автореферат диссертации по энергетике, 05.14.04, диссертация на тему:Повышение эффективности систем охлаждения технических масел компрессорных станций и когенерационных установок

005016942

На правах рукописи

ВОРОПАЕВ АНДРЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ МАСЕЛ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ И КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 о их

• /

Москва-2012

005016942

Работа выполнена на кафедре «Промышленная теплоэнергетика» ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук,

доцент

Конахина Ирина Александровна

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор

Шелгинский Александр Яковлевич

доктор технических наук, доцент

Мухутдинов Аглям Рашидович

Ведущая организация: ИЦ «Энергопрогресс»

Защита диссертации состоится «31» мая 2012 г. в 15 час. 30 мин. В аудитории Г-406 на заседании диссертационного совета Д212.157.10 при ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» по адресу 111250, Москва, ул.Красноказарменная, д. 17.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

Автореферат разослан «^,2» апреля 2012 г.

Ученый секретарь л

диссертационного совета Д212.157.10, Сы^Л^.,,

канд. техн. наук, доцент

Степанова Т. А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Системы охлаждения технических масел относятся к вспомогательным объектам компрессорных станций и когенерационных установок, но, тем не менее, являются ответственными элементами их функционирования. От эффективности и надёжности их работы напрямую зависит надёжность работы основного оборудования - компрессоров и тепловых двигателей, а значит и источника теплоэнергоснабжения в целом. Перегрев технических масел является одной из наиболее распространенных причин внезапной остановки турбин и компрессоров, что приводит к значительным финансовым потерям, связанным с проведением внеплановых работ по устранению причин остановки, недопоставками энергоносителей потребителям, выплатой штрафов и т.д. Сами системы маслоохлаждения являются потребителями электроэнергии и охлаждающей воды, а вся теплота масла посредством оборотного водоснабжения сбрасывается в атмосферу. Привязка к водооборотным системам ставит эффективность систем охлаждения масел в зависимость от сезонности, а также от степени чистоты теплопередающих поверхностей, и в первую очередь со стороны воды. Загрязнение поверхностей в теплообменниках-маслоохладителях и недоохлаждение воды в градирнях в летний, наиболее теплонапряженный период работы являются основными причинами недоохлаждения технических масел.

Решить данную проблему позволяет переход к замкнутым системам охлаждения технических масел, что позволяет исключить их зависимость от внешних условий эксплуатации, а также создает условия для эффективной утилизации теплоты охлаждаемого масла. Однако, в связи с тем, что температура вторичных энергоресурсов (ВЭР) в рассматриваемых системах не превышает 40 °С, его использование на таком низком уровне обычно не представляется возможным. Трансформация теплоты ВЭР на более высокий уровень посредством теплонасосных установок (ТНУ) позволяет снять это ограничение, однако приводит к необходимости дополнительных затрат электроэнергии. Кроме того, системы утилизации теплоты низкопотенциальных ВЭР обычно имеют несколько конкурирующих вариантов решения, поэтому поиск наиболее эффективных вариантов их организации по структуре и параметрам требует привлечения методов системного анализа.

Цель работы

Повышение энергетической и термодинамической эффективности систем охлаждения технических масел на основе трансформации теплоты ВЭР охлаждаемого масла в ТНУ с последующим эффективным использованием вторичного энергоресурса с более высоким потенциалом в энерготехнологических комплексах компрессорных станций и когенерационных установок.

Объекты исследования

Системы охлаждения технических масел, входящие в состав компрессорных станций и когенерационных установок, применяемых в

промышленности и теплоэнергетике, а также энергокомплексы данных источников теплоэнергоснабжения.

Задачи исследования

1. Провести анализ затрат энергоресурсов и теплогидравлической эффективности традиционных систем охлаждения технических масел с учетом реальных условий их эксплуатации и осуществить систематизацию факторов, оказывающих влияние на уровень производимых энергозатрат и эффективность процесса охлаждения масел.

2. На основе методологии системного анализа исследовать возможность включения в состав энергокомплексов компрессорных станций (КС) и когенерационных установок (мини-ТЭЦ) теплонасосных систем охлаждения технических масел, а также подсистем утилизации теплоты ВЭР охлаждаемого масла и разработать более совершенные схемные предложения.

3. Провести сравнительный анализ показателей энергетической, термодинамической, технико-экономической эффективности разработанных энергокомплексов и исходных.

Научная новизна

1. Впервые осуществлена систематизация факторов, оказывающих влияние на уровень энергозатрат и показатели эффективности традиционных систем охлаждения технических масел в условиях сезонного колебания температур охлаждающей воды и наличия загрязнений теплообменных поверхностей маслоохладителей.

2. Впервые проведены исследования энергокомплексов компрессорной станции и мини-ТЭЦ на основе методологии системного анализа и синтеза энергоэффективных сложно-структурированных теплоэнергетических объектов.

3. Разработан метод многовариантного структурного моделирования мини-ТЭЦ в ходе включения в ее состав теплонасосной системы охлаждения турбинного масла и подсистем утилизации теплоты ВЭР введением фиктивных узлов управления потоками.

Достоверность.

Научные положения, выводы и рекомендации, представленные в работе, базируются на фундаментальных законах технической термодинамики, гидрогазодинамики и теплообмена, на апробированных методиках системных исследований в теплоэнергетике и промышленных теплотехнологиях, методиках расчета теплообменного оборудования, теплонасосных установок, технологического оборудования компрессорных станций и когенерационных установок, комбинированных систем производства тепловой и электрической энергии.

Практическая ценность.

1. Разработанная методика сравнительного анализа теплогидравлической эффективности систем охлаждения технических масел с учетом реальных условий их эксплуатации позволяет более эффективно разрабатывать новые и совершенствовать действующие системы охлаждения технических масел.

2. Предложенные технические решения по организации замкнутых теплонасосных систем охлаждения технических масел на компрессорных станциях и мини-ТЭЦ обеспечивают необходимый режим утилизации низкопотенциальных ВЭР и позволяют сократить тепловые выбросы в атмосферу в размере 1,5-2 МВт тепловой мощности на 100 МВТ установленной электрической мощности.

3. Результаты работы были использованы при модернизации систем охлаждения турбинных масел на филиалах ОАО ТГК-16 Нижнекамская ТЭЦ-1 и Казанская ТЭЦ-3, ОАО «Казэнерго».

Работа выполнялась по координационным планам в рамках приоритетных направлений развития науки, технологий и техники Российской Федерации «Энергосберегающие технологии» и «Энергосбережение» Республики Татарстан.

Автор выносит на защиту

1. Методику сравнительного анализа теплогидравлической эффективности маслоохладителей с учетом реальных условий их эксплуатации и результаты, полученные на ее основе.

2. Результаты реализации методологии системного анализа и синтеза термодинамически эффективных утилизационных систем, включаемых в состав компрессорных станций и мини-ТЭЦ.

3. Технические решения по включению утилизационных теплонасосных систем охлаждения технических масел в структуру компрессорных станций и мини-ТЭЦ на базе производственных котельных.

