Текст работы можно загрузить в формате Word а также c работающим фрагментами расчетов в формате Excel
Прогнозирование водно-химического режима
энергоблока 300 МВт ТЭС Уонг-Би с давлением
в барабане котла 195 кгс/см2
Мне (Протасову Н.Г.) не довелось участвовать в испытаниях барабанного котла такого сверхвысокого давления. Здесь только мои расчетные результаты. Не могу сказать, что они абсолютно точны, но замечаний по этой части со стороны тех, кто проводил работы на объекте, не было.
Здесь много таблиц, изображающих фрагменты расчетов. Сами фрагменты – это программы расчетов, где можно менять исходные данные и получать результат. Эти программы представлены в Excel – файл VXR_VTN.XLS.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Введение
2. Краткая характеристика схемы водно-химических потоков и
основного оборудования энергоблока
3. Балансовые расчеты
3.1. Общие замечания
3.2. Соотношения для соединений кремнекислоты
3.3. Расчет содержаний хлоридов и сульфатов
3.4. Расчет суммарного содержания соединений натрия
с учетом хлоридов, сульфатов, фосфатов и едкого натрия
3.5. Оценка поведения железа в тракте блока
3.6. Оценка для отложений солей жесткости
3.7. Оценка поведения органического углерода
3.8. О поведении углекислоты, аммиака, гидразина и расчете
дозирования реагентов
4. Нестационарные режимы
Приложение: Таблицы расчетных значений параметров
водно-химического режима энергоблока 300 МВт
1. ВВЕДЕНИЕ
Настоящая работа предназначена для ориентировочного определения параметров водно-химического режима (ВХР) энергоблока 300 МВт с давлением в барабане котла 195 кгс/см2. Необходимость этой работы вызвана отсутствием отечественного опыта эксплуатации барабанных котлов с таким давлением и существенными различиями между рекомендациями в нормировании ВХР таких организаций, как ТЭП, ЦКТИ, ВТИ. Отсутствует единое мнение также и в вопросе обеспечения надежного водно-химического режима и нормируемых показателей (наличие блочной обессоливающей установки (БОУ), фосфатный-бесфосфатный режимы котловой воды, амминирование конденсатного тракта). Нормы ВХР ОАО "ВТИ", которые были приняты за основу в "Инструкции по ведению водно-химического режима энергоблока 300 МВт ТЭС Уонг-Би (UBEX1-M1&2-G-80-1501-0001), более жесткие, чем нормы ПТЭ для прямоточных котлов СКД, и соблюдение их без БОУ (особенно в пусковой период) весьма проблематично. В связи с этим появилась потребность в прогнозировании ВХР, основанном на компьютерных расчетах с вариациями исходных данных и с использованием известных по технической литературе зависимостей.
2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СХЕМЫ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ ПОТОКОВ И
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКА
2.1. Паро-конденсатно-водяной тракт тепловой схемы блока по ходу теплоносителя включает в себя следующее основное оборудование: - турбина - конденсатор турбины - конденсатные насосы - подогреватели низкого давления (ПНД) - деаэратор - бустерные и питательные насосы - подогреватели высокого давления (ПВД) - котел - турбина (цилиндр высокого давления, ЦВД) - котел.
Отработанный в турбине пар поступает для конденсации в конденсатор, откуда образовавшийся из пара турбинный конденсат конденсатными насосами подается через основные эжекторы, охладители пароуплотнений турбины и регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор с давлением 10 кгс/см2. Этим заканчивается тракт основного конденсата.
Для восполнения потерь воды, конденсата и пара в тракте блока (в основном потери воды с непрерывной и периодической продувками котла) в конденсатор подается обессоленная вода насосами добавка из бака запаса конденсата (БЗК), емкость 300 м3. Конденсат греющего пара ПНД № 2, 3 сливными насосами подается в тракт основного конденсата между ПНД № 2 и ПНД № 3. Конденсат греющего пара ПНД № 1 и конденсат охладителя пара уплотнений турбины самотеком по трубопроводу направляется в конденсатор.
После термической дегазации воды в деаэраторе деаэрированная вода бустерными электронасосами и питательными электронасосами подается в тракт питательной воды блока высокого давления. После подогрева воды в ПВД питательная вода поступает на узел питания котла. Конденсат греющего пара ПВД поступает в деаратор.
Подогретая до температуры 251°С питательная вода после узла питания котла с давлением 200 кгс/см2 поступает в экономайзер котла. Подогретая в экономайзере вода поступает в барабан котла. Парообразование происходит в экранной системе испарительной части котла. Пароводяная смесь из экранов поступает во внутрибарабанные циклоны, где влага сепарируется и поступает в водный объем котла, а насыщенный пар, пройдя паровой объем барабана и жалюзийный сепаратор, поступает в пароприемные трубопроводы. Температура котловой воды и насыщенного пара в барабане котла составляет 365°С. Вывод накопившихся в котловой воде солей за счет упаривания осуществляется из барабана котла по линии непрерывной продувки через расширители непрерывной продувки в бак дренажных вод. Пар, образовавшийся в результате вскипания котловой воды в расширителе непрерывной продувки, направляется в деаэратор в количестве примерно 50% от расхода продувочной воды. Вывод шлама, собирающегося при работе котла в нижних частях экранной системы, производится по системе дренажей нижних точек в результате периодических продувок по определенному графику.
Насыщенный пар из барабана котла поступает в пароперегреватель высокого давления (ППВД) для получения перегретого пара с температурой 545°С. Регулирование температуры перегретого пара осуществляется системой впрысков в пар питательной воды. Перегретый пар с номинальным расходом 920 т/ч, давлением 180 кгс/см2 и температурой 545°С по паропроводам направляется через стопорные и регулирующие клапана в цилиндр высокого давления (ЦВД) турбины. Сработанный в ЦВД пар направляется обратно на котел для вторичного перегрева до температуры 545°С в промежуточном пароперегревателе низкого давления (ППНД), Р = 40 кгс/см2. Вторично перегретый пар из котла по паропроводам направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) и, далее, в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины.
В отличие от барабанных котлов высокого давления, эксплуатируемых в СHГ, парогенератор не имеет второй ступени испарения и внутрибарабанного паропромывочного листа. Еще одной характерной особенностью парогенератора является впрыск в перегретый пар для его охлаждения питательной воды.
Дренажи турбинного отделения после расширителей дренажей высокого давления направляются в конденсатор, после расширителя низкого давления направляются в дренажный бак, емкостью 16 м3, а оттуда подаются в БЗК для повторного использования в цикле блока или - при неудовлетворительном качестве дренажей - на очистные сооружения.
2.2. Питательная вода парового котла состоит из конденсата турбины и подпиточной воды, восполняющей потери в цикле энергоблока. Остальные потоки, которые примешиваются в питательную воду, в основном незначительны. Поэтому все примеси питательной воды обусловлены преимущественно примесями, попадающими в теплоноситель в паро-конденсатно-водяном тракте блока и в конденсаторе, и примесями, содержащимися в подпиточной воде. В паро-конденсатно-водяном тракте теплоноситель обогащается, в основном, продуктами коррозии металла, из которого изготовлены трубопроводы и элементы подогревателей, т.е. железом. Кроме того, возможны некоторые изменения таких показателей водного режима, как рН и удельная электропроводимость, за счет присасываемого через неплотности в вакуумной части тракта воздуха, содержащего углекислый газ, и за счет изменений, связанных с коррозионными процессами в тракте. Малая величина присоса охлаждающей вод в конденсат турбины из-за неплотности в трубчатой системе конденсатора (10^-5 % от расхода пара по данным завода-изготовителя) позволяет сохранить качественные показатели конденсата на уровне показателей перегретого пара.
В конденсаторе турбины осуществляется конденсация отработавшего пара без переохлаждения конденсата, то есть температура конденсата в конденсатосборнике равна температуре насыщения и, таким образом, обеспечивается основное условие термической деаэрации. Эти же условия обеспечиваются в корпусах поверхностных регенеративных подогревателей, где происходит конденсация отборного пара турбины за счет подогрева питательной воды. Воздух (и, следовательно, кислород и углекислота), поступивший в конденсатор через неплотности вакуумной системы блока удаляется при помощи отсоса воздуха эжекторами. Пароэжекторная установка достаточно полно удаляет эти поступившие с воздухом газы, однако для более глубокой очистки конденсата от растворенных газов в самом конденсатосборнике располагается дополнительное деаэраторное устройство, после которого содержание кислорода в конденсате должно быть не более 20 мкг/дм3. При работе турбины диапазоне 40-100% номинальной мощности присосы воздуха в конденсатор должны быть по Инструкции не более 27,5 кг/ч.
2.3. Основное оборудование тепловой схемы блока имеет
следующие характеристики:
- котлоагрегат: тип - Еп-920-17,6-543-АТ (ТПЕ-318/СО);
производительность - 920 т/ч; давление острого пара - 180
кгс/см2; температура острого пара - 545°С;
- турбина паровая: тип - К-300-170, трехцилиндровая высокого,
среднего и низкого давления; давление пара перед турбиной - 170
кгс/см2; температура пара перед турбиной - 540°С;
- генератор: тип - ТВВ-320-2ЕТЗ; мощность - 320 МВт;
- конденсатор: тип - 330КП-18200-2; расход охлаждающей воды -
38600 т/ч; материал трубок - сплав титана;
- ПНД № 1, 2 и 3: тип - горизонтальный, (ПНД-1 встроен в
конденсатор); материал трубок - нержавеющая сталь;
- ПВД № 5 и 6: тип - ПВД-К-ГС-1030-26-4,9-НЖ;
- деаэратор: тип - КДП-1000; производительность - 1000 т/ч;
давление - 10 кгс/см2; объем - 175 м3;
- расширитель непрерывной продувки: тип - СП-1,5У; объем - 4
м3; давление - 10 кгс/см2;
- бак дренажей турбинного отделения (1 шт.): объем - 16 м3;
насос дренажного бака турбинного отделения (2 шт.): тип -
КС50-55-2; производительность - 50 м3/ч; напор - 5,5 кгс/см2;
- бак запаса конденсата (БЗК, 1 шт.): объем - 300 м3; - насос
добавка обессоленной воды (2 шт.): тип - К-100-65-200Т4;
производительность - 30 м3/ч; напор - 5 кгс/см2.
3. БАЛАНСОВЫЕ РАСЧЕТЫ
3.1. ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ
3.1.1. Обратный баланс - расчет нормативных (предельно допустимых) показателей котловой, питательной и добавочной (подпиточной) вод на основе заданных нормативных показателей качества насыщенного и перегретого пара.
3.1.2. Прямой баланс - расчет показателей качества насыщенного и перегретого пара на основе заданного качества подпиточной, питательной или котловой воды.
3.1.3. Расчетные фрагменты (действующие программы расчетов), вставленные в сопровождающий текст, имеют входные (исходные) данные и расчетные данные, которые автоматически изменяются при изменении входных данных. Входные данные на экране компьютера выделены синим цветом.
3.1.4. Аппроксимирующая формула - формула, полученная в результате обработки табличных или графических данных, взятых из технической литературы, и воспроизводящая их. Эти формулы, встречающиеся в тексте, представлены в виде, пригодном для компьютерной реализации расчетов.
3.1.5. Основные обозначения
Расходы:
Gpv - расход питательной воды на котел;
Gpvb - расход питательной воды в барабан котла;
Dk - расход перегретого пара (паровая нагрузка котла);
Dnp - расход насыщенного пара;
Vpr - расход питательной воды на впрыск;
y - расход котловой воды на непрерывную продувку.
Концентрации:
Cpv - концентрация примеси в питательной воде;
Ckv - концентрация примеси в котловой воде;
Cnp - концентрация примеси в насыщенном паре;
Cpp - концентрация примеси в перегретом паре.
3.2. СООТНОШЕНИЯ ДЛЯ СОЕДИНЕНИЙ КРЕМНЕНИСЛОТЫ
Kyn=Cnp/Ckv Kyn -коэф. уноса примеси из котл.воды в нас.пар
Gpv=Dk+y
Dk=Dnp+Vpr
Gpvb*Cpv=Dnp*Cnp+y*Ckv
Gpvb*Cpv=Dnp*Kyn*Ckv+y*Ckv
Gpv*Cpv=Dk*Cpp+y*Ckv
Dk*Cpp=Dnp*Cnp+Vpr*Cpv
по насыщенному пару:
Ckv=Cnp/Kyn
Cpv=(Dnp*Kyn*Ckv+y*Ckv)/Gpvb
Cpv=(Dnp*Kyn+y)*Ckv/Gpvb
Ckv=Cpv*Gpvb/(Dnp*Kyn+y)
по перегретому пару:
Cnp=(Dk*Cpp-Vpr*Cpv)/Dnp=Kyn*Ckv
Ckv=(Dk*Cpp-Vpr*Cpv)/(Dnp*Kyn)
Ckv=(Dk*Cpp-Vpr*Cpv)/(Dnp*Kyn)=Cpv*Gpvb/(Dnp*Kyn+y)
Cpv=Dk*Cpp/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/(Dnp*Kyn)))
Фрагмент расчета по обратному балансу
Фрагмент расчета по прямому балансу
Прямой и обратный балансы по котлу сошлись, значит можно переходить к расширению фрагментов с учетом давления насыщенного пара и рН котловой воды, определяющих значение Kyn. Необходимые справочные данные можно, например, найти в книге "Внутрикотловые устройства энергетических паровых котлов с естественной циркуляцией", М., Информэнерго, 1973г, стр. 6 (обзор, составленный водно-химическим цехом ОРГРЭС - Москва). Аппроксимирующая формула, воспроизводящая эти данные, имеет вид:
Kyn%=0.351+1.14204E-08*Pb^3.9-1.58437E-11*@Exp(6.8*pHkv^0.5)
-4.71118E-19*Pb^3.9*@Exp(6.8*pHkv^0.5)
где pHkv - pH котловой воды; Pb - давление насыщенного пара в кгс/см2. Кроме того, надо ввести корректирующий коэффициент для Kyn=Kyn*aKyn, учитывающий неидеальность процесса перехода приме- си из котловой воды в пар. В идеале aKyn=1, но на котлах СHГ aKyn нередко достигает 2-х и более раз. Таким образом:
Kyn=aKyn*(0.351+1.14204E-08*Pb^3.9-1.58437E-11*@Exp(6.8*pHkv^0.5)
-4.71118E-19*Pb^3.9*@Exp(6.8*pHkv^0.5))/100
Теперь имеем:
Фрагмент1 расчета кремнекислоты по обратному балансу
Фрагмент1 расчета кремнекислоты по прямому балансу
Далее переходим к балансу составляющих питательной воды
Обозначения:
Gpod - расход воды на подпитку блока, в основном это
обессоленная вода;
Drsp - расход пара из расширителя непрерывной продувки;
Dpot - потери пара и конденсата, но без потерь на непрерывную
продувку;
Cpod - средневзвешенная концентрация примеси в подпиточной воде
(включая присосы охлаждающей воды в конденсатор, если ими нельзя
пренебречь);
Crsp - концентрация примеси в паре из расширителя непрерывной
продувки.
Соотношения:
Gpv=(Dk-Dpot)+Gpod+Drsp
Gpod=Dpot+(y-Drsp)
Gpv*Cpv=(Dk-Dpot)*Cpp+Gpod*Cpod+Drsp*Crsp
Kynr=Crsp/Ckv -капельный унос из продув.воды в расширителе
прямой баланс:
Cpv=((Dk-Dpot)*Cpp+Gpod*Cpod+Drsp*Crsp)/Gpv
обратный баланс:
Cpod=(Gpv*Cpv-(Dk-Dpot)*Cpp-Drsp*Crsp)/Gpod
Фрагмент2 расчета кремнекислоты по обратному балансу
Фрагмент2 расчета кремнекислоты по прямому балансу
Теперь мы можем объединить фрагменты обратного баланса.
Фрагмент3 расчета кремнекислоты по обратному балансу
Для расчета по прямому балансу нам потребуются
дополнительные соотношения:
Gpod*Cpod=Dpot*Cpp+(y-Drsp)*Crsv
y*Ckv=Drsp*Crsp+(y-Drsp)*Crsv=Drsp*Kynr*Ckv+(y-Drsp)*Crsv
или
Crsv/Ckv=(y-Drsp*Kynr)/(y-Drsp)
где Crsv - концентрация примеси в воде на сбросе из расширителя
С учетом ранее приведенных соотношений
Cpv=Dk*Cpp/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/(Dnp*Kyn)))
Ckv=Cpv*Gpvb/(Dnp*Kyn+y)
имеем:
Cpv/Cpp=Dk/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/(Dnp*Kyn)))
Ckv/Cpv=Gpvb/(Dnp*Kyn+y)
после перемножения (Ckv/Cpv)*(Cpv/Cpp) получим:
Ckv/Cpp=(Gpvb/(Dnp*Kyn+y))*(Dk/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/(Dnp*Kyn))))
после перемножения (Crsv/Ckv)*(Ckv/Cpp) получим:
Crsv/Cpp=((y-Drsp*Kynr)/(y-Drsp))*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y))*(Dk/(Dnp*Kyn*(Gpvb/
(Dnp*Kyn+y)+Vpr/(Dnp*Kyn))))
Возвращаясь к соотношению
Gpod*Cpod=Dpot*Cpp+(y-Drsp)*Crsv
находим:
Gpod*Cpod=Cpp*(Dpot+(y-Drsp)*((y-Drsp*Kynr)/(y-Drsp))*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y))
*(Dk/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/(Dnp*Kyn)))))
откуда:
Cpp=Gpod*Cpod/(Dpot+(y-Drsp)*((y-Drsp*Kynr)/(y-Drsp))*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y))
*(Dk/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/(Dnp*Kyn)))))
Здесь Cpp определяется через известные или заданные величины,
а переход от Cpp к другим концентрациям нам уже известен.
Фрагмент3 расчета кремнекислоты по прямому балансу
3.3. РАСЧЕТ СОДЕРЖАНИЙ ХЛОРИДОВ И СУЛЬФАТОВ
Расчет содержаний хлоридов и сульфатов производится аналогичным образом, кроме коэффициента молекулярного уноса Kyn, который согласно аппроксимирующей формуле, полученной на основе данных, представленных в технической литературе (М.А. Стырикович, О.И. Мартынова, З.Л. Миропольский "Процессы генерации пара на электростанциях", М, Энергия, 1969г), имеет вид:
Kyn=(-6.314+1977.489/Pb-342.01*Pb^-1.34)^-n
с учетом aKyn:
Kyn=aKyn*(-6.314+1977.489/Pb-342.01*Pb^-1.34)^-n
где n - так называемое координационное число, отражающее индивидуальное свойство вещества:
Соответствующие фрагменты для обратного и прямого балансов будут иметь следующий вид:
3.4. РАСЧЕТ СУММАРНОГО СОДЕРЖАНИЯ СОЕДИНЕНИЙ НАТРИЯ С
УЧЕТОМ ХЛОРИДОВ, СУЛЬФАТОВ, ФОСФАТОВ И ЕДКОГО НАТРИЯ
Вынос натрия из котловой воды в насыщенный пар можно представить как сумму индивидуальных выносов NaCl, Na2SO4 и NaOH в пересчете на натрий (вынос фосфатов пренебрежимо мал, о чем будет сказано ниже).
Применительно к NaOH в котловой воде мы можем записать
Ckv=10^(pHkv-14) г-экв/кг или
Ckv=10^(pHkv-8) мкг-экв/кг или
Ckv=10^(pHkv-8)*23 мкг/кг в пересчете на натрий
Коэффициенты активности при малых солесодержаниях близки к единице, поэтому они не вошли в приведенный расчет.
В соответствии с координационным числом для Na2O (n=4.1) будем иметь:
Kyn=aKyn*(-6.314+1977.489/Pb-342.01*Pb^-1.34)^-4.1
Hатрий, обусловленный выносом NaOH, возвращается с питательной водой (через конденсаты пара в конденсаторе, в ПHД и в ПВД) почти не разбавляясь, поэтому впрыск питательной воды в пар практически не влияет на на Cpp по данному вкладу (обусловленному pHkv).
Чтобы избежать путаницы при анализе других вкладов, заменим обозначения для вклада NaOH: Kyn на dKyn, Ckv на dCkv, Cnp на dCnp и Cpp на dCpp. Приставка "d" здесь символизирует дополнительный вклад, обусловленный коррекционной обработкой котловой воды.
Соответствующий фрагмент для dCpp=dCnp=f(pHkv,Pb) в мкг Na/кг примет вид:
Аналогичным образом можно посчитать отдельные вклады для натрия по хлоридам, сульфатам и фосфатам (если они дозируются) и затем эти вклады сложить. Приведенные здесь фрагменты расчетов позволяют это сделать. Для более компактного рассмотрения можно ограничиться следующими соображениями: - молекулярный вынос фосфатов невелик (по нему даже нет справочных данных), капельный вынос в котле тоже мал, поэтому выносом фосфатов в насыщенный пар можно пренебречь; - содержание сульфатов в обессоленной воде и, соответственно, в питательной воде также не велико против содержания хлоридов, если нет больших присосов солей в конденсаторе турбины, поэтому в расчетах можно ограничиться средневзвешенным координационным числом n для хлоридов и сульфатов, близким к координационному числу для NaCl.
В результате переходим с следующим обозначениям и соотношениям для расчета балансов по натриевым солям:
dKyn, dCkv, dCnp, dCpp - относятся к вкладам по NaOH;
n, Kyn, Ckv, Cnp, Cpp - относятся к вкладам по хлоридам и сульфатам;
SCkv, SCnp, SCpp - сумма всех вкладов или общее содержание натрия в котловой воде и в насыщенном и перегретом парах;
Ckf - содержание фосфатов (PO4, мкг/кг) в котловой воде.
SCnp=Cnp+dCnp
SCpp=Cpp+dCpp
SCkv=Ckv+dCkv+0.72*Ckvf
0.72 - множитель пересчета фосфатов на натрий.
SCpv=Cpv+dCpp
Фрагмент расчета обратного баланса натриевых солей
О влиянии содержания фосфатов на рH воды в справочниках имеются довольно противоречивые сведения. Согласно Справочнику химика-энергетика, Госэнергоиздат, 1960г, где один из редакторов Ю.М. Кострикин, концентрация тринатрийфосфата 2000--3000 мкг/кг может обеспечить рH на уровне 8 ед. Для химически чистого тринатрийфосфата можно говорить о его гидролизе в котловой воде с образованием NaOH. При этом NaOH частично переходит в пар с Kyn=0.6%, что требует дополнительного дозирования фосфатов для поддержания pH.
Представим, что дозирование щелочного агента производится не в котловую а в питательную воду.
Тогда для летучего и нелетучего в пар агентов имеем два соотношения:
(100+y)*Cpv=Ckv1*(Kyn%+y)
(100+y)*Cpv=Ckv2*y
и
Ckv2/Ckv1=(Kyn%+y)/y
То есть, для создания нужного рH может потребоваться доза фосфатов раза в два превышающая дозу против той, что предполагалась без учета выноса NaOH в пар. Предельно допустимое содержание фосфатов 2000 мкг/кг. Активная (создающая рH) концентрация фосфатов - ориентировочно 1000 мкг/кг. С учетом гидролиза фосфатов по первой ступени получим 1000/96 или примерно 10 мкг-экв/кг в пересчете на NaOH, что соответствует рH=9,0 при условии, что мы дозировали химически чистый тринатрийфосфат. Конечно, расчет этот весьма грубый, а истинная степень гидролиза фосфатов при Pb=195 кгс/см2 неизвестна. Hо он подтверждает тот факт, что столь малой дозы фосфатов в 2 мг/кг недостаточно для поддержания нужного значения рH котловой воды. А поскольку эта доза является предельно допустимой, то необходимо использовать дозирование в котловую воду NaOH. Другие вопросы, связанные с целесообразностью использования фосфатов будут рассмотрены ниже, а пока вернемся к структуре подпиточной воды. Той воды, которая фигурировала в предыдущих расчетах под обозначениями Gpod и Cpod.
Обозначения:
Gov - расход обессоленной воды на подпитку блока 300 МВт;
Gbzk - расход воды на подпитку из дренажного бака через бак
запаса конденсата;
Gpr - расход охлаждающей воды через присосы в конденсаторе;
Cov - содержание примеси в обессоленной воде;
Cbzk - содержание примеси в воде дренажного бака, направляемой
в бак запаса конденсата;
Cpr - содержание примеси в присосе охлаждающей воды;
Dpot - потери пара и конденсата, но без потерь на непрерывную
продувку;
Dpot1 - часть Dpot, возвращаемая в БЗК;
Dpot2 - безвозвратно теряемая часть Dpot;
Соотношения
Gpod=Gov+Gbzk - член Gpr опускаем ввиду его малости
Gpod*Cpod=Gov*Cov+Gbzk*Cbzk+Gpr*Cpr
В связи с высокой плотностью конденсатора турбины, член Gpr*Cpr может иметь существенное значение только при наличии в охлаждающей воде реки Да Бак приливной морской воды.
Состав морской воды:
Отсюда следует, что для расчета баланса кремнекислоты можно ограничиться упрощенными соотношениями
Gpod=Gov+Gbzk
Gpod*Cpod=Gov*Cov+Gbzk*Cbzk
т.к. кремнесодержание морской воды относительно невелико.
Хлоридов в морской воде гораздо больше, чем сульфатов. Поскольку и в обессоленной воде хлоридов во много раз больше, чем сульфатов, то подобное положение будет характерно и для питательной воды. Следовательно для расчета выноса соединений натрия из котловой воды в пар можно ограничиться коэффициентами избирательного выноса для NaCl и NaOH, что и делалось в выше приведенных фрагментах.
При нормативной жесткости в обессоленной воды 0.2 мкг-экв/кг содержание солей жесткости в питательной воде, обусловленное вкладом обессоленной воды, будет находиться на уровне 0.2/50=0.004 мкг-экв/кг, что не представляет опасности с точки зрения накипеобразования в котле. Однако не исключено, что такую опасность могут представлять присосы в конденсаторе морской воды. Здесь же мы имеем относительно большую долю магниевой жесткости при относительно очень малой концентрации соединений кремнекислоты. То есть, при существенном ухудшении качества питательной воды за счет присосов морской воды мы имеем ситуацию, не характерную для образования шламовых форм соединений жесткости при дозировании фосфатов. Следовательно, дозирование фосфатов не только не обеспечивает нужный рH котловых вод (без дозирования NaOH, что отмечалось выше), но и не обеспечивает образование шламовых жесткостных форм в котловой воде. Более того, фосфаты могут входить и в состав образующихся отложений.
3.5. ОЦЕНКА ПОВЕДЕНИЯ ЖЕЛЕЗА В ТРАКТЕ БЛОКА
Сначала посмотрим, что получается по балансу котла без учета осаждения железа из котловой воды:
где ay=y*Ckv/(Gpvb*Cpv) - доля поступившей в котел примеси, удаленная из котла с непрерывной продувкой. Как видим, для железа при стационарном режиме работы котла этой долей можно пренебречь и рассматривать баланс по этой примеси как баланс при закрытой продувке.
Обозначения:
aOsk - количество осажденного в котле железа в долях от
количества железа поступившего в котел с питательной водой (для
котлов ВД в СHГ aOsk обычно находится на уровне 40%);
Sk - накипеобразующая поверхность котла (поверхность, на
которой происходит осаждение примеси, поступившей в котел);
aSDk=Sk/Dk - соотношение накипеобразующей поверхности и паровой
нагрузки котла (для котлов времен Ю.М. Кострикина, который
определил указанное соотношение, Sk в м2 равнялось 3*Dk в т/ч);
tk - время работы котла за рассматриваемый период; Q -
количество осажденной в котле примеси за время tk; qS -
количество отложений, приходящееся на единицу поверхности
котла;
Mp - множитель пересчета, который для пересчета Fe в Fe3O4
составляет (3*55.8+4*16)/(3*55.8)=1.38
Соотношения:
Q=Gpvb*Cpv*tk*aOsk
Sk=aSDk*Dk
qS=Q*Mp/S
Фрагмент:
Т.е. за год работы котла в стационарном режиме среднее количество образовавшихся за это время железоокисных отложений при нормативном содержании железа в питательной воде 5 мкг/кг может достигнуть 10 г/м2. Hа отдельных участках количество отложений может существенно отличаться от этой средней величины в зависимости от распределения тепловых потоков в пространстве топки котла. Это распределение и распределение количества отложений по высоте топки подвергается расчету - т.е. оно может быть оценено на основе имеющихся методик. Однако такой расчет является довольно сложным, требующим специальных знаний.
Впрочем, порядок величин мы можем определить и сейчас. Согласно известной эмпирической формуле, скорость образования железоокисных отложений пропорциональна произведению концентрации железа в котловой воде на квадрат теплового потока (в кн. H.H. Манькиной "Физико-химические процессы в пароводяном цикле электростанций", М, Энергия, 1977). Типичное распределение теплового потока по высоте топки аппроксимируется формулой (распределение взято из модели работы котла - файл mk_3g.wq1):
hx/hs=23.7436*X-43.3208*X^1.4+20.1221*X^1.8
где X - расстояние по высоте топки в долях от полной ее высоты, принятой за единицу;
hx/hs - отношение теплового потока в точке X к среднему тепловому потоку. Аппроксимирующая формула для квадрата теплового потока:
hx^2/h^2s=0.905479*(23.7436*X-43.3208*X^1.4+20.1221*X^1.8)^2
где hx^2/h^2s - отношение квадрата теплового потока в точке X, к среднему квадрату теплового потока.
Применив этот множитель hx^2/h^2s к среднему количеству железоокисных отложений qS в г/м2 получим:
qSx=qS*0.905479*(23.7436*X-43.3208*X^1.4+20.1221*X^1.8)^2
Соответствующий фрагмент:
Согласно этому фрагменту максимальное количество железоокисных отложений превышает среднюю величину до двух раз. Более высокое превышение отражает неблагополучие топочного режима.
Для поступления железа в питательную воду можно записать упрощенный баланс:
Gpv*Cpv=Gpod*Cpod+(Dk-(y-Drsp)-Dpot)*Cpp+Gpv*dCpv
где dCpv - прирост железа в питательной воде за счет суммарного эффекта процессов коррозии и осаждения железа в пароконденсатном тракте блока (наибольшее осаждение бывает в деаэраторе),
или с учетом, что (1-aOsk)=Cpp/Cpv
Gpv*Cpv=Gpod*Cpod+(Dk-(y-Drsp)-Dpot)*(1-aOsk)*Cpv+Gpv*dCpv
Cpod=(Gpv*(Cpv-dCpv)-(Dk-(y-Drsp)-Dpot)*(1-aOsk)*Cpv)/Gpod
Обратный баланс для Fe в пит.воде:
Для сравнения можно указать, что на энергоблоках 200 МВт Старобешевской ГРЭС с барабанными котлами (Pb=155 кгс/см2) содержание железа в питательной воде составляло в среднем 20 мкг/кг и лишь иногда достигало 7 мкг/кг. При этом баланс поступления соединений железа в питательную воду котлов определялся в основном процессами коррозии в конденсатно-питательном тракте блока и осаждением соединений железа в деаэраторе с давлением 6 кгс/см2 (Технический отчет ДонОРГРЭС арх.N971, Водный режим энергоблоков 200 МВт Старобешевской ГРЭС в условиях маневренных нагрузок).
3.6 ОЦЕНКА ДЛЯ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ ЖЕСТКОСТИ
Используем тот же фрагмент, что и для расчета осаждения железа:
Т.е. количество отложений солей жесткости при нормативной жесткости питательной воды 0.2 мкг-экв/кг по этой оценке примерно такое же, как и для железоокисных отложений при содержании железа в питательной воде 10 мкг/кг. Mp здесь посчитан применительно к Мg(OH)2 - (24+2*17)/24=2.42.
3.7. ОЦЕНКА ПОВЕДЕНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО УГЛЕРОДА
По нормам ВТИ содержание органического углерода в подпиточной воде должно быть не более 300 мкг/кг, а конденсате турбины и, следовательно, в перегретом паре - не более 200 мкг/кг. Постараемся восстановить по этим нормам более полную картину поведения органического углерода методом подбора с использованием балансовых фрагментов.
Получается, что органический углерод должен обладать просто громадным коэффициентом избирательного выноса из котловой воды в пар - до 70%. Так ли это или нет, оставим без комментариев. А мы оценим опасность органического углерода как поставщика в пар углекислого газа в результате разложения органических соединений в пароводяном цикле энергоблока. Очевидно, что процесс разложения завершается в котле. Поэтому тот органический углерод, что был в обессоленной воде (назовем его активным органическим углеродом), это не тот уже прошедший процесс разложения органический углерод, который перешел в пар и вернулся в цикл с питательной водой. Исходное (до разложения) содержание активного органического углерода в питательной воде при 2%-ном размере подпитки будет находиться на уровне 300*2/100=6 мкг/кг. Однако весь "активный" углерод не может полностью разложиться до CO2, иначе его не было бы (да и еще так много) в парах и конденсате. В итоге количества образующейся при разложении органических соединений свободной углекислоты и нейтрализующего ее аммиака будут составлять лишь доли мкг/кг. Если же предположить, что разложение органического углерода с образованием CO2 происходит за несколько оборотов питательной воды, то на конечный результат это предположение не повлияет, так как в любом случае потенциальное количество этого "органического" CO2 содержится в его поставщике, т.е. в обессоленной воде, и это количество невелико.
3.8. О ПОВЕДЕНИИ УГЛЕКИСЛОТЫ, АММИАКА, ГИДРАЗИНА И РАСЧЕТЕ
ДОЗИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ
Оценим возможный вклад подпиточной воды в общее содержание соединений углекислоты в парах и конденсате в пересчете на CO2 при отсутствии деаэрации и отсосов неконденсирующихся газов:
Столь большой коэффициент уноса Kyn=10 (оценки его есть в файле modl2.xls, разработанном для внутреннего пользования) в данном случае отражает не только факт большого избирательного выноса углекислоты, но и факт термического разложения карбонатов в котловой воде.
Hа первый взгляд результат может показаться несколько неожиданным. Hо он примерно соответствует более простому и потому более очевидному балансу:
Gpod*Cpod=Dpot*Cpp
Cpp=Gpod*Cpod/Dpot
т.к. удалением углекислоты с непрерывной продувкой можно без большой потери точности пренебречь.
Cpod - это, как отмечалось выше, несколько условная или лучше сказать математическая величина, которую можно разложить по отдельным ее составляющим. Вклад собственно обессоленной воды здесь при двуступенчатой схеме обессоливания и небольшом ее расходе на подпитку контура блока незначителен. Hезначителен и вклад в этот баланс присосов охлаждающей воды. Следовательно в качестве поставщиков углекислоты выступают присосы воздуха:
в баках обессоленной воды и запаса конденсата;
в конденсаторе турбины;
в системе регенерации (ПВД и ПHД) турбины.
Удаление соединений углекислоты в пароводяном цикле блока происходит:
в ПВД - через деаэратор;
в ПHД - через конденсатор;
в деаэраторе;
в конденсаторе;
через пробоотборные точки, импульсные линии, неплотности фланцевых соединений.
Попробуем расписать этот баланс:
Gpod*Cpod=Dvdr*Cvdr+Dvke*Cvke+Dflt*Cpp
где Dvdr - выпар деаэратора;
Cvdr - концентрация примеси в выпаре деаэратора;
Dvke - выпар из конденсата пара, поступающего на основной эжектор (пар, поступающий на основной эжектор, отсасывает неконденсирующиеся газы в конденсаторе турбины, затем конденсируется в охладителе, а выделившиеся после конденсации газы вместе с частью пара сбрасываются в атмосферу);
Cvke - концентрация примеси в потоке Dvke;
Dflt - потери пара и конденсата через фланцевые неплотности, через точки отбора проб, импульсные линии и т.п.
Однако эффективность удаления соединений углекислоты может зависеть от дозы аммиака. Поэтому пока отвлечемся на вопросы дозирования реагентов.
Для простоты рассмотрения мы можем условно перенести дозирование корректирующего реагента в котловую или питательную воду на эквивалентное по количеству расходуемого реагента дозирование его в подпиточную обессоленную воду (иногда подобное дозирование в обессоленную воду производится реально). Это позволит нам применить к анализу уже имеющийся у нас математический арсенал. Итак, для расчета дозы мы имеем соотношение:
Gnd*Cd=Gov*Cov
где Gnd - производительность насоса-дозатора;
Cd - концентрация реагента в дозируемом растворе.
В первом приближении можно использовать также соотношение:
Gnd*Cd=Gpod*Cpod
Минимальную дозу аммиака (в отсутствие его удаления в деаэраторе и в конденсаторе турбины) можно найти, используя фрагмент:
Коэффициент избирательного выноса аммиака Kyn=2 взят по оценкам из файла modl2.xls с учетом подавления диссоциации NH4OH в котловой воде при повышении рH (за счет дозирования фосфатов или NaOH).
Здесь, как мы видим, в пределах точности расчетов выполняется весьма простое соотношение: Cpod=Cpv=Cpp (это, напомним, соотношение только для расчета минимальной дозы аммиака, т.е. при неудалении аммиака в деаэраторе и в конденсаторе турбины).
Гидразин, в отличие от аммиака, не ходит по кругу пароводяного цикла, так как разлагается в котле. Поэтому минимальная доза для гидразина без учета его расходования на реакции восстановления отвечает балансу:
Gnd*Cd=Gpod*Cpod=Gpv*Cpv или Cpod=Gpv*Cpv/Gpod
Вместе с тем гидразин потенциальный поставщик аммиака по реакциям его разложения, дающим в среднем 0.5 мг аммиака на 1 мг гидразина. Hормированное содержание гидразина в питательной воде Cpv=20--60 мкг/кг или в среднем 40 мкг/кг, что отвечает Cpod=40*Gpv/Gpod или с учетом соотношения Gpod=Dpot+(y-Drsp), Сpod=40*Gpv/(Dpot+(y-Drsp)). Обозначив как Cpvg концентрацию гидразина в питательной воды, а как Cpva - создаваемую им концентрацию аммиака в питательной воде при оговоренных выше условиях неудаления аммиака в деаэраторе и конденсаторе турбины, получим несколько неожиданный по своим результатам фрагмент:
Теперь мы можем попытаться усовершенствовать наш фрагмент. Прежде всего можно отметить, что доза гидразина расходуется не только на образование аммиака, но и на другие реакции. Соответственно этому должны быть увеличены доза гидразина и величина Cpod. Согласно нашей Инструкции по ведению ВХР энергоблока множитель пересчета составит Mp=58.25/40=1.456. Исправленный фрагмент будет иметь вид:
Для дозы аммиака по той же инструкции имеем:
Gnd*Cd=0.2*Gpv*Cpv
Так как при полном удалении дозируемого аммиака в деаэраторе и в конденсаторе турбины должно было бы соблюдаться соотношение:
Gnd*Cd=Gpv*Cpv,
то эта доза соответствует предположению, что 80% дозируемого аммиака сохраняется в цикле, а 20% - восполняет его потери с паром, продувкой, в деаэраторе и в конденсаторе турбины. Иначе говоря, 1 мг восполняющего аммиака обусловливает 4 мг циркулирующего в цикле аммиака или 5 мг общего аммиака. Согласно такой схеме, 40 мкг/кг гидразина в питательной воде перед водяным экономайзером должна была бы создавать концентрацию аммиака в парах и питательной воде на уровне 40*5/2=100 мкг/кг.
Для расчета дозирования NaOH при отсутствии ввода фосфатов можно использовать фрагмент прямого баланса:
Hадо иметь ввиду, что здесь фигурируют балансовые соотношения, отвечающие дозированию NaOH в отсутствие прочих примесей воды. Последние две строки фрагмента иллюстрируют справедливость примерного равенства:
Gpod*Cpod=~y*Ckv
с учетом Gnd*Cd=Gpod*Cpod имеем:
Cd=~y*Ckv/Gnd
Так как Ckv=10^(pHkv-8) где Ckv в мкг-экв/кг, то
Cd=~y*10^(pHkv-8)/Gnd где Cd в мкг-экв/кг
Для фосфатов можно использовать множитель пересчета:
Cd=~Mp*y*10^(pHkv-8)/Gnd
Mp зависит от размерности и от свойств фосфатов. Если фосфаты выразить в мкг-экв/кг и считать, что они полностью гидролизуются, но только по первой ступени, то Mp=3.
Возможно, что формула вида
Cd=y*Ckv/Gnd
покажется очевидной и без расчета полного баланса. Hо очевидность тоже надо проверять. Особенно для таких условий, как Pb до 200 кгс/см2.
Однако вернемся к оценкам удаления из пароводяного цикла соединений углекислоты и аммиака. Hачнем с конденсатора.
Обозначения
Dp - расход пара в конденсатор;
Cp - концентрация примеси в паре;
Gkt - расход конденсата;
Ckt - концентрация примеси в конденсате;
Dvkt - расход выпара конденсата (выпар конденсата это
насыщенный пар, образовавшийся при конденсации Dp, часть этого
насыщенного пара, равная Dvkt, увлекается потоком пара в
основном эжекторе);
Cvkt - концентрация примеси в потоке Dvkt;
Kvid=Cvkt/Ckt - видимый коэффициент распределения примеси между
конденсатом и выпаром;
Pnas - давление насыщенного пара в конденсаторе.
Соотношения
Dp*Cp=Gkt*Ckt+Dvkt*Cvkt
Cvkt=Kvid*Ckt
Gkt=Dp-Dvkt
Dp*Cp=Gkt*Ckt+Dvkt*Kvid*Ckt
Ckt=Dp*Cp/(Gkt+Dvkt*Kvid)
В файле modl2.xls утверждается, что Kvid для соединений аммиака не может быть меньшим, чем Kvid для NH4Cl, а Kvid для соединений углекислоты не может быть меньшим, чем Kvid для Na2CO3. В modl2.xls приведены таблицы этих граничных значений Kvid, которые до Pnas=3 кгс/см2 аппроксимируются формулами
для соед. углекислоты: Kvid=-4.11+0.11685*(-672.83+571.985
для соед. аммиака: Kvid=0.994-0.00042*(-672.83+571.985
Фрагмент для соединений углекислоты:
Фрагмент для соединений аммиака:
Для NH4OH аппроксимирующая формула имеет вид:
Kvid=-2.049+109.508*(-672.83+571.985*@Exp(0.3*Pnas^0.12))^-0.53
Фрагмент для NH4OH:
Для кислорода аппроксимирующая формула имеет вид:
Kvid=49.2928*@Exp(-153.04*Pnas^0.01+161)
Фрагмент для кислорода:
Как мы видим, удаление (NH4)2CO3 в конденсаторе происходит неэффективно, что и следовало ожидать, зато удаление кислорода может проходить весьма эффективно, если обеспечиваются вакуумная плотность конденсатора и хороший эжектирующий расход пара на основной эжектор.
Для деаэратора надо делать разбивку на несколько участков, чтобы смоделировать противоточную деаэрацию. В упрощенном варианте ограничимся схемой, подобной вышеприведенной.
Обозначения
Gdr - расход воды на деаэратор;
Cdr1 - концентрация примеси в воде до деаэратора;
Cdr2 - концентрация примеси в воде после деаэратора;
Dvdr - расход выпара деаэратора (выпар деаэратора это
насыщенный пар, прошедший деаэрационную колонку);
Cvdr - концентрация примеси в выпаре деаэратора;
Kvid=Cvdr/Cdr2 - видимый коэффициент распределения примеси
между выпаром и деаэрируемой водой;
Соотношения
Gdr*Cdr1=Gdr*Cdr2+Dvdr*Cvdr
Cvdr=Kvid*Cdr2
Gdr*Cdr1=Gdr*Cdr2+Dvdr*Kvid*Cdr2
Cdr2=Gdr*Cdr1/(Gdr+Dvdr*Kvid)
В файле modl2.xls приводятся следующие значения Kvid для
давления 10 кгс/см2:
Фрагмент для соединений углекислоты:
Фрагмент для соединений аммиака:
Фрагмент для NH4OH:
Фрагмент для кислорода:
В данном случае эти фрагменты не отражают точный количественный результат. Тем не менее, возникает вопрос: куда может деваться из пароводяного цикла связанный аммиак? Может быть он удаляется с "отсосами" из парового пространства ПВД? Для давления, скажем, 100 кгс/см2 мы имеем, согласно файлу modl.xls, следующую картину:
Судя по этим коэффициентам, мы и здесь явно не насчитаем больших количеств удаляемого аммиака.
Попробуем подойти к проблеме баланса аммиака с другой стороны. Во всем рассмотренном нами диапазоне параметров теплоносителя от конденсатора до ПВД коэффициент Kvid для связанного аммиака близок к единице. А это значит, что концентрации аммиака во всех потоках потерь теплоносителя, кроме продувки, будут примерно одинаковы и равны Cpp. Этот баланс мы уже расписывали выше и пока нет надобности его здесь повторять.
Для соединений углекислоты Kvid в среднем составит не менее Kvid=10. А это значит, что в организованных отсосах пара и в выпаре его концентрация будет в среднем не менее чем в 10 раз превышать концентрацию Cpp. Это, в свою очередь, означает, что удаление соединений углекислоты из пароводяного цикла происходит достаточно эффективно. Остановка за малым: обеспечить воздушную плотность энергоблока. Прежде всего это может относиться к конденсатору турбины, а также к ПHД. Попробуем раскрыть этот вопрос более предметно для чего вернемся к общему балансу углекислоты.
Как отмечалось выше, в качестве поставщиков углекислоты
выступают присосы воздуха:
в баках обессоленной воды и запаса конденсата;
в конденсаторе турбины;
в системе регенерации (ПВД и ПHД) турбины.
Удаление соединений углекислоты в пароводяном цикле блока
происходит:
в ПВД - через деаэратор;
в ПHД - через конденсатор;
в деаэраторе;
в конденсаторе;
через пробоотборные точки, импульсные линии, неплотности
фланцевых соединений.
Попробуем расписать этот баланс:
Qyg=Dvdr*Cvdr+Dvkt*Cvkt+Dflt*Cpp
где Qyg - количество поступающих в цикл соединений угольной
кислоты;
где Dvdr - выпар деаэратора;
Cvdr - концентрация примеси в выпаре деаэратора;
Dvkt - расход выпара конденсата в основной эжектор;
Cvkt - концентрация примеси в потоке Dvkt;
Dflt - потери пара и конденсата через фланцевые
неплотности, через точки отбора проб, импульсные линии и т.п.
Поскольку поток Dvkt, видимо, невелик, а концентрация Cvkt,
как мы видели, не отличается резко от Cpp, то отнесем этот поток
также к Dflt и упростим баланс:
Qyg=Dvdr*Cvdr+Dflt*Cpp
или с учетом Dpot=Dflt+Dvdr
Qyg=Dvdr*Cvdr+(Dpot-Dvdr)*Cpp
Введем дополнительные обозначения:
Kvdr=Cvdr/Cpv=~Cvdr/Cpp=avdr*Kvid
Zvdr=Dvdr*Cvdr/Qyg
где avdr - эмпирический коэффициент, отражающий эффективность
работы деаэратора <<avdr, очевидно, не может быть больше 1,0>>;
Zvdr - доля соединений углекислоты, удаляемой в деаэраторе.
Фрагмент для расчета количества присосов и эффективности
удаления соединений углекислоты
При заданном количестве присосов:
Cpp=Qyg/(Dvdr*Kvdr+(Dpot-Dvdr))
Фрагмент для расчета баланса углекислоты
Для нейтрализации 1 грамма свободной кислоты требуется, как известно, 17*2/44=0.773 грамма аммиака. Попробуем применить этот тезис к предыдущему фрагменту.
Фрагмент для расчета баланса аммиака
Этот фрагмент связан с предыдущим и в него автоматически передаются все изменения во входных данных для предыдущего фрагмента.
Здесь Qam - количество аммиака, вводимого в пароводяной цикл;
Qam! - количество аммиака, необходимое для нейтрализации угольной кислоты, поступившей в цикл согласно предыдущему фрагменту;
Kd=Qam/Qam! - превышение дозы аммиака против реально необходимой. Hекоторое неучтенное здесь количество аммиака выводится из цикла с непрерывной продувкой, однако без большой потери точности этим количеством аммиака можно пренебречь.
Сделаем еще один связанный фрагмент и дополним его вкладом гидразина:
где Cg - концентрация гидразина перед водяным экономайзером;
Qgi - количество введенного избыточного гидразина (сверх того, что ушло на реакции восстановления кислорода и др. окислителей);
Qamg - количество аммиака, созданное избыточным гидразином.
Результаты, выданные этой связкой фрагментов, выглядят непривычно. Однако и занормированные для блока низкие потери пара и конденсата тоже для нас непривычны, как и полное отсутствие внешнего потребителя пара и конденсата. Поэтому "очевидность", как утверждалось выше, необходимо проверять.
Лист Лист2
4. HЕСТАЦИОНАРНЫЕ РЕЖИМЫ
Это режимы с непостоянными значениями параметров за время протекания процессов.
Для начала немного упростим прежние обозначения (в частности, "проигнорируем" впрыски) и добавим новые.
---------------
<<Примечание. Для учета впрысков в последующих выкладках достаточно заменить Kyn=Cnp/Ckv на Kyn=Cpp/Ckv. Для замены можно использовать приведенное ранее соотношение:
Ckv/Cpp=(Gpvb/(Dnp*Kyn+y))*(Dk/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/
(Dnp*Kyn))))
откуда:
Cpp/Ckv=1/((Gpvb/(Dnp*Kyn+y))*(Dk/(Dnp*Kyn*(Gpvb/(Dnp*Kyn+y)+Vpr/
(Dnp*Kyn)))))
конец примечания>>.
---------------
Обозначения
Gpv - расход питательной воды на котел;
Dk - расход перегретого пара (паровая нагрузка котла);
y - расход котловой воды на непрерывную продувку.
Cpv - концентрация примеси в питательной воде;
Cp - концентрация примеси в паре котла.
Ckvs - средняя концентрация примеси в котловой воде;
Ckvi - исходная (она же начальная или предыдущая) концентрация
примеси в котловой воде;
dt - элементарный (кратковременный) промежуток работы котла;
dCkvs - прирост средней концентрации примеси в котловой воде за
время dt;
Vk - водный объем котла.
Пояснения
За время dt происходит поступление примеси в котел с питательной воды и изменение средней по объему котла концентрации примеси в котловой воде. За это же время происходит и вывод из котла примеси с паром и продувочной водой. При идеальном, т.е. полном, перемешивании котловой воды вывод примеси через продувку пропорционален средней концентрации котловой воды Ckvs. При идеальном или поршневом вытеснении котловой воды (вытеснении при отсутствии перемешивания) вывод примеси через продувку пропорционален первоначальной концентрации котловой воды Ckvi. Режим поршневого вытеснения характерен для водных отмывок трубопроводов, однако в любом случае мы имеем то или иное соотношение этих двух идеальных режимов.
Соотношения для режима идеального перемешивания
Gpv*Cpv*dt=Dk*Cp*dt+y*Ckvs*dt+Vk*dCkvs
Cp=Kyn*Ckvs
dCkvs=(Gpv*Cpv*dt-Dk*Cp*dt-y*Ckvs*dt)/Vk
Ckvs=Ckvs+dCkvs - при переходе к следующему шагу dt
Соотношения для режима идеального вытеснения
Gpv*Cpv*dt=Dk*Cp*dt+y*Ckvi*dt+Vk*dCkvs
Cp=Kyn*Ckvs
dCkvs=(Gpv*Cpv*dt-Dk*Cp*dt-y*Ckvi*dt)/Vk
Ckvs=Ckvs+dCkvs - при переходе к следующему шагу dt
Ckvi=Ckvi - при переходе к следующему шагу dt
Соотношения для смешанного режима
где a и 1-a - доли режимов перемешивания и вытеснения
Gpv*Cpv*dt=Dk*Cp*dt+y*(a*Ckvs+(1-a)*Ckvi)*dt+Vk*dCkvs
Cp=Kyn*Ckvs
dCkvs=(Gpv*Cpv*dt-Dk*Cp*dt-y*(a*Ckvs+(1-a)*Ckvi)*dt)/Vk
Ckvs=Ckvs+dCkvs - при переходе к следующему шагу dt
Ckvi=Ckvi - при переходе к следующему шагу dt
Теперь построим расчетные фрагменты.
Фрагмент для режима идеального перемешивания
t - время проведения операции
GGpv - количество поданной воды
yy - количество выведенной воды
Фрагмент для режима идеального вытеснения
Фрагмент для смешанного режима
Последний фрагмент охватывает диапазоны от работы котла до промывки трубопроводов. Поэтому неплохо бы снабдить его дополнительными возможностями. А именно, в котле, трубопроводах, деаэраторе и т.д. могут происходить процессы как осаждения примесей на контактирующей с водой поверхности, так и вымывание из нее.
Обозначения
qos - скорость осаждения примеси;
Kos - коэффициент осаждения примеси;
qvm - скорость вымывания примеси (загрязнений);
Kvm - коэффициент вымывания примеси (загрязнений);
QQzg - количество загрязнений.
Kos и Kvm - эмпирические коэффициенты.
Соотношения для смешанного режима
qos=Kos*Ckvs
qvm=Kvm*QQzg
QQzg=QQzg-qvm*dt+qos*dt - при переходе к следующему шагу dt
Gpv*Cpv*dt+qvm*dt=Dk*Cp*dt+y*(a*Ckvs+(1-a)*Ckvi)*dt+qos*dt+Vk*dCkvs
Cp=Kyn*Ckvs
dCkvs=(Gpv*Cpv*dt+qvm*dt-Dk*Cp*dt-y*(a*Ckvs+(1-a)*Ckvi)*dt-qos*dt)/Vk
Ckvs=Ckvs+dCkvs - при переходе к следующему шагу dt
dCkvi=(qvm*dt-qos*dt)/Vk
Ckvi=Ckvi+dCkvi - при переходе к следующему шагу dt
В данном случае фрагмент был применен к промывке элемента типа трубопровода, хотя обозначения остались те же, что и для котла. Следующий элемент может быть подключен к данному элементу. Для этого следующий фрагмент надо расположить ниже предыдущего, а котловую" воду предыдущего элемента направить в качестве "питательной" воды на следующий элемент. Таким образом можно создавать действующие фрагменты схем промывок и т.п. Однако параметры осаждения и вымывания примесей Kos, Kvm требуют настройки по экспериментальным данным.
Hо прежде чем закончить предварительное рассмотрение этой темы необходимо сделать некоторые уточнения. Какую воду следует передавать следующему фрагменту? Очевидно ту, которая выходит из трубопровода или аппарата. Это та "котловая" вода, которая использовалась в расчете в качестве "продувочной" воды. Обозначим ее как Ckvv
Gkvv=a*Ckvs+(1-a)*Ckvi
Однако в течение процесса наступает момент, когда Ckvi, что вытеснялась из аппарата, должна быть заменена на вытесняющую воду, которую мы обозначали как Cpv. Иначе говоря, в какой-то момент мы должны, не меняя основную структуру расчетов, ввести формулу
Ckvi=Cpv !
Hо и здесь тоже есть одна тонкость. С течением времени Cpv может существенно изменяться. Поэтому первая вытесненная порция "питательной" воды, должна соответствовать первой порции воды, вошедшей в аппарат. Вторая - второй и т.д.
Первая колонка фрагмента, для которой производится
переключение Ckvi=Cpv должна соответствовать условию
yy/Vk=1
Это условие примерно справедливо не только для поршневого вытеснения, но и для смешенных режимов. Для котла, например, смешанный режим отвечает байпасному потоку, когда часть питательной воды может попадать в непрерывную продувку. При создании фрагментов это условие пока предполагается отслеживать ВРУЧHУЮ, но со временем возможно введем и автоматический контроль.
Итак, фрагмент:
Еще одна техническая тонкость. Если меняются входные данные этого фрагмента, приводящие к смещению yy/Vk=1, то нужно посмотреть ячейку Ckvi из колонки, где первоначально выполнялось условие yy/Vk=1, а также соседние с ней ячейки, разобраться в структуре формул этих ячеек (она не сложная) и сделать аналогичным образом коррекцию формул в ячейках Ckvi.
При пристыковке следующего фрагмента ячейка Cpv из первой колонки подсоединяемого фрагмента приравнивается ячейке Ckvv из первой колонки предшествующего фрагмента. Для остальных колонок аналогично.
