Transcript Повышение эффективности использования генерирующих

ОАО «Белэнергоремналадка»
ОАО «БЕЛЭНЕРГОРЕМНАЛАДКА»
«Повышение эффективности использования
генерирующих мощностей при производстве
тепловой и электрической энергии»
г. Минск,
ул. Академическая, 18
Основные направления
повышения эффективности
Пути повышения тепловой экономичности ТЭС в принципе известны и в
основном, для сложившихся технологических структур, определяются двумя
направлениями:
- техническое перевооружение с заменой основного оборудования (либо его
кардинальная модернизация), что требует значительных инвестиций, времени
и наличия нового оборудования, а в этом есть существенные проблемы.
- совершенствование эксплуатации, что требует изменения подходов в плане
оценки не только энергетической, но и экономической эффективности
различных технических предложений.
Техническое перевооружение планируется на государственном уровне и
определяется положениями Государственной программы развития белорусской
энергосистемы.
Основные направления
повышения эффективности
Если рассматривать только совершенствование эксплуатации работы
энергопредприятий энергосистемы, то повышение эффективности их работы
реализуется за счёт известных факторов:
1 Повышение уровня эксплуатации и ремонта - оценка по результатам
технической
диагностики,
анализа
эксплуатационных
показателей
сопоставлением «норма – факт» по агрегатам, узлам, ТЭС в целом, т.е. зависит
от многих факторов и от качества нормирования.
2
Увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
3
Оптимизация распределения электрических и тепловых нагрузок между
агрегатами и ТЭС энергосистемы.
4 Совершенствование тепловой схемы, в том числе и использование вторичных
энергетических ресурсов.
5 Совершенствование энергетического
отчётности, нормативной базы.
анализа,
технического
учёта
и
ОАО «Белэнергоремналадка»
Экономия топлива в
энергосистеме от
внедрения оборудования
парогазовых технологий
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Экономия топлива от внедрения парогазовых технологий обеспечивается за
счет повышения начальной температуры цикла выработки электрической
энергии (в дальнейшем – Т4); при этом выработка электроэнергии
осуществляется газовой частью (ГТУ от T4 до Т5(7) – температуры на выходе
ГТУ) и паровой частью (паровой турбиной в составе ПГУ от температуры пара
на выходе котла-утилизатора до температуры на выходе паровой турбины);
выработка электроэнергии ГТУ превышает выработку электроэнергии паровой
турбиной в 2 – 4 раза.
Указанная температура (T4 – температура газов перед свободной турбиной)
может быть измерена явно (ПГУ Лидской ТЭЦ и Березовской ГРЭС), либо
рассчитана условно с использованием стандартов ASME или формулы
Пеккера («потеря» тепловой энергии в формуле равна 100 % для данной
температуры – T4).
В настоящее время в Республике Беларусь эксплуатируются ПГУ,
обеспечивающие указанную температуру в пределах 640 (ПГУ Оршанской
ТЭЦ) – 930 градусов Цельсия (ПГУ-400 ТЭЦ-5, Лукомльской и Березовской
ГРЭС).
Зависимость температуры газов перед свободной турбиной при 100 %
нагрузке ГТУ от концентрации кислорода в сухих газах приведена на рисунке.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Условная температура газов перед свободной турбиной, град
Условная температура газов перед свободной турбиной в
зависимости от концентрации кислорода в сухих газах
950
900
850
800
750
700
650
600
12
12.5
13
13.5
14
14.5
15
Концентрация кислорода в сухих газах, %
15.5
16
16.5
17
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
В дальнейшем в качестве определяющего параметра будем рассматривать
именно концентрацию кислорода в сухих газах, которая определяется либо в
рамках проектной (штатной) АСУТП ГТУ, либо при помощи дополнительных
средств измерений (в том числе – АСК выбросов).
Неотъемлемой частью ПГУ является наличие в структуре выработки тепловой
энергии котлом-утилизатором низко-потенциального тепла с коэффициентом
ценности близким либо равным нулю.
Данное тепло утилизируется в сетевых пучках ПГУ, ВОК, а также в виде
рабочего пара низких параметров.
Основная проблема – нелинейная зависимость величины низкопотенциального тепла от нагрузки ГТУ (50 – 100 % при изменении нагрузки
ГТУ от 0 до 100 %).
Величина указанного тепла может достигать значительных величин, ухудшая
технико-экономические показатели ПГУ, особенно в межотопительный период,
за счет снижения величины удельной теплофикационной выработки.
