Об энергоэффективности теплового генерирующего источника на базе паротурбинного цикла для сталеплавильного производства Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»



УДК 621.1.018.4:620.9

Об энергоэффективности теплового генерирующего источника на базе паротурбинного цикла для сталеплавильного производства

А. Н. Бушуев,

Орский гуманитарно-технологический институт, преподаватель кафедры теплоэнергетики и теплотехники

С. В. Картавцев,

Магнитогорский государственный технический университет им. Г. И. Носова, доктор технических наук

Рассмотрена функциональная зависимость эффективности энергетического источника на базе паротурбинного цикла. В математическом пакете MathCAD построено числовое поле данного показателя в зависимости от основных характеристик системы. Произведена оценка показателя полезного использования топлива котельного агрегата при параллельном сжигании основного и утилизируемого топлива. Построены числовые поля значений требуемой подачи природного газа на паровой котел в зависимости от его производительности и подачи горючих вторичных энергоресурсов.

Ключевые слова: паротурбинная система, энергетический источник, электросталеплавильное производство, показатель эффективности, коэффициент полезного использования топлива, котельный агрегат, тепловые потери.

Производство стали - одна из важнейших отраслей в структуре промышленного производства России. С начала третьего тысячелетия в мире наблюдается устойчивый рост потребления стального проката, которое к 2010 году достигло уровня 1,41 млрд тонн.

Основными способами производства стали на сегодняшний день являются конвертерный и электросталеплавильный. Доля мирового объёма производства стали в дуговых электропечах при этом приближается к 40 %, и прогнозы указывают на рост доли электростали в течение последующего десятилетия со скоростью до 4 % в год. При этом электросталеплавильное производство на сегодняшний день является одним из ведущих в промышленности по показателю энергоёмкости технологического процесса [1]. Удельные затраты электроэнергии на 1 т электростали на некоторых металлургических предприятиях превышают 450 кВт • ч, когда помимо подачи электроэнергии в технологический процесс плавки осуществляется и подвод дополнительной тепловой энергии, обеспечиваемой горением природного газа в печи или иными источниками (как правило, посредством предварительного подогрева металлической шихты или использованием жидкого чугуна при плавке). В чёрной металлургии, которая остаётся одной из самых энергоёмких отраслей в стране (доля электропотребления составляет 8-10 % от общероссийского), затраты в себестоимости продукции на приобретение основных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) достигают 30-35 % [2].

На металлургических предприятиях на сегодняшний день снижение энергозатрат может быть достигнуто, главным образом, за счёт реализации двух основных направлений энергосберегающей

политики: развитие собственных энергетических мощностей и максимально возможная утилизация вторичных энергоресурсов (ВЭР) [3]. Это указывает на актуальность решения вопроса достижения предельной эффективности в энергообеспечении электросталеплавильного производства с возможностью утилизации ВЭР при выработке электроэнергии.

Энергетический источник по отношению к электросталеплавильному цеху металлургического предприятия может быть локальным, общезаводским и удалённым. На сегодняшний день энергообеспечение электросталеплавильного производства осуществляется через районный энергоузел или систему именно от удалённых энергоисточников, однако удалённый источник (ТЭЦ, ГРЭС и т. д.) не способен обеспечивать производство дополнительной тепловой энергией в связи с большой удалённостью от потребителя. Общезаводской энергетический источник отличается от локального прежде всего большей мощностью, в связи с необходимостью энергообеспечения прочих потребителей, и, возможно, большей удалённостью от основного потребителя - электросталеплавильного цеха, что ведёт к снижению показателя эффективности источника.

Принципиальная схема системы энергообеспечения на удалённом энергоисточнике изображена на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная схема системы энергообеспечения электросталеплавильного процесса на базе удалённого энергетического источника

На рис. 1: КА - котельный агрегат, ПТ - паровая турбина, СЭС - система электроснабжения, включающая линию электропередач и трансформаторы, ДСП - дуговая сталеплавильная печь; В и Q - расход топлива и его теплота сгорания, Оп - паропроизво-дительность котельного агрегата, В1 и Ql - расход вспомогательного топлива и его теплота сгорания, Qэ - подведенная электрическая энергия в ДСП (в технологический процесс плавки электростали), Qт - подведенная тепловая энергия в ДСП.

