авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 9 |

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ...»

-- [ Страница 5 ] --

Инициативой в выборе путей технического перевооружения дол жен владеть собственник энергопредприятия. К решению проблемы должны привлекаться специализированные научно-исследовательские организации и энергомашиностроительные предприятия, профессио нально ею занимающиеся.

Подготовку к техническому перевооружению электростанций сле дует начинать заблаговременно. Расширенное обследование и техниче ское диагностирование теплосилового оборудования ТЭС, как правило, приурочивается к выработке паркового ресурса турбины. К этому вре мени уместно подготовить технические решения по перевооружению энергопредприятия. По результатам обследования, определившись с окончательным вариантом перевооружения и сроками его возможной реализации, можно будет разрабатывать мероприятия по обеспечению надежной эксплуатации оборудования до достижения этих сроков. В большинстве случаев весь комплекс подготовительных работ можно будет провести в течение времени выработки индивидуального ресурса оборудования.

Можно было бы рассматривать как способ увеличения ресурса оборудования снижение параметров пара. Но снижение параметров пара на время выработки индивидуального ресурса как стратегическое реше ние считаем неверным. Оно нанесет экономический ущерб всему на родному хозяйству страны. Будут снижены КПД и мощность энергоус тановок. Скорее всего, эти убытки будут внесены в тариф. Срок исчер пания индивидуального ресурса отодвинется на несколько лет, что бу дет способствовать дальнейшей деградации энергомашиностроитель ных заводов и расслаблению энергетиков. К исчерпанию нового срока ситуация радикальным образом не изменится и полученный выигрыш во времени не будет должным образом использован. Снижение пара метров пара может быть применено как крайняя мера в каком-то кон кретном случае, когда для обеспечения надежной эксплуатации обору дования потребуется замена изношенных деталей, а их приобретение задерживается, или срок восстановительного ремонта энергоустановки по каким-то соображениям надо сместить.

Предлагается два варианта подхода к началу технического пере вооружения тепловых электростанций:

1. Проводить замену оборудования после выработки паркового ре сурса.

2. Эту операцию осуществлять после выработки индивидуального ресурса.

Стабильная загрузка энергетических мощностей при минимальных резервах в период до 1991 г. предопределила основополагающие прин ципы формирования системы технического обслуживания и ремонта оборудования ТЭС, действующей и в настоящие время.




Система, основанная на планово-предупредительном ремонте (ППР), совершенствовалась в направлении обеспечения надежности при имеющихся минимальных резервах генерирующих мощностей.

Определяющим технико-экономическим критерием системы явля лась минимизация простоев оборудования в ремонте на основе жесткой регламентации ремонтных циклов. При высоком уровне надежности энергоснабжения сокращение затрат на ремонт было достигнуто путем целенаправленного увеличения межремонтного периода энергоблоков.

В действующий СТОИР (система технического обслуживания и ремонта) был установлен единый критерий вывода энергоблоков в пла новый ремонт, определяемый структурой ремонтного цикла. В соответ ствии с этим критерием периодичность капитальных и средних ремон тов регламентирована и исчисляется в календарных годах. Что позволи ло осуществлять долгосрочное планирование ремонтов, выработки электроэнергии, а также прогнозировать материальные, финансовые и трудовые затраты. На основание жесткой структуры ремонтных циклов осуществлялось и ежегодное планирование капитальных, средних и те кущих ремонтов энергооборудования с четким контролем исполнения ввода и вывода оборудования в ремонты.

Таким образом, созданная более 20 лет назад система планово предупредительного ремонта энергооборудования была сформирована для условий жесткого централизованного планирования и управления, а ее выбор был обусловлен необходимостью обеспечения надежной экс плуатации оборудования в условиях минимального резерва энергомощ ностей, определяемого отставанием развития электроэнергетики от по требностей народного хозяйства.

Начиная с 1992 г. в России происходил спад промышленного про изводства, который объективно обусловил снижение энергопотребления и соответствующий рост резервов генерирующих мощностей. Это про являлось, прежде всего, в сокращении ежегодной наработки оборудова ния и увеличение его простоя в резерве.

Использование в этих условиях СТОИР с регламентированным по календарной продолжительности ремонтным циклом ограничило эф фективность эксплуатации оборудования, что привело к увеличению ремонтной составляющей в себестоимости электрической энергии.

Поэтому действующая СТОИР стала неадекватной новым услови ям функционирования энергетической отрасли и эксплуатации энерго оборудования и вошла в противоречие с экономическими интересами производственно-хозяйственной деятельности электростанций и энер гообъединений.

Радикальным способом разрешения указанных выше противоречий должно стать внедрение в практику работы электростанций новой СТОИР, в основу которой положен ремонтный цикл, определяемый на значенным межремонтным ресурсом энергоблока.

Назначенный межремонтный ресурс энергоблока в соответствии с ГОСТ 27.002-89 представляет суммарную наработку энергоблока между капитальными ремонтами, при достижении которой энергоблок должен быть выведен в капитальный ремонт.

Принципиальное отличие такого ремонтного цикла заключается в том, что критерием необходимости проведения капитального ремонта является исчерпанный межремонтный ресурс, а не регламентированная календарная продолжительность эксплуатации. В новых условиях ка лендарная продолжительность ремонтного цикла является величиной переменной и зависит от наработки энергоблока.





За величину назначенного межремонтного ресурса принимается значение наработки между капитальными ремонтами, достигнутое в ре альных условиях эксплуатации энергоблоков в 80-х годах. Правиль ность такого выбора подтверждаются статистическими данными о мак симальной наработки энергоблоков в этот период и о достаточно высо ком уровне надежности и эффективности эксплуатации.

Список литературы:

1. Ковалев Г.Ф., Сеннова Е.В., Чельцов М.Б. и др. Надежность систем энергетики: достижения, проблемы, перспективы. / Под ред.

Н.И. Воропая. – Новосибирск: Наука СП РАН, 1999. – 434 с.

2. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. – М.:

Энергоатомиздат, 1984. – 200 с.

3. Надежность систем энергетики. Терминология. Выпуск 95. – М.: Наука, 1980. – 43 с.

4. ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения.

5. ГОСТ 27.002-89 Надёжность в технике. Основные понятия.

Термины и определения.

6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – Новосибирск: Изд. Сиб. унив., 2007. – 251 с.

7. РД 34.20.601-96. Методические указания по совершенствова нию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок на основе ремонтного цикла с назначенным межре монтным ресурсом. – М: Минтопэнерго РФ, 1996. – 10 с.

8. РД 10-577-03. Типовая инструкция по контролю металла и про длению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопро водов тепловых электростанций.

9. СО 34.04.181-2003. Правила организации технического обслу живания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. – М: 2004. – 446 с.

10. Беляев С.А., Литвак В.В., Солод С.С. Надежность теплоэнерге тического оборудования ТЭС : Учебное пособие. – Томск: изд-во НТЛ, 2008. – 194 с.

УДК 62-7/ ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ НА ПРИМЕРЕ ОБОРУДОВАНИЯ ТОМЬ-УСИНСКОЙ ГРЭС Савостьянова Л.В., Степанов И.А.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: savost@tpu.ru В энергетике всегда были актуальными вопросы, в решении кото рых значение объективных показателей надежности находилось на од ном из главных мест. Это вопросы выбора оптимального резерва мощ ности, выбора главной схемы электрических соединений и др. в на стоящее время выработка решений при проектировании и в условиях эксплуатации для учета надежности предусматриваются так называе мые «правила надежности». Это – один из способов учета нормативных требований к надежности в виде опосредованных показателей. Основ ная масса этих нормативов не имеет под собой твердых экономических обоснований.

Непосредственное применение методов теории надежности для энергетических объектов, находящихся в эксплуатации, имеет опреде ленные трудности. Это связано, на наш взгляд с тем, что оборудование находится в состоянии непрерывного эксплуатационного обслуживания и ремонта. Своевременное обнаружение и устранение неисправностей составляет основное предназначение технического обслуживания обо рудования. В то же время надежность оборудования характеризуется количеством отказов в единицу времени. Под отказом в этом случае по нимается событие, заключающееся в нарушении работоспособности.

Расчеты показателей надежности целиком основываются на статистиче ской информации об отказах.

В тоже время система ремонтно-эксплуатационного обслуживания направлена на поддержание оборудования в работоспособном состоя нии. Выявленные при технических осмотрах дефекты ликвидируются в ходе плановых ремонтных мероприятий еще до того, как они развилась в отказы. Таким образом, дефекты в планово-заменяемых (отремонти рованных) элементах, деталях, узлах просто не попадают в отчетную статистику по отказам.

С другой стороны, если отказы в соответствии с нормативными до кументами идентифицируются, учитываются, расследуются и анализи руются, то дефекты регистрируются только в оперативных журналах и в лучшем случае отражаются в дефектных ведомостях при планировании очередного ремонта. Они не вовлечены в статистический учет и не фор мируют основу для расчета показателей надежности. Поэтому и показа тели надежности характеризуют только безотказность.

Вероятный назначенный ресурс может быть определен при любом законе распределения случайной величины. Так при показательном экс поненциальном законе распределения случайная величина Х, прини мающая неотрицательное значение, имеет показательное (экспоненци альное) распределение с параметром, если плотность распределения:

e x, при х.

f ( x) 0, при х Экспоненциальное распределение часто применяют в технике при оценке времени безотказной работы. Наиболее существенное свойство этого распределения состоит «в отсутствие последействия». Обычно это предполагает условие, при котором предыдущая работа устройства ни как не сказывается на вероятностных характеристиках оставшегося времени наработки на отказ. Функция распределения для этого случая:

1 e x, при х.

F ( x) 0, при х Использование экспоненциального распределения в математиче ских моделях реальных технических объектах обычно связано именно с этим характерным свойством распределения. Экспоненциальный закон единственный из законов распределения, который обладает этим свой ством.

Законом распределения дискретной случайной величины принято называть соответствие между возможными значениями случайной ве личины и их вероятностями. Его можно задать в виде таблицы, анали тически (формулой) или графически.

Факт появления или развития дефектов в узлах турбоустановки может быть вызван не значительностью работы, а частыми пусками и остановами. При большом числе пусков (испытаний) и малой вероятно сти возникновения дефекта в каждом отдельном испытании распреде ление вероятностей может соответствовать закону Пуассона:

an a Pn e (n 0,1,2...), где Pn – вероятность, a – параметр распределения n!

(положительная величина).

Одним из свойств закона Пуассона является: n p a, где a – ин тенсивность Пуассоновского потока событий, обладающего стационар ностью, отсутствием последействия и ординарностью. Параметр рас пределения a определяют как среднее число событий, появляющихся в единицу времени.

Если постоянная интенсивности известна, то вероятность появле k ния k дефектов можно определить по формуле Пуассона P( k ) a e a.

k!

Для ряда узлов турбоустановки вероятности появления дефекта критического уровня могут быть распределены по биномиальному за кону. Вероятности возможных значений случайной величины в этом случае определяются по формуле Бернулли: Pn (k ) Cn p k q ( nk ), где Pn (k ) k k – вероятность появления события k раз при n испытаний, Cn – число со четаний из n по k, p k – средняя вероятность появления события, q ( nk ) – вероятность не появления события, q 1 p.

Если необходимо определить число испытаний, которые нужно провести до первого появления некоторого события, то для описания привлекается геометрическое распределение. Вероятность сложного со бытия в этом случае определяется по теореме умножения вероятностей P ( x k ) q k 1 p. Полагая k = 1, 2, 3… получим геометрическую про грессию с первым членом р и знаменателем q.

Гипергеометрическое распределение применимо к случаю, когда М случайно выбранных элементов из общего числа N отвечают опреде ленному признаку. Вероятность того, что среди n ровно m имеют этот признак равна отношению числа исходов, благоприятствующих собы m n m тию X = m, к числу элементарных исходов: P ( x m) CM C N M.

n CN Следует отметить, что при n N гипергеометрическое распреде ление дает результат близкий к результату биномиального закона. Ги пергеометрическое распределение имеет три параметра N, M, n.

Нормальное распределение вероятностей непрерывной случайной 1 2 e ( x a ) /2 ;

величины описываются плотностью: f ( ) Чтобы задать нормальное распределение необходимо знать два па раметра a, (математическое описание и среднеквадратическое откло нение).

Если мы хотим определить вероятность того что случайная вели чина Х примет значение, принадлежащее интервалу (, ), то необхо ( x a ) димо вычислить интеграл: P ( x ) 1 e dx.

2 2 Применив формулу Лапласа получим:

a a.

P ( x ) Ф Ф Функцией распределения системы двух случайных величин приня то называть вероятность совместного выполнения условий для каждой из них. Свойства системы нескольких случайных величин не исчерпы ваются свойствами отдельных величин. Они включают так же взаимные связи (зависимости).

Рассчитаем некоторые показатели вероятности на примере обору дования Томь-Усинской ГРЭС (ТУ ГРЭС).

Выделяем ремонтные узлы в турбинах К-100-90-5 станционные номера № 1, 2, 3 установленных на ТУ ГРЭС: генератор, РВД, регули рующие клапана, РНД, стопорный клапан, обратные клапана отборов, главный маслонасос, подшипники, ЦВД, ЦНД, муфты, диски.

Каждый ремонтный узел из данной классификации может подраз деляться на подузлы, например ЦВД разделяется на обоймы, диафрагмы и т. д.

Для начала рассмотрим следующие ремонтные узлы и для них про ведем анализ. На основе дефектных ведомостей мы можем отследить время работы каждого элемента в турбогенераторе. Сроки службы вкла дышей подшипников и главного масляного насоса (ГМН) турбогенера торов ТГ1-3 ТУ ГРЭС представлены в таблицах 1–2.

В результате анализа графиков останова турбин за 5 лет выводим среднее время работы турбины в год: к раб 5800 8760 0, 662 ;

среднее ко личество пусков и остановов 5,4 в год.

Таблица 1. – Срок службы вкладышей подшипников время в рабо № подшип- Срок в ра- время в среднее коли № ТГ те* k раб,ч ника боте работе, ч чество пусков №3 11.58–08.63 41040 27169 №5 11.58–08.63 41040 27169 №6 11.58–08.63 41040 27169 №5 08.63–04.65 14400 9533 №6 08.63–04.65 14400 9533 ТГ №5 04.65–08.67 20160 13346 №6 04.65–08.67 20160 13346 №2 11.58–09.67 76320 50524 №3 08.63–05.86 196560 130123 №1 11.58–03.02 374400 247853 №6 03.59–05.62 23040 15252 №6 05.62–03.63 72000 47664 №3 03.59–03.64 43200 28598 ТГ2 №5 3.59–03.64 43200 28598 №6 03.63–10.73 91440 60533 №5 03.64–10.99 307400 203499 №6 10.73-10.99 224600 148685 №5 10.59–06.88 247700 163977 ТГ №6 10.59–06.88 247700 163977 Расчетные показатели надежности для вкладышей подшипников и уплотнительных колец ГМН представлены в таблицах 3–4 соответст венно.

Таблица 2. – Срок службы уплотнительных колец ГМН время в рабо время в работе, среднее количе № ТГ Срок в работе те* k раб,ч ч ство пусков 11.58-04.65 55440 36701 ТГ 04.65-07.74 77040 51001 03.59-03.63 34560 22879 ТГ 10.59-07.75 136100 90098 ТГ 07.75-06.88 113000 74806 Таблица 3. – Показатели надежности работы вкладышей подшипников Плот ность Время в Время рас- коли Частота отка рабо в преде- чест kг kв Рm зов, работе те* k раб, ления во f (t ), Тн, ч пус ч ков ч 14400 9533 105 0,92 0,909 0,101 0,399 14400 9533 105 0,92 0,909 0,101 0,399 20160 13346 50 0,656 0,933 0,072 0,519 20160 13346 50 0,656 0,933 0,072 0,519 23040 15252 43 0,574 0,941 0,063 0,563 41040 27169 37 0,322 0,966 0,035 0,725 41040 27169 37 0,322 0,966 0,035 0,725 41040 27169 37 0,322 0,966 0,035 0,725 43200 28598 35 0,306 0,968 0,034 0,736 43200 28598 35 0,306 0,968 0,034 0,736 72000 47664 21 0,184 0,98 0,02 0,832 76320 50524 20 0,173 0,981 0,019 0,841 91440 60533 17 0,145 0,984 0,016 0,865 224600 148685 7 0,059 0,994 0,0065 0,943 196560 130123 7 0,067 0,993 0,0073 0,937 247700 163977 6 0,053 0,994 0,0058 0,948 247700 163977 6 0,053 0,994 0,0058 0,948 307400 203499 5 0,043 0,995 0,0047 0,958 374400 247853 4 0,035 0,996 0,0038 0,966 Зависимость расчетной плотности распределения от времени в ра боте представлена на рис. 1.

Принимаем время восстановления постоянным Т в 960ч (средняя продолжительность ремонта 40 дней).

Таблица 4. – Показатели надежности работы уплотнительных колец ГМН Плот Часто ность Время в Время в Количе та от распреде рабо работе kг kв Рm 0 ство пус казов, ления те* k раб,ч Тн, ч ков f (t ), ч 34560 22879 44 0,383 0,96 0,042 0,682 55440 36701 27 0,239 0,975 0,026 0,787 77040 51001 20 0,172 0,982 0,019 0,842 113000 74806 13 0,117 0,987 0,013 0,89 136100 90098 11 0,097 0,989 0,011 0,908 Зависимость частоты отказов и вероятности безотказной работы от времени в работе представлена на рис. 2.

Рис. 1. Зависимость плотности Рис. 2. Зависимость частоты отка распределения от времени в работе зов и вероятности безотказной ра боты от времени в работе Из полученных зависимостей можно сделать выводы, что работо способность подшипника в рассматриваемых объектах имеет чрезвы чайно высокий диапазон. Это говорит о том, что начальное качество объекта и качество ремонта напрямую влияют на его работоспособ ность.

Таблица 5. – Плотность распределения по экспоненциальному закону для вкладышей подшипников Плотность Время в работе* k раб,ч Время в работе Т н, ч распределения f (t ) 14400 9533 0, 14400 9533 0, 20160 13346 0, 20160 13346 0, Плотность Время в работе* k раб,ч Время в работе Т н, ч распределения f (t ) 23040 15252 0, 41040 27169 0, 41040 27169 0, 41040 27169 0, 43200 28598 0, 43200 28598 0, 72000 47664 0, 76320 50524 0, 91440 60533 0, 224600 148685 0, 196560 130123 0, 247700 163977 0, 247700 163977 0, 307400 203499 0, 374400 247853 0, Список литературы:

1. Ковалев Г.Ф., Сеннова Е.В., Чельцов М.Б. и др. Надежность систем энергетики: достижения, проблемы, перспективы. / Под ред.

Н.И. Воропая. – Новосибирск: Наука СП РАН, 1999. – 434 с.

2. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. – М.:

Энергоатомиздат, 1984. – 200 с.

3. Надежность систем энергетики. Терминология. Выпуск 95. – М.: Наука, 1980. – 43 с.

4. ГОСТ 15467 – 79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения. – М., 1975.

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – Новосибирск: Изд. Сиб. унив., 2007. – 251 с.

6. РД 34.20.601-96 Методические указания по совершенствова нию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок на основе ремонтного цикла с назначенным межре монтным ресурсом. – М: Минтопэнерго РФ, 1996. – 10 с.

7. СО 34.04.181 – 2003 Правила организации технического об служивания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электро станций и сетей. – М., 2004. – 446 с.

8. Беляев С.А., Литвак В.В., Солод С.С. Надежность теплоэнерге тического оборудования ТЭС : Учебное пособие. – Томск: изд-во НТЛ, 2008. – 194 с.

УДК 621. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ТЕЧЕНИЯ РАБОЧЕГО ТЕЛА В КАНАЛАХ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА БАЗЕ МЕТОДА КОНТРОЛЬНОГО ОБЪЕМА Матвеев А.С., Шевелев С.А.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: wevelev@tpu.ru Введение Большое количество практически важных случаев течения тепло носителя в каналах энергетического оборудования с определенной точ ностью может быть описано моделью ламинарного течения в плоском канале. Плоские каналы встречаются в отопительной технике, в пла стинчатых теплообменниках и во многих других практически важных случаях.

Наиболее полную информацию о локальных газодинамических ха рактеристиках потоков в каналах теплоэнергетического оборудования можно получить в результате решения системы уравнений Навье Стокса, записанных в наиболее полной форме, а также уравнения со стояния. Данную систему уравнений можно записать в виде обобщен ного закона сохранения:

div UФ div ГgradФ S (1) где Ф – зависимая переменная, – плотность, U – вектор скорости, Г – коэффициент диффузии, S – источниковый член.

Наиболее распространенными методами решения дифференциаль ных уравнений в частных производных в настоящее время являются:

1. метод конечных разностей;

2. метод конечных элементов;

3. метод контрольных объемов.

Различие между этими методами вызвано способом выбора профи лей аппроксимации и вывода дискретных аналогов уравнения.

Наиболее перспективным является метод контрольных объемов.

Его наилучшие варианты объединяют в себе положительные качества метода конечных разностей и метода конечных элементов. Основная идея метода заключается в разбиении расчетной области на непересе кающиеся, но граничащие друг с другом контрольные объемы, так, что бы каждый узел расчетной сетки содержался в одном контрольном объ еме. Обобщенное дифференциальное уравнение (1) интегрируется по каждому контрольному объему. Для вычисления интегралов использу ются кусочные профили определенной сложности, которые описывают изменение переменной Ф между узлами сетки и фактически определя ют порядок точности разностной схемы. В результате такого интегри рования получается дискретный аналог дифференциального уравнения (1), в который входят значения переменной Ф в нескольких соседних узлах.

Полученный подобным образом дискретный аналог выражает за кон сохранения Ф для конечного контрольного объема точно так же, как дифференциальное уравнение выражает закон сохранения для бес конечно малого контрольного объема. Таким образом, в методе заложе но точное интегральное сохранение массы и количества движения, на любой группе контрольных объемов и, следовательно, на всей расчет ной области.

Более подробное описание метода контрольного объема можно найти в [1, 2].

Постановка задачи Рассматривается плоский прямолинейный канал высотой h (рис. 1). На входе задается продольная составляющая скорости U 0, по перечная составляющая скорости равна нулю. На стенках канала зада ются условия прилипания U 0 для поперечной составляющей, и не протекания V 0 для поперечной составляющей скорости. На выходе из канала – «мягкие» граничные условия типа U / x 0, V / x 0.

Рис. 1. Схема области решения задачи Алгоритм расчета Расчеты проводились в декартовой системе координат на ортого нальной регулярной сетке (рис. 2). При этом составляющие скорости рассчитываются для точек, лежащих на гранях, а остальные переменные для точек, лежащих в центрах контрольных объемов. Такая сетка полу чила название шахматной или смешанной [2]. Точки, в которых опреде ляется скорость, показаны на рис. 2 стрелками, а узловые точки изобра жены кружками. Штриховой линией обозначены грани контрольного объема.

Рис. 2. Схема области решения задачи:

1 – контрольный объем для поправки давления, 2 – контрольный объем для U, 3 – контрольный объем для V В настоящей работе диффузионный поток переменной Ф через грани контрольного объема определялся с использованием центрально разностной схемы, имеющей второй порядок точности. Для аппрокси мации конвективных членов используется гладкая схема со степенным законом распределения [2], объединяющая достоинства противопоточ ной и центральной разностных аппроксимаций для широкого диапазона чисел Пекле. Для двумерного случая обобщенный дискретный аналог уравнения (1) с учетом сделанных замечаний был получен в следующем виде:

a PФP aEФE aW ФW aN ФN aSФS aT ФT aBФB b, (2) где a E De A Pee max Fe,0, aW Dw A Pew max Fw,0, a N Dn A Pen max Fn,0, aS Ds A Pes max Fs,0, b S xy, a P aE aW a N aS b, Fe U e y, De Г e y / x, Pee Fe / De, Fw U w y, Dw Г wy / x, Pew Fw / Dw, Fn U n x, Dn Г n x / y, Pen Fn / Dn, Fs U s x, Ds Г s x / y, Pes Fs / Ds, A Pe max 0;

1 0.1 Pe.

Применяемый в работе вычислительный алгоритм решения задачи основан на процедуре SIMPLE (полунеявный метод для связывающих давление уравнений) [2].

Результаты расчета На рис. 3 представлен один из результатов расчета поля скорости в начальном участке плоского канала при числе Рейнольдса равном 150.

С учетом симметрии результаты приведены для одной половины канала.

Рис. 3. Профили продольной составляющей скорости в различных поперечных сечениях канала Вывод Математическая модель позволяет получать поля скоростей по длине плоского канала с выделением зон с различными условиями те чения.

Список литературы:

1. Белов И.А., Кудрявцев Н.А. Теплоотдача и сопротивление паке тов труб. – Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1987. – 223 с.

2. Патанкар С.В. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости : пер. с англ. / С.В. Патанкар. – М.: Энергоатом издат, 1984. – 150 с. : ил.

УДК 621.311.182:621. К ВОПРОСУ ЗАМЕНЫ ПАРОВОГО ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ ГАЗОТУРБИННЫМ ДВИГАТЕЛЕМ Галашов Н.Н., Манчын А.А.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: gal@tpu.ru Затраты электроэнергии на привод механизмов собственных нужд электростанций составляют до 7–14% от выработки электроэнергии, что существенно сокращает отпуск электроэнергии и прибыль от ее прода жи. Основными потребителями электроэнергии на ТЭС являются пита тельные насосы, тягодутьевые механизмы и система пылеприготовле ния при сжигании твердого топлива.

В качестве электропривода на ТЭС в основном применяются асин хронные электродвигатели, достоинством которых является надежность и простота в эксплуатации, но они имеют и ряд существенных недос татков:

1) низкий коэффициент использования теплоты сжигаемого топли ва (КИТ), который определяется произведением КПД выработки элек троэнергии на ТЭС (35–42%), транспорта электроэнергии (95–98%), электродвигателя (90–95%) и cos (0,8–0,9), т. е. составляет 24–35%;

2) низкую максимальную единичную мощность – не превышает 8– 12 МВт.

3) постоянное число оборотов, в то время как для большинства ме ханизмов собственных нужд станции для повышения эффективности работы в переменном режиме необходимо переменное число оборотов.

Для устранения этих недостатков и сокращения затрат электро энергии на привод механизмов собственных нужд в настоящее время для привода питательных насосов энергоблоков сверхкритических па раметров применяется паровой турбопривод. А на энергоблоках К-500 24 и К-800-24 с газоплотными котлами паровые турбины кроме привода питательных насосов используются также для привода воздуходу вок [1].

Как показано в [2] паровой турбопривод по сравнению с электро приводом имеет следующие достоинства:

1. На 2,5–3% увеличивается отпуск электроэнергии от блока за счет сокращения затрат электроэнергии на привод питательных электронасосов.

2. Паровой турбопривод может быть встроен в основной цикл энер гоблока и не требует дополнительного рабочего тела. При этом можно сжигать любой вид топлива.

3. Турбопривод может быть выполнен на любую мощность, что по зволяет вместо двух или трех питательных электронасосов устанавли вать один турбонасос на энергоблок.

4. Турбопривод может быть выполнен на повышенное число обо ротов, что позволяет уменьшить габариты как самого турбопривода так и питательного насоса. В результате у питательного насоса увеличива ется КПД и уменьшаются капитальные затраты.

5. Турбопривод позволяет производить регулирование параметров питательного насоса путем изменения числа оборотов, что существенно сокращает затраты мощности на привод питательного насоса в пере менном режиме.

6. Регулирование питательного насоса переменным числом оборо тов позволяет применить на энергоблоке регулирование мощности с помощью скользящего давления, что повышает КПД блока на частич ных нагрузках.

7. Работа блока на скользящих параметрах позволяет повысить на дежность и увеличить ресурс работы турбины, котла и подогревателей высокого давления.

В качестве недостатков парового турбопривода можно отметить следующие:

1. Усложнение тепловой схемы энергоблока. Необходимы допол нительные трубопроводы;

запорная, регулирующая и защитная армату ра;

в ряде случаев дополнительная конденсационная установка со всеми системами.

