Диссертация (Исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ), страница 13

Это означает, что при сравнении расчетных схемПГУ-ТЭЦ с ТНУ и схем без ТНУ применяется принцип выравнивания по теплоте иэлектрической энергии. Суммарный расход топлива по системе, таким образом,складывается из суммы расходов топлива: на энергоблок, на обеспечение графикатепловой нагрузки и на «довыработку» электрической энергии. На рис. 3.13 приведенапринципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ с ТНУ.Рисунок 3.13 – Принципиальная тепловая схема ПГУ-ТЭЦ с ТНУ:1 – компрессор ГТУ; 2 – камера сгорания: 3 – газодожимной компрессор; 4 – газовая турбина; 5 –электрогенератор ГТУ; 6 – котел-утилизатор; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – паровая турбина;10 – электрогенератор паровой турбины; 11, 12 – сетевые подогреватели; 13 – конденсаторпаротурбинной установки; 14 – циркуляционный насос; 15 – испаритель ТНУ;16 – компрессор ТНУ;17 – конденсатор ТНУ; 18 – дросселирующее устройство; КВОУ – комплексное воздухоочистительноеустройство; ППВД – пароперегреватель высокого давления; ИВД – испаритель высокого давления;ЭВД – экономайзер высокого давления; ППНД – пароперегреватель низкого давления; ИНД –испаритель низкого давления; ГПК – газовый подогреватель конденсата; ТВС – система техническоговодоснабжения.84Таблица 3.6 – Исходные данные к расчету тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с ТНУНаименованиеЭнергоблокКонфигурацияКлиматические условиярасчетаХарактерныетемпературы наружноговоздуха для выполнениярасчетов, °СХарактеристики котлаутилизатора– тип– контур высокогодавления:P0, t0;– контур низкогодавления:Pн, tнНаличие ГВТО/ГПКТип ПТУЧисло подогревателейсетевой водыНаличие пиковыхбойлеров и их количествоТемпературный графикХарактеристики газа– низшая теплотасгорания– давлениеКлиматический районСнеговой регион– расчетная снеговаянагрузка кПа (кг/м2)Ветровой район- нормативное значениеветрового давления кПа(кгс/м2)Сейсмичность районастроительства, баллыОбъект исследования«Центр»«Урал»«Юг»ПГУ-110Т1 ед.

ГТУ+1 ед. КУ+1 ед. ПТУг. Москваг. Екатеринбургг. Сочи+18,7; +15; +5,4,–25+18,5; +15; +2,6;–5,4; –32+15;+14,1;+6,6;–2горизонтальный9,0 МПа, 550 °С1,1 МПа, 295 °СГПКТ-40-9,02В объем рассматриваемой схемы не входят110/7046280 кДж/кг10 барIIвIвIIвII, 1,2 (120)IIIIV0,23 (23)0,30 (30)0,48 (48)менее 66985Продолжение таблицы 3.6Средняя температуранаиболее холоднойпятидневки(обеспеченность 0,92), °ССредняя температуранаиболее холодных суток(обеспеченность 0,92), °ССреднегодоваятемпература наружноговоздуха, САбсолютная минимальнаятемпература наружноговоздуха, °САбсолютнаямаксимальнаятемпература наружноговоздуха, °СОтносительная влажностьвоздуха наиболее теплогомесяца, %Относительная влажностьвоздуха самого холодногомесяца, %Количество осадков заноябрь – март, ммКоличество осадков заапрель – октябрь, ммПреобладание ветразимний период (декабрьфевраль)Преобладание ветра:– летний период (июньавгуст) –северо-западный.– 25– 32–2– 28– 38–5+ 7,7+ 6,3+ 12,9– 43– 47– 13+ 38+ 38+ 39736977837872225112789465392828западныйзападныйвосточныйзападныйзападныйсеверо-восточныйВ Приложении Б на рис.

Б1–Б3 приведены расчетные модели ПГУ-ТЭЦ с ТНУ длярегионов «Центр», «Урал» и «Юг», конструкторский расчет проведен для температурынаружного воздуха, соответствующей средней для отопительного периода поисследуемым регионам.863.2.1. Результаты расчета ПГУ-ТЭЦ с ТНУ для исследуемых регионов«Центр», «Урал» и «Юг»3.4.1.1 Анализ возможности обеспечения теплового графика потребителяДля регионов «Центр», «Урал» и «Юг» при работе по тепловому графику возможнообеспечение части тепловой нагрузки от ТНУ, эквивалентной тепловой нагрузкетеплофикационной установки для режимов, соответствующих среднеотопительнойнаружной температуре воздуха и при температуре наиболее холодной пятидневки. Влетнем режиме возможно обеспечение тепловой нагрузки ГВС.

Как видно из рис. 3.14–3.16, доля обеспечения тепловой нагрузки от ТНУ достигает 100 % от тепловой нагрузкисетевых подогревателей. Иными словами, в неотопительный период ТНУ в составе ПГУТЭЦ обеспечивает отпуск теплоты, эквивалентный нагрузке сетевых подогревателей. Вотопительный период для ТНУ имеется ограничение по отпуску теплоты ввидуТепловая нагрузка, Гкал/чсокращения объемов охлаждающей воды конденсатора паровой турбины.1009080706050403020100-25-2,25,4Температура наружного воздуха, °С15Тепловая нагрузка ТНУ, Гкал/чТепловая мощность ПГУ-110Т без ТНУ, Гкал/чТепловая мощность ПГУ-110Т с ТНУ, Гкал/чРисунок 3.14 – Сравнение выработки теплоты на ПГУ-ТЭЦ и с использованием ТНУдля региона «Центр»Тепловая нагрузка, Гкал/ч871009080706050403020100-25-2,25,415Температура наружного воздуха, °СТепловая нагрузка ТНУ, Гкал/чТепловая мощность ПГУ-110Т без ТНУ, Гкал/чТепловая мощность ПГУ-110Т с ТНУ, Гкал/чТепловая нагрузка, Гкал/чРисунок 3.15 – Сравнение выработки теплоты на ПГУ-ТЭЦ и с использованием ТНУдля региона «Урал»100806040200-2,06,615,0Температура наружного воздуха, °СТепловая нагрузка ТНУ, Гкал/чТепловая мощность ПГУ-110Т без ТНУ, Гкал/чТепловая мощность ПГУ-110Т с ТНУ, Гкал/чРисунок 3.16 – Сравнение выработки теплоты на ПГУ-ТЭЦ и с использованием ТНУдля региона «Юг»883.4.1.2 Анализ влияния ТНУ на выработку и отпуск электроэнергии отэнергоблока ПГУ-ТЭЦИспользование ТНУ на ПГУ-ТЭЦ практически не влияет на эффективностьвыработки электрической энергии.

Небольшое отклонение связано с влиянием ТНУ наконтур циркуляционной воды. Снижение температуры на входе в конденсатор паровойтурбины приводит к незначительному увеличению располагаемого теплоперепада.Следовательно, изменяется мощность отсека ЦНД. Однако, принято во внимание, что висследовании рассматривается теплофикационная турбина в составе ПГУ, с малымрасходом пара в конденсатор при отопительных режимах, в связи с этим, изменениемощности турбины незначительно (рис.

3.17–3.19).Выработка электрическойэнергии, МВт1401351301251201151101051009590-25-2,25,415Температура наружного воздуха, °СПГУ-ТЭЦ с ТНУПГУ-ТЭЦ БЕЗ ТНУРисунок 3.17– Сравнение выработки электрической энергии на ПГУ-ТЭЦ и сиспользованием ТНУ для региона «Центр»89Выработка электрическойэнергии, МВт1301251201151101051009590-32,0-5,42,615,0Температура наружного воздуха, °СПГУ-ТЭЦ с ТНУПГУ-ТЭЦ БЕЗ ТНУРисунок 3.18 – Сравнение выработки электрической энергии на ПГУ-ТЭЦ и сиспользованием ТНУ для региона «Урал»Выработка электрическойэнергии, МВт1301251201151101051009590-2,06,615,0Температура наружного воздуха, °СПГУ-ТЭЦ с ТНУПГУ-ТЭЦ БЕЗ ТНУРисунок 3.19 – Сравнение выработки электрической энергии на ПГУ-ТЭЦ и сиспользованием ТНУ для региона «Юг»90Наличие дополнительных затрат электроэнергии на электрический привод ТНУоказывает влияние на долю собственных нужд энергоблока.

Так использование мощныхтеплонасосных агрегатов приводит к значительному росту собственных нужд, чтопоказано на рис. 3.20–3.22. На диаграммах приведено значение собственных нужд,равных сумме затрат электроэнергии на привод компрессора ТНУ и прочих, относящихсяко всему энергоблоку. Как будет показано в главе 5, значительная доля собственных нуждна закупку электроэнергии и мощности составляет основную долю издержек при расчетеРасход электроэнергии на собственныенужды, %себестоимости теплоты от ТНУ.4035302520151050-25-2,25,415Температура наружного воздуха, °СПГУ-ТЭЦ с ТНУПГУ-ТЭЦ без ТНУРисунок 3.20 – Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока для региона«Центр»Расход электроэнергии на собственныенужды,%91302520151050-32,0-5,42,615,0Температура наружного воздуха, °СПГУ-ТЭЦ с ТНУПГУ-ТЭЦ без ТНУРасход электроэнергии на собственныенужды,%Рисунок 3.21 – Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока для региона«Урал»4035302520151050-32,0-5,42,6Температура наружного воздуха, °СПГУ-ТЭЦ с ТНУПГУ-ТЭЦ без ТНУРисунок 3.22 – Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблокадля региона «Юг»92Увеличение доли собственных нужд возрастает пропорционально отпуску теплотыот ТНУ.

Таким образом, в отопительном режиме доля собственных нужд возрастает в трии более раз в сравнении с вариантом без использования ТНУ.3.4.1.3 Анализ технико-экономических показателей ПГУ-ТЭЦ с ТНУВ исследовании рассмотрены режимы работы ТНУ в составе ПГУ-ТЭЦ при работепараллельно с теплофикационной установкой турбины, представленной двумя сетевымиподогревателями. Количество теплоты, получаемое от ТНУ, зависит, в первую очередь,от тепловоголимитирующимпотенциала источникафакторомИНТ. ДляиспользованияТНУтеплофикационныхявляютсярежимыустановокработынаотопительных нагрузках. В таких режимах значительно сокращается пропуск пара вконденсатор турбины и возможность обеспечения достаточного количества теплоты дляобеспечения теплофикационной нагрузки от ТНУ будет в значительной мереопределяться, в том числе, и типом системы циркуляционного водоснабженияэнергоблока.

Важным условием также является тот факт, что температура воды на входев конденсатор не должна быть ниже 12 °С, поскольку в таком случае может произойтиохрупчивание материала трубок конденсатора вследствие переохлаждения.Анализ КПД по выработке и отпуску электроэнергии, КИТТ ПГУ-ТЭЦ с ТНУПри расчете КПД по физическому методу, тепловая нагрузка учитываетсякак полезный продукт комбинированной выработки. Теплота, получаемая за счетиспользования низкопотенциальной теплоты с помощью ТНУ, повышает суммарнуювыработку от энергоблока при расчете по физическому методу. Увеличение доли теплотыприводит к возрастанию КПД по выработке электроэнергии. Поэтому для отопительныхрежимов КПД выше в сравнении с режимами ГВС (рис. 3.29–3.31). На рис. 3.23–3.25представлены зависимости при различном нагружении ТНУ относительно основнойсетевой установки.