Зависимость данной величины при 100 % нагрузке ГТУ (в процентах топлива
ПГУ) приведена на рисунке.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Относительная величина низкопотенциального тепла ПГУ, %
топлива
Относительная величина низкопотенциального тепла ПГУ в
зависимости от концентрации кислорода в сухих газах
24
23
22
21
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
12
12.5
13
13.5
14
14.5
15
15.5
Концентрация кислорода в сухих газах, %
16
16.5
17
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Для успешного функционирования ПГУ в межотопительный период
необходимо, чтобы паровая турбина в составе ПГУ имела возможнолсть
работы по конденсационному циклу при условии 100 % загрузки ГТУ в составе
ПГУ.
Величина удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии по
конденсационному циклу находится в пределах
217 – 280 г/кВтч для
энергоблоков ПГУ с различной концентрацией кислорода в сухих газах, что
обуславливает возможность работы ПГУ по конденсационному циклу. Эффект
от такой работы составляет 30 – 100 г/кВтч при величине принятого удельного
расхода топлива на отпуск электроэнергии от замыкающей КЭС 316 г/кВтч.
Зависимость показана на рисунке.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии по
конденсационному циклу,
г/кВтч
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии по
конденсационному циклу в зависимости от концентрации
кислорода в сухих газах
280
270
260
250
240
230
220
210
200
12
12.5
13
13.5
14
14.5
15
15.5
Концентрация кислорода в сухих газах, %
16
16.5
17
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
В настоящий момент времени, только энергоблоки ПГУ-400, ПГУ-230, ПГУ
Гродненской ТЭЦ, а также блоки ПГУ-215, ПГУ-240 отвечают требованиям
экономичности при работе ПГУ в межотопительный период, так как имеют в
своем составе паровую турбину с возможностью работы по конденсационному
циклу.
При этом величины удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии по
конденсационному циклу при 100 % нагрузке ГТУ (на примере Минской ТЭЦ3) составляют:
1) Для ПГУ в целом – 250 г/кВтч (в том числе на паре высокого давления –
230 г/кВтч, паре низкого давления – 370 г/кВтч);
2) Для паровой турбины в составе ПГУ в целом – 470 г/кВтч (в том числе на
паре высокого давления – 440 г/кВтч, паре низкого давления – 720 г/кВтч);
Таким образом, оптимальной является загрузка ГТУ на уровне 100 %;
дальнейшая оптимизация заключается в снижении выработки электроэнергии
по конденсационному циклу паровой турбиной как низко-экономичной части в
составе ПГУ.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Узким местом с точки зрения экономичности является наличие в структуре
пара низкого давления; перспективной в дальнейшем смотрится организация
отпуска пара низких параметров (0,6 МПа) сторонним потребителям –
основной потребитель – МТЗ – как раз нуждается в паре параметров 0,2 – 0,4
МПа.
Кроме того, весьма неэкономичным является обеспечение собственных нужд
паровой турбины в составе ПГУ-230 паром от группы оборудования 13 МПа;
указанное положение дел приводит к системному дефекту на уровне 3000 т
у.т./год при работе ПГУ в указанном режиме в межотопительный период.
При наличии в структуре ПГУ паровой турбины с конденсатором
(переключаемым конденсатором-бойлером) делает возможным обеспечение
100 % загрузки ГТУ при ограниченных тепловых нагрузках, т.е. в
межотопительный период.
ПГУ Оршанской ТЭЦ, Лидской ТЭЦ, Минской ТЭЦ-2 такой возможности
лишено; глубина разгрузки ПГУ в межотопительный период на этих ТЭЦ
достигает уровня 60 – 70 %.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
В 2008 введен в эксплуатацию энергоблок ПГУ-230 на Минской ТЭЦ-3.
Данный блок успешно эксплуатируется в настоящий момент времени.
Выполнены расчёты эффективности работы энергоблока ПГУ в составе ТЭЦ
для его работы в межотопительный и отопительный период.
В межотопительном периоде расчет проводился для работы блока по
электрическому графику с отпуском тепла на уровне 60 Гкал/ч (70 МВт). При
этом значение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии
находится в пределах 205 – 216 г/кВтч.
В
отопительном периоде блок работает по тепловому графику с
минимальным пропуском пара в конденсатор паровой турбины. Величина
удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии находится в пределах
150 – 160 г/кВт∙ч
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Для определения годовой экономии условного топлива в энергосистеме при
внедрении в эксплуатацию энергоблока ПГУ-230 приняты следующие условия:
В отопительном периода ПГУ-230 работает по тепловому графику с
минимальным пропуском пара в конденсатор в течение 4200 часов.
В межотопительном периоде ПГУ-230 работает по электрическому графику с
отпуском тепла на уровне 60 Гкал/ч (70 МВт) в течение 3300 часов.
При расчетах экономии топлива учитывалось снижение выработки
электроэнергии на тепловом потреблении очередью 14 МПа вследствие
передачи части тепловых нагрузок ТЭЦ на ПГУ-230.
Из графической зависимости видно, что при уровне годового отпуска
электроэнергии выше 700 млн. кВт∙ч величина экономии топлива практически
линейно возрастает, составляя приблизительно 130 г/кВт∙ч отпущенной ПГУ230 электроэнергии.
При номинальной загрузке ПГУ-230 в течение года экономия условного
топлива в энергосистеме может составить 150 тыс. т у.т.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
В ближайшем будущем планируется восстановление блока ПГУ-400 на ТЭЦ-5
и ввод в эксплуатацию аналогичных блоков на Лукомльской и Березовской
ГРЭС. Согласно заводским данным, энергоблок имеет приведенную на
рисунке зависимость удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от
величины отпуска электроэнергии.
При разгрузке энергоблока до 140 МВт (35 % от номинальной нагрузки)
величина удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии превышает
удельный расход условного топлива от замыкающей КЭС, что делает
дальнейшую разгрузку энергоблока неоптимальной для энергосистемы с
точки зрения экономичности работы оборудования.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
При номинальной загрузке энергоблока в течение всего периода (годовой
отпуск электроэнергии составляет приблизительно 3000 млн. кВт∙ч) экономия
топлива в энергосистеме составит 300 тыс. т у.т. При уровне годового отпуска
электроэнергии выше 2000 млн. кВт∙ч величина экономии топлива
практически линейно возрастает, составляя приблизительно 120 г/кВт∙ч
отпущенной ПГУ-400 электроэнергии. При более низком уровне годового
отпуска электроэнергии экономия топлива снижается; при уровне годового
отпуска электроэнергии от ПГУ-400 1000 млн. кВт∙ч экономия вообще равна
нулю, что обуславливается резким возрастанием величины удельного расхода
топлива на отпуск электроэнергии при разгрузке энергоблока до уровня 35 %
номинальной нагрузки и ниже.
Как было отмечено выше, при разгрузке энергоблока ПГУ-400 до 140 МВт и
ниже величина удельного расхода условного топлива на отпуск
электроэнергии превышает аналогичную величину для замыкающей КЭС (316
г/кВтч).
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
В ближайшее время планируется ввод в эксплуатацию блока ПГУ-240 на
Березовской ГРЭС.
Нами выполнены оценочные расчёты изменения экономичности энергоблока
по представленным заводами
изготовителями основного оборудования
данным. Ожидаемое значение удельного расхода топлива на отпуск
электроэнергии при работе блока в режиме ПГУ на газе приведено ниже на
рисунке. Экономичность модернизируемых энергоблоков ст. № 5 и № 6
значительно выше модернизированных ранее энергоблоков ст. № 3 и № 4
(примерно на 8,0 %).
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Для определения годовой экономии условного топлива в энергосистеме при
внедрении в эксплуатацию энергоблока ПГУ-240 приняты следующие условия:
- продолжительность работы ПГУ в годовом разрезе – 7500 часов;
- удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии от
замыкающей КЭС – 316 г/кВт∙ч;
- отпуск тепла от энергоблока ПГУ-240 отсутствует.
Из рисунка видно, что при номинальной загрузке энергоблока в течение всего
периода (годовой отпуск электроэнергии составляет приблизительно 1800
млн. кВт∙ч) экономия топлива в энергосистеме составит 112 тыс. т у.т.
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Экономия топлива в энергосистеме от
внедрения парогазовых технологий
Прочее оборудование
В 2010 году введена в эксплуатацию группа оборудования ПГУ-65 на Минской
ТЭЦ-2. Несмотря на отдельные недостатки, ПГУ-65 успешно эксплуатируется,
обеспечивая экономию топлива в энергосистеме.
По приближенным расчетам экономия топлива в энергосистеме от данного
мероприятия составляет около 22 тыс. т у.т.
Важным источником экономии топлива в энергосистеме являются
утилизационные турбодетандерные установки (УТДУ).
Экономия топлива при их использовании составляет 0,2 – 0,35 т у.т. на
каждые 1000 кВтч выработанной мощности и обусловлена не только
собственно
выработкой
электроэнергии
УТДУ,
но
и
выработкой
электроэнергии на тепловом потреблении основным (предвключенным )
оборудованием и повышением физической теплоты газа.
ОАО «Белэнергоремналадка»
Оптимизация работы
оборудования Минской ТЭЦ-3
в межотопительный период с
учётом ввода в работу
энергоблока ПГУ-230
Межотопительный период:
Минская ТЭЦ-3
По условиям надежности в период освоения энергоблока ПГУ-230 в работе на
очереди 14,0 МПа находятся: турбоагрегат ст. № 5, турбоагрегат № 8, два
энергетических котла, РОУ 14,0/1,6.
Наиболее выгодным для энергосистемы является вариант с работой очереди
14,0 МПа в составе турбоагрегата № 5 при работающем со 100 %
электрической нагрузкой энергоблоке ПГУ.
При этом уровень удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии
составляет 200…240 г/кВт∙ч при уровне отпуска тепла потребителям от ТЭЦ
соответственно 200…130 Гкал/ч. Величина удельного расхода топлива на
отпуск тепла при этом – 178…187 кг/Гкал.
Межотопительный период:
Минская ТЭЦ-3
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в
зависимости от отпуска электроэнергии
290
Работа с очередью 140 ата в составе
турбоагрегата № 5
280
Работа с очередью 140 ата в составе турбоагрегатов
№№ 5,7
130 Гкал/ч
Удельный расзход условного топлива, г/кВтч 3
270
130 Гкал/ч
140 Гкал/ч
260
ПГУ 60%
140 Гкал/ч
250
Работа без ПГУ
170 Гкал/ч
240
170 Гкал/ч
230
200 Гкал/ч
220
ПГУ 60%
ПГУ 100%
210
200 Гкал/ч
200
190
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
Отпуск электроэнергии, МВт
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии
Межотопительный период:
Минская ТЭЦ-3
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии в
зависимости от величины отпуска тепловой энергии
189
188
187
186
Удельный расход условного топлива, кг/Гкал
555
185
184
183
182
181
180
179
178
177
176
175
174
173
172
171
170
125 130 135 140
145 150 155 160 165 170 175 180
185 190 195 200
Отпуск тепловой энергии, Гкал/ч
Без ПГУ
ПГУ+ПТ -60+Т -100
ПГУ+ПТ -60
ПГУ(60%)+ПТ -60
ПГУ(60%)+ПТ -60+Т -100
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии
Межотопительный период:
Минская ТЭЦ-3
Расход условного топлива на ТЭЦ в зависимости от отпуска тепловой
энергии
Расход условного топлива, т у.т./ч5555
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
40
125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200
Отпуск тепловой энергии, Гкал/ч
ПГУ+ПТ-60+Т-100
ПГУ+ПТ-60
ПГУ(60%)+ПТ-60+Т-100
ПГУ(60%)+ПТ-60
Без ПГУ
Расход условного топлива на ТЭЦ в зависимости от отпуска
тепловой энергии
ОАО «Белэнергоремналадка»
Оптимизация работы ПГУ
малых ТЭЦ в
межотопительный период
Межотопительный период:
Малые ТЭЦ
Как отмечалось выше, в межотопительный период ПГУ, не имеющие в своем
составе паровую турбину с возможностью работы по конденсационному циклу
(ПГУ Оршанской, Лидской ТЭЦ, Минской ТЭЦ-2, в дальнейшем – малые ТЭЦ),
находятся перед необходимостью глубокой разгрузки.
В рамках энергосистемы данное обстоятельство приводит к системному
дефекту.
Перспективным в данном случае является организация отвода тепловой
энергии от сетевой воды. Выполнить данное мероприятие можно двумя
основными способами:
1) Перевод сетевого пучка котла-утилизатора на работу в безрасходный
режим (путь, не требующий затрат)
2) Организация системы отвода тепла с использованием охладителей сетевой
воды с дальнейшим охлаждением промежуточного теплоносителя в
градирнях (путь, требующий серьезных затрат, так как тепловая мощность
существующих на данный момент на указанных ТЭЦ градирен не
превышает 5 МВт, что явно недостаточно)
Межотопительный период:
Малые ТЭЦ
Для определения эффекта от организованных потерь тепловой энергии
выполнены специальные расчеты, результаты которых приведены в
графическом виде на рисунке.
Из графиков видно, что при величине отвода тепла от ПГУ до 70% от
суммарной величины отпуска тепловой энергии удельный расход топлива на
отпуск электроэнергии не превышает расход от замыкающей КЭС (316 г/кВтч).
Межотопительный период:
Малые ТЭЦ
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, г/кВтч
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии от ПГУ в
зависимости от относительной величины тепла, отведенного от ПГУ
330
320
310
Замыкающая КЭС
300
290
280
270
Оршанская ТЭЦ
260
250
Лидская ТЭЦ, Минская ТЭЦ-2
240
230
220
210
200
190
180
170
Минская ТЭЦ-3
160
150
0
10
20
30
40
50
60
Относительная величина тепла, отведенного от ПГУ, %
70
80
Межотопительный период:
Малые ТЭЦ
Выполнение расчетов для характерных режимов работы ТЭЦ в
межотопительный период показывают, что при отведении от ПГУ тепла,
численно равного тепловой нагрузке сетевых пучков из условии сохранения
100 % электрической нагрузки ПГУ, прирост расхода топлива на отпуск
электрической электроэнергии ПГУ для Оршанской ТЭЦ составляет 275 г/кВтч,
Минской ТЭЦ-2 и Лидской ТЭЦ – 250 г/кВтч.
При этом часовая экономия топлива в энергосистеме составит для Лидской и
Оршанской ТЭЦ приблизительно 1 т у.т./ч, Минской ТЭЦ-2 – около 1,5 т у.т./ч; в
годовом разрезе величина указанной экономии может достигнуть уровня 12000
– 14000 т у.т./год.
Таким образом, перевод сетевых пучков ПГУ на работу в безрасходный режим
в межотопительный период (малозатратное мероприятие) обеспечит годовую
экономию денежных средств в энергосистеме на уровне 1,5 млн. долларов.
Создание мощной системы градирен на малых ТЭЦ с ПГУ обеспечит экономию
средств в 1,5 раза большую; однако указанное мероприятие является
достаточно высокозатратным и должно быть обосновано.
Межотопительный период:
Малые ТЭЦ
Однако лучшим выходом из ситуации, складывающейся в межотопительный
период, является решение проблемы на этапе проектирования – обеспечение
наличия в структуре ПГУ паровой турбины с конденсатором (переключаемый
конденсатор - бойлер).
ОАО «Белэнергоремналадка»
Оптимизация работы ТЭЦ
в отопительный период
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
В отопительный период значительно возрастают тепловые нагрузки ТЭЦ и
соответственно выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Доля
выработки электроэнергии ТЭЦ в общей выработке ТЭС энергосистемы в
отдельные месяцы отопительного периода достигает 65 %, а в периоды низких
температур наружного воздуха (ниже -15,0 °С) может достигать 75…85 % от
общей выработки энергосистемы.
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Изменение тепловых и электрических нагрузок одной из ТЭЦ
Режимы работы оборудования ТЭЦ
Отопительный период
Изменение тепловых и электрических нагрузок одной из ТЭЦ
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Повышение эффективности работы ТЭЦ в отопительный период достигается за
счёт:
- поддержания на нормативном уровне состояния оборудования и его техникоэкономических показателей;
- оптимизации загрузки основного и вспомогательного оборудования;
- обеспечения максимальной выработки электроэнергии по теплофикационному
циклу, что достигается максимальной загрузкой теплофикационных отборов
турбин и их работой по тепловому графику с закрытыми диафрагмами
теплофикационных отборов;
- поддержания минимально возможных значений давлений пара в
теплофикационных отборах турбин;
- выдерживания заданного температурного графика отпуска тепла с горячей
водой;
- снижения затрат тепла и электроэнергии на отпуск электроэнергии и тепла.
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Каждая из ТЭЦ на основании энергетических характеристик с использованием
разрешённых значений коэффициентов резерва экономичности имеет
расчётные значения удельных расходов топлива на отпуск тепла и
электроэнергии при заданном режиме её работы и ожидаемых значениях
тепловых нагрузок.
Планируемые значения показателей эффективности для каждого месяца
рассчитываются на базе энергетических характеристик с учётом данных
соответствующего периода предшествующего года и ожидаемого эффекта от
реализации внедряемых мероприятий.
Итоговые расчётные значения удельных расходов топлива на отпуск
электроэнергии и тепла для различных сочетаний отпуска тепла из отборов
турбин (или внешним потребителям) в зависимости от отпуска тепла из отборов
и электрической нагрузки ТЭЦ приведены на графиках.
При анализе фактических значений показателей экономичности отдельного
основного оборудования и ТЭС в целом за отчётный период оцениваются их
отклонения от номинальных значений с оценкой фактического резерва
экономичности.
Нормативное
значение
удельных
расходов
топлива
определяется на основании расчёта их номинальных значений с учётом ввода
разрешенных коэффициентов резерва экономичности.
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
При анализе фактических значений
показателей экономичности отдельного
основного оборудования и ТЭС в целом
за отчётный период оцениваются их
отклонения от номинальных значений с
оценкой фактического резерва
экономичности. Нормативное значение
удельных расходов топлива
определяется на основании расчёта их
номинальных значений с учётом ввода
разрешенных коэффициентов резерва
экономичности.
Удельный расход условного топлива на отпуск
электроэнергии в зависимости от суммарной
электрической мощности ТЭЦ и отпуска теплоты
потребителям (отопительный период)
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии в зависимости от
суммарной теплопроизводительности энергетических котлов ТЭЦ и отпуска
теплоты потребителям (отопительный период)
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
В эти периоды для энергосистемы достаточно проблематичным является
прохождение ночных провалов электрической нагрузки при температурах
наружного воздуха от -15°С и ниже (диапазон необходимой разгрузки может
достигать до 1500 МВт). Поскольку регулировочных диапазонов разгрузки
конденсационных энергоблоков не хватает для обеспечения минимальной
электрической нагрузки, то вынужденно разгружаются теплофикационные
агрегаты ТЭЦ с переводом тепловой нагрузки на редукционные установки и
пиковые водогрейные котлы. При очень низких температурах (-25ºС и ниже)
энергосистема вынуждена привлекать к участию в разгрузке даже ТЭС средних
параметров.
Такие режимы работы оказывают существенное влияние на показатели
эффективности не только отдельных ТЭЦ, но и энергосистемы. Поскольку ТЭЦ
имеют различное оборудование и режимы его работы, то важным для получения
системного эффекта знать порядок (очерёдность) разгрузки ТЭЦ при различных
температурах наружного воздуха и соответственно объёмах отпускаемого тепла
при их работе по тепловому графику (с минимальными потерями тепла в
конденсаторах турбин. Для этого выполняются расчёты изменения расхода
топлива по каждой ТЭЦ при их разгрузке в технически возможном диапазоне
электрических нагрузок без отключения электрогенерирующего оборудования и
снижения надёжности его работы.
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Порядок и условия расчёта расхода топлива на отпуск электроэнергии
и тепла в отопительный период при разгрузке ТЭЦ ниже теплового
графика на примере Гродненской ТЭЦ-2 и Гомельской ТЭЦ-2 .
Рассчитываются значения общего расхода топлива для каждой из ТЭЦ в
диапазоне возможного изменения электрической мощности, которые
представляются в виде графических зависимостей
B1  f  Э1  и B2  f  Э2 
n
B   Bi
i 1
n
Э   Эi
i 1
– суммарное снижение расхода топлива в энергосистеме, вызванное
при снижении выработки электроэнергии
– суммарное снижение выработки электроэнергии в энергосистеме
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Порядок и условия расчёта расхода топлива на отпуск электроэнергии
и тепла в отопительный период при разгрузке ТЭЦ ниже теплового
графика на примере Гродненской ТЭЦ-2 и Гомельской ТЭЦ-2 .
n
Э   Эi  заданное снижение отпуска электроэнергии
i 1
Qi 
 b
n
i 1
1000  Эi
 снижение нагрузок отборов турбин
WiТФ
ТФ
i
 Qi  WiТФ  106  Biпр   max
Указанная задача решается только в рамках энергосистемы с использованием
метода динамического программирования.
Однако ввиду того, что Biпр составляет лишь около 3 % от общего снижения
расхода топлива, можно констатировать, что первоочередное право на разгрузку
имеют отборы турбоагрегатов с максимальным значением величины удельной
теплофикационной выработки.
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Порядок и условия расчёта расхода топлива на отпуск электроэнергии
и тепла в отопительный период при разгрузке ТЭЦ ниже теплового
графика на примере Гродненской ТЭЦ-2 и Гомельской ТЭЦ-2 .
Составляется таблица последовательности разгрузки ТЭЦ
Общее
снижени
е
мощност
и, МВт
0,00
40,18
42,50
47,50
60,00
100,00
121,18
140,18
184,09
Снижение
мощности
Гомельской
ТЭЦ-2
мощности, МВт
Снижение
мощности
Гродненской
ТЭЦ-2
мощности,
МВт
Снижение
расхода
топлива
Гомельской
ТЭЦ-2
мощности,
тут/ч
40,18
42,50
47,50
60,00
100,00
100,00
100,00
100,00
21,18
40,18
84,09
Снижение
расхода
топлива
Гродненской
ТЭЦ-2
мощности,
тут/ч
5,95
6,44
7,31
9,24
14,98
14,98
14,98
14,98
3,30
5,95
12,05
Общее
снижение
расхода
топлива,
тут/ч
0,00
5,95
6,44
7,31
9,24
14,98
18,28
20,93
27,03
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Порядок и условия расчёта расхода топлива на отпуск электроэнергии
и тепла в отопительный период при разгрузке ТЭЦ ниже теплового
графика на примере Гродненской ТЭЦ-2 и Гомельской ТЭЦ-2 .
Гродненская ТЭЦ-2. Изменение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии при разгрузке ТЭЦ
bэ
235
tНВ=-5°С
Q27=40 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=235 Гкал
230
225
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=160 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=60 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=20 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=80 Гкал
QГВ=170 Гкал
Удельный расход топлива
220
215
210
205
200
195
190
185
180
175
170
165
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150
Отпуск электроэнергии, МВтч
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Порядок и условия расчёта расхода топлива на отпуск электроэнергии
и тепла в отопительный период при разгрузке ТЭЦ ниже теплового
графика на примере Гродненской ТЭЦ-2 и Гомельской ТЭЦ-2 .
Гродненская ТЭЦ-2. Изменение удельного расхода топлива на отпуск тепла при разгрузке ТЭЦ
b ТЭ 168,0
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=80 Гкал
QГВ=170 Гкал
167,5
167,0
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
Удельный расход топлива
166,5
tНВ=+4°С
Q27=20 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
166,0
165,5
tНВ=+4°С
Q27=60 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
165,0
164,5
164,0
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=160 Гкал
QГВ=170 Гкал
163,5
tНВ=-5°С
Q27=40 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=235 Гкал
163,0
162,5
162,0
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150
Отпуск электроэнергии, МВтч
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Порядок и условия расчёта расхода топлива на отпуск электроэнергии
и тепла в отопительный период при разгрузке ТЭЦ ниже теплового
графика на примере Гродненской ТЭЦ-2 и Гомельской ТЭЦ-2 .
Гродненская ТЭЦ-2. Изменение расхода топлива при разгрузке ТЭЦ
95
90
85
B
80
75
Расход условного топлива, т у.т./ч
70
65
60
Bтэ
55
50
45
tНВ=-5°С
Q27=40 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=235 Гкал
40
35
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=160 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=60 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=40 Гкал
Q13=80 Гкал
QГВ=170 Гкал
tНВ=+4°С
Q27=20 Гкал
Q13=120 Гкал
QГВ=170 Гкал
30
25
20
BЭ
15
10
5
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
105
Отпуск электроэнергии, МВтч
110
115
120
125
130
135
140
145
150
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Параметры ПГУ Минской ТЭЦ-3 в зависимости от
отпуска электроэнергии потребителям
Снижение расхода условного топлива при разгрузке ТЭЦ в
зависимости от снижения отпуска электроэнергии
16
УСЛОВИЯ ПОСТРОЕНИЯ
1. Температура наружного воздуха - минус 4 грудуса
2. Турбоагрегата работают по тепловому графику
3. Электрическая нагрузка меджду турбоагрегатрами
распределена из условия минимизации удельного расхода
тепла нетто на отпуск электроэнергии турбоагрегатами
4. Тепловая нагрузка между котлоагрегатами распределена
из из условия максимизации коэффициента полезного
действия нетто котлоагрегатов
5. Включение водогрейных котлов производится при
снижении нагрузок отборов на величину уровня их
минимальной тепловой производительности
15
14
13
12
250
B
Условия построения
Удельный расход условного топлива на отпуск тепла от ПВК принят
равным 152 кг/Гкал
Температура наружного воздуха - минус 15 градусов Цельсия
Барометрическое давдение - 101325 Па
240
230
220
210
200
190
180
170
160
C
150
140
Снижение расхода условного тполива , тут/ч
11
130
120
10
110
100
9
90
80
70
8
60
50
7
40
30
A
6
20
10
0
0
5
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
4
Отпуск электроэнергии потребителям, МВт
Прирост удельного расхода условного топлвиа на отпуск
электроэнергии, г/кВтч
Относительный прирост удельного расхода условного
топлива, г/кВтч
Суммарный расход условного топлива, тут
3
2
1
Расход условного топлива на ПГУ, тут
Расход условного топлива на ПВК, тут
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Снижение отпуска электроэнергии, МВт
Гродненская ТЭЦ-2
Гомельская ТЭЦ-2
100
Удельный расход условного на отпуск электроэнергии,
г/кВтч
Удельный расход условного на отпуск тепла, кг/Гкал
КПД условного котла нетто, %
240
250
Повышение эффективности работы
ТЭЦ в отопительный период
Аналогичные расчёты выполнены для всех ТЭЦ энергосистемы, что позволило
установить оптимальный порядок и диапазон их разгрузки при различных
температурах наружного воздуха.
ОАО «Белэнергоремналадка»
Эффективность перевода
турбины ПТ-60-130/13 на
ухудшенный вакуум
Эффективность перевода турбины
ПТ-60-130/13 на ухудшенный вакуум
Снижение мощности турбины при переводе ПТ-60 на ухудшенный
вакуум
10
9
8
Снижение мощности, МВт
Ранее
в
энергосистеме
были
переведены на режим работы с
ухудшенным
вакуумом
или
противодавлением
паровые
турбоагрегаты на параметры 4,5 и 9,0
МПа. В настоящее время, в связи с
предстоящим
вводом
новых
высокоэкономичных
мощностей,
достаточно
проблематичной
становится
работа
теплофикационных
агрегатов
мощностью 50…60 МВт в режимах
работы
по
тепловому
графику
нагрузок, даже с минимальным
пропуском пара в конденсатор,
поскольку снижается необходимость
их
участия
в
регулировании
электрических
нагрузок
в
энергосистеме
даже
при
возникновении в ней нештатных
ситуаций.
7
6
Исходные условия
Температура свежего пара - 545 градусов
Давление свежего пара - 130 атм
Давление пара производственного отбора - 15 ата
Давление пара теплофикационного отбора - 1,3 ата
Тепловая нагрузка нерегулируемого отбора 25 Гкал/ч
Тепловая нагрузка производственного отбора - 35 Гкал/ч
Расход пара на входе в конденсатор - 15 т/ч
Метод расчета режима работы конденсатора - на нормативный вакуум
5
Исходные условия для турбины с конденсатором
Расход воды через конденсатор - 5000 т/ч
Температура циркуляционной воды - 10 градусов
Исходные условия для турбины с ухудшенным вакуумом
Расход сетевой воды через конденсатор - 5000т/ч
4
30
40
50
60
70
80
Тепловая нагрузка теплофикационных отборов, Гкал/ч
Tсв=40
Tсв=50
Tсв=60
Tсв=70
90
100
Эффективность перевода турбины
ПТ-60-130/13 на ухудшенный вакуум
Значительная часть парка теплофикационных турбин ТЭЦ на параметры
свежего пара 13,0 МПа прошла модернизацию. Наиболее существенной
модернизации подверглись турбины ПТ-60-130/13, имевшие проблемы по
обеспечению надёжности их работы. При этом, кроме повышения надёжности
работы, была увеличена номинальная электрическая мощность и улучшены
показатели экономичности выработки электроэнергии. Тем не менее,
достаточно эффективным для энергосистемы может явиться перевод этих
турбин на работу с полной утилизацией тепла пара, поступающего в
конденсатор.
При переводе турбоагрегатов подобного типа в режим работы с ухудшенным
вакуумом в конденсаторе достигаться следующие положительные результаты:
1. Возрастет тепловая мощность турбины на величину утилизируемой в
конденсаторе теплоты отработавшего пара Qут и соответственно будет
снижаться вынужденный отпуск теплоты с горячей водой от пиковых
источников.
2. Увеличится доля теплофикационной выработки электроэнергии, что может
обеспечить существенную экономию топлива в энергосистеме.
Подходы к выполнению
расчётов
Расчет проводился в следующем порядке:
- определялось снижение удельного расхода тепла на выработку
электроэнергии
qТБР(Б)  N(Б)  qТБР(I)  N(I)
;
БР I 
qТ

N(Б)  N(I)
- определялось снижение мощности турбины
I
N   N(Б)  N(I)
Т
Т
 2%
qСН
 1% эСН
НК  90%
- определялось относительное снижение расхода топлива на отпуск
электроэнергии
Т
4
БР I 
bЭ  qТ

100  qСН
10

Т
100  эСН
7  НК  ТП
-определялась экономия условного топлива в энергосистеме
BЭC   bЭ  b КЭС   N  ,
I
b ÊÝÑ  316
ã
ê Âò÷
тут
ч
Эффективность перевода турбины
ПТ-60-130/13 на ухудшенный вакуум
Cнижение расхода топлива при переводе ПТ-60 на ухудшенный
вакуум
1,2
Исходные условия
Температура свежего пара - 545 градусов
Давление свежего пара - 130 атм
Давление пара производственного отбора - 15 ата
Давление пара теплофикационного отбора - 1,3 ата
Тепловая нагрузка нерегулируемого отбора 25 Гкал/ч
Тепловая нагрузка производственного отбора - 35 Гкал/ч
Расход пара на входе в конденсатор - 15 т/ч
Метод расчета режима работы конденсатора - на нормативный вакуум
1,1
Исходные условия для турбины с конденсатором
Расход воды через конденсатор - 5000 т/ч
Температура циркуляционной воды - 10 градусов
1
Исходные условия для турбины с ухудшенным вакуумом
Расход сетевой воды через конденсатор - 5000т/ч
Экономия топлива в энергоситеме, т.у.т/ч
Расчеты показывают, что при переводе
турбоагрегата на ухудшенный вакуум в
режиме ПТ экономия топлива в
энергосистеме составит 1 т у.т./ч, при
работе турбоагрегата в режиме П (режим
возможен в отопительный период) –
2 т у.т./ч.
Если предположить продолжительность
работы турбоагрегата в межотопительный
период 2500 часов, в отопительный – 4000
часов, то при режиме работы
турбоагрегата в режиме «ПТ» системная
экономия составит в разрезе года
6500 т у.т., при работе турбоагрегата в
отопительном периоде в режиме «П» –
10500 т у.т.
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
40
50
60
70
80
90
100
Тепловая нагрузка теплофикационных отборов, Гкал/ч
Tсв=40
Tсв=50
Tсв=60
Tсв=70
ОАО «Белэнергоремналадка»
Спасибо за
внимание
г. Минск,
ул. Академическая, 18
Руководитель группы
топливоиспользования
Филазафович Валерий
Иосифович
Вед. инженер-программист
Дубровенский Аркадий
Наумович