автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Повышение эффективности ТЭЦ путем совершенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок

005050068 На правах рукописи

МАЛИКОВ МИХАИЛ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭЦ ПУТЕМ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РАБОТЫ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТУРБОУСТАНОВОК

05.14.14 — Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань-2013

2ШВ 2013

005050068

Работа выполнена в научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» ФГБОУ ВПО «Ульяновский государственный технический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Шарапов Владимир Иванович

Официальные оппоненты: Куличихин Владимир Васильевич

доктор технических наук, ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет "Московский энергетический институт"», профессор кафедры «Промышленные теплоэнергетические системы»

Чичиров Андрей Александрович

доктор химических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет», заведующий кафедрой «Химия»

Ведущая организация: ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудово-

го Красного Знамени Теплотехнический научно-исследовательский институт»

Защита состоится « марта 2013 г., в 14 час. 00 мин, на заседании диссертационного совета Д 212.082.02 при ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет» по адресу: 420066 г. Казань, ул. Красносельская, д. 51, зал заседаний Ученого совета (Д-223).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет». Автореферат разослан « У » февраля 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.082.02 кандидат химических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Надежность и экономичность теплоэлектростанций во многом зависит от эффективности работы теплообменного оборудования конден-сатно-питателыюго тракта турбоустановок.

Одной из остро стоящих проблем является насыщение основного конденсата турбоустановки коррозионно-активными газами, что служит причиной повышения интенсивности коррозионных процессов и снижения экономичности работы подогревателей, особенно работающих под разрежением.

Проблема наличия коррозионно-активных газов в конденсатно-питательном тракте ТЭЦ обостряется в период работы теплофикационных турбоустановок с малыми пропусками пара в конденсатор, так как из-за малых расходов конденсата концентрация растворенных в нем кислорода и углекислоты растет, что ведет к повышенной активности коррозионных процессов. Кроме того, в таких режимах возможны существенные потери теплоты в конденсаторах турбин из-за вынужденного регулирования основного конденсата.

Работа выполнена в соответствии с утвержденными на Федеральном уровне Приоритетными направлениями развития науки, технологий и техники РФ (пункт 08 - Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика) и Перечнем критических технологий РФ (пункт 27 - Технологии энергоэффективного производства и преобразования энергии на органическом топливе).

Объект исследования. Теплообменное оборудование теплофикационных турбоустановок ТЭЦ.

Цель работы - повышение эффективности ТЭЦ путем совершенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок.

Для достижения поставленной цели в диссертации решены следующие задачи:

- проанализированы ранее известные способы борьбы с неконденсирующимися газами, поступающими в оборудование конденсатно-питательного тракта, способы регенерации потоков теплоты в турбоустановках при малых пропусках пара в конденсатор;

- разработаны приборные и бесприборные технологии мониторинга герметичности вакуумных систем турбоустановок;

- дана количественная оценка влияния технологии каскадного отвода парогазовой смеси из регенеративных подогревателей на энергетическую эффективность ТЭЦ;

- разработаны способы отвода парогазовой смеси из регенеративных подогревателей с последующей утилизацией теплоты смеси;

- разработан способ регенерации теплоты конденсата рециркуляции в тур-боустановках при малых пропусках пара в конденсатор, выполнен сравнительный технико-экономический анализ способов регенерации теплоты в этих режимах и разработан программный продукт, позволяющий автоматизировать расчет энергетической эффективности регенерации потоков теплоты в режимах работы теплофикационной турбоустановки с малыми пропусками пара в конденсатор.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработаны научно обоснованные технологии оперативного определения герметичности вакуумных систем турбоустановок приборными и бесприборными способами. На практике показана применимость разработанных решений на теплоэнергетических объектах.

2. Дана количественная оценка влияния технологии каскадного отвода парогазовой смеси из регенеративных подогревателей на эффективность ТЭЦ.

