- 1 общая часть
- 2 перечень технологических защит
- 1 Общие защиты ГТУ
- 1. Лист «Управление»
- 2 Защиты парового КУ без дожигания
- 3 Защиты парового КУ с дожиганием
- 4 Защиты водогрейного КУ (ГПСВ)
- 5 Защиты УТО с байпасным каналом
- 6 Защиты многовального ГТД
- 7 Защиты одновального ГТД
- 8 Защиты генератора
- 1 Общие защиты ГТУ
- 2 Защиты парового КУ без дожигания
- 3 Защиты парового КУ с дожиганием
- 4 Защиты водогрейного КУ (ГПСВ)
- 5 Защиты УТО с байпасным каналом
- 6 Защиты многовального ГТД
- 7 Защиты одновального ГТД
- 8 Защиты генератора
- 1 Останов ГТД
- 2 Останов парового КУ без дожигания
- 3 Останов парового КУ с дожиганием
- 4 Останов водогрейного КУ (ГПСВ)
- 5 Останов УТО
- 6 Отключение генератора ГТД
- Оптимизация компоновки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора
- 5 технические условия на выполнение автоматического ввода-вывода технологических защит
1
общая часть
1.1 Настоящие
Объем и технические условия распространяются на следующее теплоэнергетическое
оборудование;
— газотурбинные
установки с утилизацией тепла в водогрейном котле-утилизаторе (газовом
подогревателе сетевой воды) для теплоснабжения (ГТУ-Т);
— газотурбинные
установки с утилизацией тепла в паровом котле-утилизаторе для выработки пара на
производство (ГТУ-П).
По типам
газотурбинного двигателя (ГТД) в рассматриваемые ГТУ входят как одновальные
стационарные ГТД, так и многовальные со свободной турбиной на базе
конвертированных авиационных и судовых двигателей мощностью от 2,5 МВт.
По типам паровых
котлов-утилизаторов (КУ) в ГТУ входят КУ с дожиганием и без дожигания.
Документ не
распространяется на ГТУ с автономным использованием, т.е. без утилизации тепла
выхлопных газов ГТД.
1.2 Документ
обязателен для применения на вновь проектируемом и реконструируемом
теплоэнергетическом оборудовании ГТУ, технические задания на которое
согласовываются с 01.06.2000 г.
1.3 Настоящий
документ является типовым. Внесение в него изменений допускается только по
согласованию с инстанциями, его утвердившими.
1.4 В документ
включены только защиты, характерные для каждого вида ГТУ. Защиты, определяемые
конструктивными и другими особенностями отдельных типов оборудования, а также
электрические защиты выполняются по техническим условиям заводов — поставщиков
оборудования, разработчика ГТУ или в соответствии с другими руководящими
документами.
1.5 Значения
параметров, при которых срабатывают защиты (значения уставок срабатывания), а
также значения выдержек времени срабатывания защит устанавливаются
заводами-поставщиками оборудования и изменяются только по согласованию с ними.
Значения
уставок, не приведенные в заводской документации, определяются наладочной
организацией.
1.6 Технические
условия на выполнение технологических защит ГТД определяются и реализуются
заводом-изготовителем и в разд. 3 настоящего документа не приведены.
1.7 Объем и технические
условия приняты с учетом следующего:
1.7.1 Системы
контроля, управления (включая ТЗ), сигнализации и регистрации рассматриваемых
установок выполнены на базе микропроцессорных технических средств без
дублирования традиционными средствами. Аппаратура управления и регулирования,
поставляемая заводами совместно с ГТД, совместима по каналам связи с остальными
системами.
1.7.2 Для
реализации каждой защиты должно быть предусмотрено:
— определенное
количество независимых каналов контроля измеряемого значения;
— логика
получения информации о срабатывании защиты;
— логика
формирования команд на исполнительные устройства.
Факт
срабатывания защиты сигнализируется и регистрируется.
Количество
датчиков контроля каждого параметра, участвующих в защите, определяется
требуемой надежностью функции ТЗ.
Для защит ГТД
количество датчиков определяется заводом-изготовителем.
Для водогрейных
КУ (ГПСВ) и УТО все защиты выполняются с одним датчиком.
Для паровых КУ
защиты, действующие на останов оборудования, выполняются с тремя датчиками, а
для локальных защит и формирования условий автоматического ввода допустимо
использование одного датчика.
1.7.3Датчиками
ТЗ могут быть датчики как дискретного, так и аналогового сигнала.
При контроле
одного параметра несколькими датчиками аналогового сигнала сравнение между
собой сигналов разных датчиков этого параметра выполняется до их сравнения с
уставкой защиты. Общий сигнал от этих датчиков при необходимости может быть
передан в другие подсистемы АСУ ТП.
1.8 Технические
условия на режимный ввод и вывод защит изложены в разд. 5.
1.9 В настоящем
документе не рассматриваются электрические защиты электродвигателей,
генератора, возбудителя и другого электротехнического оборудования, а также
ограничительные защиты ГТД, нетиповые защиты и защиты специального уникального
оборудования.
