Направление: теплоэнергетика

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АКАДЕМИЯ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Казанский государственный энергетический университет»

МАТЕРИАЛЫ ДОКЛАДОВ

XII МЕЖДУНАРОДНОЙ МОЛОДЕЖНОЙ

НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ

«ТИНЧУРИНСКИЕ ЧТЕНИЯ»

26–28 апреля 2017 г.

Казань

В трех томах

Под общей редакцией

ректора КГЭУ

Э.Ю. Абдуллазянова

Том 2

Казань 2017

УДК 317.334

ББК 31.2+31.3+81.2

М34

Рецензенты:

доктор технических наук, профессор Казанского национального исследовательского технологического университета А.Н. Николаев;

кандидат технических наук, проректор по научной работе Казанского государственного энергетического университета Э.В. Шамсутдинов

М34

Материалы докладов XII Международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения» / под общ. ред. ректора КГЭУ Э.Ю. Абдуллазянова. В 3 т.; Т. 2. – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2017. – 412 с. ISBN 978-5-89873-481-7 (т. 2) ISBN 978-5-89873-483-1

В сборнике представлены тезисы докладов, в которых изложены результаты научно-исследовательской работы молодых ученых, аспирантов и студентов по проблемам в области тепло- и электроэнергетики, ресурсосберегающих технологий в энергетике, энергомашиностроения, инженерной экологии, электромеханики и электропривода, фундаментальной физики, современной электроники и компьютерных информационных технологий, экономики, социологии, истории и философии.

УДК 317.334

ББК 31.2+31.3+81.2

Редакционная коллегия:

канд. техн. наук Э.Ю. АБДУЛЛАЗЯНОВ (гл. редактор); канд. техн. наук Э.В. ШАМСУТДИНОВ (зам. гл. редактора); д-р пед. наук, профессор А.В. ЛЕОНТЬЕВ; д-р техн. наук, профессор В.К. ИЛЬИН; д-р хим. наук, профессор Н.Д. ЧИЧИРОВА; д-р техн. наук, профессор И.В. ИВШИН; канд. физ.-мат. наук, доцент Ю.Н. СМИРНОВ; канд. полит. наук, доцент А.Г. АРЗАМАСОВА

Материалы докладов публикуются в авторской редакции.

Ответственность за содержание тезисов возлагается на авторов

ISBN 978-5-89873-481-7 (т. 2) ISBN 978-5-89873-483-1

© Казанский государственный энергетический университет, 2017

НАПРАВЛЕНИЕ: ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА

СЕКЦИЯ 1. ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

УДК 621.165

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕЧЕНИЙ

В ТУРБИННЫХ РЕШЕТКАХ

АВЕРИН Н.И. ИГЭУ, г. Иваново

Науч. рук. канд. техн. наук, доцент ГРИГОРЬЕВ Е.Ю.

Турбина является самым распространенным двигателем для привода генератора электрического тока на тепловых и атомных электрических станциях. Простота и надежность конструкции, большая единичная мощность ставят турбину выше, чем другие двигатели.

Основным узлом турбин является проточная часть, состоящая из турбинных ступеней, которые в свою очередь состоят из сопловых и рабочих решеток. Здесь как раз и происходит движение пара в случае паровой турбины или горячих газов в газовой турбине, и именно здесь возникают самые большие потери в турбинах. Эти потери напрямую связаны с аэродинамикой турбинных решеток.

В ходе проведения исследований на физическом стенде [1] был разработан метод снижения концевых потерь путем установки системы оребрения на ограничивающих стенках. Система оребрения позволила снизить общий уровень потерь на 1 %.

Однако для полноты исследований необходимо получить внутреннюю картину течения рабочей среды. При физических испытаниях сделать это довольно проблематично в первую очередь с точки зрения трудоемкостных затрат, поэтому дальнейшее исследование проводилось численным методом. Результаты физических испытаний в этом случае использовались для верификации численной модели.

Для численного решения использовался инженерный пакет Ansys CFX-14. При создании математических моделей турбинной решетки сохранялись полное геометрическое и кинематическое подобие с экспериментальными моделями. В качестве рабочей среды был принят воздух при свойствах идеального газа, физические свойства воздуха (вязкость, теплопроводность) задавались автоматически встроенной библиотекой для воздуха при соответствующей температуре и давлении.

3D-модель турбинных решеток строилась в инженерном пакете Solid Works. В расчетной области – межлопаточном канале, строилась сетка в виде призм, четырёхгранников, октаэдров, тетраэдров, общая размерность сетки в зависимости от рассматриваемого варианта турбинной решетки (высоты) была в пределах (0,5…1,5)·106 элементов.

Турбулентное стационарное течение вязкой среды моделировалось осредненными по Рейнольдсу уравнениями Навье-Стокса. Степень турбулентности входного потока рассчитывалась с помощью стандартной
k-ε-модели. Полагалось, что на поверхностях стенок трубопровода выполняются условия прилипания, а теплообмен с наружной поверхности и внутренними элементами не учитывается.

В качестве входных граничных условий при проведении расчета задавалось полное давление и противодавление на выходе из турбинной решетки, равное атмосферному; начальный уровень турбулентности (степень турбулентности) на уровне 5 %, температура потока 20 °С, абсолютное значение шероховатости стенок 10 мкм.

Полученная внутренняя картина течения подтвердила высокую эффективность предложенной системы оребрения с точки зрения снижения концевых потерь в турбинных решетках. В картине течения не выявлено возникновение характерных парных вихрей. А полученная зависимость изменения коэффициента потерь от длины лопатки (рисунок 1) позволяет сделать вывод о высокой роли системы ореберения ограничивающих полок на снижение потерь в турбинных решетках с малой длиной лопатки.

Рис. 1. Зависимость коэффициентов потерь в турбинной решетке С9012А в зависимости от относительной высоты лопаток, здесь 1 – для стандартной решетки,
2 – в случае использования направляющих ребер на ограничивающих пластинах

Литература

1. Аверин Н.И.Разработка и исследование способов снижения потерь в турбинных решетках / Н.И. Аверин, Е.Ю. Григорьев,
А.Е. Зарянкин // Теплоэнергетика «Энергия-2016»: XI международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Иваново, 5-7 апреля 2016 года: материалы конференции. – Иваново: УИУНЛ ИГЭУ.– 2016.– Т.1. – С.194.

УДК 621.311

И ПАРОМЕХАНИЧЕСКИХ ФОРСУНОК

АХМЕТОВА Р.В., ХУСАИНОВ Д.Г., КГЭУ, г. Казань

Науч. рук. д-р техн. наук, профессор ТАЙМАРОВ М.А.

Перед сжиганием мазут подогревают до 70–90 °С. Температура подогрева может быть выше и ограничивается стойкостью сальников мазутных насосов. Переход на сжигание мазута вызывает понижение температуры продуктов сгорания на выходе из топки в среднем на 100 °С, в связи с чем КПД котла ТГМ-84Б при работе на мазуте понижается в среднем на 1 % по сравнению с работой на газе. Для поддержания температуры продуктов сгорания на выходе из топки на уровне
1100–1150 °С при работе на мазуте применяют подогрев воздуха при помощи паровых калориферов, размещенных перед основными регенеративными воздухоподогревателями, нагревающими воздух, подаваемый на горелки, до 220–225 °С. Скорость выгорания мазута зависит от диаметра капли, получаемой при распыливании мазута, который зависит от давления мазута перед форсунками. В форсунках типа «Ильмарине» с механическим распыливанием давление мазута как правило выше, по сравнению с акустическими ультразвуковыми форсунками типа ФУЗ-5000 и достигается более тонкое распыливание. Кроме того, форсунки типа ФУЗ имеют более длинный факел за счет наличия распыливающего и транспортирующего агента водяного перегретого пара, давление которого составляет 0,7–1,4 МПа в зависимости от изменения нагрузки котла ТГМ-84А от 250 до 420 т/ч. Расход пара на распыление составляет в среднем 0,17–0,43 кг на 1 кг мазута, причем наибольший расход пара 0,43 кг на распыливание мазута имеет место при паровой нагрузке 250 т/ч для котла ТГМ-84Б. Давление мазута в паромеханических форсунках составляет 1,6 МПа при нагрузке 420 т/ч.

УДК 621

ОСЕВОГО КОМПРЕССОРА ГТУ

ГАЛЯМИН А.С. ИГЭУ, г. Иваново

Науч. рук. канд. техн. наук, доцент ГРИГОРЬЕВ Е.Ю.

Входной патрубок компрессора газотурбинной установки (ГТУ) является одним из важнейших элементов, от энергетической эффективности и надежности которого зависит последующий процесс сжатия в компрессоре.

Высокие показатели работы входного патрубка компрессора закладываются еще на стадии проектирования турбомашины. На первых промышленных и энергетических ГТУ входные патрубки выполнялись с обтекаемыми формами и зачастую отливались из чугуна [1], коэффициент гидравлического сопротивления таких патрубков практически никогда не превышал значения 0,1.

Однако с ростом единичной мощности ГТУ увеличивались и требуемые проходные площади по всей турбомашине для прохода рабочей среды (воздуха, дымовых газов) и, как следствие, общий рост габаритов турбомашин и входного сечения компрессора, в частности. С появлением парогазовых технологий ситуация с проектированием входных патрубков компрессоров резко ухудшилась. Использование горячих дымовых газов для выработки пара для паровой турбины в котле утилизаторе требует использования развитого диффузора за ГТУ, и в этом случае наиболее часто генератор ГТУ располагается со стороны компрессора, что приводит к резкому осевому поджатию патрубка и, как следствие, ухудшению условий течения рабочей среды в нем.

Так, например, в ходе эксплуатации первой отечественной ГТУ-110 (ОАО «НПО Сатурн» г. Рыбинск) оказалось, что аэродинамическое сопротивление входного патрубка в 4-5 раз выше, чем у входных патрубков стационарных ГТУ малой и средней мощности. Отметим, что с такими же проблемами сталкиваются и зарубежные производители ГТУ для парогазовых установок.

Исправить положение возможно путем использования входных патрубков с плавными обводами стенок, здесь требуемые площади живого сечения оказываются меньшими, чем в случае выполнения патрубков сварными. Выполнить поставленную задачу в современных условиях возможно путем применения новых композитных материалов на основе стекловолокна.

Для экспериментальной отработки предложенного решения в лабораторных условиях был спроектирован и изготовлен физический стенд. В качестве нагнетателя использовался вентилятор центробежного типа ВР194-30 (ВЦ-10-28) с осевым входом воздуха, входной патрубок был изготовлен монолитной конструкции из композитного материала с обтекаемыми формами стенок. Расход рабочей среды в установке регулировался посредством установки дросселя на нагнетании вентилятора.

Средства измерений и программа испытаний предусматривали оценку коэффициента гидравлических потерь входного патрубка, а также коэффициента окружной равномерности подвода воздуха к входному сечению нагнетателя.

Проведенные испытания на различных режимах работы нагнетателя показывают, что коэффициент гидравлических потерь в таком патрубке не превышает 0,07, что довольно хорошо соотносится со схожим вариантом, представленным в справочнике [2].

Также необходимо отметить тот факт, что даже в условиях изготовления входного патрубка с низким аэродинамическим сопротивлением, проведенные измерения показывают довольно высокую окружную неравномерность полей скоростей рабочей среды, что ведет к ухудшению технико-экономических показателей работы первых ступеней компрессора.

Наиболее перспективным и простым вариантом в плане мероприятий по ликвидации окружной неравномерности видится установка специального выравнивающего экрана на выходе из входного патрубка перед компрессором. Выравнивающий экран должен представлять собой камеру с различной степенью перфорации и окнами, устанавливаемую ближе к выходному сечению патрубка с различной степенью перфорации по окружности, обеспечивающей с минимальными гидравлическими потерями равномерный удельный по окружности расход.

Необходимо понимать, что установка дополнительных поверхностей в проточной части исследуемого тракта ведет к росту потерь на данном локальном участке. Однако с учетом того, что гидравлическое сопротивление новой конструкции патрубка из композитного материала оказывается ниже в 3-4 раза, чем у стандартных патрубков ГТУ, то разработка выравнивающего экрана с низким уровнем потерь позволит получить в результате более аэродинамически эффективную конструкцию входного патрубка.

Литература

1. A.Stodola.Dampf-und gas-turbinen. Berlin, Verlag von julius springer: 1120 p.

2. Идельчик И.Е. Гидравлические сопротивления / И.Е. Идельчик – М.-Л.: Госэнергоиздат, – 1975, – 560 с.

УДК 621.311

ПЕРЕГРЕВА ПАРА НА ТЭС РФ

ГАТАУЛЛИН Д.И., КГЭУ, г. Казань

Науч. рук. канд. техн. наук, доцент ВЛАСОВ С.М.

В отечественных турбоустановках, а также за рубежом, при начальной температуре выше t_о ≥ 540 °С обычно применяют начальные давления пара 14,0 и 24,0 МПа без превышения допустимой степени влажности. Это достигается применением промежуточного перегрева пара.

Промежуточный перегрев параприменяется на паротурбинных электростанциях с целью повышения их КПД, а также для ограничения конечной влажности пара в турбине при высоком его начальном давлении, когда повышение начальной температуры ограничено по технологическим или экономическим причинам. Существует два принципа промежуточного перегрева пара:

– газовый, при котором вторично перегреваемый пар воспринимает теплоту продуктов сгорания топлива в котле. Такой перегрев может осуществляться: 1) в промежуточном пароперегревателе котла, расположенном в газоходе; 2) в отдельной топке котла; 3) в выносных пароперегревателях, оснащенных топками со сжиганием топлива в кипящем слое;

– паровой, при котором греющей средой является свежий пар, вырабатываемый котлом.

Применение газового перегрева пара позволяет довести температуру вторично перегретого пара до первоначальной, а при паровом перегреве – приблизительно до температуры насыщения греющего пара. Выбор способа перегрева пара зависит от начальных параметров пара, тепловой схемы установки и определяется технико-экономическими расчетами.

Однако использование промежуточного перегрева пара приводит:

- к значительному усложнению конструкции парового котла, имеющего в своем составе дополнительные пароперегревательные поверхности нагрева;

- усложнению системы главного пара и применению дополнительных протяженных паропроводов, направляющих пар от турбины к промежуточному пароперегревателю котла и обратно в турбину;

- повышенным потерям давления пара в дополнительных паропроводах;

- усложнению системы автоматического регулирования энергоустановки;

- повышению стоимости изготовления установки.

На сегодняшний день в Российской Федерации распространены энергоустановки лишь с одной ступенью промежуточного перегрева. Тогда как на Западе устанавливают вторую ступень промежуточного перегрева пара. Делают это по технико-экономическим соображениям.

УДК 621.311

ИССЛЕДОВАНИЯ ПОВЕДЕНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ
НА ПРОМЕЖУТОЧНЫХ СТУПЕНЯХ ПОЛУЧЕНИЯ
ХИМИЧЕСКИ ОБЕССОЛЕННОЙ ВОДЫ

ГАФИАТУЛЛИНА А.А., ФИЛИМОНОВА А.А., ВИНОГРАДОВ А.С., КГЭУ, г. Казань

Науч. рук. д-р хим. наук, профессор ЧИЧИРОВ А.А.;

д-р хим. наук, профессор ЧИЧИРОВА Н.Д.

Одной из проблем при внедрении ПГУ являются более жесткие требования к качеству питательной воды котла-утилизатора, которые выше, чем для блоков с барабанными и прямоточными котлами. Показатели питательной воды должны удовлетворять нормам «ПТЭ электрических станций и сетей РФ». Кроме того, устанавливается норматив на содержание общего органического углерода в питательной воде котлов-утилизаторов, который должен составлять не более 100 мкг/дм³.

В 2017 году на Казанской ТЭЦ-3 (КТЭЦ-3) планируется пуск ГТУ. В связи с этим в 2015-2016 гг. было проведено исследование качества обессоленной воды производства химического цеха станции. По результатам в обессоленной воде отмечалось превышение норм качества для питательной воды котла-утилизатора по нескольким показателям, в основном, по остаточному органическому углероду (более 600 мкг/дм³).

В связи с этим целью работы явилось выделение органических веществ из питательных вод КТЭЦ-3, установление структуры методами ИК- и УФ-спектроскопиии, прогнозирование их поведения в котле-утилизаторе.

Исходя из литературных данных по элементному составу, электронным спектрам, ИК-спектрам поглощения, было установлено, что органическая фракция питательной воды более чем на 90 % соответствует гумусовым веществам, которые представляют смесь гуминовых кислот и фульвокислот. Соотношение фракций гуминовых кислот и фульвокислот в исследуемой воде составило 20/80 ±2 % соответственно.

Сопоставление физико-химических свойств и спектров выделенных органических веществ показывает, что источник органических веществ в питательной воде КТЭЦ-3 – исходная вода р. Волга. Был проведен анализ проб воды на всех промежуточных ступенях водоподготовки для изучения поведения органических веществ.

При производстве химически обессоленной воды на стадии предочистки в осветлителе удаляется примерно 50 % органических веществ. Из анализа исходной воды КТЭЦ-3 следует, что в составе природных вод более 50 % веществ, обусловливающих цветность, приходится на креновые кислоты (фракция фульвокислот). В то же время при любом виде коагуляции из воды в первую очередь удаляются гуминовые и апокреновые кислоты. Следовательно, при преобладании в воде креновых кислот основная масса органических веществ при реагентной коагуляции не удаляется.

По полученным результатам коагулянт при обработке воды адсорбирует гуминовую и большую часть апокреновой кислот. Остаточная цветность после коагуляции связана, в основном, со слабо адсорбирующимися креновыми кислотами. Основная масса углерода, содержащегося в воде, приходится на апокреновую и креновую кислоты. Количество гуминовых кислот незначительно (0,02-0,9 мг/л) и почти не сказывается на количестве органического углерода.

Далее при производстве химически обессоленной воды на ионитной химически обессоливающей установке гумусовые вещества проходят все ступени обработки и задерживаются, главным образом, на анионитном фильтре второй ступени (An_II). Однако, в химически обессоленной воде определяется значительное содержание органических веществ, поскольку нет контроля их на прохождение через An_II, а нормативы содержания не установлены. В связи с тем, что присутствие органических веществ в воде, поступающей на An_II в несколько раз выше, чем в дистилляте испарительной установки и основном турбинном конденсате, органические вещества попадают в химически обессоленную воду в значительно количестве. Остаточные органические вещества, присутствующие в питательной воде КТЭЦ-3 имеют большую молекулярную массу и размеры. Вследствие этого вероятен их проскок также и через фильтр смешанного действия.

В дистилляте испарительной установки и основном турбинном конденсате содержание органических веществ значительно меньше, т.к. примеси представлены нелетучими высокомолекулярными соединениями – гуминовыми кислотами и фульвокислотами и, следовательно, практически не могут попасть в воду после возгонки. В дистилляте испарительной установки и особенно в основном турбинном конденсате органические вещества состоят в основном из кислых черных смол. Однако небольшое присутствие гумусовых веществ в дистилляте испарительной установки и основном турбинном конденсате все же имеет место и обусловлено их переносом с паром и каплями в аппаратах многоступенчатой испарительной установки и в паровом котле.

По представленным данным можно спрогнозировать предполагаемое содержание органических примесей, попадающих в котел-утилизатор. При питании котла-утилизатора питательной водой КТЭЦ-3 ожидаемая концентрация органических веществ в конденсате пара – 100-150 мкг/л, в продувочной воде (при продувке 1 %) – 50-150 мг/л. Возможно отложение органических веществ на внутренней поверхности котла-утилизатора и образование шлама. Поэтому для питания котла-утилизатора необходима дополнительная очистка химически обессоленной воды от органических веществ.

УДК 534.21

ИЗ ТОПЛИВНЫХ СУШИЛОК ТЭС

КЛЮШКИН А.А, ИГЭУ, г. Иваново

Науч. рук. канд. техн. наук, профессор ОРЛОВ Г.Г.

При использовании на электростанциях влажного топлива иногда осуществляют его предварительную подсушку перед сжиганием в котельном агрегате. При подсушке снижается влажность топлива и повышается его теплотворная способность. Обычно бурые угли подсушивают с начальной влажности 30-39 % до влажности 12-14 %, а каменные угли с влажности 8-12 % до влажности 1-2 %. Благодаря удалению влаги улучшается сыпучесть угля, и его хранение и транспорт становится надежнее, улучшаются условия размола угля и повышается производительность мельниц. Сжигание топлива со стабильной влажностью происходит более устойчиво. Повышение теплотворной способности топлива позволяет выполнить котельный агрегат более компактным.

При предварительной паровой подсушке угля паровые сушилки и угольные мельницы с их вспомогательным оборудованием образуют общую сушильно-размольную систему. Оборудование такой системы пылеприготовления объединяют обычно в отдельную установку, расположенную в отдельном здании, которое называют центральным пылезаводом (ЦПЗ).

Общая технологическая схема электростанции включает в этом случае, кроме турбинной и парогенераторной установок, дополнительно ещё сушильно-размольную установку, которая имеет связь по пару с главной турбиной, а по размолотому углю связь с бункером пыли ЦПЗ и бункером пыли котла в главном корпусе. [1].

Основным теплоносителем и рабочим телом на ТЭС является вода и водяной пар, которые в процессе работы частично теряются, и эти потери приходится восполнять водой из химводоочистки (ХВО) ТЭС.

Чтобы сократить затраты на ХВО, нами была рассмотрена и рассчитана схема получения конденсата из водяных паров, выходящих из сушилки топлива (рис.1). В паровую сушилку подается топливо с влажностью 39 %, а на выходе подсушенное топливо имеет влажность
16 %. Пар на сушку топлива подается из отбора турбины и проходит через пароохладитель (ПО) для нагрева части питательной воды, что повышает экономичность ТЭС, так как повышается температура питательной воды на входе в котел. Выпар из сушилок направляется в контактный теплообменник, где происходит частичная конденсация выделенной в сушилке влаги. Затем конденсат поступает в вакуумный испаритель через механический фильтр. Пар из вакуумного испарителя поступает на калориферы котла, где осуществляется нагрев воздуха котла, а конденсат пара поступает в конденсатор турбины, тем самым компенсируются утечки цикла.

Рис.1. Схема использования влаги, выделенной при подсушке топлива в цикле электростанции: 1 - паровая трубчатая сушилка; 2 - ПО для пара, идущего на сушку топлива; 3 - контактный теплообменник; 4 - механический фильтр; 5 - вакуумный испаритель; 6 - калорифер котла; 7 - транспортер угля; 8 - бункер сырого угля;

9 - бункер сухого угля; 10 - циклон; 11 - блочная обессоливающая установка;
12 - деаэратор; 13 - ПН; 14 - ПВД

По расчётам при сушке угля можно выделить достаточно конденсата, чтобы восполнить потери в цикле, вызванные утечками.

Литература

1. Михайлов Н. М. Вопросы сушки топлива на электростанциях. – М.-Л.: «Госэнергоиздат». – 1957. − 152 с.

УДК 621.186.85

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ НОВЫХ ТИПОВ УСТРОЙСТВ ПОДГОТОВКИ ПОТОКА ДЛЯ РАСХОДОМЕРНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ

СБИТНЕВ А.А., ВОДЕНИКТОВ А.Д., ИГЭУ, г. Иваново

Науч. рук. канд. техн. наук, доцент ГРИГОРЬЕВ Е.Ю.

Существующие нормативные документы по измерению расхода и количества жидкостей и газов (например, ГОСТ 8.586.1) требуют наличия равномерного поля скоростей перед расходомером. Для этого требуется обеспечить прямые участки трубопровода перед и за расходомером собственно равные 20·Ду и 5·Ду соответственно.

Существенно снизить длину прямого участка возможно путем установки перед расходомером специального устройства, обеспечивающего выравнивание поля скоростей в потоке и ликвидацию вихревого характера течения – устройство подготовки потока.

Анализ существующих конструкций (Zanker, Spenkel, трубчатого типа и т.д.) показал, что все предлагаемые модели обладают одним общим недостатком: использование аэродинамических фильтров в этих устройствах ведет к заметному снижению площади живого сечения для движения рабочей среды, и, как результат, заметный рост гидравлических потерь.

Следовательно, современная конструкция УПП должна предусматривать использование фильтра с живым сечением, не меньше площади живого сечения трубопровода. Этот принцип был положен в основу создания и разработки новый серии устройств подготовки потока для трубопроводных систем.

Использование любого из существующих аэродинамических фильтров приводит к локальному уменьшению площади живого сечения трубопровода, тогда становится логичным то, что для сохранения этой площади необходимо изготавливать УПП с диаметром корпуса выше, чем диаметр основного трубопровода, а площадь перфорации, например, при использовании дискового устройства типа Zanker, должна быть не меньше площади живого сечения основного трубопровода. Для перфорации должно выдерживаться соотношение:

, (1)

где D_тр – гидравлический (условный) диаметр трубопровода, d_отв – диаметр отверстия в фильтре.

Исходя из вышеперечисленного, нами была разработана принципиально новая конструкция УПП (рисунок 1).

Рис. 1. Схема нового струевыпрямителя Grimar при использовании фильтра типа перфорированный конус. 1,5 – трубопроводы, 2 – ступенчатый переход,

3 – перфорированный фильтр-конус, 4 – плавный конфузор

Для увеличения площади фильтра (и как следствие – увеличение живой площади фильтра) был использован резкий переход на больший диаметр. Входная часть корпуса изготовлена в виде ступени. Выходная часть корпуса была выполнена в виде конфузора. Сам фильтр выполнен в виде конуса, с углом раскрытия в свободной вершине 60°. Именно эта конструкция показала лучшие характеристики в результате физических испытаний.

В ходе математического моделирования в инженерном пакете ANSYS CFX было установлено, что из-за неравномерной перфорации в теле конуса поток разделяется на струи при прохождении через перфорацию конуса неравномерно: сначала перфорацию проходит поток, находящийся преимущественно ближе к осевой линии УПП. Эти отдельные струи, локальная скорость которых выше (а давление соответственно ниже), чем в потоке, который находится снаружи конуса, оказывают на него эжектирующее действие в направлении осевой линии симметрии. Такой перенос масс способствует более быстрому, с меньшими затратами энергии, перемешиванию отдельных струй и п-лучению однородного поля скоростей.

Данная картина была полностью подтверждена лабораторными испытаниями и численными исследованиями: коэффициент потерь УПП модели Grimar составил ξ=0,72 а коэффициент равномерности потока оказался равен ζ=0,945. Также в ходе испытаний выяснилось, что установка УПП модели Grimar приводит к снижению вибрации в 4 раза, по сравнению с вариантом без использования УПП.

УДК 621.184.622

ЕГО ПАРАМЕТРОВ

СКУРИХИНА А.Д., ИГЭУ, г. Иваново

Науч. рук. канд. техн. наук, профессор ОРЛОВ Г.Г.

При сжигании на ТЭС влажных бурых углей иногда применяют их паровую подсушку в специальных сушилках, что позволяет повысить теплотворную способность топлива за счет испарения влаги из него и создать более компактный котельный агрегат. Пар для сушки угля отбирают из регенеративного отбора турбины, однако его температура на входе в сушилки, по условиям работы подшипников, не должна превышать 180 °С. Обычно в пар, для снижения его температуры, впрыскивают воду (рис.1, позиция 12). Более рациональным вариантом является установка пароохладителя (ПО) на потоке пара, отбираемого к сушилке (рис.1). Эффективность установки ПО оценивалась по методу коэффициентов изменения мощности.

Рис.1 Схема охлаждения пара, подаваемого на сушку топлива: 1 – подогреватель высокого давления; 2 – пароохладитель; 3 – запорная арматура; 4 – деаэратор;
5 – бустерный насос; 6 – питательный насос; 7 – турбопривод питательного насоса;
8 – конденсатор; 9 – редуктор; 10 – конденсатный насос;
11 –топливная паровая трубчатая сушилка;
12 – впрыскивающее устройство, предназначенное для снижения температуры

Стоимость топлива, сжигаемого на тепловой электростанции, существенно влияет на срок окупаемости ПО и его оптимальные характеристики: поверхность нагрева, температурные напоры, количество воды, отводимое на ПО. Зависимость оптимального температурного напора от стоимости топлива и коэффициента теплопередачи (k) при числе часов использования установленной мощности блока 7000 представлена на рис.2. Цена тонны условного топлива изменялась от 500 до 6000. Большой диапазон изменения k (от 0,3 до 1,0 кВт/(м²*К) обусловлен наличием ряда методик его расчета, которые дают различные значения. Из графика видно, что значение коэффициента теплопередачи оказывает более существенное влияние на температурный напор на холодном конце ПО, а температурный напор на горячем конце ПО оказывается приблизительно постоянной.

Рис.2 Оптимальные температурные напоры в зависимости от стоимости топлива и коэффициента теплопередачи: I – на холодном конце пароохладителя: 1 – k=0,3 кВт/(м²*К); 2 – k=0,4 кВт/(м²*К); 3 – k=0,5 кВт/(м²*К); 4 – k=0,6 кВт/(м²*К); 5 – k=0,7 кВт/(м²*К); 6 – k=0,8 кВт/(м²*К); 7 – k=0,9 кВт/(м²*К); 8 – k=1,0 кВт/(м²*К);
II – на горячем конце пароохладителя; III – срок окупаемости ПО

Автором проведен технико-экономический и функционально-стоимостной анализ эффективности ПО, получены графические зависимости оптимальных характеристик такого ПО применительно к блоку 500 МВт с турбиной К-500-240 ЛМЗ. Как показали расчеты, срок окупаемости ПО существенно зависит от цены сжигаемого топлива и лежит в пределах от одного до четырех лет.

УДК 621.311.22

Технология прямого осмоса

ХАЛИУЛИН Д.Р., КГЭУ, г. Казань

Науч. рук. д-р хим. наук, профессор ЧИЧИРОВА Н.Д.

В настоящее время одним из самых динамично развивающихся направлений водоочистки и водоподготовки является мембранная технология. Одним из видов мембранной очистки является технология прямого осмоса.

В отличие от обратного осмоса, где используется гидравлическое давление для движения воды через мембрану, в прямом осмосе используется высокая концентрация специально подобранного вещества. Это вещество должно развивать в водных растворах осмотическое давление, превышающее осмотическое давление опресняемой воды. Кроме высокого давления инертное вещество должно обладать реверсом растворимости и не быть токсичным. В качестве инерта используются концентрированные растворы MgCl₂, AlCl₃, NH₄NO₃, Ca(CH₃COO)₂, CH₃COONa, CaSO₄, бикарбоната алифатических аминов (RNH₂HCO₃) в присутствии CO₂, а также высокомолекулярный полимерный материал на основе гликоля.

Системы прямого осмоса обладают рядом преимуществ по сравнению с другими более распространенными вариантами очистки воды. В системах обратного осмоса, используемых для опреснения воды, средняя степень восстановления воды составляет около 50%, другими словами на каждые две тонны соленой воды, взятых в систему, одна тонна очищенной воды используется, а другая тонна сбрасывается обратно в источник. Прямой осмос может быть использован для очистки сбросов с системы обратного осмоса. Таким образом, объединение этих двух систем позволяет получить 90 % очистки. Технология прямого осмоса может обрабатывать воду до 150000∙10^-6 от общего содержания растворенных твердых веществ, что в четыре раза больше обычных систем обратного осмоса. Прямой осмос работает под атмосферным давлением, поэтому модули изготавливают из легких пластиковых и композитных материалов, что существенно снижает их стоимость. Средняя оценка показывает, что стоимость прямого осмоса на 30 % ниже аналогичной системы обратного осмоса.

УДК 621.311.22

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОПЛИВНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭНЕРГОБЛОКА ПГУ-325 ПРИ НАГРУЗКАХ, БЛИЗКИХ
К НОМИНАЛЬНЫМ ЗНАЧЕНИЯМ

ХВОСТОВ А.Д., ПАНОВ Л.М. ИГЭУ, г. Иваново

Науч. рук. канд. техн. наук, профессор ШЕЛЫГИН Б.Л.

В условиях переменных режимов работы ТЭС эффективное функционирование оборудования ПГУ электростанции осуществляется автоматизированной системой управления с использованием статических характеристик.

Входящий в состав ПГУ-325 котел-утилизатор (КУ) марки «П-88» является ее пассивным элементом. Характеристики его работы определяются условиями эксплуатации ГТЭ-110. Показатели КУ «П-88» зависят от расхода топлива, сжигаемого в камере сгорания КС ГТЭ-110.

Расход природного газа в КС ГТУ определяется величиной его теплоты сгорания , значением электрической мощности и коэффициентом полезного действия КПД ГТУ (брутто) :

.

Для расчета величины В необходимо знать зависимости значения от определяющих характеристик и .

Для диапазона нагрузок математическое описание зависимости КПД ГТУ от определенных факторов представим в виде:

.

Коэффициент при зависит от температуры наружного воздуха и определяется по формуле:

,

где значение константы при последовательном повышении показателя степени m выше 1,3 с интервалом 0,2÷0,3 находится по формуле:

.

Для нагрузок и интервала температур наружного воздуха , значение коэффициента пропорциональности , зависящего от температуры , рассчитывается на основании зависимости:

,

где – коэффициент пропорциональности при .

Величина коэффициента на основании исходных данных, при последовательном повышении показателя степени l выше 1,8 определяется по формуле:

.

Применительно к среднему значению электрической мощно