VIII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2016

В настоящее время техническое перевооружение энергетики стало основной задачей экономики России. В 90-е – 2000-е годы в стране практически не вводились новые генерирующие мощности, а примерно 57% действующего оборудования ТЭС выработало свой ресурс, морально и физически устарело. Отсутствие достаточных финансовых средств и возможностей ввода более совершенных энергоустановок приводит к необходимости поиска вариантов продления ресурса действующих энергоблоков путем их модернизации. Одним из быстрореализуемых вариантов модернизации энергооборудования является создание блоков повышенной эффективности (БПЭ) /1/.

В отличие от обычных блоков в котел БПЭ встроены теплообменники для дополнительного отбора тепла от дымовых газов. В этих теплообменниках осуществляется нагрев питательной воды, частично байпассирующей систему регенеративного подогрева. Соответственно в турбине БПЭ сокращен отбор пара на регенерацию и предусмотрен пропуск освободившегося пара в хвостовую часть турбины. Реализация БПЭ позволяет увеличить мощность блока на 4–8 % и снизить удельный расход топлива на 0,5–2 %.

Анализируемая принципиальная схема паротурбинной установки ТЭЦ-5 представлена на рис.1.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки Т-110/120-130

Модернизированная тепловая схема блока представлена на рис. 2.

Рис. 2. Модернизированная тепловая схема паротурбинной установки

Т-110/120-130

Принципиальным отличием модернизированной тепловой схемы турбины от базовой является наличие линии байпаса питательной воды помимо группы ПВД. Данная схема представлена в качестве примера, так как в дальнейших исследованиях предполагаются расчеты вариантов байпаса не только группы ПВД, но и одиночных, а так же парных ПВД.

Анализ работ по данной теме и приведенные в них результаты исследований позволяет сделать следующие выводы относительно тепловой эффективности схем БПЭ:

1. Байпас группы ПВД турбин с компенсацией недогрева питательной воды в «турбинном экономайзере» за счет отбора теплоты от парового котла становится экономичнее типовой схемы обычного энергоблока при условии прироста КПД парогенератора на два и более процента. Для теплофикационной турбины типа Т-100-130, заявленной в тепловой схеме, увеличение КПД котлоагрегата за счет снижения температуры уходящих газов должно быть более двух процентов.

2. Обвод части ПНД для данного типа турбины нецелесообразен даже при значительном увеличении КПД парогенератора (ηП.Г = 94%), т.к. существенное снижение ηt термического КПД паросилового цикла не может быть компенсировано ростом КПД парогенератора.

В рассматриваемом энергоблоке объектом модернизации наряду со схемой регенерации турбины Т-100/120-130 является однобарабанный, однокорпусный котельный агрегат ТГМЕ-464 с естественной циркуляцией, предназначенный для получения пара высокого давления при сжигании природного газа и высокосернистого и высокозольного мазута. Котел рассчитан на работу с низкими избытками воздуха .

Основные технические характеристики котельного агрегата ТГМЕ-464.

Первым вопросом повышения эффективности является определение места расположения турбинных экономайзеров (ТуЭ).

В существующих условиях эксплуатации энергоблока возможно два варианта установки турбинного экономайзера:

1. В конвективном газоходе котла между котельным экономайзером и РВП (рис. 3);

2. В воздуховоде котла на уровне горячего воздуха (рис. 4).

Рис. 3. ТуЭ в конвективном газоходе котла между

котельным экономайзером и РВП

Подробнее о первом варианте:

Отличие от обычных блоков заключается в том, что в конвективный газоход котла БПЭ между котельным экономайзером и РВП встроен теплообменник (так называемый «турбинный экономайзер») для дополнительного отбора теплоты от дымовых газов. В качестве охлаждающей среды в этом теплообменнике используется байпасируемая часть питательной воды системы регенерации высокого давления паротурбинной установки. Уменьшение отбора пара на регенеративные подогреватели высокого давления позволяет получить дополнительную мощность без повышения расхода пара в «голову» турбины, а отбор теплоты от дымовых газов парогенератора – повысить КПД котла.

Однако для реализации такой схемы потребуется комплексная модернизация всей конвективной шахты котлоагрегата с применением интенсифицированных поверхностей нагрева, чтобы высвободить пространство для установки ТУЭ без потери тепловосприятия основного котлового экономайзера /2/, что в конечном итоге приведет к существенным капитальным затратам. Такой подход может быть оправдан в случае совпадения сроков штатной замены конвективных поверхностей нагрева и предлагаемой модернизации.

 

Принципиальная схема котлоагрегата ТГМЕ-464:

Б – барабан котла;

НПП – настенный пароперегреватель;

ППП – потолочный пароперегреватель;

Ш – ширма;

КПП – конвективный пароперегреватель;

КУ – конденсационная установка;

ПО – промежуточный охладитель;

РВП–регенеративный воздухоподогреватель;

ПТ – подвесные трубы;

ВЭ – водяной экономайзер;

ТуЭ – турбинный экономайзер;

 

Рис. 4. ТуЭ в воздуховоде котла на уровне горячего воздуха.

Во втором варианте компоновки турбинный экономайзер, согласно принятого решения, устанавливается в воздуховоде котла на линии горячего воздуха. В результате подогрев воды осуществляется теплом воздуха, идущего на горение после РВП. Турбинный экономайзер изготавливается из труб с поперечным спирально-ленточным оребрением и имеет минимальные аэродинамические сопротивления, не приводящие к существенному возрастанию мощности дутьевого вентилятора. Однако, при работе котлоагрегата на высокосернистом мазуте потребуется модернизация РВП путём замены набивки на интенсифицированную /3/ с целью сохранения температуры горячего воздуха на входе в горелочные устройства.

К числу факторов, учет которых обязателен при внедрении схем БПЭ, относятся:

1. Габаритные размеры воздуховода и газохода.

2. Температура горячего воздуха перед горелками.

3. Необходимость увеличения расхода охлаждающей воды через конденсаторы паровых турбин для конденсации дополнительного расхода отработавшего пара и поддержания нормируемого значения вакуума, снижение которого оказывает существенное влияние на экономичность паросилового цикла.

4. Потребность, в ряде случаев, повышения производительности тягодутьевых механизмов вследствие возрастания сопротивления газового тракта парогенераторов, а также напора питательных насосов, обусловленного гидравлическими потерями.

5. Поддержание чистоты хвостовых поверхностей нагрева паровых котлов и обеспечения их бескоррозионного режима работы.

Окончательные выводы об экономической эффективности различных вариантов перевода энергоблока 110МВт с котлоагрегатом ТГМЕ-464 Саратовской ТЭЦ-5 в БПЭ можно сделать лишь после выполнения комплексной оптимизации схем и рабочих параметров рассматриваемого энергоблока.

Список использованных источников

1. Патент 2160369 РФ. Энергетический блок повышенной эффективности / Липец А.У.; Дирина Л.В.; Кузнецова С.М.; Гордеев В.В.; Ершов Ю.А.; Будняцкий Д.М., 1999.

2. Эффективность комплексной модернизации хвостовой части действующих пылеугольных котлов / В.А. Медведев, А.У. липец, Н.В. Пономарева и др. – Теплоэнергетика, №8, 1999, с.43-47.

3. Пат. 2087825 Российская Федерация, МПК⁷ F28 F3/02. Теплообменная набивка и способ изготовления гофрированных дистанционирующих листов теплообменной набивки / Комягин В. Д.; заявитель и патентообладатель Акционерное общество СП «Подольский машиностроительный завод». – № 94011656/06; заявл. 05.04.94; опубл. 20.08.97. – 2 с. : ил.

Код для цитирования: Скопировать