Использование специальных технических устройств, снижающих энергопотребление в местах временного отсутствия персонала.
Использование вспомогательного оборудования в режимах, близких к номинальным.
Использование основного оборудования в оптимальных режимах.
Основные направления рационализации энергоиспользования на ТЭС.
Специфика энергоиспользования на ТЭС (конденсационных).
Рационализация энергоиспользования на ТЭС.
Лекция 6.
1) Сжигание топлива.
– выбор оптимального вида топлива, организация доставки и подготовки топлива и т.п.;
– выбор основного оборудования, ориентированного на сжигание конкретного вида и марок топлива;
– оптимизация процесса сжигания топлива.
2) Организация циркуляции воды по пароводяному тракту.
– системы водоочистки и контроля качества воды;
– подача добавочной воды;
– наличие конденсатора;
– наличие насосов различного уровня.
3) Отпуск электроэнергии потребителю как основной вид отпуска энергии.
|
|
4) Возможный отпуск тепла потребителю.
5) Большая доля потерь тепла в конденсаторе.
6) Доля расходов тепла и электроэнергии на собственные нужды станции – до 8%.
1) Повышение эффективности использования основного оборудования.
– эксплуатация оборудования в наиболее оптимальных режимах;
– повышение к.п.д.;
– своевременный и качественный ремонт оборудования.
2) Использование марок топлива, предусмотренных для установленного оборудования.
3) Снижение доли расходов на собственные нужды и повышение к.п.д. станции в целом.
4) Оптимизация использования вспомогательного оборудования.
– борьба с накипью в теплообменниках;
– использование насосов с нагрузкой, близкой к номинальной и т.п.
5) Привлечение к работе квалифицированного персонала, создание комфортных условий работы для персонала.
Структура расходов на собственные нужды ТЭС.
– выделяют расходы тепловые и расходы электроэнергии (которые также могут быть пересчитаны на тепло);
– расходы на СН основного оборудования;
– расходы на работу вспомогательного оборудования;
– расходы на обеспечение условий работы персонала (освещение, подогрев и кондиционирование воздуха).
Способы снижения расходов на СН ТЭС.
Энергоаудит на ТЭС. Показатели энергетической эффективности ТЭС и РК и методы их определения при энергообследованиях.
Сопостовляются результаты гарантийных испытаний и паспортных данных заводов – изготовителей оборудования по следующим показателям:
– удельному расходу тепла на выработку электроэнергии, электрической и тепловой нагрузке регулируемых отборов – по турбоагрегатам;
|
|
– КПД брутто и тепловая нагрузка, структура сжигаемого топлива и его качественные характеристики – по котлам;
– потребляемой мощности – по механизмам электрических собственных нужд;
– расход и температура охлаждающей воды на входе в конденсатор;
– температура питательной воды на входе в экономайзер;
– температура холодного воздуха и воздуха перед воздухоподогревателем.
– И т.п.
2. Первичное, периодическое (повторное), внеочередное, локальное обследование, экспресс-обследование.
Рассчитывают показатели удельных потерь энергоэффективности при отпуске электроэнергии
[ΔbЭЭПОТ кг/(кВт◦ч)] и тепла [ΔbТЭПОТ кг/(Гкал)]:
для ТЭС
(1)
(2)
для РК
(3)
где – величины возможного снижения расхода условного топлива в годовом разрезе, т, соответственно за счет:
– повышения уровня эксплуатации и ремонта оборудования;
– увеличения выработки электроэнергии по теплофикационному циклу;
– оптимизации распределения электрической и тепловой нагрузок между агрегатами;
– совершенствования тепловой схемы;
– реконструкции и модернизации элементов технологического цикла;
– совершенствования технического учета и отчетности, энергетического анализа, усиления претензионной работы с поставщиками топлива;
ЭОТП и QОТП – отпуск электроэнергии и отпуск тепла, тыс кВт◦ч и Гкал;
КЭ – коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии.
Величины ΔbЭЭПОТ и ΔbТЭПОТ характеризуют выявленный при исследовании топливный эквивалент потенциала энергосбережения () в пересчете на условное топливо, т:
для ТЭС
(4)
для РК
(5)
3. Определение энергосберегающего потенциала ТЭС.
Энергосберегающий потенциал определяется по следующим направлениям.
3.1. Анализ состава и состояния основного и вспомогательного оборудования. Эффективности работы элементов технологической схемы.
3.2. Условия топливоснабжения.
– какой вид топлива является проектным;
– на сжигание какого вида топлива рассчитано установленное котельное оборудование и оборудование топливоподачи;
– проводилась ли реконструкция оборудования, если проектный вид топлива не соответствует фактическому;
– проводились ли режимно-наладочные испытания на непроектном виде топлива. Проанализировать их результаты и выполнение рекомендованных мероприятий;
– в случае сжигания нескольких видов непроектного топлива одновременно проанализировать, что сделано для совместного сжигания этих топлив (испытания, реконструкция, режимные карты и т.д.);
– выяснить причины сжигания непроектных видов топлива и его влияние на экономичность работы ТЭС;
– если проектным видом являлось твердое топливо, а фактически сжигается газ или мазут, дать оценку технической возможности перевода ТЭС на сжигание проектного топлива;
– анализ организации на ТЭС претензионной работы по количеству и качеству поступившего топлива;
– анализ учета израсходованного топлива.
