|
| |
|
Главная страница -> Переработка мусора
Модернизация турбоустановок типа «р» с целью их перевода с противодавления на работу по теплофикационному графику. опыт эксплуатации модернизированных турбин научно-практическая конференция «малые и средние тэц. современные решения». Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. СтроительствоНаталия Гузенко Схемы поставок газа в Украину практически не изменятся. Проигравших нет. НАК «Нефтегаз Украины» в прошлый четверг обнародовала условия украинско-российского соглашения о поставках газа на 2008 год. По словам источника Контрактов, близкого к переговорам, в соглашении есть некоторые нюансы, которые, скорее всего, не будет афишировать и Газпром . Исходя из преданной огласке информации следует, что схемы поставок газа в Украину практически не изменятся. В соответствии с соглашением с января по декабрь 2008 года в Украину будет поставляться газ центрально- и среднеазиатского происхождения в объеме не менее 49,8 млрд. куб. м по цене $179,5/тыс. куб. м. Покупателем газа на границе с Украиной будет НАК «Нефтегаз Украины», а не RosUkrEnergo. Соответственно, реализовывать 49,8 млрд. куб. м на территории Украины будет НАК. Однако это вовсе не означает, что RosUkrEnergo и УкрГаз-Энерго уже завтра уйдут с отечественного газового рынка. В этом году компании Фирташа и Ко в качестве газовых посредников заработают не меньше чем в 2007-м. Нефтегаз и Газпром договорились, что уже осуществленные в январе-феврале поставки среднеазиатского газа в объеме 5,2 млрд кубометров будут полностью оформлены и оплачены по контрактам RosUkrEnergo и компании «УкрГаз-Энерго». А это значит, что RosUkrEnergo в качестве компенсации за уход с украинского газового рынка получила возможность продать украинцам 5,2 млрд. куб. м по европейской цене — $315/ тыс. куб. м. Глава Газпрома Алексей Миллер обещает Украине европейские цены уже с 2009 года Газпром продолжит контролировать 10% украинского газового рынка. Условиями соглашения предусмотрено, что с 1 апреля 2008 года дочерняя или аффилированная компания ОАО «Газпром» будет ежегодно осуществлять прямые поставки газа промышленным потребителям Украины в объеме не менее 7,5 млрд. куб. м, а это около 10% всего отечественного газового рынка и 25% промышленного сегмента. Сейчас на Газпром опосредованно приходится 25% от продаж газа на украинском рынке: российской компании принадлежит 50% в RosUkrEnеrgo, а та в свою очередь владеет 50% УкрГаз-Энерго, которая осуществляет поставки газа украинским промпотребителям. То есть доля Газпрома на рынке Украины не изменится. Если это действительно так, то по этой части соглашения Нефтегаз можно считать победителем — Ющенко и Путин в свое время предварительно договорились отдать Газпрому 50% в российско-украинском СП по реализации газа на рынке Украины. Однако пока непонятно, по какой цене Газпром будет продавать 7,5 млрд. куб. м. Однозначно дороже чем по $179/тыс. куб. м, считают эксперты. Еще один интересный момент соглашения — уточнение, что переговоры по условиям поставки газа в Украину в 2009 году и в последующие годы продолжатся с учетом складывающейся конъюнктуры закупочных цен центрально- и среднеазиатского газа . Накануне украинско-российских переговоров в Москве Газпром, сообщая о результатах встречи председателя РАО с президентами газовых компаний Узбекистана, Казахстана и Туркменистана, заявил, что с 2009 года продажа природного газа из среднеазиатских республик будет осуществляться по европейским ценам — $315 за тыс. куб. м. Эксперты предполагают, что 2008 год станет для Украины последним, когда за газ она платит по так называемому соседскому тарифу. С 2009-го газ для Украины будет стоить не меньше, чем для Европы. Однако экономисты, говоря о европейских ценах на газ для Украины, уже не драматизируют ситуацию как 2-3 года назад. Конъюнктура внешних рынков сейчас складывается в пользу газозависимых предприятий — в частности, растут мировые цены на металл и продукцию химпрома. Металлурги и химики понимают, что рано или поздно Украина перейдет на европейские цены, и уже готовятся к этому — находят инвесторов, планируют IPO, внедряют энергосберегающие технологии. $300 за тыс. куб. м платит вся Европа. Значит, и украинская экономика справится с такими ценами , — уверен Дмитрий Боярчук, исполнительный директор центра «CASE-Украина».
