Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ способов водоподготовки в аспекте потребления ими теплоты и электроэнергии 9
1.1. Показатели тепловой экономичности ВПУ 11
1.2. Топливная составляющая ВПУ, использующих термический метод обессоливания 16
1.2.1. Электродистилляторы 16
1.2.2. Дистилляционные установки, использующие теплоту сгорания топлива 18
1.2.3. Энергетические испарители поверхностного типа (типа «И») 19
1.2.3.1. Блочные испарительные установки (БИУ) 21
1.2.3.2. Многоступенчатые испарительные установки (МИУ) 26
1.2.4. Испарители с вынесенной зоной кипения, испарители мгновенного вскипания (ИМВ), горизонтально-трубные пленочные испарители (ГТПИ) 41
1.2.5. Испарительные установки, использующие паровые компрессоры. 46
1.3. Топливная составляющая ВПУ, использующих химобессоливание 53
1.4. Топливная составляющая ВПУ, использующих мембранные технологии 54
1.5. Сопоставление показателей тепловой экономичности ВПУ 55
1.6. Постановка задач исследования 60
Глава 2. Разработка блочных испарительных установок для парогазовых электростанций 61
2.1. Особенности тепловых схем ПГУ 61
2.2. Разработка схемы включения ИУ, использующей в качестве греющей среды теплоту уходящих газов котла-утилизатора 64
2.3. Разработка методики расчета и оптимизация ИУ с головным подогревателем, размещенным в КУ, по тепловой экономичности 70
2.4. Разработка схемы включения ИУ, использующей в качестве греющей среды теплоту рсциркулируемого основного конденсата 86
Глава 3. Исследование экономической эффективности применения комбинированной испарительной установки 90
3.1. Методика расчета экономической эффективности комбинированных ИУ 90
3.2. Оптимизация комбинированных испарительных установок, анализ влияния внешних факторов 98
Глава 4. Исследование тепловой и общей экономиче ской эффективности применения механического парового компрессора в составе МИУ 109
4.1. Основы использования МК в составе МИУ 109
4.2. Исследование способов уменьшения мощности, потребляемой компрессором 111
4.2.1. Промежуточное охлаждение сжимаемого избыточного пара 113
4.2.2. Впрыск дистиллята в проточную часть компрессора 116
4.3. Методика расчета тепловой и общей эффективности применения механического компрессора в составе МИУ 120
4.4. Расчет тепловой и общей эффективности применения механического компрессора в составе МИУ. Оценка влияния основных внешних параметров 126
Глава 5. Технико-экономическое сравнение методовводоподготовки на электростациях различного типа 136
5.1. Технико-экономическое сравнение методов водоподготовки на ПГУ... 140
5.2. Технико-экономическое сравнение методов водоподготовки на про-мышленно-отопител ьной ТЭЦ 141
5.3. Области применения исследуемых в работе тепловых схем ИУ 143
5.4. Выводы 145
Заключение 146
Список литературы 148
Приложение
- Топливная составляющая ВПУ, использующих термический метод обессоливания
- Разработка методики расчета и оптимизация ИУ с головным подогревателем, размещенным в КУ, по тепловой экономичности
- Оптимизация комбинированных испарительных установок, анализ влияния внешних факторов
- Исследование способов уменьшения мощности, потребляемой компрессором
Введение к работе
Вода - основной элемент, необходимый для существования живых организмов, а также главная составляющая большинства технологических циклов и производств. В энергетике на большинстве электростанций вода является основным рабочим телом. Вода на электростанциях используется для заполнения контура паротурбинной установки и компенсации потерь пара и конденсата во время работы, подпитки тепловых сетей, а также для отвода теплоты в конденсаторах турбин и вспомогательных теплообменниках. Потери связаны с протечками в арматуре, предохранительных клапанах и фланцевых соединениях, необходимостью дренирования воды и пара при пуске и останове оборудования, прогреве трубопроводов, с использованием пара и горячей воды на санитарные и технические нужды электростанции (на разогрев мазута, мазутные форсунки, паровую обдувку поверхностей котла, промывку некоторых аппаратов перед пуском и пр.). Кроме того, на электростанциях с барабанными котлами имеется технологическая (т.е. обусловленная процессом) потеря рабочего тела, связанная с непрерывной и периодической продувкой барабанов котла. Такие потери называются внутренними и регламентируются. Наряду с внутренними, на электростанции могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с потерями у внешних потребителей теплоты и при транспортировке теплоносителя.
Во всех случаях для восполнения потерь пара и конденсата используют доступную в местных условиях сырую воду, прошедшую соответствующую обработку для обеспечения требуемого качества добавочной воды. Наиболее высокие требования предъявляются к качеству добавочной воды, предназначенной для подпитки контура паротурбинной установки в процессе ее эксплуатации. Это означает, что наибольшие затраты будут возникать при подготовке добавочной воды именно для основного паротурбинного цикла.
На электростанциях применяют различные методы обработки воды. В соответствии с основной классификацией все методы можно разделить на безреагент-ные или физические методы и методы, в которых используются различные препараты (химические реагенты). В технологическом процессе подготовки воды могут встречаться оба этих метода. Химические реактивы используют чаще на первых стадиях, при предварительной обработке исходной воды, а основная очистка вы- полняется физическими методами. Поэтому принята следующая классификация основных методов подготовки добавочной воды: химический, термический, мембранный. Однако вне зависимости от применяемого метода при подготовке подпитки цикла паротурбинной установки необходима электроэнергия и, практически всегда, теплота. Потребление электроэнергии и теплоты и представляет собой топливную составляющую себестоимости производства добавочной воды для подпитки котлотурбинного цикла, являющуюся предметом исследования данной работы.
Величина топливной составляющей зависит как от применяемого метода обработки, так и от типа электростанции, основного оборудования (паровых котлов, турбин). В структуре себестоимости добавочной воды топливная составляющая мала для химического и мембранного методов, поскольку связана только с нагревом сырой воды, потреблением электроэнергии и подогревом добавочной воды в тепловой схеме турбоустановки. При термическом же методе в испарительных установках (ИУ) непосредственно расходуется теплота пара на производство добавочной воды, поэтому топливная составляющая затрат может достигать весьма больших величин (до 70% от полной себестоимости) и, безусловно, требует оптимизации тепловой схемы ИУ.
Структура себестоимости производства добавочной воды химическим и термическим методами на электростанциях различного типа представлена нарисів (по данным расчетов, выполняемых на кафедре «Тепловых электрических станций» Московского энергетического института).
Из рис. 1В видно, что на конденсационных энергоблоках тепловая составляющая блочных испарительных установок, включенных в систему регенеративного подогрева основного конденсата, может оказаться даже меньше топливной составляющей химического метода (при одинаковых значениях себестоимости). На промышленно-отопительных ТЭЦ тепловые затраты многоступенчатых испарительных установок (МИУ) мало превышают значения этой же составляющей себестоимости производства добавочной воды химическим методом, а на парогазовых установках конденсационного типа первые значительно превышают вторые.
Таким образом, очевидно, что применение стандартных решений термического метода водоподготовки на парогазовых установках неэффективно, необходимо разработать новые схемы включения блочных ИУ, учитывающие специфиче- ские особенности ПГУ и имеющие минимальные тепловые затраты на производство дистиллята.
Производство добавочной воды на КЭС химическим методом термическим методом (БИУ) прочие, 23% тепловая, 30% прочие, 13%
тепловая, 32% капитальная, 45% капитальная, 57%
Производство добавочной воды на промышленно-отопительной ТЭЦ химическим методом термическим методом (МИУ) прочие, 21% прочие, 15%
тепловая, 49% капитальная, 30% тепловая, 55% капитальная, 30%
Производство добавочной воды на ПГУ конденсационного типа химическим методом термическим методом (МИУ) прочие, 23% прочие, 18%
тепловая, 6% капитальная, 66% тепловая, 38% капитальная, 44%
Рис. 1В. Доли составляющих себестоимости производства добавочной воды
В нашей стране довольно широкое распространение получили многоступенчатые испарительные установки (МИУ). Они используются в качестве рабочих установок на промышленно-отопительных ТЭЦ и резервных на КЭС. Эксплуатация этих аппаратов сопряжена с большими тепловыми затратами, кроме того, для них характерно наличие избытка вторичного пара последней ступени испарения (так называемый избыточный пар МИУ), который необходимо постоянно выводить из установки во избежание уменьшения производительности. Особенно остро эта проблема стоит летом, когда значительно снижается нагрузка теплового потребителя.
