CC BY
77
УДК 621.438: 621.165
К ВОПРОСУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
Канд. техн. наук КАЧАН С. А., инж. ФИЛАЗАФОВИЧ В. И.
Белорусский национальный технический университет, ОАО «Белэнергоремналадка»
В последние годы парогазовые технологии находят все более широкое распространение в энергетике Беларуси. Тем не менее до настоящего времени отсутствует необходимая для специалистов проектных и наладочных организаций, а также персонала тепловых электростанций методика определения показателей топливоиспользования комбинированных установок, включающих помимо традиционных паротурбинных и котельных установок также высокотемпературные тепловые двигатели (которыми в общем случае могут быть не только газотурбинные, но и газопоршневые агрегаты), использующие их сбросную теплоту котлы.
Такая методика разработана специалистами ОАО «Белэнергоремналадка» и уже проходит апробацию на ряде ТЭС. Она базируется на принципиальных положениях действующих в энергетической отрасли директивных и методических документов [1] с изменением алгоритмов расчета показателей топливоиспользования с учетом специфики бинарного цикла.
В разработанной методике удельные расходы топлива определяются отдельно для выделяемых частей бинарной установки: газовой и паровой.
Газовая часть представляет собой комплекс, вырабатывающий электроэнергию и теплоту в паре и горячей воде, который помимо теплового двигателя включает в себя котельную установку (где происходит утилизация сбросной теплоты двигателя) и теплофикационную установку газовой части.
Паровая часть представляет собой вырабатывающий электроэнергию и отпускающий теплоту комплекс, состоящий из котла (которым может быть котел-утилизатор, в том числе с дожиганием топлива, или низконапорный котел, сжигающий топливо и утилизирующий теплоту выхлопных газов теплового двигателя), паротурбинного оборудования и теплофикационной установки паровой части.
Как видно, утилизационный контур теплового двигателя входит в обе выделенные части комбинированной парогазовой установки (ПТУ).
Ключевым положением предлагаемой методики является использование понятия «условного» котла, объединяющего высокотемпературный тепловой двигатель (т. е. газотурбинную установку (ГТУ) или газопоршневой агрегат (ГПА)) и его утилизационный контур.
В общем случае «условный» котел рассматривается как комплекс, в котором топливо сжигается и в камере сгорания теплового двигателя Вта (или нескольких камерах сгорания при наличии промежуточного подвода теплоты в цикле двигателя), и непосредственно в котельной установке При этом от «условного» котла отпускается не только теплота (с сетевой водой, паром на паровую турбину и т. д.), но и электроэнергия, вырабаты-
ваемая тепловым двигателем. Отметим, что аналогичное понятие было
ППРПРИП Г71
Укрупненно уравнение теплового баланса «условного» котла для ПГУ любого типа можно записать в виде
енру(5тд+5ку) +£=#+#+05». о)
где <2нру - низшая теплотворная способность условного топлива;
включает теплоту Qm, дополнительно (сверх химической теплоты топлива и теплоты наружного воздуха) вносимую в камеру сгорания теплового двигателя и топку или камеру дожигания котельной установки (т. е. физическая теплота топлива, подогретого воздуха, впрыскиваемого пара и пр.), а также прочие вносимые потоки теплоты (например, за счет нагрева питательной воды в насосах); - теплота, подведенная к рабочему телу газовой части комбинированной установки, которая расходуется на выработку электроэнергии тепловым двигателем, а также на возможный отпуск от него теплоты (например, в случае полезного использования теплоты промежуточного охлаждения воздуха между ступенями компрессора ГТУ или
теплоты охлаждения элементов ГПА); (У^ - то же паровой части комбинированной установки, которая расходуется на выработку рабочего пара, предназначенного для подачи на паровые турбины и редукционно-охладительные установки, а также пара на впрыск в газовый тракт (при использовании экологического или энергетического впрыска), и отпуска теплоты с паром и горячей водой непосредственно потребителю; -потери теплоты с уходящими газами, на наружное охлаждение и пр.
