Устройство ТЭЦ и технологический процесс получения горячей сетевой воды на ТЭЦ
На рис. 4.3 показана упрощенная технологическая схема производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ.
Технология производства электроэнергии на конденсационной ТЭС и ТЭЦ практически не отличаются, поэтому в этой части рис. 3.1 и 4.3 совпадают. Мало того, когда ТЭЦ не отпускает тепла (например, летом или сразу же после ввода в эксплуатацию, когда тепловые сети еще не готовы), она работает просто как конденсационная ТЭС.
Главное отличие ТЭЦ от ТЭС состоит в наличии на ТЭЦ водонагревательной (теплофикационной) сетевой установки. Остывшая в теплоприемниках тепловой сети обратная сетевая вода поступает к сетевым насосам I подъема СН-I. Насосы повышают давление сетевой воды, исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспечивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Из сетевого насоса СН-I сетевая вода последовательно проходит через трубную систему сетевых подогревателей СП-1 и СП-2. Нагрев сетевой воды в них осуществляется теплотой конденсации пара, отбираемого из двух отборов паровой турбины.
Отбор пара осуществляется при таких давлениях, чтобы температура его конденсации в сетевом подогревателе была достаточной для нагрева сетевой воды.
Нагретая в СП-1 и СП-2 сетевая вода поступает к сетевым насосам II подъема, которые подают ее в пиковый водогрейный котел ПВК и обеспечивают ее прокачку через всю или часть (до теплонасосной станции) тепловой сети. Для нагрева сетевой воды в ПВК в него от ГРП подается газ, а от дутьевого вентилятора — воздух. Нагретая до требуемой температуры сетевая вода (прямая) подается в магистраль прямой сетевой воды и из него — тепловым потребителям.
Второе существенное отличие турбоустановки отопительной ТЭЦ от ТЭС состоит в использовании не конденсационной, а теплофикационной паровой турбины — турбины, позволяющей выполнять большие регулируемые отборы пара на сетевые подогреватели, регулируя их давление (т.е. нагрев сетевой воды и ее расход).
На ТЭЦ применяются теплофикационные турбины с промежуточными теплофикационными отборами параи турбины с противодавлением.
ТЭЦ с турбинами с противодавлением (рис. 4.4) характеризуется тем, что производство электроэнергии здесь жестко связано с отпуском тепловой энергии, работа такой станции целесообразна только при наличии крупных потребителей теплоты с постоянным расходом ее в течение года, например, предприятий химической или нефтеперерабатывающей промышленности.
ТЭЦ с теплофикационными турбинами (рис. 4.5) могут одинаково эффективно работать в широком диапазоне тепловых нагрузок. В тепловой схеме имеется конденсатор, а пар для подогрева воды отпускается из промежуточных ступеней турбины. Количество пара и его параметры регулируются, такие отборы называются теплофикационными в отличие от отборов, используемых для регенеративного подогрева питательной воды.
Рисунок 4.3 — Упрощенная технологическая схема производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ.
 |
Рисунок 4.4 — Тепловая схема ТЭЦ с противодавлением турбин
где: 1 — паровой котел, 2 — паровая турбина, 3-электрический генератор, 4 -потребитель теплоты, 5 — конденсатный насос, 6 — деаэратор, 7 — питательный насос.
 |
Рисунок 4.5 — Тепловая схема ТЭЦ с теплофикационными турбинами
где 1, 2, 3, 4- соответствуют обозначениям рис. 4.4; 5- сетевой насос, 6-конденсатор, 7 — конденсатный насос, 8 — деаэратор, 9 — питательный насос.
Источник
АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧНОСТИ СХЕМЫ ПОДОГРЕВА СЫРОЙ ВОДЫ ОБРАТНОЙ СЕТЕВОЙ ВОДОЙ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ
Рощин Н.Н. 1 , Кальницкий П.В. 2 , Нифонтова Л.С. 3
1 Магистрант, 2 Магистрант, 3 Магистрант, Омский государственный технический университет
АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧНОСТИ СХЕМЫ ПОДОГРЕВА СЫРОЙ ВОДЫ ОБРАТНОЙ СЕТЕВОЙ ВОДОЙ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ
Аннотация
Использование энергосберегающих технологий, разработка и внедрение методик, основанных на принципах рационального использования энергоресурсов, являются приоритетными задачами нашей страны в области производства тепловой и электрической энергии. Решение этих задач связано с повышением эффективности работы энергетического оборудования и оптимизацией существующих схем энергопроизводства. В данной работе проанализирована актуальность использования в современных условиях известного способа повышения эффективности подогрева сырой воды на теплоэлектростанции. Проведен энергетический анализ и на его основе определены сроки окупаемости такого подогрева.
Ключевые слова: подогрев сырой воды, эксергия, энергия, подогреватель, турбина.
Roshchin N.N. 1 , Kalnitsky P.V. 2 , Nifontova L.S. 3
1 Master student, 2 Master student, 3 Master student, Omsk State Technical University
ANALYSIS OF THE EFFICIENCY OF HEATING RAW WATER CIRCUIT REVERSE NETWORK WATER ON THERMAL POWER PLANTS
Abstract
The use of energy-saving technologies, development and implementation of techniques based on principles of rational use of energy resources are the priorities of our country in the field of thermal and electric energy production. The solving of these problems is due with increased efficiency of energy equipment and optimization of the existing schemes of energy generation. In this article we analyzed the relevance of use the known method for increasing the efficiency of the raw water in the heating power plant in modern conditions. The energy analysis was spent and on its basis the payback period of such heating was determined.
Keywords: heating the raw water, exergy, energy, heater, turbine.
Повышение энергетической эффективности производства энергии на тепловых электрических станциях (ТЭС) всегда было основной задачей инженерно–технического персонала станции. После упадка промышленности в результате распада СССР на ТЭС высвободилось огромное количество тепловой мощности. Турбины типов Р, П и ПТ недогружаются по тепловой нагрузке, удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии повысились, энергетика стала менее эффективной [1,2]. Предложение, которое рассматривается в статье, достаточно известно, но почему-то до сих пор не реализовано на многих ТЭС. Скорее всего, это связано с ценой на топливную составляющую, значительно возросшую в последние годы.
Одно из направлений повышения энергетической эффективности прак-тически любой ТЭС – уменьшение потребления пара высокопотенциальных отборов турбины, которые на угольных ТЭЦ могут использоваться для парообеспыливания, подогрева воздуха перед воздухоподогревателем котлов, подогрева сырой воды для нужд химического цеха и др.
В настоящее время на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) используются схемы подогрева технической воды, разработанные еще в СССР. Рассмотрим схему на примере турбоагрегата Т-100-130. Сырая вода направляется в теплообменник, в котором греющей средой служит пар отбора турбины. Необходимая температура сырой воды после подогревателя составляет 30 , температура греющего теплоносителя достигает 115 . С точки зрения максимизации эксергии в цикле такой подход неверен. Нагрев сырой воды до низкой температуры необходимо осуществлять низкопотенциальными источниками теплоты. Такими источниками на ТЭС могут быть уходящие газы котлов, циркуляционная вода после конденсатора, обратная сетевая вода, вода после охлаждения механизмов и др.
Необходимые параметры подогретой сырой воды и текущие параметры теплоносителя в рассматриваемой схеме: максимальный расход сырой воды – 450 т/ч, температура сырой воды – 1 ; минимальная температура обратной сетевой воды в зимний период (декабрь-февраль) – 70 , расход обратной сетевой воды 260 т/ч.
В данной работе предлагается замена существующей системы подо-грева сырой воды на нужды станции: вместо подогрева паром с давлением 1,2 ата в пароводяных теплообменниках сырая вода будет подогреваться в водоводяных теплообменниках обратной сетевой водой. Пар в коллектор с давлением 1,2 ата поступает от 5-го отбора турбины, или от РОУ 15/1,2 (редукционно-охладительная установка), при условии, что турбина в резерве. Из рис. 1 видно, что данные изменения позволяют вырабатывать дополни-тельную электрическую энергию на тепловом потреблении за счет: перераспределения потоков пара отборов турбины; увеличения отборов на регенерацию, так как конденсат подогревателей сетевой воды (ПСВ) поступает на дренажные баки.
Анализ существующей системы (схемы) подогрева сырой воды показал, что ТЭС тратит немалую часть топлива на собственные нужды.
Для оценки экономичности структурных и режимных изменений в схемах регенерации теплофикационных турбин, связанных с использованием отборов пара турбоустановок для подогрева теплоносителей водоподго-товительных установок ТЭЦ, а также других внутристанционных потоков воды, лучшим образом подходит методика, разработанная в научной лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» Ульяновского государственного технического университета (НИЛ ТЭСУ). Данная методика называется «Методика ВИШ» [1].
Изменение теплофикационной мощности турбины на тепловом потреблении за счет отборов пара на i-ом участке:
где Di – расход пара, отбираемого из i-го отбора турбины, т/ч; i0 – энтальпия перегретого пара, кДж/кг; ii – энтальпия пара теплофикационного отбора, кДж/кг; 
– электромагнитный и механический КПД турбоустановки.
На величину мощности, развиваемой турбиной на тепловом потреблении, весомое влияние оказывает мощность 
, которая вырабатывается паром регенеративных отборов, расходуемым на подогрев конденсата пара на j-ом участке схемы. Она определяется по формуле:
где 
– расход пара условного эквивалентного отбора для регенеративного подогрева конденсата пара, направленного на дополнительный подогрев обратной сетевой воды, кг/с.
Экономия топлива от увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении турбоагрегатов, имеющих многоступенчатые схемы подогрева сетевой воды, определяется по формуле:
где 
– удельный расход топлива на отпуск электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, кг/кВтч; NH – мощность потребляемая насосами на i-ом участке схемы, кВт.
При расчете энергетической эффективности технологий подготовки воды необходимо учитывать затраты топлива на выработку в котле дополнительного расхода пара, т/год:
где 
– разность расходов пара при использовании пара разных потенциалов для нагрева воды на одну и ту же величину, т/год; i0 – энтальпия свежего пара и питательной воды, кДж/кг; 
– низшая теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; η – КПД парового котла
Для расчета был выбран пластинчатый теплообменник (ПТО) HH81 фирмы ЗАО «Ридан», проектный и поверочный расчет которого выполнен в программе «Ридан 4.175» [3].
Эффект от замены существующей схемы подогрева сырой воды на нужды станции, а также основные результаты расчета приведены в таблице 1.
Экономия условного топлива составляет 754 т. в год, при цене в 2000 руб. экономический эффект достигает 1508048 руб. в год.
Капиталовложения для перехода ТЭЦ на подогрев сырой воды обратной сетевой водой собственных нужд представлены в таблице 2.
При капиталовложениях 2377565 руб. срок окупаемости – 1,6 года.
Рассмотренное решение актуально для многих ТЭЦ России, особенно для ТЭЦ с большими потерями основного конденсата. С каждым годом топливная составляющая в себестоимости электроэнергии увеличивается, поэтому все более востребованными являются высокоэффективные решения, которые ранее (при низкой стоимости топлива) были неактуальны.
Рис. 1 – Схема отборов ЦСД турбоагрегата Т-100-130: ЦВД – цилиндр высокого давления; ЦСД – цилиндр среднего давления; ЦНД – цилиндр низкого давления; ПВД – подогреватель высокого давления; ПНД – подогреватель низкого давления
Таблица 1 – Основные результаты расчета
Таблица 2 – Капиталовложения
Товары, работы, услуги
Список литературы / References
- Иванов С. А. Повышение экономичности ТЭЦ путем оптимизации распределения потоков теплоты / C. А. Иванов, Л. Г. Батухин, П. Г. Сафронов // Промышленная энергетика. – 2011. – № 3. – С. 2-7.
- Сафронов П. Г. Об эффективности централизованного теплоснабжении и теплофикации в рыночных условиях / П. Г. Сафронов // Промышленная энергетика. – 2011. – № 11. – С. 6-9.
- Производственно-инжиниринговая компания «Ридан» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.ridan.ru. – Заглавие с экрана. – (Дата обращения: 6.09.2016).
Список литературы на английском языке / References in English
Источник