Использование концевого конденсатора для утилизации избыточного пара является весьма неэкономичным решением, а конденсация его на потоке сетевой воды делает зависимой ИУ от режима работы теплосети.
Одними из перспективных способов утилизации избыточного пара являются применение механического компрессора и установка на «хвосте» МИУ вакуумного испарителя. В настоящее время имеющиеся в литературе сведения о тепловой и общей экономической эффективности этих способов утилизации избыточного пара весьма ограничены, касаются лишь небольшого числа вариантов конкретных установок. В результате остаются неотвеченными вопросы о значении параметров оптимальных тепловых схем испарительных комплексов с утилизацией избыточного пара.
Таким образом, все вышесказанное говорит о том, что вопрос оптимизации тепловых схем испарительных комплексов с точки зрения общей и тепловой экономичности, поднятый в данной диссертации, является актуальным.
Основной целью настоящей диссертационной работы является минимизация общих и тепловых затрат на производство добавочной воды в основной паротурбинный цикл ТЭС и переработку сточных вод на испарительных комплексах, а также определение технико-экономической эффективности применения некоторых технических решений по утилизации избыточного пара МИУ.
Топливная составляющая ВПУ, использующих термический метод обессоливания
Электродистилляторы применяют в медицине, в химической промышленности, в парфюмерно-косметическом производстве и других областях. Производительности этих устройств обычно не превышают 0,5 т/ч. Принцип работы заключается в электрическом обогреве камеры испарения и конденсации полученного пара потоком сбросной холодной воды.
Коэффициент расхода первичной энергии на производство добавочной воды может быть найден из следующих рассуждений. В начале технологического производства добавочной воды стоит ТЭС, производящая электроэнергию с КПД станции (пэтэс). Поскольку при электродистилляции количество теплоты, затрачиваемое на производство дистиллята, равно электрической энергии, подводимой к установке, то выражение для расчета коэффициента расхода первичной энергии примет следующий вид:где Лтр— учитывает потери электроэнергии при ее передаче (транспортировке), вустановки, в долях.
Тогда удельная недовыработка электроэнергии рассчитывается по формуле:В соответствии с (1-8), (1-9) коэффициент расхода первичной энергии находится в диапазоне 2,5-5-3,5, а удельная недовыработка электроэнергии около 600 кВт-ч/т.
Дистилляционные установки могут иметь несколько последовательных ступеней испарения. Тогда коэффициент расхода первичной энергии можно представить в виде:где dj - отношение расхода пара в первой ступени испарения к суммарному расходу дстиллята, которое можно выразить следующим образом:где «пуп - число ступеней испарения в дистилляторе; аг - поправка на увеличение теплоты парообразования при снижении давления насыщения.
Как правило, число ступеней испарения в электродистилляторах не превышает двух. В этом случае поправку аг можно принять равной 1,
То обстоятельство, что вышеупомянутые КПД и число ступеней испарения могут принимать различные значения, приводит к появлению диапазона значений коэффициента расхода первичной энергии для рассматриваемого типа дистилляторов.
Кроме того, необходимо учесть расход теплоты на нагрев дистиллята в тракте регенеративного подогрева основного конденсата до деаэратора турбоустановки. В связи с чем, формула для расчета коэффициента расхода первичной энергии примет следующий вид:где Птр - учитывает потери теплоты при транспортировке пара от котла до турбины,доли; j - коэффициент ценности теплоты пара і-ого регенеративного отбора; Дяв; нагрев воды в і-ом регенеративном подогревателе, кДж/кг.
Под данными установками подразумеваются те, которые непосредственно используют теплоту сгорания топлива для осуществления процессов нагрева и парообразования исходной воды. Простейшим примером является обычный чайник на газовой плите. В промышленности для подвода теплоты к дистилляционным установкам также может применяться промежуточный теплоноситель. В этом случае при сжигании топлива в котле нагревается промежуточный теплоноситель, который затем отдает свою теплоту кипящей воде в испарителе. В обоих случаях возможно применение многоступенчатой схемы, что сделает установку более дорогой и сложной, но позволит в несколько раз уменьшить расход теплоты сгорания топлива. К таким установкам можно отнести и МИУ на ТЭС, греющим теплоносителем в которой является острый пар.
Для одноступенчатой дистилляционной установки, использующей теплоту сгорания топлива, коэффициент расхода первичной энергии рассчитывается по формуле:
А удельная недовыработка электроэнергии турбоустановки по производству электроэнергии.
