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.

Энергетическая эффективность редукционно-охладительной установки (РОУ). В настоящее время на некоторых ТЭЦ существует возможность производить растопку котлоагрегатов через РОУ на коллектор 14 ата. Однако, в связи со сложившимся отпуском тепла в паре потребителям, низкими расходами пара на СН (особенно в летнее время), расходы пара на коллектор 14 ата малы для полной утилизации растопочного пара, который приходится во время растопки направлять в атмосферу, и при этом разгружать производственный отбор на работающей турбине. Поэтому решение использовать растопочный пар на параметры 21 ата, переведя его дополнительно на коллектор 21 ата при соответствующем давлении, приведет к экономии как тепловой энергии, так и конденсата, и позволит не снижать экономичность работающих турбоустановок.

Средний расход пара 21 ата потребителю составляет 60 т/час;

Среднее количество растопок за год — 26;

Экономия пара (конденсата) за одну растопку — 130 т;

Стоимость ХОВ — 87,95 руб./т.

Годовой экономический эффект от экономии конденсата:

И_хов=130*87,95*26=297,27 тыс. руб./год;

Экономия тепловой энергии при использовании растопочного пара составит — 104,9 Гкал за одну растопку.

При этом годовая экономия условного топлива составит:

В_раст= 104,9* 152,134*26*10^—3=413,93 тут/год;

Где:

b_т=152,134 кг/Гкал — норматив удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии.

Дополнительная теплофикационная выработка электроэнергии за счет дозагрузки промышленного отбора турбоагрегатов в период растопки:

Э_отб=130*(818-724)*0,8*26/860=295,55*10^—3 кВт•ч/год;

Где:

1_оп=818 ккал/кг — энтальпия свежего пара при Р=115 кгс/см² и Т=525 °С;

1_отб=724 ккал/кг — энтальпия пара производственного отбора турбины ПТ-65-130;

К=860 ккал/кВтч — физический эквивалент-постоянная применяемая при расчете выработки электроэнергии (Горшков А.С. «Технико-экономические показатели тепловых электростанций»-3-е            изд., перераб. И доп. М.:Энергоатомиздат, 1984.-240 с., ил.);

П=0,8 — усредненный КПД проточной части турбины.

Повышение экономичности турбин при замещении конденсационной мощности теплофикационной составит:

В_цикл=295,55*(405,831 -267,324)* 10^—3=40,94 тут/год;

Где:

b_к=405,831 г/кВт•ч — плановый удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в конденсационном режиме;

b_т=267,324 г/кВт•ч — плановый удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в теплофикационном режиме.

Суммарная годовая экономия топлива в результате реализации проекта

В_год= В_раст + В_цикл= 413,93+40,94=455,87 тут/год.

Перевести тут в стандартные виды топлива >>>

Сверху, на картинке, представлен опросный лист (ОЛ) на РОУ.