Оптимизация режимов работы конденсаторов паровых турбин с учетом стоимости охлаждающей воды Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

расходомеров воды и других современных средств в настоящее время доступна электростанциям и позволит получить необходимой точности исходную информацию, характеризующей эксплуатационное состояние градирни. Характеристики градирен следует получать для следующих зависимостей:

4i = /(А®, Ат, &); А/в = /(А®, Ат, gB).

Причем получение характеристик градирен по результатам натурных испытаний (экспериментальных исследований) с использованием современных методов организации испытаний (методов планирования эксперимента) должно быть определяющим.

Литература

1. Берман Л. Д. Испарительное охлаждение циркуляционной воды. М. Л., 1957.

2. Борисов Г.М. Аналитические характеристики башенных градирен тепловых электростанций // Тр. Моск. энерг. ин-т, 1983 г., вып. 612, С. 104-107.

3. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. / Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М., 1982.

4. Калатузов В.А. Теоретические основы и лабораторные исследования в теплотехнических расчетах градирен. http://www.irvik.ru/index.php? йетМепи=а1Ис1е8&А[11с1еГО= 1

5. Борисов Г.М., Макарчьян В.А Внедрение систем оперативной диагностики - средство улучшения технико-экономической работы оборудования на ТЭС // Вестн. МЭИ. 2004. № 5, С. 5-7.

«ЮжВТИ», филиал ОАО «Южный инженерный центр энергетики»; Южно-Российский государственный технический университет

(Новочеркасский политехнический институт) 6 февраля 2006 г.

УДК 621.165

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ КОНДЕНСАТОРОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН С УЧЕТОМ СТОИМОСТИ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ

© 2006 г. А.Д. Ильенко, А.В. Мироненко, Н.Н. Ефимов, И.Я. Шестаченко, А.А. Ларин

Основным экономическим показателем энергоустановок тепловых электростанций (ТЭС) является термический коэффициент полезного действия (КПД), который для паротурбинных установок без учета отборов пара на регенерацию показывает, какая часть подведенной к турбине тепловой энергии пара теоретически может быть превращена в механическую энергию вращения ротора. Значение термического КПД определяется по выражению:

П t =

h о - h 2t hо - hk

(1)

где И0 - энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг; И - энтальпия отработавшего в турбине пара при теоретическом (изоэнтропийном) расширении, кДж/кг; Ик - энтальпия конденсата, кДж/кг.

Из выражения (1) следует, что чем меньше И 2t, зависящее от параметров за турбиной, тем выше термический КПД турбоагрегата. Для повышения термического КПД турбоустановки необходимо стремиться к уменьшению давления и температуры пара на выходе из турбины. Поэтому современные паровые турбины работают с глубоким разрежением за последней ступенью, которое создается за счет конденсации отработавшего пара в специальном теплообменнике -конденсаторе.

Создание разрежения в конденсаторе связано с тем, что в его паровом объеме устанавливается равновесное давление между паром и конденсатом, зависящее от температуры в этом объеме. На температуру пара в объеме конденсатора влияют условия охлаждения. Теоретически наименьшей предельной температурой в паровом пространстве является температура охлаждающей воды. Однако достичь такого состояния в конденсаторе невозможно.

Реальная температура в паровом пространстве превышает предельную. Она является сложной зависимостью от термического сопротивления стенки трубок конденсатора, загрязнения внутренней (водяной) и наружной (паровой) поверхностей трубок, термического сопротивления пленки конденсата на наружной поверхности, присутствия воздуха в разряженном пространстве, паровой нагрузки конденсатора, расхода охлаждающей воды и др. Все эти факторы влияют на коэффициент теплопередачи

к, кДж/( м2 хсхК) от конденсирующегося пара к охлаждающей воде. В свою очередь от изменения коэффициента теплопередачи для конкретных условий работы зависит среднелогарифмический температурный напор Дt ср ,о С. Эту зависимость можно установить из уравнения теплообмена конденсатора

Ск (И2 -Ик ) = №кСв Atср ,

где Gk - расход пара в конденсатор, кг/с; h 2 - энтальпия пара на входе в конденсатор, кДж/кг; hk -энтальпия конденсата, отводимого из конденсатора,

кДж/кг; Fk - поверхность охлаждения конденсатора

2

с паровой стороны, м ; c в - удельная теплоемкость

циркуляционной воды, кДж/(кг-К).

В условиях эксплуатации паротурбинных установок разницу между температурой пара в паровом пространстве (температурой насыщения) и температурой охлаждающей воды на выходе из конденсатора называют температурным напором на выходе (недогревом охлаждающей воды до температуры насыщения). Температурный напор является одним из основных показателей работы конденсатора и турбинной установки в целом. При определении температурного напора расчетным путем для конкретной турбинной установки учитывают, главным образом, расход W и температуру охлаждающей воды на входе 4: и расход пара Gк.

По данным многочисленных испытаний получены эмпирические зависимости величины температурного напора конденсатора 8t от вышеназванных параметров. Например, для турбин К-150-130 эта зависимость выглядит следующим образом:

8t = 11,967 - 0,04258G к + +6,7 -10-5Gк2 -1в1 (0,38303 + 0,000^к - 2,08 • 10~^к2) +

+t2 (0,00367 + 3,64 -10 -5 Gк - 9,3 -10-

G 2) +

+W [-0,00057 + 3,37 -10 -6 Gк - 3,23 -10 -9 Gк2 + +tв1 (1,64-10-5 -3,43-10-8Gк -1,3-10-10Gк2 )-

G к У

-tB1 (1,09 -10 -7 +1,24 -10 -9 Gк - 5,71 -10 -12

От величины температурного напора непосредственным образом зависит температура насыщения в конденсаторе ^ и абсолютное давление пара в конденсаторе Pk:

р k = ехр

-7,82154

( + 273,15)-10

-3

+ 85,187 +

+10,28(ts + 273,15) -10 -3 -11,49 ln(ts + 273,15)

В эксплуатационных расчетах используются нормативные характеристики энергоблока, построенные при рк = 0,0035 МПа. При отклонении рк от нормативных вводятся поправки к удельному расходу теплоты турбинной установки на выработанный киловатт-час электроэнергии. Давление рк может изменяться при изменении температуры охлаждающей воды и ее расхода, что отражается на величине удельного расхода теплоты турбинной установкой и расхода условного топлива.

При проектировании и расчете паротурбинных установок определяют оптимальные величины давления в конденсаторе и расхода охлаждающей воды. Величину оптимального вакуума находят в зависимости от

района сооружения электростанции и климатических условий, от среднегодовой температуры охлаждающей воды, от характеристики системы водоснабжения, конструкции конденсатора и турбины, от стоимости топлива и др. Функцией цели при такой оптимизации является достижение минимального расхода условного топлива с учетом затрат на подачу охлаждающей воды, но без учета ее стоимости.

В современных рыночных условиях при определении себестоимости выработки электрической энергии необходимо учитывать затраты (цена) на охлаждающую воду, доля которых весьма значительна. Как показывают расчеты, для конкретных турбинных установок, работающих в определенных условиях, оптимальное давление в конденсаторе, найденное с учетом цены на охлаждающую воду, всегда больше, чем определенное без учета этого показателя. Расход охлаждающей воды, как правило, меньше. Нагрев воды в конденсаторе увеличивается, что приводит к увеличению температурного напора и удельного расхода условного топлива. Однако это ухудшение экономичности турбоустановки компенсируется снижением затрат на потребление охлаждающей воды при уменьшении ее количества.

Для оптимизации расхода охлаждающей воды через конденсаторы паровых турбин К-150-130 Невин-номысской ГРЭС с учетом стоимости охлаждающей воды была разработана специальная компьютерная программа, в которой учитываются все реальные условия эксплуатации энергоблоков К-150-130 и парогазовой установки (ПГУ), эксплуатируемой на ТЭС. Функцией цели в этой программе является достижение минимальной стоимости топлива и охлаждающей воды при изменении ее расхода и неизменной мощности энергоблока. Методика оптимизации заключается в расчете суммарных затрат на топливо и охлаждающую воду при изменении ее расхода, но при сохранении неизменной нагрузки. Расход охлаждающей воды при этом является основной переменной величиной. С ростом расхода охлаждающей воды затраты на топливо уменьшаются из-за уменьшения давления в конденсаторе, а затраты на охлаждающую воду увеличиваются.

Зависимость суммарных затрат на топливо и охлаждающую воду от расхода ее через конденсатор турбины СТВ = /(W) имеет минимум при определенном расходе охлаждающей воды, который является оптимальным Wопт. Нахождение Wопт производится при полученных многовариантными расчетами показателях энергоблока функции СТВ = /(№) с помощью стандартной математической процедуры

«Minimize(fx,x1)», находящейся в программном обеспечении современных компьютеров. На рис. 1 показаны графические зависимости стоимости топлива от расхода охлаждающей воды СТ = /(Щ, стоимости охлаждающей воды от ее расхода СВ = /(Щ и суммарной стоимости топлива и воды СТВ = /(№). Минимизации подвергается зависимость СТВ = /(№).

С х104, руб 4

1 1 1

1 ^^ 1 1 2 /

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

3 1 1 1

500 W,

1000

W,m3/ч

Рис. 1. Зависимости стоимости воды Св (3), топлива Ст (2) и суммарной стоимости воды и топлива С (1) от расхода охлаждающей воды Ш

На рис. 1 оптимальный расход охлаждающей воды отмечен вертикальной пунктирной линией. При этом оптимальном расходе охлаждающей воды наблюдается повышенное по сравнению с номинальным давление в конденсаторе, увеличенный расход и стоимость топлива по сравнению с расчетным режимом до оптимизации. Уменьшение расхода охлаждающей воды при учете её стоимости приводит к существенной экономии затрат на топливо и воду в

размере 1^3 тыс. р. в час на один энергоблок в зависимости от стоимости охлаждающей воды и исходного режима работы энергоблока.

Расчет всех технико-экономических показателей энергоблоков К-150-130 и ПГУ-170 Невинномысской ГРЭС для оптимизации расхода охлаждающей воды так же, как и для оптимизации распределения электрических нагрузок между энергоблоками, проводится при установившихся фиксированных текущих режимах энергоблоков. Расход теплоты и электроэнергии на собственные нужды при пуско-остановочных и переменных (нестационарных) режимах и на поддержание оборудования в горячем резерве в данных расчетах не учитывается. Кроме нахождения оптимального расхода охлаждающей воды данная компьютерная программа может использоваться для определения текущих технико-экономических показателей работы энергоблоков и ПГУ.

Выводы

1. Учёт стоимости охлаждающей воды при оптимизации режимов работы паротурбинных установок существенно влияет на давление пара в конденсаторе и расход циркуляционной воды.

2. Эксплуатация паротурбинных установок при оптимальном расходе охлаждающей воды даёт значительный экономический эффект.

Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт); Невинномысская ГРЭС

6 февраля 2006 г.

3

2

1

0

УДК 621.311.254

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТНЫХ ОБОСНОВАНИЙ ПРОЧНОСТИ

ТРУБОПРОВОДНЫХ ПРОХОДОК

© 2006 г. С.Б. Кравец, В.Н. Буеров, А.В. Волков, В.Ф. Гольдберг

Трубопроводные проходки (далее проходки) служат для герметичного пропуска трубопроводов через стены и перекрытия защитной оболочки реакторного отделения атомной электрической станции (АЭС). Конструктивно они представляют собой участок трубопровода в месте прохождения его через герметичное ограждение, снабженный закладными деталями, закрепленными в строительных конструкциях. Так как проходки являются элементами системы герметичного ограждения (СГО), то герметичность проходок должна быть обеспечена при любых возможных сочетаниях нагрузок, действующих как при нормальных условиях эксплуатации, так и при возможных аварийных ситуациях, включая воздействие внешних динамических факторов, таких как землетрясение, падение самолета на защитную оболочку, взрывная ударная волна и т.д.

Проходки выступают в качестве неподвижных опор для трубопроводов, и следовательно, можно с уверенностью сказать, что они являются наиболее уязвимыми элементами, так как на практике именно в опорных узлах существует наибольшая вероятность выхода из строя трубопровода [1].

В процессе эксплуатации проходки испытывают воздействие нагрузок, имеющих циклический характер, поэтому в соответствии с требованиями «Норм расчета на прочность оборудования и трубопроводов АЭС» [2] их следует проверять на статическую и циклическую прочность. Основными расчетными нагрузками являются: внутреннее и наружное давление; усилия, возникающие от воздействия присоединяемых трубопроводов; температурные воздействия и внешние динамические факторы (сейсмические нагрузки и т.д.). В соответствие с требованиями [2] рассматрива-