Таким образом, коэффициент расхода первичной энергии для этих установок составит 1,1-5-1,2, а удельная недовыработка электроэнергии - 180-5-360 кВт-ч/т.Учет расхода теплоты на нагрев дистиллята в тракте регенеративного подогрева основного конденсата до деаэратора турбоустановки, а также наличие нескольких последовательных ступеней испарения, производится аналогично электродистилляторам по формулам (1-10) - (1-12).
Число ступеней испарения в дистилляторах, использующих теплоту сгорания топлива, может доходить до 6 штук. Для одно- и двухступенчатых установок поправку аг можно принять равной 1, а для шестиступенчатой - 516.
В отечественной энергетике большое распространение получили испарители поверхностного типа (типа "И") ГОСТ 10731-85. В настоящее время выпускаются пять типоразмеров с 43-мя модификациями испарителей в зависимости от назначения, количества ступеней промывки, схем включения аппаратов и параметров пара (рис. 1-2). Греющие секции этих испарителей погружены в жидкость. Движущий напор в контуре создается за счет разности плотностей жидкости в опускной щели испарителя и внутри труб греющей секции. К настоящему времени термическое обессоливание на базе энергетических испарителей применено более чем на 30 КЭС и ТЭЦ высокого давления (9 МПа) и сверхвысокого давления (13 МПа), в том числе на нескольких ТЭЦ и на пяти КЭС сверхкритического давления (24 МПа). Для некоторых вновь вводимых в эксплуатацию ТЭС также запроектирована установка энергетических испарителей. испарительные установки установлены на нескольких блоках 200 МВт Верхнетагильской ГРЭС, 300 МВт Сырдарьинской (Узбекистан), Приднепровской (Украина) и Новочеркасской ГРЭС, 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 и Пермской ГРЭС. Для блоков сверхкритических параметров термическое обессоливание не позволяет получать добавочную воду, пригодную для питания котлов - требуется доочистка дистиллята способом химического обессоливания.
В тепловых схемах ТЭС испарительные установки (ИУ) чаще всего применяются в качестве блочных (БИУ) и многоступенчатых испарительных установок (МИУ).
Разработка методики расчета и оптимизация ИУ с головным подогревателем, размещенным в КУ, по тепловой экономичности
Данный параграф посвящен разработке методики расчета, анализу условий работы и тепловой экономичности ПГУ с ИУ, использующей в качестве греющей среды теплоту уходящих газов КУ.
В качестве исходных данных анализа необходимо выбрать конкретную ПГУ с определенным оборудованием и технологическими связями. Для нее должны быть известны физические параметры рабочих сред (давление, температура, расход) в характерных точках тепловой схемы в номинальном и переменных режимах работы при различных значениях температуры наружного воздуха. В результате исследования требуется определить изменения значений параметров сред при включении в тепловую схему ПГУ блочной ИУ, структурная схема которой представлена на рис. 2-4, и, в конечном итоге, изменение тепловой экономичности энергетической установки.
В нашей стране, пожалуй, наибольшей популярностью обладают парогазовые блоки мощностью 450 и 325 МВт. В состав блока входят 2 газовые турбины, 2 котла-утилизатора и 1 паровая турбина. Такой набор оборудования является характерным для ПГУ данного типа. КУ обоих блоков - двухконтурные.
В действительности нас будет интересовать только последняя по ходу газов поверхность нагрева КУ - ГПК, поскольку изменения, вносимые включением ИУ, могут произойти с температурой основного конденсата на выходе из ГПК, расходом пара на деаэратор, расходом рециркуляции основного конденсата и температурой уходящих газов после ГПК и поверхности головного подогревателя. Температурные режимы остальных поверхностей нагрева КУ останутся неизменными.