Научно-практическая конференция «Малые и средние ТЭЦ. Современные решения» Божко В.В., заведующий лабораторией ОАО «НПО ЦКТИ»,г. Москва, Шаргородский В. С. – к. т. н., ведущий научный сотрудник, Розенберг С.Ш., к. т. н., Леонова И.С. - старшие научные сотрудники, Хоменок Л.А. – д.т.н., профессор, заместитель генерального директора, Божко В.В. - заведующий лабораторией, ОАО «НПО ЦКТИ», Макаров А.Н. - главный инженер Тольяттинской ТЭЦ, Кротов К.В. - главный инженер Омской ТЭЦ-3 В докладе выделена актуальная проблема энергетики – ввод в строй простаивающих и эксплуатируемых с низким коэффициентом использования противодавленческих турбин типа «Р». Показаны возможные способы ввода в эксплуатацию таких турбин, подробно раскрыта модернизация турбин «Р-50-130» с целью их перевода с противодавления на работу по теплофикационному графику, разработанная в ОАО «НПО ЦКТИ». В выступлении перечислены проблемы, с которыми столкнулись авторы при модернизации турбин и пути их решения. Представлены сведения по эксплуатации модернизированных турбин и приведен расчет экономического эффекта модернизации турбины Р-50-130. 1. Актуальность работы. Характерной особенностью энергетики последних лет является постоянное снижение отпуска тепла паровых турбин. Из анализа показателей работы ТЭЦ [1] видно, что больше всего снизилась потребность в отпуске производственного пара, что в свою очередь приводит к снижению экономических и эксплуатационных показателей ТЭЦ, а для противодавленческих турбин – к заметному снижению электрической мощности и даже к длительным простоям. Следует отметить, что простаивающее оборудование не только не дает прибыли, но и требует затрат на поддержание его в рабочем состоянии, на содержание эксплуатационного персонала, на амортизацию, налоги и т.п. Особенно серьезной проблемой является стояночная коррозия и проблемы ремонта запорной арматуры. Всего на 45 ТЭЦ в России установлено 68 турбин Р-50 и 18 турбин Р-100 общей номинальной мощностью 5.2 млн. кВт. Коэффициент использования 37% турбин Р-50 и Р-100 общей мощностью 1.9 млн. кВт близок к нулю, а у остальных турбин он чрезвычайно низок. Таким образом, в настоящее время при возрастании энергопотребления вопрос о вводе в строй простаивающих турбин типа «Р», имеющих значительный резерв паркового ресурса, стоит особенно остро и решение этого вопроса позволит по существу провести техническое перевооружение основного оборудования ТЭЦ с минимальными затратами. 2. Варианты решения проблемы. Несколько лет назад РАО «ЕЭС России» поручило департаменту технического перевооружения и совершенствования энергоремонта, ВНИПИэнергопрому с привлечением фирмы «ОРГРЭС» и заводов-изготовителей разработать концепцию максимального использования турбин Р-50 и Р-100. Предложено несколько способов решения этой задачи. Первый способ подразумевает установку новой приключенной турбины с начальным давлением, равным давлению выхлопа турбин, т.е. около 1.5 МПа. Другим способом предлагается в качестве приключенной турбины использовать ЦСД или ЦНД других турбин (типов ПТ-80, 65, 140) у которых ЦВД нуждается в замене, а ЦСД и ЦНД допускают дальнейшую эксплуатацию. В технической литературе имеются также и другие варианты использования противодавленческих турбин [2], позволяющие обеспечить их круглогодичную эксплуатацию независимо от наличия или отсутствия потребителей пара (т.н. «совмещенная схема Р-50 + К-300»). Перечисленные способы трудоемки, требуют значительной переделки схемы, в т.