Апробация работы

Основные положения работы и отдельные результаты диссертации представлены на 4-х международных и 2-х вузовских конференциях: Четвертой международной научно-технической конференции «Автоматизация и энергосбережение машиностроительного и металлургического производств, технология и надежность машин, приборов и оборудования» (Вологда 2008); Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва 2008); XV Международная научно-практическая конференции студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии» СТТ 2009 (Томск, 2009).

Публикации.

Основное содержание диссертации опубликовано в 12 печатных работах, из них 2 - статьи в центральных журналах, входящих в перечень ВАК по специальности 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка библиографических источников. Общий объем диссертации 163 стр., в том числе 145 стр. текста, 66 рисунков, 16 таблиц. Список библиографических источников содержит 126 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены проблемы и перспективы развития систем

охлаждения технических масел высокопроизводительных компрессорных станциях и когенерационных установок, применяемых в промышленности и теплоэнергетике Российской Федерации.

Проведен обзор основных направлений по решению проблемы энерго- и ресурсосбережения на рассматриваемых объектах и выделен круг задач, которые требуют исследования.

В первой главе диссертации на основе рассмотрения библиографических источников представлен анализ производственных и общеэкономических аспектов, которые существенным образом влияют на условия организации эффективных систем охлаждения технических масел, в том числе и с учетом сезонности нагрузок теплоэнергетических систем. Это позволило сделать ряд выводов, на основе которых была в дальнейшем осуществлена постановка задач исследования и выбор методов их решения.

Рассматривая материалы, представленные как в данном разделе, так и в последующих, автор опирался на широко известные работы Попырина, Л.С., Левенталя Г.Б., Аракелова В.Е., Бродянского В.М., Назмеева Ю.Г., Сазанова Б.В., Клименко В.Л., Андрющенко А.И., Мелентьева Л.А., Кирпичева М.В., Гухмана А.А., Дрейцера Г.А., других отечественных и зарубежных авторов, занимающихся проблемами создания эффективных теплоэнергетических систем и интенсифицированного теплообменного оборудования.

Во второй главе проведен анализ и систематизация факторов, влияющих на уровень энергозатрат и эффективность традиционных систем охлаждения технических масел на компрессорных станциях и мини-ТЭЦ (рис.1). Показано, что все факторы можно разделить на две основные группы: I группа — организационно-технические (внутренние) и II группа - внешние.

В группе I по степени убывания значимости выделяются факторы: 1 Невозможность утилизации теплоты ВЭР масел; 2) потери энергии из-за загрязнения теплообменных поверхностей маслоохладителей; 3) потери энергии из-за конструктивных особенностей маслоохладителей; 4) потери энергии в транспортирующих коммуникациях; 5) потери из-за конструктивных

особенностей водоохлаждающих устройств.

В группу II входят: 1) фактор зависимости системы от климатических условий и 2) фактор зависимости системы от сезонного колебания температур наружного воздуха.

Совершенство традиционных систем (рис.1) зависит, главным образом, от совершенства теплообменников-маслоохладителей в реальных условиях их эксплуатации.

Рис. 1. Принципиальная схема охлаждения технических масел:

1 - потребитель охлавденного масла (турбина или компрессор); 2- насосная группа; 3 - маслоохладители; 4 - источник оборотного водоснабжения

Для проведения сравнительной оценки эффективности традиционных систем с водоохлаждаемыми теплообменниками-маслоохладителями, разработана методика, которая основана на определении теплогидравлической эффективности систем охлаждения технических масел при включении в их состав кожухотрубных теплообменников с различной конфигурацией теплопередающих поверхностей при наложении реальных условий их эксплуатации. Предлагаемая методика в виде алгоритма представлена на рис.2.

Этап 1. Анализ теплогидравлической эффективности теплообменников с чистыми поверхностями.

1. Анализ теплогидравлической эффективности теплообменников с чистыми поверхностями.

"ff

2. Определение зависимости

4. Расчет зависимости К т = /(Rc,, .Re в )

|5. Определение р^и осуществление проверки выполнения условия

FZ&F:0±af

6. Расчет зависимостей

Кт = /(*

Л:

загр.м., загр.б.

)

¿АО j./ (/"загр.м.. Гмгр6. )

Рис. 2. Алгоритм проведения расчетных исследований по предлагаемой методике

Кио - коэффициент теплопередачи маслоохладителя, кВт/(м2'К); в - и температура

оборотной воды на входе в теплообменник, °С; Go6 в - расход оборотной воды, кг/с; г -

коэффициент термического загрязнения, (м2'К)/ кВт; и Fa- соответственно требуемая и

действительная площадь теплообмена, м2; к - коэффициенты изменения параметров: температурного напора At и расхода воды АG; индексы «min» и «тах» соответствуют минимальному и максимальному значению параметра; «м» и «в» обозначают потоки масла и охлаждающей воды; «загр.м.» и «загр. б.» - соответственно, обозначают минеральные и биоорганические загрязнения поверхностей теплообмена.

Для кожухотрубных маслоохладителей, работающих в номинальном режиме, характерно постоянство тепловой мощности. Исходя из метода сравнительного анализа М.В.Кирпичева, это означает, что коэффициент тепловой эффективности есть величина постоянная, кВт/(м2 -К);

KQ=^ = K-At = const. (1)

Коэффициент мощности, затрачиваемой на прокачку теплоносителей, рассчитывается по формуле, кВт/м2

со

Коэффициент энергетической эффективности теплообменника рассчитывается как соотношение

О)

KN

Учитывая соотношение (1), из уравнения (3) следует, что сравнительный анализ теплогидравлической эффективности интенсифицированных маслоохладителей по отношению к базовой модели сводится к сравнению соотношения потерь давления (требуемой мощности на транспортировку теплоносителей) в данных аппаратах, т.е.

Еы KN

Здесь индекс i указывает на тип интенсифицированного теплообменника.

Этап 2. В связи с тем, что в летний, наиболее напряженный период работы маслоохладителей, из-за роста начальной температуры охлаждающей воды могут возникать проблемы с недоохлаждением турбинного масла, проводится расчет температурного напора в аппарате в зависимости от начальной температуры охлаждающей воды.

Этап 3. Производится расчёт расхода охлаждающей воды в зависимости от её начальной температуры.

Этап 4. Определяется зависимость коэффициента теплопередачи в маслоохладителе от расхода масла и охлаждающей воды Кмо = /(ReM ,ReB).

Этап 5. Рассчитывается требуемая площадь теплообмена и осуществляется проверка ее соответствия действительной площади теплообменника.

Этап 6. Определяются зависимости коэффициентов теплопередачи в маслоохладителе от наличия загрязнений на поверхности. Эти зависимости также являются приведенными, так как из-за изменения конфигурации поверхности трубного пучка проходное сечение для масла меняется. Изменение конфигурации поверхности по стороне воды влияет на скорость отложений на внутренней поверхности труб. Так, в случае винтовой или кольцевой накатки наблюдается подавление скорости отложений до 3-х крат в номинальном режиме работы маслоохладителя. Здесь же определяется коэффициент изменения температурного напора в аппарате с учетом наличия загрязнений и коэффициента изменения расхода охлаждающей воды для нейтрализации этого негативного явления. Для проверки выполнения условия охлаждения масла до требуемой температуры 45 °С, осуществляется перерасчет показателей с п.4.

В ходе реализации предложенной методики было проведено сравнение эффективности теплообменников различных конструкций, обеспечивающих в номинальном режиме одинаковую производительность по охлаждаемому маслу и охлаждающей воде 26 м3/ч:

1) гладкотрубный (МБ-25-37) - базовая модель;

2) с пружинным оребрением трубы со стороны масла (МБ-25-37);

3) с винтовыми низкими накатанными ребрами со стороны масла (МРУ-35);

4) с тепловыми элементами, имеющими винтовую накатку по поверхности труб (МТ-45М) со стороны воды.

Температурный режим работы маслоохладителей: температура масла на входе в аппарат 55 °С, на выходе из аппарата 45 °С; температура воды на входе в аппарат меняется в течение года в диапазоне 5 33 °С.

Для достижения сопоставимости сравниваемых вариантов по теплогидравлическим характеристикам были проведены расчеты по приведенным параметрам, в основу которых положены следующие условия: одинаковая тепловая мощность теплообменников и одинаковая площадь теплообмена. В качестве охлаждаемой среды рассматривалось турбинное масло Т22. Полученные результаты для случаев чистой поверхности теплообмена приведены на рис. 3. рнв-3_ 3ависИмость коэффициента

^г-"««: е-с™» мощности на транспортировку

теплоносителей от расхода масла через теплообменник-маслоохладитель относительно показателей базовой модели

Как видно из графика, коэффициент затрат мощности Кх для интенсифицированных теплообменников оказался на 1070% выше, по сравнению с базовой гладкотрубной моделью, м'/ч Анализ эффективности

0 10 20 30 40 работы теплообменника в

условиях наиболее напряжённого летнего режима работы и загрязнения поверхности позволил выявить условия, когда гладкотрубные по воде конструкции не могут обеспечить охлаждение масла даже при 4-х кратном увеличении расхода охлаждающей воды, в то время как теплообменник с трубами, имеющими накатку по стороне воды, позволял обеспечить надёжное ведение процесса охлаждения турбинного масла за счет подавления скорости отложений с наиболее проблемной стороны воды. Причиной этого является рост температуры воды на входе в теплообменник и загрязнение поверхности теплообмена со стороны воды. Загрязнения могут быть как минеральные, так и биоорганические, так как бактерии и микроорганизмы интенсивно размножаются в воде при температуре 30-40 °С. Но чаще встречаются комбинированные загрязнения, так как вязкая пленка бактерий способствует ускорению налипания загрязнений на стенке трубы. Наличие загрязнений может привести к сужению проходного сечения труб в процессе эксплуатации на 20-50%.

Относительный рост затрат электрической мощности при регулировании теплового режима маслоохладителя расходом воды в летний период может достигать 18-кратных значений, по сравнению с зимним периодом, а сужение

проходного сечения трубопровода способствует росту затрат электрической мощности в 2-6 раз в зависимости от толщины отложений.

Вместе с тем, традиционные системы охлаждения технических масел не позволяют достичь значительного энергосберегающего эффекта даже в случае использования интенсифицированных теплообменников, так как вся отведенная от охлаждаемого масла тепловая энергия сбрасывается затем в атмосферу. Тепловой сброс достигает 1,5-2 МВТ на 100 МВт установленной электрической мощности компрессора или турбины. Решить данную проблему целесообразно путем перехода к принципиально новым замкнутым системам охлаждения масел на базе ТНУ. Сравнительный анализ эффективности традиционной открытой и теплонасосной замкнутой системы показал рост термодинамической эффективности на 29% для условий трансформации отводимой теплоты на уровень 80 °С и полной утилизации ВЭР масел.

В третьей главе диссертации изложены основные методологические положения системного анализа, синтеза и оптимизации сложноструктурированных теплоэнергетических объектов в приложении к новым объектам: компрессорной станции и когенерационной установке мини-ТЭЦ на базе крупной производственной котельной.

Основными этапами исследований в рамках данной методологии являлись следующие:

1. Составление структурного описания схемы для выявления цепочек зависимых элементов (контуров), которые имеются в рассматриваемом объекте или могут появиться в ходе его преобразований. В ходе структурного моделирования определяется количество уравнений пу, необходимых для расчета того или иного элемента оборудования, с помощью формул (5)-(6)

г

"н = "п + ин.у. — "неопр. > (5)

пу=пп-пп, (6)

где ип- общее количество параметров входящих связей; лну - количество условий, наложенных на параметры входящих связей; инеопр - количество неопределённостей в параметрах выходящих из узла связей; пн - количество независимых параметров узла; лп - общее число параметров узла.

2. Построение математической модели объекта на основе балансовых уравнений и неравенств накладываемых параметрических ограничений.

3. Поиск наилучшего сочетания параметров синтезируемого объекта по одному или нескольким критериям. Эта задача формулируется следующим образом: найти наибольшее (в случае поиска решений по повышению энергетической и термодинамической эффективности) или наименьшее (в случае поиска срока окупаемости и приведенных технико-экономических затрат) функции вида

<ь{х,х)а при (7)

где Я - область допустимых значений, задаваемая условиями

и

foLf/pM^M

^min ^ X ü Xmax> XeL,.

'max ЛГесг,.;

p = l,a;

(8)

(9) (10)

При этом предполагается, что при фиксированных значениях X, функции ф(дг) и /р{х) дифференцируемы.

Здесь X - совокупность дискретно изменяющихся параметров; X -совокупность независимых параметров, изменяющихся непрерывно; о-совокупность заданных характеристик внешних учитываемых факторов; /={/i,/2,..../a} - совокупность технологических характеристик узлов объекта, по которым задаются ограничивающие условия; os - размерность рассматриваемого пространства; Lt - некоторое конечное множество дискретных элементов размерности t; индексы «min» и «шах» - указывают, соответственно на минимальное и максимальное значение.

В качестве критерия эффективности рассматривался коэффициент полезного использования эксергии (эксергетический КПИ):

„ -1Ж.

U YyE™

(И)

В ф-ле (11) приняты следующие обозначения У.Е"0ДВ - затраты эксергии, подведенной к объекту с г-тым потоком, кВт; У£,пол- полезный эффект восприятия эксергии г'-того потока, кВт.

В четвертой главе диссертации представлена постановка задачи математического моделирования энергокомплекса компрессорной станции с включением в его состав теплонасосной системы охлаждения технического масла и подсистем утилизации теплоты ВЭР. Осуществлен синтез энергокомплекса с оптимизированными параметрами по критерию термодинамической эффективности и проведен анализ полученных результатов.

На рис. 4 представлен моделируемый участок компрессорной станции, где традиционная система охлаждения технического масла заменена теплонасосной системой (элементы II-V).

нш

л -Lt-12—|

IT]—1 ю- vi }и-; уп I-1

20—jVUl[*-24

22-QX~

15-ЩГ

Рис. 4. Моделируемый участок компрессорной станции: I - воздушный компрессор; II -испаритель ТНУ; III - компрессор ТНУ; IV - конденсатор ТНУ; V -дроссель ТНУ; VI - РТО; VII -теплообменник-вымораживатель; VIII -испаритель холодильной машины (ХМ); IX - компрессор ХМ; X -конденсатор ХМ; XI - дроссель ХМ, XII - подогреватель воздуха

На рис. 4 приняты следующие обозначения потоков: 1 - атмосферный воздух, 10-15 - сжатый воздух; 3, 7, 22 - подвод электроэнергии; 5,6,8,9 -рабочий агент ТНУ; 16 - греющий пар; 17 - паровой конденсат; 18-19 -хладоноситель: 20-24 - рабочий агент холодильной машины; 25-26 - оборотная вода.

Воздух сжимается в компрессоре I до требуемого давления, после чего направляется в систему осушки для обеспечения требуемого влагосодержания по технологии машиностроительного предприятия (Казанское моторостроительное производственное объединение (КМПО)). Осушка осуществляется в несколько ступеней. Первая ступень - концевой холодильник на выходе из компрессора (на схеме представлен выходным потоком 10), вторая ступень - регенеративный воздухо-воздушный теплообменник VI (РТО). Третья ступень теплообменник-вымораживатель VII, подключенный к холодильной установке (элементы схемы VIII-XI).

Охлажденный и осушенный воздух проходит через РТО (элемент VI) и направляется в систему подогрева. В исходной схеме подогрев воздуха до требуемой по технологии температуры 200 °С осуществляется в пароводяном теплообменнике. В синтезируемой схеме энергокомплекса КС подогрев воздуха предлагается осуществлять в 2 ступени. Первоначальный подогрев производить в теплообменнике-утилизаторе ВЭР, которым является конденсатор ТНУ (элемент IV) и догревать до требуемой температуры в теплообменнике-подогревателе, обогреваемом паром промышленных параметров (элемент XII).

В ходе математического моделирования объекта был принят ряд допущений:

1. Конструктивное исполнение, нагрузка и режимные параметры основных технологических элементов системы не изменяются. Нагрузка и параметры этих элементов соответствуют номинальным значениям. К таким элементам относятся:

• Испаритель ТНУ - маслоохладитель;

• Насосная группа системы маслоохлаждения

2. Конструктивное исполнение холодильной машины, теплообменников ОВ и РТО остается неизменным, однако их режимные характеристики претерпевают изменения в соответствии с задаваемыми режимами работы ТНУ.

Потенциал вырабатываемой в ТНУ тепловой энергии, отпускаемой от

« ТНУ о/ч "

ТНУ, ограничен пределами: температура <0„. -125 где 'о.в. -температура охлажденного сжатого воздуха на выходе из системы осушки, °С. Верхнее ограничение по температуре обусловлено технически реализуемыми в ТНУ режимными условиями.

С учетом принятых допущений были выделены 2 независимых параметра: Хц - температурный уровень подогрева воздуха посредством ТНУ; Xi¡ - температурный уровень охлаждения воздуха на выходе из РТО, исходя из которых все остальные параметры системы определяются однозначно. Таким образом, искомый критерий г|е может быть представлен в виде функции двух переменных

13

Ле = 1{х\их а)-

Для реализации математической модели на ЭВМ был разработан расчетный алгоритм, представленный на рис.5.

Рис. 5. Блок-схема алгоритма задачи поиска наилучшего сочетания параметров

В блоке 1 осуществляется ввод исходных данных, а также задаются пределы области определения оптимизируемых параметров, шаг изменения их в заданной области, а также предельные значения.

В блоке 2 фиксируется номер режима по индексу г.

Исходя из заданного номера режима в блоке 3 задается значение параметров Хц-,Х21, а в блоке 4 осуществляется проверка, не превышено ли в ходе расчетов предельно допустимое значение индекса и Если предельное значение индекса i = /тах не превышено, то управление передается блоку 5, а если же превышено - блоку 9.

В блоке 5 определяется соответствующая данным условиям совокупность параметров Хц,Х^1> Хд, и целочисленных параметров X.

В блоке 6 осуществляется сбор и сравнение значений цели. Если по результатам сравнения в блоке 7 выявляется, что найдено наилучшее сочетание парметров — осуществляется вывод данных (блок 9). В противном случае осуществляется изменение номера расчетного режима 1 (блок 8).

На рис. 6 приведены результаты анализа эффективности энергосберегающего узла компрессорной станции с термодинамически наивыгоднейшими режимными параметрами.

Как видно из рис.6, наилучший результат был достигнут при X] = 60 °С; Х2 = 40 °С. Абсолютный рост показателя эксергетического КПИ по сравнению с сопоставляемой исходной схемой КС (без ТНУ) составил Дг)е =2,5 - 4 %, относительный рост составил Дг|е = 8,5 -12 %.

В табл. 1 представлены результаты энерго- и ресурсосберегающего эффекта оптимизированного решения для компрессорной станции с установленной электрической мощностью 11,3 МВт.

/ 1. Ввод и обработка

/ исходной информации,

' залание шагов изменения

^ ■■■■■■■ ■: непрерывных параметров ,

!.(= О)

т

3. Блок определения I параметров Хи;Х 21 П

5.Блок определения совокупности I параметров Х^^.Х п и Х-

6. Блок определения значения: функции т\^накопления и сравнения данных 5 ;>•; Г -

/ ... . 9. Вывод

.данных___ ^

нет»|8Д = / + 1 |—I

ft1S

Энсергетический КПИ модегируемой схемы КС

Рис. 6. Результаты р эксергетического KI синтезируемого узлг

—♦—Температура после РГО 40 С

-■-20 С

-й-ОС

60 70 80 80 100 110

Температура псдогрма воздуха вТН/

Таблица 1. Энерго- и ресурсосберегающий эффект оптимизированной утилизационной системы охлаждения технических масел на базе ТНУ

№ п/п Экономия энергоресурсов Стоимость энергоресурсов Экономия денежных средств, руб./год

1 Экономия тепловой энергии, ГДж/год 6961,5 Ц =310,20 руб./ГДж 2 159 457,3

2 Экономия электроэнергии в системе водоснабжения, кВт-ч/год 148 350 if, =2,30 руб./ кВт-ч 341 205,0

3 Перерасход электроэнергии в ТНУ, ЬЭпп-, кВт- ч/год 159 200 366 160,0

4 Суммарный перерасход электроэнергии в системе, ЛЭ, кВт- ч/год 10 850 24 955,0

5 Экономия оборотной воды, А5ал т/год 470 ООО = 0,8руб./т 376 ООО

Бездисконтный срок окупаемости инвестиций в предлагаемое решение составил 0,87 года (10,5 месяцев). Срок окупаемости с учетом дисконтирования составил 0,96 года.

