Режимы работы подогреватель сетевой воды

При изменении теплонагрузок, нагрузки электроэнергии постоянно. Для Т100 нагрузка э/э 100 МВт, для ПТ 30-90 30 МВТ и для ПТ80 нагрузка электроэнергии 80 МВт.

	Расход (т/ч)	Температура (С)
Лето
ОСВ
ПСВ
Под. Вод.
Зима с минимальной нагрузкой
ОСВ
ПСВ
Под. Вод.
Зима с максимальной нагрузкой
ОСВ
ПСВ
Под. Вод.

 

Результаты

Производства электроэнергии и отпуск теплота на сетевой воды

Зима 1 является зимой с низкой нагрузкой и зима 2 является зимой с высокой нагрузкой. Параметр нагрузки достигается за счет изменении теплонагрузок (регулировать обратную и прямую сетевую воду), регулировка расход пара чтобы мощность турбины постоянно, и регулировка диафрагма последней ступени турбины.

 

				Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
Т180	Мощность	МВт		180,2	179,8	180,3	180,8
	Qпод.св1	МВт			92,87	207,84	92,86
	Qпод.св2	МВт			210,68	110,21	211,47
	Qвстр.п	МВт		7,76	11,64	12,42	11,78
	Qкот	МВт		459,17	511,91	516,34	514,18
				Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
ПТ60(1)	Мощность	МВт			60,3
	Qпод.св	МВт		66,24	43,93	82,08	63,32
	Qвстр.п	МВт		10,39	12,7	13,22	9,8
	Qкот	МВт		220,38	214,57	219,78	220,38
				Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
ПТ60(2)	Мощность	МВт		60,8
	Qпод.св	МВт		70,86	47,09	82,08	63,32
	Qвстр.п	МВт		9,4	12,16	13,22	9,8
	Qкот	МВт		220,39	214,57	219,78	220,38
				Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
ПИК	Qкот	(Гкал/ч)				60,00
		МВт			34,89	69,78
Отпуск теплота на сет. вод.			Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
		суммарный блок (МВт)	164,65	431,07	521,07	462,35
		пиковые котла (МВт)		34,89	69,78
		α ПВК		0,07	0,12	0,00
		суммарный тепло в котел (МВт)	919,1	979,0	1031,7	954,9

 

Энтальпия (ккал/кг) в каждых отборах турбины

T180	Лето	Зима 1	Зима 2	Оптм. 1
h0	821,35	820,89	820,85	820,87
∆h пп	97,74	104,62	105,04	104,89
h ПСВ1	656,99	629,03	632,65	628,88
h ПСВ2	722,25	670,66	672,7	670,65
h конд	605,48	617,9	630,38	617,49
h ПВД 1	771,1	765,61	765,07	765,28
h ПВД 2	750,25	743,26	742,79	742,96
h ПВД 3	802,56	799,91	799,91	799,88
h деаэратор	766,6	758,39	758,52	758,36
h ПНД 1	734,22	708,9	709,48	708,89
h ПНД 2	722,25	670,66	672,7	670,65
h ПНД 3	656,99	629,03	632,65	628,88
ПТ60	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
h0	830,3	830,44	830,3	830,3
h ПСВ	620,62	618,08	625,21	622,84
h конд	582,34	571,8	592,67	579,37
h ПВД 3	776,89	776,95	777,75	776,9
h ПВД 2	748,51	748,4	750,82	748,52
h ПВД 1	720,85	720,29	726,22	720,88
h деаэратор	720,85	720,29	726,22	720,88
h ПНД 4	687,03	686,31	692,04	687,16
h ПНД 3	664,42	663,38	669,24	664,75
h ПНД 2	620,62	618,08	625,21	622,84
h ПНД 1	587,43	581,47	595,46	578,2
ПТ60(2)	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
h0	830,3	830,44	830,3	830,3
h ПСВ	611,95	618,08	625,21	622,84
h конд	581,76	572,23	592,67	579,37
h ПВД 3	776,88	776,95	777,75	776,9
h ПВД 2	748,47	748,4	750,82	748,52
h ПВД 1	720,74	720,29	726,22	720,88
h деаэратор	720,74	720,29	726,22	720,88
h ПНД 4	686,53	686,33	692,04	687,16
h ПНД 3	663,21	663,43	669,24	664,75
h ПНД 2	611,95	618,08	625,21	622,84
h ПНД 1	584,11	581,65	595,46	578,2

 

Коэффициент ценности тепла, отпускаемого из каждого отбора и от конденсатора:

T180	Лето	Зима 1	Зима 2	Оптм. 1
ξ ПСВ 1	0,635	0,521	0,507	0,523
ξ ПСВ 2	0,856	0,681	0,670	0,682
ξ ПВД 1	0,998	0,991	0,988	0,990
ξ ПВД 2	0,940	0,925	0,918	0,925
ξ ПВД 3	1,080	1,084	1,088	1,084
ξ деаэратор	0,986	0,970	0,968	0,970
h ПНД 1	0,892	0,815	0,806	0,816
h ПНД 2	0,856	0,681	0,670	0,682
h ПНД 3	0,635	0,521	0,507	0,523
ПТ60	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
ξ ПСВ	0,207	0,238	0,184	0,231
ξ ПВД 3	0,852	0,859	0,848	0,854
ξ ПВД 2	0,759	0,769	0,755	0,762
ξ ПВД 1	0,657	0,672	0,660	0,662
ξ деаэратор	0,657	0,672	0,660	0,662
ξ ПНД 4	0,520	0,541	0,515	0,528
ξ ПНД 3	0,420	0,446	0,410	0,430
ξ ПНД 2	0,207	0,238	0,184	0,231
ξ ПНД 1	0,029	0,052	0,016	0,007
ПТ60(2)	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
ξ ПСВ	0,164	0,236	0,184	0,231
ξ ПВД 3	0,852	0,859	0,848	0,854
ξ ПВД 2	0,758	0,769	0,755	0,762
ξ ПВД 1	0,657	0,672	0,660	0,662
ξ деаэратор	0,657	0,672	0,660	0,662
ξ ПНД 4	0,518	0,542	0,515	0,528
ξ ПНД 3	0,414	0,446	0,410	0,430
ξ ПНД 2	0,161	0,238	0,184	0,231
ξ ПНД 1	0,010	0,053	0,016	0,007

Тепло и расход топлива входит в котла и пиковые котла

КПД котла принимем92% и теплоемкость природного газа 950 ккал/нм3. Перевод единиц измерения с ккал/нм3 на т.у.т/тыс.нм3, 950 ккал/нм3 0.135714 т.у.т/тыс.нм3.

расход топлива	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
Т180	451,73	503,62	507,98	505,85	(тыс. Нм3/ч)
ПТ60(1)	216,81	211,09	216,22	216,81	(тыс. Нм3/ч)
ПТ60(2)	216,82	211,09	216,22	216,81	(тыс. Нм3/ч)
ПИК	0,00	34,32	68,65	0,00	(тыс. Нм3/ч)

Показатели Эффективности

Показатели эффективности по блокам

T180	Лето	Зима 1	Зима 2	Оптм. 1
Qт		315,19	330,47	316,11	МВт
Qт_отр	459,17	196,72	185,87	198,07	МВт
Qi*(1-ξi)+Q конд-Qвп	289,44	124,10	123,42	124,18	МВт
ΔQ э	0,000	66,643	59,728	66,947	(Гкал/ч)
ПТ60	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
Qт	76,63	56,63	95,3	73,12	МВт
Qт_отр	143,75	157,94	124,48	147,26	МВт
Qi*(1-ξi)+Q конд-Qвп	75,47	67,13	81,38	75,22	МВт
ΔQ э	121,808	161,080	91,455	130,349	(Гкал/ч)
ПТ60(2)	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
Qт	80,26	59,25	95,3	73,12	МВт
Qт_отр	140,13	155,32	124,48	147,26	МВт
Qi*(1-ξi)+Q конд-Qвп	79,21	67,91	81,38	75,22	МВт
ΔQ э	118,998	153,176	91,455	130,349	(Гкал/ч)

Показатели эффективности ТЭЦ

	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
ΣQэ (Гкал/ч)	639,34	438,80	374,14	423,83
ΣΔQ э (Гкал/ч)	240,81	380,90	242,64	327,64
Кэ_блок	0,862	0,689	0,580	0,654

 

Расход топлива

расход топлива	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
В_ТЕЦ	885,37	960,13	1009,07	939,47	(тыс. Нм3/ч)
120,16	130,30	136,95	127,50	(т.у.т/ч)
Вэ/э	718,40	622,91	550,88	578,93	(тыс. Нм3/ч)
97,50	84,54	74,76	78,57	(т.у.т/ч)
Вт/э	166,97	371,55	526,84	360,54	(тыс. Нм3/ч)
22,66	50,42	71,50	48,93	(т.у.т/ч)

Удельный расход условного топлива

b э/э	323,9	281,7	249,0	261,2	г.у.т/кВт.ч
b т/э	69,80	87,61	104,11	84,76	кг.у.т/(Гкал/ч)

Оценивание коэффициент использования топлива

Коэффициент использования топлива определяется по следующей формуле: КИТ=(Q_от+(N_выр – N_сн)*0,86/(В_Р∙8), где Q_от - отпуск теплоты от энергоблока определяется нагрузками верхнего и нижнего сетевого подогревателя, а также нагрузкой кондесатора по встроенному пучку (Гкал/ч), N_выр и N_сн - выработка электроэнергии и электроэнергия на собственные нужды блока соответственно, МВт, В_Р - расход газа, сожженный энергетическим котлом, тыс. нм3/ч.

КИТ оценивали путем изменения теплонагрузки за счет поддержания производства электроэнергии. Чтобы добиться этого, это делается за изменения расход сетевой воды, регулировка диафрагма к последней ступени турбины, и регулировка расход пара, чтобы наладить производство электроэнергии.

Цель оценки КИТ это поможет искать оптимальную точку работы ТЭЦ чтобы более эффективно, так, что снижение выхлопных газов, снижение расход топлива и, то же, увеличение прибыли.

Результать для Т180

T180
Qкотел	Qпсв	Э/Э	KIT (%)
561,24	317,93	180,3	88,77
561,14	282,33		82,75
535,53	212,03	178,2	72,87
531,18	168,65	179,6	65,56
505,78	119,05		59,13
505,80			56,74
505,80	89,99	180,1	53,40

 

Результат для ПТ60

ПТ60
Qкотел	Qпсв	Qпроиз	Qвстр	Э/Э	KIT (%)
232,75	63,6	98,31	9,13	60,03	99,28
217,05	31,32	98,84	10,36	60,04	92,40
213,41	23,59	98,97	10,67	60,04	90,56

 

Результаты оптимизации

Проанализировав КИТ мы можем провести оптимизацию, основанную на графике КИТ. Здесь стараемся оптимизировать режим работы зима с низкой нагрузкой, отличающийся тем, что суммарная нагрузка на отопление около 979 МВт.

После просмотра результатов КИТ было определено, что необходимой теплоты достаточно без использования пикового котла, за счет максимального использования подогревателей сетевой воды в каждом блоке.

	Зима мин	Оптм. 1
суммарный блок (МВт)	431,07	462,35
пиковые котла (МВт)	34,89
α ПВК	0,07	0,00
суммарный тепло в котел (МВт)	979,0	954,9

 

 

Расход топлива при оптимизации

расход топлива	Зима мин	Оптм. 1
В_ТЕЦ	960,13	939,47	(тыс. Нм3/ч)
130,30	127,50	(т.у.т/ч)
Вэ/э	622,91	578,93	(тыс. Нм3/ч)
84,54	78,57	(т.у.т/ч)
Вт/э	371,55	360,54	(тыс. Нм3/ч)
50,42	48,93	(т.у.т/ч)

 

Удельный расход условного топлива при оптимизации

b э/э	281,7	261,2	г.у.т/кВт.ч
b т/э	87,61	84,76	кг.у.т/(Гкал/ч)

Выводы

Программа «United Cycle» помогает провести комплексное исследование режимов электростанции любой сложности путем ее математического моделирования. С помощью САПР United Cycle, путем математического моделирования, можно определить оптимальный режим работы. Меняя параметры, можно быстро моделировать различные нагрузки и проводить анализ критических параметров.

В результате проведенной работы была составлена схема в электростанции с двумя блоками Т 180, и двух блоков ПТ 60. Была сконструирована математическая модель всех четырех блоков и произведен расчет тепловой схемы для трех режимов: летнего, зимнего минимального и зимнего максимального.

Для каждого из блоков и электростанции были рассчитаны расходы удельного топлива, а так же рассчитаны показатели КИТ для каждого из блоков в отдельности.

Результаты расчета КИТов показали, что блок Т180 является самым эффективным и является приоритетным для загрузки.

В результате оптимизации было принято решение отключить пиковый водогрейный котел и увеличить расход сетевой воды через ПСВ на каждом блоке. Результатом такого мероприятия будет являться снижение расхода условного топлива на производство электроэнергии на 2,5%. Удельный расход тепловой энергии на подогрев сетевой воды в таком случае останется неизменным.

В результате пройденного курса я изучил основы проектирования режимов в программе «United Cycle», изучил принципы функционирования основного оборудования станции, основы оптимизации и влияние мер оптимизации на технико-экономические параметры станции.

В дальнейшем я планирую использовать полученные мной знания работы в данной программе для написания магистерской работы, еще более детально углубится в особенности проектирования режимов и оптимизации работы ТЭЦ.

Список литературы

1. Аникина И.Д. Использование методов имитационного моделирования для повышения эффективности ТЭЦ/И.Д. Аникина, Н.Т. Амосов// Неделя науки СПбПУ: материалы форума с международным участием. Институт энергетики и транспортных систем. Часть 1.- СПб: Изд-во Политехн. ун-та - 2015. – С. 182-184

2. Аникина И.Д., Сергеев В.В. Использование тепловых насосов для повышения энергоэффективности и энергосбережения. Диссертация Магистра СПБГПУ. 2012. 21-22с