Экономия топлива на энергообъектах Республики Татарстан за счет организации источников когенерационной выработки теплоты и электроэнергии на базе ГТУ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИ

УДК 621.4-536.27

ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА НА ЭНЕРГООБЪЕКТАХ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ЗА СЧЕТ ОРГАНИЗАЦИИ ИСТОЧНИКОВ КОГЕНЕРАЦИОННОЙ ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОТЫ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА БАЗЕ ГТУ

Ю.В.ВАНЬКОВ, И.А.КОНАХИНА

Казанский государственный энергетический университет

Рассмотрены проблемы и перспективы создания энергосберегающих когенерационных источников теплоты и электроэнергии в рамках действующих энергообъектов Республики Татарстан. В этом качестве рассматриваются ТЭЦ и ТЭС с устаревшим оборудованием, а также производственные и отопительные котельные, для которых целесообразно проводить реконструкцию. Теоретические аспекты исследования обсуждаются на примере преобразования отопительной котельной в ГТУ-ТЭЦ с ГТУ-5 МВт производства КМПО и водогрейными котлами ПТВМ-180. Показано, что предлагаемое решение позволит сэкономить более 10 млн. м3 природного газа в год.

Введение

В настоящее время оборудование ТЭЦ и тепловых электростанций, расположенных на территории Республики Татарстан, в значительной степени физически изношено и морально устарело. Это подтверждают данные, приведенные в табл.1 [1], где показано распределение состава основного оборудования ТЭС (в процентном отношении от установленной мощности) по длительности его работы.

Таблица 1

Распределение состава основного оборудования ТЭС по длительности работы

Длительность работы Энергетические котлы, % Турбины, % Генераторы, %

Более 35 лет 25 26 19

25-35 лет 49 62 45

15-25 лет 23 9 35

Менее 15 лет 3 3 1

По прогнозам к 2010 году более 76% мощностей паровых турбин выработают свой ресурс, и, поскольку одновременно со старением оборудования неизбежно падает его эффективность, без назревшего обновления парка турбин экономичность работы действующих энергетических объектов в дальнейшем будет только снижаться. В результате региональная энергосистема Республики Татарстан может оказаться неконкурентоспособной на федеральном оптовом рынке электроэнергии, а при выводе из эксплуатации физически изношенного оборудования Татарстан может и вовсе перейти в разряд энергодефицитных регионов.

Столь же остро проблема устаревшего оборудования стоит и для котельных, расположенных в малых городах и поселках городского типа РТ, где нередки

© Ю.В. Ваньков, И.А Конахина Проблемы энергетики, 2006, № 5-6

случаи эксплуатации основного теплогенерирующего оборудования без замены по 40 и более лет. Это обстоятельство отрицательным образом сказывается на качестве отпускаемых теплоносителей, а также на надежности и эффективности работы систем теплоснабжения в целом и, в конечном счете, приводит к перерасходу топлива на выработку единицы теплоты и росту ее себестоимости. В то же время, в связи с устойчивым ростом мировых цен на все виды топливноэнергетических ресурсов, проблема их экономии является насущной и для крупных действующих котельных с относительно новым оборудованием.

Выход из сложившейся ситуации видится в применении новых, более совершенных технологий производства энергии, в число которых входит организация систем теплоснабжения на базе когенерационных источников теплоты и электроэнергии. Подобные технологии получили широкое распространение в экономически развитых странах мира, где уже давно отказались от сжигания газа только с целью выработки тепловой энергии. Эта задача была обозначена и в действующей «Программе энергосбережения ОАО «Татэнерго» на период 2000-2005 годы и на перспективу до 2010 года» — в подраздел «Экономия энергоресурсов в энергосистеме» был включен пункт «Внедрение на энергообъектах в качестве замещающих мощностей парогазовых (ПГУ) и газотурбинных (ГТУ) установок».

Состояние вопроса исследований

На рис. 1 представлена схема ГТУ, в которой в качестве привода применяется газотурбинный двигатель со свободной турбиной. Установка работает следующим образом: в компрессоре КС атмосферный воздух сжимается до 1,5—2,0 МПа (15—20 ата) и направляется в камеру сгорания КСГ, где в смеси с воздухом сжигается топливо с образованием высокотемпературных (1200—1500 °С) продуктов сгорания. В турбине Т происходит расширение дымовых газов до атмосферного давления. Турбина развивает примерно вдвое большую мощность, чем это необходимо для вращения компрессора, а избыток мощности используется для выработки электроэнергии с помощью электрического генератора ЭГ.

