Розглянуто широко рекламовані схеми енергоблоків підвищеної ефективності (БПЕ), проведена оцінка їх теплової економічності та інвестиційної привабливості, визначені умови для практичного застосування на ТЕС.

Анотація наукової статті з енергетики та раціонального природокористування, автор наукової роботи - ЗАМАЛЕЕВА М. М., Шарапов В. І.


He measuring of crude oil the analysis of thermal systems of electric power blocks of higher efficiency

The systems of electric power blocks of higher efficiency which are broadly advertised are looked upon. The evaluation of their heating efficiency and their investing advantage is fulfilled. The condition of their practical application at the Thermal Power Stations.


Область наук:

  • Енергетика і раціональне природокористування

  • Рік видавництва: 2006


    Журнал: Известия вищих навчальних закладів. проблеми енергетики


    Наукова стаття на тему 'Аналіз теплових схем енергоблоків підвищеної ефективності'

    Текст наукової роботи на тему «Аналіз теплових схем енергоблоків підвищеної ефективності»

    ?ТЕПЛОЕНЕРГЕТИКА

    УДК 621.311.22

    АНАЛІЗ ТЕПЛОВИХ СХЕМ ЕНЕРГОБЛОКІВ ПІДВИЩЕНОЇ

    ЕФЕКТИВНОСТІ

    М.М. ЗАМАЛЕЕВА, В.І. Шарапов

    Ульяновський державний технічний університет

    Розглянуто широко рекламовані схеми енергоблоків підвищеної ефективності (БПЕ), проведена оцінка їх теплової економічності та інвестиційної привабливості, визначені умови для практичного застосування на ТЕС.

    В даний час теплоенергетика країни знаходиться в складних умовах, що характеризуються безперервним старінням енергетичного обладнання і відсутністю інвестицій для введення нових економічних енергоустановок. Ситуація ускладнюється появою в ряді регіонів дефіциту потужності, недолік якої в найближчі роки неминуче відіб'ється на розвитку великих промишленноразвітих регіонів Росії. В умовах, що склалися обґрунтованим є пошук маловитратних рішень, спрямованих на продовження терміну служби діючого обладнання і підвищення його економічності.

    В якості одного з таких рішень пропонується використовувати реконструкцію енергоблоків за схемою БПЕ. Так звані блоки підвищеної ефективності (БПЕ) пропагуються поруч авторів [1-8]. Основна ідея полягає в використанні відбору теплоти від енергетичних котлів за рахунок установки додаткових поверхонь нагріву в конвективних газоходах і, тим самим, зниження температури відхідних газів. Для охолодження додаткових поверхонь нагріву пропонується використовувати байпас групи регенеративних підігрівачів високого тиску (ПВД), а також обвід частини підігрівачів системи регенерації низького тиску (ПНД-3, 4, 5) парових турбін [2, 3, 5, 7]. Інші рішення передбачають відбір теплоти від котлів шляхом установки так званого «високотемпературного теплофикационного економайзера» (ВТЕ), що охолоджується мережною водою системи теплопостачання [8].

    Відзначимо, що вживання в цьому виразі терміна «теплофикационного» свідчить про повне нерозуміння авторами цих рішень суті теплофікації - централізованого теплопостачання на базі комбінованого виробництва електричної і теплової енергії, за висловом Є.Я. Соколова. Очевидно, що теплофікації вироблення електрики і теплоти при застосуванні «теплофікаційних економайзерів» тільки знижується.

    Автори публікацій, в основному фахівці ВАТ «Подільський машинобудівний завод», наполягають на тому, що «раціональне зменшення відбору пара на регенерацію може бути використано для підвищення ефективності енергоблоку» [2]. При цьому, завдяки збільшенню витрати пари в конденсатор, виробляється додаткова електрична потужність, а зниження ККД паросилового циклу компенсується збільшенням ККД парового котла. Крім підвищення теплової економічності, розробники припускають також деякий можливе поліпшення екологічних показників енергоблоків,

    © М.М. ЗАМАЛЕЕВА, В.І. Шарапов Проблеми енергетики, 2006, № 9-10

    які працюють за схемою БПЕ. Зокрема, передбачається зниження викидів золи внаслідок поліпшення роботи електрофільтрів при зниженні температури відхідних газів і зниження викидів оксидів азоту завдяки зниженню температури дуттєвого повітря. Крім того, на котлах, оснащених регенеративними воздухоподогревателямі (РВП), падіння перепаду температур газ - повітря може привести до зменшення перетоків повітря.

