Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние вопроса в настоящее время. обзор литературных источников классификациясуществующих систем подогрева газа в дга. обоснование актуальности темы диссертации ипостановка задачи исследования 12
1.1 Состояние вопроса. Обзор литературы 12
1.2 Обзор и классификация существующих систем подогрева га за на ГРС и ГРП 15
1.3 Метод определения эффективности использования ДГА 18
1.4 Возможные источники подогрева газа и условия их применения в СПГ 21
1.5 Эксергетический метод анализа энергоэффективных схем установок 29
1.6 Постановка задачи исследований и разработка методических основ сравнения и оптимизации СПГ 31
2. Разработка новых энергоэффективных схем установок с высокими экологическими показателями на базе ДГА 34
3. Анализ работы установки для производства электроэнергии, включающей в себя дга, воздушные турбину и компрессор 47
4. Эксергетический анализ энергоэффективных схем установок с высокими экологическими показателями для производства электроэнергии, теплоты и холода на базе ДГА 69
4Л Детандер-генераторная установка для одновременного получения теплоты и холода 71
4ЛЛ Параллельная схема 71
4Л .2 Последовательная схема 75
4Л.З Анализ результатов расчета 78
4.2 Сравнительный анализ термодинамической эффективности ТЭС 84
4.2.1 Детандер-генераторная установка с одноступенчатым подогревом газа перед детандером паром из отбора турбины 84
4.2.2 Детандер-генераторная установка с двухступенчатым подогревом газа перед детандером паром из отборов турбины 95
4.2.3 Детандер-генераторная установка с двухступенчатым подогревом газа перед детандером с использованием промежуточного теплоносителя 101
4.2.4 Анализ и сопоставление результатов расчета 107
5. Сравнительный анализ схем подогрева газа для ДГА НАТЭС 111
5.1 Подогрев газа перед детандером отборным паром 113
5.2 Влияние детандер-генераторного агрегата на изменение тепловой экономичности ТЭС при двухступенчатом подогреве газа 122
5.2.1 Постоянный расход пара на паротурбинные установки,
при включении ДГА на КЭС (D=const) 123
5.2.2 Постоянная электрическая мощность, вырабатываемая
электростанцией, при включении ДГА на КЭС (№=const) 127
5.3 Подогрев газа перед детандер-генераторным агрегатом с
использованием промежуточного теплоносителя на ТЭС 142
Выводы и предложения 150
Список использованных источников
- Обзор и классификация существующих систем подогрева га за на ГРС и ГРП
- Анализ работы установки для производства электроэнергии, включающей в себя дга, воздушные турбину и компрессор
- Сравнительный анализ термодинамической эффективности ТЭС
- Влияние детандер-генераторного агрегата на изменение тепловой экономичности ТЭС при двухступенчатом подогреве газа
Введение к работе
В настоящее время на рынке энергомашиностроительной продукции все больше требований предъявляется к повышению энергоэффективности и экологичности, к созданию оборудования с более высокими техническими параметрами по КПД, надежности, функциональности, ремонтопригодности, что достигается применением новых технологических и технических решений, использованием новых материалов и технологий. Растет спрос на нетрадиционную энергомашиностроительную продукцию, альтернативные источники энергии, энергоресурсосберегающее оборудование.
Энергосбережение - проблема, решать которую приходится в любом государстве. Сама жизнь сегодня заставляет считать, экономить, жить по средствам.
Современная энергетика характеризуется возрастанием потребления природного газа. Для производства электроэнергии ежегодно прирост потребления газа сейчас составляет около 15%, а в общем энергобалансе доля газа для этого достигает 30%. По сценариям экспертов, мировая потребность в газе к 2030 году возрастет по сравнению с нынешним уровнем более чем в два раза, а доля газа в производстве электроэнергии и тепла составит около 60% [79].
Вопросы рационального использования технологического перепада давлений природного газа, подаваемого из магистральных газопроводов различным категориям потребителей, вызывают значительный интерес. И не только в связи с популярностью понятия „энергосбережение". Оценить эффективность энерготехнологических процессов преобразования и практическую целесообразность их использования стремятся научные организации, потенциальные заказчики, производители, инвесторы.
