Определение показателей топливоиспользования теплофикационных парогазовых установок утилизационного типа Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

УДК 658.264.003.13

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК УТИЛИЗАЦИОННОГО ТИПА

Канд. техн. наук КАЧАН С. А., инженеры ФИЛАЗАФОВИЧ В. И., ДУБРОВЕНСКИЙ А. Н.

Белорусский национальный технический университет, ОАО «Белэнергоремналадка»

На ряде ТЭС Беларуси проходит апробацию методика, позволяющая единым образом определять показатели топливоиспользования комбинированных установок, в которых для выработки электроэнергии и теплоты применяются традиционный паросиловой и высокотемпературный газовый циклы в различных сочетаниях [1].

В данной статье представлены алгоритм и основные результаты расчета показателей теплофикационной парогазовой установки (ПГУ) утилизационного типа на примере ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3, принципиальная тепловая схема которой приведена на рис. 1. В разработанной методике [1] с целью унификации способов расчета показателей ПГУ различного типа и сои пгу

хранения значения удельного расхода топлива на отпуск теплоты Ьтэ от теплофикационных ПГУ на уровне, характерном для традиционных паротурбинных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) и котельных, введено понятие «условного» котла, которое объединяет газотурбинную установку (ГТУ) и утилизирующую теплоту ее сбросных газов котельную установку.

Уравнение теплового баланса «условного» котла для ПГУ утилизационного типа представим следующим образом:

адту + аГТУ+0КУ=еГТУ+С+аЕот, (1)

где - низшая теплотворная способность условного топлива; £ГТУ - расход условного топлива на ГТУ; - теплота, дополнительно (сверх химической теплоты топлива) вносимая в камеру сгорания: с учетом повышения физической теплоты топлива при работе дожимного компрессора, подогрева воздуха перед компрессором и пр.; - теплота, вносимая в энергетический контур котла-утилизатора от сторонних источников: за счет нагрева питательной Опнас и сетевой Осетнас воды в насосах и др.; - расход теплоты на выработку электроэнергии ГТУ Э^У с учетом электромеханических потерь ЭГТУ и потерь на наружное охлаждение ,

ОГТУ = ЭГТУ+эГТу + йГоТтУ; (2)

ОКрУ = брСУ + Осву - теплопроизводительность котла-утилизатора с рабочим паром различных параметров ОР и сетевой водой ОвУ; ОпЮх - потери теплоты: с уходящими газами Оух, на наружное охлаждение котла-утилизатора и пр. 84

При этом КПД брутто «условного» котла по прямому балансу

УК _ 0э + 0бр + бохл —Qст .

Пбр = Ор В + ОГТЛ ' ( )

^н.у^гТЛ г^вн

Удельный расход условного топлива ¿Э1ТУ на отпуск электроэнергии от паровой части рассчитывается с использованием определяемых по известным зависимостям [2] значений удельного расхода теплоты нетто аэЗет на выработку электроэнергии паротурбинной установкой (ПТУ) и коэффициента теплового потока пКУ, а также КПД котла-утилизатора нетто пКЛ

нет

где

аптл

ЬэПТУ =——, (4)

э Ор ПкуПКУ

^¿н.у 1 |нет 1 |тп

О пту _ о пту

а пту = ~ . (5)

Уэ^ет ^\ПТЛ ^ПТЛ '

3выр Эсн

ПЛК „КЛОКУ _ оку 3ПТ _ ЭПТУ _ кПТУЭКУ

Ку _ 1бр ^р ^бр ^сн -^выр Зсн ^э Зсн _ .^ч

Пнет / . \ Г^ТТТ ^ПТЛ ; ( )

Кгтл акл (пкл + окл ) _ окл эпт _ э

-,УО ир чк-бр т к-охл) "¿ст —'выр —'

„клоКУ _ ОКУ _ Отп

ир ^¿бр ^сн ^пот .