3.2. Условия водоснабжения.
– применяемая система циркуляционного водоснабжения, схемы технического водоснабжения;
– эффективность работы охлаждающих устройств (градирен, брызгальных бассейнов, прудов-охладителей);
– характерные суточные графики электрических нагрузок зимнего и летнего периодов для рабочего и праздничного дней;
– возможные варианты работы турбоагрегатов по схемам подогрева сетевой воды: одно-, двух- и трехступенчатый подогрев.
3.3. Особенности тепловой схемы в части:
– отпуска тепла внешним потребителям и на собственные нужды;
– наличия перетоков теплоносителей между отдельными турбоагрегатами и группами оборудования, их влияния на тепловую экономичность турбинной установки в целом.
|
|
3.4. Схемы питания механизмов электрических собственных нужд.
3.5. Основные технико-экономические показатели работы оборудования в динамике за последние 3 года. На основании этого делаются выводы об использовании установленной мощности, уровне эффективности энергопроизводства, причинах изменения удельных расходов топлива, в том числе за счет эксплуатационного обслуживания и ремонта оборудования.
3.6. Оценка состояния технического учета и отчетности, нормирования и анализа показателей топливоиспользования, применяемые методики расчета затрат на собственные нужды, к.п.д. и других показателей.
3.7. Состояние парка измерительных приборов.
3.8. Внедрение средств автоматизации расчетов: компьютерных программ, устройств обработки диаграмм регистрирующих приборов, автоматизация коммерческого учета отпуска энергии, расхода газа, затрат электроэнергии на собственные нужды.
3.9. Составление топливно-энергетического баланса. В приходной части топливно-энергетического баланса ТЭС или РК должно быть отражено тепло сожженного в котлах топлива, в расходной – безвозвратные потери, расходы энергии на собственные нужды и отпуск энергии внешним потребителям. Энергетические балансы для ТЭС составляются по методу равноценности электрической и тепловой энергии без учета последовательности производства электроэнергии и тепла и связи потерь. При этом не учитывается энергия, возвращенная в цикл ТЭС от механизмов собственных нужд (нагрев воды в питательных насосах, сетевых насосах, дутьевых вентиляторах).
Исходные данные для составления топливно-энергетического баланса тепловой электростанции
Показатель | Обозначение | Единица измерения |
1. Выработка электроэнергии 2. Отпуск электроэнергии 3. Отпуск тепла внешним потребителям 4. Расход условного топлива по котлам: – энергетическим – пиковым водогрейным – пусковой котельной 5. КПД брутто (обратный баланс) котлов: – энергетических – пиковых водогрейных – пусковой котельной 6. Выработка тепла энергетической котельной установкой. 7. Расход электроэнергии на собственные нужды установки: – котельной – турбинной 8. Затраты тепла на собственные нужды установки: – котельной – турбинной 9. Расход пара по каждой турбине: – свежего – промперегрева 10. Параметры свежего пара по каждой турбине: – давление – температура 11. Параметры пара до промперегрева по каждой турбине: – давление – температура 12. Параметры пара после промперегрева по каждой турбине: – давление – температура 13. Температура питательной воды за ПВД по каждой турбине 14. Отпуск тепла из отборов турбин: – производственных – теплофикационных 15. Удельный расход тепла нетто на выработку электроэнергии турбинной установкой | Э ЭОТП QОТП ВКУЭН.К ВКУПВК ВКУПУСК ηКУБР.ЭН.К ηКУБР.ПВК ηКУБР.ПУСК QКУБР.ЭН.К ЭКУСН ЭТУСН QКУСН QТУСН DOi DППi pOi tOi pOi tOi pOi tOi tПвi QПОТБ QТОТБ qТУН | тыс.кВт◦ч тыс.кВт◦ч Гкал т т т % % % Гкал тыс.кВт◦ч тыс.кВт◦ч Гкал Гкал т т кгс/см2 ОС кгс/см2 ОС кгс/см2 ОС ОС Гкал Гкал ккал/(кВт◦ч) |
Исходные данные для составления топливно-энергетического баланса районной котельной
|
|
Показатель | Обозначение | Единица измерения |
1. Отпуск тепла внешним потребителям 2. Расход топлива 3. КПД брутто (обратный баланс) 4. Затраты тепла на собственные нужды | QОТП В ηКУБР QКУСН | Гкал т % Гкал |
В зависимости от вида сжигаемого топлива на ТЭС или РК рассматриваются следующие вопросы: