Комплексный энергоаудит Новосибирской ТЭЦ-3. Том 1. Технический отчет, страница 93

Генеральный директор ЗАО “СибКОТЭС”                                                                                                                       Ф. А. Серант

 «____»____________2005г.

Начальник отдела энергоаудита и топливоиспользования                                                                                                В.А. Ефремова

 «____» ___________2005г


Приложение 4

Анализ и предложение по  оптимизации тепловой схемы ТЭЦ.

Существующая тепловая схема и набор оборудования ТЭЦ позволяет обеспечивать отпуск тепла в соответствии с утвержденным температурным графиком среднесуточного регулирования отпуска тепловой энергии потребителям в горячей воде. С точки зрения сложившегося опыта эксплуатации тепловая схема сравнительно оптимальна. Однако, турбина  ст.№10 Р-25 – 130/8  в работу практически не включается, так как  загружается оборудование на давление 30-90 кГс/см2. По проекту реконструкции на турбине ст.№ 10 должен быть организован отбор пара для подогрева питательной воды, работа не закончена из-за отсутствия финансирования. 

Вывод из работы оборудования на 90 кГс/см2 позволяет электростанции без снижения надежности:

работать на одном виде топлива (без сжигания Кузнецких углей),

вывести из работы одну топливоподачу,

снизить затраты на эксплуатацию и ремонт основного оборудования (турбины и котлы 3 очереди) а также механизмы топливоподачи,

снизить собственные нужды.

Дымовая труба 4 очереди рассчитана на работу с котлами №№ 7-14 при их номинальной производительности (без котла ст.№15). Включение котла № 15 требует либо вывода из работы одного из котлов №№ 7-14, либо снижение нагрузки этих котлов.

В связи с предлагаемым выводом из работы оборудования  очередей 30-90 кГс/см2 рассмотрены этапы и варианты оптимизации тепловой схемы.

1 этап. Существующее оборудование. В связи с ограничением по паропроизводительности котлов ст. № 7-14 (Go=280 т/ч) и неработоспособным состоянием  котла ст. № 15,  8 котлов обеспечивают расход пара 2240 т/ч. Турбины Т-100-130 ст. .№ 11-14 обеспечивают отпуск тепла в горячей воде  потребителям и на собственные нужды до t нв-19 °С. Q выр= 655 Гкал/ч при  Рвто=1,5 кГс/ см2, на собственные нужды. При дальнейшем снижении температуры требуется включение пиковых бойлеров. Необходимая величина отпуска тепла от ПБ  Q Пб = 279 Гкал/час.

Турбина Р-25-130/8 ст. №10 обеспечивает технологические нужды собственных нужд (подготовка ХОВ, поддержание в резерве мазутного хозяйства, размораживающих устройств и т.д.), подогрев воды для подпитки теплосети ≈  33 Гкал/час, отпуск пара сторонним потребителям, подачу пара на пиковые бойлера и др.  При включении подогревателей питательной воды от турбины (организация отбора) максимальный расход пара на ПВД составит 30 т/ч. При этом возможно увеличение расхода свежего пара без снижения максимального отпуска тепла от турбины  Go=270 т/ч, при Р2=10 кГс/см2. По энергетической характеристике отпуск тепла из противодавления составит  170 Гкал/ч.

Для полной загрузки 4 турбин Т-100-130 и двух турбин Р-25-130/8  требуется расход свежего пара Go=1875 +540=2415 т/ч. Котлы могут обеспечить 2240 т/ч. При работе одной турбины Р-25-130/8 остается резерв пара для РОУ 95 т/ч.  Для обеспечения отпуска тепла в соответствии с графиком 150/70 со срезкой на 129 °С требуется отпуск Q отп.= 12668 *(129-64) = 823, 4 Гкал/час, с учетом собственных нужд, подогрева подпитки теплосети и т.д. выработка должна быть Q выр= 823, 4 +70=893,4 Гкал/час. Турбины Т-100-130 обеспечивают отпуск 655 Гкал/ч, одна турбина Р-25-130/8 – 170 Гкал/час, остающийся резерв РОУ обеспечит отпуск 78,5 Гкал/час. Итого 903,5 Гкал/час, т.е. график 150/70 со срезкой на 129 °С может быть обеспечен. Электрическая мощность – 437 МВт.

В летний период возникнут трудности с обеспечением паром 6 -11 кГс/см2. Включение в работу турбины Р-25-130/8 нецелесообразно (низкая потребность в паре 6 -11 кГс/см2).

Для обеспечения графика 150/70 (без срезки) необходим отпуск тепла в количестве 1013,4 Гкал/час, в т.ч. ПБ -544,7. Выработка при этом должна быть не менее 1083,4 Гкал/час. При существующем составе турбинного и котельного оборудования и состоянии котельного оборудования  график 150/70 обеспечить невозможно.