ч. и схемы регулирования, требуют приобретения нового оборудования, продолжительны по времени внедрения и, в итоге, являются достаточно дорогостоящими. Предлагаемая ОАО «НПО ЦКТИ» модернизация турбин типа «Р» с тем, чтобы расширить их функциональные возможности путем перевода на теплофикационную нагрузку, предусматривает снижение давления на выхлопе турбины и отбор пара из выхлопной камеры на бойлер или в станционный коллектор. Данная модернизация актуальна для ТЭЦ, испытывающих потребность в тепловой и электрической энергии. При модернизации гарантируется обеспечение тепловой нагрузки до 1 80 Гкал/ч для турбин Р-50 и до 250-270 Гкал/час для турбин Р-100 при противодавлении 0.35 МПа и возможность выработки электрической мощности до 60 МВт для Р-50 и 100-110 МВт для Р-100. 3. Проблемы, возникшие при модернизации турбин Р-50-130-13 и способы их решения. Значительное снижение противодавления (с 1.0 и выше до 0.35 МПа) повлекло за собой определенные проблемы, основные из которых следующие: 3.1. Данные, полученные при расчетах напряжений, показывают, что максимально допустимым снижением давления за турбиной при полной нагрузке и давлении в теплофикационном коллекторе 0.25 МПа, является давление на выхлопе Рвыхл. = 0.35 МПа. Дальнейшее уменьшение противодавления вызывает резкое увеличение осевых усилий и изгибных напряжений, действующих на лопатки из-за значительного повышения реактивности на последней ступени. Возрастающий перепад давлений на последних ступенях турбины при номинальном расходе пара создает недопустимые изгибные напряжения. Исследования показали, что для турбины Р-50 напряжения становятся недопустимыми для лопаток 17 ступени. Давление перед ступенью 1.48 МПа, а на выхлопе 0.35 МПа. ( = 11.3 кг/см2). Для уменьшения напряжений до допустимого заводом-изготовителем уровня после ряда предварительных расчетов и конструктивных проработок нами было определено, что для этой турбины обойти эту проблему можно перепуском пара в обход 17 ступени и наиболее целесообразным является перепуск примерно 20 % пара после 16 ступени в выхлопную камеру. 3.2. С учетом того, что давление в коллекторе может колебаться от 0.12 до 0.25 МПа, на выхлопе турбины установлены ограничительные шайбы, рассчитанные таким образом, что при номинальном расходе пара и при давлении в коллекторе 0.25 МПа и ниже, давление до шайбы или на выхлопе всегда будет 0.35 МПа. 3.3. Третья проблема - предотвращение разгона турбины при работе на холостом ходу, при снижении давления в коллекторе до 0.12 МПа или при сбросах нагрузки с отключением генератора. Данная проблема была решена для надежности двумя способами: 3.3.1. Для защиты от разгона ротора при отключении генератора от сети происходит быстрое прикрытие поворотных клапанов специальной конструкции НПО ЦКТИ. Клапана с сервоприводами, независимо от давления в теплофикационном коллекторе, обеспечивают автоматическую регулировку необходимого давления пара на выхлопе (не менее 0.28 МПа). При этом давлении турбина будет устойчиво работать на номинальных оборотах холостого хода. Быстродействие закрытия клапанов находится на уровне 0.5 секунды. 3.3.2. Второй способ - для турбины Р-50 Омской ТЭЦ была проведена достаточно простая перенастройка системы регулирования турбины, позволившая решить проблему разгона. Тольяттинская ТЭЦ взяла эти вопросы на себя и пошла по пути замены регулирующих клапанов, что значительно сложнее и дороже. 3.4. Для снижения температур рабочих лопаток последней ступени при работе турбины на малорасходных режимах холостого хода (х.х.), особенно при пусках из холодного состояния и длительной работе турбины на х.х., предусмотрен пропуск пара из коллектора производственного отбора 10 ата обратным потоком через проточную часть от 17 до 14 ступени турбины со сбросом этого пара в коллектор 1,2 – 2,5 ата через патрубок II отбора и специальный паропровод с задвижкой (поз. 9). Естественно, температура этого пара должна быть снижена, для чего предусмотрен пароохладитель (поз. 13), в который подается конденсат через вентиль (поз. 4). Задвижкой (поз.3) можно регулировать расход пара обратного потока, а температура этого пара после пароохладителя и, следовательно, на выхлопе турбины и последних ступенях ее - регулируется расходом конденсата. 3.5. Авторами предусмотрена возможность быстрого возврата на работу турбины по прежней схеме, т.е. на промышленный отбор, хотя впрямую эта задача не ставилась. Возврат турбины на прежний режим работы требует останова на несколько часов для перенастройки системы регулирования и схемных переключений. 4. Опыт эксплуатации модернизированных турбин на ТЭЦ. В 1998г. НПО ЦКТИ совместно с Тольяттинской ТЭЦ выполнили такую модернизацию на турбине Р-50-130, ст. ~ 6. В результате модернизации была обеспечена надежная работа турбины при давлении на выхлопе 0.4 МПа. С выхлопа турбины пар подается непосредственно на бойлер типа ПСГ-2300. Расчеты и испытания показали, что турбина может вырабатывать электрическую мощность 60 МВт и отдача тепла потребителю из выхлопа при этом составит 180 Гкал/ч. По состоянию на 1 сентября 2005г. турбина работает и главный инженер ТоТЭЦ дал положительные отзывы. В декабре 2003г. на Омской ТЭЦ-3 на турбине Р-50-130, ст. ~13 была проведена модернизация, позволившая эксплуатировать турбину в теплофикационном режиме в широком диапазоне нагрузок, включая 60 МВт. С выхлопа турбины пар подается в общестанционный коллектор 0.12 – 0.25 МПа. Проведенные на Тольяттинской ТЭЦ и Омской ТЭЦ-3 после модернизации турбины Р-50-130 испытания (таблица 1) подтвердили эффективность и надежность работы турбины в теплофикационном режиме. Способ и конструктивные решения модернизации противодавленческих турбин с целью их перевода с противодавления на работу по теплофикационному графику защищены патентами и свидетельствами на полезную модель ~~ 10421 и 14972. Таблица 1 Данные испытаний, проведенных на турбине Р-50-130, ст. ~13 персоналом станции Параметры Размер-ность Мощность генератора, МВт 20 30 40 50 55 58 Расход пара на турбину т/ч 62/57 95/82 130/11 0 165/12 8 167/16 2 176/17 1 Начальное давление пара ати 133 133 132 130 128 130 Начальная температура пара оС 552 552 553 554 555 550 Давление пара за регулирующими клапанами 1 ати 76 97 118 125 117 121 2 ати 31 49 68 90 108 117 3 ати 28 42 56 70 66 81 4 ати 30 45 59 72 78 83 Давление в камере регулирующей ступени ати 27 41 56 69 Давление за перегрузочными клапанами ати 20,5 29,5 40 49 53 56 Температура в камере регулирующей ступени оС 470 470 472 472 501 497 Давление в I отборе ати 10,8 17,0 22,5 28,0 31,6 33 Давление во II отборе ати 6,5 9,1 13,1 16,4 17,9 18,9 Температура в I отборе оС 442 452 451 462 485 480 Температура во II отборе оС 319 364 281 274 420 414 Давление за турбиной ати 1,5/1, 5 1,9/1, 9 2,5/2,5 3,0/3,0 2,4/2,9 2,7/3,2 Перепад давления на 17 ступени ати 1,6 1,55 2,25 2,9 3,48 3,6 Давление у корня лопатки 17 ступени ати 1,7 2,4 3,3 4,0 