    Разом з тим розробниками визнається обмеженість умов, що сприяють ефективному використанню схем БПЕ. «Це високі

    параметри пара і низькокалорійні Високовологе палива »[2], оскільки температура відхідних газів при використанні цих палив досить висока і у вихідних газах міститься значна кількість теплоти, утилизируемой в схемах БПЕ. Окрім дотримання зазначених умов, потрібно також вирішення складних інженерних завдань, пов'язаних із забезпеченням суперечливих вимог:

    1. Для економічного та надійного спалювання низькокалорійних вологих палив необхідно підтримувати досить високу температуру відхідних газів, що забезпечує бескоррозіонную роботу хвостових поверхонь нагріву.

    2. При спалюванні низькореакційного палив для забезпечення сталого факела в топці і прийнятних втрат теплоти від механічної неповноти згоряння необхідно підтримувати досить високу температуру підігріву повітря в воздухоподогревателе котла.

    3. Для глибокого охолодження відхідних газів і, отже, максимального підвищення ККД котла необхідно відбирати теплоту якомога ближче до виходу з парогенератора.

    4. Для підвищення потужності парової турбіни доцільно байпасіровать систему регенерації високого тиску, а для компенсації недогріву живильної води в парогенераторі підігрів повинен здійснюватися в зоні високих температур газів, тобто подалі від виходу з котла.

    Розглянемо деякі з пропонованих схем БПЕ. На рис. 1 представлена ​​одна з найбільш прийнятних схем БПЕ. Відмінність від звичайних блоків полягає в тому, що в конвективний газохід котла БПЕ між котельним економайзером і РВП вбудований теплообмінник (так званий «турбінний економайзер») для додаткового відбору теплоти від димових газів. В якості охолоджуючої середовища в цьому теплообміннику використовується байпасіруемая частина живильної води системи регенерації високого тиску паротурбінної установки. Зменшення відбору пара на регенеративні підігрівачі високого тиску дозволяє отримати додаткову потужність без підвищення витрати пари в «голову» турбіни, а відбір теплоти від димових газів парогенератора -Підвищити ККД котла.

    Так, в статті [3] наводяться дані стосовно деяким вітчизняним котлам і турбін при їх модернізації за схемою, представленої на рис. 1. Наприклад, для конденсаційної турбіни типу К-500-240 при 23% байпасе регенерації високого тиску передбачається отримати додаткову потужність 16 МВт, питома витрата палива на виробництво електроенергії знизити на 1%, а ККД котла збільшити на 1,7%. Слід зазначити, що в розрахунках, що підтверджують ефективність БПЕ, розробниками не відображається частка зниження ККД паросилового циклу внаслідок збільшення втрат теплоти в конденсаторі турбіни.

    Мал. 1. Енергоблок підвищеної ефективності

    Мал. 2. Включення турбінного економайзера

    На рис. 2 представлена ​​схема розміщення «турбінного

    економайзера »(ТУЕ) у конвективном газоходе котла, оснащеного трубчастим воздухоподогревателем (ТВП). Відмінність від рішення, представленого на рис. 1, полягає в тому, що ТУЕ встановлений у розтин ТВП в зоні нижчих температур газів.

    особливістю рішень,

    представлених на рис. 3, 4, є використання проміжного

    теплоносія - дутьевого повітря, що здійснює передачу теплоти від димових газів парового котла до основного конденсату Основний конденсат направляється крім регенеративних низького тиску спеціальний теплообмінник, за

    досягається зниження температури газів і підвищення ККД котлоагрегату.