Электрическая мощность на вводе в энергоузел предприятия при электроснабжении от удалённого источника на базе паротурбинного цикла в упрощенном варианте может быть равна [4, 5]:

где гп, гк, гпв - энтальпии пара, конденсата и питательной воды котельного агрегата соответственно, кДж/кг;

В, Q - расход, м3/с, и теплота сгорания топлива, кДж/м3, соответственно;

Пка - КПД котельного агрегата;

Пт, Пмт - термодинамический (тепловой) и механический КПД паровой турбины;

Пэг, Плэп - КПД электрогенератора, КПД линий электропередач от ГРЭС до ввода в энергосистему металлургического предприятия; - показатель, отображающий снижение полной мощности паровой турбины вследствие отборов пара.

Последний показатель учитывает процентное снижение полезной развиваемой мощности на валу паровой турбины за счёт наличия промежуточных отборов пара как на теплоснабжение сторонних потребителей, так и на технологические нужды самого энергетического источника. С точки зрения термодинамики, развиваемая полезная мощность паровой турбины определяется разностью энтальпий конечного и начального состояний пара в турбине. При наличии п отборов из ЦВД, т отборов из ЦСД и р отборов из ЦНД паровой турбины выражение развиваемой мощности на валу может быть записано следующим образом [5]:

А Оо - »1) + (А - А )(', - Ч ) +'" • +

+(£>„-А-----О„)(Гг, "'„«) +

+(А ~ А-----Ц,+1 )(г„+1 - ¡„+2 ) + ••• +

+(£>„-А-----А-----Д,+т)х

х(Ст - ) + (А-----А-----о„+т+1) х

X(/„.,.„,4-1 _ Г

^пт =

и+га+1 '»+т+2) + (А '" А) )(г

п+т+р п+т+р

Х'и+т+и Г* );

где Оо=ОПЕ-Оут - расход пара на турбоустановку,

Dvт*(1-1,5 %) D

ПЕ

величина

ут

утечек пара.

При выведении данной зависимости для некоторого упрощения предполагалось, что последний отбор из каждого цилиндра турбины совпадает с

переходом в следующий цилиндр. также учитывалось некоторое снижение энтальпии пара при переходе из цилиндра в цилиндр, т. е. гп<гп, г\п+гп)<г(п+ту

Тогда показатель является отношением действительной развиваемой мощности турбины ^пт при отборах пара к теоретически возможной:

N.

АО'о "ОЛтЛмт

Коэффициент полезного использования топлива энергетического источника в системе с ЛЭП

каЛтЛмтЛэгЛлэп-

'п 'пв

По данной функциональной зависимости в математическом пакете MathCAD построено числовое поле множества возможных значений показателя эффективности удалённого источника. Построение осуществлялось при задании интервальных показателей системы в границах наиболее вероятных значений для ГРЭС - КПД ЛЭП в интервале величин от 0,6 до 0,9 и показатель паровой турбины в пределах от 0,6 до 0,85. Числовое поле приведено на рис. 2. Результаты показали, что значение данного показателя для дальнего энергетического источника (при минимальной эффективности ЛЭП) на базе паротурбинного цикла лежит в пределах 18-22 %.

х ЛтЛмт

V ч ч ч ч Ч 0.272 0.284 0.297 0.31 0.322 0.335 0.348

0.8 ■-

о с

0.6 0.7 0.8

Показатель эффективности ЛЭП

Рис. 2. Числовое поле множества значений показателя эффективности удалённого теплового энергоисточника на базе паротурбинного цикла

Эффективность реальной системы энергообеспечения на базе ГРЭС в некоторых случаях, прежде всего в зависимости от показателя ЛЭП, может лежать и ниже границы 18 %. Значения коэффициента эффективности ближнего источника на базе паротурбинного цикла расположены в правой области числового поля при наибольших значениях эффективности системы электроснабжения.

Показатель эффективности энергетического источника определяется особенностями технологического процесса генерации электрической энергии, в первую очередь, показателем работы турбины и коэффициентом полезного использования топлива основного агрегата - парового котла Пка.