2. Влияние режимов работы энергетической турбины на работу приводной турбины, что при сниженных нагрузках требует переключе ний питания приводной турбины с одних отборов на другие или на по сторонний источник пара.

3. Более низкая маневренность по сравнению с электроприводом.

Сложный и длительный пуск. Существенные затраты энергии в пуско остановочных режимах и при нахождении в аварийном резерве.

4. Недовыработка мощности на энергетической турбине из-за про пуска части пара через приводную турбину.

5. Более сложная эксплуатация и более высокие эксплуатационные расходы, чем при электроприводе.

6. Невысокий эффективный КПД (до 30–40%), особенно при малой мощности. Поэтому их целесообразно применять только для привода механизмов большой мощности.

Устранить перечисленные недостатки парового турбопривода можно применением газотурбинных двигателей [3], которые уже нашли широкое применение в качестве привода электрических генераторов на ТЭС;

для привода компрессоров газоперекачивающих станций, а также в качестве привода в авиации, в автомобиле– и судостроении.

Современные газовые турбины имеют эффективный КПД до 45%, а при использовании теплоты уходящих газов их КИТ достигает 80%.

К достоинствам газотурбинных двигателей относятся: высокая ма невренность;

низкие эксплуатационные расходы;

надежная работа в резкопеременных режимах;

короткое время пуска (2–10 мин.);

низкая вибрация и эмиссия вредных веществ в атмосферу;

не требуют охлаж дающей воды.

Температура уходящих из турбины газов составляет 500–550 °С, что позволяет использовать их теплоту в цикле паротурбинной установ ки и для теплофикации. При этом у газовых турбин на единицу механи ческой энергии может быть использовано 2–2,5 единицы полезной теп ловой энергии.

Газотурбинное оборудование производится на ряде отечественных турбинных и авиационных заводов. Стоимость 1 кВт установленной эффективной мощности составляет 200–500 USD.

В последнее время, в связи с большим спросом на рынке, идет бы строе совершенствование газовых турбин. За последнее десятилетие их КПД вырос почти на 10%, а стоимость упала примерно вдвое.

В качестве недостатков газотурбинных установок необходимо от метить зависимость КПД от нагрузки и температуры наружного возду ха;

высокое давление сжигаемого газа, что требует установки дожим ных компрессоров;

существенные габариты газоводяных теплообмен ников и газоотводящих трактов, что усложняет компоновку оборудова ния в главном корпусе станции;

возможность работы только на газовом и жидком топливе.

Замена парового турбопривода питательных насосов газотурбин ным приводом позволяет увеличить отпуск электроэнергии;

упростить тепловую схему энергоблока и повысить его маневренность.

Теплота уходящих газов турбины может быть использована для подогрева питательной воды перед котлом, что повысит КПД энерго блока.

Уходящие газы турбопривода имеют высокий коэффициент избыт ка воздуха и могут быть использованы в паровом котле для сжигания топлива. При этом существенно могут быть разгружены дутьевые вен тиляторы и сокращен расход электроэнергии на тягу и дутье, что также увеличивает отпуск электроэнергии от энергоблока.

Снижение расхода воздуха через воздухоподогреватели ведет к росту температуры уходящих газов и снижению КПД котла, поэтому для снижения температуры уходящих газов и сохранения КПД котла необходимо увеличить поверхность нагрева водяных экономайзеров.

Это позволит увеличить температуру питательной воды и повысить КПД энергоблока.

Таким образом, при замене паротурбинного привода питательных насосов газотурбинным имеется ряд факторов, увеличивающих отпуск электроэнергии и КПД энергоблока, но при этом необходимо сжигать дополнительное топливо для работы газотурбинного двигателя, а также произвести капитальные затраты на покупку и установку газотурбинно го двигателя и его систем;

на проектирование, изготовление и установку газоводяного теплообменника;

на реконструкцию хвостовых поверхно стей нагрева котла. Окончательную оценку эффективности замены электропривода или паротурбинного привода питательных насосов га зотурбинным двигателем необходимо производить на основе технико экономического анализа.

Выводы 1. Паротурбинный привод питательных насосов энергоблоков, имея много преимуществ перед электроприводом, из-за низкой эконо мичности при малой мощности применяется только на мощных блоках сверхкритического давления.

2. Большие перспективы для привода питательных насосов энерго блоков имеют газотурбинные двигатели. По надежности, маневренно сти, капитальным и эксплуатационным затратам они превосходят паро вые турбины. Их эффективный КПД достиг, а при малых единичных мощностях превышает эффективный КПД паровых турбин. При исполь зовании теплоты уходящих газов их коэффициент использования тепло ты сжигаемого топлива достигает до 80%.

Список литературы:

1. Тепловые и атомные электростанции: справочник / Под ред.

А.В. Клименко;

В.М. Зорина. : 3-е изд., пераб. и доп. – М.: Изд-во МЭИ, 2003. – 648 с.

2. Гельтман А.Е., Будняцкий Д.М., Апатовский Л.Е. Блочные конденсационные электростанции большой мощности. – М.-Л.: Энер гия, 1964. – 404 с.

3. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парога зовые установки тепловых электростанций / Под ред. С.В. Цанева. – М.:

Изд-во МЭИ, 2002. – 584 с.

УДК 536. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАЖИГАНИЯ ЖИДКИХ ТОПЛИВ ОДИНОЧНОЙ НАГРЕТОЙ ДО ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУР НЕМЕТАЛЛИЧЕСКОЙ ЧАСТИЦЕЙ Кузнецов Г.В., Захаревич А.В., Максимов В.И., Пашин А.А.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: bet@tpu.ru Введение Одной из основных проблем современности и ближайшего буду щего является проблема энергетической безопасности, обусловленная непрерывным ростом потребления электрической и тепловой энергии.

Наиболее масштабные чрезвычайные ситуации возникают при крупных пожарах на промышленных и энергетических объектах [1, 2]. Причина ми возникновения пожаров могут служить частицы металлов, образую щиеся при проведении ремонтно-монтажных работ и являющиеся веро ятными источниками зажигания жидких топлив.

Проведены экспериментальные исследования основных законо мерностей зажигания горючих жидкостей «горячими» одиночными ме таллическими частицами, установлены механизмы зажигания [3, 4].

Также исследовано влияние формы нагретой частицы на закономерно сти зажигания жидкого горючего [5]. Особенности взаимодействия не металлических источников нагрева с ограниченным теплосодержанием с горючими жидкостями ранее не изучалось.

Целью работы является экспериментальное исследование процесса зажигания горючих жидкостей одиночными нагретыми до высоких температур неметаллическими частицами.

Методика эксперимента В качестве объектов исследования рассматривались керосин и ди зельное топливо.

Для проведения исследований использовалась экспериментальная установка [5], основными элементами которой являлись нагревательная печь и контрольно – измерительный блок. Эксперименты проводились с керамической частицей – источником зажигания в форме диска фикси рованного диаметра (d = 610-3 м) и высоты (h = 310-3–510-3 м). Высота и диаметр диска выбирались так, чтобы можно было варьировать пло щадью поверхности контакта частицы с жидкостью. Принималось, что частица погружается в горючую жидкость не полностью. Моделирова лись условия растекания жидких топлив по твердой поверхности (обра зование пленок). Керамическая частица падала в стеклянный верти кальный сосуд размером h= 4 102 м и d= 5 102 м. Для обеспечения дос товерности результатов измерений опыты проводились 4–5 раз подряд в одинаковых условиях. Также процесс зажигания исследуемого горюче го топлива фиксировался на видеокамеру.

Результаты экспериментальных исследований Опыты проводились с керамическими частицами в форме диска, размеры которых были идентичны металлическим частицам, использо ванным ранее [4, 5]. На рис. 1, 2 приведены экспериментальные зависи мости времени задержки зажигания (ind) от начальной температуры частицы Тч при воспламенении керосина и дизельного топлива сталь ными [3, 4] и керамическими частицами в форме диска. Кривые по строены в результате аппроксимации экспериментальных данных. Ап проксимационные кривые получены методом наименьших квадратов.

Коэффициент вариации экспериментальных данных при определенной температуре составляет не более 10%. Левое предельное значение тем пературы на каждом рисунке соответствует минимальному значению Тч, при котором еще происходило зажигание. После возникновения возго рания во всех экспериментах наблюдалось устойчивое горение топлива.

При дальнейшем снижении начальной температуры частицы зажигания не происходило.

Проведенные эксперименты (рис. 1, 2) показали, что пороговое зна чение Тч керамической частицы для дизельного топлива меньше, чем для керосина на 40 градусов. Отличие времен задержки зажигания для дизельного топлива и керосина составляет до 15%. Такое отклонение экспериментальных данных наблюдается при минимальной начальной температуре зажигания исследуемых дистиллятных топлив. Наимень шее значение времени задержки зажигания зафиксировано при зажига нии дизельного топлива. Установлено, что у дизельного топлива веро ятность воспламенения выше, чем у керосина.

На рис. 1, 2 видно, что изменение ind слабо зависит от используе мых в эксперименте геометрических размеров частиц. Время задержки зажигания керамическими частицами больше в 1,5 раза для дизельного топлива и в 3 раза для керосина, чем металлическими. Этот факт, скорее всего, обусловлен существенно большей теплопроводностью металла по сравнению с керамикой.

ind, с 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, ТЧ, К 1290 1310 1330 1350 1370 1390 1410 1430 1450 Рис. 1. Экспериментальные зависимости времени задержки зажигания ди зельного топлива от начальной температуры частицы:

1 – керамическая частица, d = 6 10-3м, h = 310-3м;

2 – керамическая частица, d = 6 10-3м, h = 510-3м;

3 – металлическая частица, d = 6 10-3м, h = 310-3м;

4 – металлическая частица, d = 6 10-3м, h = 510-3м ind, с 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, ТЧ, К 1330 1350 1370 1390 1410 1430 1450 1470 Рис. 2. Экспериментальные зависимости времени задержки зажигания керо сина от начальной температуры частицы:

1 – керамическая частица, d = 6 10-3м, h = 310-3м;

2 – керамическая частица, d = 6 10-3м, h = 510-3м;

3 – металлическая частица, d = 6 10-3м, h = 310-3м;

4 – металлическая частица, d=6 10-3м, h=510-3м Наблюдения за процессами зажигания показали, что при взаимо действии горячей частицы с поверхностью жидкости происходит испа рение последней, сопровождающееся интенсивным парообразованием с поглощением теплоты фазового перехода. Между частицей и жидко стью образуется паровой зазор, который снижает интенсивность тепло обмена между керамической частицей и топливом. Но при обтекании горячей частицы продукты испарения горючего нагреваются и при оп ределенном запасе энергии, аккумулированной в частице, может про изойти прогрев паров горючего до температуры, при которых начинает ся процесс горения. Соответственно, проведенные исследования пока зывают, что теплота испарения у керосина максимальна, что подтвер ждается экспериментальными исследованиями данных топлив металли ческими частицами.

Заключение Экспериментально исследовано зажигание пожароопасных топлив одиночными нагретыми до высоких температур керамическими части цами. Выявлено влияние теплофизических характеристик материала го рячей частицы на время задержки зажигания жидкого топлива. Уста новлено, что воспламенение исследуемых топлив возможно как метал лическими, так и керамическими горячими частицами.

Список литературы:

1. Короп Е. Оборотная сторона прогресса. // Известия. – 14 фев раля. – 2003.

2. Буров В.Д., и др. Тепловые электрические станции : 2-е изд., перераб и доп. – М.: Изд-во МЭИ, 2007. – 466 с.

3. Захаревич А.В., Кузнецов Г.В., Максимов В.И. О механизме зажигания бензина одиночной нагретой до высоких температур метал лической частицей // Пожаровзрывобезопасность. – 2008 – Т. 17. – № 5.

– С. 39–42.

4. Кузнецов Г.В., Захаревич А.В., Максимов В.И. Зажигание ди зельного топлива одиночной «горячей» металлической частицей. // По жаровзрывобезопасность.– 2008. – Т. 17. – № 4. – С. 28–30.

5. Кузнецов Г.В., Захаревич А.В., Максимов В.И. Эксперимен тальное исследование влияния формы нагретой частицы на характери стики зажигания жидких топлив. // Пожаровзрывобезопасность. – 2010.

– Т. 19. – № 2. – С. 11–13.

УДК 662.73 (571.16) РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕРОДИСТЫХ ОРГАНИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ С ПОЛУЧЕНИЕМ ВЫСОКОКАЛОРИЙНОГО ГАЗОВОГО ТОПЛИВА И УГЛЕРОДНЫХ ПРОДУКТОВ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ Заворин А.С., Подоров С.В.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: podorov@tpu.ru В настоящее время в энергетике России сложилась сложная ситуа ция, обусловленная тем, что с начала 70-х годов XX в. энергоснабжение в стране оказалось ориентированным в основном на один вид топлива – природный газ.

Как показывает практика, в условиях сложившегося экспорта газа энергетика не может рассчитывать на увеличение поставок газа, и его дефицит необходимо покрывать вводом в строй новых, расширением действующих и реконструкцией существующих пылеугольных ТЭС или увеличением выработки электроэнергии за счет дозагрузки и ввода АЭС и ГЭС, а также вводом новых технологий использования энергетическо го топлива, в том числе и многотоннажных технологических процессов термической переработки твёрдого топлива [1].

Другая ситуация, характерная для энергетической отрасли регио нов, в том, что выработка тепловой и электрической энергии осуществ ляется главным образом на привозном твердом топливе, сжигаемом как на крупных электростанциях, так и в отопительных котельных. Огром ные запасы низкосортных топлив отдельных регионов могут рассматри ваться, как региональный резерв энергосбережения и быть вовлечены в топливно-энергетический баланс, если существующие технологии топ ливопереработки адаптировать к особенностям таких Техническая стратегия неизбежно базируется на имеющихся (или приобретаемых) топливных ресурсах. Именно они определяют гене ральные направления совершенствования теплоэнергетики [2].

Существует ситуация, когда в отдаленных децентрализованных по энергообеспечению районах выработка электроэнергии осуществляется в автономных дизель-генераторных установках небольшой мощности, работающих на привозном дизельном топливе. Естественно, высокая закупочная стоимость топлива, затраты на его транспортировку приво дят к тому, что себестоимость выработки единицы электроэнергии ока зывается слишком высокой [3].

Основная идея исследований проводимых на кафедре ПГС и ПГУ теплоэнергетического факультета Томского политехнического универ ситета заключается в низкотемпературной термической переработке твёрдых топлив и получении водородсодержащего синтез-газа путем применения высокоэффективной технологии паротепловой каталитиче ской конверсии углерода топлива. Получаемый горючий газ может ис пользоваться в двигателях внутреннего сгорания для выработки элек троэнергии.

Основные положения низкотемпературной каталитической пароте пловой конверсии низкосортных местных топлив сводятся к следую щим:

процесс ведется в реакторе без доступа воздуха;

составление шихты осуществляется на основе эксперименталь ных данных;

температура ведения процесса переработки выбирается в зави симости от требуемого состава газа;

источником тепла на обеспечение заданной температуры про цесса и термохимического окисления углерода топлива является высо котемпературный пар с соответствующей температурой;

за счет применения перегретого пара и каталитических присадок деструкция углерода осуществляется полностью;

минеральный остаток после переработки представляет собой ка талитический наполнитель для формирования последующей шихты.

Имея в наличии любое органическое сырье, данную технологию можно адаптировать к использованию по двум направлениям. Первое – область водородной энергетики, второе – газовые технологии в энерге тике и промышленности.

Командой исследователей поставлена следующая задача: разработ ка комплексной технологии термической переработки углеродистых ор ганических материалов c получением высококалорийного газового топ лива и углеродных продуктов для энергетического и промышленного использования, на основе процесса низкотемпературной каталитической паротепловой конверсии.

На настоящее время решены следующие задачи:

1. Разработка алгоритма исследований по термической перера ботки углеродистых органических материалов.

2. Проведение экспериментальных исследований конверсии ряда органических топлив при температурах 100–500 °С, определение соста ва генерируемого газа и остаточного продукта во всём диапазоне этих температур, математическое моделирование процессов данных экспе риментов.

3. Формирование алгоритма математической модели расчёта процесса получения высококалорийного энергетического газа и угле родных продуктов из твёрдого топлива, разработка программного про дукта моделирования данного процесса.

4. Разработка принципиальной схемы устройства энергетической установки термической переработки углеродистых органических мате риалов с получением высококалорийного энергетического газа и угле родных продуктов.

Как показали эксперименты, влияние каталитических присадок к топливам на формирование газовой фазы зависит от вида присадок. На блюдается общая закономерность для всех топлив (по сравнению с дан ными по термической обработке): соединения железа не влияют на вы ход CO, образование водорода и метана начинается при тех же темпера турах, концентрация водорода увеличена на 10–50% во всем темпера турном интервале, а максимум концентрации метана смещен в область более низких температур, что свидетельствует об увеличении интенсив ности реакций с углеродом топлива, приводящих к синтезу метана. Вы сокотемпературный пар уменьшает температуру начала выхода водоро да и увеличивает его концентрацию в области меньших температур, концентрация СО незначительно уменьшена при одновременном незна чительном увеличении концентрации метана. Одновременная добавка соединений железа и высокотемпературного пара еще более снижает температуру начала выхода водорода и резко (на 25–100%) увеличивает его концентрацию во всем температурном интервале. В целом можно предположить, что реагирование с углеродом топлива протекает по ре акциям:

С + Н2О СО + Н2;

СО + Н2О СО2+ Н2;

Fe2O3 + 3CО 2Fe + 3CO2;

Fe + H2O FeO + H2;

3FeO + H2O Fe3O4 + H2;

Fe3O4 + CO 3FeO + CO2;

FeO + CO Fe + CO2;

C + 2H2 CH4;

СО + ЗН2 CH4 + H2O, причём источником воды служит высокотемпературный перегретый пар.

По результатам исследований, была создана база теоретических и практических данных позволяющих сформировать алгоритм для рас чёта процесса выхода летучих веществ в результате термического и термокаталического воздействия на топливо.

На основе алгоритма расчета полученной модели была разрабо тана программа для расчета на ЭВМ количества, состава и свойств горючего газа, получаемого при низкотемпературной переработке твёрдого топлива.

На основании результатов исследования разработан вариант компа новочного решения энергетической установки термической переработ ки углеродистых органических материалов с получением высококало рийного энергетического газа и углеродных продуктов, рисунок 1.

12 3 4 5 Рис. 1. Компоновочное решение установки:

1 – ёмкость для воды;

2 – пароотво дящие трубы;

3 – теплоизоляция;

4 – загрузочный люк;

5 – бункер топлива;

17 3 6 – выход продуктов сгорания;

7 – па роперегреватель;

8 – топливо;

9 – подвод пара;

10 – обслуживающий лаз;

11 – горелка;

12 – золоприемник;

13 – колосниковая решетка;

14 – вода;

15 13 10 9 8 15 – смола;

16 – насос охлаждающей 14 11 воды;

17 – линия циркуляции охлаж дающей воды;

18 – бак охлаждающей воды;

19 – ширма охлаждения;

20 – выход очищенного газа на потребите ля;

21 – коллектор ширмы охлажде ния Для создания энергетической установки термической переработки углеродистых органических материалов с получением высококалорий ного энергетического газа и углеродных продуктов, согласно разрабо танному варианту компоновочного решения, необходимыми элемента ми являются: парогенератор малой производительности, встроенный в газификатор, система очистки генераторных газов, устройство для по лучения электроэнергии из газа.

В связи с этим для проектирования установки необходимо решить ряд задач:

1. Выбор материала используемого для изготовления и расчет га зификатора.

2. Разработка конструктивного исполнения и расчёт системы очи стки генераторных газов.

3. Выбор материала используемого для изготовления и расчет па рогенератора.

Разрабатываемая технология по комплексному использованию данных установок ориентированна на создание автономных энергоис точников на базе местных ресурсов топлива, вовлечение их в топливно знергетический баланс, а так же получение сырья для химической про мышленности.

Cписок литературы:

1. Батенин В.М., Залкинд В.И., Ковбасюк В.И., Рогов Б.В. Энер гетические установки с биотехнологическим топливным циклом. // Теп лоэнергетика. – 1997. – № 4. – С. 33–37.

2. Панцхава Е.С., Пожарнов В.А. Биотопливо и энергетика. Воз можности России. // Теплоэнергетика. – 2006. – № 3. – С. 65–73.

3. Чирков В.Г. Мини-ТЭС на пиролизном топливе. // Теплоэнер гетика. – 2007. – № 8. – С. 35–40.

УДК 621.311. ВЫБОР СУЩЕСТВЕННЫХ ФАКТОРОВ – ОСНОВА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ МНОГОКРИТЕРИАЛЬНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАГРУЗОК МЕЖДУ АГРЕГАТАМИ ТЭС Озерова И.П., Олесько А.А.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: olesko@tpu.ru Энергетика является одной из основных и наиболее важных отрас лей в России. Главной проблемой в энергетической отрасли является энергосбережение, так как на сегодняшний день, подавляющее боль шинство эксплуатируемого энергетического оборудования ТЭС (около 75% энергоустановок) отработало свой проектный ресурс. А к 2015 году ожидается, что общая мощность энергоустановок, выработавших свой парковый ресурс, составит около 87 млн. кВт, т. е. более 65% установ ленной мощности ТЭС [1].

В результате неполноценного финансирования и ряда других при чин, отсутствует возможность своевременного технического перевоо ружения станции, что влечет за собой низкий кпд и нарастающее число отказов оборудования с соответствующими отрицательными последст виями.

Выходом из сложившейся ситуации является внутристанционная многокритериальная оптимизация режимов работающего оборудования станции, которая дает не только значительную экономию топлива, но и учитывает показатели надежности и экологичности, без дополнитель ных капитальных вложений, что очень актуально при современной эко номической ситуации. Ведь строительство новых ТЭС требует больших капитальных вложений, при этом на многих станциях имеются внут ренние энергетические резервы, выявление которых возможно при оп тимизации режимов работы ТЭС.

Разработанные до настоящего времени модели и методы оптимиза ции не полностью отражают реальные условия режима работы ТЭС, и влияние, помимо экономического фактора, экологичности и надежност ных характеристик работающего оборудования, учитывается в лучшем случае в виде ограничений.

Например, учет фактора надежности особенно важен в случаях привлечения агрегатов к регулированию графиков электрических и теп ловых нагрузок путем их останова, разгружения, перевода в различные малорасходные режимы, т. к. при отсутствии учета показателей надеж ности при выборе состава генерирующего оборудования и способов вы вода в резервное состояние может привести к необоснованным решени ям и как следствие, к снижению надежности электро- и теплоснабже ния [2].

Знание экологических факторов является весьма важным для при менения режимно-технических методов для регулирования уровня за грязнения атмосферы. Учет этих факторов особенно важен в зонах го родской застройки или в промышленных комплексах, где уж существу ют сравнительно высокие фоновые уровни загрязнения атмосферного воздуха, вредные выбросы с дымовыми газами могут привести к суще ственному повышению экологической нагрузки района. Данное обстоя тельство наиболее остро проявляется при совпадении максимальных выбросов с неблагоприятными метеорологическими условиями, способ ствующими накоплению вред веществ в приземном слое атмосферы [3].

Сложность задачи распределения нагрузок путем многокритери альной оптимизации на ТЭС обусловлена не только необходимостью решения множества известных балансовых уравнений по мощности, электроэнергии, расходу топлива и других, наличием большого количе ства ограничений на допустимые границы изменения параметров, но и влиянием многих существенных факторов, которые не всегда заранее точно известны, на эффективную работу станции.

Ведь тепловая станция является сложной энергетической системой, режимы которой происходят в условиях неопределенности исходной информации.

Это говорит о том, что на ТЭС измерительные приборы для опера тивного управления и контроля параметров теплоносителя устанавли ваются, как правило, не во всех точках тепловой схемы, и существенные факторы для разработки математической модели многокритериальной оптимизации определяются в условиях неопределенности исходной ин формации или по данным частичных манометрической, температурной и расходомерной съемок.

Существенными факторами, связанные с обеспечением надежно сти, являются: статические данные по аварийности, удельный ущерб потребителям от недовыработки электроэнергии, количество и интен сивность отключений оборудования ТЭС, число часов использования установленной мощности, наличие резерва оборудования, длительность аварийных режимов, качество и сроки проведенных и планируемых ре монтов и т. д.

Существенными факторами, с точки зрения экологии, являются:

вид, качество, способ сжигания топлива, количество и состав вредных выбросов в окружающую среду, внешний фон экологии района, нали чие на станции схемы очистки дымовых газов и ее эффективность и т. д.

К существенным факторам, влияющие на экономичность работы станции, относятся: вид, качество, цена топлива, включая затраты на транспортировку топлива, тип и компоновка основного оборудования станции, расходные характеристики оборудования, параметры теплоно сителя и т. д.

И это далеко не полный список факторов, влияющих на эффектив ную работу ТЭС. Наличие большого числа существенных факторов, может накладывать дополнительные ограничения в работе электростан ции, т. е. усложняется математическая модель системы.

Для построения математической модели, необходимо также про вести анализ значимости каждого фактора, который оказывает наи большее влияние на оптимальное решение при ведении режимов на ТЭС.

Знание важности (значимости) отдельных факторов в процессе ре шения задачи оптимизации режимов необходимо для анализа целесооб разности учета того или иного фактора при построении математической модели, т. е. для определения объема математической модели и требо ваний к точности описания учитываемых исходных показателей, кото рыми обуславливается трудоемкость расчетных исследований [4].

Выбор существенных факторов необходимо производить с помо щью апробированных методик, чтобы не потерять ценность каждого фактора. Для отбора доминирующих факторов может быть применен метод планов Плакетта-Бермана [5] либо метод случайного баланса Сат терзвайта [6].

Метод [6] состоит из трех этапов: построение матрицы планирова ния, проведение экспериментов по данной матрице и обработка полу ченных результатов. Метод позволяет выделить наиболее влияющие факторы и оценить их количественно.

Данные, полученные в результате использования этих методов, бу дут являться той исходной информацией, которая необходима для по лучения математической модели адекватной реальным процессам.

Список литературы:

1. Резинских В.Ф. Надежность и безопасность ТЭС России на со временном этапе: проблемы и перспективные задачи // Теплоэнергети ка. – 2010. – № 1. – С. 2–8.

2. Аракелян Э.К. Оптимизация режимов оборудования ТЭЦ с учетом экологических ограничений // Теплоэнергетика. – 1992. – № 2. – С. 29–33.

3. Голованов А.П. и др. Распределение нагрузки в объединенной энергосистеме по экологическим и экономическим показателям // Элек трические станции. – 1992. – № 7. – С. 17–22.

4. Попырин Л.С. Комплексная оптимизация теплосиловых сис тем. – Новосибирск: Издательство «Наука», 1976. – 318 с.

5. Хартман К. и др. Планирование эксперимента в исследовании технологических процессов: Пер. с нем. – М.: Мир, 1977. – 552 с.

6. Satterthwait F.E. Random Balance Experementation. // Technamet rics. – 1959. – № 2. – P. 311.

УДК 536. АВТОМАТИЗАЦИЯ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ОХЛАЖДЕНИЯ ОБОРОТНОЙ ВОДЫ В ГРАДИРНЕ Абраменко И.А., Голдаев С.В.

Национальный исследовательский ТПУ, г Томск.

E-mail: ilia1411@rambler.ru Установки непрерывного охлаждения воды замкнутых систем тех нического водоснабжения промышленных предприятий широко приме няются в тех отраслях промышленности, где в силу особенностей тех нологических процессов производства невозможно использование рек и открытых водоемов [1,2].

Охлаждение воды в градирнях происходит передачей от нее тепло ты атмосферному воздуху путем поверхностного испарения воды и теп лоотдачей соприкосновением [3].

Пленочный ороситель представляет собой систему плоскопарал лельных каналов, в которых происходит взаимодействие жидкости, движущейся вниз по оросителю в виде пленки, и поднимающегося в противоточном или поперечном направлении потока воздуха. Горячая вода поступает на ороситель в количестве Gж1 с температурой t1 и выте кает в количестве Gж2 с температурой t2. Противотоком в градирню по ступает влажный воздух с параметрами 1, 1, x1, h1, в количестве Gв1.

После оросителя влажный воздух имеет параметры 2, 2, x2, h2. Так как в оросителях схема течения противоточная и заданными величинами при выбранной высоте оросителя являются температуры горячей воды и воздуха, необходимо знать температуру воды на выходе.

В инженерной практике эффективно используются приближенные методы расчета характеристик, имеющих примерно одинаковую точ ность [1–3]. Одна из методик сводится к решению кубического уравне ния для определения искомой величины удельного расхода воды (плот ности орошения), которое для вентиляторных градирен имеет вид [2]:

3 (1) aBqж bBqж cB qж d B 0.

Для башенных градирен соответствующее уравнение не содержит слагаемого в первой степени.

В этих уравнениях коэффициенты aB, bB, cB и d В являются постоян ными для выбранной конструкции градирни и определяются при задан ных расчетных условиях по следующим формулам:

2 f op bб 2 aб 2 Л ;

bB (2) aB ;

1 f op 2 g 2 g 1 2 hg S1 lg h1 3,62 S 2 lg h2 3, f op ;

d В 2.

cB M 1 1 Здесь h – высота щита оросителя;

fop – площадь оросителя;

Gb / G w – относительный расход воздуха.

Для определения qж при расчете градирен в работе [2] описан точ ный аналитический метод с использованием тригонометрических и ги перболических функций [4]. Для решения уравнения (1) вводятся вспо могательные величины:

3a c b b bc d p1 B B 2B B ;

p2 B B 2 В, 3a 6a 2a B 9 aВ B B 2 дискриминант D p1 p2.

При величине D 0 корни уравнения находятся по формулам:

, y2 2r cos ;

y3 2r cos, y1 2r cos 3 3 3 где cos p1 / r ;

r p 2. При этом знак при r должен совпадать со знаком при p1.

При величине D 0 корни определяются следующим образом:

b ch p1 / r 3 ;

y 2r ch ;

(57) qж y1, 2,3 B.

3aB Как видно, для нахождения значений приходится решать транс цендентные уравнения. Вся процедура достаточно громоздка.

Для упрощения нахождения искомой величины qж по уравнению (1) был выбран вариант его численного решения методом бисекции [5], являющимся надежным алгоритмом, не требующим дополнительного обоснования его сходимости. Вся методика расчета характеристик была реализована в среде Турбо Паскаль. Тестирование составленной про граммы было выполнено на примере выбора характеристик вентилятор ной градирни, осуществленной в работе [2] ручным способом.

Список литературы:

1. Пономаренко В.С., Арефьев Ю.И. Градирни промышленных и энергетических предприятий : Справочное пособие. – М.: Энергоатом издат, 1998.

2. Гладков В.А., Арефьев Ю.И. Пономаренко В.С. Вентилятор ные градирни : Изд. 2-ое, перер. и допол. – М.: Стройиздат, 1976.

3. Арефьев Ю.И., Беззатеева Л.П. Некоторые особенности техно логических расчетов градирен // Теплоэнергетика. – 2003. – № 9. – С. 75–77.

4. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. – М.: Наука, 1986.

5. Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. Вычислитель ные методы для инженеров : 2-ое изд., доп. – М.: Издательство МЭИ, 2003.

УДК 621. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Памшева И.Н., Матвеев А.С., Шевелев С.А.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: irina89@mail2000.ru Уже длительное время в отечественной энергетике наблюдается определенный застой: износ фондов и отсутствие единой стратегии раз вития отрасли. Модернизация существующих блоков для отечественной энергетики еще более актуальна, поскольку в настоящее время инвести ции крайне ограничены, а снижение эффективности теплоэнергетики в современных экономических условиях не допустимо.

Существенное повышение тепловой экономичности традиционных паровых энергоблоков осуществляется по двум направлениям.

1. Совершенствование оборудования:

a) Повышение КПД проточной части турбины на основе трехмер ного проектирования, уменьшение всех видов потерь, оптимизация теп ловой схемы турбоустановки, б) Снижение температуры уходящих газов, гидравлического и аэ родинамического сопротивления котла, с) Повышение эффективности вспомогательного оборудования, уменьшение расходов тепла и электроэнергии на собственные нужды.

2. Повышение параметров пара:

Повышение параметров пара, обеспеченное разработкой жаро прочных сталей ферритно-мартенситного класса для изготовления кри тических не обогреваемых деталей: коллекторов и перепускных труб котла, паропроводов, горячей арматуры, корпусов и роторов турбин.

Прорабатываются возможности дальнейшего развития термодина мического цикла и оборудования паровых энергоблоков. По программе «Терми», осуществляемой в рамках Евросоюза, ведется разработка энергоблока 2010 г. на давление 37,5 МПа и температуры перегретого пара 700–720 °С. Его КПД, в зависимости от места расположения и вида топлива, должен составить 52–55%. Технической основой этого проекта является применение для наиболее высокотемпературных деталей спла вов на основе никеля. В проекте, рассчитанном на 17 лет, участвуют организаций, в числе которых 26 коммерческих промышленных компа ний. Общая стоимость проекта 20 млн. экю, 40% из них вносит Евросо юз [1]. Принципиальная схема намеченной для этой турбоустановки представлена на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная схема энергоблока 2010 г.

Температура подогрева питательной воды составляет 350 °С, пара метры свежего пара – 37,5 МПа, 700 °С, давление за ЦВД – 12,5 МПа, параметры перед первым ЦСД – 12 МПа, 720 °С, давление за ним – 2,5 МПа, параметры перед вторым ЦСД – 2,35 МПа, 720 °С, при темпе ратуре циркуляционной воды 5–10 °С, давление в конденсаторе равно 1,5–2,1 кПа.

В настоящее время уже получили достаточное применение разра ботанные специалистами ЗиО и НПО ЦКТИ так называемы блоки по вышенной эффективности (БПЭ), которые начали распространяться также и в Германиии. Типовая и наиболее известная схема БПЭ – с ис пользованием турбинного экономайзера (ТуЭ) высокого давления.

Установка за котельным экономайзером турбинного экономайзера (ТуЭ) высокого давления при нагреве в нем воды байпаса ПВД, которое допускает турбина АО ЛМЗ, коренным образом улучшает характери стики энергоблока. В частности:

1. Температура уходящих газов снижается до 141 °С.

2. Адиабатическая температура горения тоже уменьшается до 1469 °С.

3. Температура газов на выходе из топки падает до 1059 °С.

4. Температура дутьевого воздуха составляет 252 °С.

5. Надежность разгруженных ПВД возрастает.

При этом мощность энергоблока увеличивается на 15,3 МВт, а удельные расходы топлива уменьшились на 0,5%. Достигнутые резуль таты весьма существенны, особенно по приросту мощности и снижению температур уходящих газов и дутьевого воздуха. Однако остаются не решенными вопросы более значительного повышения экономичности, более глубокого понижения температуры в топке и некоторые дру гие [2].

Повышение эффективности БПЭ можно обеспечить и таким нетри виальным способом, как отбор от котла дымовых газов для теплоснаб жения. Тепло на ТЭС всегда необходимо для подогрева подпитки, ото пления главного корпуса, на сантехнические нужды и т. п. Обычно его получают из отборного пара турбины. При этом экономичный отбор этого тепла сопряжен с относительно низким потенциалом обогревае мой сетевой воды и некоторой (хотя и небольшой) потерей мощности турбины.

Одним из самых дорогих элементов энергоблока ССКП являются выходные паропроводы первичного и вторичного пара. Их можно при числить к критическим узлам для выбора параметров пара энергоблока ССКП как по техническому уровню, так и по стоимости.

Именно из-за снижения стоимости паропроводов котлы для амери канской станции «Эдистоун» и энергоблока ССКП Каширской ГРЭС выполнялись в заведомо трудной компоновке – инвертной, что позво лило сэкономить примерно по 50 м паропроводов первичного и вторич ного пара.

В отечественных разработках этому вопросу уделено много внима ния. В основу этих разработок положено соображение о том, что конеч ный перегрев от 565 до 600 °С целесообразнее осуществлять вблизи турбины – в турбинных перегревателях, а в котле перегревать пар луч ше лишь до 565 °С, после чего транспортировать его к турбине в отно сительно дешевых хромомолибденовых паропроводах. В этом случае только последние 20–30 м паропроводов должны будут проектировать ся на температуры 595 °С (дополнительный выигрыш 5 °С). В этих предложениях основной задачей является выбор греющего агента и ор ганизация его подачи к турбине.

Поэтапное совершенствование системы регенеративного подогрева питательной воды на отечественных турбоустановках сверхкритическо го давления характеризуется применением смешивающих ПНД, безде аэраторной схемы (БТС) и двухступенчатых питательных насосов.

В течение длительного времени принципиальная структура тепло вой схемы паротурбинной установки как в нашей стране, так и за рубе жом изменялась несущественно. В отечественной теплоэнергетике в по следнее 20-летие наблюдается отличный от зарубежного путь совер шенствования тепловой схемы турбоустановок мощностью от 200 до 800 МВт, особенностью которого является стремление максимального ее упрощения. Переход к БТС, помимо повышения экономичности энергоблока на 0,5–1% способствует значительному упрощению тепло вой схемы, из которой исключаются деаэратор, автономные бустерные насосы и большое количество арматуры, и соответственно повышению надежности эксплуатации энергоблока и снижению ремонтных за трат [2]. Структура бездеаэраторных схем, применявшихся в США, Японии и Франции в 80-х годах, существенно отличается от отечест венных, в первую очередь отсутствием дополнительной ступени де аэрации в смешивающих ПНД. Поэтому в зарубежных БТС оказалось невозможным обеспечить жесткие требования по содержанию кислоро да в питательной воде, что и привело к сокращению их применения.

