Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Применения котлов-утилизаторов в качестве подготовки сетевой воды
• 2. Эффективность применения котлов-утилизаторов в качестве подготовки сетевой воды
• Заключение
• Список использованной литературы


Введение

котел утилизатор вода бинарный

На бинарных ПГУ-ТЭЦ существует дополнительная возможность энергоэффективного использования некоторого количества тепла уходящих газов после котла-утилизатора. Эту теплоту можно направить на подогрев сетевой воды тепловой сети, что приведёт к снижению расхода пара на собственные нужды и выработке дополнительной электрической мощности.

1. Применения котлов утилизаторов в качестве подготовки сетевой воды

В схемах бинарных ПГУ-ТЭЦ для подогрева химочищенной воды подпитки тепловой сети используется пар из коллектора низкого давления, который после редукционно-охладительной установки подводится к подогревателю сетевой воды. Этот же поток пара подводится и к деаэратору подпитки теплосети. Вместе с тем, температура уходящих газов после котла-утилизатора в реальных условиях эксплуатации может быть несколько выше минимально допустимого значения 80°С. На эту температуру будут влиять, с одной стороны, температура уходящих газов газотурбинной установки, с другой - температура конденсата на входе в газовый подогреватель конденсата.

Для поддержания необходимой температуры конденсата на уровне 50-60°C в тепловую схему котла-утилизатора включается насос рециркуляции конденсата. Регулирование его расхода в линии рециркуляции газового подогревателя конденсата, а также температуры на входе приводит к изменению температуры уходящих газов после котла-утилизатора. В зависимости от места расположения, климатических данных, режимов работы газового и паротурбинного оборудования ПГУ-ТЭЦ она может достигать 110-120°C. Таким образом, появляется дополнительное количество тепла уходящих газов, которое при реализации малозатратных мероприятий можно было бы использовать для повышения эффективности эксплуатации ПГУ-ТЭЦ.

Одним из мероприятий по повышению энергоэффективности может стать более полная утилизация тепла уходящих газов котла-утилизатора в газоводяном подогревателе химочищенной воды подпитки теплосети. Это позволит исключить поток пара на собственные нужды, направив его в проточную часть паровой турбины, и выработать дополнительную электрическую мощность. В этом случае пар через редукционно-охладительную установку будет направляться только в деаэратор подпитки для деаэрации химочищенной сетевой воды (рис. 1).

Целесообразность данного мероприятия определяется получением дополнительной электрической мощностью на теплофикационной паротурбинной установке в течение года. В денежном выражении эффективность мероприятия рассчитывается следующим образом:

котел утилизатор вода бинарный

(1)

где ДЭ - экономический эффект, млн руб.;

ДNi - дополнительная электрическая мощность ПТУ на i-м режиме, кВт;

фi - длительность i-го режима работы в течение года, ч/год;

Тэ/э - тариф на электроэнергию, руб./(кВт*ч);

Кгпхов - капиталовложения в газоводяной подогреватель химочищенной воды, млн руб./год.

Размер капиталовложений определяется следующим образом [1]:

(2)

где г - коэффициент, учитывающий пропорционально отнесенные затраты (на корпус, крепления, монтаж и демонтаж, наладку);

лт - коэффициент увеличения расхода металла из-за потерь при изготовлении, транспорте, монтаже и демонтаже;

Цм - стоимость металла (углеродистая сталь), руб./кг;

Fгпхов - теплообменная поверхность газоводяного подогревателя химочищенной воды, определяемая на основе уравнения теплопередачи, м2;

дтр - толщина стенки труб;

см - плотность металла.

В качестве примера определим экономическую эффективность использования газоводяного подогревателя химочищенной воды в схеме паровой турбины Т-56/70-6,8 в составе бинарной ПГУ-ТЭЦ, выполненной по дубль-блочной схеме и содержащей две газотурбинные установки V-64.3A и два котла-утилизатора. Технические характеристики газовой турбины V-64.3A приняты по [2], теплофикационной турбины Т-56/70-6,8 - по [3].

Продолжительность отопительного и летнего режимов принята в соответствии с [4]. Расчет теплообмена подогревателя производился для конструкции цилиндрического типа [1].