4,6 4,8 Давление на периферии лопатки 17 ступени ати 1,7 2,4 3,3 4,1 4,2 4,4 Температура за турбиной оС 203/ 206 197/ 200 196/ 200 197/ 202 193/ 198 186/ 191 Давление в коллекторе 1,2 – 2,5 ати 1,13 1,24 1,47 1,56 1,54 1,58 5. Экономический эффект от модернизации турбины Р-50-130-13. Приведен расчет экономичности выполненный Омской ТЭЦ-3. Все технико-экономические показатели приведены на 01.06.2004г. Модернизированная турбина эксплуатировалась на теплофикационном режиме с января 2004 г. до момента отключения теплофикации. Время работы турбоагрегата до 01.06.2004 г., ф 2885 час. Средняя электрическая нагрузка, NЭ 37,7 МВт. Средняя тепловая нагрузка, Q 103,2 Гкал/час. Выработано турбоагрегатом электрической энергии 108654 тыс. кВт. Выработано турбоагрегатом тепловой энергии 297658 Гкал. Себестоимость отпущенной эл. энергии, СЭ 0,512 руб./кВтч Себестоимость отпущенного тепла, СQ 188,85 руб./Гкал. Отпускная цена 1 кВтч, ЦЭ 0,93 руб/ кВтч. Отпускная цена 1 Гкал, ЦQ 297 руб./Гкал. Стоимость электрической и тепловой энергии, выработанной турбиной Р-50-130 после модернизации до 01.06.04 (5 месяцев работы), за вычетом средней (в целом по ТЭЦ-3) себестоимости электрической и тепловой энергии, составляет: За 1 час: чЭ = Nэ·( Цэ – Сэ ) + Q·( ЦQ – CQ ) = = 37,7 ·103( 0,93 – 0,512 ) + 103,2 ( 297 – 188,85 ) = 26919, 68 руб./ч. За время работы турбины: Э = Эч· = 26919, 68 · 2885 = 77 663 276 руб. Следует учесть, что расчет проведен по средней себестоимости электрической и тепловой энергии для всей станции, в то время как, для турбины с противодавлением эти цифры будут ниже, по сравнению с конденсационными турбинами. За один месяц, полученный доход с вычетом затрат составил: 77 663 276 / 5 = 15,5 млн. руб. При стоимости работы, выполненной НПО ЦКТИ за __ млн. руб., окупаемость модернизации составила менее одного месяца. Для сравнения покажем, что экономическая эффективность модернизации турбины Р-50, когда к ней подсоединяется по пару выхлопа конденсационная турбина К-45-15 составляет 11 млн. рублей в год [4]. Как видно, экономический эффект (полезность применения) модернизации по предложению ЦКТИ оказался существенно большим, чем для варианта с приключенной турбиной. Выводы: 1. При дефиците тепловой энергии, модернизация турбоустановок Р-50-130 по варианту ЦКТИ позволила не только обеспечить ее эксплуатацию в теплофикационном режиме в широком диапазоне нагрузок, но и обеспечить повышение экономичности работы всей ТЭЦ. 2. Модернизация турбины оставляет возможность быстрого возврата на прежний режим работы. 3. Проведенные тепловые и прочностные расчеты позволяют сделать вывод, что при всех режимах работы турбины обеспечиваются допустимые величины по всем критериям, характеризующих ее надежность. 4. Впервые в практике турбостроения были разработаны специальные поворотные барабанные клапана, которые позволяют автоматически обеспечить пропуск необходимого расхода пара из турбины на теплофикацию при различных режимах работы, включая холостой ход, поддерживая при этом допустимое давление на выхлопе турбины. 5. Модернизация турбин Р-50-130 по предложению ЦКТИ малозатратна, не требует больших сроков внедрения, обеспечивает быструю окупаемость проекта. Вывоз строительного мусора контейнерами и газелями: ознакомиться, быстро и качественно Новая страница 1. New page 1. Вдосконалення політики ефективного використання енергоресурсів. Концепция снижения издержек п. Идеи. Главная страница -> Переработка мусора  |