По магистральным газопроводам газ транспортируется с давлением 5,5 -7,5 МПа. В перспективе возможно увеличение давления до 10,0 - 14,0 МПа (при транспортировке от новых месторождений на большие расстояния). По
отводам от газопроводов газ направляется к газораспределительным станциям (ГРС) и от них - к газорегуляторным пунктам (ГРП), в которых давление уменьшается до значений 1,2 и 0,15 МПа соответственно. Уменьшение давления газа обычно производится в дроссельных установках. При этом теряется потенциал избыточного давления газа.
Поэтому сегодня все большее внимание уделяется полезному использованию избыточного давления природного газа, разработке и внедрению соответствующих технологий. В подавляющем большинстве установок расширение газа осуществляется в детандерах, являющихся составными частями детандер-генераторных агрегатов.
Детандер-генераторные агрегаты (ДГА) представляют собой устройства для использования избыточного давления газа в газопроводах для получения электроэнергии. В их состав входят детандер, электрический генератор, теп-лообменное оборудование (для подогрева газа), регулирующая и запорная арматура, система КИП и автоматики.
В мировой практике накоплен значительный опыт успешной эксплуатации ДГА. Рынок детандеров динамично развивается. Достаточно сказать, что на сегодняшний день в странах Западной Европы, США, Канаде, Японии и других странах работают более 200 установок различной мощности. Наиболее распространены установки мощностью 100 - 1500 кВт (около 80% общего парка). Эти установки производят известные фирмы: „ABB Energie", „Atlas Сорсо", „ORMAT", ДКК" и др. ДГА применяются на станциях понижения давления природного газа как альтернатива обычному дросселированию потока. В зарубежной научно-технической периодической литературе дается высокая оценка эффективности ДГА. Кроме того, общепризнан факт, что применение турбодетандерных агрегатов для подготовки и переработки газа обуславливает простоту, надежность, низкую металлоемкость и широкий диапазон режимов, минимальное количество обслуживающего персонала, отсутствие влияния на окружающую среду и, в конечном счете, невысокие
капитальные и эксплуатационные затраты.
Ресурсы внедрения детандер-генераторов в России и СНГ, по опубликованным данным, оцениваются около 5000 МВт, что эквивалентно мощности такой электростанции, как Саяно-Шушенская ГЭС. С учетом примерной стоимости внедрения этой технологии на объектах газопроводов около 400 долларов США за 1 кВт установленной мощности емкость этого рынка, подлежащего освоению, может быть оценена в современных ценах в более чем 1,5-2 млрд. долларов США.
В России первый положительный опыт эксплуатации ДГА на ГРП получен на ТЭЦ-21 ОАО „Мосэнерго", где установлены два агрегата единичной мощностью по 5 МВт каждый. Идут работы, направленные на внедрение ДГА на ГРС ряда газотранспортных предприятий.
Мировой опыт показывает, что использование ДГА приводит к положительным результатам, и необходимость внедрения этой передовой энергосберегающей технологии в промышленности сомнений не вызывает. Однако для организации широкого внедрения ДГА - этих, безусловно, перспективных и высокоэффективных установок в газовой промышленности России - следует решить ряд технических и организационных задач.
Основным является то, что промышленностью России и стран СНГ не освоен серийный выпуск турбодетандеров. В известных разработках российских организаций предлагаются для использования в качестве турбодетандеров авиационные и судовые газовые турбины. Эти турбины предназначены для работы в условиях, значительно отличающихся от условий работы турбодетандеров, являющихся составными частями ДГА. Так, например, в газовых авиационных и судовых турбинах температура продуктов сгорания, поступающих в турбину, достигает до 2,0 тыс. градусов, а температура газа в турбодетандере находится в пределах от -10 до +120С. Для обеспечения нормальной работы турбин при высоких температурах требуется применение материалов, обладающих высокой жаропрочностью. Несомненно, сущест-
вующие газовые турбины после незначительной доработки технически могут быть использованы в качестве детандеров, однако их стоимость очень высока. Срок окупаемости созданных на их основе ДГА оказывается весьма значительным (около 10 лет и более). Кроме того, одним из основных требований при проектировании газовых авиационных и судовых турбин является обеспечение их малой массы. Для этого они выполняются высокооборотными (до 15 тыс. об/мин), что также приводит к их удорожанию. Скорость же вращения турбодетандера ДГА, который предназначен для выработки электроэнергии с частотой переменного тока 50 Гц, может составлять 3000 или 1500 об/мин (в зависимости от типа электрогенератора). Применение турбодетандера с такими скоростями вращения позволило бы не только упростить конструкцию, но и отказаться от редуктора, связывающего турбодетандер и генератор, что повысило бы экономичность и надежность работы ДГА [80].
