ОАО «Белэнергоремналадка» г. Минск, ул. Академическая, 18 ОАО «БЕЛЭНЕРГОРЕМНАЛАДКА» « Повышение эффективности использования генерирующих мощностей при производстве тепловой и электрической энергии »

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. 2Увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении. 3Оптимизация 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 анализа, технического учёта и отчётности, нормативной базы.

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

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 низко- потенциального 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

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

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 ТЭЦ- 3) 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/кВтч

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. кВтч величина экономии топлива практически линейно возрастает, составляя приблизительно 130 г/кВтч отпущенной ПГУ- 230 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. кВтч) экономия топлива в энергосистеме составит 300 тыс. т у.т. При уровне годового отпуска электроэнергии выше 2000 млн. кВтч величина экономии топлива практически линейно возрастает, составляя приблизительно 120 г/кВтч отпущенной ПГУ-400 электроэнергии. При более низком уровне годового отпуска электроэнергии экономия топлива снижается; при уровне годового отпуска электроэнергии от ПГУ млн. кВтч 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/кВтч; - 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. кВтч) 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/кВтч 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

Межотопительный период: Минская ТЭЦ-3 Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии

Межотопительный период: Минская ТЭЦ-3 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

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 – 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

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 Повышение эффективности работы ТЭЦ в отопительный период

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 технико- экономических 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 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в зависимости от суммарной электрической мощности ТЭЦ и отпуска теплоты потребителям (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.

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 – суммарное снижение расхода топлива в энергосистеме, вызванное при снижении выработки электроэнергии – суммарное снижение выработки электроэнергии в энергосистеме

Повышение эффективности работы ТЭЦ в отопительный период Указанная задача решается только в рамках энергосистемы с использованием метода динамического программирования. 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. Однако ввиду того, что 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 Снижение мощности Гомельской ТЭЦ-2 мощности, МВт Снижение мощности Гродненской ТЭЦ-2 мощности, МВт Снижение расхода топлива Гомельской ТЭЦ-2 мощности, тут/ч Снижение расхода топлива Гродненской ТЭЦ-2 мощности, тут/ч Общее снижение расхода топлива, тут/ч 0,00 40,18 5,95 42,50 6,44 47,50 7,31 60,00 9,24 100,00 14,98 121,18100,0021,1814,983,3018,28 140,18100,0040,1814,985,9520,93 184,09100,0084,0914,9812,0527,03

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.

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.

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.

Повышение эффективности работы ТЭЦ в отопительный период

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 /13 на ухудшенный вакуум

Эффективность перевода турбины ПТ /13 на ухудшенный вакуум 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.

Эффективность перевода турбины ПТ /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 /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 Q ут 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 ; - определялось снижение мощности турбины - определялось относительное снижение расхода топлива на отпуск электроэнергии -определялась экономия условного топлива в энергосистеме

Эффективность перевода турбины ПТ /13 на ухудшенный вакуум 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» – т у.т.

ОАО «Белэнергоремналадка» г. Минск, ул. Академическая, 18 Руководитель группы топливоиспользования Филазафович Валерий Иосифович Вед. инженер-программист Дубровенский Аркадий Наумович Спасибо за внимание