3. Предложены способы отвода парогазовой смеси из регенеративных подогревателей с повторным использованием теплоты смеси.

4. Разработан способ регенерации теплоты конденсата рециркуляции в турбоустановках при малых пропусках пара в конденсатор, выполнен сравнительный технико-экономический анализ с аналогами при помощи авторского программного продукта. Доказана конкурентоспособность предлагаемого способа.

Новизна созданных решений подтверждена 27-ю патентами Российской Федерации на изобретения.

Практическая ценность работы. Разработанные научно-технические решения позволяют повысить эффективность работы ТЭЦ путем совершенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок. Выполнена опытная проверка технологии мониторинга герметичности вакуумных систем на турбоуста-новке Т-100/120-130. Результаты работы приняты к внедрению на Ульяновской ТЭЦ-1. Внедрение всего комплекса разработанных технологий на турбоустановке Т-100/120-130 Ульяновской ТЭЦ-1 позволит снизить расход условного топлива примерно на 700 т/год при условии работы турбоустановки не менее 3000 ч/год. Результаты работы могут использоваться эксплуатационными и проектными организациями при выборе способов определения герметичности вакуумных систем турбоустановок, способов отвода неконденсирующихся газов из регенеративных подогревателей, схем и режимов работы турбоустановки при малых пропусках пара в конденсатор.

Личный вклад автора заключается в разработке технических решений и программного продукта для автоматизации расчетов, проведении расчетов, анализе и обобщении полученных результатов.

Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлена применением современных методов теоретических исследований, сопоставимостью по-

4

лученных данных с другими источниками, практической проверкой предложенных решений на действующих теплоэнергетических предприятиях, патентной чистотой разработанных технических решений.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Научно-обоснованные технологии приборного и бесприборного мониторинга герметичности вакуумных систем турбоустановок.

2. Научно-обоснованные технические решения по совершенствованию работы теплообменного оборудования турбоустановок ТЭЦ.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на: 15-й Международной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника, энергетика» (МЭИ, 2009); Молодежном инновационном форуме Приволжского федерального округа (УлГТУ, 2009); VII школе-семинаре молодых ученых и специалистов академика РАН В. Е. Алемасова «Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении». (ИЦПЭ проблем энергетики Каз. НЦ РАН, 2010); Международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (СГТУ, 2010); 4-й Всероссийской научно-технической конференции аспирантов, студентов и молодых ученых «Информатика и вычислительная техника». (УлГТУ, 2012); заседаниях постоянно действующего семинара научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (УлГТУ, 2008-2012 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликованы 58 печатных работ, в том числе 1 монография, 4 статьи в журналах из перечня ВАК Минобрнауки России, 2 полных текстов докладов, тезисы 5 докладов, 27 изобретений, 1 свидетельство на регистрацию программы для ЭВМ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы из 158 наименований. Она изложена на 128 страницах, содержит 36 рисунков и 14 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертации, сформулированы задачи исследования, защищаемые положения, дано описание структуры диссертации.

В первой главе выполнен анализ существующих проблем эксплуатации теплообменного оборудования. Рассмотрены основные факторы, влияющие на надежность и экономичность работы теплообменных аппаратов, а так же методы их подавления, поставлены задачи исследования. Показано, что одной из основных причин снижения надежности и экономичности теплообменников является присутствие в паровом пространстве и конденсате неконденсирующихся газов.

лв = дь-т-£

i=1

(¡o-i¡)

Лэм. (1)

Вторая глава посвящена исследованию технологий отвода паровоздушной смеси (ПВС) из регенеративных подогревателей и их влиянию на энергетическую эффективность паротурбинной установки Т-110/120-130.