На рис.2-5 показаны параметры сред в области ГПК исходных схем ПГУ-450 и ПГУ-325, работающих при номинальной нагрузке. Видно, что основное отличие наблюдается в значениях температуры основного конденсата, поступающего к КУ,что на ПГУ-450 позволяет использовать меньший (в относительном выражении) расход рециркуляции, однако, при этом имеет место большая потеря теплоты с уходящими газами, чем на ПГУ-325. При снижении температуры насыщения в конденсаторе ПГУ-450 температуры сред этих двух установок станут подобными друг другу, а расходы будут пропорциональны тепловой мощности КУ. Таким образом, исследование тепловой экономичности предлагаемой схемы включения ИУ достаточно провести для одного варианта ПГУ, В качестве таковой возьмем ПГУ Далее необходимо определиться собственно с испарителем, то есть аппаратом, в котором должно происходить образование вторичного пара, и с конденсатором этого вторичного пара. Поскольку рабочий диапазон температур гораздо меньше 100С, то испаритель будет находиться под разрежением. В связи с этим в рассматриваемых условиях можно использовать либо испаритель мгновенного вскипания [43], либо горизонтально-трубный пленочный испаритель [44], конструкция и принцип действия которых были описаны в первой главе.
Так как греющей средой испарителя в предлагаемой схеме служит циркулирующая вода, получающая теплоту в головном подогревателе, то более адекватное и тривиальное решение - применение ИМВ. Эти аппараты могут иметь различное число ступеней, причем в наших условиях, когда теплота греющей среды полезно используется для нагрева холодного источника, может оказаться эффективной и одноступенчатая установка.
Расчетная схема ПГУ с одноступенчатым ИМВ и головным подогревателем, размещенным в КУ, представлена шрис.2-6. Циркулирующая вода подогревается уходящими газами в КУ и расширяется в камере ИМВ. Образовавшийся при этом пар конденсируется на трубках, охлаждаемых основным конденсатом, и выводится из установки в виде дистиллята. Остальная часть циркулирующей среды опять подается в КУ.
Тот же принцип работы и для многоступенчатых испарителей. Вариант с использованием восьми ступенчато го ИМВ, предлагаемого отечественными производителями [43], показан на рис.2-7. Он также рассмотрен в [71] при технико-экономическом сравнении методов во до подготовки на ПГУ с КУ. В такой конструкции применяется так называемая регенерация теплоты путем передачи в первых ступенях ИМВ части теплоты вторичного пара циркулирующей воде, идущей на подогрев в головном подогревателе.
Весьма важным моментом является организация необходимого водно-химического режима в контуре ИУ. Помимо обязательного осветления и деаэрации питательной воды, наверняка потребуется умягчение воды на Na-катионитных фильтрах. Объясняется это следующим. С одной стороны в головном подогревателе температура среды не превышает 80-90С. С другой стороны к качеству воды, подаваемой в поверхности нагрева КУ, в настоящее время предъявляются очень высокие требования, отвечающие характеристикам глубоко обессоленной воды.
Технологическая схема подготовки питательной воды ИУ может быть сформирована таким образом, как показано на рис.2-6. Исходная вода нагревается циркулирующей водой контура ИУ или другим потоком, который был запланирован в исходной схеме, в подогревателе сырой воды до 30С и направляется на химводо-очистку, где подвергается осветлению и умягчению. Далее химочищенпая вода охлаждает дистиллят в ПХОВ и поступает в вакуумный деаэратор, греющей средой которого в нормальном режиме работы может служить горячая циркули уїощая вода, а в переменных и пусковых режимах - пар, например, генерируемый в контуре низкого давления.
Для отвода солей, накапливающихся в контуре ИУ, предусматривается продувка.Производительность ИУ по дистилляту напрямую зависит от выделяемой под головной подогреватель поверхности нагрева F2. Естественно, чем больше площадь поверхности теплообмена головного подогревателя, тем выше и производительность установки. При расчете тепловой схемы ПГУ с БИУ необходимо учитывать уже два ограничения по температуре нагреваемых сред на входе в поверхности нагрева КУ:- tra и ц.в. вх 60С - ограничение по температуре циркулирующей среды ИУ на входе в ГП;- trnK0K. вх 60С - ограничение по температуре основного конденсата на входе в ГПК.
При этом в зависимости от производительности ИУ, определяемой, как уже было сказано, площадью подогревателя F2, для каждой применяемой конструкции ИМВ существуют две или три характерных области тепловых нагрузок испарителя.Так, для одноступенчатого ИМВ имеется три таких диапазона.1) Диапазон малых производителыюстей (0 DH D 1). В этой области для обеспечения температуры циркулирующей воды ИУ на входе в ГП равной 60С необходимо повысить температуру основного конденсата, подаваемого в конденсатор испарителя. Сделать это можно, организовав рециркуляцию по линии 1 (см. рис.2-6). С повышением производительности Ои требуется все меньший расход рециркуляции, а при DH DH1 рециркуляция по линии 1 вовсе становится не нужна, поскольку уже и без нее температура циркулирующей воды на входе в ГП равна 60С.
Необходимо заметить, что рециркуляцию по линии 1 можно заменить простым обводом конденсатора испарителя по основному конденсату, при этом в итоге будет получен тот же результат. Это подтверждается кривыми, изображенными па рис.2-10, где двухступенчатый ИМВ, в котором обе ступени охлаждаются основным конденсатом, рассчитан для варианта с обводом по охлаждающей среде. Однако удобнее при построении расчетной модели воспользоваться все же первым вариантом.
Оптимизация комбинированных испарительных установок, анализ влияния внешних факторов
В качестве расчетной схемы МИУ принята схема с параллельным питанием и регенеративным подогревом питательной воды дистиллятом корпусов. Базовые режимы приведены в Приложении 5. В данной работе рассматривается применение общестанционной ИУ на блоках с турбоустановками ПТ-80-130,
Расчет проводится по формулам (3-3)+(3-6) для каждого числа ступеней «МИУ = 1 7, так что при этом получается 14 кривых. Результаты расчета относительного изменения дисконтированных затрат МИУ-ГТПИ по сравнению с соответствующим показателем отдельного ГТПИ для варианта с приведением температуры дистиллята к 40С представлены жрис.3-3. Эта зависимость построена по
В случае если температура дистиллята приводится к температуре среды в деаэраторе турбоустановки, результаты расчета по формулам (3-5) и (3-6) будут иметь вид, представленный иа рис. 3-4.
Минимальное значение ЭГР имеет место в окрестности 50% доли МИУ (при «миу = 4), при этом достигается экономия 5,5% по сравнению с ЭГР отдельного ГТПИ и 17% по сравнению с ЭГР отдельной МИУ (см. рис.3-3). При подключении к ГТПИ МИУ с малой нагрузкой (точки, расположенные в окрестности нулевого значения доли МИУ) сначала происходит рост ЭГР из-за существенного начального увеличения капитальных затрат МИУ. Тот же эффект имеет место и в области малых ГТПИ (около 100% доли МИУ), однако, он проявляется намного меньше, потому что большой расход избыточного пара МИУ дает возможность значительно сократить капитальные вложения в ГТПИ.
Пунктирной линией показан вариант ЭГР МИУ-ГТПИ без использования дросселирования пара из коллектора 0,8-1,3 МПа на ГТПИ, т.е. случай, когда греющим паром ГТПИ является только избыточный пар МИУ. Видно, что при малых долях МИУ затраты комбинированной установки оказываются завышенными.
Когда же температура дистиллята приводится к температуре среды в деаэраторе турбоустановки (см. рис.3-4), затраты отдельного ГТПИ превышают затраты отдельной МИУ. К тому же расход избыточного пара МИУ в этом случае становится значительно меньше, в связи с чем, значение оптимального соотношения про извод ителыюстей установок смещается в сторону МИУ, а эффективность комбинированной установки заметно снижается (экономия - 1%).
Как уже упоминалось выше, суммарные затраты (ЭГР), показанные на рис.3-3 и 3-4, включают в себя капитальную и топливную составляющие. Весьма характерным является изменение доли топливных затрат в структуре суммарных затрат, изображенное нарис.3-5 и 3-6, соответственно, для вариантов с приведением температуры дистиллята к 40С и к температуре среды в деаэраторе турбоустановки.
В начале (в диапазоне 0 + 12% доли МИУ) происходит уменьшение расхода греющего пара на ГТПИ из коллектора 0,8-1,3 МПа, поскольку растет расход избыточного пара МИУ. В результате топливная составляющая уменьшается (см. рис.3-5). Когда греющим паром ГТПИ становится только избыточный пар МИУ, доля топливных затрат достигает минимального значения. Дальнейшее увеличение нагрузки МИУ сопряжено с ростом топливной составляющей и суммарных затрат. Так продолжается до тех пор, пока более низкими затратами не станет обладать вариант с числом ступеней МИУ равным двум. При этом происходит скачкообразное перераспределение значений капитальной и топливной составляющих. Далее аналогично совершается переход к числу ступеней МИУ равному 3,4 и т.д.Те же рассуждения справедливы и для другого варианта (см, рис.3-6). Здесь более плавные изменения зависимости обусловлены влиянием тепловых затрат, связанных с подогревом дистиллята до температуры среды в деаэраторе турбоустановки.
В общем случае ЭГР и оптимальная доля МИУ зависят от следующих величин: где амиу - доля МИУ в составе ИУ, %; Сш - стоимость ГТПИ; С"иу - стоимость МИУ; Cq — удельная стоимость теплоты.
Характер влияния изменения этих параметров на ЭГР и оптимальную долю МИУ в составе комбинированной ИУ представлен на рис.3-7 - 3-10.
Влияние стоимости ГТПИ и стоимости МИУ на экономическую эффективность комбинированной установки показано шхрис.3-7 и 3-8, соответственно. Максимальная экономическая эффективность от совместного использования МИУ-ГТПИ принимает значение около 11,5% при равенстве ЭГР вариантов "чистой" МИУ (доля МИУ 100%) и "чистой" ГТПИ (доля МИУ 0%). Если бы в расчетную модель закладывалась линейная зависимость капитальных вложений в установки от их производительности, что значительно снизило бы достоверность результатов, то максимальная экономическая эффективность МИУ-ГТПИ достигла бы 20% (снижение топливной составляющей в 2 раза). При снижении стоимости ГТПИ более чем на 50% или увеличении стоимости МИУ более чем на 50% от "равновесного" состояния (равенство ЭГР вариантов "чистых" МИУ и ГТПИ) экономический эффект вообще не наблюдается, поскольку минимальными затратами обладает вариант "чистой" ГТПИ. При увеличении стоимости ГТПИ даже на значитель ную величину или снижении стоимости МИУ небольшой экономический эффект
Существует некое оптимальное значение удельной топливной составляющей, при котором наблюдается максимальная эффективность МИУ-ГТПИ (см. рис.3-9). При снижении удельной топливной составляющей уменьшается и экономическая эффективность МИУ-ГТПИ, поскольку экономия топлива, получаемая за счет использования избыточного пара, понижается. При больших значениях топливной составляющей экономическая эффективность комбинированной установки мала по причине существенного повышения ЭГР "чистой" МИУ, в составе которой топливная составляющая даже при 7 ступенях начинает занимать более 50% (ее можно уменьшить, увеличив число ступеней).
Требуемая производительность ИУ также оказывает влияние на вид кривой ЭГР и экономическую эффективность комбинированной установки (рис.З-Ю). Воздействие изменения производительности ИУ на кривую ЭГР определяется отношением:
Если эта функция возрастающая, то при увеличении цу кривая ЭГР в области МИУ (правой области) будет расти на большую величину, чем в области ГТПИ (левой области). Если же эта функция убывающая, то наоборот. где показатели степени и коэффициенты при ЛИу получены по исходным данным и уравнениям (3-3)-(3-4).
В интервале от 0 до 700 т/ч функция (3-11) является убывающей, в результате при увеличении производительности Иу ЭГР "чистой" МИУ растут медленнее, чем ЭГР "чистой" ГТПИ, что и видно т.рис.3-10.
При производительности ИУ 700 т/ч ЭГР "чистой" ГТПИ сравниваются с ЭГР "чистой" МИУ, и достигается максимальная экономическая эффективность МИУ-ГТПИ равная 12%. При производительности более 1750 т/ч функция (3-11) становится возрастающей, а значит, ЭГР МИУ растут быстрее, чем ЭГР ГТПИ.
Исследование способов уменьшения мощности, потребляемой компрессором
Потребление приводом компрессора электроэнергии может достигать существенных значений. Так, при обычной для МИУ степени повышения давления, равной 5,3 (8:1,5), и расходе избыточного пара около 22 т/ч мощность, потребляемая компрессором, составит почти 3 МВт.
В связи с этим представляет интерес исследование способов уменьшения затрачиваемой на привод компрессора мощности. Главный метод - это, конечно, увеличение внутреннего относительного КПД. Он определяется степенью совершенства проточной части компрессора и предоставляется нам заводом-изготовителем как заданная величина.
Работа, которую необходимо совершить для сжатия 1 кг пара от Риз& до Рнагн, может быть различной (см. рис.4-2). Эффект, который наблюдается при переходе от процесса а к процессам б, в и г, связан с уменьшением температуры сжимаемого пара и, как следствие, снижением его удельного объема.