пКЛ =---. (7)

р бр с

Здесь ОэПТЛ - расход теплоты на выработку электроэнергии паротурбинной установкой 3пьтрл, определяемый известным образом [2]; ЭПТЛ, Оснтл - расходы электроэнергии и теплоты на собственные нужды паротурбинной установки; КОТЛ - коэффициент, учитывающий дополнительно вносимую в камеру сгорания теплоту [2],

Кгтл = Ору вгтл . (8)

0 ор В + О гтл '

аКЛ - доля тепловой нагрузки котла-утилизатора с рабочим паром,

ОТ = ОбКЛ _ 0,КЛ ОбКЛ 0бКрЛ

аКЛ = ^—^; (9)

3КЛ, 0снл - расходы электроэнергии и теплоты на собственные нужды котла-утилизатора, включая затраты, связанные с восполнением потерь пара и конденсата собственного технологического цикла, потери теплоты с непрерывной и периодической продувкой котла, затраты на отопление и вентиляцию помещений, относимых к котельной установке, и пр.; Кэ1ТЛ - коэффициент отнесения затрат электроэнергии на собственные нужды на выработку электроэнергии паровой частью

0 ПТУ + 0 ПТУ

КэПТУ =-0—+0сн-; (10)

™КУГ)КУ _ Г)КУ _ Птп У '

"Ф !^бр !^п°т

01ТОт - потери теплового потока.

Удельный расход условного топлива ЬэГТУ на отпуск электроэнергии от газовой части ПГУ рассчитывается с использованием ПуК и удельного расхода теплоты нетто а-ж на выработку электроэнергии ГТУ

аГТУ

_ нет К0ту + дЬсГнТУ, (11)

э 0р пук 0 сн ' у '

где аГТеУт определяется с учетом затрат электроэнергии ЭГТУ на собственные нужды ГТУ (дожимные компрессоры, насосы технической воды и пр.),

0ГТУ

агнет ^ГТУ ^ГТУ ; (12)

^выр ^сн

АЬснТУ - поправка к удельному расходу топлива, учитывающая расход теплоты на собственные нужды ГТУ от паровой части ПГУ (что характерно для подавляющего большинства ПГУ),

1 0 гТу д^ГТУ __\__^сн_• (13)

сн 0р пкупКУ эГТУ - ЭГТУ _ ДЭ 4 '

^н.у ' |нет ' |тп ^выр ^сн /-х^сн.тф

ДЭснтф - часть расхода электроэнергии на теплофикационную установку, относимая на газовую часть,

ДЭ _ ((1 _ КПТУ )ЭКУ + эТф)(ЭГыНрУ _ ЭГнТУ) (14)

сн.тф (ЭГТУ _ ЭГТУ) + (ЭПТУ _ ЭПТУ _ КПТУЭКУ) ' у^выр ^сн / "г" у^выр ^сн -^э ^сн /

Здесь Этф - расход электроэнергии на теплофикационную установку. Расход условного топлива на отпуск электроэнергии от ПГУ находится как средневзвешенный по отпуску этого вида энергии от газовой Э?,?/ и паровой ЭПтТпУ частей

ЬГТУЭГТУ + ЬПТУЭПТУ ^ПГУ _ э ^отп "т" -^отп (15)

э _ ЭГТУ + ЭПТУ ' ^ '

отп отп

где

ЭГТУ =Эгту _ ЭГТУ _ дЭ •

^отп ^выр ^сн ^сн.тф'

эПТУ =эпту _ эпту _ эку _ (э _ дэ ) ^отп --"выр ^сн --"сн I т^ сн.тф'"

Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии от ПГУ рассчитывается по аналогии с методикой [2] как сумма трех

слагаемых, которые определяют экономичность отпуска теплоты отработавшим паром из отборов паровой турбины, непосредственно от «условного» котла с сетевой водой и за счет работы сетевых насосов

1 ППГУ - 0КУ - 0 + ^отп

^ПГУ ^отп ^¿св ^сет.нас * ^¿пот +

ГА ПК^КУ 0ПГУ

^¿н.у I |нет 1 |тп ^отп

0

КУ

ер ПУК 0!

0

,ПГУ :отп

(Этф ДЭсн.тф

) 6эПТУ + дэсн.тф-

7ГТУ тт /з-нет^/

ГТУ ^

е

бн'у^бр

(16)

где 0птп - потери теплоты, связанные с ее отпуском потребителю.

На рис. 2, 3 приведены графические зависимости ЬэПГУ и бтЗГУ, построенные на основе расчетов по разработанной методике для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 (двухступенчатый подогрев сетевой воды, давление в верхнем отопительном отборе 1 ата).

110 130 150 170 190 210 230 250

NГТУ, МВт

Рис. 2. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии ¿31ГУ в зависимости от мощности ПГУ ^ГУ при разных значениях относительной мощности ГТУ ^ТУ (пунктирные линии) и нагрузки теплофикационных отборов паровой турбины 0т (сплошные линии)

В расчетах принято, что переток теплоты от очереди 14 МПа отсутствует, а энергетические характеристики ГТУ, котла-утилизатора, паровой турбины, величины расходов теплоты и электроэнергии на собственные нужды ПГУ соответствуют временным нормативным характеристикам блока. При расчете КПД брутто «условного» котла Пб^ по обратному балансу

относительная величина потерь теплоты с уходящими газами находится в долях от всей подведенной в комбинированном цикле теплоты [1]. Поэтому, как показывают расчеты, при условии работы ПГУ с номинальной

загрузкой ГТУ значение Пб^ достаточно близко к величине КПД брутто 88

топливоиспользующих котлоагрегатов и в диапазоне температур наружного воздуха ¿нв = (—15)—(+15) оС изменяется в сравнительно узких пределах 87-90,5 %. Вследствие этого при отпуске теплоты, характерном для отопительного периода, 6таГУ находится на уровне 165-170 кг у. т./Гкал («39,5-40,5 кг у. т./ГДж), соответствующем традиционным для Беларуси источникам теплоты, повышаясь до уровня 180-185 кг у. т./Гкал («43-44 кг у. т./ГДж) лишь при малых тепловых нагрузках ПГУ.

->

20 40 60 80 100 120 ОПгу МВт 200

*<отп ■>

Рис. 3. Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты ЬтПГУ в зависимости от отпуска теплоты <2ПпУ при разных значениях относительной мощности ГТУ ^ГТУ (сплошные линии) и нагрузки теплофикационных отборов паровой турбины Qт (пунктирные линии)

В разработанной методике при определении удельного расхода теплоты на производство электроэнергии ГТУ принимается, что установка фактически работает в теплофикационном режиме: полностью или (при работе газового байпаса перед утилизационным контуром) частично [1]. Поэтому ЬэГТУ находится на уровне 150 кг у. т./(МВт-ч), характерном для паротурбинных установок, работающих без потерь теплоты в конденсаторе.

Соответственно при работе утилизационной ПГУ в целом по тепловому графику с минимальным расходом пара в конденсатор Ь^ ~ ЬэГТУ ~

« Ь™ « 150 кг у. т./(МВт-ч).

На режимах электрического графика в зависимости от отпуска теплоты QоПтГУ удельный расход топлива Ьэ1ГУ изменяется от величины ЬПф

до величины, соответствующей конденсационному режиму: ЬПГУ « « 240-275 кг у. т./(МВт-ч).

В указанных условиях величина Ьэ1ГУ является наглядным показателем экономичности комбинированного парогазового цикла.

В Ы В О Д Ы

1. Разработанная методика расчета показателей тепловой экономичности парогазовых установок является физически строгой и построена на основных принципиальных положениях действующей системы анализа показателей топливоиспользования на ТЭС. При этом значения удельных расходов топлива на отпуск теплоты ¿тЭГУ ~ 165-170 кг у. т./Гкал («39,5-40,5 кг у. т./ГДж) находятся на уровне, близком для традиционных теплоисточников Беларуси.

2. Величина удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии 6Э1ГУ является наглядным показателем экономичности комбинированного парогазового цикла и изменяется от значений порядка ¿Пф ~ 150 кг у. т./(МВт-ч)

на режиме теплового графика (характерных для паротурбинных установок, работающих без потерь теплоты в конденсаторе) до величин, соответствующих конденсационному режиму: ¿^Р « 240-275 кг у. т./(МВт-ч).

3. Опыт применения методики на различных энергетических объектах (Минская ТЭЦ-3, Оршанская ТЭЦ, Лидская ТЭЦ) показывает, что она хорошо встраивается в существующую систему учета, отчетности и расчета технико-экономических показателей ТЭС; при этом действующие методологические подходы к анализу экономичности работы объектов энергосистемы остаются неизменными.

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. К а ч а н, С. А. К вопросу определения показателей топливоиспользования парогазовых установок / С. А. Качан, В. И. Филазафович // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2010 - № 1. - С. 88-92.

2. М е т о д и ч е с к и е указания по подготовке и передаче информации о тепловой экономичности работы электростанций и энергосистем. - М., 1984.

Представлена кафедрой ТЭС Поступила 06.07.2010