Дана количественная оценка влияния технологии каскадного отвода парогазовой смеси из регенеративных подогревателей на энергетическую эффективность ТЭЦ. Оценка тепловой экономичности проведена по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении Утф, кВт ч/м3, получаемой за

счет отборов пара на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды. Годовые потери топлива, АВ, т/год определялись по формуле

'0пвс.;пвс , _. Л

Ы itl i у'пв 'щ )

ч i. 2(i^ri-inB)y

где inB - энтальпия питательной воды, кДж/кг; i« - энтальпия конденсата греющего пара после регенеративного подогревателя, кДж/кг; ipCn - энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора, заменяющего все действительные регенеративные отборы, паром которых подогревается конденсат i-ro отбора, кДж/кг; D¡ - количество пара, отпускаемого из отбора на подогреватель, кг/ч; i0 -энтальпия острого пара, кДж/кг; i¡ - энтальпия пара i-ro отбора, кДж/кг; тузи -электромеханический КПД турбогенератора; D™c, i™c - расход (кг/ч) и энтальпия (кДж/кг) ПВС отводимой из вышестоящего подогревателя; ДЬ - разность удельных расходов условного топлива по конденсационному и теплофикационному циклам, т/кВт; Т - количество часов работы турбоустановки в год, ч/год.

Расчеты показали, что перерасход условного топлива за счет использования каскадного отвода ПВС может достигать 200 т/год, при работе турбоустановки Т-110/120-130 свыше 4000 ч/год.

Предложены схемы отвода ПВС при помощи многоступенчатых эжекторов (рис. 1 а) и одноступенчатых эжекторов (рис. 1 б). Эжектор увеличивает скорость отвода паровоздушной смеси, тем самым интенсифицируется процесс теплообмена в регенеративных подогревателях, снижается уровень растворенного кислорода в конденсате пара подогревателей.

В схеме, показанной на рис. 1 а используется многоступенчатый эжектор, в котором в качестве рабочей среды для эжектора нижестоящего регенеративного подогревателя используется ПВС отводимая из вышестоящего подогревателя по ходу основного конденсата турбоустановки.

В схеме, представленной на рис. 1 б теплота ПВС в охладителе эжектора отводится исходной обессоленной воде, а конденсат смеси - под давлением в вакуумный деаэратор, что позволяет регенерировать теплоту.

По сравнению со стандартным каскадным отводом предложенное решение (рис. 1 б), имеет следующие отличия: паровоздушная смесь отводится от регенеративных подогревателей эжектором в охладитель эжектора, где охлаждается до конденсации исходной обессоленной водой, передавая ей ранее терявшуюся в конденсаторе теплоту (Зэ, МВт, однако несколько снижается мощность АМГОШ, кВт, развиваемая паром отбора подогревателя исходной воды из-за подогрева воды перед подогревателем исходной воды в охладителе эжектора.

Рис. 1. Способы отвода ПВС из регенеративных подогревателей при помощи эжекторов: 1 -котел; 2 - паровая турбин с регенеративными отборами; 3 - конденсатор. Для схемы а): 4 - трубопровод основного конденсата турбины; 5 - конденсатный насос; 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 - регенеративные подогреватели; 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19 - индивидуальные эжекторы. Для схемы б): 4 -трубопровод отвода смеси; 5 - эжектор с охладителем; 6 - конденсатопровод с гидрозатвором; 7 - трубопровод исходной обессоленной воды; 8 - вакуумный деаэратор; 9 - насос; 10 — трубопровод добавочной питательной воды; 11 - подогреватель исходной воды (ПИВ)

Расчет тепловой эффективности производился следующим образом. Температура химически очищенной воды, 12°В,°С, после охладителя эжектора определялась по формуле

7-.ПВС /т/„,4ПВС ЛЛ./-.ХОВ +хов I хов ЧУс + {к -А^ + О

2 ^ХОВ + рЛВС ' К '

где — температура химически очищенной воды перед охладителем эжектора,

«Тор ПИР

"С; ^ -температура конденсации паровоздушной смеси, °С; В - количество отводимой ПВС, кг/с; Ь - удельная теплота парообразования воды, кДж/кг; Охов - расход химически очищенной воды; Д( - недогрев химически очищенной воды в охладителе эжектора, °С.