Большой интерес представляют спроектированные концерном GEC-ALSTHOM (турбины изготовлены фирмой ABB) энергоблоки дат ских ТЭЦ с регулируемыми отборами пара. Они характеризуются зна чительной мощностью – по N Э = 410 MBт на 28,5 МПа – и двойным промперегревом до 580 °С [1]. Сначала планировались более высокие параметры пара: 30 МПа и 600 °С. Необходимость второго промперег рева обусловлена очень глубоким вакуумом.

В отличие от отечественных теплофикационных турбин типа «Т» и «ПТ», у которых в ЧНД очень мал объемный пропуск пара часто возни кают трудности из-за повышенной температуры «хвостовой» части ЦНД и эрозии выходных кромок последних лопаток, за рубежом такие турбины обычно проектируются с большой «привязанной» конденсаци онной мощностью, т. е. типа «ТК» и «КТ». У нас же обычно принимают tохл.в 20 °С и короткие последние лопатки. Аргументы противников та ких турбин (ТК или КТ) – значительный экологический ущерб, который наносят выбросы ТЭЦ.

Таким образом, на сегодняшний момент подготовлена обширная научная и техническая база для совершенствования тепловых схем и оборудования тепловых электростанций. Основным сдерживающим фактором является отсутствие инвестиций в предлагаемые проекты.

Список литературы:

1. Шаров Ю.И. Оборудование тепловых электростанций – про блемы и перспективы. – М.: Издательство МЭИ, 2002 г.

2. Ларионов В.С. Ноздренко Г.В. Технико-экономическая эффек тивность энергоблоков ТЭС. – М., 1998 г.

УДК 621.311. АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИМОРСКОЙ ГРЭС ОАО «ДГК»

Аслямова Р.Р., Матвеев А.С., Шевелев С.А.

Национальный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: matveev@tpu.ru В связи с серьезным обострением ситуации в энергетической от расли Дальневосточного края необходимость в изучении технико экономических показателей основных производителей электроэнергии в регионе является одной из важнейших тем в наши дни.

Каждый месяц производственно-технический отдел ТЭС проводит расчеты по определению технико-экономических показателей, которые необходимы для определения эффективности работы станции. Но этих данных недостаточно для оценки эффективности станции за определен ный период, например, за несколько лет. Необходим глубокий анализ показателей, чтобы выявить факторы, которые наиболее сильно влияют на эффективность работы ТЭС и, впоследствии принимать меры для устранения влияния этих факторов, чтобы создать оптимальные условия работы станции.

Целью данной работы является разработка методики анализа пока зателей тепловой экономичности конденсационной электростанции и апробация разработанной методики на примере блока К-210-130 При морской ГРЭС ОАО «ДГК».

Приморская ГРЭС ОАО «ДГК» представляет собой станцию блоч ного типа двух давлений: 4 блока К-100-90 и 4 блока К-210-130. Основ ное топливо – уголь.

В качестве объекта исследования были выбраны блоки К-210-130.

Проведен анализ работы этих блоков за три года. Основные найденные несоответствия приведены ниже.

1. Фактический расход пара на турбины не соответствует норма тивным показателям и в среднем отличается на 38 кг/с (рис. 1).

2. Давление в конденсаторе, найденное по энергетическим характе ристикам ниже, чем фактическое давление (рис. 2).

3. Значение потерь с уходящими газами по нормативным характе ристикам не должно превышать 9,5%. По фактическим данным видно, что они существенно превышают норму, а следовательно снижается экономичность котла и станции в целом.

4. Такую же картину можно наблюдать, сопоставив нормативные собственные нужды и фактические собственные нужды станции. Собст венные нужды также не соответствуют нормативу, и завышены в сред нем на 2%, что ведет за собой существенную потерю в экономичности.

Рис. 1. Расход пара на турбоустановку К-210-130 Приморской ГРЭС Рис. 2. Давление пара в конденсаторе турбоустановки К-210- Приморской ГРЭС Причинами этого могут быть:

– неудовлетворительное состояние измерительной аппаратуры;

– несоответствие энергетических характеристик фактическим пока зателям;

– неправильное заполнение макетов с отчетными данными.

Была разработана математическая модель для расчета показателей тепловой экономичности блока К-210-1130 в соответствие с действую щей в энергетике методикой РД 34.08.552-95. Проведена верификация модели. На этой модели был проведен ряд расчетов с целью выявления основных факторов влияющих на конечные показатели работы блока.

Результаты приведены на рис. 3.

Рис. 3. Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии турбоустановки К-210-130 Приморской ГРЭС На данном графике представлено четыре линии:

– линия «норматив» – это данные, рассчитанные с помощью энер гетических характеристик турбин К-210-130 и котлов БКЗ-670-140Ф Приморской ГРЭС. При этом из отчетных данных были взяты данные о выработке электроэнергии, числу часов работы, расходе питательной воды, температуре на входе и на выходе из конденсатора и другие дан ные, необходимые для расчетов.

– «факт» – это данные Приморской ГРЭС из отчетных данных.

– «расчет с данными ГРЭС» – отображает разницу в собственных нуждах норматива и факта. Для этого были взяты данные из отчетных документов – фактическое давление в конденсаторе, фактический рас ход пара, удельный расход тепла брутто, потери с уходящими газами и удельные расходы тепла на отопление турбинного и котельного цехов (именно у этих параметров по факту и нормативу наибольшее различие, и они оказывают большое влияние на удельный расход топлива). Таким образом, разница между этой кривой и кривой «факт» это есть завы шенные собственные нужды блока. В результате, усреднив разницу удельного расхода условного топлива по отпуску электроэнергии по ме сяцам, получим 11 г.у.т./кВтч. Именно на эту величину оказывается завышен удельный расход условного топлива из-за ненормативных соб ственных нужд турбоустановки. Причем аналогичная картина наблюда ется по всем блокам К-210-130 Приморской ГРЭС.

– «проверка правильности расчета» – кривая, практически повто ряющая кривую с фактическим удельным расходом. Эта кривая получе на подстановкой фактических собственных нужд в расчет. Небольшое расхождение можно допустить принятыми условностями в расчете.

Реализовано первое приближение методики проведения анализа показателей тепловой экономичности ТЭС. В перерасходе топлива вы делена составляющая, обусловленная ненормативными собственными нуждами. Для дальнейшего развития этой методики необходимо про вести оценку влияния других факторов, таких как начальные и конеч ные параметры пара, качество топлива, и целого ряда других.

Приведенный подход к анализу показателей тепловой экономично сти ТЭС позволяет достаточно эффективно определить наиболее «про блемные» места на ТЭС и перерасход топлива.

УДК 621.186.2.001. ЭФФЕКТИВНОСТ ПОДОГРЕВА СЕТЕВОЙ ВОДЫ ПРИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ РАБОТЕ СЕТЕВЫХ УСТАНОВОК ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН Жилинский А.В., Ромашова О.Ю.

Национпльный исследовательский ТПУ, г. Томск.

E-mail: roma@tpu.ru Эффективность комбинированной выработки электроэнергии на ТЭЦ в значительной степени определяется возможностью качественно го регулирования температуры сетевой воды и возрастает при ступенча том подогреве воды в сетевых подогревателях.

Однако при принятой в настоящее время параллельной схеме включения сетевых установок (СУ) отдельных турбин сложно реализо вать преимущества ступенчатого подогрева и качественного регулиро вания тепловой нагрузки, что объясняется:

1) значительным количеством в составе ТЭЦ теплофикационных турбин с одноступенчатым отопительным отбором;

2) неравномерностью загрузки нижнего и верхнего сетевых подог ревателей в разных режимах;

3) преимущественной работой двухступенчатой сетевой установки с одной (нижней) ступенью в течение года в соответствии с темпера турным графиком теплосети;

4) пониженной экономичностью ступеней промежуточного отсека турбины;

5) в некоторых случаях отказом от второй ступени сетевого подог рева в целях упрощения режимов работы турбин типа ПТ, требующих одновременного регулирования производственной и отопительной на грузки;

6) высоким значением (до 0,12–0,18 МПа) нижнего предела регу лирования давления пара в отопительном отборе паротурбинных уста новок с начальным давлением P0 9,0 МПа;

7) повышение давления сверх термодинамически обоснованного в летний период из-за «естественного повышения давления» в отборе при увеличении конденсационной выработки.

Повысить эффективность отпуска тепла на отопление можно, орга низовав последовательный подогрев сетевой воды в СУ нескольких турбин ТЭЦ. В силу небольшого перепада температур нецелесообразно иметь число последовательно включенных ступеней больше двух. Со кращение подогрева сетевой воды с одновременным увеличением рас хода через сетевые подогреватели потребует реконструкции теплооб менников. При сохранении двухступенчатого подогрева в пределах од ной установки пропуск воды можно увеличить сокращением числа хо дов, переход к одноступенчатому подогреву можно осуществить парал лельным включением нижнего и верхнего подогревателей по пару и воде.

Предложенный подход позволит переместить высокоэкономичные теплофикационные агрегаты в базовую часть графика тепловых нагру зок, увеличив число часов использования их максимума тепловой на грузки и годовую выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Доля отпуска тепла и электроэнергии от малоэкономичных турбин в ба лансе ТЭЦ сократятся.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 9 |
 





<

 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.