Влияние отвода неконденсирующихся газов из подогревателей на энергетическую эффективность паротурбинных установок

ВЛИЯНИЕ ОТВОДА НЕКОНДЕНСИРУЮЩИХСЯ ГАЗОВ ИЗ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

В.И. ШАРАПОВ, М.А. МАЛИКОВ ГОУ ВПО Ульяновский государственный технический университет

Показана актуальность исследования технологий отвода неконденсирующихся газов из подогревателей ТЭС. Разработана методика оценки влияния отвода неконденсирующихся газов из регенеративных подогревателей на энергетическую эффективность паротурбинных установок.

При работе пароводяных подогревателей в них вместе с греющим паром попадает некоторое количество неконденсирующихся газов.

Неконденсирующиеся газы могут выделяться при конденсации пара в подогревателях. В подогреватели, работающие под разрежением, некоторая часть неконденсирующихся газов попадает с присосами воздуха через неплотности пароконденсатного тракта. В подогреватели со сливом конденсата из других теплообменников, например в регенеративные подогреватели турбоустановок, часть неконденсирующихся газов поступает в растворенном виде с этим конденсатом. Примерный баланс приходящих и уходящих неконденсирующихся газов в регенеративном подогревателе представлен на рис. 1.

Наличие неконденсирующихся газов в подогревателях приводит к ухудшению теплообмена между греющей и нагреваемой средами, а также повышает коррозионную активность конденсата греющего пара.

Наиболее распространенным мероприятием для улучшения теплообмена в регенеративных подогревателях и предотвращения коррозии в пароконденсатном тракте является отвод неконденсирующихся газов со значительной долей пара из паровой части подогревателя. Отвод парогазовой смеси производят, как правило, из зоны над уровнем конденсата греющего пара.

Рис. 1. Баланс приходящих и уходящих

неконденсирующихся газов в подогревателе: НГ1 -неконденсирующиеся газы, приходящие в

подогреватель с греющим паром регенеративного отбора; НГ2 — неконденсирующиеся газы,

приходящие в подогреватель, при отводе их каскадно из вышестоящего подогревателя; НГ3 — неконденсирующиеся газы, приходящие в

подогреватель с конденсатом, при отводе его каскадно из вышестоящего подогревателя; НГ4 — неконденсирующиеся газы, приходящие в

подогреватель с подсосами воздуха из окружающей среды (в подогревателях, работающих под разрежением); НГ5 — неконденсирующиеся газы, отводимые каскадно в нижестоящий подогреватель; НГ6 — неконденсирующиеся газы, отводимые из подогревателя с конденсатом греющего пара; ПВ — питательная вода

Отводимая из подогревателей парогазовая смесь состоит из пара, доля которого достигает 99%, и различных неконденсирующихся газов - в основном диоксида углерода СО2.

© В.И. Шарапов, М.А. Маликов Проблемы энергетики, 2007 № 5-6

В системах регенерации турбин отвод парогазовой смеси обычно осуществляется каскадно из регенеративных подогревателей с более высокими параметрами в подогреватели с меньшими параметрами греющего пара [1] (рис. 2).

Рис. 2. Схема каскадного отвода

парогазовой смеси из регенеративных подогревателей: 1 — котел; 2 — турбина; 3 — конденсатор; 4 — трубопровод основного конденсата турбины; 5 — конденсатный насос; 6 — деаэратор повышенного

давления; 7 — питательный насос; 8 — трубопроводы отвода парогазовой смеси; П1, П2, П3 — регенеративные

подогреватели высокого давления; П4, П5, П6, П7 — регенеративные

подогреватели низкого давления

Несмотря на очевидную актуальность проблемы, вопросы отвода неконденсирующихся газов из пароводяных подогревателей теплоэнергетических установок практически не исследовались. Как правило, в технической литературе, где упоминается отвод неконденсирующихся газов, в том числе в работах, специально посвященных теплообменным аппаратам [1-3], лишь констатируется его необходимость.

По нашему мнению, проблема отвода неконденсирующихся газов из пароводяных теплообменных аппаратов тепловых электростанций (ТЭС) и других теплоэнергетических установок требует существенно более глубокого изучения. В частности, в рамках этой проблемы необходимо исследование влияния количества и эффективности отвода парогазовой смеси на коррозионную активность конденсата подогревателей при различных условиях их работы. Большой интерес представляет оценка влияния отвода парогазовой смеси из подогревателей на тепловую экономичность ТЭС.

С точки зрения защиты подогревателей от коррозии отвод из них парогазовой смеси является безусловно необходимым мероприятием для обеспечения надежной работы ТЭС. С другой стороны - отвод парогазовой смеси из регенеративных подогревателей с более высокими параметрами в подогреватели, работающие на паре меньших параметров, приводит к вытеснению некоторого количества пара меньшего потенциала, а следовательно ведет к снижению выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет регенеративных отборов пара.

В настоящей статье предпринята попытка количественно оценить влияние количества парогазовой смеси, отводимой из регенеративных подогревателей на энергетическую эффективность турбоустановки.

Оценка энергетической эффективности проводилась по влиянию количества парогазовой смеси, отводимой из регенеративных подогревателей, на изменение мощности Nтф|, вырабатываемой на тепловом потреблении за счет

регенеративных отборов пара и за счет изменения мощности Nрег7-, получаемой

при подогреве конденсата регенеративных подогревателей до температуры питательной воды.

В качестве методической основы работы принята созданная в НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ методика расчета © Проблемы энергетики, 2007 № 5-6

энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭС (методика ВИШ) [4].

Оценка влияния количества парогазовой смеси, отводимой из регенеративных подогревателей, на энергетическую эффективность турбоустановки произведена для одного из основных рабочих режимов турбоустановки Т-100/120-130 (режим работы и параметры пара соответствуют заводским данным [5, с.112, табл. П 5.3].

Мощность Nтфі, кВт, развиваемая турбиной на тепловом потреблении за

счет отборов пара на подогрев теплоносителей на і-м участке схемы установки, определяется по формуле

П

Nтфі = Бі ‘00 — іі )' ,

3600

где Б - количество пара, отпускаемого из отбора на подогрев потоков подпиточной воды, кг/ч; і0 - острого пара, кДж/кг; іі - энтальпия пара і-го отбора, кДж/кг; п - электромеханический КПД турбогенератора.

На величину мощности, развиваемой турбиной на тепловом потреблении, существенное влияние оказывает мощность Nрег7-, кВт, которая вырабатывается

паром регенеративных отборов, расходуемым на подогрев конденсата пара, используемого для подогрева теплоносителей на і-ом участке схемы.

Величина N рег7- определяется по формуле

N рргі = Бррг; '

регі регі \ 0 регі / 3600

В формуле (1) Брегі- - расход пара условного эквивалентного отбора для регенеративного подогрева конденсата і-го отбора, кг/ч, определяется как

Б . = Б. і пв — і кі ^регі ^і ’

і • — і

регі

пв

где іпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг; ікі- - энтальпия конденсата

греющего пара после регенеративного подогревателя, кДж/кг; ірегі - энтальпия

условного эквивалентного регенеративного отбора, заменяющего все

действительные регенеративные отборы, паром которых подогревается конденсат і-го отбора, кДж/кг.

Величина і регі определяется как

. э = і 0 + іі 1 регі “ 2 .

При получении расчетных формул для вычисления Nтфі и Nрегі• необходимо учесть подвод парогазовой смеси в регенеративный подогреватель из

расположенного выше подогревателя и отвод этой смеси в нижестоящим подогреватель.

При отсутствии отвода из подогревателей парогазовой смеси в каждый регенеративный подогреватель поступает только пар отбора турбины (рис. 3, я).

/)/ • //

а) б)

Рис. 3. Схемы включения регенеративного подогревателя: а — без отвода парогазовой смеси; б —

с отводом парогазовой смеси

При отводе из подогревателей парогазовой смеси (рис. 3, б) в количестве Опгс, кг/ч (величину Опгс принимаем одинаковой для всех подогревателей), для сохранения количества и качества теплоты, поступающей в і-й подогреватель, должно соблюдаться условие

Оі ' іі = °і' ' гі + Опгс ' іі

-

где Б'г - расход пара і-го отбора на і-й регенеративный подогреватель при

каскадном подводе и отводе парогазовой смеси, кг/ч; і'і-\- энтальпия пара

расположенного выше регенеративного (і-1)-го отбора при каскадном подводе и

отводе парогазовой смеси, кДж/кг; і\ - энтальпия пара регенеративного і-го

отбора при каскадном подводе и отводе парогазовой смеси, кДж/кг.

Из выражения (2) следует, что:

Оі =

Оі ' іі Опгс ,

іі =

і • . О і і і • О

Іі ^і Іі-1

О і _ О

^і ^пгс

Для упрощения выводов формул, необходимых для дальнейших расчетов, введём коэффициент а , определяемый по следующей формуле:

а =

іі-1

Из выражения (5) следует, что коэффициент а >1. С введением коэффициента а выражение (4) принимает вид

., = іі ' а ‘О пгс ) ;

О і - О

‘'і ^пгс

Оі а  О пгс

О '• - О

^ і ^пгс

. ч

Так как II > II, то — > 1, то из выражения (6) можно сделать вывод, что 11

ч

Б1 Б пгс — Б1 а  Б пгс ;

Б)< Б{ +

Полученное выражение (7) представляет собой верхний предел численного значения Б). Чтобы определить нижний предел изменения Б), выполним следующие преобразования.

Разделив левую и правую части выражения (4) на г)_1, получим

'

11_1 *¿-1

Из выражения (5) следует, что — =--------, при этом ------< 1, таким образом,

а ¿1 _1 ¿1 _1

выражение (8) можно записать как

Б1 _ а Б пгс .

< 1;

а

Б1

Б* > —.

а

Выражение (9) представляет собой нижний предел значения Б\. Таким образом, получаем

---< Б1 < Б * + (1 _ а )  Б пгс ;

а

или

Б[

Б1 >-^

а .

Б1 < Б1 + (1 _ а )Б пгс

В качестве пояснения к полученному выводу стоит отметить, что Б1 будет приближаться к своему верхнему пределу при стремлении ¡1 к II и к нижнему -при стремлении 11 к 1 1_1 .

Собственно 1\ и 1\_1 являются пределами изменения ¡1 , т.е. Ц < 11 < 11 _1 . Также 1 1 можно представить как

^ ^ = Ч + Р

где в - безразмерный коэффициент, изменяющийся в интервале от 0 до 1.

Коэффициент в отражает изменение 1\ в зависимости от _1, так при в=0

( Бпгс =0), согласно (10), Ц = ii, а при в =1 ( Бпгс ^ Б; ) Ц ^ _1.

Проблема решения поставленной задачи заключается в том, что выражение (2) имеет два неизвестных: 11 и Б\ - и, следовательно, имеет бесконечное количество решений, которое мы, однако, ограничили, установив пределы изменения 11 и Б1 .

Теперь, задаваясь различными значениями в и Бпгс , можно количественно оценить значения 11 и Б1 .

Полученные значения Б 2 проиллюстрированы графиком, представленным на рис. 4.

Рис. 4. Зависимость изменения расхода пара 2-го отбора на 2-й регенеративный подогреватель высокого давления от количества и параметров парогазовой смеси при ее отводе (подводе) из

регенеративного подогревателя П2

Как видно из графика (рис. 4), количество отводимой (подводимой) парогазовой смеси из регенеративных подогревателей (Бпгс) само по себе мало влияет на изменение Б' , но при этом его значение тесно связано с энтальпией і' , которая, в свою очередь, оказывает существенное влияние на Б' . Влияние энтальпии і' на изменение Б' на графике отражает коэффициент р.

Таким образом, изменение энтальпии і' в большей степени влияет на величину Б' , чем изменение Бпгс, а значит для дальнейших расчетов в качестве некоего фиксированного значения можно принимать Бпгс , но при

этом точное значение энтальпии г' остается неизвестным (оценка значений 12 ведется при помощи формулы (18).

В качестве расчетного Япгс принимаем максимальное количество

парогазовой смеси, которое возможно пропустить через отводящий патрубок диаметром 50 мм регенеративного подогревателя, так как именно такие патрубки обычно применяются на ТЭЦ для отвода неконденсирующихся газов. Необходимое расчетное значение Япгс можно определить по номограммам [6, с.188, рис. 7.2].

С учетом теплового баланса регенеративных подогревателей получены формулы (11) и (12), показывающие зависимость N тфг- и N рег7- от количества

и параметров парогазовой смеси, отводимой каскадно из регенеративных подогревателей с более высокими параметрами в подогреватели, работающие на паре с меньшими параметрами:

Nтфг = Я)

* 3600

(г пв - г к ) ‘ (г о - г {) П

Nрегг = Я • пв —-.

г 0 — 2 * г пв + 3600

Если в формулы (11) и (12) вместо подставить выражение (3), то получим:

*гг — Япгс *(гг-1— гг) (. п

N тф г =---------- ----------(г 0 - гг )*

N

рег г

3600

(Я г * гг - Я пгс *(гг-1 - гг)) *(г пв - г кг) *(г 0 - гг) п

Результаты расчета применительно к схеме турбоустановки на рис. 2 и рабочему режиму турбоустановки с параметрами, представленными в табл. П 5.3 [5, с.112] (для подогревателя П7 также учитывается расход пара регенеративного отбора на подогрев сетевой воды), показаны в виде табл. 1, 2 и графиков на рис. 5, 6, в которых используются следующие условные обозначения:

ДNтфг- - изменение мощности, развиваемой на тепловом потреблении за

счет отбора пара на г'-ом участке схемы турбоустановки, кВт;

ДNрегг’ - изменение мощности, развиваемой на тепловом потреблении за

счет отбора пара на регенеративный подогрев в г-ом участке схемы турбоустановки, кВт;

(ДNтфг- +ДNрег7-) - суммарное изменение мощности, развиваемой на

тепловом потреблении на г-ом участке схемы турбоустановки, кВт; п

У (ДNтфг- +ДNрег7-) - суммарная потеря мощности, развиваемой на

г=2

тепловом потреблении на всех участках схемы турбоустановки, кВт.

Таблица 1

Потери мощности, развиваемой на тепловом потреблении регенеративными отборами турбины Т-100-130, в зависимости от количества и параметров отводимой парогазовой смеси

р ( АМ тфг + дм регг ), кВт п У ( дм тфг + ДМ регг), г=2 кВт

П2 П3 П4 П5 П6 П7

0 0 0 0 0 0 0 0

0,05 25,270 34,423 20,279 21,196 25,578 318,765 445,510

0,1 46,888 62,909 32,920 36,810 47,049 639,441 866,017

0,15 68,446 92,944 46,867 54,732 71,795 981,882 1316,665

Рис. 5. Суммарный график зависимости потерь мощности, развиваемой на тепловом потреблении, от количества и параметров парогазовой смеси, отводимой из регенеративных

подогревателей турбоустановки Т-100-130

В топливном и денежном выражении годовые потери мощности, развиваемой на тепловом потреблении, ДВ , т у. т., и ДЭ , руб., определяются по следующим формулам:

п

дв = дь * т * У ( дм Тфг + ЛN регг); г=2

ДЭ = Цут ДВ ,

где Цут - цена условного топлива, принимаем Цут =1500 руб/т; АЬ - разность

удельных расходов условного топлива по конденсационному и теплофикационному циклам, принимаем АЬ = 0,00025 т/кВт; Т - количество часов работы турбоустановки в год, ч/год.

Результаты расчета зависимости потерь топлива от количества и параметров отводимой парогазовой смеси и числа часов использования турбоустановки проиллюстрированы графиками на рис. 6. В денежном выражении эти потери показаны в табл. 2.

Количество парогазовой смеси, отводимой из теплообменных аппаратов, можно определить по диаметру трубопровода для ее отвода, по диаметру ограничительной диафрагмы в этом трубопроводе (в тех случаях, когда она

имеется) и по перепаду давлений между теплообменником и аппаратом, в который отводится парогазовая смесь.

Таблица 2

Потери тепловой экономичности ТЭЦ в денежном выражении при отводе парогазовой смеси из ____________________________________подогревателей____________________________________

^\Т, час/год 1000 2000 3000 4000 5000

ДЭ , тыс. руб.

0,05 167,07 334,13 501,20 668,27 835,33

0,1 324,76 649,51 974,27 1299,03 1623,78

0,15 493,75 987,50 1481,25 1975,00 2468,75

= 1200

о

н. 1000

3 800

н 600

¡С

<1

о

Г, час/год 5000

Рис. 6. Графики зависимости потерь условного топлива от количества и параметров парогазовой смеси, отводимой каскадно из регенеративных подогревателей с более высокими параметрами в подогреватели, работающие на паре меньших параметров, и от

продолжительности работы турбоустановки: 1 - ß=0; 2 - ß=0,05; 3 - ß=0,1; 4 - ß=0,15

В зависимости от типоразмера пароводяных подогревателей действительный часовой расход отводимой из них парогазовой смеси составляет от нескольких сот килограммов до 2-3 т/ч.

Отметим, что тепловая схема ТЭС, помимо подогревателей систем регенерации турбин, содержит десятки других пароводяных теплообменников с отводом парогазовой смеси из них.

В целом на крупной тепловой электростанции потери тепловой экономичности из-за необходимости отвода парогазовой смеси из подогревателей измеряются в денежном выражении миллионами рублей в год. По этой причине оптимизация количества отводимой из теплообменного оборудования парогазовой смеси является весьма важной задачей при эксплуатации ТЭС.

Выводы

1. Отвод из пароводяных подогревателей парогазовой смеси, содержащей неконденсирующиеся газы, является необходимой технологической операцией, обеспечивающей улучшение теплообмена в подогревателях и снижение коррозионной активности конденсата греющего пара.

2. С точки зрения экономичности увеличение количества отводимой из подогревателей парогазовой смеси ведет к понижению энергетической эффективности турбоустановок за счет вытеснения греющего пара меньшего

потенциала из подогревателей, в которые сбрасывается парогазовая смесь из подогревателей, питающихся паром большего потенциала. В статье выполнена оценка влияния количества отводимой парогазовой смеси на энергетическую эффективность системы регенерации турбоустановки Т-100/120-130.

3. Оптимальное количество отводимой из подогревателей парогазовой смеси должно обеспечивать эффективное удаление неконденсирующихся газов при минимальной потере мощности, развиваемой турбинами ТЭС на тепловом потреблении за счет отборов пара.

Summary

In this article are considered permanent gas withdrawal from heaters. To make an attempt of valuation of influence this method on a energy effectiveness of steam-turbine plants.

Литература

1. Смешивающие подогреватели паровых турбин // В.Ф. Ермолов, В.А.Пермяков, Г.И. Ефимочкин и др. - М.: Энергоиздат. - 1982. - 208 с.

2. Берман С.С. Теплообменные аппараты и конденсационные устройства турбоустановок. - М.: Машгиз. 1959. - 428 с.

3. Назмеев Ю.Г., Лавыгин В.М. Теплообменные аппараты ТЭС. - М.: Энергоатомиздат. - 1998. - 288 с.

4. Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды / В.И. Шарапов, П.Б. Пазушкин, Д.В Цюра, Е.В. Макарова // Известия вузов. Проблемы энергетики. - 2002. - № 7-8. - С. 22-35.

5. Расчет энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭЦ / В.И. Шарапов, П.Б. Пазушкин, Д.В. Цюра, Е.В. Макарова // Ульяновск: УлГТУ. - 2003. - 120 с.

6. Теплоснабжение // Учебник для вузов / А.А. Ионин, Б.М. Хлыбов, В.Н. Братенков и др. / Под ред. А.А. Ионина. - М.: Стройиздат. - 1982. - 336 с.

Поступила 22.03.2007