В главе 5 представлены результаты постановки и реализации задачи синтеза энергокомплекса мини-ТЭЦ на базе крупной производственной котельной с включением в ее состав теплонасосной системы охлаждения технического масла и подсистем утилизации теплоты ВЭР охлаждаемого масла. На рис. 7 представлена схема когенерационной установки, рассчитанной на отпуск пара промышленных параметров в количестве 180 т/ч, из которых 80 т/ч

отпускается с давлением 0,7 МПа, а остальное количество - с давлением 1,4

1 - паровой котел; 2 - расширитель непрерывной продувки; 3 - насос сырой воды; 4 -барботер; 5 - охладитель непрерывной продувки; 6 - подогреватель сырой воды; 7 -химводоочистка; 8 - питательный насос; 9 - подпиточный насос; 10 - охладитель подпиточной воды; 11 - сетевой насос; 12 - охладитель конденсата; 13 - сетевой подогреватель; 14 - подогреватель химически очищенной воды; 15 - охладитель выпара; 16 -деаэратор; 17 - турбина; 18 - редукционная установка; 19 - дымосос; 20 - потребитель промышленного пара; 21 - потребитель сетевой воды

МО - маслоохладитель; КМ - компрессор; КД - конденсатор; ДР - дроссель, МХ - мазутное хозяйство; СН - пар на собственные нужды; ХА - холодильный агент

В состав когенерационной установки входит турбина типа ТГ 3,5/10,5Р12/1,2. Турбина позволяет за счет снижения давления пара до требуемого потребителю уровня выработать электроэнергию, направляемую затем в сеть единой энергосистемы. Охлаждение турбинного масла осуществляется в испарителе ТНУ. ВЭР нагретого масла, трансформируется на температурный уровень, достаточный для использования данного

энергоносителя на собственные нужды котельной: 60°<125°С.

Выбор предпочтительных направлений утилизации теплоты ВЭР охлаждаемого масла осуществлялся на основе метода температурного соответствия. Были приняты следующие конкурирующие между собой варианты: 1- подогрев сырой воды, направляемой на подпитку системы; 2 -подогрев химически очищенной подпиточной воды; 3 - первичный подогрев обратной сетевой воды, направляемой затем в сетевые подогреватели.

Для реализации данных решений была получена информационно-балансовая схема (ИБС) модифицируемой схемы с введением фиктивных узлов распределения потоков ВЭР, которая представлена на рис. 8.

Рис. 8. ИБС модифицируемой схемы когенерационной установки

I - паровой котел; II - узел распределения потоков (УРП) паровой; III - дымосос; IV -расширитель непрерывной продувки (РНП); V - редукционная установка (РУ); VI - УРП паровой; VII - потребитель промышленного пара; VIII — подпиточный насос; IX -подогреватель сырой воды (I ступень); X -подогреватель сырой воды (II ступень, утилизатор); XI - химводоочиспса; XII -охладитель деаэрированной воды; XIII подогреватель химически очищенной воды (утилизатор); XIV - охладитель выпара; XV

- деаэратор; XVI - УРП деаэрированной воды; XVII - насос; XVIII - потребитель сетевой воды; XIX - сетевой насос; XX -УРП воды; XXI - сетевой подогреватель (I ступень); XXII - сетевой подогреватель (П ступень); XXIII - мазутное хозяйство; XXIV

- насос; XXV - теплообменник-маслоохладитель; XXVI - масляный насос; XXVII - испаритель ТНУ; XXVIII -компрессор ТНУ; XXIX - дроссель; XXX -насос; XXXI - УРП водяной; ХХХП - УРП водяной; XXXIII — сетевой подогреватель (утилизатор); XXXIV - конденсатор ТНУ.

Обозначения потоков: 1 - топливо; 2 - воздух на горение; 3,10,22,25,28,44,52,56, 59,62 - электроэнергия; 4,5- дымовые газы; 6,8,13 -продувочная вода; 7,35 - 43,45,46 - пар; 50,60,61,63,64, 66-69 - вода; 15-18 - хим. очищенная вода; 9,11,12,14 - сырая вода; 19-21,23,24, 26 - деаэрированная вода; 27,29,30,65- обратная сетевая вода; 33,34,47-паровой конденсат; 48,49- выпар; 51,53,54 - техническое масло; 55,57, 58,70 - фреон

Структурное моделирование синтезируемого объекта осуществлялось на основе построения матрицы смежности и матрицы циклов, что позволило идентифицировать 29 контуров различной степени сложности и определить наилучшие места разрыва потоков для организации итерационных процедур для согласования параметров.

По рекомендациям, приведенным в работах Л.С. Попырина, разрыву подвергались потоки, включенные в контуры минимального ранга с максимальной частотой. Была определена следующая совокупность разрываемых потоков: 18, 19, 31, 54, 55, 61. С учетом намеченных точек разрыва, а также с помощью введения иерархии элементов модели с точки зрения достигаемой цели, был разработан расчетный алгоритм синтезируемого объекта.Используя приведенные выше подходы, допущения и методы моделирования для каждого из выделенных вариантов был произведен поиск наилучшего сочетания параметров синтезируемого объекта, на основе расчета показателей эксергетического КПИ (ф-ла 11).

Результаты сравнительного анализа рассмотренных вариантов приведены в табл.2.

Таблица 2. Сравнительные показатели энергоэффективности вариантов модификации энергокомплекса мини-ТЭЦ

№ Параметр Значение

п/п Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

1 Дополнительные затраты электроэнергии (топливный эквивалент), т.у.т./год 7,71 11,7 19,69

2 Температурный уровень утилизации ВЭР, °С 45 65 95 °С

3 Процент использования потенциального объема ВЭР, % 68 100 100

4 Замещение затрат тепловой энергии за счет ВЭР (топливный эквивалент), т.у.т./год 192,7 283,4 283,4

5 КПИ энергии, % 92,4 92,4 89,9

6 КПИ эксергии, % 28,9 36,9 34,1

Наилучшие показатели тепловой и термодинамической эффективности показал вариант с первичным подогревом химически очищенной воды до температуры 65 °С.Годовой эффект энергосбережения для данного варианта составил по топливно-энергетическим ресурсам, приведенным к топливному эквиваленту, 271,7 т.у.т./год при установленной электрической мощности

турбин 7 МВт. Бездисконтный срок окупаемости инвестиций в предлагаемое решение составил 0,93 года (11,2 месяцев). Срок окупаемости с учетом дисконтирования составил 1,16 года.

Основные результаты и выводы

1. Впервые проведен анализ и систематизации факторов, влияющих на уровень энергозатрат и эффективность традиционных систем охлаждения технических масел. Выделены две группы факторов: I группа -организационно-технические (внутренние) и II - внешние. Установлено, что среди факторов I группы наиболее существенное влияние оказывает невозможность утилизации ВЭР, загрязнение поверхностей теплообмена; потери энергии вследствие конструктивных особенностей маслоохладителей. Среди факторов II группы наиболее существенной является зависимость от внешних условий эксплуатации.

2. Разработана методика сравнительного анализа эффективности маслоохладителей при наложении реальных условий их эксплуатации. На основе реализации данной методики установлено, что интенсификация маслоохладителей не решает проблем традиционных систем, так как вся отведенная в теплообменниках теплота масел сбрасывается в атмосферу, а зависимость маслоохладителей от организационно-технических и внешних условий эксплуатации сохраняется.

3. Обоснована целесообразность перехода к принципиально новым замкнутым системам охлаждения технических масел на базе ТНУ. Показано, что для условий трансформации отводимой теплоты с уровня 30 °С на уровень 80 °С и полной утилизации ВЭР термодинамическая эффективность теплонасосной системы охлаждения технических масел оказывается выше показателя традиционной открытой системы маслоохлаждения на 29%.

4. Впервые на основе методологии системного анализа и синтеза энергоэффективных сложно-структурированных теплоэнергетических объектов проведено исследование энергокомплекса компрессорной станции. Синтезирован объект с наилучшими показателями по критерию термодинамической эффективности, в структуру которого включена теплонасосная система охлаждения технического масла и подсистема утилизации теплоты ВЭР. Годовой эффект экономии топлива в синтезированном объекте КС составил 432,6 т.у.т./год при установленной электрической мощности компрессоров 11,3 МВт. Срок окупаемости составил менее года.

5. На основе системного анализа структуры и параметров энергокомплекса мини-ТЭЦ выявлена возможность организации подсистемы утилизации ВЭР охлаждаемого масла на базе ТНУ и разработаны 3 варианта решений: подогрев сырой воды, направляемой на подпитку системы; подогрев химически очищенной подпиточной воды, направляемой в деаэратор

котельной; первичный подогрев обратной сетевой воды, направляемой затем в сетевые подогреватели.

6. Разработан метод многовариантного структурного моделирования мини-ТЭЦ в рамках единого обобщенного математического описания синтезируемого объекта. Структура объекта изменяется в соответствии с выбранным вариантом утилизации ВЭР, за счет введения фиктивных узлов управления потоками. Наилучшие показатели термодинамической эффективности мини-ТЭЦ достигнуты для варианта с подогревом химически очищенной воды до температуры 65°С. Годовой эффект экономии топлива для данного варианта составил 271,7 т.у.т./год при установленной электрической мощности турбин 7 МВт. Срок окупаемости решения составил около 1 года.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ

1 Конахина И.А., Ахметов Э.А., Воропаев А.Н. Энергосберегающие термосифонные системы охлаждения технических масел / Известия вузов. Проблемы энергетики. JV» 3-4,2009. С. 157-159.

2 Воропаев А.Н., Уханов К.В. К оценке влияния сезонных колебаний температуры охлаждающей воды на эффективность работы теплообменников-охладителей вязких сред. / Известия вузов. Проблемы энергетики. № 5-6,2009. С. 132-137.

3 Воропаев А.Н. Проблемы и перспективы развития масляных хозяйств на ТЭЦ // Тез. докладов XI аспирантско-магистерского семинара. Казань: Казан. Гос. энерг. ун-т, 2007. С. 32-33.

4 Воропаев А.Н., Конахина И.А., Ахметов Э.А. Термосифонные системы охлаждения масла промышленных ТЭЦ и крупных компрессорных станций // Автоматизация и энергосбережение машиностроительного и металлургического производств, технология и надежность машин, приборов и оборудования. Материалы четвертой международной научно-технической конференции. - Вологда: ВоГТУ, 2008. С. 89-92.

5 Воропаев А.Н., Фаткуллин P.P. Интенсификация теплообменников вязких сред, применяемых на тепловых электрических станциях. // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докладов четырнадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. - Москва: Издательский дом МЭИ, 2008. С. 238 -239.

6 Воропаев А.Н. Влияние загрязняющих отложений на режим работы узла охлаждения турбинного масла // Тез. докладов XII аспирантско-магистерского семинара. Казань: Казан. Гос. энерг. ун-т, 2008. С. 23.

7 Воропаев А.Н. Сравнительный анализ эффективности маслоохладителей // Тез. докладов XII аспирантско-магистерского семинара. Казань: Казан. Гос. энерг. ун-т, 2008. С. 56.

8 Воропаев А.Н., Уханов К.В. Повышение эффективности узлов охлаждения технических масел на крупных компрессорных станциях и

промышленных ТЭЦ с учетом влияния сезонных колебаний температуры охлаждающей воды. // Тез. докл. XV Международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии» СТТ 2009. - Томск: Томский политехнический университет, 2009. С. 254-256.

9 Конахина И.А., Воропаев А.Н. Синтез энергоэффективной системы компрессорной станции с термосифонной системой охлаждения технического масла. // Тез. докладов пятой международной научно-технической конференции «Автоматизация и энергосбережение машиностроительного и металлургического производств, технология и надежность машин, приборов и оборудования». Т.2 - Вологда: ВоГТУ, 2009. С 193-196.

10 Конахина И.А., Воропаев А.Н. Структурное моделирование энергосберегающей когенерационной установки. // Тез. докладов пятой международной научно-технической конференции «Автоматизация и энергосбережение машиностроительного и металлургического производств, технология и надежность машин, приборов и оборудования». Т.2 - Вологда: ВоГТУ, 2009. С 189-192.

11 Воропаев А.Н. Сравнительный анализ эффективности вариантов организации утилизационных систем ВЭР когенерационной установки. // Тез. докладов XIII аспирантско-магистерского семинара. - Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2009. с 83.

12 Конахина И.А., Воропаев А.Н. К вопросу выбора эффективных конструкций теплообменников-маслоохладителей с учетом реальных условий их эксплуатации / Теплофизика и теплоэнергетика: Сб. науч. ст. -Магнитогорск:МаГУ, 2010. С. 141-146.

Отпечатано в ООО «Издательство Спутник+» ПД № 1-00007 от 26.09.2000 г. Подписано в печать 26.04.2012 г. Тираж 100 экз. Усл. п.л. 1,25 Печать авторефератов (495)730-47-74,778-45-60

61 12-5/3898

ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет»

ВОРОПАЕВ Андрей Николаевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ МАСЕЛ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ И КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК

Специальность 05.14.04 - промышленная теплоэнергетика

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

На правах рукописи

Научный руководитель, докт. техн. наук И.А. Конахина

Казань -2012

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение 5

, ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СИСТЕМ д

* «г

ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ МАСЕЛ НА

КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ И В КОГЕНЕРАЦИОННЫХ

УСТАНОВКАХ

1.1. Общая характеристика традиционных систем охлаждения 9 технических масел на компрессорных станциях и в когенерационных установках

1.2. Общая характеристика типовых конструкций 17 маслоохладителей, выпускаемых в Российской Федерации и странах СНГ

1.3. Методы интенсификации теплообмена, применяемые при 26 разработке перспективных конструкций кожухотрубных маслоохладителей

1.4. Энергоресурсосберегающие узлы маслоохлаждения на базе 36 теплонасосных систем

2. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТРАДИЦИОННОЙ И 42

ТЕПЛОНАСОСНОЙ СИСТЕМ ОХЛАЖДЕНИЯ

ТЕХНИЧЕСКИХ МАСЕЛ С УЧЕТОМ РЕАЛЬНЫХ

УСЛОВИЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1 Анализ факторов, влияющих на уровень энергозатрат и 42

эффективность традиционных систем охлаждения технических масел

2.2. Методика проведения сравнительного анализа эффективности 49

кожухотрубных маслоохладителей с учетом реальных условий их эксплуатации

2.3 Результаты сравнительного анализа теплогидравлической 61

эффективности серийно выпускаемых конструкций интенсифицированных маслоохладителей