Детандеры представляют собой аппараты расширительного действия, в которых газ используется в качестве рабочего тела (без сжигания). При этом происходит преобразование энергии транспортируемого газа в механическую, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию в генераторе.
Анализ опубликованных в России и за рубежом работ, посвященных теории и практике применения ДГА для получения электроэнергии, показал, что все авторы отмечают высокую энергетическую эффективность ДГА, под которой большинство из них понимает отношение полученной на ДГА электроэнергии к подведенной теплоте. Так, удельные затраты теплоты на единицу электрической мощности в ДГА почти в три раза ниже, чем у угольных электростанций, и в полтора раза ниже, чем в ПТУ (парогазовая установка). По данным ТЭЦ-21, удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на ДГА при применяемой системе подогрева газа составляет около 100 г/кВт-ч. Применение ДГА позволило снизить удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ-21 более чем на 1г/кВт-ч.
Энергетическая эффективность ДГА определяется самим принципом его работы, а именно тем, что составная часть ДГА - детандер - не является тепловой машиной, так как, несмотря на то, что в нем происходит преобразование внутренней энергии в механическую работу, в основе его действия не лежит циклический процесс. Поэтому теплота, используемая для подогрева газа в ДГА, может быть практически полностью преобразована в детандере в механическую работу. В тепловых машинах, к которым относятся паротурбинные и газотурбинные установки тепловых электрических станций, от 60 до 30% энергии, выделяющейся при сжигании топлива, в соответствии со вторым началом термодинамики, должно быть передано холодному источнику [1].
Различия в условиях работы ДГА также определяют требования к конструкции турбодетандера. Так при наличии высокотемпературного источника вторичной теплоты (например, выхлопных газов газотурбинной установки на компрессорных станциях) технологический подогрев газа в ДГА достаточно проводить в одной ступени перед турбодетандером. При отсутствии же бросовой теплоты, когда для подогрева газа требуется сжигание топлива, может оказаться более эффективным промежуточный подогрев газа между ступенями турбодетандера, либо дополнительный подогрев газа после детандера. Конструктивные особенности турбодетандера зависят также от графиков нагрузки работы ГРС или ГРП. При резко переменных годовом и суточных графиках нагрузки необходимо обеспечить высокий внутренний относительный КПД работы детандера в широком диапазоне изменений расхода газа. Для этого может быть применена конструкция, предусматривающая установку направляющего аппарата с изменяемым углом лопаток. При постоянных годовом и суточных графиках нагрузки такое усложнение конструкции себя не оправдывает.
Предлагаемые российскими организациями схемы ДГА также требуют усовершенствования для обеспечения их высокой эффективности.
Эффективность применения ДГА определяется еще и тем, что они пред-
ставляют собой устройства, для обеспечения работы которых, могут быть порознь или одновременно использованы как энергия, выделяющаяся при сжигании топлива, так и вторичные энергетические ресурсы или возобновляемые источники энергии. Поэтому при определении энергетической эффективности должны рассматриваться с одной стороны совершенство ДГА как отдельного устройства для производства электрической энергии, и с другой стороны - степень использования низкопотенциальной энергии при организации подогрева газа в ДГА. В том случае, когда для подогрева газа в ДГА используется только лишь низкопотенциальная энергия вторичных энергетических ресурсов или возобновляемых источников энергии, можно говорить о „бестопливной электроэнергии", вырабатываемой ДГА.
Энергетическая эффективность ДГА может быть еще более увеличена при комбинированной выработке электроэнергии и холода [1].
Одной из основных систем, определяющих объем и технико-экономические показатели ДГА, является система подогрева газа. Ее тепловая мощность эквивалентна примерно мощности ДГА, а ее стоимость, по разным оценкам, может составлять до 40% общей стоимости ДГА.
Вопрос выбора источника подогрева газа является одним из основных при принятии решения о целесообразности использования этих агрегатов. Кроме того, показатели системы подогрева газа существенно влияют на эксплуатационные затраты ДГА и, как следствие, на себестоимость производимой ДГА электроэнергии. Поэтому выбор и оптимизация схемы подогрева газа в ДГА является одной из приоритетных задач, решаемых при проектировании ДГА.
Если принять во внимание непрерывное увеличение потребления газа в мире, а также повышенные экологические требования к действующим и создаваемым энергетическим объектам, то можно прийти к выводу о необходимости дальнейшего внедрения таких установок в различных отраслях промышленности.
Обзор и классификация существующих систем подогрева га за наГРСиГРП
Проведенные исследования [10] показали, что при определении эффективности использования ДГА необходимо учитывать его влияние на работу газоиспользующего оборудования. Это объясняется тем, что, как известно, природный газ используется в большинстве случаев как топливо в технологических печах, энергетических котлах и т.п. Рассматривая изменения, происходящие с газовым потоком при дросселировании, необходимо учитывать, что энергия, которую газ отдает в топке котла или печи, определяется не только теплотой его сгорания, но и физической теплотой топлива [106]. Поэтому дросселирование потока газа могло бы привести к потерям при дальнейшем его сжигании только в том случае, если бы при нем изменялась физическая теплота топлива (очевидно, что теплота сгорания при дросселировании не изменяется). Но, как известно [53], энтальпия транспортируемого природного газа, определяющая величину физической теплоты топлива, после практически адиабатического дросселирования на станциях понижения давления не изменяется. При адиабатическом дросселировании теряется лишь потенциал энергии потока газа, связанный с его высоким по отношению к окружающей среде давлением, который характеризует возможность преобразования энергии потока в механическую энергию в каком-либо устройстве. Поэтому говорить об «утилизации безвозвратно теряемой» энергии транспортируемого природного газа при дросселировании при дальнейшем его использовании в качестве топлива было бы неправильно [2].
Кроме этого, как было показано авторами в работе [2], условия применения газового потока после ГРС и ГРП могут существенно различаться между собой. При транспортировке газа от ГРС до ГРП, расстояние между которыми составляет в некоторых случаях до нескольких десятков километров, энтальпия газа может значительно изменяется (что обычно и происходит) вследствие теплообмена с окружающей средой. При определенных длине и состоянии трубопроводов между ГРС и ГРП (проведенные исследования показали [52], что это расстояние составляет, в среднем, около 80 км) энтальпия газового потока перед ГРП будет полностью определяться температурой окружающей среды. Длина же газопроводов от ГРП до потребителей газа обычно невелика (несколько сотен метров), поэтому энтальпия газа изменяется незначительно.
Поэтому в этом случае влияние ДГА на тепловую экономичность работы газопотребляющего оборудования обязательно должно учитываться.
Следовательно, при определении энергетической эффективности применения ДГА нельзя рассматривать его лишь в качестве отдельного агрегата для производства электроэнергии, а необходимо учитывать как изменение энтальпии газа после детандера, так и влияние этого изменения на показатели работы газоиспользующего оборудования по сравнению с существующим традиционным дросселированием, т.е. следует опираться на так называемый системный подход [2].
Так, в работе [2] был рассмотрен более подробно термодинамический анализ процессов, происходящих с потоком газа с момента его добычи до потребления, включая процессы, происходящие перед подачей газа потребите лю на ГРС и ГРП при дросселировании и альтернативном ему снижении давления газа с помощью детандер-генераторных агрегатов.
Каждый из ранее перечисленных способов подогрева газа имеет свои преимущества и недостатки. Так, например, расчеты и результаты промышленных испытаний показывают, что для подогрева газа только после детандера могут быть напрямую, без каких-либо дополнительных затрат работы, использованы теплота окружающей среды, а также теплота вторичных энергетических ресурсов. При этом, однако, мощность ДГА будет несколько ниже, чем при подогреве газа перед детандером. В то же время для подогрева газа перед ДГА необходим поток энергии с более высокой температурой, который может быть получен при сжигании органического топлива или, в некоторых случаях, при утилизации высокопотенциальных вторичных энергетических ресурсов, а также при использовании теплонасосных установок. Вариант с подогревом газа перед и после детандера занимает некоторое промежуточное положение.
Полезная работа детандера представляет собой выработанную детандер-генераторным агрегатом электроэнергию, а также энергию, которая идет на увеличение энтальпии газового потока, поступающего на сжигание, в тех случаях, когда нужно учитывать влияние ДГА на работу газопотребляющего оборудования. Когда энтальпия потока газа после детандера при его дальнейшей транспортировке в результате теплообмена с окружающей средой принимает то же значение, каким оно было бы при дросселировании потока, тогда в качестве полезной работы может рассматриваться только электроэнергия, выработанная ДГА. Если же энергия может быть частично или полностью использована для увеличения физического тепла поступающего в топку потока газа, то необходимо принимать во внимание, возникающее при этом снижение расхода топлива в газопотребляющем оборудовании.
Анализ работы установки для производства электроэнергии, включающей в себя дга, воздушные турбину и компрессор
Рассмотрим установку, в состав которой входят ДГА, воздушные турбина и компрессор рис. 2.1.
Установка позволяет получать электроэнергию, а также, в случае необходимости, и холод, без сжигания топлива и может применяться на газораспределительных станциях (ГРС) и газорегуляторных пунктах (ГРП) в системе газоснабжения.
Процессы, происходящие в детандере были описаны в главе 1. Рассмотрим в h-диаграмме процессы, протекающие при работе установки в воздушном компрессоре и воздушной турбине (рис. 3.1).
Процессы, протекающие при работе установки в воздушном компрессоре и воздушной турбине в h-s - диаграмме. Воздух поступает в воздушный компрессор при атмосферном давлении рво и температурой Тво окружающей среды. При сжатии в компрессоре (процесс 0-1) его давление и, соответственно, температура повышаются и достигают значений рві и Твь Для этого в компрессоре должна быть затрачена ра бота, пропорциональная hBi - hBo- С параметрами pBi и ТВі воздух поступает в качестве греющей среды в теплообменник подогрева газа перед детандером. Отдав часть подведенной к нему при сжатии теплоты газу (процесс 1-2), воздух поступает на вход воздушной турбины. (В данном случае мы пренебрегаем потерей давления воздуха в теплообменнике, принимая процесс 1-2 близким к изобарному). Очевидно, что температуры воздуха в точках 1 и 2 должны быть такими, чтобы была обеспечена возможность теплообмена между ним и газом. В воздушной турбине (процесс 2-3) воздух расширяется до атмосферного давления, вырабатывая при этом энергию, пропорциональную hB2 - Пвз- Эта энергия вместе с энергией, подводимой от генератора ДГА, используется для привода воздушного компрессора. Таким образом, совокупность воздушного компрессора с приводом и воздушной турбины представляют собой тепловую машину, работающую по обратному циклу. Этот цикл замыкается через атмосферу. Если процесс организован так, а это вполне возможно, что энтальпия воздуха на выходе из турбины оказывается меньше, чем энтальпия воздуха на входе в компрессор, то в этом случае разность энтальпий hB0-hB3 будет пропорциональна низкопотенциальной теплоте, которая подводится к циклу из атмосферы. Это и определяет термодинамические преимущества установки, в состав которой входят воздушный компрессор и воздушная турбина. Нетрудно заметить, что принцип действия такой установки аналогичен принципу действия теплонасосной установки, также работающей по обратному циклу.