Снижение расхода пара на подогреватель исходной воды, Эщщ, кг/с.

где 1*ов - температура химически очищенной воды после подогревателя исходной воды, °С; 1?°в - температура химически очищенной воды перед подогревателем исходной воды, °С; ¡3 - энтальпия пара отбора ПИВ, кДж/кг; ¡пИП- энтальпия конденсата ПИВ, кДж/кг.

Снижение мощности ЛМпда. кВт, на тепловом потреблении определяется как 0ХОБс[рХРВ^ХОБ _{хов)+рпвс^хов _ ^ _ {пвс + Д{Ц

Д ^пда = кр(!1.(10 - 1пив) Т. \п хов , т^пвс 1 ^змА

V з пив А )

где креГ - коэффициент, учитывающий регенеративный подогрев конденсата пара отборов турбины.

Экономия условного топлива ДВЭ, т/год, по сравнению со стандартной схемой с каскадным отводом за расчетный период Т составит

двэ =(збоо-д3-ьтг-кпив-дь)-т-ю-3, (5)

где - расход условного топлива на выработку 1 МДж тепловой энергии,

кг/МДж; <3,- теплота конденсации ПВС, МДж/с.

На рис. 2 представлена диаграмма зависимости экономии условного топлива при использовании способа отвода паровоздушной смеси (рис. 1 б) вместо каскадного отвода от числа часов работы турбины и количества отводимой из подогревателей смеси. Обеспечить расчетные параметры способа отвода паровоздушной смеси рис. 1 б. может, например, пароструйный эжектор ЭПУ-0,9-900-1 с поверхностными охладителями типа ЭПУ (разработка и производство ЗАО УТЗ) или его модификации.

Произведена технико-экономическая оценка предлагаемых решений методом ЧДЦ, и установлено, что выгоднее использовать одноступенчатый эжектор. Примерная стоимость эжектора ЭПУ-0,9-900-1 с охладителем около 0,7-1 млн руб., поэтому схему отвода ПВС рис. 1 б целесообразно использовать при условиях, что турбоустановка работает в расчетном теплофикационном режиме не менее 3000 ч/год. а расход смеси, отводимой из регенеративных подогревателей составляет более 400 кг/ч.

Т, ч/год

Рис. 2. Диаграмма зависимости экономии условного топлива на котел (В, т/год) при использовании схемы рис. 1.6 от числа часов работы турбины (Т, ч/год) и количества отводимой из подогревателей ПВС (Ошс)

При данных параметрах срок окупаемости составляет около 4-5 лет. В третьей главе представлена разработанная технология мониторинга герметичности вакуумных систем при помощи стационарных и портативных кисло-родомеров (рис. 3).

Л

Рис. 3. Схема оперативного приборного контроля мест присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки: 1 -паровая турбина; 2 - конденсатор; 3 -трубопровод основного конденсата турбины; 4, 5, 6, 7 - насосы; 8 - регенеративные подогреватели низкого давления; 9 -датчики кислородомера; 10 - подогреватель исходной воды; 11 - вакуумный деаэратор; 12 - теплосеть; 13, 14 - верхний и нижний сетевые подогреватели

Важным элементом системы мониторинга является отображение информации о значениях растворенного в конденсатных потоках кислорода и разницы между ними в режиме реального времени, что позволяет персоналу станции оперативно реагировать на возникающие присосы.

0 9

Количество присосов воздуха Ввозд, г/ч, на участке с одинаковым расходом конденсата можно определить по показаниям кислородомеров следующим образом:

Ов0зд = 4,76-(Дс + ср)-011 -10"6, (6)

где Дс - разность концентраций растворенного кислорода по показаниям кислоро-домера в точках замеров, Дс = ^ — с2, мкг/дм3; Ок — расход конденсата на участке, дм3/ч; 4,76 - коэффициент, учитывающий процентное содержание кислорода в воздухе; ср - концентрация кислорода, прореагировавшего на участке, мкг/дм3. Графически взаимосвязь показаний кислородомера и количества присасываемого на данном участке воздуха показана на рис. 4.