1.10 В документе
приняты следующие сокращения:
АСУ ТП —
автоматизированная система управления технологическим процессом;
ГПСВ — газовый
подогреватель сетевой воды;
ГТД — газотурбинный
двигатель;
ГТУ — газотурбинная
установка;
ЗЗУ —
запально-защитное устройство;
КУ —
котел-утилизатор;
ПТК —
программно-технический комплекс;
СТ — свободная
турбина;
ТЗ —
технологическая защита;
УТО —
утилизационный теплообменник.
2 перечень технологических защит
Устройствами
технологических защит выполняются:
— останов КУ;
— останов ГПСВ;
— останов УТО;
— останов ГТД;
— отключение
генератора;
— локальные
операции.
1
Общие защиты ГТУ
2.1.1
Отключение выключателя генератора.
2.1.2 Отказ ПТК.
1. Лист
«Управление»
Лист «Управление»
содержит рабочую область управления программой, зонированную по функциональному
принципу, и рабочую область управления вариантными расчётами. В пределах
рабочей области управления программой выделены следующие зоны:
— зона «Порядок
работы с программой», содержащая управляющие элементы и активные ячейки,
касательные управления режимом ввода исходных данных и расчёта.
— зона «Информация
о ходе расчёта», выполняющая исключительно информационные функции;
— зона «Параметры
элементов схемы», содержащая органы управления режимными параметрами
схемы, сгруппированные по расчётным элементам;
— зона «Параметры
отчёта», позволяющая задать требуемые объём и форму представления
отчётной документации.
Помимо
указанных зон, ячейка «B2» рабочей
области листа «Управление» используется для вывода сообщений об
ошибках, допущенных при вводе исходных данных на рабочем листе. Остальная часть
листа «Управление» никак не задействована в расчёте и может быть
использована пользователем по своему усмотрению (например, для таблицы
расчётных температур наружного воздуха при проведении поверочных расчётов).
Подразделы
зоны «Порядок работы с программой» формируют нисходящую последовательность
работы с программой.
Пункт «Выбор
расчётного листа» предназначен для выбора одного из листов «ПГУ_№»,
к которому в дальнейшем будут адресованы действия всех управляющих элементов.
Указание номера расчётного листа изменяет состав управляющих элементов в зонах
«Параметры элементов схемы» и «Параметры отчёта».
Примечание: Состав управляющих элементов изменяется также при наборе новой схемы.
2
Защиты парового КУ без дожигания
2.2.1
Повышение уровня в барабане до аварийного значения.
2.2.2
Понижение уровня в барабане до аварийного значения.
2.2.3 Повышение
давления газов на входе в КУ.
2.2.4 Повышение
температуры газов на входе в КУ.
2.2.5
Отключение всех насосов принудительной циркуляции одного контура или понижение
расхода воды в этом контуре. (Выполняется одна из приведенных защит по указанию
завода-изготовителя).
Локальные защиты
2.2.6
Повышение уровня в барабане.
3
Защиты парового КУ с дожиганием
2.3.1
Повышение уровня в барабане до аварийного значения.
2.3.2
Понижение уровня в барабане до аварийного значения.
2.3.3 Повышение
давления газов на входе в КУ.
2.3.4 Повышение
температуры газов на входе в КУ.
2.3.5
Отключение всех насосов принудительной циркуляции одного контура или понижение
расхода воды в этом контуре. (Выполняется одна из приведенных защит по указанию
завода-изготовителя).
Локальные защиты
2.3.6
Повышение уровня в барабане.
2.3.7
Понижение давления природного газа перед горелками.
2.3.8
Невоспламенение или погасание факела любой горелки.
4
Защиты водогрейного КУ (ГПСВ)
2.4.1 Повышение
давления воды за ГПСВ.
2.4.2
Понижение давления воды за ГПСВ.
2.4.3 Повышение
температуры воды за ГПСВ.
2.4.4
Понижение расхода воды через ГПСВ.
5
Защиты УТО с байпасным каналом
2.5.1 Повышение
давления воды на выходе УТО.
2.5.2
Понижение давления воды на выходе УТО.
2.5.3 Повышение
температуры воды на выходе УТО.
6
Защиты многовального ГТД
2.6.1
Повышение частоты вращения свободной турбины.
2.6.2 Повышение
виброскорости любой из опор.
2.6.3 Понижение
давления топливного газа перед стоп-клапаном.
2.6.4 Понижение
давления масла на смазку.
2.6.5 Повышение
температуры масла на линии слива из подшипников.
2.6.6 Повышение
температуры газа перед СТ или за турбиной высокого давления.
2.6.7 Погасание
факела в камере сгорания.
2.6.8 Помпаж
ГТД.
2.6.9 Пожар в
любом отсеке ГТД.
2.6.10
Загазованность в любом отсеке ГТД.
7
Защиты одновального ГТД
2.7.1
Повышение частоты вращения ротора турбины.
2.7.2 Повышение
виброскорости подшипников.
2.7.3 Осевое
смещение ротора.
2.7.4 Понижение
давления топливного газа перед автоматическим затвором.
2.7.5 Понижение
давления масла на смазку.
2.7.6 Повышение
температуры масла на линии слива из подшипников.
2.7.7 Повышение
температуры газа перед турбиной.
2.7.8 Повышение
температуры газа за турбиной.
2.7.9 Повышение
давления воздуха за компрессором.
2.7.10 Погасание
факела в камере сгорания.
2.7.11 Помпаж
ГТД.
2.7.12 Пожар в
ГТД.
2.7.13
Отключение всех вентиляторов подачи воздуха под кожух.
8
Защиты генератора
2.8.1 Понижение
давления масла в системе смазки.
2.8.2 Повышение
виброскорости подшипников.
2.8.3 Повышение
температуры подшипников.
1 Общие
защиты ГТУ
3.1.1 Отключение
выключателя генератора
Защита
срабатывает при отключении выключателя генератора или срабатывании
электрических защит, действующих на отключение выключателя.
Защита действует
на останов ГТД (аварийный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1.
3.1.2 Отказ ПТК
Признаки отказа
ПТК определяются разработчиком ПТК. Защита действует на останов ГТД (аварийный
при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1.
2
Защиты парового КУ без дожигания
3.2.1
Повышение уровня в барабане до аварийного значения
Уровень в
барабане контролируется тремя датчиками.
Защита действует
на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1, а
также на закрытие всех задвижек на линии подвода питательной воды к котлу и
регулирующих клапанов питания.
3.2.2 Понижение
уровня в барабане до аварийного значения
Уровень в
барабане контролируется теми же датчиками, что в защите по п. 3.2.1.
Защита действует
на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1, а
также на закрытие всех задвижек на линии подвода питательной воды к котлу и
регулирующих клапанов питания и на отключение насосов принудительной
циркуляции.
3.2.3 Повышение
давления газов на входе в КУ
Давление
контролируется тремя датчиками. Защита действует на останов ГТД (нормальный при
наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1.
3.2.4 Повышение
температуры газов на входе в КУ
Температура
контролируется тремя датчиками.
Защита с
выдержкой времени действует на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов
остановов) согласно п. 4.1.
3.2.5 Отключение
всех насосов принудительной циркуляции одного контура или понижение расхода
воды в этом контуре
Расход воды
контролируется тремя датчиками.
Защита с
выдержкой времени действует на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов
остановов) согласно и. 4.1.
Локальные защиты
3.2.6
Повышение уровня в барабане
Уровень в
барабане контролируется теми же датчиками, что и в защите по п. 3.2.1.
Защита действует
на открытие двух задвижек на линии аварийного слива из барабана. При понижении
уровня до нормального значения подается команда на закрытие этих задвижек.
3
Защиты парового КУ с дожиганием
3.3.1
Повышение уровня в барабане до аварийного значения
Уровень в
барабане контролируется тремя датчиками. Защита действует на останов ГТД
(нормальный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1, а
также на закрытие
всех задвижек на линии подвода питательной воды к котлу и регулирующих клапанов
питания и на отключение подачи газа к котлу согласно пп. 4.3.3, 4.3.4.
3.3.2 Понижение
уровня в барабане до аварийного значения
Уровень в барабане
контролируется теми же датчиками, что в защите по п. 3.3.1.
Защита действует
на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1, а
также на закрытие всех задвижек на линии подвода питательной воды к котлу и
регулирующих клапанов питания, на отключение насосов принудительной циркуляции
ина отключение подачи газа к котлу согласно пп. 4.3.3, 4.3.4.
3.3.3 Повышение
давления газов на входе в КУ
Давление
контролируется тремя датчиками.
Защита действует
на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1, а
также на отключение подачи газа к котлу согласно пп. 4.3.3, 4.3.4.
3.3.4 Повышение
температуры газов на входе в КУ
Температура
контролируется тремя датчиками.
Защита с
выдержкой времени действует на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов
остановов) согласно п. 4.1, а также на отключение подачи газа к котлу
согласно пп. 4.3.3,
4.3.4.
3.3.5 Отключение
всех насосов принудительной циркуляции одного контура или понижение расхода
воды в этом контуре
Расход воды контролируется
тремя датчиками.
Защита с
выдержкой времени действует на останов ГТД (аварийный при наличии разных типов
остановов) согласно п. 4.1, а также на отключение подачи газа к котлу
согласно пп. 4.3.3,
4.3.4.
Локальные защиты
3.3.6
Повышение уровня в барабане
Уровень в
барабане контролируется теми же датчиками, что и в защите по п. 3.3.1.
Защита действует
на открытие двух задвижек на линии аварийного слива из барабана. При понижении
уровня до нормального значения подается команда на закрытие этих задвижек.
3.3.7 Понижение
давления природного газа перед горелками
Давление
контролируется тремя датчиками.
Защита действует
на отключение подачи природного газа к котлу и на отключение ЗЗУ согласно пп. 4.3.3, 4.3.4.
3.3.8
Невоспламенение или погасание факела любой горелки
Защита
срабатывает при погасании факела любой горелки или при невоспламенении газа в
процессе розжига любой горелки.
Защита действует
на отключение подачи природного газа к котлу и на отключение ЗЗУ согласно пп. 4.3.3, 4.3.4.
4
Защиты водогрейного КУ (ГПСВ)
3.4.1
Повышение давления воды за ГПСВ
Давление
контролируется одним датчиком.
Защита действует
на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1.
3.4.2 Понижение
давления воды за ГПСВ
Давление
контролируется тем же датчиком, что в защите по п. 3.4.1.
Защита с
выдержкой времени 9 с действует на останов ГТД (нормальный при наличии разных
типов остановов) согласно п. 4.1.
3.4.3 Повышение
температуры воды за ГПСВ
Температура
контролируется одним датчиком.
Защита действует
на останов ГТД (нормальный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1.
3.4.4 Понижение
расхода воды через ГПСВ
Расход
контролируется одним датчиком.
Защита с
выдержкой времени 9 с действует на останов ГТД (нормальный при наличии разных
типов остановов) согласно п. 4.1.
5 Защиты
УТО с байпасным каналом
3.5.1
Повышение давления воды на выходе УТО
Давление
контролируется тем же датчиком, что в защите по п. 3.4.1.
Защита действует
на отключение УТО согласно п. 4.5, а также, если при этом нет команды на останов
ГТД — на открытие байпасного канала и на закрытие основных каналов.
3.5.2 Понижение
давления воды на выходе УТО
Давление
контролируется одним датчиком.
Защита с
выдержкой времени 9 с действует на отключение УТО согласно п. 4.5, а
также, если при этом нет команды на останов ГТД — на открытие байпасного канала
и на закрытие основных каналов.
3.5.3 Повышение
температуры воды на выходе УТО
Температура
контролируется одним датчиком.
Защита действует
на отключение УТО согласно п. 4.5, а также, если при этом нет команды на останов
ГТД, — на открытие байпасного канала и на закрытие основных каналов.
6
Защиты многовального ГТД
Технические
условия на выполнение технологических защит ГТД по пп. 2.6.1 — 2.6.10
определяются заводом-изготовителем.
7
Защиты одновального ГТД
Технические условия на выполнение технологических
защит ГТД по пп. 2.7.1 — 2.7.13 определяются заводом-изготовителем.
8
Защиты генератора
3.8.1
Понижение давления масла в системе смазки
Давление
контролируется в коллекторе смазки турбогенератора.
Защита с
выдержкой времени 3 с действует на останов ГТД (аварийный при наличии разных
типов остановов) согласно п. 4.1.
3.8.2
Повышение виброскорости подшипников
Виброскорость
корпусов подшипников контролируется виброизмерительной аппаратурой.
Защита срабатывает
при повышении виброскорости любого подшипника.
Защита действует
на останов ГТД (аварийный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1.
3.8.3
Повышение температуры подшипников
Температура подшипника
контролируется тремя датчиками.
Защита действует
на останов ГТД (аварийный при наличии разных типов остановов) согласно п. 4.1.
1 Останов ГТД
4.1.1 Останов
ГТД при срабатывании технологических защит ГТУ выполняется в соответствии с
программами, разработанными заводами-изготовителями двигателя.
4.1.2 На
многовальных газотурбинных двигателях предусмотрены три вида программы останова
двигателя при срабатывании технологических защит ГТУ:
— «Аварийный
останов»;
— «Аварийный
останов при пуске»;
— «Нормальный
останов».
4.1.2.1 При
запуске программ «Аварийный останов» и «Аварийный останов при пуске»
выполняются мгновенное отключение подачи топлива путем закрытия отсечного
клапана на линии подвода топлива к ГТД и закрытие стоп-клапана ГТД.
При этом
охлаждается опора турбины путем продувки ее сжатым воздухом в течение 30 мин.
4.1.2.2 При
запуске программы «Нормальный останов» выполняются:
— разгружение
ГТД с максимальной скоростью до минимальной нагрузки путем перевода регулятора
режима и регулятора частоты вращения свободной турбины в положение «минимум» и
после выполнения этих операций — отключение генератора от сети;
— охлаждение
двигателя в режиме холостого хода в течение 300 с с последующим отключением
подачи топлива к ГТД путем закрытия отсечного клапана и стоп-клапана ГТД.
4.1.2.3 Часть
защит теплоэнергетического оборудования ГТУ действует на аварийный останов ГТД
(см. пп. 3.1.1;
3.1.2;
3.3.5;
3.8.1;
3.8.2;
3.8.3).
Остальные защиты
— на нормальный останов.
Если на ГТД
предусмотрен только один вид останова, все защиты ГТУ действуют одинаково.
4.1.3 При
останове одновального ГТД производится отключение подачи газа к ГТД с
одновременным отключением генератора от сети.
4.1.4 После
останова ГТД любого типа (закрытия его стоп-клапана) подается команда на
останов КУ (см. п. 4.2 или 4.3, или 4.4) или УТО (см. п. 4.5).
4.1.4.1
При нормальном останове многовального ГТД генератор отключается с выдержкой
времени после перевода регулятора режима и регулятора частоты вращения
свободной турбины в положение «минимум».
4.1.4.2
При аварийном останове многовального ГТД или останове одновального ГТД
генератор отключается после закрытия стоп-клапана ГТД (см. п. 4.6).
2 Останов парового КУ без дожигания
Останов КУ
производится после закрытия стоп-клапана соответствующего ГТД путем выполнения
следующих операций:
4.2.1 Отключение
КУ от станционной магистрали свежего пара путем закрытия соответствующей
запорной арматуры.
4.2.2 Открытие
запорной арматуры на линии продувки из паросборной камеры КУ с последующим ее
закрытием через 3 мин.
3 Останов парового КУ с дожиганием
Останов КУ
производится после закрытия стоп-клапана соответствующего ГТД путем выполнения
следующих операций:
4.3.1 Отключение
КУ от станционной магистрали свежего пара путем закрытия соответствующей
запорной арматуры.
4.3.2 Открытие
запорной арматуры на линии продувки из паросборной камеры КУ с последующим ее
закрытием через 3 мин.
4.3.3
Отключение подачи природного газа к КУ и его горелочному устройству:
— закрытие всех
запорных устройств на линиях подвода газа к котлу:
— закрытие всех
запорных устройств на линиях подвода газа к горелочным устройствам и открытие
запорного вентиля на свече безопасности.
4.3.4
Отключение ЗЗУ:
— отключение
напряжения запала:
— закрытие
запорного вентиля на линии подвода газа к ЗЗУ;
— закрытие предохранительно-запорного
клапана на общей линии подвода газа к ЗЗУ.
Примечание — При срабатывании защит,
действующих на останов котла (пп. 2.3.1 — 2.3.5), операции по пп. 4.3.3, 4.3.4
выполняются без контроля состояния стоп-клапана ГТД.
4 Останов водогрейного КУ (ГПСВ)
Останов ГПСВ
производится после закрытия стоп-клапана соответствующего ГТД путем выполнения
следующих операций:
— закрытие
задвижек до и после ГПСВ;
— открытие
задвижки на байпасе ГПСВ.
5 Останов УТО
Останов УТО
производится после закрытия стоп-клапана соответствующего ГТД путем выполнения
следующих операций:
— закрытие
задвижек до и после УТО;
— открытие
задвижки на байпасе УТО.
6 Отключение генератора ГТД
Отключение
генератора производится путем отключения его от сети и гашения его поля.
Команда на
отключение генератора подается при отключении ГТД:
— при нормальном
останове ГТД — согласно п. 4.1.4.1;
— при аварийном
останове ГТД — согласно п. 4.1.4.2.
Оптимизация компоновки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора
УДК 621.311.22
Оптимизация компоновки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора
Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин, А.Ю. Костерин ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»,
г. Иваново, Российская Федерация E-mail: admin@tes.ispu.ru
Авторское резюме
Состояние вопроса: В настоящее время теоретически обоснована возможность применения камеры сжигания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды для получения тепловой энергии для нужд теплофикации. Необходимо обосновать выбор конструкции газового подогревателя сетевой воды по условию максимальной экономической эффективности с учетом технических ограничений.
Материалы и методы: Многовариантные расчеты показателей работы парогазовой установки осуществлялись с использованием программного комплекса Boiler Designer (Optsim-K).
Результаты: Описана методика обоснования выбора оптимальной компоновки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора. Определен оптимальный температурный график для работы газового подогревателя сетевой воды.
Выводы: Результаты работы могут быть использованы при обосновании выбора конструкций газовых подогревателей сетевой воды в котлах-утилизаторах парогазовых установок электростанций.
Ключевые слова: котел-утилизатор, газовый подогреватель сетевой воды, оптимизация компоновки.
Structural optimization of a network water gas heater in recovery boiler gas duct
E.S. Malkov, B.L. Shelygin, A.Yu. Kosterin Ivanovo State Power Engineering University, Ivanovo, Russian Federation E-mail: admin@tes.ispu.ru
Abstract
Background: The possibility of using a combustion chamber of additional fuel and a network water gas heater to generate heat energy in the form of hot water has been proved theoretically. It is now necessary to substantiate the choice of the network water gas heater structure as the most economically efficient one by taking into account the technical constraints.
Materials and methods: Multivariant calculations of a combined cycle plant were carried out using the Boiler Designer (Optsim-K) software.
Results: The paper describes the method of selecting the optimal structure of the network water gas heater in a recovery boiler gas duct and determines the optimal temperature schedule to operate a network water gas heater. Conclusions: The results can be used to substantiate the choice of the structure of network water gas heaters installed in recovery boilers of combined cycle plants.
Key words: recovery boiler, network water gas heater, structure optimization.
На ТЭС для теплоснабжения потребителей преимущественно используются теплофикационные установки турбоагрегатов, водогрейные котлы и бойлеры, питающиеся паром от общестанционных коллекторов.
В проведенных ранее исследованиях [1, 2] показана возможность и эффективность использования уходящих газов котла-утилизатора (КУ) для нагрева сетевой воды. Предложено использовать камеру сжигания дополнительного топлива (КСДТ) и газовый подогреватель сетевой воды (ГПСВ), последовательно установленные за газовым подогревателем конденсата (ГПК) в газоходе КУ.
На основе разработанной расчетной модели дубль-блока ПГУ-325 с двумя газовыми турбинами ГТЭ-110, двумя КУ марки «П-88» и паровой турбиной К-110-6,5 ЛМЗ [3] проведено исследование показателей работы энергобло-
ка и теплофикационного оборудования при различном количестве рядов труб по ходу газов г2 ГПСВ.
Показатели работы газотурбинной установки (ГТУ) зависят от параметров внешней среды, поэтому выбор теплофикационного оборудования в КУ для отпуска требуемого количества тепловой энергии необходимо осуществлять для параметров работы ГТУ при расчетной температуре наружного воздуха в регионе строительства парогазовой установки (ПГУ)1.
Расчетное исследование проведено при температуре наружного воздуха £нр = -30 оС для номинального режима работы ГТУ. Пара-
1 СНиП 23-10-99. Строительная климатология. — Введ. 2000-01-01. — М.: Изд-во стандартов, 1999. — 91 с.
метры работы ГТУ в данных условиях приведены в табл. 1. Электрическая мощность блока в расчетах постоянна, для компенсации снижения мощности ГТУ из-за увеличения аэродинамического сопротивления КУ при установке ГПСВ увеличивался расход топлива в камеру сгорания (КС).
Таблица 1. Параметры работы ГТЭ-110 при = -30 оС
Наименование показателя Значение показателя
Электрическая мощность М-гу, МВт 131,1
Температура газов на выходе ГТУ, оС 480
Расход газов на выходе ГТУ 6ГТУ, кг/с 406
Коэффициент избытка воздуха аГТУ 2,88
КПД ГТУ пгту 36,5
Конструктивные характеристики ГПСВ (табл. 2) приняты аналогичными конструкции других теплообменников в газоходе КУ, так как их изменение приведет к возмущениям газового потока и, как следствие, увеличению аэродинамического сопротивления.
Таблица 2. Основные конструктивные характеристики ГПСВ
Наименование показателя Значение показателя
Расположение труб Шахматное
Наружный диаметр труб, мм 38
Толщина стенки трубы, мм 3
Высота ребра, мм 10,5
Шаг ребер, мм 4,4
Поперечный шаг труб, мм 82
Продольный шаг труб, мм 85
Количество рядов труб по ширине газохода, шт. 116
Число заходов труб 1
Марка используемой стали Ст. 20
По данным заводов-изготовителей, средняя стоимость ряда оребренных труб с указанными конструктивными характеристиками составляет 0,580 млн руб., с учетом транспортировки, монтажа, затрат на обмуровку -0,928 млн руб.
Выбор поверхности нагрева ГПСВ основывается на обеспечении необходимой теплофикационной нагрузки и заданного температурного графика.
В качестве критерия оптимизации использован чистый дисконтированный доход (ЧДД)2. Условия расчета ЧДД приняты следующие:
• норма дисконта Я = 14 %;
• стоимость топлива (природного газа) Цтопл = 4,32 тыс. руб. за тонну условного топлива;
• срок полезного использования для оребренных труб 7пол = 10 лет;
2
Методические рекомендации по оценке инвестиционных проектов. № ВК 477от 21.06.1999.
• время работы оборудования в год тгад = 5000 часов со среднегодовым коэффициентом загрузки кзагр = 0,6;
• норма амортизации ааморт = 10 %.
На работу теплофикационного оборудования (КСДТ и ГПСВ) накладываются технические ограничения:
• максимально возможный расход топлива в КСДТ при ^ = -30 оС составляет 0,7 кг/с (по условию достижения установленной минимальной объемной концентрации кислорода 12,5 % в потоке уходящих газов) [1];
• минимальная температура уходящих газов по условию работы газоходов должна быть не ниже 96 оС;
• минимально допустимая скорость сетевой воды в ГПСВ составляет 0,5 м/с.
Расчеты проведены для трех температурных графиков: 150/70 оС (рис. 1); 130/70 оС (рис. 2); 115/70 оС (рис. 3).
Расчетный анализ проведен относительно базового варианта с количеством труб по ходу газов г2 = 6. Результаты расчетов представлены в виде графических зависимостей ЧДД от числа рядов труб по ходу газов г2 и тепловой мощности ГПСВ. Область диаграммы с учетом технических условий выделена фоном и ограничивается следующими линиями: слева — по максимально возможному расходу топлива в КСДТ; справа — по минимально возможной температуре уходящих газов по условиям работы газоходов; снизу — по минимально допустимой скорости сетевой воды.
ЧДД. МЛН руб.
Рис. 1. Результаты оптимизации компоновки ГПСВ по количеству рядов труб по ходу газов г2 для температурного графика 150/70 оС
Рис. 2. Результаты оптимизации компоновки ГПСВ по количеству рядов труб по ходу газов г2 для температурного графика 130/70 оС
ЧДД. |лпн руб
Рис. 3. Результаты оптимизации компоновки ГПСВ по количеству рядов труб по ходу газов г2 для температурного графика 115/70 оС
Увеличение числа рядов труб по ходу газов позволяет уменьшить необходимый расход топлива в КСДТ для поддержания заданного температурного графика при постоянной тепловой мощности ГПСВ. Зависимость расхода топлива в КСДТ для температурного графика 150/70 оС при различных значениях теплофикационной мощности Отф и количества рядов труб по ходу газов г2 представлена на рис. 4. Например, для тепловой мощности 32 МВт увеличение числа рядов труб с 14 до 28 позволит уменьшить требуемый расход топлива на 0,225 кг/с (с 0,625 до 0,400 кг/с). При меньших значениях тепловой мощности величина экономии топлива уменьшается и при 16,4 МВт составляет 0,061 кг/с (с 0,292 до 0,231 кг/с). Уменьшение расхода топлива с увеличением числа рядов труб обусловлено более полной утилизацией теплоты уходящих газов. Поэтому величина относительной экономии возрастает с увеличением тепловой мощности, что объясняет рост ЧДД. Расход топлива в КСДТ при = -30 оС ограничен величиной 0,7 кг/с по условию достижения минимальной объемной концентрации кислорода 12,5 % в потоке уходящих газов [1].
Рис. 4. Зависимость расхода топлива от тепловой мощности и количества рядов труб по ходу газов г2 для температурного графика 150/70 оС
Суммарная величина экономии топлива с увеличением тепловой мощности относительно базового варианта складывается из двух составляющих:
АВсум = АВксдт (Отф;¿2) — АВдоп (2), (1)
где ДВксдт — изменение расхода топлива в КСДТ, который зависит от двух факторов: теплофикационной мощности Отф и числа рядов труб по ходу газов г2; ДВдоп — увеличение расхода топлива в КС ГТУ, обусловленное компенсацией потери мощности ГТУ за счет увеличения аэродинамического сопротивления газового тракта КУ (зависит только от г2).
В базовом варианте с г2 = 6 получение большой тепловой мощности сопровождается неэффективным использованием топлива из-за недостаточной поверхности теплообмена и, как следствие, большими потерями теплоты с уходящими газами. Поэтому наибольшие величины экономии топлива в КСДТ наблюдаются на начальном этапе увеличения г2. При увеличении г2 уменьшается необходимая величина расхода топлива в КСДТ, поэтому увеличивается ДВксдт. Составляющая ДВдоп в функции ДВсум имеет отрицательную величину, причем каждые добавляемые два ряда труб в среднем увеличивают модуль ДВдоп на 6-7 кг у.т./ч.
Увеличение ЧДД при увеличении числа рядов труб по ходу газов г2 от базового варианта обусловлено увеличением прироста экономии топлива. Максимум функции ЧДД = /(г2) определяется оптимальным соотношением капиталовложений, затрат на обслуживание и расхода топлива на выработку тепловой мощности. Дальнейшее увеличение числа рядов приводит к уменьшению ЧДД из-за роста капитальных затрат.
Анализ полученных результатов расчетов показывает, что с увеличением тепловой мощности максимум ЧДД смещается в сторону увеличения г2. Это объясняется более высокой экономичностью по отношению к базовому варианту.
При увеличении тепловой мощности линия ограничения по расходу топлива смещается в сторону увеличения числа рядов труб, так как для поддержания заданной температуры на выходе из ГПСВ требуется более полная утилизация теплоты уходящих газов. Линия ограничения по температуре уходящих газов с увеличением тепловой мощности смещается в сторону уменьшения числа рядов труб. При уменьшении расхода сетевой воды (тепловой мощности), а следовательно, ее скорости, уменьшается соответствующий коэффициент теплоотдачи. В результате при низких значениях тепловой мощности ограничение по минимально допустимой температуре уходящих газов наступает при большем количестве труб по ходу газов.
При уменьшении температуры сетевой воды на выходе из ГПСВ область диаграммы с учетом технических ограничений сужается. Линии ограничения смещаются в сторону уменьшения числа рядов:
• по расходу топлива — для поддержания более низких температур сетевой воды на выходе ГПСВ требуется меньшее число рядов труб по ходу газов;
• по температуре уходящих газов -температура уходящих газов, равная 96 оС, достигается при меньшей площади теплообмена из-за уменьшения расхода топлива в КСДТ, а следовательно, и температуры газов на входе в ГПСВ.
Оптимальным числом рядов по ходу газов является наиболее приближенное целое число к пересечению линий двух ограничений: по максимальному расходу топлива в КСДТ и минимально допустимой температуре уходящих газов — в области с учетом технических ограничений.
Для температурного графика 150/70 оС (рис. 1) выбор числа рядов по наибольшему экономическому эффекту имеет место при значениях тепловой мощности ГПСВ до 26 МВт. Дальнейший прирост экономического эффекта ограничен условием достижения минимально допустимой температуры уходящих газов по условию работы газоходов. С учетом данного ограничения для получения максимальной прибыли при увеличении тепловой мощности необходимо уменьшить количество рядов труб, а следовательно, увеличить расход топлива в КСДТ. Наибольшее значение тепловой мощности 34,2 МВт можно получить при г2 = 20 и максимальном расходе топлива в КСДТ, температура уходящих газов при этом равна 98 оС, а скорость сетевой воды -1,05 м/с. Данное количество труб по ходу газов обеспечивает работу ГПСВ в наиболее широком диапазоне нагрузок. Увеличение числа заходов до двух приведет к снижению тепловой мощности на 0,8 МВт (до 33,4 МВт) и увеличению температуры уходящих газов до 100 оС.
Для температурного графика 130/70 оС (рис. 2) выбор числа рядов по наибольшему экономическому эффекту имеет место при значениях тепловой мощности ГПСВ до
16.7 МВт. Наибольшее значение тепловой мощности 32,4 МВт можно получить при z2 = 14 и максимальном расходе топлива в КСДТ, температура уходящих газов при этом равна 103 оС, а скорость сетевой воды — 1,26 м/с. Увеличение числа заходов до двух приведет к снижению тепловой мощности на 0,6 МВт (до
31.8 МВт) и увеличению температуры уходящих газов до 104 оС.
Для температурного графика 115/70 оС (рис. 3) максимальные значения ЧДД находятся за пределами области технических ограничений. Наибольшее значение тепловой мощности 28,4 МВт можно получить при z2 = 10 и максимальном расходе топлива в КСДТ, температура уходящих газов при этом равна 112 оС, а скорость сетевой воды — 1,41 м/с. Увеличение числа заходов до двух приведет к снижению тепловой мощности на 0,5 МВт (до 27,9 МВт) и увеличению температуры уходящих газов до 113 оС.
На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что наиболее эффективной по экономическим показателям и обеспечению рабочего диапазона является температура сетевой воды на выходе из ГПСВ, равная 150 оС. Если необходимы более низкие температуры теплоносителя на входе в тепловую сеть, то рекомендуется организация подмеса сетевой воды из обратного трубопровода.
Список литературы
1. Шелыгин Б.Л., Мошкарин А.В., Малков Е.С. Тепловая эффективность использования уходящих газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива // Вестник ИГЭУ. — 2022. — Вып. 4. — С. 8-12.
2. Малков Е.С., Шелыгин Б.Л., Костерин А.Ю. Технико-экономическое обоснование установки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора // Вестник ИГЭУ. — 2022. — Вып. 2. — С. 9-14.
3. Малков Е.С., Шелыгин Б.Л. Разработка расчетных моделей котла-утилизатора для анализа эффективности сжигания дополнительного топлива // Вестник ИГЭУ. -2022. — Вып. 1. — С. 15-18.
4. Мошкарин А.В., Шелыгин Б.Л., Жамлиханов Т.А. Режимные характеристики ГТЭ-110 для энергоблока ПГУ-325 // Вестник ИГЭУ. — 2022. — Вып. 2. — С. 7-10.
References
1. Shelygin, B.L., Moshkarin, A.V., Malkov, E.S. Te-plovaya effektivnost’ ispol’zovaniya ukhodyashchikh gazov kotla-utilizatora pri szhiganii dopolnitel’nogo topliva [Thermal efficiency of utilizing exhausted gases of heat recovery boilers when burning additional fuel]. Vestnik IGEU, 2022, issue 4, pp. 8-12.
2. Malkov, E.S., Shelygin, B.L., Kosterin, A.Yu. Tekhniko-ekonomicheskoe obosnovanie ustanovki gazovogo podogrevatelya setevoy vody v gazokhode kotla-utilizatora [Feasibility study of installing network water gas heater in gas duct of recovery boiler]. Vestnik IGEU, 2022, issue 2, pp. 9-14.
3. Malkov, E.S., Shelygin, B.L. Razrabotka raschet-nykh modeley kotla-utilizatora dlya analiza effektivnosti szhi-ganiya dopolnitel’nogo topliva [Developing Calculation Models of Recovery Boiler for Analyzing Burning Efficiency of Additional Fuel]. Vestnik IGEU, 2022, issue 1, pp. 15-18.
4. Moshkarin, A.V. Rezhimnye kharakteristiki GTE-110 for CCGT-325 MW Power Unit]. Vestnik IGEU, 2022, issue 2,
dlya energobloka PGU-325 [GTE-110 Operating Characteristics pp. 7-10.
Малков Евгений Сергеевич,
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»,
аспирант, инженер кафедры тепловых электрических станций,
адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408,
телефон (4932) 26-99-31,
e-mail: admin@tes.ispu.ru
Шелыгин Борис Леонидович,
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, профессор кафедры тепловых электрических станций, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, телефон (4932) 26-99-31, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Костерин Александр Юрьевич,
ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», доцент кафедры экономики и организации предприятия, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. А, ауд. 441, телефон (4932) 26-97-64.
5 технические условия на выполнение автоматического
ввода-вывода технологических защит
5.1
Автоматический ввод-вывод защит предусматривается для запрета действия ряда
технологических защит, если возникновение условий их срабатывания не опасно для
защищаемого оборудования, а также для ввода этих защит при работе оборудования.
Защиты, не
вводимые автоматически, вводятся в действие при подаче напряжения в схемы
датчиков и запуска функции ТЗ в ПТК.
5.2 Настоящие технические
условия разработаны для автоматического ввода-вывода защит во всех режимах
работы защищаемого технологического оборудования.
5.3 Алгоритмы
автоматического ввода-вывода защит должны удовлетворять следующим требованиям:
5.3.1 Защита с
соответствующей аварийной сигнализацией автоматически вводится в работу при
появлении признака ввода без контроля отсутствия аварийной ситуации и остается
включенной до появления признака вывода, после чего защита и ее сигнализация
автоматически выводятся из работы.
5.3.2 При
появлении признака вывода и наличии признака ввода приоритет отдается признаку
вывода.
5.3.3 В
оперативном контуре представляется информация о введенном (выведенном)
состоянии защит (группы защит).
5.4 При
формировании признаков ввода-вывода принято:
5.4.1 Признак
«Запуск ГТД» формируется при подаче команды на пуск ГТД или при начале вращения
ротора ГТД.
5.4.2 Признак
«Запуск ГТД окончен» — импульсный и формируется при появлении сигнала об
окончании программы «Запуск ГТД».
5.4.3 Признак
«ГТД остановлен» — импульсный и формируется при появлении сигнала об окончании
программы аварийного или нормального останова ГТД.
5.5
Признаки ввода-вывода защит приведены ниже:
СОДЕРЖАНИЕ