Эффективность работы такой установки определяется, в первую очередь, электрической мощностью Nc, которая может быть передана в сеть. (В данном случае не рассматривается эффект от производимого установкой холода.) Очевидно, что передаваемая в сеть электрическая мощность определяется разностью суммарной электрической мощности, вырабатываемой ДГА К[дГА и воздушной турбиной NBT, с одной стороны, и электрической мощности NBK, необходимой для привода воздушного компрессора, с другой NC IVA + NBT-NBK- (3.1) Очевидно также, что чем больше сумма г\ГДГА + NBT и чем меньше NBK, тем эффективность установки выше.
Рассмотрим, как влияют параметры транспортируемого газа в детандере и воздуха в цикле воздушнотурбинной установки (ВТУ) на мощности, вырабатываемые ДГА и воздушной турбиной, и на электрическую мощность, потребляемую воздушным компрессором.
Электрическая мощность ДГА при заданных давлениях газа на входе в детандер и выходе из него определяется энтальпией пГ2 газа перед детандером NnrA=Gn(hr 2- hr тдг Лмг ДГА (3 -2) Как видно из уравнения (3.2), чем выше hn (и, соответственно, температура ТГ2 газа перед детандером), тем NUTA будет больше.
Электрическая мощность воздушной турбины при заданном давлении воздуха на выходе из нее (при дальнейшем анализе и расчетах это давление принято равным атмосферному) зависит от энтальпии ЬВз, определяемой температурой и давлением, воздуха перед турбиной NBT = GB(hB3-hB4), (3.3) где GB - расход воздуха через воздушную турбину; hB4 - энтальпия воздуха на выходе из воздушной турбины.
Из уравнения (3.2) видно, что чем выше пВз (и, соответственно, температура Твз воздуха перед воздушной турбиной), тем NBT оказывается больше. Электрическая мощность, потребляемая воздушным компрессором, может быть определена из уравнения NBK = GB (hB2 - ПвіУлздвк- (3.4)
Здесь hB2 и Пві - энтальпии воздуха на выходе из компрессора и на входе в него соответственно; г)Эдвк - КПД электродвигателя воздушного компрессора.
Сравнительный анализ термодинамической эффективности ТЭС
Схема установки приведена на рис. 4.13. В отличие от первой схемы, газ перед детандером 11 подогревается в двух ступенях с помощью подогревателей газа 9 и 10 за счет теплоты двух отборов пара из турбины 3. Подогрев газа в первом теплообменнике 9 происходит до промежуточной температуры tnp паром с энтальпией Ьотв.г, второй теплообменник 10 нагревает газ до температуры tr2 паром с энтальпией ПОТБЛ.
В качестве условия примем, что расход пара в голову турбины остается постоянным. 1. Паровая турбина.
В паровую турбину 3 подается пар с начальными параметрами GnBx, Pi и tb параметры пара на выходе из турбины GnBbix5 Рк и tK. Эксергия пара на входе в паровую турбину и на выходе из нее, а также эксергия, отобранного на производство пара, определяется по формулам (4.29) , (4.30) и (4.32) соответственно, а потеря работоспособности - по формуле (4.33).
Исходные данные для расчета установки такие же, как и для первой схемы, следовательно: Ептвх= 51 428,3 кВт, ЕптВых= 4 185,2 кВт.
Уменьшение мощности турбоустановки вследствие отбора пара из турбины при двухступенчатом подогреве газа определяем из зависимости (5.14), с учетом преобразований получим: AN =_5г_ ((К -hn) (h0TH -hK) t (hr2 np)-(h0TE2 -\)л w МТПДГА V ANnT= 198,6 кВт \ДоТБ1 ilK0T]g]J \ ОТБ2 -КОТБ2 J (4.74) чПТ_ Dm= 11609,4 кВт 2. Паропроводы 7 и 8. 2.1 Первый отбор Поток пара входит в первый паропровод 8 с параметрами Gn ОТБ І , ОТБ І И
РОТБ ь а выходит с параметрами Gn ОТБ І , tors і и р0тв і вых Эксергия пара на входе и выходе из паропровода определяется по формулам (4.36) и (4.37) соответственно, а потеря работоспособности пара в паропроводе (полезной работы пар в паропроводе не совершает) составляет - по формуле (4.38).
Определим расход пара в первый отбор для нашей установки: _ Gr-(hrnp-hn) G— =(4-75) где hpnp- энтальпия газа на выходе из первого подогревателя газа. РОТБ1 = 0,1895 МПа и t0TB і = 154С. По таблицам состояния насыщения (по давлению) [54] найдем энтальпию конденсата отборного пара при давлении р = 0,18 МПа: П0ТБКІ = 488,18 кДж/кг. Параметры газа после первого теплообменника: рГПр = 0,78МПаи trnp = 57C. кг О — 0 1 R С Епшвх= 115,74 кВт Параметры пара на выходе из первого паропровода: Рпш вых =0,1895-0,98 = 0,186МПа; !Ппівьгх=1540С. ЕПШвых= П5,33 кВт Dmi = 0,41 кВт 2.2 Второй отбор Поток пара входит во второй паропровод 7 с параметрами Gn ОТБ 2, tcm 2 и РОТБ 2, а выходит с параметрами Gn ОТБ І , Ї0ТБ І И РОТБ г вых-Эксергия пара на входе в паропровод равна: ВХ WoTB2 К" ОТБ 2 П0В/ -"-О (SOTB2 " SOB /J 5 (4-76) а эксергия пара на выходе из паропроводавых )(sOTB2Bbix "SOB)J (4.77) ППП2 _ -пПП2 -СПП2 , . nQ D -Ьвх Ьвых (4-78) Определим расход пара во второй отбор: Gr-(hr2-hrnp) \- ОТБ2 - ОТБК2/ Ротв 2 = 0,723 МПа и t0TB 2 = 258С, Параметры газа после второго теплообменника: Рг2 = 0,78 - (0,78-0,03) = 0,76 МПа и tr2 = 100С. кг GnOTE2 =0,176 с ЕПП2вх= 155,273 кВт Параметры пара на выходе из второго паропровода: Рптвых =0,723-0,98 = 0,71МПа; чш2вых=258С; Егаивых= 154,88 кВт Dnm= 0,393 кВт 3. Теплообменники подогрева газа. 3.1В первый теплообменник 9 входит поток газа, имеющий температуру tn и давление рп и расход газа Gr, эксергия газа на входе в теплообменник определим по формуле (4.1). В теплообменник 9 вводится и поток тепла q (пара) из первого отбора паровой турбины, расход пара Gn ОТБЬ имеющий температуру t0TB ь эксергия этого потока Т К« = ПОТБІ Я, (1 - -=Г-) . (4.80) - -ОТБ1 Из теплообменника 9 газ выходит с температурой tnp и давлением рПр, его эксергия: Ешх = Gr [QH + (hrnP Ar)0 (srnP -sor)]. (4.81) Поскольку полезная работа в теплообменнике не производится, то потерю работоспособности найдем по формуле (4.4).
Влияние детандер-генераторного агрегата на изменение тепловой экономичности ТЭС при двухступенчатом подогреве газа
Как было показано в главе 1, для подогрева газа перед детандером ДГА используются различные источники теплоты высокого и низкого потенциала. В качестве источника энергии высокого потенциала для подогрева газа может быть применена сбросная теплота промышленных предприятий (вторичные энергетические ресурсы), пар из регенеративных или теплофикационных отборов турбин ТЭС, конденсат пара из ПНД и ПВД, сетевая вода (на ТЭЦ), а также, при определенных условиях, - уходящие газы энергетических котлов. Энергия высокого потенциала на ТЭС может быть получена также и при сжигании топлива в автономных котлах и пиковых водогрейных котлах на ТЭЦ.
В диссертационной работе [32] проведен сравнительный анализ влияния различных способов подогрева газа в ДГА на изменение тепловой экономичности ТЭС. Сравнение было проведено для двух возможных случаев. В первом из них, для подогрева газа перед детандером используется только высокопотенциальная теплота. Во втором сравниваются подогрев газа перед детандером высокопотенциальной теплотой, полученной при сжигании топлива, и низкопотенциальной теплотой с применением теплонасосной установки.
Для сравнительного анализа влияния способа подогрева газа перед детандером высокопотенциальным теплом на тепловую экономичность работы ТЭС автором [32] были выбраны 3 альтернативных варианта: 1. Подогрев газа паром одного отбора турбин. 2. Подогрев газа уходящими газами котлов. 3. Подогрев газа за счет теплоты автономного (или - на ТЭЦ - пикового водогрейного) котла.
Во втором случае были рассмотрены 3 варианта подогрева газа теплотой высокопотенциального источника:
1. За счет сжигания дополнительного топлива в автономном (или пиковом водогрейном для ТЭЦ) котле.
2. Паром одного из отборов турбин, который дополнительно генерируется в энергетических котлах и подается в первую ступень турбины, вырабатывая на участке от входа в турбину до места отбора пара дополнительную электроэнергию.
3. Паром одного из отборов, однако, при этом дополнительный пар в энергетических котлах не генерируется, и тепловая нагрузка котлов остается постоянной.
Обобщенные результаты расчетов, приведенные в [32], показывают, что подогрев газа теплотой автономного источника при температуре газа перед детандером 80 С во всех рассматриваемых случаях оказался наименее выгодным. Применение автономного котла для подогрева транспортируемого газа становится более выгодным только в области температур, соответствующих высоким давлениям пара в отборе (более 6 МПа).
Для турбоагрегатов конденсационного типа при температуре подогрева газа перед детандером близкой к температуре насыщения пара в отборе и небольшом давлении наиболее эффективным оказывается подогрев отборным паром, а при увеличении давлений в отборе - уходящими газами котлов.
При постоянной температуре подогрева газа перед детандером отборным паром, равной 80С, подогрев газа уходящими газами котлов оказывается более выгодным.
Для турбоагрегатов теплофикационного типа выбор того или иного способа подогрева газа зависит от тепловой нагрузки турбин. Так при тепловой нагрузке 130 Гкал/ч для турбоагрегата Т-100-130 оказывается выгодным подогрев газа паром отборов турбины, а при тепловой нагрузке 168 Гкал/ч во всем диапазоне давлений отборного пара для постоянной температуры газа перед детандером выгодным оказывается подогрев уходящими котлов. Аналогичные результаты были получены и для турбоагрегата Т-250-240. Т.е. с увеличением тепловой нагрузки турбин теплофикационного типа подогрев газа перед детандером отборным паром будет менее выгодным, чем уходящими газами, но более выгодным, чем подогрев в автономном источнике.
При работе паротурбинных установок в конденсационном режиме применение теплового насоса для подогрева газа оказывается более выгодным, начиная с доли мощности, направляемой в сеть, равной 60-70% и выше, а для турбин, работающих в режиме противодавления - практически во всем диапазоне значений.
Как было показано выше, при установке ДГА на ТЭС, в области низких давлений наиболее выгодным становится применение для подогрева газа пара из отборов турбины. При этом пар может быть отобран из одного или нескольких отборов.
Проведем сравнительный анализ эффективности использования одноступенчатого и двухступенчатого подогрева газа паром из отборов турбины конденсационного типа. Условимся при этом, что применение ДГА не влияет на работу газоиспользующего оборудования.
Такие режимы возможны на электростанциях конденсационного типа, а также на ТЭЦ при работе ее по электрическому графику, когда пиковые водогрейные котлы отключены, и диафрагмы турбоагрегатов находятся в таком положении, что их хода достаточно, чтобы сохранить постоянными давления и расходы пара в теплофикационных отборах. Выполнение последнего условия необходимо для обеспечения постоянства тепловой нагрузки ТЭЦ.
Описание установки с одноступенчатым подогревом газа перед детандером приведено в главе 4, а ее схема показана на рис. 4.11.
Если расход пара на турбину после включения в ее схему ДГА не изменится, то вырабатываемая такой установкой электрическая мощность может быть определена из выражения: NycT=NnT + %-A-ANnT (5.1) Очевидно, что чем меньшее количество пара и с меньшей энтальпией будет отобрано, тем меньше будет снижение мощности паровой турбины. Определим, каковы эти потери.