    турбіни. турбіни останніх підігрівачів (ПНД-3,4) в

    воздуховодяной рахунок якого

    ПН Д-3,4

    Мал. 3. Включення воздуховодяного теплообмінника

    Мал. 4. Включення вбудованого теплообмінника

    Крім представлених на рис. 1-4 схем відбору теплоти від енергетичних котлів, існують також, як було згадано вище, рішення з використанням «високотемпературного теплофикационного економайзера», що розміщується в газоході парогенератора між котельним економайзером і воздухоподогревателем і охолоджується мережною водою системи теплопостачання. Автори [8] такого роду рішень стверджують, що використання відбору теплоти для потреб теплопостачання від енергетичних котлів прийнятно не тільки для заміщення пікової теплофикационной потужності, але також «може бути конкурентоспроможним з відбором тепла від турбін по тепловій ефективності». Слід, однак, зауважити, що висновки щодо теплової економічності схем з використанням «високотемпературного

    теплофикационного економайзера »не підтверджуються будь-яким техніко-економічні розрахунком і ґрунтуються на голослівних твердженнях.

    Для обґрунтованого висновку про теплову економічність енергоблоків, модернізованих за схемами БПЕ, необхідний тепловий розрахунок схеми ТЕС до і після реконструкції, а також повний облік факторів, що впливають на економічність станції в процесі експлуатації.

    Проведений нами попередній аналіз, заснований на визначенні ККД блоку з виробництва електроенергії та приватного абсолютного електричного ККД турбогенераторної установки, показує істотний вплив зниження відбору пара на регенеративні підігрівачі високого і низького тиску на економічність енергоблоку в цілому при відповідному збільшенні ККД парового котла. Для отримання порівнянних даних прийнято, що значення ККД теплового потоку і електромеханічний ККД турбоагрегатів (конденсаційних і теплофікаційних) різних схем енергоблоків однакові (пт.П = 0,98; Пем = 0,98). Збільшення значень ККД парового котла прийнято в залежності від ступеня байпасірованія системи регенерації турбіни і відповідного зниження температури відхідних газів. При визначенні ККД виробництва електроенергії теплофикационной турбіною прийнятий фізичний метод розподілу теплоти на вироблення електричної і теплової енергії.

    ККД (брутто) блоку з виробництва електроенергії розраховувався за формулою [9]

    БР БР БР БР

    Пе = пТ.У 'пТ.П' Лп.Г = Пi 'Пем • ЛТ.П' Лп.Г =

    БР

    = Пг • по.I • Пем • Пт.п • пП.Г, (1)

    БР

    де Пт У - абсолютний електричний ККД брутто турбоустановки; пт.П - ККД

    БР

    теплового потоку; Пп г - ККД брутто парогенератора; Пi - абсолютний внутрішній ККД турбоустановки; ПЕМ - електромеханічний ККД турбоустановки; пг - термічний ККД паросилового циклу; пол - внутрішній відносний ККД парової турбіни.

    При наявності проміжного перегріву пара п I визначався за формулою (2), а при відсутності промперегрева - за виразом (3):

    РК (го - ГК + ДП. П) + Р1 (г о - г1) + Р2 (г о - * 2) ,

    п г = ----------------------------------------------- - +

    рТ (го - г П. В) + (РТ ~ Р1 - Р2) ДП. П

    + Р3 (го ~ Г3 + гП.П.) + Рп (го - гп) (2)

    Рт (г про ~ г П. В.) + (РТ ~ Р1 ~ Р2) ДП. П

    РК (го ~ ЦК) + Р1 (го ~ г1) + ... + Рп (го ~ гп)? Ь \

    п * = ----------------------------------------------- ------------------ ТТТ -: -) -, (3)

    РТ (го ~ г П. В)

    де Рт - витрата пари на турбіну, кг / с; Рк, Р1, ..., Рп - витрата пара в конденсатор і відбори турбіни, кг / с; * 1 гп - ентальпія пари у відборах, кДж / кг; г до -

    ентальпія пара в кінці дійсного процесу розширення в турбіні, кДж / кг; го - ентальпія перегрітої пари перед турбіною, кДж / кг; гп.в - ентальпія живильної води, кДж / кг; ДГ п. П - підвищення ентальпії пари в проміжному пароперегрівачі, кДж / кг.

    Результати розрахунку економічності виробництва електроенергії типовими енергоблоками і БПЕ зведені в таблицю. У ній представлені значення ККД двох конденсаційних енергоблоків з турбінами К-500-240 і К-800-240, а також блоку ТЕЦ з теплофікаційної турбіною типу Т-100-130.

