расчетов с его помощью. Для определения коэффициентов е и £ используются значения энтальпий греющего пара и ею конденсата, основного конденсата турбины (питательной воды) после каждой ступени регенеративного подогрева. При расчете коэффициентов учитывается направление потоков конденсата греющего пара (тип ступени - узловая или каскадная).
Метод УВЭТП позволяет существенно сократить время расчета, не связан с ограничениями по режиму работы турбоустановок и требует минимум исходных данных, что позволяет более широко применять его в практике расчетов, требующих быстрого определения величины
ДМ', Вт ч/м'
18 16 14 12 10 8 6 4
о (\
7 8 9 10 11 № схемы
Курсивом обозначены значении _\И/, определенные методом КПМ
! 0Ь
Вестник УлГТУ 2/2001
дополнительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет отборов пара на подогрев потоков подпиточной воды.
Сравнение тепловой экономичности представленных , вариантов осуществляется по разности AW . Так, например, при переходе от схемы . № I к схеме Ш 3 &W составит
ЛИ/ = W3 - W, -18,5 -11,36 » 7,14 кВт-ч/м3.
Диаграмма позволяет определить и сравнить тепловую эффективность подогрева потоков ИВ и ГА в целом. Наиболее экономичным вариантом является подогрев ИВ сетевой водой, отобранной между НСП и ВСП (вариант 3), а в качестве ГА использовать сетевую воду после ВСП
А
(вариант 9).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
*
1. Шарапов В.И. Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения с применением вакуумных деаэраторов. М: Энсргоатомиздат71996.
2. Шарапов В.И. О тепловой экономичности схем подогрева подпиточной воды// Электрические станция. 1988. № 7.
3. Шарапов В.И. Сравнение экономичности ТЭЦ с атмосферными и вакуумными деаэраторами// Электрические станции. 1979. № 4.
4. Рубинштейн Я.М., Щеиетшгьников М.И. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС. М.: Энергоиздат, 1982.
5. Мошкарин A.Bv По поводу статьи Шарапова В.И., Крыловой М.А., Малышева A.A. «Контактный подогрев подпиточной воды в водоподготовитедьных установках»// Электрические станции. 1995. № 7.
6. Патент РФ 2147356. Способ работы системы теплоснабжения/ В.И. Шарапов, ГШ. Пазушкин // Открытия. Изобретения. 2000. № 10.
7. Патент РФ 2148173. Тепловая электрическая станция/ В.И. Шарапов, П.Б. Пазушкин// Открытия. Изобретения. 2000. № 12.
8. Пазушкин П.Е., Шарапов В.И. Технологии подогрева потоков подпиточной воды-геплосети на ТЭЦ// Вестник УлГТУ. №3.
9. A.c. 1745988 СССР, МКИ5 F 0). К 17/02. Система теплоснабжения1 /В.И. Шарапов// Открытия. Изобретения. 1992. № 25.
10. A.c. 1366656 СССР, М1<И5 F 01 К 17/02. Тепловая электрическая станция/' В.И. Шарапов // Открытия. Изобретения. 1988. № 2.
^ . Ä я » * т _ . I
* J ' ' , I ••
• •
... • ... _
Шарапов Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, заслуженный изобретатель РФ закончил Иркутский политехнический институт. Сфера научных интересов - тепловые электрические станции, системы теплоснабжения.
Пазушкин Павел Борисович, инженер, закончил Ульяновский государственный технический университет.
ф
Вестник УлГТУ 2/200 \ Ш