Рис. 1. Принципиальная схема ГТУ

Применение когенерационных источников теплоты и электроэнергии на базе таких ГТУ может дать целый ряд преимуществ, основными из которых являются следующие [2]:

• удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на ГТУ © Проблемы энергетики, 2006, № 5-6

составляет 220 г/кВт*ч, в то время как средний расход по энергосистеме находится на уровне 346 г/кВт*ч;

• повышается надежность электроснабжения городского района;

• уменьшаются потери электроэнергии в питающих распределительных сетях, так как ГТУ вырабатывает энергоноситель в месте его потребления;

• ГТУ за свой срок службы обеспечивает большую прибыль, чем котельная при большем сроке окупаемости.

Конструкция газотурбинных установок существенно проще, чем у паровых, поэтому себестоимость их оказывается ниже, и обслуживание обходится значительно дешевле. ГТУ занимают меньше места, не нуждаются в охлаждении водой, быстро запускаются и изменяют режимы работы, поэтому сравнительно легко реализуется их полная автоматизация. Все оборудование ГТУ-ТЭЦ представляет собой стационарную установку в блочно-контейнерном исполнении. Это позволяет произвести ускоренный монтаж ГТУ-ТЭЦ на строительной площадке и быстрый ввод ее в эксплуатацию.

Преобразование действующих отопительных котельных в ГТУ-ТЭЦ позволит увеличить долю когенерационной выработки электро- и тепловой энергии и значительно сократить средний расход газа по энергосистеме в целом. С этой целью рекомендуются к применению ГТУ малой мощности (30 МВт и ниже).

Организация ГТУ—ТЭЦ на базе действующей или вновь проектируемой котельной требует совмещения тепловых и аэродинамических характеристик котельного оборудования и газотурбинной установки. В частности, дополнительный объем дымовых газов, подводимых в конвективную часть котла (рис. 2), не должен приводить к росту давления в точке ввода, так как может произойти «выбивание» низкопотенциальных продуктов сгорания в

высокотемпературную радиационную область котла.

Рис. 2. Структура потоков водогрейного котла ПТВМ-180 с присоединением ГТУ-5

Изменение теплового режима работы котла в связи с присоединением к нему ГТУ позволяет снизить расход природного топлива, для чего необходимо отключать часть установленных горелок. Решение о преобразовании котельной установки в источник когерентной выработки теплоты и электроэнергии, а также подбор вероятных пар котел—ГТУ по типам оборудования, должно приниматься только на основе тщательных теплотехнических расчетов с учетом неравномерности присоединенной тепловой нагрузки котельной в течение года. Недооценка этого обстоятельства ведет к просчетам при подборе оборудования и разработке эффективных схем источников теплоснабжения, в связи с чем и возникла задача © Проблемы энергетики, 2006, № 5-6

настоящего исследования.

Ниже рассматривается вопрос организации ГТУ—ТЭЦ для г. Казани в ходе модернизации действующей отопительной котельной, работающей на природном газе. Предлагается вариант с присоединением ГТУ-5 МВт разработки КМПО (г. Казань) к водогрейным котлам ПТВМ-180. Данный вариант может быть альтернативой намечаемому строительству новой коммунальной котельной в расширяющемся городском районе «Азино».

Организация ГТУ-ТЭЦ на базе котлов ПТВМ-180 с присоединением ГТУ-5

МВт.

Тепловая характеристика водогрейного котла ПТВМ-180

Водогрейный котел ПТВМ-180 имеет Т-образную компоновку с топочной камерой, разделенной двумя двусветными экранами. Предназначен для работы в пиковом режиме теплоснабжения. При работе на газе имеет КПД п = 88,8%, при переходе на резервное топливо - мазут КПД котла снижается до п = 87,3% . Номинальная теплопроизводительность котла - 209,34 МВт (180 Гкал/ч). Диапазон регулирования тепловой нагрузки относительно номинальной -30+100%. Количество газомазутных горелок - 20 шт. Температура питательной воды на входе в котел: в номинальном режиме - 70 °С; в пиковом режиме - 104 °С. Температура воды на выходе из котла - 150 °С. Расчетный расход нагреваемой воды: в номинальном режиме - »2149,5 т/ч; в пиковом режиме - 3680 т/ч. Избыточное давление воды: расчетное - 2,5 МПа (25 кгс/см2); минимальное - 0,8 МПа (8 кгс/см2). Сопротивление котла по водяному тракту - 0,09 МПа (0,9 кгс/см2). Температура уходящих газов при работе: на природном газе - 182 °С; на

мазуте - 223 °С. Расход топлива: природного газа Вт = 7,03 кг/с; мазута - В^1 = 6,2

кг/с. Низшая теплота сгорания топлива 2^ : газа - 29780 кДж/кг; мазута - 33765 кДж/кг. Расход воздуха Св = 97 кг/с (75,2 м3/с).

Тепловая характеристика ВЭР дымовых газов, поступающих от ГТУ-5 МВт Расход дымовых газов ^дг. = 51 кг/с. Температура дымовых газов *дг. =

445 °С. Избыточное давление дымовых газов - соответствует параметрам водогрейного котла. Для данных условий расчетная теплоемкость дымовых газов

составляет [3]: Срг. = 1,136 кДж/(кг-К); плотность газов [3] - 0,495 кг/м3.

Температура уходящих газов водогрейного котла ПТВМ-180 принимается на уровне 160°С, что соответствует режимам работы современных водогрейных котлов [4], и может быть достигнута в результате реконструкции котла ПТВМ-180 устаревшей модификации. Для таких условий расчетная теплоемкость дымовых

газов для данных условий составляет [3]: ср^. = 1,08 кДж/(кг-К); плотность газов

[3] - 0,84 кг/м3.

Располагаемое количество теплоты вторичных энергоресурсов (ВЭР), которое может быть утилизировано в результате присоединения ГТУ-5 к котлу ПТВМ-180, составляет, кВт:

где индекс «'» - соответствует условиям подвода дымовых газов от ГТУ-5 в котел ПТВМ-180; индекс «"» - соответствует параметрам уходящих газов котла ПТВМ-180. Теплосодержание дымовых газов ГТУ составило йдг. » 16,97 МВт.

Тепловой баланс котла ПТВМ-180 с присоединением ГТУ-5 в режиме номинальной тепловой нагрузки

Тепловой баланс котла ПТВМ-180 составляется с целью:

1) оценки экономии топлива в котлоагрегате за счет использования ВЭР дымовых газов, поступающих от ГТУ-5;

2) определения суммарного объема дымовых газов в конвективной части водогрейного котла с учетом поступления дополнительного количества продуктов сгорания от ГТУ-5;

3) проверки достижимости такого режима работы в условиях номинальной тепловой нагрузки котла.

Результаты построения баланса приведены в табл.2

Таблица 2

Результаты построения теплового баланса котла ПТВМ-180 с присоединением ГТУ-5 в режимах номинальной и минимальной тепловой нагрузки

№ п/п Определяемый параметр Размерность Расчетная формула Расчетное значение

Номинальный режим Режим минимальной нагрузки

1 йр ^ном МВт - 209,34 62,8

2 йв МВт (3) 4,91 1,47

3 йт МВт (4) 192,37 45,8

4 Вт кг/с (5) 6,45 1,54

5 ЛВт кг/с (6) 0,58

6 Температура дымовых газов на выходе из топки °С - 1200 1200

Температура смешения дымовых газов °С - 954 905

VЕ г д г. м3/с (7), (8) 82,6 42,1

7 ^.с. м3/с (9) 56,2 56,2

8 ^д.г. % (10) +32% -33,5

Номинальная тепловая нагрузка котла ПТВМ-180 составляет (йр =

209,34 МВт.

Суммарное количество теплоты, которое вносится в котлоагрегат (располагаемая теплота)- йр, распределяется на полезно используемую теплоту -

нагрев питательной воды до достижения требуемых параметров, а также на восполнение тепловых потерь в процессе работы данного агрегата.

© Проблемы энергетики, 2006, № 5-6

Тепловой баланс учитывает количество теплоты, поступившей в котлоагрегат при сгорании натурального топлива (природного газа) в топке;

количество теплоты, поступившее с ВЭР дымовых газов от ГТУ-5, а также

физическую теплоту, вносимую в котел с топливом и воздухом, необходимым для обеспечения процесса горения.

В расчете принимается, что в топку поступает воздух, предварительно

подогретый до температуры *0'в. = 80 °С. Температура холодного воздуха

*0^. = 30 °С. Физическая теплота природного газа пренебрежимо мала по

сравнению низшей теплотой его сгорания йн .

Тогда располагаемое количество теплоты для котла ПТВМ-180 составит,

кВт:

йр = йт + йв + йд.г.. (2)

Количество теплоты, поступающее с нагретым воздухом, кВт:

йв = °в • (ср в. • С - ср’в. ■ ^), (3)

где срв. и с^'в. - соответственно теплоемкости нагретого и холодного воздуха,

направляемого в топку котла, кДж/(кг^К). Это значение включается в номинальную располагаемую тепловую нагрузку парового котла (йр )ном.

Количество теплоты, которое должно поступить за счет сгорания топлива в номинальном режиме котла, кВт:

йт = (йр )ном - йд г.. (4)

Соответствующий расход топлива, кг/с:

Вт = . (5)

т йр

Экономия топлива за счет использования в котле теплоты дымовых газов ГТУ составляет, кг/с:

АВт = Вт — Вт . (6)

Расход продуктов сгорания, поступающих в конвективную часть котла из топки, кг/с:

Сп.с. =Й + ^в )• . (7)

Вт

Температура продуктов сгорания на выходе из топки ориентировочно принимается равной 1200°С. После смешения с дымовыми газами, поступающими от ГТУ-5, температура газов снижается до 954°С (рис.2). Исходя из этих условий, усредненный объемный расход дымовых газов в конвективной части котлоагрегата составляет, м3/с:

^г. = рд.г. • (п.с. + Сд.г.), (8)

где рдг. - плотность дымовых газов, определенная по средней температуре газов в

конвективной части котла; рдг. = 0,564 кг/м3.

В номинальном режиме работы котла, без присоединения ГТУ-5, суммарный расход дымовых газов в конвективной части составляет, м3/с:

^.с. = Рп.с. (вт + Св), (9)

где рп.с. - плотность продуктов сгорания, определенная по средней температуре газов в конвективной части котла при работе в номинальном режиме; рдг. = 0,54 кг/м3.

Расхождение в объемных расходах рассчитывается по формуле:

V2 — V

Аv = д г. _ п с. • 100% (10)

V 2 кдг.

и составляет в данном случае А^.г. = +32% (см. табл.2).

Таким образом, в случае номинального режима котла присоединение ГТУ-5 приводит к превышению объемного расхода дымовых газов в конвективной части котла на 32%.

При работе в данном режиме могут быть отключены одна или две газомазутных горелки котла (по расчетам - 1,6).

Тепловой баланс котла ПТВМ-180 с присоединением ГТУ-5 в режиме минимальной тепловой нагрузки

Исходя из соотношений (2)-(3), минимальная тепловая нагрузка котла ПТВМ-180 составила 62,8 МВт, количество теплоты, поступающее с нагретым воздухом йв = 1,47 кВт. Это количество теплоты включается в минимальную располагаемую тепловую нагрузку парового котла (йр )мин.

Количество теплоты, которое должно поступить за счет сгорания топлива в номинальном режиме котла, кВт

йт = (йр )мин — йд.г.. (11)

Далее, с помощью соотношений (5) и (7) соответственно, определяется расход топлива Вт и расход продуктов сгорания, поступающих в конвективную часть котла из топки (см. табл.2).

Температура продуктов сгорания на выходе из топки, как и в предыдущем случае, принимается равной 1200°С. После смешения с дымовыми газами, поступающими от ГТУ-5, температура газов снижается до 905°С. Исходя из данных условий уточняется усредненный объемный расход дымовых газов в

2

конвективной части котлоагрегата Vдл.. (см. формулу (9)).

Как было получено выше, в номинальном режиме работы котла без присоединения ГТУ-5, суммарный расход дымовых газов в конвективной части составляет 56,2 м /с. Расхождение в объемных расходах — АКдг = -33,5%. Таким

образом, в случае минимальной нагрузки котла присоединение ГТУ-5 не приводит к превышению допустимого объемного расхода по дымовым газам. При работе в данном режиме могут быть отключены 15 или 16 газомазутных горелок котла (по расчетам - 15,6).

Оценочный анализ эффективности принимаемых решений

Приведенные выше расчеты показали, что котел ПТВМ-180 с присоединением ГТУ-5 может устойчиво работать только в диапазоне 30—70% от номинальной нагрузки. Данный диапазон соответствует режимам летней и среднеотопительной тепловой нагрузки водогрейных котельных. Исходя из того, что нагрузка котла составляет допустимый максимум, т.е. 70% от номинальной, требуемый расход природного газа на горелки котла должен составлять 6,5 м3/с.

Как было показано выше, при охлаждении газов, поступающих от ГТУ—5, в котле передается теплота в количестве йд.г. = 16,97 МВт.

Экономия топлива рассчитывалась по формуле:

АВЭк = %", (12)

йн

и составила ДВэк = 0,57 м3/с.

Расчетный расход топлива (природного газа) в камере сгорания ГТУ—5 Вгту = 0,6 м3/с, следовательно дополнительный расход топлива в котле

Вдоп = 0,03 м3/с.

Электрическая мощность ГТУ—5 составляет 5МВт. При работе котла т = 8400 часов в год, выработка электроэнергии на ГТУ находится на уровне N = 42000 тыс. кВт-ч.

Годовой дополнительный расход топлива рассчитывался по формуле: вдоп = 3600 • Т • Вдоп (13)

и составил Вдоп = 907,2 тыс. м3.

Стоимость электроэнергии в расчетах была принята на уровне Цэ = 1200 руб./(тыс. кВт-ч), стоимость топлива — Цт = 1430 руб./(тыс. м3). Стоимость ГТУ—5 по данным КМПО приблизительно составляет 70 млн. руб. Дополнительные расходы на монтаж и доработку котла приближенно приняты в размере 10 млн. руб. Таким образом, суммарные затраты принимаемого решения составили К = 80 млн. руб.

Экономический эффект от использования ГТУ—5 определялся с помощью соотношения

э = N • Цэ — вдоп • Цт (14)

и составил Э = 49,1 млн. руб.

Срок окупаемости решения рассчитывался как отношение произведенных суммарных затрат к достигаемому экономическому эффекту:

К

Т = -. (15)

Э

Приближенно срок окупаемости составил Т = 1,63 года.

При работе ГТУ только в отопительный сезон, т.е. при т = 5230 часов в год, выработка электроэнергии находится на уровне 26150 тыс. кВт-ч, а дополнительный расход топлива - на уровне 564,84 тыс. м3/год. Тогда, согласно соотношениям (14)-(15), экономический эффект от использования ГТУ составит Э=30,57 млн. руб./год, а срок окупаемости предлагаемого решения увеличится до Т=2,62 лет.

Таким образом, срок окупаемости установки ГТУ-5 при круглогодичной работе водогрейного котла ПТВМ-180 составляет менее двух лет, а при работе котла только в отопительный сезон — менее 3 лет. Экономия природного газа при этом достигает 17,2 и 10,7 млн. м3 соответственно.

Summary

Examined the problems and the prospects of creation energy saving cogeneration sources of heat and electric power, based on active energy objects in Republic of Tatarstan. In the capacity of it considered the heat and power plant and power stations with obsolete equipment, as well as industrial and heating boiler plants, for which appropriate to carry out reconstructions. Theoretical aspects of research considered based on organizations in the context of heating plant gas-turbine plant with GTP 5 MW and water heating boilers. It has been proved that the offered solution will permit to save more than 10 millions cubic meters of natural gas.

Литература

1. http://www.tatenergo.ru

2. Теория и проектирование газотурбинных и компбинированных

установок / Ю. С. Елисеев, Э. А. Манушин, В. Е. Михальцев и др. - М. : Изд-во

МГТУ им Н. Э. Баумана, 1997.

3. Бажан П. И., Каневец Г. Е., Селиверстов В. М. Справочник по

теплообменным аппаратам. - М. : Машиностроение, 1989. - 356 с.

4. Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным

установкам малой производительности. — М. : Энергоатомиздат, 1989.

Поступила 24.01.2006