Содержание к диссертации
Введение
Глава первая. Анализ литературных данных о низкопотенциальных потоках теплоты электростанций. постановка задач исследования 11
1.1. Резервы повышения экономичности тепловых электростанций 11
1.2. Теплота отработавшего пара 13
1.2.1. Общие сведения о потоке 13
1.2.2. Типы конденсаторов турбин 14
1.2.3. Воздушные конденсаторы 24
1.2.4. Факторы, влияющие на работу конденсаторов 26
1.2.5. Характеристики конденсаторов 27
1.2.6. Повышение эффективности работы конденсационных установок 30
1.2.7. Типы градирен 31
1.3. Потоки теплоты системы непрерывной продувки котлов 35
1.4. Теплота ротора и статора турбогенераторов 38
1.5. Теплота обмоток трансформаторов 42
1.6. Теплота подшипников вала турбин и турбогенераторов 46
1.6.1. Основные схемы охлаждения :...46
1.6.2. Конструкции маслоохладителей 53
1.7. Теплота подшипников шаровых барабанных мельниц 56
1.8.Охлаждающие среды 59
1.8.1. Воздух 59
1.8.1.1. Газовоздушный тракт котлов тепловых электростанций 59
1.8.1.2. Типы воздухоподогревателей 62
1.8.1.3. Предварительный подогрев воздуха. Паровые калориферы 64
1.8.2. Природный газ 69
1.9. Постановка задач исследования 72
Глава вторая. Разработка технологий регенерации потоков теплоты агрегатов и рабочих сред тепловых электростанций 75
2.1. Регенерация теплоты на тепловых электростанциях. Графическая интерпретация 75
2.2. Теплота отработавшего пара 76
2.3. Теплота турбогенераторов 83
2.4. Теплота трансформаторов 87
2.5. Теплота продувочной воды 89
2.6. Теплота подшипников вала турбины и генератора 90
2.7. Теплота масла пылеприготовительных установок 92
2.8. Выводы 93
Глава третья. Экспериментальное исследование изменения состояния природного газа при редуцировании в регуляторах давления ТЭС 95
3.1. Условия проведения эксперимента 95
3.2. Методика экспериментального исследования 97
3.3. Результаты эксперимента 98
3.4. Математическая обработка экспериментальных данных 106
3.5. Выводы 111
Глава четвертая. Энергетическая и экологическая эффективность технологий регенерации теплоты низкого потенциала на тепловых электростанциях 113
4.1. Термодинамические основы концепции повышения энергетической эффективности ТЭС путем регенерации низкопотенциальных потоков теплоты агрегатов 113
4.1.1. Термодинамические циклы тепловых электрических станций 113
4.1.2. Повышение эффективности циклов паротурбинных установок путем регенерации низкопотенциальных потоков теплоты 118
4.2. Методика расчета энергетической эффективности 124
4.3. Исследование процесса конденсации отработавшего пара в конденсаторе . 126
4.3.1. Энергетический баланс воздушного конденсатора 126
4.3.2. Расчет характеристик комбинированного газо-воздушного конденсатора 129
4.3.3. Регулирование мощности дутьевых вентиляторов 138
4.4. Исследование процесса регенерации тепловых потоков турбогенераторов и трансформаторов 141
4.5. Исследование процесса регенерации теплоты вспомогательного оборудования турбин 145
4.6. Исследование эффективности применения детандеров для понижения давления природного газа на тепловых электростанциях 146
4.6.1. Расчет эффекта от использования турбодетандеров на Ульяновской ТЭЦ-1 146
4.6.2. Повышение эффективности паровых турбин электростанций с использованием свойств природного газа 148
4.7. Количественные показатели экономии топлива 153
4.8. Исследование инвестиционной привлекательности технологий регенерации низкопотенциальной теплоты дутьевым воздухом и природным газом 154
4.9. Экологические аспекты технологий регенерации теплоты низкого потенциала на тепловых электростанциях 167
4.10. Выводы 169
Глава пятая. Разработка информационной системы автоматизированного расчета технико-экономических показателей технологии ргенерации теплоты отработавшего пара турбин 171
5.1. Особенности внедрения технологий 171
5.2. Выбор среды разработки 172
5.3. Описание структуры метаданных системы 173
5.4. Описание системы 177
5.4.1. Вспомогательные инструменты 177
5.4.2. Расчет количества пара 179
5.4.3. Расчет конденсатора 182
5.4.4. Аэродинамический расчет 183
5.4.5. Расчет капитальных затрат 186
5.4.6. Экономическая эффективность 189
5.5. Выводы 192
Основные выводы 193
Список литературы
- Факторы, влияющие на работу конденсаторов
- Теплота подшипников вала турбины и генератора
- Математическая обработка экспериментальных данных
- Термодинамические циклы тепловых электрических станций
Введение к работе
Актуальность работы. Тепловая электрическая станция (ТЭС) - сложная многокомпонентная система, состоящая из большого числа подсистем и агрегатов. При проектировании и эксплуатации ТЭС некоторым агрегатам уделяется недостаточно внимания, их тепловые потери считаются естественными. К таким агрегатам и системам можно отнести турбогенераторы, трансформаторы ТЭС, систему смазки подшипников вала турбины и турбогенератора, систему непрерывной продувки котлов. Потери теплоты ряда рабочих сред, например, отработавшего пара турбин, традиционно считаются неизбежными из-за низкого потенциала теряемой теплоты, хотя наличие низкопотенциальных теплопотерь ведет к существенному понижению энергетической эффективности ТЭС. Только в конденсаторах турбин крупных электростанций теряется до 500 МВт тепловой мощности.
С учетом этого одним из наиболее актуальных вопросов эксплуатации ТЭС является разработка технологий, позволяющих регенерировать (возвращать в цикл) теплоту низкого потенциала. Одним из путей решения этой задачи является использование низкотемпературных потоков топлива и воздуха, потребляемых котлами ТЭС, в качестве хладагентов агрегатов и сред -источников низкопотенциальных выделений.
Целью работы является разработка технологий повышения экономичности тепловых электрических станций путем регенерации низкопотенциальных потоков теплоты агрегатов и систем ТЭС.
Задачи исследования:
1. Выявление агрегатов и систем — источников «бросовой» низкопотенциальной теплоты на тепловых электростанциях.
2. Разработка общей концепции повышения энергетической эффективности ТЭС путем регенерации низкопотенциальной теплоты.
3. Экспериментальные исследования изменения состояния природного газа при редуцировании в промышленных условиях на тепловых электрических станциях.
4. Разработка технических решений, позволяющих реализовать на практике разработанную концепцию повышения энергетической эффективности с использованием низкотемпературных потоков дутьевого воздуха и редуцированного природного газа.
5. Исследование энергетической и экологической эффективности разработанных технологий, оценка инвестиционной привлекательности.
6. Разработка сопроводительной информационной системы автоматизированного расчета технико-экономических показателей разработанных технологий.
Методы исследований. В диссертационной работе использованы метод пассивного многофакторного эксперимента, методы регрессионного анализа экспериментальных данных, современные методы технико-экономических расчетов в энергетике, эвристические методы поиска новых технических решений.
Положения, выносимые на защиту:
- технические и технологические решения по повышению экономичности тепловых электрических станций путем регенерации «бросовых» низкопотенциальных потоков теплоты агрегатов и рабочих сред дутьевым воздухом и редуцированным природным газом, включая:
- результаты исследований энергетической, экологической и экономической эффективности разработанных технических решений;
- результаты экспериментальных исследований изменения состояния природного газа при дросселировании в промышленных условиях.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Разработана концепция повышения энергетической эффективности тепловых электрических станций, предусматривающая возврат в цикл теплоты «бросовых» потоков (отработавшего пара турбин, циркуляционного водорода турбогенераторов, масла турбин и трансформаторов, продувочной воды).
2. Разработан комплекс научно обоснованных технологий охлаждения основных энергопреобразующих агрегатов и сред ТЭС с использованием дутьевого воздуха и редуцированного природного газа в качестве хладагентов.
Практическая ценность работы.
1. Построена модель энергетической эффективности новых технологий. Установлено, что использование воздуха и газа для регенерации теплоты отработавшего пара, а также основных преобразующих агрегатов позволяет понизить расход условного топлива на 29 тыс. т/год в расчете на один энергоблок мощностью 100 МВт.
2. Проведена оценка инвестиционной привлекательности технологий, установлено, что срок окупаемости не превышает 2 года.
3. Проведено экспериментальное исследование процесса дросселирования природного газа в промышленном регуляторе давления, построено уравнение регрессии, описывающее изменение температурного перепада природного газа при редуцировании.
4. Разработана технология осушки водорода редуцированным природным газом.
5. Разработана сопроводительная информационная система, позволяющая автоматизировать расчет технико-экономических показателей технологий при внедрении.
Реализация результатов работы. На Ульяновской ТЭЦ-1 технология регенерации теплоты отработавшего пара турбины принята к внедрению. Результаты диссертации также используются в учебном процессе при преподавании дисциплин «Теплогенерирующие установки», «Технология централизованного производства тепловой и электрической энергии», «Энергосбережение».
Апробация работы. Технологии регенерации низкопотенциальных потоков теплоты воздухом и природным газом, разработанные в рамках диссертационной работы, отмечены: медалью Российской Академии наук, 2008 г.; золотой медалью Международного салона изобретений «Женева-2008», г. Женева (Швейцария), 2008 г.; серебряной медалью 56-го Всемирного Салона инноваций, научных исследований и новых технологий «Иннова/Энерджи 2007», г. Брюссель (Бельгия), 2007 г.; серебряной медалью 58-й Международной выставки «Идеи, изобретения, инновации» - «IENA-2006», г. Нюрнберг (Германия), 2006 г.; медалью Лауреата Всероссийского Выставочного Центра, г. Москва, 2008 г.; дипломом первой степени Всероссийского смотра-конкурса научно-технического творчества «Эврика-2006», г. Новочеркасск, 2006 г.; дипломом Российской научно-технической выставки «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», г. Ульяновск, 2006 г.; дипломом лауреата Всероссийского конкурса инновационных проектов «Энергетика и энергосбережение», г. Томск, 2006 г.
Основные положения диссертационной работы представлены на: Тринадцатой Международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (МЭИ, 2007); Второй Международной научно-технической конференции «Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции» (МГСУ, 2007); VIII Международном симпозиуме «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение» (Казань, 2007); V Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (УлГТУ, 2006); Всероссийской конференции - конкурсе инновационных проектов по направлению «Энергетика и энергосбережение» (ТПУ, 2006); Ш-ей Всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергетика - теория и практика» (МЭИ, 2006); IV-й Российской научно-практической конференции (Иван. гос. энерг. ун-т, 2005); Всероссийском смотре-конкурсе научно-технического творчества «Эврика - 2006» (ЮРГТУ, 2006); 35-37 СНТК УлГТУ (2005-2007 гг.); 39-41 НТК ППС УлГТУ (2005-2007 гг.); заседаниях постоянно действующего научного семинара научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (Ульяновск, 2005-2008 гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 76 печатных работ, в том числе 1 монография, 15 статей, 7 полных текстов докладов, тезисы 5 докладов, 47 патентов РФ на изобретения, 1 свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов, изложенных на 212 страницах машинописного текста, содержит 95 иллюстраций, 21 таблица, 1 приложение, список литературы из 164 наименований.
Факторы, влияющие на работу конденсаторов
1. Парциальное давление воздуха в конденсаторе. Воздух выделяется из конденсируемого пара в процессе конденсации. Он попадает в пар вместе с питательной водой, а главным образом примешивается к нему в пределах турбинной установки, просачиваясь через находящиеся под разрежением неплотные фланцы и через уплотнения вала турбины. Очевидно, что парциальное давление воздуха в конденсаторе будет тем больше, чем большее количество его поступает в конденсатор.
Наличие воздуха в паре сильно затрудняет передачу теплоты пара охлаждающей воде, что вызывает повышение парциального давления пара в конденсаторе. Кроме того, присутствие воздуха в конденсаторе вызывает повышение давления в конденсаторе за счет парциального давления воздуха.
2. Температура охладителя. Очевидно, что вакуум будет тем глубже, чем ниже температура охладителя, разница между вакуумом летом и зимой при водяном охлаждении может быть очень большой (90 — 92% летом и 97 — 98% зимой) [27].
3. Скорость. Передача теплоты пара происходит обычно тем лучше, чем выше скорость протекания хладагента через конденсатор. При проектировании предел скорости устанавливается по соображениям экономического характера, для воды обычно принимают от 1,4 до 2,2 м/с.
4. Чистота трубок конденсатора. Передача теплоты пара охлаждающей воде в высокой степени зависит от чистоты трубок конденсатора как с внешней, так и с внутренней их стороны. Загрязнение внешней (паровой) стороны трубок у конденсаторов паровых турбин — явление довольно редкое, и влияние его сравнительно невелико, если отработавший пар не содержит масла или других примесей; внутренняя же сторона подвергается постоянному загрязнению осадками, выпадающими из циркуляционной воды и серьезно ухудшающими теплопередачу через трубки.
Ниже приведены формулы для расчета основных параметров конденсаторов, характеризующих их работу [80, 86].
Кратностью охлаждения конденсатора называется отношение т = , (1.1) где DK — количество пара, поступающее в конденсатор, кг/с; G — расход охлаждающей воды, кг/с. Удельной паровой нагрузкой конденсатора dK, кг/(м2с), называется отношение d = L, (1.2) F где F — площадь поверхности охлаждения конденсатора, м . Считается, что значение dK для стационарных конденсаторов не должно превышать 40 — 45 кг/(м ч).
Разность между температурой насыщения t2ft при давлении рк в горловине конденсатора и температурой конденсата tK во всасывающем патрубке конденсатного насоса {переохлаждение конденсата) &K=t2Hk, (1.3) ухудшает экономичность турбоустановки, поскольку увеличивается потеря теплоты с охлаждающей водой и возникает необходимость в дополнительном подогреве питательной воды за счет пара из регенеративных отборов. Переохлаждение конденсата ухудшает деаэрацию конденсата в конденсаторе, что может явиться причиной значительного содержания в питательной воде коррозионно-активных газов.
Современные конденсаторы, обладающие минимальным паровым сопротивлением и рациональной компоновкой трубного пучка, практически не имеют переохлаждения конденсата на расчетном режиме.
Гидравлическое сопротивление конденсатора (потеря давления при движении охлаждающей воды в конденсаторе) состоит из сопротивления конденсаторных трубок Лрг\, сопротивления на входе и выходе охлаждающей воды из трубной системы Арг2, сопротивления водяных камер Аргз . Арг = г(Арг1 + рг2 ) + (z +1) Ар.з, (1.4) где z — число ходов воды. Сопротивление конденсаторных трубок:
Теплота подшипников вала турбины и генератора
В качестве охладителя при проточной схеме также можно использовать природный газ, подаваемый на горелки котла. При этом вместо воздуха в корпус генератора подают природный газ [99].
Необходимо отметить, что чаще всего турбогенераторы ТЭС оснащены системой водородного охлаждения, поэтому далее большее внимание будет уделено схемам, изображенным нарис. 2.11, 2.12.
Описанные технологии позволяют совместить процессы утилизации теплоты обмоток турбогенераторов с предварительной подготовкой топлива, что позволяет повысить экономичность станции путем снижения энергетических затрат на систему водяного охлаждения, на систему предварительного подогрева воздуха и природного газа, а также благодаря возврату теплоты турбогенераторов в цикл станции.
Газовое охлаждение, помимо перечисленных достоинств, позволяет решать ряд проблем, связанных с увеличением влажности водорода. Как известно, при работе турбогенераторов происходит насыщение водорода водяными парами, которые попадают в корпус генератора через неплотности в торцовых уплотнениях, что создает опасность появления конденсата на внутренних поверхностях генератора, который является одной из наиболее распространенных причин аварий различного типа. Обычно для предотвращения описанного эффекта используют фреоновые осушители водорода или продувку генератора свежим гидролизным водородом, что связано с довольно большими затратами [75].
Использование тур бо детандера в качестве органа редуцирования газа, как было сказано выше, позволяет снижать температуру газа до довольно низких отрицательных температур, что делает возможным его использование для осушки.
Предложено организовать постоянную рециркуляцию части водорода через дополнительный низкотемпературный охладитель, расположенный перед основным охладителем по ходу газа (рис. 2.14) [34].
Эта схема позволяет осуществлять охлаждение части водорода при отрицательных температурах в теплообменнике, где водяные пары, находящиеся в водороде, будут конденсироваться на стенках и удаляться через специальное устройство.
Таким образом, использование газа в качестве охладителя позволяет не только регенерировать теплоту турбогенератора, но и осуществлять осушку циркуляционного водорода, что позволяет повысить экономичность ТЭС путем исключения дорогостоящих и высокозатратных устройств осушки водорода из схемы станции.
Кроме того, от влажности водорода зависит температурный режим работы агрегата. Так, нормируемый минимальный порог температуры водорода на выходе из газоохладителя, для предотвращения конденсации водяных паров внутри корпуса генератора, составляет 40 С. При хорошей осушке температуру водорода можно будет снизить, что соответственно позволит снизить и температуру обмоток агрегата, которая, как известно, связана с мощностью турбогенератора: чем ниже температура, тем выше вырабатываемая мощность [75].
Разработаны две схемы регенерации теплоты обмоток трансформаторов дутьевым воздухом и редуцированным природным газом (рис. 2.15) [32, 33, 35, 133-137,156, 160].
Постоянная циркуляция масла трансформатора 1 через маслоохладитель 4 поддерживается масляным насосом 3. Воздух (рис. 2.15 а) или природный газ (рис. 2.15 б) пропускают через маслоохладитель и подают в топку котла 7. Движение воздуха осуществляют за счет тяги дутьевого вентилятора котла 6, движение газа — за счет избыточного давления.
Рассмотренные схемы позволяют повысить экономичность ТЭС не только путем возврата в цикл станции теплоты, выделяемой трансформаторами, но и путем существенного упрощения системы охлаждения трансформаторного масла. При использовании новых технологий отпадает необходимость в установке большого числа вентиляторов обдува масляных радиаторов, что приводит к снижению стоимости трансформаторов, а также к снижению энергетических затрат на их эксплуатацию.
Теплоту продувочной воды низкого давления, неиспарившуюся в сепараторе непрерывной продувки, целесообразно использовать для подогрева низкотемпературного редуцированного природного газа перед котлом (рис. 2.16) [120, 142].
Продувочную воду, отведенную из барабана 2 котла 1 расширяют в сепараторе непрерывной продувки 6, неиспарившуюся воду подают в охладитель непрерывной продувки 9, выполненный в виде газового теплообменника, включенного по охлаждающей среде в газопровод между устройством для понижения давления газа и горелкой котла, глубоко охлажденную воду сливают в систему канализации.
Технология позволяет добиться максимально глубокого охлаждения продувочной воды. Благодаря использованию низкого потенциала редуцированного природного газа температура воды на выходе из охладителя непрерывной продувки не превышает 3-5 С, что на 15 - 20 С ниже температуры окружающей среды в летнее время.
Отвод теплоты масла системы смазки подшипников вала турбины и турбогенератора, целесообразно осуществлять путем использования воздуха и низкотемпературного редуцированного природного газа в качестве охлаждающей среды маслоохладителей (рис. 2.17, 2.18).
Математическая обработка экспериментальных данных
Проведенное экспериментально - теоретическое исследование термодинамических свойств природного газа при редуцировании на Ульяновской ТЭЦ-1 позволило: 1. Оценить влияние основных параметров на величину снижения температуры газа при дросселировании. 2. Построить графические характеристики процесса дросселирования прирдного газа, позволяющие прогнозировать изменение его температуры при изменении перепада давления до регулирующего устройства и после него, а также в зависимости от температуры газа перед регуляторами давления. 3. Установить корреляционную связь между важнейшими режимными параметрами процесса редуцирования природного газа. 4. Построить уравнения регрессии, которые можно использовать в практических расчетах величины понижения температуры газа при редуцировании в регуляторах давления ТЭС.
Таким образом, можно сделать вывод, что природный газ и дутьевой воздух - среды, участвующие в цикле станции, имеют достаточно низкий потенциал, чтобы использовать их в качестве хладагентов агрегатов, тепловыделения которых находятся в относительно низком температурном диапазоне. Это позволяет снизить нагрузку на систему водяного охлаждения и решить проблему нехватки воды. Одновременно с этим использование воздушного и газового охлаждения позволяет регенерировать теплоту охлаждаемых объектов, т.к. дутьевой воздух и природный газ — среды, непосредственно участвующие в цикле станции. Кроме того, снижаются затраты, связанные с необходимостью подогрева этих сред перед подачей в топки котлов.
Эффективность работы ТЭС зависит от конфигурации осуществляемого термодинамического цикла, параметров используемого пара и качества изготовления каждого из ее агрегатов.
По первому закону термодинамики, работа цикла Ьц равна количеству теплоты Q4, подведенной к рабочему телу за цикл [109]: А,=а,- , , (4-і)
В то же время второй закон термодинамики утверждает, что, если при осуществлении кругового процесса на одних участках цикла к рабочему телу подводится определенное количество теплоты Q] от верхнего теплоисточника, то обязательно необходим отвод части те плоты Q2 нижнему теплоисточнику, т.е. =а-й- (4.2)
Показателем эффективности прямого обратимого цикла, полноты преобразования подводимой теплоты в работу служит термический коэффициент полезного действия [110]: V, (4.4)
Работа цикла паротурбинной установки (цикла Ренкина) 1Ц является разностью полученной в турбине 1т и затраченной в насосе 1„ работ. Поэтому выражение для термического КПД такого цикла примет вид [61]: 1Ч _/,-/, Ч\ Ч\ где q, - подводимая теплота, Дж.
Термический КПД обратимого цикла Ренкина характеризует максимальную степень преобразования теплоты в работу в этом цикле. В действительности же все процессы цикла неизбежно сопровождаются некоторыми потерями, что делает невозможным осуществление такого цикла на практике.
Действительный процесс адиабатного (dq = 0) расширения пара в турбине сопровождается ростом энтропии (ds 0), и в Т, в - диаграмме он изображается кривой 1 — 2д на рис. 4.1. Действительный процесс сжатия воды в насосе также сопровождается ростом энтропии (линия 2 — Зд рис. 4.1).
В качестве показателя эффективности преобразования теплоты в работу для необратимого термического КПД, но в формулу для определения которого входят теплота и работа, характерные для необратимых процессов: It д д j j V+.Э) Характеристикой необратимости реальных процессов, протекающих в различных устройствах, является внутренний относительный КПД rjoi. Для турбины он определяется как Ґ h- h,A ,т т \ 2д / л s\ L К-К Для современных паровых турбин значение внутреннего относительного КПД составляет 0,85 — 0,91 [6]. Внутренний относительный КПД насоса находится в пределах 0,80 — 0,85 и определяется по уравнению [6] / k - /L, К К - К Таким образом, уравнение для расчета внутреннего КПД цикла можно представить в виде: Чі - 7 7 . (4.8) Действительная мощность паротурбинной установки равна разности действительных мощностей турбины и насоса: цикла используется внутренний (абсолютный) КПД ци представляющий собой аналог
Термодинамические циклы тепловых электрических станций
Наиболее целесообразным является количественное регулирование расхода воздуха через воздушную секцию конденсатора по температуре путем организации присосов в воздушный тракт за конденсатором. Наиболее простым решением является забор дополнительного воздуха через штатные воздухозаборники дутьевых вентиляторов. Регулирование в этом случае осуществляется шиберами, установленными в воздухозаборниках. Также можно осуществлять местные присосы непосредственно в магистральный воздуховод, расположенный внутри главного корпуса. В этом случае наиболее целесообразно забирать воздух через вытяжки над теплотехническим оборудованием с большими тепловыделениями, что позволит регенерировать часть теплоты, теряемой через ограждающие конструкции, и снизить нагрузку на систему вентиляции главного корпуса станции. Возможная схема расположения организованных присосов представлена на рис. 4.14.
Турбогенераторы и трансформаторы являются одними из крупнейших электроагрегатов станции. Турбогенераторы вырабатывают электроэнергию путем взаимодействия роторных и статорных обмоток, а трансформаторы преобразуют ее в электричество требуемого напряжения.
Тепловыделения электроагрегатов обусловлены наличием электромагнитного КПД и определяются по уравнению [15, 75]: Q = -, (4.42) Л где Р - мощность агрегата, кВт; ц — КПД агрегата. Как при работе трансформаторов, так и при работе турбогенераторов теплоту, выделяемую обмотками, необходимо удалять для обеспечения нормальных режимов работы агрегатов. Рассмотрим генератор ТВФ-120-2 и трансформатор ТДЦ-125000/110. Основные характеристики агрегатов приведены в табл. 4.5.
Движение воздуха по отношению к охлаждаемой среде возможно как встречное (противоток), так и параллельное (прямоток). Результаты расчета теплотехнических характеристик теплообменников, необходимых для осуществления передачи теплоты электроагрегатов дутьевому воздуху и природному газу, выполненного для различных схем движения теплоносителей, приведен в табл. 4.6.
В ходе расчета определены: - площади поверхностей нагрева; - массовые скорости охлаждающих сред; - аэродинамическое сопротивление теплообменников.
Графики распределения температур вдоль поверхности теплообмена при различной схеме движения теплоносителей приведены на рис. 4.15, 4.16.
Анализ возможности использования природного газа в качестве хладагента агрегатов ТЭС, приведенный в главе 1, п. 1.8.2, показал, что целесообразно в качестве органов редуцирования использовать газовые турбодетандеры, так как они позволяют вырабатывать дополнительную электрическую мощность, используя энергию газа высокого давления для совершения работы, а также существенно снизить температуру газа.
Электрическая мощность, снимаемая с вала детандера, определяется по уравнению (4.38). Произведем оценку эффективности процесса расширения газа на примере Ульяновской ТЭЦ-1 [41, 43].
Станция питается газом от двух веток 0,6 МПа и 1,2 МПа. Давление газа перед горелками котлов соответствует 0,15 МПа. В настоящее время для понижения давления используют традиционные регуляторы давления, т.е. газ дросселируют (линии 1 - 3, Г - 3 на рис. 1.32). Если в качестве органа редуцирования на ГРП УлТЭЦ - 1 установить турбодетандеры с КПД равным 0,45, линии процесса будут иметь вид (1 - 2 и Г - 2 , рис. 1.32). Значения перепадов энтальпий газа для ГРП-1 и ГРП-2 представлены в табл. 4.8.
Оценим величину выработки дополнительной электроэнергии для Ульяновской ТЭЦ-1 по уравнению (1.15). Величину КПД генератора примем равной 0,98, а распределение расходов газа между ГРП примем из соотношения Ул покрывается ГРП-2 fa = 1,2 МПа), 3Л - ГРП-1 (pi = 0,6 МПа). Результаты расчета приведены в табл. 4.9.
Использование турбодетандеров вместо традиционных регуляторов давления позволяет осуществлять выработку дополнительных 6,91 МВт электроэнергии, что при заданном графике выработки электрической мощности станции позволит снизить мощность, вырабатываемую паровыми турбинами, т.е. уменьшить расход топлива на котлы на величину определяемую по уравнению (4.27). Кроме того, т.к. линия процесса расширения газа в детандере идет с понижением энтальпии, перепад температур газа до редуцирования и после увеличится и составит порядка 50 - 60 С (см. рис. 1.32).
Таким образом, использование детандера в качестве органа редуцирования является эффективным мероприятием по повышению экономичности станции путем использования энергии газа высокого давления для выработки дополнительной электроэнергии, также использование турбодетандеров позволяет снизить температуру газа до довольно низких отрицательных температур, что повышает интенсивность теплообмена в газоохлаждаемых теплообменниках.
Перед подачей газа в котел его подогревают. В качестве источника теплоты чаще всего используют продукты сгорания части газа (газовые горелки для подогрева газа на ГРП) или пар производственного отбора, в редких случаях уходящие газы паровых котлов [2, 58]. Основными задачами при этом считаются минимизация энергетических затрат, а также сокращение капитальных вложений на сооружение на системы подогрева природного газа. Необходимо отметить, что выбор того или иного способа подогрева природного газа перед подачей его в топки котлов играет существенную роль и может оказывать влияние на работу основных агрегатов станции. Ниже рассмотрены технологии подогрева газа обратной сетевой водой.
