Оптимизация схем использования потенциальной энергии топливного газа магистральных газопроводов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

т е п л о э н е р г е т и к а

УДК 629.1.062

ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ ТОПЛИВНОГО ГАЗА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Докт. техн. наук, проф.[КАЧАН А.~Д., канд. техн. наук, проф. КОПКО В. М., канд. техн. наук КАЧАН С. А., инж. КРАВЦОВ В. И.

Белорусский национальный технический университет, Белтрансгаз

На газораспределительных станциях (ГРС) могут эффективно применяться комбинированные энергетические установки (КЭУ) в составе тур-бодетандерных агрегатов (ТДА), использующих потенциальную энергию транспортируемого газа, и тепловых двигателей (ТД). Теплота уходящих газов ТД (предпочтительно это газопоршневые двигатели (ГИД) или контактные ПГУ) утилизируется для подогрева газа перед и при необходимости за ТДА.

Оптимизируем температуру подогрева газа перед ТДА в таких схемах. Предположим, что энтальпия газа после его расширения в детандерге-нераторном агрегате (ДГА) будет такой же, как значение ее перед подогревателями на входе в КЭУ, т. е. ИДТА = й^0* .

Тогда электрический КПД КЭУ можно записать в виде

%ЭУ = гТД + (1 -гТД )РадДмГА, (1)

где г^ - электрический КПД теплового двигателя; р - степень использования сбросной теплоты ТД для подогрева газа перед ДГА; гпод - коэффициент, учитывающий потери теплоты в подогревателях; гДмА - электромеханический КПД ДГА.

Соответственно произведение (1 -гЭЭД)РгподГДмА характеризует удельную (на единицу сожженного в КЭУ топлива) мощность ДГА.

Проведенный анализ показал, что реально достижимо значение р « 0,8 .

Тогда при гТД = 0,43; гпод = 0,98 и гДмА ~ 0,96 из (1) получим величи-

ну электрического КПД КЭУ %ЭУ ~ 0,86 . Таким образом, для 1 МВт теплоты используемого в КЭУ топлива мощность КЭУ равна 0,86 МВт, при этом мощность теплового двигателя составляет примерно половину суммарной мощности.

При увеличении нагрева газа перед детандером КПД КЭУ будет снижаться, поскольку дополнительно подводимая теплота АОг используется с КПД г|доп, меньшим КПД ТД.

Цикл ТДА с дополнительным подводом теплоты к газу в к - 5 диаграмме приведен на рис. 1. Здесь 0-1 - подвод теплоты к газу в исходном варианте при равенстве энтальпий газа перед ДГА (точка 0) и за ним (точка 2д); 1-1' - дополнительный подвод теплоты к газу с повышением температуры газа перед ДГА от /ДГА до /Д™ ;1 - 21, 1 - 2д и 1' - 2', 1' - 2д - теоретический (адиабатный) и действительный процессы расширения газа в ДГА в исходном варианте и в варианте с дополнительным подводом теплоты к

газу; р

ДГА

рДГА - давление газа перед и за ДГА.

к а

дга

г дга '10

ИДГА =

Рис. 1

Для этого случая выражение (1) для КПД КЭУ преобразуется к виду

1КЭУ = |ТД + (1 - |ТД)Р|под|ДмГА(^1 + ^ОТ^ 1доп) ООЩ . (2)

Здесь Ог0 - подвод теплоты к газу при ИД = йгисх ; |доп - КПД выработки электроэнергии в дополнительном цикле ДГА при увеличении подвода теплоты к газу перед ним на величину АОг,

"Пдоп

273 + г

ДГА ^ 2доп

1 -273 + гДГА

V + (1доп )

I

ДГА

(3)

где ¿¡Д™, гД^ - температуры газа перед и за ДГА при адиабатном расширении и дополнительном подводе теплоты к газу перед ДГА; |Д;ГА - внутренний относительный КПД газовой турбины ДГА (|ДГА « 0,8).

5

Значение 1 при постоянной величине 1ДГА возрастает с увеличени-

ем степени расширения газа в ДГА рДГА / рДГА и величины А0Г. При

р1ДГА/рДГА « 3...6 и ^ = 0,8 приблизительно |доп « 0,12...0,25 .

Результаты расчета |КЭУ по (2) при |доп = 0,14 иллюстрируются рис. 2.

Лкэу

0,75 0,70

1 ,0 1,5

Рис. 2

Аег/е«

Как видно, с увеличением относительной величины подвода теплоты к газу перед ДГА АQI / 0г0 КПД КЭУ |КЭУ существенно снижается. Однако это еще не означает уменьшения системной эффективности КЭУ, определяемой, например, по критерию экономии топлива против схемы замещения. Положительным является увеличение расхода топлива на ТД и его мощности пропорционально отношению (А0Г + 0г0)/ А0г0 при сохранении неизменной степени использования теплоты теплового двигателя, а также повышением работы расширения газа в ДГА и его мощности.

Если принять, что на исходном режиме (при подводе к газу теплоты 0г0) расход топлива на ТД составляет 1 МВт, то экономия топлива в тепловых единицах при дополнительном подводе теплоты к газу А0г равна

АВж =

А°г + °Г0 |Д + ^ + _ „ „,

-1э + ^ ДГА + |доп1

ОгС

АО

0г0

ДГА 1доп' Ьм

Ч;

АОг + Ог,

0г0

(4)

Здесь Nдга - исходная мощность ДГА при 0г0; |зам - КПД выработки электроэнергии на замещающей станции энергосистемы.

Результаты расчетов по (4) при 1ДМ"А = 0,96 и нескольких значениях |доп приведены в табл. 1.

Таблица 1

Экономия топлива за счет использования КЭУ АДк, МВт

0,9

0,80

0,65

0,60

0,55

3,0

2,0

0,5

А0Г Ою 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3

Пдоп = 0,1 1,150 0,654 1,284 0,641 1,417 0,628 1,551 0,616 1,684 0,603 1,818 0,590 1,951 0,578

Пдоп = 0,14 1,150 0,654 1,322 0,671 1,494 0,688 1,666 0,704 1,838 0,721 2,009 0,738 2,181 0,755

Пдоп = 0,18 1,150 0,654 1,360 0,700 1,571 0,747 1,781 0,793 1,991 0,839 2,201 0,886 2,412 0,932

Над чертой в таблице даны результаты, полученные при |зам = 0,4 (вариант паротурбинной замещающей КЭС), под чертой - при |зам = 0,52 (парогазовая замещающая КЭС).

Как видно, при |доп > 0,14 абсолютная экономия топлива ДВэк возрастает во всем диапазоне изменения АОг/ Ог0, хотя при этом относительная (на единицу расхода топлива в ТД) экономия топлива снижается, поскольку КПД дополнительного цикла |доп значительно ниже |зам .

Положительная величина экономии топлива при |зам = 0,52 объясняется тем, что суммарный КПД ТД и дополнительного цикла получается выше значения |зам. Если же альтернативой строительству КЭУ рассматривать теплофикационные установки с более высоким КПД по выработке электроэнергии, то дополнительный подвод теплоты АОг может стать невыгодным.

Эффективность дополнительного подвода теплоты к газу ДГА можно также оценить расчетами конкретных вариантов КЭУ с использованием значений энтальпии газа в характерных точках цикла или с применением к - 5 диаграммы метана.

При этом сначала рассчитываются показатели КЭУ на исходном режиме. Для чего на начальной изобаре рДГА подбирается точка 1 из такого условия, чтобы энтальпия газа после ДГА

Идд = И -(и - Иг )лДГА (5)

получилась равной энтальпии газа перед ДГА (в точке 0) к2я = И]исх . В (5) И, Иг/, И2 - энтальпии газа в точках 1, 2г и 2д . Через подвод теплоты к газу в исходном варианте Ог0 = И - И0 мощность теплового двигателя находится как

"д=|ТД • (6)

Выражение (6) записано из расчета единичного расхода газа на ДГА. При его увеличении мощность ТД будет пропорционально возрастать. Расход топлива на тепловой двигатель в тепловых единицах равен

В = ?г0 тп\ , (7)

Р|под(1 -|ТД):

а мощность ДГА при единичном расходе газа составляет

"дГА = (И - Й2д )|ДмГА . (8)

В итоге экономию топлива за счет использования КЭУ против схемы

замещения можно найти по формуле

"тп + "пга

А5ЭК = ТДЛ ДГА - Вт . (9)

1зам

При увеличении подвода теплоты к газу и сохранении неизменными

И - и

коэффициентов р и |под пропорционально И—^ возрастут мощность

теплового двигателя и расход топлива на него. При этом мощность ДГА составит

МдГА =(н\-к\я)лДмГА . (10)

Анализ результатов расчетов, приведенных в табл. 2, подтверждает целесообразность дополнительного подвода теплоты к газу перед ДГА. При этом при более высокой степени расширения газа в ДГА р1/р2 экономия топлива увеличивается в связи с ростом КПД дополнительного цикла ^доп .