Числовое поле множества значений коэффициента полезного использования топлива котельного агрегата изображено на рис. 3. Тип используемого топлива в котельном агрегате практически не влияет на числовые значения данного показателя. За интервальные величины при построении поля принимаются усредненный коэффициент избытка воздуха в топке и температура уходящих газов за котлом. Расчёты произведены под экибастузский уголь (на примере котла ПК-39). Результаты показывают, что в оптимальной средней зоне поля для температуры уходящих газов порядка 140 °С и коэффициента избытка воздуха 1,15-1,16 данный показатель лежит в области 91 %, что точно соответствует паспортным данным котла ПК-39 (как и большинству котельных агрегатов). Показатель принимает аналогичные значения и при сжигании природного газа.

<и

-а -а

1.15

1.1

0.925 0.922 0.919 0.916 0.912 0 909 0.906 0 903 0.9 0.897 0.893 0.89

\ \ , \ М \ ^ м ^

100

120

140

160

180

200

ql, q2 - тепловые потери котельного агрегата с механическим и химическим недожогом топлива и через наружные ограждения соответственно, %; Q, <Э1 - теплота сгорания природного и конвертерного

газа, кДж/м3; ¡§ак, ¡тг - энтальпия природного газа и ВЭР, кДж/м3;

а - коэффициент избытка воздуха в топке котла; V, Vl - объём воздуха, необходимый для сжигания 1 м3 природного и утилизируемого газа, м3; гух - энтальпия уходящих газов за котлом, кДж/м3. Числовое поле данной зависимости показано на рис. 4. Величины требуемой подачи природного газа в левой области числового поля при низкой производительности парового котла принимают отрицательные значения, что говорит об избытке конвертерного газа. С повышением паропроизводительно-сти котельного агрегата требуемая подача природного газа возрастает.

20

4.562 6.091 7.62 9.149 10.678 12.206 13.735 15.264 16.793 _I_[—1_I_Л_I_г_|_I_£_

Температура отходящих газов за котлом, °С

200 400 600 800 1000

Паропроизводительность котла, т/ч

Рис. 3. Числовое поле множества значений коэффициента полезного использования котельного агрегата на твердом топливе

Оценка эффективности источника на базе паротурбинного цикла при энергообеспечении металлургического производства предусматривает рассмотрение характера изменения соответствующих показателей котельного агрегата при условии дополнительного дожигания вторичных энергоресурсов металлургической промышленности в котельном агрегате с целью понижения расхода основного топлива.

Функциональная зависимость требуемой подачи основного топлива (природного газа) на паровой котел в зависимости от его паропроизодительности, т/ч (показатель х), и параллельной подачи горючих ВЭР на дожигание, м3/с (показатель у), в математическом пакете MathCAD имеет вид:

где гп, гпв, гкип - энтальпия генерируемого пара, питательной и продувочной воды в паровом котле, кДж/кг;

Рис. 4. Числовое поле множества значений требуемой подачи природного газа на паровой котел при утилизации конвертерного газа

Энтальпия генерируемого пара, питательной и продувочной воды определяется непосредственно давлением и температурой [6], поддерживаемыми в определённых интервалах в зависимости от марки котельного агрегата. Тепловые потери ql и q2 заданы при расчёте соответственно 1,5 и 2 % исходя из средних показателей для наиболее распространенных паровых котлов (ПК-39, ПК-47, П-57), используемых на крупных ГРЭС России. Подсчёт энтальпии природного и конвертерного газов осуществляется в MathCAD в зависимости от задаваемого химического состава данных газов и их температур. Требуемый объём воздуха для сжигания газов также определяется их химическим составом [4, 7]. Энтальпия уходящих газов за котлом рассчитывается как сумма энтальпий составляющих элементов в зависимости от принимаемой температуры газов [7]. Так как фактически данная энтальпия является функцией расходов обоих видов топлива, то в данном случае она может быть определена с некоторым упрощением, только как средний показатель при равных долях одинаковых компонентов в продуктах сгорания двух разных газов.

шнЕРШшРЕтурсшшБЕШШЕтишшэнЕРШяэФФЕШшвютишЬ 27

Аналогично произведен расчёт в программе MathCAD требуемой подачи природного газа на паровой котел при утилизации доменного газа. Числовое поле данного показателя изображено на рис. 5.

2.276 3.256 4.775 6.025 7.274 8.52 4 9.773 11.023 12.272 13.522 14.771 16.021 17.27

_1_^_I_(_^_1_I_|_I_I_f_I_[_|

200 400 600 800 1000

Паропроизводительность котла, т/ч

Рис. 5. Числовое поле множества значений требуемого расхода природного газа на паровой котел при утилизации доменного газа

Низкая теплота сгорания и температура доменного газа, подаваемого на утилизацию в паровой котел, практически не снижают требуемую подачу природного газа. Также подача доменного газа в больших количествах приводит к снижению общей энергетической эффективности котла в связи с возрастанием доли тепловых потерь с уходящими газами.

Данный показатель составляет порядка 70 % от всех тепловых потерь котельного агрегата. Характер его изменения при параллельном сжигании природного газа и горючих ВЭР также может быть оценен в математическом пакете MathCAD при построении числового поля показателя в зависимости от расходов основного и утилизируемого топлива.

Обозначив расход природного газа на паровой котел при работе только на основном топливе через х, расход утилизируемого горючего ВЭР через у, расход природного газа на котел при работе одновременно на двух топливах через хг, теплоту сгорания природного газа через Q, а утилизируемого топлива через его энтальпию через количество воздуха, необходимое для сжигания природного газа и ВЭР через V и V-, можно записать:

- теплота, вносимая в топку парового котла при сжигании только природного газа Т=х • ф;

- теплота, вносимая в топку парового котла при сжигании двух разновидностей топлива Т1=х1-Я+у(Я1+11);

- тепло, уносимое из котельного агрегата уходящими газами при сжигании только природного газа д=х-^+1)-готх;

- тепло, уносимое из котельного агрегата уходящими газами при сжигании обоих видов топлива д=х -^+1)- ¿отх1+У '^+1)- ¿оТХ1.

Здесь готх - энтальпия уходящих газов за котельным агрегатом при сжигании только природного газа; готх1 - энтальпия уходящих газов за котельным агрегатом при параллельном сжигании основного и утилизируемого топлива.

Не учитывая конструктивное изменение котельного агрегата при увеличении расхода дымовых газов через газоходы котла и изменение коэффициентов теплоотдачи на конвективных поверхностях котельного агрегата при увеличении скорости потока дымовых газов, можно убедиться, что вносимое тепло в топку котла в обоих случаях одинаково, т. е. Т=Т1.

Доля тепла, уносимого из парового котла при сжигании только природного газа, составляет:

Доля тепла, уносимого из парового котла при совместном дожигании в топке котла горючих ВЭР с природным газом, составляет:

Как следует из приведенных выражений, показатель а находится в прямой зависимости от химического состава сжигаемого топлива. При одновременном сжигании двух видов топлива показатель а1 тепловых потерь с уходящими газами определяется, помимо химического состава топлива, соотношением их подач в топку котла.

В MathCAD автором разработана программа, обеспечивающая точный расчёт доли тепловых потерь котельного агрегата без промежуточного перегрева пара при сжигании двух газообразных видов топлива любого химического состава. Энтальпия уходящих газов за котлом рассчитывается как функция двух интервальных величин расхода топлива. Для этого осуществляется расчёт процентных долей компонентов в продуктах сгорания природного газа и утилизируемого ВЭР раздельно, подсчёт энтальпии каждого компонента в зависимости от задаваемой температуры уходящих газов [7], затем производится усреднение химического состава продуктов сгорания и их энтальпии готх1.

Функция показателя тепловых потерь котельного

агрегата с уходящими газами в MathCAD принимает ВИД

где гух(х, у) - функциональная зависимость энтальпии уходящих газов за котлом в зависимости от расходов топлива.

На рис. 6 показано числовое поле множества значений доли тепловых потерь с уходящими газами котельного агрегата при одновременном сжигании в топке котла близких по теплотворным показателям двух разновидностей топлива: природного и коксового газов, построенное по приведенной зависимости. В целях анализа характера изменения показателя на рис. 7 отображены аналогичные результаты для условия сжигания природного и доменного газов.

Подача природного газа, м3/с

Рис. 6. Значения доли тепловых потерь котельного агрегата с уходящими газами при одновременном сжигании природного и коксового газов

5 10 15 20

Подача природного газа, м3/с

Рис. 7. Значения доли тепловых потерь котельного агрегата с уходящими газами при одновременном сжигании природного и доменного газов

При построении числовых полей исследуемого показателя химический состав и теплота сгорания природного газа принимались по средним заявленным параметрам газопровода «Бухара - Урал». Состав, влажность и теплота сгорания доменного газа рассчи-

тывались по приведенным параметрам газа доменного производства ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат», а параметры коксового газа - согласно составу газа из донецких углей [9].

Как подтверждают результаты расчётов, доля тепловых потерь с уходящими газами для котельного агрегата близка к 5 % и незначительно изменяется при сжигании одновременно двух различных видов топлива. При сжигании в котле близких по составу и теплоте сгорания топлив (рис. 6), интервал изменения данного показателя составляет 0,4 %. При сжигании в топке котельного агрегата только природного газа показатель доли тепловых потерь с уходящими газами составляет примерно 5-5,1 % при коэффициенте избытка воздуха а~1,15. Как видно из рис. 6, при малой доле доменного газа (правый нижний угол числового поля) показатель равен этому значению. Сжигание в топке котла двух видов топлива, значительно различающихся по тепловым показателям и химическому составу, приводит к практически вдвое большему интервалу крайних значений показателя тепловых потерь (рис. 7), чем в первом случае. При высокой доле доменного газа (левый верхний угол числового поля) показатель потерь достигает 6 %.

Результаты проводимых расчётов теплового паротурбинного электрогенерирующего источника указывают на относительно невысокую эффективность систем энергообеспечения металлургической промышленности на базе паротурбинного цикла. Возможность сжигания твердых видов топлива теряет особое преимущество при использовании энергетического источника такого типа в составе локального или общезаводского на территории металлургического предприятия в силу наличия трудностей подачи топлива на территорию предприятия и сложности системы топливоприготовле-ния. Большее преимущество здесь сохраняется за природным газом. Также следует обратить внимание на тот факт, что паротурбинная система энергообеспечения технологического процесса металлургического производства оставляет за собой возможность утилизации горючих ВЭР с целью снижения потребления основного топлива. В результате исследования основной тепловой потери котельного агрегата в MathCAD отмечена практическая независимость показателя от расходов топлива при параллельном сжигании в котле природного газа и ВЭР. Этот факт указывает на возможность значительного повышения энергетической эффективности локального или общезаводского источника, базированного на паротурбинном цикле, в целях энергосбережения в производственном процессе выплавки стали.

Литература

1. Деревянченко И. В., Лозин Г. А., Шумахер Э. А., Шумахер Э. Э., Кучеренко О. Л. Совершенствование условий энергообеспечения современного электросталеплавильного процесса // Сталь. - 2005. - № 1. - С. 45-50.

2. Новиков С. С. Методика оперативного планирования и управления электропотреблением крупнотоннажных электросталеплавильных печей при работе на оптовом рынке электроэнергии: Авторефер. дисс. ... канд. тех. наук. - М., 2008. - 18 с.

шнЕРШвштурснтБЕШШЕтишшэнЕРШявФФЕшашшшЬ 29

3. Журавлев Ю. П., Никифоров Г. В., Заславец Б. И., Олейников В. К. Комплексные решения проблем энергосбережения на металлургических предприятиях // Главный энергетик. - 2011. - № 3. - С. 48-53.

4. Бойко Е. А. Котельные установки и парогенераторы. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. - 292 с.

5. Трухний А. Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 640 с.

6. Александров А. А., Григорьев Б. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. - М.: МЭИ, 1999. - 168 с.

7. Карп И. Н. Продукты сгорания природного газа при высоких температурах (состав и термодинамические свойства). - Киев: Техника, 1967. - 383 с.

8. Вегман Е. Ф. Краткий справочник доменщика. - М.: Металлургия, 1981. - 240 с.

About the energy efficiency of heating power generation source on the basis of steam-turbine cycle for steel-melting production

A. N. Bushuyev,

Orsk humanitarian and technological institute, lecturer of the heat power and heating engineering department

S. V. Kartavtsev,

Magnitogorsk state technical university of G. I. Nosov, D. T. S.

The article deals with the functional dependence of energy efficiency of remote power source based on the steam turbine cycle. In the MathCAD program we have created the numeric field of efficiency in dependence of main indicators of the system. We have evaluated the effective fuel usage indicator of boiling unit while simultaneous burning of main and utilized fuels. We have created the numeric fields of the indicators of necessary supply of natural gas to the steam boiler in dependence of its productivity and the supply of combustible secondary energy resources.

Keywords: steam turbine system, the source of energy, electric steel-making, indicator of efficiency, effective fuel usage coefficient, boiling unit, heat losses.