    Аналіз отриманих результатів дозволяє зробити наступні висновки щодо теплової ефективності різних схем БПЕ:

    1. Байпас групи підігрівачів системи регенерації високого тиску турбін К-500-240, К-800-240 з компенсацією недогріву живильної води в «турбінному економайзері» за рахунок відбору теплоти від парового котла стає економічніше типової схеми звичайного енергоблоку за умови приросту ККД парогенератора на два і більше відсотка. Для теплофикационной турбіни типу Т-100-130 збільшення ККД котлоагрегату за рахунок зниження температури відхідних газів повинно бути більше двох відсотків.

    2. Обвод частини підігрівачів системи регенерації низького тиску (ПНД-3, 4, 5) для розглянутих типів турбін (К-500, К-800, Т-100) недоцільний навіть при значному збільшенні ККД парогенератора

    БР

    (Пп Г = 94%), т. К. Істотне зниження пг не може бути компенсовано зростанням

    ПБР пп. Г.

    3. Використання для охолодження «високотемпературного теплофикационного економайзера» мережної води тепломережі, що спрямовується крім мережевих підігрівачів турбіни, вкрай неекономно, оскільки за рахунок значної витрати низько потенційного пара опалювальних відборів (як правило, 6-го і 7-го) на підігрів мережної води досягається найбільша вироблення електроенергії на тепловому споживанні і ніяке збільшення ККД парового котла не може зрівнятися з ефективністю теплофікації. Крім зниження теплової економічності, застосування ВТЕ істотно знизить надійність парових котлів через високу корозійну активність мережної води.

    Показники теплової економічності БПЕ і традиційних паротурбінних енергоблоків

    Енергоблок з турбіною П и Лем ЛТ. П ПБР ПП. Г ПБР ПЕ

    Т-100-130 (типова схема без байпасу системи регенерації) 0,9631 * 0,98 0,98 0,90 0,8325

    Т-100-130 (схема БПЕ з байпасом ПВД) 0,9420 * 0,98 0,98 0,92 0,8323

    Т-100-130 (схема БПЕ з байпасом ПВД і ПНД-4) 0,9129 * 0,98 0,98 0,93 0,8154

    Т-100-130 (схема БПЕ з байпасом ПВД і ПНД-3,4) 0,8969 * 0,98 0,98 0,94 0,8097

    К-500-240 (типова схема без байпасу системи регенерації) 0,4474 0,98 0,98 0,90 0,3867

    К-500-240 (схема БПЕ з байпасом ПВД) 0,4446 0,98 0,98 0,92 0,3928

    К-500-240 (схема БПЕ з байпасом ПВД і ПНД-5) 0,4167 0,98 0,98 0,93 0,3722

    К-500-240 (схема БПЕ з байпасом ПВД і ПНД-4,5) 0,4083 0,98 0,98 0,94 0,3686

    К-800-240 (типова схема без байпасу системи регенерації) 0,4387 0,98 0,98 0,90 0,3792

    К-800-240 (схема БПЕ з байпасом ПВД) 0,4362 0,98 0,98 0,92 0,3854

    К-800-240 (схема БПЕ з байпасом ПВД і ПНД-4) 0,4128 0,98 0,98 0,93 0,3687

    К-800-240 (схема БПЕ з байпасом ПВД і ПНД-3,4) 0,4041 0,98 0,98 0,94 0,3648

    * - представлені значення ККД виробництва електроенергії теплофикационной турбіною.

    Таким чином, з точки зору теплової економічності з усіх перерахованих схем БПЕ прийнятими до розгляду тільки рішення з обводом частини підігрівачів високого тиску турбіни і компенсацією недогріву живильної води добірної теплотою парогенератора. Необхідно також враховувати те, що істотне підвищення ККД парового котла (понад 3%) можливо лише при значному зниженні температури відхідних газів. Так, згідно з проведених розрахунків [10], при зниженні температури відхідних газів зі 160оС до 100оС на енергетичному котлі типу ТГМ-96Б приріст ККД становить 3,47%.

    Для отримання бажаного економічного ефекту від впровадження схем БПЕ потрібно установка громіздких теплообмінників зі значними поверхнями нагріву, що навряд чи можна реалізувати на діючих енергоблоках внаслідок обмеженості вільного простору в конвективних газоходах парових котлів. У поданих розрахункових даних [2] поверхню нагріву «турбінного економайзера», що забезпечує зниження температури відхідних газів зі 143оС до 100оС, становить 13580 м2. Ситуація з впровадженням схем БПЕ посилюється необхідністю значних капіталовкладень, оскільки поряд з необхідністю встановлення дорогих теплообмінників (особливо для підігріву живильної води) потрібно збереження підігрівачів системи регенерації високого тиску, повне заміщення яких за рахунок «турбінного економайзера» не представляється можливим.

    Скільки-небудь достовірне зіставлення необхідних капіталовкладень і можливого виграшу в теплової економічності при впровадженні БПЕ в публікаціях, на жаль, відсутня. Тим більше відсутні відомості про витрати, необхідних на освоєння нового виробництва котлів і турбін для БПЕ, а також дані за додатковими експлуатаційними витратами.

    До числа експлуатаційних умов, облік яких обов'язковий при впровадженні схем БПЕ, відносяться:

    1. Необхідність збільшення витрати охолоджуючої води через конденсатори парових турбін для конденсації додаткової витрати відпрацьованої пари і підтримки нормованого значення вакууму, зниження якого істотно впливає на економічність паросилового циклу.

    2. Потреба, в ряді випадків, підвищення продуктивності тягодутьевих механізмів внаслідок зростання опору газового тракту парогенераторів, а також напору живильних насосів, обумовленого гідравлічними втратами в «турбінних економайзерах».

    3. Підтримка чистоти хвостових поверхонь нагріву парових котлів і забезпечення їх бескоррозіонного режиму роботи.

    Оцінка передбачуваного економічного ефекту від впровадження енергоблоків підвищеної ефективності повинна передбачати експлуатаційні витрати, а також витрати електроенергії на власні потреби, що впливають на її відпуск споживачам. Слід зазначити, що найбільші витрати електричної енергії припадають на поживні (ПН) і циркуляційні насоси (ЦН), а також на тягодуттьові механізми (ПН -3,2 + 3,6% від встановленої потужності турбіни, ЦН - 1,1 + 1, 7% від

    конденсаційної вироблення) [9]. Виходячи з цього величина додаткової потужності, одержуваної в схемах БПЕ, дещо знизиться в порівнянні зі значеннями, представленими в [2, 3, 5, 7]. Крім того, на ТЕЦ з оборотними системами водопостачання може виникнути проблема з нестачею охолоджувальних пристроїв (градирень, ставків-охолоджувачів), не розрахованих на збільшені витрати пара в конденсатори турбоустановок, особливо в теплу пору року.

    Отже, для прийняття правильного рішення щодо можливості застосування схем БПЕ крім оцінки теплової економічності необхідний детальний аналіз всієї теплової схеми електростанції з урахуванням особливостей допоміжного обладнання і експлуатаційних витрат, недооцінка яких призведе до істотного зниження економічного ефекту від запропонованої реконструкції.

    З урахуванням сказаного проведена передпроектна оцінка економічної ефективності БПЕ [11], що модернізується по найбільш прийнятною схемою з обводом частини підігрівачів високого тиску турбіни і компенсацією недогріву живильної води в «турбінному економайзері» парогенератора. Порівнювалися економічні показники двох енергоблоків з турбінами типу К-500-240, один з яких реконструюється за схемою БПЕ, а другий функціонує за типовою схемою без модернізації. Маса додаткових теплообмінників для реконструкції за розглянутою схемою БПЕ становить 760 тонн [3]. Розрахунковий період часу дії інвестицій-термін життя порівнюваних енергоблоків прийнятий рівним 10 років, оскільки ефективність інвестицій визначається для вже існуючих енергоустановок, які відпрацювали 2/3 паркового ресурсу, що становить для енергообладнання 30 років. Порівнянність варіантів забезпечувалася за рахунок прийняття наступних умов:

    - порівнювані енергоблоки спалюють один і той же вид палива -Кут;

    - для вирівнювання варіантів по потужності, що виробляється умовно збільшена потужність звичайного блоку (без реконструкції за схемою БПЕ) за рахунок закупівлі відсутньої електроенергії на оптовому ринку електроенергії

    (Потужності) з урахуванням величини різниці витрат електроенергії на власні потреби (для БПЕ - 4,6% від вироблення, для типового енергоблоку - 4,0%);

    - число годин використання встановленої потужності (і = 7000 годин), а також втрати в ЛЕП однакові для обох варіантів;

    - для приведення показника надійності БПЕ до необхідного рівня передбачені додаткові заходи щодо захисту хвостових поверхонь нагріву від занесення золою і низькотемпературної корозії, орієнтовна вартість яких прийнята в розмірі 1 млн. рублів за рік експлуатації.