2.4. Анализ целесообразности применения систем охлаждения 73

масла на базе ТНУ

3. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АНАЛИЗА, СИНТЕЗА И 79

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СЛОЖНО-СТРУКТУРИРОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ С ТЕПЛОНАСОСНЫМИ СИСТЕМАМИ ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ МАСЕЛ

3.1. Обобщенный алгоритм проведения исследований 79

3.2 Структурное моделирование объекта исследования 84

3.3. Математическое описание и определение наилучшего 87

сочетания тепловых и термодинамических параметров синтезируемой энергосберегающей системы

4 СИНТЕЗ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ 93 ВЭР ОХЛАЖДАЕМОГО МАСЛА, ВКЛЮЧАЕМОЙ В ТЕПЛОВУ Ю СХЕМУ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

4.1. Технологическая схема компрессорной станции, ее 93

структурный анализ и подходы к моделированию

4.2 Математическое описание задачи поиска наилучшего 100

сочетания параметров синтезируемой энергосберегающей теплонасосной системы охлаждения технического масла

компрессорной станции по критериям энергетической и термодинамической эффективности

4.3. Анализ результатов исследования 109

5. СИНТЕЗ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ 117 ВЭР ОХЛАЖДАЕМОГО МАСЛА, ВКЛЮЧАЕМОЙ В ТЕПЛОВУЮ СХЕМУ КОГЕНЕ РАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ

5.1. Технологическая схема когенерационной установки, ее 117 структурный анализ и подходы к моделированию

5.2. Анализ структуры внутренних и внешних связей объекта 124

5.3. Математическое описание синтезируемого объекта и алгоритм 142 реализации модели на ЭВМ

Заключение

Библиографические источники

148 151

ВВЕДЕНИЕ

Характерной особенностью современных промышленных компрессорных станций (КС) и когенерационных установок (мини-ТЭЦ, создаваемых на базе производственных котельных) является наличие развитой системы маслоснабжения, главным элементом которой, в свою очередь, является узел охлаждения технического масла. От надёжности и эффективности работы данного узла напрямую зависит надёжность и эффективность работы компрессорного оборудования и турбоагрегатов, а значит, и источников энергоносителей (КС, котельных установок, промышленных теплотехнологических установок, в состав которых входят тепловые двигатели и компрессоры) в целом.

В отечественной практике в традиционных узлах охлаждения масла чаще всего используется встроенный или выносной кожухотрубный теплообменник-маслоохладитель, в котором охлаждающей средой является вода из системы оборотного водоснабжения, открытых природных водоёмов или прудов искусственного происхождения. В подавляющем большинстве случаев производимые в РФ маслоохладители выполняются гладкотрубными по воде, а со стороны масла, являющейся наиболее проблемной с точки зрения теплопередачи, в них могут применяться различные методы интенсификации - проволочное, или проволочно-петельное оребрение, а также наращивание поверхности посредством оребрения тонкими винтовыми (накатка) или кольцевыми ребрами. Однако применение охлаждающей воды, поступающей от градирни водооборотной системы или из открытого водоема, приводит к тому, что с течением времени поверхность теплообмена загрязняется минеральными и биоорганическими отложениями, в результате чего в маслоохладителях появляется дополнительное термическое сопротивление, препятствующее передаче теплоты. Процесс загрязнения по стороне воды идет довольно интенсивно, и в летний период, наблюдаемый с

мая по сентябрь, это зачастую вызывает недоохлаждение масла, аварийный останов оборудования, снижение надежности работы ответственного энергетического оборудования. Поэтому в настоящее время проблема поиска наиболее удачных конструкций маслоохладителей, в которых реализовывались бы методы интенсификации теплоотдачи, как со стороны масла, так и со стороны охлаждающей воды, а также методы, направленные на подавление скорости отложений на поверхности теплообмена, стоит остро и требует скорейшего разрешения.

В Российской Федерации и других странах с развитым энергомашиностроением (США, Германия, Япония, Китай и пр.) получили распространение десятки видов интенсификаторов кожухотрубных теплообменников, которые конкурируют между собой по показателям эффективности, надёжности и экономичности. Как показывают исследования, для теплообменников-охладителей вязких сред, предпочтительными являются формы интенсификаторов пассивного типа, обладающих винтовой симметрией, поскольку такие интенсификаторы позволяют гидродинамически стабилизировать поток теплоносителя в теплообменнике, достичь лучших показателей теплогидродинамической эффективности, а также существенно снизить интенсивность загрязняющих отложений на поверхности теплообмена.

Однако использование водооборотных систем приводит только к интенсификации отвода теплоты охлаждаемого масла в атмосферу, вызывая такой негативный эффект, как термическое загрязнение окружающей среды. И хотя интенсификация узла охлаждения масла несколько снижает общее энергопотребление узла, преимущественно за счет сокращения затрат электроэнергии, снять проблему термического загрязнеия это решение не может.

На базе теплонасосных установок предложен переход к принципиально новым энергосберегающим системам охлаждения технических масел. Такие системы выгодно отличает возможность утилизации теплоты ВЭР

охлаждаемого масла на нужды источника энергоснабжения или сторонних потребителей, резкое уменьшение, а в ряде случаев и полное исключение тепловых выбросов в атмосферу. При этом использование оборотной воды либо также либо резко сокращается, либо полностью исключается.

В настоящей диссертации рассмотрены вопросы синтеза эффективных энергосберегающих систем маслоохлаждения для компрессорных станций и когенерационных установок, приведены результаты анализа энергетических, термодинамических и технико-экономических показателей предложенных мероприятий по интенсификации узлов охлаждения технических масел в промышленности и теплоэнергетике.

Таким образом, целью настоящей работы является повышение энергетической и термодинамической эффективности систем охлаждения технических масел на основе трансформации теплоты ВЭР охлаждаемого масла в ТНУ с последующим эффективным использованием вторичного энергоресурса с более высоким потенциалом в энерготехнологических комплексах компрессорных станций и когенерационных установок.

При этом поставлены следующие задачи исследования:

1. Провести анализ затрат энергоресурсов и теплогидравлической эффективности традиционных систем охлаждения технических масел с учетом реальных условий их эксплуатации и осуществить систематизацию факторов, оказывающих влияние на уровень производимых энергозатрат и эффективность процесса охлаждения масел.

2. На основе методологии системного анализа исследовать возможность включения в состав энергокомплексов компрессорных станций (КС) и когенерационных установок (мини-ТЭЦ) теплонасосных систем охлаждения технических масел, а также подсистем утилизации теплоты ВЭР охлаждаемого масла и разработать более совершенные схемные предложения.

3. Провести сравнительный анализ показателей энергетической, термодинамической, технико-экономической эффективности разработанных

энергокомплексов и исходных.

Работа выполнялась по координационным планам в рамках приоритетных направлений развития науки, технологий и техники Российской Федерации «Энергосберегающие технологии» и «Энергосбережение» Республики Татарстан.

Результаты работы были использованы при модернизации систем охлаждения турбинных масел на филиалах ОАО ТГК-16 Пижнекамская ТЭЦ-1 и Казанская ТЭЦ-3, ОАО «Казэнерго».

1. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СИСТЕМ

ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ МАСЕЛ НА

КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ И В

КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ

1.1. Общая характеристика традиционных систем охлаждения технических масел на компрессорных станциях и в когенерационных установках

Системы маслоснабжения стационарной высокопроизводительной компрессорной установки систем воздухоснабжения и когенерационной установки систем теплоснабжения являются их непосредственной составной частью. Назначение таких систем - обеспечивать жидкостное трение в подшипниках скольжения, вращающихся винтовых роторов компрессоров, работу гидромуфт питательных насосов, водородных уплотнений вала генератора турбин и гидравлических систем регулирования.

Основными элементами системы маслоснабжения обычно являются маслоохладители, насосы и насосные группы (рис. 1.1, 1.2) [1]. Процесс охлаждения масла с 55 °С до требуемого температурного уровня 45 °С осуществляется непосредственно в теплообменниках-маслоохладителях [210]. Данные теплообменники являются основным теплопередающим элементом в системе маслоснабжения. Насосы и насосные группы в централизованных системах маслоснабжения необходимы для восполнения гидравлических потерь в системах циркуляции, подачи и распределения технического масла. Здесь предусматривается тройное резервирование, где первой ступенью являются резервные насосы с приводом переменного тока, второй ступенью - насосы с приводом постоянного тока, а третьей - аварийные емкости, из которых масло

самотеком подается в подшипники при выходе из строя предыдущих насосов. Масляный бак в системе маслоохлаждения предназначен не только для хранения и резервирования масла, но и для выделения из него воздуха, шлама, воды.

В системах маслоснабжения могут использоваться как выносные маслоохладители (рис. 1.4), так и встроенные в маслобаки (рис. 1.6.). Для высокопроизводительных компрессоров и когенерационных установок обычно устанавливается от 2 до 6 теплообменников, которые включаются параллельно по трактам воды и масла, (один из аппаратов, как правило, является резервным) [1].

На рис. 1.1 приведена принципиальная схема маслоснабжения когенерационной установки - турбины Т-100-130 ТМЗ [1], характерная для рассматриваемых систем.

Давление масла после маслоохладителей поддерживается равным 0,06—0,08 МПа. Масло в систему регулирования подается главным центробежным насосом 1, приводимым от вала турбины. Одновременно от этого насоса масло подается к соплам последовательно включенных инжекторов 11 и 12. Обе ступени инжекторов размещены в маслобаке. Инжектор 1 -й ступени 11 подает масло к всасывающему патрубку насоса, создавая необходимый для его работы подпор около 0,03 МПа, и в камеру инжектора 2-й ступени 12, подающего масло через маслоохладители 13 в систему смазки подшипников турбины и генератора.

Для обеспечения работы турбоагрегата в период пуска предусмотрен пусковой масляный электронасос 9, приводимый двигателем переменного тока. Снабжение маслом подшипников при останове турбоагрегата обеспечивается аварийным насосом 5 с приводом от электродвигателя постоянного тока. Резервный насос 4 приводится электродвигателем переменного тока.

Рис. 1.1. Система маслоохлаждения турбины Т-100-130 ТМЗ [1]

1 - насосная группа на валу турбины; 2 - линия на смазку валоповоротного устройства; 3 - линия на отключение валоповоротного устройства; 4 - резервный масляный насос; 5 - аварийный масляный насос; 6 - линия на остайов турбины; 7 - сигнал «давление масла мало»; 8, 14 - реле пуска электронасоса; 9 - пусковой масляный электронасос; 10 - маслобак; 11, 12 - инжекторы 1-й и 2-й ступеней (11- главный; 12 - системы смазки); 13 - маслоохладители

Реле 14 включает в работу насос 4 при падении давления масла после охладителей до 0,035 МПа; при падении давления масла в этом контуре до 0,03 МПа реле 8 включает в работу насос 5.

В маслобак 10 встроены шесть маслоохладителей 13. Аппараты по трактам воды и масла включены параллельно. Наличие необходимой арматуры позволяет осуществить при необходимости отключение любого из них по трактам воды и масла при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не выше 30 °С.

На рис. 1.2 приведена принципиальная схема охлаждения технических масел, которая применяется на компрессорных станциях и когенерационных установках, в том числе и на мини-ТЭЦ.

1

Рис. 1.2. Принципиальная схема охлаждения технических масел компрессорных станций и когенерационных установок 1 - потребитель охлажденного масла (турбина или компрессор); 2-насосная группа; 3 - маслоохладители; 4 - источник оборотного водоснабжения

Охлаждающей средой в системах маслоохлаждения компрессорных станций и когенерационных установок является вода, которая может подаваться из оборотной системы водоснабжения - от градирен, от естественных водоемов - рек, озер, прудов и т.д. [1, 11], от искусственно сооружаемых прудов и пр. (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Схемы включения охладителей масел в системы прямоточного и оборотного водоснабжения:

а) прямоточное водоснабжение маслоохладителей;

б) оборотное водоснабжение маслоохладителей

Нагретая оборотная вода после маслоохладителей обычно направляется в градирни, где, растекаясь по каналам и трубам водораспределительного устройства, разбрызгивается, стекая через оросительное устройство в водосборный бассейн.

Охлаждённая вода самотеком, пройдя сетки, поступает в циркуляционный канал, из которого вновь засасывается циркуляционными насосами.

С точки зрения проблемы повышения энергоэффективности систем маслоохлаждения или конструкций маслоохладителей, являющихся основными элементами таких систем, наиболее существенными задачами, требующими решения, является обеспечение высоких значений коэффициентов теплопередачи от масла к воде [9].

Поскольку вязкость масла в десятки раз выше, чем вязкость воды, то в первую очередь эта проблема должна решаться за счет интенсификации теплообмена со стороны масла. Именно поэтому гидравлическая схема маслоохладителя выполнена так, что охлаждающая вода движется внутри теплообменных трубок, а масло - в межтрубном пространстве [1]. Система перегородок межтрубного пространства обеспечивает зигзагообразное движение масла, близкое к поперечному обтеканию труб с шахматным расположением.

Перегородки типа «диск-кольцо», а также шторы между ними и корпусом маслоохладителя обеспечивают необходимые значения скорости течения масла и соответственно коэффициента теплоотдачи.

С целью обеспечения высоких значений коэффициентов теплоотдачи по маслу и теплопередачи в целом в промышленности освоены интенсифицированные маслоохладители [1, 5-10], в том числе рассмотренные ниже, в разд. 1.2.

2) обеспечение оптимальных значений теплогидравлической эффективности маслоохладителя и системы охлаждения масла в целом.

В интенсифицированных теплообменниках помимо положительного эффекта роста коэффициента теплопередачи наблюдается и негативный эффект роста гидравлического сопротивления аппаратов и соответствующих затрат энергии (как правило, электрической) на транспортировку теплоносителей [12-38]. При выборе конструкций маслоохладителей нужно искать оптимальное решение, при котором положительные эффекты будут превалировать.

3) подавление солеотложений и других загрязняющих отложений на теплообменных поверхностях маслоохладителей [40-44].

Эксплуатация водяных систем охлаждения теплообменных аппаратов сопряжена с серьезной �