С термодинамической точки зрения наименьшая работа (до 30% меньше, чем работа процесса 1а-2а) совершается в процессе сжатия влалшого пара 16-26. Процесс организуется таким образом, чтобы на выходе из компрессора был сухой насыщенный пар (точка 26). Для того чтобы перейти из точки 1а, отвечающей состоянию избыточного пара, в точку 16, надо осуществить впрыск соответствующего количества дистиллята. При Рт5 = 1,5 бар и РнйТН = 8 бар степень сухости х1б = 0,87.
В настоящее время отсутствуют какие-либо экспериментальные данные о сжатии влажного водяного пара или о впрысках воды в проточную часть компрес сора, сжимающего водяной пар. Основные исследования в данном направлении посвящены испарительному охлаждению воздуха в компрессорах газотурбинных установок [65, 77]. Характерная особенность компрессоров заключается в том, что частица рабочего тела (пара, воды) проходит всю его проточную часть за очень малый промежуток времени (миллисекунды), и, безусловно, в таких условиях равновесных состояний двухфазного потока в процессе 16-26 достичь не удастся. Кроме того, большая влажность пара на входе в компрессор (13%) приведет к значительному снижению КПД компрессора. Однако поскольку экономия энергии может быть внушительной, данный вопрос заслуживает проведения экспериментальных исследований.
Сегодня научно обоснованно можно говорить только о двух других вариантах уменьшения мощности, потребляемой компрессором: охлаждение пара в промежуточном теплообменнике и впрыске дистиллята в проточную часть компрессора.
где a = [0;1] - доля сжатия пара в КНД от общего теплоперепада в процессе 1а-2а; ДЯ-общий теплоперепад в процессе 1а-2а (см.рис.4-2).
После КНД частично сжатый пар охлаждается в ПТО, в качестве которого удобно применить смесительный теплообменник с насадкой, орошаемой дистиллятом. За счет испарения влаги произойдет уменьшение температуры пара. Охлажденный пар сжимается в КВД до требуемого давления.
Суммарная мощность, потребляемая компрессорной установкой, составит:двгде ІУкнд, ІУкдц - соответственно, мощность, затрачиваемая на привод КНД и КВД; кнд, 4вд - удельная работа сжатия на 1 кг избыточного пара в КНД и КВД, соответственно; рвпр - доля расхода дистиллята на впрыск в ПТО по отношению к расходу избыточного пара; Лд, h - энтальпии пара на выходе из КВД и на выходе из ПТО, соответственно.
Величины (Звпр, / „д, йв" зависят от и. Таким образом, для каждых значений Рт$ и Риапі нужно выбирать такое аШ1Т, при котором NK — min.
При выполнении анализа эффективности варианта механической компрессии с ПТО воспользуемся следующими допущениями:- впрыск дистиллята осуществляется в количестве, необходимом для достижения средой состояния сухого насыщенного пара;- объем ПТО достаточно большой, а, следовательно, время пребывания частицы пара в теплообменнике достаточно велико, для того чтобы вся впрыскиваемая влага испарилась;- аэродинамическим сопротивлением ПТО потоку пара пренебрегаем.
На рис.4-4 качественно показаны результаты проведенных расчетов по нахождению оптимального значения а. Было получено, что существует широкий диапазон значений а, приблизительно равный 0,25-Ю}6, в котором суммарная мощность, потребляемая КВД и КНД, минимальна и изменяется очень незначительно ( 5% от получаемого эффекта). Причем такой характер зависимости NK -Да) наблюдается при любых значениях PmQ и Лтгн- В связи с чем, для упрощения расчетов механической компрессии с промежуточным охлаждением пара можно априори принимать аопт = 0,45 (при этомчшд ч вд) Результаты расчета эффективности промежуточного охлаждения пара при механической компрессии представлены иарис.4-5.
Для обычной МИУ с Ртв = 0,15 МПа и Рпап1 0,8 МПа уменьшение потребляемой компрессором мощности не превышает 4%. Монотонно возрастающий характер функций, изображенных на рис. 4-5, свидетельствует о повышении эффективности применения ПТО при увеличении степени сжатия пара в компрессоре. Кроме того, уменьшение давления на всасе компрессора приводит к росту эффективности промежуточного охлаждения, поскольку сжатие пара при меньших давлениях является более энергоемким процессом.С учетом того, что для реализации схемы с промежуточным охлаждением пара птребуются довольно большие капитальные вложения в ПТО, а ее относи