    Також враховувався одноразовий характер капіталовкладень в БПЕ (термін реконструкції - менше 1 року), орієнтовна вартість яких у грошовому вираженні склала [3]:

    - для 1 тонни теплообмінників - 56000 руб .;

    - ціна монтажу 1 тонни теплообмінників - 56000 руб.

    Величина додаткової потужності (без урахування власних потреб), що виробляється БПЕ, прийнята в розмірі 16 МВт [3]. Витрата палива БПЕ визначено за умовою зниження питомої витрати палива на виробництво електроенергії на 1,0% [3].

    Найбільш просто оцінити економічну ефективність альтернативних варіантів дозволяє інтегральний метод розрахунку сукупних витрат. У загальному вигляді витрати визначаються за формулою

    ^ І)

    З = К інв +? ---- * -, (4)

    t = 1 (1 + Я))

    де Кінв - капіталовкладення в реконструкцію блоку за схемою БПЕ, руб .; І) -Поточні витрати (витрати виробництва) за період часу), руб .; ) -

    розглянутий період часу, рік; Т - термін життя проекту, років; Я - ставка (норма) дисконту (прийнята рівною 12%).

    Оскільки порівнювані варіанти енергетично порівнянні і відрізняються лише витратами палива і значеннями вироблюваної електроенергії, то в першому наближенні для оцінки поточних витрат враховуємо:

    - паливну складову, виходячи з орієнтовної вартості 1 т у.п. рівній 812 руб .;

    - вартість електроенергії, що купується на оптовому ринку (600 руб. за МВт-год);

    - вартість додаткових заходів по захисту хвостових поверхонь нагріву від занесення золою і низькотемпературної корозії.

    Проведені за формулою (4) розрахунки дозволяють зробити висновок про те, що в розглянутий період часу (10 років) сукупні витрати в БПЕ менше на 104,6 млн. Рублів у порівнянні зі звичайними енергоблоками.

    Згідно рекомендацій [11], аналіз економічної доцільності повинен передбачати порівняння критеріїв економічності, визначених різними методами. Визначити економічну ефективність впровадження схем БПЕ шляхом оцінки дисконтованих грошових надходжень дозволяє метод розрахунку чистого дисконтованого доходу (ЧДД). Формула для визначення ЧДД має наступний вигляд:

    ? П)

    ЧДД =? ------- ~ г - До інв, (5)

    ) = 1 (1 + Я))

    де П) - потоки грошових коштів в кінці періоду); інші позначення див. формулу (4).

    Отримані результати розрахунку ЧДД порівнюваних енергоблоків також підтверджують певний виграш в економічності при впровадженні даного варіанту БПЕ:

    - для БПЕ - 7954993,6 тис. руб .;

    - для традиційного блоку - 7847867,9 тис. руб.

    У розрахунках ЧДД традиційного енергоблоку враховувалася 8% надбавка за транспорт і розподіл електроенергії, придбаної на оптовому ринку. При визначенні виручки від реалізації електроенергії, що відпускається закладалася ціна в розмірі 0,653 руб. за кВт-год.

    Відзначимо, що в розрахунках за формулами (4) і (5) не враховано дуже значні витрати на освоєння виробництва нового енергетичного котельного та паротурбінного обладнання.

    Крім оцінки інтегральних критеріїв економічності обгрунтованим, з точки зору інвесторів, є визначення терміну окупності інвестицій. Визначити термін окупності капіталовкладень з урахуванням дисконтування дозволяє формула

    ? П)

    До інв -? ------- Ч = 0. (6)

    ) = 1 (1 + я))

    Розрахунок за формулою (6) показує, що термін окупності інвестицій в БПЕ становить:

    - 3 роки при числі годин використання встановленої потужності - 7000;

    - 4 роки при числі годин використання встановленої потужності - 6000;

    - 6 років при числі годин використання встановленої потужності - 5000. Отже, невеликий виграш в економічності при впровадженні

    розглянутого варіанту БПЕ може бути досягнутий тільки при максимальному використанні встановленої потужності енергоблоку підвищеної ефективності.

    висновки

    1. Пропаговані поруч авторів шляхи підвищення ефективності енергоблоків ТЕС за рахунок впровадження схем БПЕ представляються недостатньо опрацьованими і обґрунтованими.

    2. Проведений аналіз ряду пропонованих схем БПЕ доводить неефективність деяких з них, зокрема рішень з установкою теплообмінників, охолоджуваних основним конденсатом турбіни, які направляються крім частини регенеративних підігрівачів низького тиску, а також вкрай неекономічного використання «високотемпературного теплофикационного економайзера», що заміщує мережеві підігрівачі теплофикационной турбіни.

    3. Отримання деякого виграшу в теплової економічності можливо лише на енергоблоках, що реконструюються шляхом заміщення частини підігрівачів системи регенерації високого тиску вбудовуваним вконвективний газохід

    котла «турбінним економайзером». Оцінка ефективності інвестицій в даний вид БПЕ, проведена на основі інтегральних методів з урахуванням експлуатаційних факторів, підтверджує можливість отримання незначної економії сукупних витрат в порівнянні з традиційними енергоблоками.

    4. Разом з тим навіть самі економічні схеми БПЕ мають обмежену сферу застосування на діючих ТЕС у зв'язку з відсутністю вільного простору в конвективних газоходах парових котлів і значною кількістю обмежуючих умов, для вирішення яких необхідно спільне проектування і вельми дороге освоєння нового енергетичного котельного та паротурбінного обладнання.

    Summary

    The systems of electric power blocks of higher efficiency which are broadly advertised are looked upon. The evaluation of their heating efficiency and their investing advantage is fulfilled. The condition of their practical application at the Thermal Power Stations.

    література

    1. Липец А.У. Про перспективи розвитку котлів великої одиничної продуктивності // Теплоенергетика. -1996. -№10. -З. 57-60.

    2. Овчар В.Г., Гордєєв В.В., Сотников І.А., Липец А.У. Досвід заводських розробок енергоблоків підвищеної ефективності // Теплоенергетика. -1999. -№9. -З. 2-5.

    3. Стиріковіч М.А., Сафонов Л.П., Берсенєв А.П., Шевченко В.С. та ін. Енергоблоки підвищеної ефективності // Теплоенергетика. -1996. -№5. -З. 39-42.

    4. Медведєв В.А., Липец А.У., Пономарьов Н.В. і ін. Ефективність комплексної модернізації хвостовій частині діючих пиловугільних котлів // Теплоенергетика. -1999. -№8. -З. 43-47.

    5. Липец А.У., Кузнєцова С.М., Діріна Л.В., Андрєєва А.Я. та ін. Деякі шляхи вдосконалення котла і енергоблоку на супернадкритичних параметри пара // Теплоенергетика. -1998. -№6. С. -3137.

    6. Липец А.У., Кузнєцова С.М., Діріна Л.В., Будняцкій Д.М. Виробництво тепла в енергетичних котлах // Енергетик. -2001. -№10. -З. 1416.

    7. Овчар В.Г., Липец А.У., Кузнєцова С.М., Діріна Л.В. Додаткова потужність, що отримується при перекладі енергоблоків на схему БПЕ // Теплоенергетика. -1999. -№9. -З. 6-9.

    8. Гордєєв В.В., Єршов Ю.А., Сотников І.А., Липец А.У. та ін. Відбір високопотенційного тепла від енергетичних котлів - шлях підвищення ефективності електростанції // Теплоенергетика. -1999. -№9. -З. 10-12.

    9. Довідковий посібник теплоенергетика електричних станцій. Під загальною редакцією А.М. Леонкова, Б.В. Яковлєва. Мінськ, Білорусь, 1974. -368 с.

    10. РД 34.08.552-95. Методичні вказівки щодо складання звіту електростанції і акціонерного товариства енергетики та електрифікації про теплову економічність устаткування. -М .: ОРГРЕС, 1995.

    11. Методичні рекомендації щодо оцінки ефективності інвестиційних проектів, затверджених Міністерством економіки Російської Федерації, Міністерством фінансів Російської Федерації та Державним комітетом Російської Федерації з будівельної, архітектурної та житлової політики 21 червня 1999 р N ВК 477.

    надійшла 17.08.2006


    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити