На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Системный подход

01.01.2009 Новая методика расчета экономичности работы ТЭЦ

 

Новая методика расчета экономичности работы ТЭЦ

 

Выработка ресурса генерирующего оборудования ТЭЦ приводит к снижению начальных параметров пара и, соответственно, к снижению экономичности работы ТЭЦ в целом. В этом случае необходима замена отдельных элементов оборудования, которая возможна только при наличии специального обоснования. Помочь в данной ситуации могли бы методики расчета снижения экономичности работы.

Для решения вопроса авторы предприняли попытку разработать простую и наглядную методику расчета снижения экономичности работы ТЭЦ на примере Минской ТЭЦ-4. Результаты этой работы позволят в дальнейшем принимать обоснованные решения по замене оборудования и его элементов.

 

Первую очередь Минской ТЭЦ-4 планировалось перевести с параметров свежего пара Р0 = 13 МПа и t0 = 555 °C на параметры Р0 = 11,3–11,8 МПа и t0 = 545 °C. Необходимо было рассчитать среднезимний и среднелетний режимы для турбины ПТ-60-130/13, а также среднезимний режим для турбины Т-110/120.

При выполнении расчетов использовались заводские данные теплового расчета турбин [1]. Характеристики ЧНД турбин определялись с использованием данных [2]. В ходе работы применялся также метод «расщепления цикла», отличающийся высокой точностью и наглядностью. Суть его – в разделении потока пара, работающего в турбине, на теплофикационный «Т» и конденсационный «К». Такое искусственное разделение позволяет проводить расчет тепловой схемы турбоустановки не «сверху вниз», как принято, а «снизу вверх». Объясняется это тем, что известна величина вентиляционного пропуска пара в часть низкого давления. Расчеты, соответственно, носят итеграционный характер. Вначале рассчитывалась регенерация низкого давления, затем – высокого, совместно с деаэратором. Число итераций не превышало восьми. Качество (точность) расчетов приводится в табл. 1.

Таблица 1

Результаты расчетов по обеспечению качества получения характеристик для потока пара «К»

Гарантии качества расчетов

ПТ-60-130/13

Т-110/120-130

Зима

Лето

Зима

Базовый вариант

Новый вариант

Базовый вариант

Новый вариант

Базовый вариант

Новый вариант

Расход питательной воды, т/ч

24,3154

24,2121

17,7104

18,3264

23,8434

24,4407

Сумма расходов пара в отборы и вентиляционного пропуска, т/ч

24,3154

24,2121

17,7104

18,3262

23,8425

24,4407

 

Результаты расчета тепловых схем турбоустановок для заданных вариантов обобщены в табл. 2.

Таблица 2

Результаты расчетов величин расходов пара в отборы турбин для потока пара «К», т/ч

Номера отборов и подогревателей

ПТ-60-130/13

Т-110/120-130

Зима

Лето

Зима

Базовый вариант

Новый вариант

Базовый вариант

Новый вариант

Базовый вариант

Новый вариант

1. (П7)

1,30746

1,35150

1,17301

1,25180

1,23282

1,29294

2. (П6)

1,21119

1,16802

0,20311

1,08181

0,86725

0,89591

3. (П5 и D6)

0,91218
0,27949

0,91925
0,28062

0,64812
0,29709

0,59932
0,27133

0,34682
0,05517

0,35611
0,45804

4. (П4)

0,41981

0,82893

0,01708

0,02811

0,87688

0,83309

5. (П3)

2,17758

1,25136

1,15641

0,87812

0,63393

0,64467

6. (П2)

1,90777

2,31247

2,21613

2,21614

0,79453

0,77101

7. (П1)

1,03507

1,18891

 

Анализ данных позволяет сделать важный вывод: понижение начальных параметров пара приводит к снижению его теплосодержаний в отборах. Это, в свою очередь, увеличивает расходы в них пара, т. к. давление отбираемого пара для нового и базового вариантов остается практически неизменным. Такое увеличение является компенсирующим фактором от потери экономичности. Именно этим и объясняется сравнительно небольшое ее изменение.

Полученные расходные характеристики легли в основу расчета мощностей по отсекам турбин (табл. 3).

Таблица 3

Результаты расчетов величин мощностей по отсекам турбин для потока пара «К», кВт

Номера отсеков

ПТ-60-130/13

Т-110/120-130

Зима

Лето

Зима

Базовый вариант

Новый
вариант

Базовый вариант

Новый
вариант

Базовый вариант

Новый
вариант

0–1

1 644,11

1 740,97

1 207,35

1 243,62

2 499,62

2 517,80

1–2

818,06

736,62

624,75

645,03

665,73

771,60

2–3

750,78

819,50

698,75

524,20

507,32

494,49

3–4

503,68

455,39

333,44

344,45

693,68

729,86

4–5

515,85

502,52

350,15

394,12

448,36

491,46

5–6

780,34

797,87

548,90

521,25

409,17

408,36

6–7

346,55

382,03

 

Важным представляется получение мощностных характеристик теплофикационных потоков пара («Т»). Вполне очевидно, что их значения по отсекам турбины будут строго пропорциональны соотношению величин потоков «Т» и «К». Оба потока совершают работу в турбине по одной и той же политропе процесса расширения в ней. Искусственное расщепление цикла позволяет повысить качество получаемых результатов.

Заключительной частью проведенной работы явилось определение экономических характеристик турбоустановок. Методика такого определения является классической и приводится ниже. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии и удельный расход топлива определяются по общеизвестным выражениям:

 

qэ = (qэтNэт+ qэк Nэк) / (Nэт + Nэк),

(1)

 

bээ = qэ / (QнрКПДКАКПДТП).

(2)

Очевидно, что недовыработка электроэнергии на ТЭЦ при понижении параметров свежего пара требует соответствующей компенсации на замещающей КЭС и определяется как разница мощностей базового и нового вариантов:

 

NКЭС = Nэб – Nэн.

(3)

Расход топлива в энергосистеме определятся суммой такового для ТЭЦ и КЭС:

 

Bэс = BэТЭЦ + BКЭС.

(4)

Перерасход топлива в энергосистеме для базового и нового вариантов определится как разница между расходами топлива для этих вариантов:

 

Bэс пер = Bэс н – Bэс б.

(5)

Результаты расчетов замыкающих характеристик по вариантам представлены в табл. 4.

Таблица 4

Результаты расчетов по переводу первой очереди Минской ТЭЦ-4 на пониженные параметры пара

Определяемые параметры и их размерность

ПТ-60-130/13

Т-110/120-130

Зима

Лето

Зима

Базовый вариант

Новый вариант

Базовый вариант

Новый вариант

Базовый вариант

Новый вариант

Nэ, МВт

43,801

42,722

41,814

41,036

92,817

91,486

qэ, ккал/кВт•ч

1 123,8

1 141,5

1 557,3

1 559,4

1 334,1

1 336,2

bээ, кг у.т./кВт•ч

0,1820

0,1849

0,2522

0,2526

0,2161

0,2164

BэТЭЦ, т у.т. за период

37 276,1

36 937,1

37 447,0

36 808,6

110 397

108 966

Nкэс, МВт

1,079

0,778

1,331

Bкэс, т у.т./год

1 614,5

884,1

2 344,3

Bээ, т у.т./год

37 276,1

38 551,2

37 447,0

37 692,7

110 397

111 310

Bэс, т у.т./год

1 275,1

245,7

913,3 × 2 =
= 1 826,6

Суммарный перерасход топлива в энергосистеме составит 3 347,4 т у.т./год (эшелон мазута)

 

Следует отметить, что аналогичные расчеты с получением близких результатов выполнялись специалистами Минской ТЭЦ-4 по нормативным характеристикам, предоставленным ОАО «Белэнергоремналадка». Вместе с тем отметим, что отличие в оценке изменения экономичности ТЭЦ-4 все же наблюдается. Заключается оно в следующем: мы получили результат за счет замещающей КЭС, а специалисты Минской ТЭЦ-4 – за счет изменения экономичности оборудования. Последнее противоречит физике процесса, т. е. типовые энергетические характеристики турбоустановок первой очереди Минской ТЭЦ-4 недостаточно точны.

Тем не менее анализ данных подтверждает, что перевод первой очереди Минской ТЭЦ-4 на пониженные параметры пара приведет к значительному перерасходу топлива в энергосистеме. Это значит, что необходимо искать альтернативные варианты, одним из которых может стать ремонтное восстановление оборудования.

 

Всеволод БАЛАБАНОВИЧ, доктор технических наук, профессор,
Наталья ПАНТЕЛЕЙ, инженер

 

Литература

1. Балабанович В. К., Пантелей Н. В. Турбины теплоэлектростанций. Методические рекомендации по выполнению курсового проекта. – Минск, 2005. – 103 с.

2. Шапиро Г. А. Повышение эффективности работы ТЭЦ. – М.: Энергоиздат. – 1981. – 200 с.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком