Модернизация энергетического оборудования

Эффективизация энергетических процессов 

  Энергетический комплекс стран СНГ построен более 40 лет назад. Оборудование тепловых электростанций (ТЭС), Тепло Электро Централей (ТЭЦ) и отопительных котельных (ОК) физически и морально устарело. Эксплуатация теплоэнергетического комплекса имеет ряд существенных проблем. Большинство проблем эксплуатации прямо или косвенно связаны с несовершенством, а в ряде случаев примитивностью проточных частей оборудования, гидравлических и аэродинамических систем в которых движутся жидкости и газы.


Проблемы энергетики

1. Одна из главных проблем энергетики – ограничения мощности энергоустановок по тяге и дутью. Котлы ОК и энергоблоков ТЭС работают с нагрузкой на 10 – 30% меньше от номинальной мощности из-за недостаточной производительности вентиляторов и дымососов.

2. Высокие выбросы вредных веществ ТЭС связаны с примитивностью геометрии тягового тракта котлов, особенно входных или выходных участков фильтров и других элементов гидроаэросистем.

3. Большие значения потерь давления в гидроаэросистемах являются причиной высоких затрат энергии на собственные нужды. Затраты энергии на работу вентиляторов и дымососов можно уменьшить в 2 и более раз.

Указанные проблемы снижают экономичность, надежность, экологические и др показатели работы энергетических установок и оборудования.

Перспективы развития Энергетики

Удельные затраты на строительство новых ТЭС составляет 700 1000 УЕ/кВт.

Поэтому – для снижения затрат на развитие энергетической отрасли все чаще используют концепцию «интенсификации энергетического оборудования» – увеличение мощности оборудования
обеспечивает за счет обновления или замены оборудования с обеспечением высоких значений КПД.

Удельные затраты проектов «интенсификации Энерго Оборудования» ~ 500УЕ/кВт

Эффективизация Энергетических систем и оборудования

Нами разработана принципиально новая концепция развития энергетической отрасли за счет существенного улучшения параметров работы энергетического оборудования на основе совершенствования корректировки аэрогидродинамических процессов – «эффективизации энергетических систем и оборудования».

В наших проектах используется "метод визуальной диагностики структуры потоков» (МВДСП) жидкостей и газов [4, 5]. Задача проектов «эффективизации энергетических систем и оборудования» – существенное повышение «эффективности» гидроаэросистем и технологических процессов в целом за счет оптимального распределения структуры потоков и снижения сопротивлений.

Удельные затраты проектов «эффективизации
энергосистем и оборудования» – 200УЕ/кВт

Таким образом, проекты «эффективизации ЭСО» без замены дорогостоящего оборудования, а только за счет совершенствования каналов гидроаэросистем в 2 – 5 раз дешевле «интенсификации ЭО»
 


Различие в понятии КПД и эффективность см. п. "КПД и эффективность".


Примеры реализации проектов «Эффективизации энергетических систем и оборудования»


Повышение эффективности работы ТЭС и ОК на основе использования новой концепции «эффективизации ЭСО» обеспечивает существенную экономию от снижения затрат энергии на собственные нужды.

За счет малых затрат на выполнение проектов и быстрой окупаемости проекты «эффективизации ЭСО» (совершенствование проточных частей на основе визуальной диагностики и оптимизации структуры потоков – FS технология) в 5 – 10 раз выгоднее, чем проекты «интенсификации» энергетического оборудования.

Поэтому разработку проектов «эффективизации ТП» можно отнести к инновационным мероприятиям, обеспечивающим существенный экономический эффект.

«Эффективизация технологических процессов» позволяет увеличивать эффективность технологических процессов не только действующих энергетических предприятий, но также позволяет разрабатывать энергетическое оборудование нового поколения.

Новая концепция «эффективизация ТП» и продления срока работы предприятий энергетического комплекса, позволяет экономично и в короткие сроки решать проблемы эксплуатации энергетических предприятий.

Пример «эффективизации» процесса подачи окислителя в котел энергоблоков ПГУ-250 Молдавской ГРЭС.

Для горения топлива в котле используется два варианта подачи окислителя:

1 вариант – в режиме ПСУ (работает котел и паровая турбина) подачу атмосферного воздуха в котел обеспечивает вентилятор ВДН-25/2;

2 вариант – в режиме ПГУ для окисления-горения топлива в котле подается сбросной газ газовой турбины ГТ-35-770.

Этапы выполнения проектов совершенствования оборудования.

1 этап – Анализ показал, что газовая турбина ГТ-35 не обеспечивает номинальной мощности Nэл ГТ = 35МВт.ч. из-за примитивной геометрии и соответственно высоких сопротивлений проточных частей.

2 этап – Разработан проект «Совершенствования совместного участка тракта подачи окислителя в котел» от ГТУ (в режиме ПГУ) и от дутьевого вентилятора (в режиме ПСУ).

3 этап – модернизация выполнялась ремонтным персоналом Молдавской ГРЭС.

4 этап – испытания оборудования и анализ полученных результатов.

Результаты выполнения проекта:

1 – Испытания котла и ГТУ энергоблока №11 Молдавской ГРЭС в режиме ПГУ до и после модернизации показали снижение противодавления газовой турбины при сопоставимых параметрах энергоблока, что позволило обеспечить увеличение мощности электрогенератора ГТУ-35 с 24,7МВт до 25,2МВт., то есть увеличение мощности составило ∆Nэл.ГТ = 0,5МВт;

2 – В режиме ПСУ снижение потерь напора в тракте обеспечило уменьшение затрат электроэнергии на собственные нужды котла (на работу дутьевого вентилятора ВДН-25/2) на –DNВД = 0,14МВт;

3 – Улучшены показатели работы котла за счет улучшения распределения окислителя (воздуха) по горелкам котла.

Выводы по результатам выполненной модернизации

Не меняя проточных частей сложных элементов компрессора и турбины, а только за счет совершенствования геометрии «выходных» элементов ГТУ мощность газовой турбины увеличена на 0,5МВт, улучшены ее энергетические, стоимостные, габаритные и другие характеристики.

Совершенствование элементов дутьевого тракта обеспечило уменьшение затрат электроэнергии на собственные нужды котла (на работу дутьевого вентилятора ВДН-25/2) на –DNВД = 0,14МВт.

1. Расчет экономии ΔЭ

за счет снижения потребления электроэнергии на собственные нужды ТЭС на DN = 100кВт.ч (без учета затрат на модернизацию)

Нами разработаны ряд проектов по существенному снижению потребления электроэнергии на собственные нужды ТЭС, отопительных котельных – затраты энергии на работу вентиляторов, дымососов, компрессоров, насосов …

ΔЭ = DN ´ C ´ T = = 100кВт.ч ´ 1,32 грн/кВт.ч ´ 6000часов/год = 792000грн/год



где : ΔЭин – экономия от продажи электроэнергии, сэкономленной на собственные нужды ТЭС либо ОК;

C = 1,32 грн/кВт.ч – цена электроэнергии, которая используется на собственные нужды (на работу дымососов, вентиляторов и др.).

2. Расчет прибыли ΔП

при увеличении выработки электроэнергии на DN = 100кВт.ч

за счет инновационных мероприятий (без учета инновационных затрат)

Самые распространенные инновационные мероприятия – повышение начальной температуры либо повышение начального давления. Однако такого рода инновации требуют больших капитальных затрат. Такие затраты могут окупиться только при многократном увеличении цены за электроэнергию.

ΔПин = DN ´ П ´ T = 100кВт.ч ´ 0,25 грн/кВт.ч ´ 6000часов/год = 150000грн/год

где : ΔПин – дополнительная прибыль от продажи дополнительной электроэнергии ТЭС за счет инновационных мероприятий;

DN = 100кВт.ч – увеличение выработки электроэнергии на ТЭС по итогам инновационных мероприятий;

Т = 6000 часов/год – время работы энергоблока в течение одного года

П  = 0,25 грн/кВт.ч  – прибыль ТЭС от продажи электроэнергии

П = Ц – З = 0,46 – 0,21 =  0,25 грн/кВт.ч

Ц = 0,46 грн/кВт.ч цена продажи электроэнергии ТЭС;

З = 0,21 грн/кВт.ч –  затраты ТЭС на выработку электроэнергии.

Выводы

Экономия от снижения потребления электроэнергии на собственные нужды ТЭС ΔЭ за счет модернизации – корректировки аэродинамики тягового либо воздушного тракта существенно выгоднее инновационных мероприятий с целью увеличения мощности энергоблоков.

ΔЭ  / ΔПин  = 792 тыс. грн / 150тыс грн = 5,2

 

При этом затраты на проекты «Эффективизации ТП» без замены дорогостоящего оборудования, а только за счет совершенствования каналов гидроаэросистем и повышения эффективности оборудования и гидроаэросистем в целом в 2 – 5 раз дешевле «интенсификации ЭО» с заменой основного оборудования и обеспечения высоких значений КПД.

 

Опыт использования проектов «эффективизации ТП» на выходных участках ГТУ-35 Молдавской ГРЭС, а также  входных участков ГТУ «Westinghouse-25» на ТЭС «Браш» в США показал.

Не меняя проточных частей сложных элементов компрессора и турбины, а только за счет совершенствования геометрии «выходных» элементов ГТУ мощность газовой турбины ГТУ-35 Молдавской ГРЭС увеличена на 0,5МВт, улучшены ее энергетические, технологические и  другие характеристики. В 1997 году на ТЭС «Браш» в США модернизация входных участков ГТУ «Westinghouse-25» позволила увеличить подачу воздуха для горения более чем на 19% [1, 8, 9].