В связи с этим проведены испытания пароперегревателей котлов ТП-81 ст.№ 9, 10. Целью испытаний являлось определение температурных и регулировочных характеристик пароперегревателя при различных режимах работы котла, а также получение экспериментальных данных для расчетного анализа, позволяющего выбрать вариант модернизации пароперегревателя.
На станции имеется резерв по паровой мощности котлов III очереди (типа ТП-81 ст. №9÷12) с давлением 140 кгс/см2, температурой 555 °С.
Ограничивающим фактором расширения станции на угле является сложная экологическая обстановка из-за низкой дымовой трубы (60 м), ограниченной по высоте по требованиям расположенного рядом аэропорта.
В зимние месяцы существуют ограничения по конденсационной мощности на ТЭЦ-4 при работе с максимальным отпуском тепла в периоды низких температур воздуха (-20 °С и ниже). Также существуют ограничения конденсационной мощности из-за неудовлетворительного состояния системы циркуляционного водоснабжения.
В летние месяцы основные ограничения по ТЭЦ-4 существуют из-за недостаточной охлаждающей способности градирен и не налаженной системы циркводоснабжения.
В зимние месяцы покрытие пиков потребления кроме снятия ограничений требует дополнительной установленной мощности и также обеспечения маневра по разгрузке в ночные часы.
В период максимально низких температур покрытие мощности в максимум потребления не удается компенсировать располагаемой мощностью и возникает необходимость либо покупки мощности, либо установки высокоэкономичного оборудования (ПГУ), для использования его не только в периоды максимально низких температур, но и в течение всего года для продажи энергии. Иначе оборудование будет простаивать, и срок окупаемости его существенно увеличится. Также высокоэкономичное оборудование необходимо рассматривать для замены выбывающего низкоэкономичного оборудования электростанции (очередь 90 кгс/см2).
Предлагаемые варианты реконструкции ТЭЦ-4:
1. Выполнить модернизацию III очереди НТЭЦ-4: котлов ст. №10, 11, турбин ст. №6, 7, 8 и тепловой схемы с внедрением схемы блока повышенной эффективности (БПЭ) и увеличением суммарной мощности турбоагрегатов III очереди на 18 МВт. При схеме БПЭ дополнительная мощность вырабатывается за счет увеличенного расхода пара в ЦСД и ЦНД турбины при уменьшении отбора пара на регенерацию и дополнительного подогрева питательной воды в котлах за счет установки турбинных экономайзеров.
2. В плане дальнейшего наращивания мощности станции еще на 220-260 МВт (лето – зима) установить две газотурбинные установки типа ГТЭ-110 мощностью по 110-130 МВт каждая (лето – зима). На отводе газов от этих турбин предлагается установить пиковые сетевые подогреватели и регенеративные подогреватели питательной воды существующих турбоустановок Т-100-130.
3.9.1. Блоки повышенной эффективности.
ЗАО «СибКОТЭС» в рамках разработки концепции развития ОАО «Новосибирскэнерго» для Новосибирской ТЭЦ-4 выполнена проработка схемы блока повышенной эффективности (БПЭ) на базе турбоагрегатов Т-100-130 и котлов ТП-81.
Принципиальное техническое решение заключается в байпасировании группы ПВД по питательной воде и направлению этой недогретой воды в дополнительно устанавливаемый в конвективной шахте котла турбинный экономайзер (рис. 1), что приводит к увеличению конденсационной выработки турбины при одновременном существенном повышении КПД котла за счет более глубокой утилизации тепла уходящих газов.
Байпас ПВД турбин ст. №
6, 7, 8 направляется в дополнительно устанавливаемый коллектор питательной воды
с 
(рис. 2). Из этого коллектора вода
подается в турбинные экономайзеры котлов ст. №10, 11, откуда после нагрева
уходящими газами направляется в котельный экономайзер первой ступени.
Предлагается взамен двух существующих гладкотрубных пакетов экономайзеров первой ступени котлов ТП-81 (ст. № 10, 11) установить оребрённые пакеты турбинных экономайзеров и котельных экономайзеров первой ступени (рис. 3).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.