При расчете КПД брутто «условного» котла г)^ = 1 - Ъцг относительная величина потерь теплоты с уходящими газами д2 определяется в долях от всей подведенной в комбинированном цикле теплоты
Чг=-—-, (2)
где £)ух - абсолютная величина потерь теплоты с уходящими газами, определяемая энтальпией входящих в их состав компонентов.
Ввод понятия «условного» котла позволяет не только унифицировать методику расчета показателей ПГУ различного типа, но также сохранить
значение удельного расхода топлива на отпуск теплоты /?"ГУ от теплофикационной ПГУ на уровне, характерном для традиционных паротурбинных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) и котельных.
Например, некоторые авторы [3, 4] предлагают находить йп/ У с использованием КПД котла-утилизатора т]ку, определяемого как отношение полезно используемой теплоты сбросных газов теплового двигателя к тео-
ретически возможной (при условии их охлаждения до температуры наружного воздуха).
Однако поскольку при определении г|ку потери с уходящими газами фактически относятся не к теплоте подводимого в цикле топлива (как при определении КПД топливоиспользующих котлоагрегатов), а к теплоте газов на входе в котел-утилизатор, т. е. уже отработавших в двигателе, значение этого КПД ниже средних значений КПД энергетического парового или водогрейного котлов. Другим недостатком использования т]ку является его существенная зависимость от температуры наружного воздуха í„B,
Так, расчеты, проведенные для теплофикационных ПГУ Оршанской ТЭЦ и Минской ТЭЦ-3, показывают, что при условиях ISO (/„„ = +15 °С) КПД котла-утилизатора брутто составляет около 80-86 % (в зависимости от режима работы ПГУ). При снижении температуры наружного воздуха до 4в = -25 °С т^ку снижается на 6-8 % и более - до уровня г)ку ~ 73-79 %. Это приводит к повышению удельного расхода топлива на выработку теплоты с 6"ГУ ~ 175 до почти 200 кг у. т./Г'кал (41,8-47,8 кг у. т./ГДж).
Для сравнения: снижение температуры холодного воздуха от +15 до -25 °С приводит к понижению КПД брутто котлоагрегата БКЗ-420-140 ГМ (при его работе на природном газе) примерно на 2 % - с 93-93,5 до 91-91,5%.
С учетом сказанного на ПГУ Оршанской ТЭЦ, введенной в эксплуатацию около 10 лет назад, применялась разработанная на кафедре «Тепловые электрические станции» БИТУ методика расчета удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии b^p1 при постоянной величине ¿>™т, принятой на том уровне, который имел место на данной ТЭЦ до ввода ПГУ, т. е. = 172 кг у. т/Ткал («41 кг у. т./ГДж).
Такой прием упростил построение нормативных характеристик ПГУ Оршанской ТЭЦ, сделал наглядным решение задачи оценки и задания прогнозных значений потребления топлива на отпуск электроэнергии от ТЭЦ
с учетом работы ПГУ. Однако принятие ' фиксированным при работе ПГУ с частичными нагрузками приводит к существенному и неоправданному ухудшению ее показателей по выработке электроэнергии.
В разработанной методике удельный расход топлива на отпуск электроэнергии от газовой части находится с использованием КПД брутто
ук г __
"Пбр «условного» котла и удельного расхода qHeT теплоты нетто на производство электроэнергии тепловым двигателем (газотурбинной установкой), который в свою очередь определяется через удельный расход дтбр теплоты
брутто с учетом затрат энергии на собственные нужды.
При этом, как и в большинстве предлагаемых методик [3-6], при определении qT5 принимается, что ГТУ фактически работает в теплофикационном режиме; полностью или (при работе газового байпас« перед утилизационным контуром) частично. То есть qr5p определяется по известному принципу, применяемому для расчета аналогичного показателя противо-
давленческих паротурбинных установок [1]. Если за счет байпасирования газов ГТУ помимо утилизационного контура появляется конденсационная выработка, то при определении дополнительно учитываются потери теплоты с газами, выбрасываемыми в атмосферу. Отметим, что такой прием расчетов используется не только для различных типов ИГУ: с котлами-утилизаторами [3, 4, 6], с вытеснением регенерации [5], а также для теплофикационных ГТУ [6].
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии от паровой части в разработанной методике рассчитывается с использованием КПД «условного» котла нетто г)^, определяемого с учетом электрических и тепловых собственных нужд ПГУ, и удельного расхода теплоты нетто д"1СТ на выработку электроэнергии ПТУ, определяемого по известным зависимостям [1].
Соединение газового и парового циклов в одной комбинированной установке обеспечивает существенное повышение экономичности ПГУ в целом и снижение удельного расхода топлива на производство электроэнергии 5, величина которого в разработанной методике находится как средневзвешенная по отпуску этого вида энергии от газовой Э^ и паровой Э"то частей, т. е. как в [3, 5].
Удельный расход топлива на отпуск теплоты Ь™ ' от ПГУ в целом можно представить в виде нескольких слагаемых, которые определяют экономичность отпуска теплоты рабочим паром (например, из отборов или противодавления паротурбинной установки), непосредственно от «условного» котла (например, его сетевого пучка) и за счет работы сетевых насосов
¿ПГУ _____•_вош ~в?лп ~Охт.нас + в^гп ____1 О^п\ + ^ПГУ '^тф ,,^
СЕ.уПистПт Ош бн.уЛбр вага ват
где <20ТП, - суммарный отпуск теплоты от ПГУ и отпуск теплоты непосредственно от «условного» котла; - потери теплоты, связанные с ее отпуском потребителю; нас, Эгф - отпуск теплоты за счет работы
сетевых насосов и расход электроэнергии на теплофикационную установку.
Как видно, зависимость (3) по форме и содержанию соответствует действующей методике нормирования Ьт, [1].
Практическая реализация разработанной методики в настоящий момент осуществляется на всех ТЭС Беларуси, имеющих в своем составе ГТУ и ГПА, и не вызывает затруднений в применении. Внедренная автоматизация расчетов с использованием данных штатных автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) существенно уп-
рощает проведение расчетов и анализ экономичности работы комбинированных установок.
ВЫВОДЫ
1. Предлагаемая методика расчета показателей топливоиспользоваыия разработана для комбинированных энергетических установок ТЭС, использующих для выработки электроэнергии и теплоты высокотемпературный газовый и паросиловой циклы в любом их сочетании. Методика построена на основных принципиальных положениях действующей системы ведения технического учета, отчетности и анализа тошшвоиспользования на ТЭС.
2. Использование понятия «условного» котла позволяет унифицировать расчет показателей ПГУ различного типа, а для теплофикационных установок обеспечить значения удельного расхода топлива на отпуск теплоты
Ъ™ ' на уровне, соответствующем традиционным паротурбинным ТЭЦ и котельным.
ЛИТЕРАТУРА
1.Методические указания по подготовке и передаче информации о тепловой экономичности работы электростанций и энергосистем. - М.: 1984.
2. Установки парогазовые стационарные. Методика расчета тепловых схем установок и высоконапорных парогенераторов: РТМ 108.020.22-84. - М.: НПО ЦКТИ, 1985.
3. С о к о л о в, Е. Я. Энергетические характеристики парогазовых теплофикационных установок / Е. Я. Соколов, В, А. Мартынов // Теплоэнергетика. - 1996. - X» 4. - С. 47-54.
4. Энергетические показатели парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами I Э. К. Аракелян [и др.] // Вестник МЭИ. Теплоэнергетика. - Сводный том статей, опубликованных в журнале «Вестник МЭИ». - Т. 1.-М.:МЭИ, 1997,- 166 с.
5. Ч и I а ш в и л и, Г. П. Метод расчета показателей энергоэффекгивности конденсационных энергоблоков, реконструируемых в полузависимые ПГУ / Г. 11. Читашвили в Теплоэнергетика. - 2003. - № 8. - С. 62-67.
6. А с т а х о в, Н. Л. Определение основных показателей тепловой экономичности ГТУ и ПГУ / Н. Л. Астахов // Энергетик. - 2008. - № 2. - С. 24-26.
Представлена кафедрой ТЭС Поступила 02.12.2009