Рис. 4. Взаимосвязь показаний кислородомера (с, мкг/дм3), количества присасываемого воздуха на данном участке (ОВОзд, г/ч) и расхода конденсата на участке (С„ т/ч)

Ок, т/ч

Если имеет место смешение потоков конденсата (рис. 5) то формулу (6) для определения присосов воздуха на участке 1 можно представить в виде:

Ввозд=4,7б[с,+ср)-(02+0з)-с2-02-сз.03].10-6. (7)

Даны рекомендации по внедрению технологии мониторинга на Ульяновской ТЭЦ-1. На реализацию технологий приборного контроля на одну турбоустановку Т-100/120-130 Ульяновской ТЭЦ-1 требуется около 0,2 млн руб. Технология обеспечивает прежде всего надежность работы станции, кроме того она позволяет предотвратить снижение выработки электроэнергии от ухудшения вакуума из-за

©подсосов воздуха в вакуумную систему турбо-установок и ухудшение теплооомена из-за на-

с,; (ОгНЗз)

-«■-(Ту

личия в паровом пространстве теплообменного

с-.' П> -1 — оборудования неконденсирующихся газов.

........Проведен технико-экономический расчет

Рис. 5. Схема смешения потоков к предложенного решения, который показал, что

формуле (7) срок окупаемости составляет от 1 года до 5 лет

в зависимости от режима эксплуатации оборудования.

В диссертации рассматривается возможность использования разработанных технологий по поиску неплотностей вакуумной системы методом опрессовки конденсационной установки паром с соблюдением заводских норм по допустимым значениям давления и температуры в конденсаторе и выхлопе турбины. Для повышения точности и оперативности отыскания неплотностей рекомендовано использовать тепловизор с фото и видеосъемкой.

Так, на рис. 6 представлена схема, поясняющая способ контроля герметичности вакуумных систем турбоустановок, особенность которого заключается в том, что в качестве опрессовочной среды в конденсатор направляют пар с избыточным давлением 0,05-0,2 кгс/см , а периодический контроль герметичности вакуумных систем турбоустановок выполняют по местам истечения пара через неплотности конденсатора. , 7*.

Рис. 6. Опрессовка вакуумной системы турбоустановки паром отбора соседней турбины для выявления неплотностей: 1 - котел; 2,1 - турбина; 3 - конденсатор; 4 — трубопровод основного конденсата турбины; 5 - конденсатный насос; 6 - пятый регенеративный отбор турбины 7

По сравнению с традиционными способами опрессовки конденсатора водой и сжатым воздухов, рассмотренный способ (рис. 6) имеет следующие преимущества: схема монтируется один раз и не требует дополнительного оборудования; отсутствуют затраты на электроэнергию, на привод компрессора, отсутствует опасность развития коррозионных процессов из-за растворения кислорода в опрессовочной воде.

В четвертой главе рассмотрена проблема отводы теплоты от охладителей основных эжекторов, эжекторов уплотнений и сальникового подогревателя в режимах с малыми пропусками пара в конденсатор и пути решения этой проблемы. В таких режимах наблюдаются существенные потери теплоты в конденсаторе с рециркуляцией конденсата через эти теплообменники.

Произведена оценка энергетической эффективности технических решений по регенерации потоков теплоты от охладителей эжекторов, уплотнений турбины и

сальникового подогревателя, предложенных А. Г. Шемпелевым, проф. В. В. Кули-чихиным, а так же нами в НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ.

Решение, разработанное в НИЛ «ТЭСУ» реализовано в схеме на рис. 7, его основной особенностью является использование в качестве холодного агента для сальникового подогревателя, охладителей основных эжекторов, эжекторов уплотнений исходной химически очищенной воды, подаваемой после подогревателей в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды.

Оценка тепловой экономичности технологий утилизации сбросной теплоты конденсата рециркуляции проведена по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении кВт-ч/м3, получаемой за счет отборов пара

на подогрев 1 м3 обрабатываемой воды.

По сравнению со стандартной схемой с рециркуляцией конденсата разработанное нами решение имеет следующие отличия:

1. Отключена рециркуляция основного конденсата через ОЭ, ОУ и СП, т.е. снижены затраты электроэнергии на привод конденсатного насоса (ДЫ^", кВт).

2. Теплота, отводимая от ОЭ, ОУ и СП (С>"СУ, МДж/с), отдается исходной воде и далее с деаэрированной добавочной питательной водой направляется в систему регенерации турбины.

3. Снижается мощность, развиваемая на тепловом потреблении из-за исключения из схемы подогревателя исходной воды , кВт), а так же снижения расхода греющего агента (пара 6-ого отбора) на ДВ (ХдаСУ, кВт).

4. Дополнительно увеличивается мощность, развиваемая на тепловом потреблении за счет снижения температуры основного конденсата (Ы^нсу, кВт).

Ьииг" N

—I-I--г—

Рис. 7. Схема охлаждения теплообменников исходной водой (НИЛ ТЭСУ УлГТУ): 1 - конденсатор; 2 -охладитель основного эжектора; 3 — охладитель эжектора уплотнений; 4 -сальниковый подогреватель; 5 - трубопровод исходной воды

5. Снижается расход пара из-за внесения в конденсатно-питательный тракт дополнительной теплоты (ДО^су, кг/с) и, как следствие, уменьшается расход топлива на котел ( ДВ^СУ, кг/ч).

Экономия условного топлива ДВ'РСУ, т/год, по сравнению со стандартной схемой за расчетный период:

АВ^СУ =№ -Ь,„ + (^су ■ Ь„ + ДВ^СУ -

где Ьзкв - средний по ТЭЦ удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/(кВтч); Ь„ - расход условного топлива на выработку 1 МДж тепловой энергии, кг/МДж; ДЬ - разность удельных расходов условного топлива на конденсационную и теплофикационную выработку, кг/(кВт ч); Т - расчетный период работы турбоустановки в теплофикационном режиме, ч/год.

Из расчета, выполненного для условий г. Ульяновска, следует, что ддтэсу _ 543 27 т/год. Итоговые данные по расчету сведены в табл. 1, схемы сопоставляются со стандартной схемой работы турбоустановки Т-100/120-130 в теплофикационном режиме за расчетный период, который для условий г. Ульяновска составляет 2420 ч/год. Наибольшая энергетическая эффективность в режимах работы теплофикационных турбин с полностью загруженными отборами пара и минимальными пропусками пара в конденсатор достигается при отводе теплоты от охладителей эжекторов, уплотнений турбины и сальникового подогревателя к исходной воде, подаваемой в деаэратор добавочной питательной воды.

Таблица 1. Сравнение экономичности рассмотренных технологий

Показатели А.Г.Шемпелев В.В.Куличихин М.А.Маликов

Дополнительное количество полезно используемой теплоты от охладителей, кДж/с 1189 1927,77 2411,6

Снижение электрической мощности, развиваемой на тепловом потреблении, кВт 573,26 913,38 760,42

Уменьшение расхода топлива на котел за счет снижения количества пара, отпускаемого на турбину, кг/ч 24,59 19,66 86,05

Экономия условного топлива, т/год 115,54 130,22 548,27

Годовая экономия в денежном выражении, млн. руб./год 0,37 0,41 1,75

В расчетах при сопоставлении схем не учитываются капитальные затраты на организацию схем, так как реализация любой из представленных схем подразумевает примерно одинаковый стандартный набор монтажных операций, который может быть выполнен персоналом станции.

Для качественного представления результатов исследования и возможности изменения исходных данных с мгновенным пересчетом эффективности рассматриваемых решений создан программный продукт, алгоритм работы которого представлен на рис. 8.

Первая версия программы производит расчет для модификаций тепловой схемы турбоустановки Т-100-120/130, по умолчанию введены параметры одного из режимов работы турбоустановки с полностью загруженными отопительными отборами и минимальными пропусками пара в конденсатор.

I

Выбор и расчет одной из '

. ■

I 1. Удельный расход топлива на выработку I

| тепло-и электроэнергии. Г

I 2. Расход и параметры теплоносителей. |

| 3. КПД турбоустановки, котлоагрегата. I

I 4. Расчетный период работы '

I____турбоустановки.________________!

I-------------------------------

[ Вывод полученных данных ] I-------------------------------------------------------1

I 1. Изменение расхода пара 1-ого отбора. I

] 2. Изменение мощности, вырабатываемой на ¡-ом отборе. |

I 3. Изменение расхода пара на турбину. I

{ 4. Изменение расхода топлива на котел. I

| 5. Набор стандартных величин. [

I 6. Экономия топлива по сравнению с заводской схемой. I

I 7. Суммарное изменение расхода условного топлива. }

Рис. 8. Алгоритм работы программного продукта «Расчет энергетической эффективности регенерации потоков теплоты в режимах работы теплофикационной турбоустановки с малыми пропусками пара в конденсатор»

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Проанализированы основные причины неэффективной работы теплообменно-го оборудования турбоустановок ТЭЦ, а также способы и методы их устранения.

2. Разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие повысить надежность и экономичность теплообменного оборудования турбоустановок ТЭЦ:

2.1. Технологии мониторинга герметичности вакуумной системы турбоустановки, позволяющие осуществлять непрерывный контроль и обнаружение мест присосов воздуха как приборными, так и бесприборными способами. Разработа-

Ввод исходных данных

1. Схема А. Г. Шемпелева.

2. Схема В. В. Куличихина.

3. Схема НИЛ ТЭСУ.

т

ны рекомендации для Ульяновской ТЭЦ-1 по применению системы мониторинга герметичности вакуумных систем турбоустановок, подобраны приборы электрохимического контроля, произведен технико-экономический расчет, выполнена опытная проверка, доказавшая применимость предлагаемых решений.

2.2. Технологии отвода парогазовой смеси с утилизацией теплоты из пароводяных подогревателей при помощи эжекторов.

2.3. Энергосберегающая технология регенерации теплоты от сальникового подогревателя, охладителей эжекторов и уплотнений в режиме работы теплофикационной турбины с малыми пропусками пара в конденсатор. Установлено, что наиболее экономичной является технология, предусматривающая использование для охлаждения рассматриваемых теплообменных аппаратов исходной воды, подаваемой в деаэратор добавочной питательной воды.

3. Выполнено сравнение энергетической эффективности предлагаемых решений с известными аналогами, в том числе при помощи авторского программного продукта. Результаты расчетов показывают, что внедрение разработанных технологий на турбоустановке Т-100/120-130, работающей не менее 3000 ч/год, позволяет снизить расход условного топлива на 700 т/год.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Монография

1. Шарапов, В. И. Повышение эффективности работы теплообменного оборудования турбоустановок ТЭЦ / В. И. Шарапов, М. А. Маликов. - Ульяновск : УлГТУ, 2012.-239 с.

Статьи в журналах из перечня ВАК Минобрнауки России:

2. Шарапов, В. И. Технологии регенерации потоков теплоты в теплофикационных турбоустановках при малых пропусках пара в конденсатор / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Промышленная энергетика. 2012. — № 9. - С. 29-31.

3. Шарапов, В. И. Совершенствование режимов работы теплообменного оборудования конденсатно-питательного тракта ТЭЦ / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Труды Академэнерго. 2012. - № 3. - С. 37-55.

4. Шарапов, В. И. Технология оперативного контроля герметичности вакуумных систем турбоустановок / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Надежность и безопасность энергетики. 2012. -№ 2(17). - С. 64-67.

5. Шарапов, В. И. Влияние отвода неконденсирующихся газов из подогревателей на энергетическую эффективность паротурбинных установок / В. И. Шарапов, М. А. Маликов // Проблемы энергетики. Известия вузов. - 2007. — № 5-6. - С. 10-19.

Изобретения и свидетельства

6. Патент № 2319128 (Россия). МПК Б 01 Э 11/00, О 01 М 3/00. Способ контроля герметичности вакуумных систем турбоустановок / Шарапов В. И., Мали-

ков М. А.; заявитель и патентообладатель Ульян, гос. техн. ун-т. -№ 2006133058/28; заявл. 14.09.2006; опубл. 10.03.2008, Бюл. № 7.

7. Патент № 2324825 (Россия). МПК Б 01 К 17/02. Тепловая электрическая станция / Шарапов В. И., Маликов М. А.; заявитель и патентообладатель Ульян, гос. техн. ун-т.-№ 2006133059/06; заявл. 14.09.2006; опубл. 20.05.2008, Бюл. № 14.

8. Патент № 2327878 (Россия). МПК И 01 К 17/02. Способ контроля герметичности вакуумных систем турбоустановок / Шарапов В. И., Маликов М. А.; заявитель и патентообладатель Ульян, гос. техн. ун-т. - №2006133053/06; заявл. 14.09.2006; опубл. 27.06.2008, Бюл. № 18.

9. Патент № 2324824 (Россия). МПК И 01 К 17/02. Способ контроля герметичности вакуумных систем турбоустановок / Шарапов В. И., Маликов М. А.; заявитель и патентообладатель Ульян, гос. техн. ун-т. - №2006133056/06; заявл. 14.09.2006; опубл. 20.05.2008, Бюл. № 14.

10. Патент № 2327045 (Россия). МПК Б 01 К 13/00. Тепловая электрическая станция / Шарапов В. И., Макарова Е. В., Маликов М. А.; заявитель и патентообладатель Ульян. гос. техн. ун-т. - №2006128018/06; заявл. 01.08.2006; опубл. 10.02.2008, Бюл. № 17.

И. Патент № 2298659 (Россия). МПК Б 01 К 13/00, в 01 N 27/02. Тепловая электрическая станция / Шарапов В. И., Макарова Е. В., Маликов М. А.; заявитель и патентообладатель Ульян, гос. техн. ун-т. - № 2006100465/06; заявл. 10.01.2006; опубл. 10.05.2007, Бюл. № 13.

12. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012617247 (Россия). Расчет энергетической эффективности регенерации потоков теплоты в режимах работы теплофикационной турбоустановки с малыми пропусками пара в конденсатор / Шарапов В. И., Маликов М. А.; заявитель и правообладатель Ульян, гос. техн. ун-т. - №2012615367; заявл. 26.06.2012; опубл. 13.08.2012, Реестр программ для ЭВМ.

Прочие публикации

13. Маликов, М. А. Влияние неконденсирующихся газов в теплообменных аппаратах на энергетическую эффективность паротурбинных установок / М. А. Маликов. Теплоэнергетика и теплоснабжение: Сборник научных трудов НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ. Выпуск 9. - Ульяновск: УлГТУ, 2012. -С. 146-165.

Автореферат МАЛИКОВ Михаил Александрович Повышение эффективности ТЭЦ путем совершенствования работы теплообменного оборудования турбоустановок Подписано в печать 30.01.2012. Формат 60x84/16.

Усл. а л. 0,93. Тираж 100 экз. Заказ 100.

Типография УлГТУ. 432027, г. Ульяновск, ул. Сев. Венец, 32.