Конденсационный режим работы турбины — это режим, при котором пар, выходящий из высокого давления ступени турбины, конденсируется в конденсаторе и затем снова подается в низкое давление ступени турбины.

В конденсаторе пар охлаждается водой, которая циркулирует внутри его трубчатых элементов. При контакте с холодной поверхностью трубок пар конденсируется и превращается в воду, которая затем собирается в специальном баке и используется для повторного использования в процессе охлаждения пара.

Таким образом, турбина работает без бойлерной установки.

Ниже представлен расчет работы турбоагрегата Т-50-130 без подогревателей сетевой воды (ПСГ).

Расчет выполнен на основании РД 153-34.1-09.321-2002 «Методика экспресс — оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС».

Технико-экономические показатели работы турбоагрегата (ТА) за 2016 – 2018 годы приведены в табл.1.

 

Таблица 1. Данные по работе ТА

Наименование параметра	2016	2017	2018	Среднее
Выработано эл. энергии	53481,74	72220	99325,24	75009
Ср. эл. нагрузка	62,69841	35,54134	32,44032	37,8
Число часов  в работе	853	2032	3061,783	1982
Уд. расход тепла брутто	2092,929	1943,85	2034,706	2019

 

Экономия условного топлива составит:

DВ= Δq_т* N_ср* Т_час/(Q_ут *h_к * h_т)=231*37,8*1982/(7000*0,865*0,98)=

=2915,4 тут/год.

где:

Δq_т – изменение удельного расхода тепла брутто, ккал/кВт*ч;

Δq_т= q_т1— q_т, ккал/кВт*ч

q_т – удельный расход тепла брутто – 2019 ккал/кВт*ч (усредненное значение за 3 года, данные приведены в соответствии с табл. 1).

q_т1 – удельный расход тепла брутто при работе турбины в конденсационном режиме при средней нагрузке, =2250 ккал/кВт*ч;

Рисунок 1. Расход свежего пара, полный и удельный расходы тепла при работе на конденсационном режиме (представлен выше).

Δq_т= q_т1— q_т=2250-2019=231 ккал/кВт*ч

• N_ср – средняя мощность турбины – 37,8 МВт*ч (усредненное значение за 3 года);
• Т_час – период работы в году – 1982 ч (усредненное значение за 3 года);
• Q_ут– теплота сгорания условного топлива =7000 ккал/кг.
• h_к – КПД нетто КА=0,865 (усредненный КПД нетто КА (котельный агрегат) в периоды работы турбины за 3 года),
• h_т – КПД теплового потока =0,98.

Общие положения из раздела «Проект организации строительства» на горизонтальный подогреватель сетевой воды (ПСГ).

Работы должны выполняться в соответствии с проектом производства работ, Проектом организации строительства, программам и инструкциям, утвержденным и согласованным в соответствии с действующим порядком.

Доставка оборудования осуществляется силами Подрядчика.

Для доставки сетевого подогревателя рекомендуется воспользоваться услугами специализированной транспортной компании.

Ввоз оборудования на территорию ТЭЦ после получения пропускных документов, осуществляется через грузовые ворота. Ввоз оборудования к месту установки, осуществляется через ворота временного торца турбинного отделения.

Разгрузка и установка аппаратов производится с помощью имеющегося мостового крана г/п 100/20 т., установленного в турбинном отделении.

Перед выполнением работ обязательное проведение входного контроля качества применяемых материалов, запасных частей и оборудования.

Техническое перевооружение будет производиться на территории ТЭЦ в помещении котлотурбинного цеха, главного корпуса.

В существующем здании главного корпуса действующей ТЭЦ.

Энергоснабжение строительства осуществляется путем подключения к существующим сетям предприятия. Точки подключения выдает служба эксплуатации.

Водоснабжение строительства осуществляется путем подключения к существующим сетям предприятия.

В связи с тем, что работы будут производиться в существующем помещении с наличием в зоне производства работ действующего технологического оборудования, проектом организации строительства определен коэффициент на стесненность К=1,35 в соответствии с МДС 81 35.2004 ( Приложение 1 , таблица 1, п.З и таблица 2, п.2), что учтено при составлении сметной документации. Физические объемы строительно-монтажных работ представлены в посте «Монтаж ПСГ».

Автоматизацией бойлерной установки (БУ) или горизонтальных подогревателей сетевой воды (ПСГ-1,2) паровой турбины предусмотрено:

— автоматическое регулирование уровня конденсата в сетевых подогревателях ПСГ-1,2;

— защиты, действующие на отключение сетевых подогревателей (повышение уровня в подогревателях ПСГ-1,2);

— световая и звуковая сигнализация на панели в диспетчерской при критических значениях уровня конденсата в ПСГ-1,2 турбины;

— измерение и регистрация температуры сетевой воды, конденсата;

— измерение и индикация давления сетевой воды;

— местный контроль давления сетевой воды, пара, конденсата (показывающие манометры) на трубопроводах и оборудовании бойлерной установки;

— местное/дистанционное управление задвижками с электроприводами на технологических трубопроводах бойлерной установки.

Для реализации функций измерения, регулирования и защит ПСГ принимаются следующие технические решения:

-замена полевой аппаратуры (размещенной на заменяемом оборудовании и трубопроводах) систем измерений и управления;

— замена первичных преобразователей уровня конденсата ПСГ-1 и ПСГ-2 с подключением к существующей схеме регулирования и сигнализации;

— замена термопреобразователей сопротивления на трубопроводах подвода пара к подогревателям ПСГ-1 и ПСГ-2 с подключением к существующей схеме регулирования и сигнализации;

— замена термопреобразователей сопротивления на трубопроводах сетевой воды к подогревателям ПСГ-1 и ПСГ-2 с подключением к существующей схеме регулирования и сигнализации;

— замена манометров показывающих на трубопроводах подвода пара к подогревателям ПСГ-1 и ПСГ-2;

— замена манометров показывающих и сигнализирующих на трубопроводах подвода пара к подогревателям ПСГ-1 и ПСГ-2 с подключением к существующей схеме сигнализации;

— замена манометров показывающих на трубопроводах сетевой воды к подогревателям ПСГ-1 и ПСГ-2;

— замена контроллеров регуляторов уровня конденсата ПСГ-1 и ПСГ-2 в диспетчерской;

— замена регистраторов температуры пара и сетевой воды ПСГ-1 и ПСГ-2 в диспетчерской;

— замена регистраторов уровня конденсата ПСГ-1 и ПСГ 2 в диспетчерской.

Список приборов для автоматизации ПСГ, по месту:

— термопреобразователь сопротивления ТСП-0193-02;

— манометр избыточного давления показывающий МП4-УУ2-0,4;

— манометр показывающий сигнализирующий ДМ2005СгУ2-0,4;

— преобразователь давления Элемер-АИР-30М.

Список приборов для автоматизации ПСГ, на щите:

— регистратор многоканальный технологический РМТ-49-3;

— промышленный регулирующий контроллер РП5-М1-01;

— блок ручного управления БРУ-32.06;

— задатчик ручной РЗД-22.

Список работ по демонтажу/монтажу горизонтального подогревателя сетевой воды (ПСГ).

Техническое перевооружение будет производиться на территории работающей ТЭЦ в помещении котлотурбинного цеха, главного корпуса, под паровой турбиной Т-50-130.

Работы по замене ПСГ  осуществляется в отношении опасного производственного объекта III класса опасности.

Границы установки оборудования определены проектом – первые отсекающие задвижки от вновь устанавливаемого оборудования.

Технологические монтажные работы по установке сетевого подогревателя предусматривают:

— демонтаж подогревателя ПСГ №1 со сборником конденсата в следующих границах:

• присоединительные патрубки подвода греющего пара Ду1000;
• присоединительные патрубки подвода и отвода сетевой воды Ду600;
• присоединительные патрубки отвода конденсата;
• присоединительный патрубок подвода конденсата от ПСГ №2 Ду250;
• присоединительный патрубок подвода конденсата от эжектора бойлерной Ду32;
• присоединительный патрубок подвода ПВС от насосов Ду50;
• присоединительный патрубок отвода ПВС Ду125;
• присоединительные патрубки импульсной линии регулятора уровня конденсата Ду32;

— демонтаж оборудования (трубопроводы, насосы, задвижки) и металлоконструкций, попадающих в зону демонтажа/монтажа:

• участок паропровода к предохранительным клапанам теплофикационного отбора;
• участок трубопровода сетевой воды на выходе из ПСГ.

— установка нового подогревателя типа ПСГ-1300-3-8-1 со сборником конденсата и магнитным указателем уровня;

— замена импульсных линий первичных преобразователей и комплекс необходимых работ по автоматизации подогревателя сетевой воды.

После окончания монтажа, для защиты от коррозии трубопроводов, все элементы окрасить напыляемой керамической изоляцией «АСТРАТЕК» или покрытием с лучшими технико-экономическими показателями, удовлетворяющими условиям эксплуатации.

После окончания монтажа все элементы трубопроводов и оборудования защитить матами минераловатными.

Бойлерная установка турбогенератора используется для подогрева сетевой воды. Качество работы бойлеров, конденсатных насосов бойлеров и сетевых насосов влияет на эффективность и экономичность всей турбоустановки. Установка современных сетевых подогревателей сокращает недогрев сетевой воды.

Износ подогревателей сетевой воды приводит к уменьшению поверхности теплообмена, что в свою очередь увеличивает недогрев воды до температуры насыщения и увеличению гидравлического сопротивления аппарата. Так как температура прямой сетевой воды, определяемая графиком теплосети, должна оставаться постоянной, то увеличивается давление пара в регулируемом отборе турбины и удельный расход теплоты на выработку электроэнергии. В конечном счете, снижается экономичность турбоустановки.

Расчет энергоэффективности ПСГ производится на основе расчетных формул, представленных в издании «Тепловые электрические станции» под ред. Лавыгина, 2007, и электронном издании «Теплообменники энергетических установок» К.Э. Аронсон, С.Н. Блинков и др.

При замене сетевых подогревателей ПСГ-1,2 на вновь монтируемые ПСГ-1300-3-8-1 (2 шт) величина недогрева сетевой воды составит Θ=3°С (принимается в среднем для исправного оборудования). В настоящий момент подогреватели из-за износа водяных камер и трубной части требуют замены (большое количество отглушенных трубок, коррозия крышек подогревателей).

Для поддержания температуры прямой сетевой воды на прежнем уровне необходимо снизить давление в отборе. Снижение давления в отборе составит ΔР.

Дополнительная мощность за счет снижения давления в отборе составит:

ΔN=Gотб•Δh•ηг                                                                                                    (1)

где Gотб — расход пара в отбор, т/ч; Δh — изменение энтальпии в отборе за счет повышения давления, кДж/кг; ηг — КПД генератора (принимается 0,98).

Дополнительная выработка электроэнергии в год:

ΔЭ= ΔN ⋅T,                                                                                                             (2)

где T – число часов работы в году подогревателей.

Годовая экономия топлива на отпуск электроэнергии:

ΔB= ΔЭ•b,                                                                                                              (3)

где b – удельный расход топлива на отпуск электроэнергии.

Исходные данные для расчета:

— расчетный недогрев сетевой воды до температуры насыщения   =3 °С (принимается в сред-нем для исправного оборудования);

— давление пара отбора P=0,14 МПа;

— расход сетевой воды через подогреватель, Gв=2000 т/ч;

— число часов работы в году подогревателей, T=4780 ч;

— расход пара в отбор, Gотб=86,0 Гкал/ч;

— удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, b=337 г у.т. /кВтч

— тарифная ставка на электроэнергию 953,23 р./МВт*ч

Расчетные данные:

— снижение давления в отборе ΔP составит 0,009 МПа;

— изменение энтальпии в отборе за счет снижения давления Δh=29 кДж/кг;

— дополнительная выработка мощности за счет снижения давления в отборе по формуле (1) ΔN=1,42 МВт;

— дополнительная выработка электроэнергии в год согласно (2), ΔЭ=13,576*10 6 кВт*ч;

— годовой расход топлива на отпуск аналогичного количества электроэнергии ΔВ=4574 тут.

Итого, за год службы сетевых подогревателей ПСГ-1,2, при работе агрегата 4780 часов в год, снижение потребление ТЭР позволит получить:

— экономию тонн условного топлива – более 4574 тут;

— экономию природного газа – более 4000 тыс. м куб.

О применении профильных витых трубок в подогревателе сетевой воды ПСГ-1300-3-8 на ТЭЦ.

В 1986 году при плановой замене отработавших 20 лет латунных трубок сетевого подогревателя 1-й ступени турбины Т-50-130 ст.№2 Пермской ТЭЦ-14 были использованы профильные латунные трубки. Навивка трубок и их установка в подогреватель производилась под руководством научных сотрудников Уральского политехнического института (ныне УГТУ-УПИ).

По результатам надежной и эффективной (снижение эксплуатационных температурных напоров на 3-5 °С) эксплуатации в декабре 1989 года аналогичная работа была выполнена и на подогревателе 2-й ступени.

Если до модернизации тепловая нагрузка между подогревателями распределялась примерно поровну (ПСГ-1 = 50 % и ПСГ-2=50 %), то в дальнейшем это соотношение было близко к ( ПСГ-1 = 60 % и ПСГ-2=40 %), что помимо снижения температурных напоров (а по сути, при заданном графике отпуска тепла, к снижению давления в обоих Т-отборах турбины) приводило к большей загрузке низкопотенциального Т-отбора и большей выработке электроэнергии на тепловом потреблении.

По результатам испытаний и в процессе эксплуатационных замеров был зафиксирован некоторый рост гидравлического сопротивления каждого аппарата, но поскольку основным методом регулирования расхода сетевой воды было и остается дросселирование, то это никоим образом не сказалось на надежности или производительности теплофикационной установки.

Безусловно, для поддержания эффективности в процессе длительной эксплуатации необходимо проводить тщательную периодическую очистку трубок от внутренних отложений.

При всех недостатках в организации эксплуатации аппараты успешно проработали до 01 марта 2007 года, когда турбина Т-50-130 ст.№2 была остановлена для демонтажа, проработав при этом более 6 лет без одной из предотборных ступеней.

Эффективность работы наглядно видна из сравнения показателей турбин Т-50 ст.№2 (с профильными трубками в ПСГ и без одной из ступеней) после работы без остановов более года и Т-50-130 ст.№5 (с гладкими трубками и «исправной» проточной частью).

Более подробно о применении профильных витых труб в горизонтальных сетевых подогревателях, можно прочитать в статье, опубликованной в журнале «Тяжелое машиностроение» за ноябрь 1991 года >>>