Рис. 1. Принципиальная схема бинарной ПГУ-ТЭЦ 1 - газотурбинная установка (ГТУ); 2 - паротурбинная установка (ПТУ); 3 - конденсатор ПТУ; 4 - котел-утилизатор (КУ); 5 - барабан высокого давления (ВД); 6 - барабан низкого давления (НД); 7, 8 - расширители непрерывной продувки (РНП); 9 - узел РОУ; 10 - деаэратор котла-утилизатора (д-р КУ); 11 - деаэратор подпитки теплосети (ДПТС); 12, 13 - питательные насосы, соответственно высокого и низкого давления; 14 - насос подпитки теплосети; 15, 16 - нижний и верхний сетевые подогреватели; 17 - тепловой потребитель; 18 - химцех (ХЦ); 19 - газоводяной подогреватель химочищенной воды (ГПХОВ); 20 - охладитель сетевой воды теплосети; 21 - охладитель выпара (ОВ) ДПТС; 22 - подогреватель сырой воды подпитки теплосети ПСВ-2; 23 - подогреватель сырой воды подпитки основного конденсата ПСВ-1; 24 - конденсатный насос; 25 - сетевой насос; В-выпар

В табл. 1 представлены результаты расчета для условий г. Новороссийска при работе ПГУ-ТЭЦ на среднеотопительном режиме.

Переход на газовый подогрев сетевой воды позволяет уменьшить расход пара через редукционно-охладительную установку на 2,85 кг/с, что приводит к увеличению электрической мощности ПТУ на 1348,5 кВт. Расчет узла установки сделан в соответствии с [5] с учетом доли воды, которая испаряется в охладителе.

2. Эффективность применения котлов утилизаторов в качестве подготовки сетевой воды

Расчет экономической эффективности внедрения газового подогрева химочищенной воды был выполнен при варьировании температуры сетевой воды на выходе из подогревателя, что вызвано следующим обстоятельством. Разность температур химочищенной воды на входе и выходе подогревателя оказывает влияние на величину расхода пара от редукционно-охладительной установки. Уменьшение температуры на выходе (при постоянной температуре на входе) приводит к снижению расхода пара от редукционно-охладительной установки и, следовательно, к дополнительному пропуску пара в проточную часть паровой турбины и к выработке дополнительной электрической мощности. При этом сравнительный эффект от внедрения газового подогрева сетевой воды снижается; в противоположном случае - наоборот.

Изменение экономической эффективности ДЭ внедрения газового подогрева по сравнению в паровым в течение года (при работе ПГУ-ТЭЦ на максимально-зимнем, среднеотопительном и летнем режимах) и выработки дополнительной электрической мощности DN и капиталовложений в подогреватель КГПХОВ в зависимости от температуры воды на выходе показано на рис. 2.

Рис. 2. Зависимость показателей ПГУ-ТЭЦ от температуры химочищенной воды после газового подогревателя

котел утилизатор вода бинарный

Таблица 1. Показатели эффективности использования газоводяного подогревателя химочищенной воды

Как видно из рис. 2, повышение температуры сетевой воды на выходе из подогревателя на 10°С приводит к увеличению выработки дополнительной электрической мощности на 0,8 МВт, а экономического эффекта - на 6,02 млн руб. При этом площадь теплообменной поверхности газоводяного подогревателя увеличится на 455,8 м², что приведет к соответствующему росту капиталовложений на 1,47 млн руб. Расчеты экономической эффективности выполнены при тарифе на электроэнергию 3,6 руб./(кВт*ч) и стоимости металла (углеродистая сталь) 40 руб./кг.

Заключение

Предложенное использование газового подогрева сетевой воды теплосети в сравнении с подогревом паром от редукционно-охладительной установки будет способствовать выработке дополнительной электрической мощности паротурбинной установкой от 0,5 до 3% в зависимости от режима работы ПГУ-ТЭЦ в течение года. При этом изменение температуры химочищенной воды подпитки теплосети на выходе из газового подогревателя оказывает влияние на сравнительную эффективность подогрева: для принятых исходных данных повышение этой температуры с 60 до 70°С приводит к увеличению выработки дополнительной электрической мощности паротурбинной установкой на 3,8%, экономического эффекта - на 46% и к росту капиталовложений в теплообменную поверхность газоводяного подогревателя на 50,3%.

Список использованной литературы

1. Григорьева О.К. Определение технических характеристик газового сетевого подогревателя ПГУ / / Энергосистемы, электростанции и их агрегаты. Сборник научных трудов. - Вып. 8. - Новосибирск: НГТУ, 2004. - С. 142-149.

2. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. - М.: МЭИ, 2002. - 579 с.

3. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е. Эффективные паровые турбины ЗАО «Уральский турбинный завод» / / Электрические станции. - 2004. - №11. - С. 27-32.

4. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: МЭИ, 2001. - 472 с.

5. Сазанов Б.В., Юренев В.Н., Баженов М.И., Богородский А.С. Промышленные тепловые электростанции. - М.: Энергия, 1967. - 343 с.

Размещено на Allbest.ru