Так, при р1/р2 = 6 величина ^доп « 0,25, а при р1/р2 = 3 имеем ^доп < 0,15.

Таблица 2

Показатели работы КЭУ для 1 кг/с расхода газа на ТДА при Агисх = 726,5 кДж/кг и р1 = 3,6 МПа

Параметр работы Р1/Р2

3 6

Температура газа до/после 63 93,5 130 94 138 175

ТДА, оС -6 26,7 60 -7 26,7 60

Энтальпия газа до/после ТДА, 861 943,0 1037,2 954 1058,8 1162

кДж/кг 726,5 797,9 876,0 726,5 802,5 883

Й1ДГА - йгисх , кДж/кг 134,5 216,5 310,7 227,5 332,3 435,6

Абг/бг0 0 0,61 1,31 0 0,46 0,91

Лдоп - 0,128 0,150 - 0,275 0,248

Мощность ТДА, кВт 134,5 145,0 161,2 227,5 256,3 279,0

Мощность ТД, кВт 129,4 208,3 299,0 218,9 319,7 419,0

Расход топлива ТД, кВт 301,0 484,5 695,2 509,1 743,5 974,5

Мощность КЭУ, кВт 263,9 353,3 460,0 446,4 576,0 698,0

АВэк, кВт:

при Лзам = 0,4; 358,8 398,8 454,8 606,9 696,5 770,5

при Лзам = 0,52 206,5 194,9 189,4 349,4 364,2 367,8

Экономия топлива на единицу

подведенной теплоты в ТД

при Лзам = 0,4; 1,192 0,823 0,654 1,192 0,937 0,791

при Лзам = 0,52 0,686 0,402 0,272 0,686 0,490 0,377

Аналогичные результаты можно получить при условии равенства начальной (до подогревателей) и конечной температур газа (ДГА = ¿гисх .

При расчетах без использования к - 5 диаграммы энтальпия газа в характерных точках должна определяться через его теплоемкость Сгр с учетом зависимости последней как от температуры, так и от давления газа.

По данным [1], в диапазоне изменения температуры 270...370 К и давления 1.. .5 МПа теплоемкость используемого в Беларуси природного газа можно найти по формуле

Сгр = 1,386 + 26,56 • 10-4 • Т + (6,03 • 10-6-Т2-

-4,43 • 10-3• Т + 0,851)р, кДж/(кг • °С), (11)

где Т - абсолютная температура; р - давление газа, МПа.

На ГРС Беларуси в первую очередь следует ориентироваться на применение в составе КЭУ газопоршневых двигателей.

При повышенном подогреве газа перед ДГА мощность теплового двигателя может превышать мощность детандера почти в два раза. В результате даже при относительно небольших расходах газа можно подобрать достаточно крупные существующие типоразмеры ГПД мощностью 3.. .5 МВт.

Для крупной ГРС, в частности Лукомльской, для которой мощность ДГА может составить около 8 МВт, возможным представляется применение в составе КЭУ уже освоенной НПП «Машпроект» контактной ПГУ 16 МВт [2].

Эффективность КЭУ с повышенным подогревом газа перед ДГА будет возрастать в случае использования физической теплоты топливного газа или при наличии потребителей низкопотенциальной теплоты, например горячего водоснабжения.

Более строго выбор оборудования и структуры КЭУ необходимо производить не из условия максимальной экономии топлива, а по результатам технико-экономического сравнения вариантов.

ВЫВОД

По результатам проведенных исследований можно заключить, что в настоящее время, когда замещающей станцией выбирается Лукомльская ГРЭС с ^зам « 0,4, при применении на газораспределительных станциях комбинированных энергетических установок в составе турбодетандерных агрегатов и достаточно экономичных тепловых двигателей (ГПД или контактной ПГУ) выгодным является повышенный подогрев газа перед ДГА без его захолаживания за детандергенераторной установкой.

ЛИТЕРАТУРА

1. Оптимизация режимов работы турбодетандерной установки с учетом гидрато-образования: Разработка технических предложений, направленных на уменьшение сжигаемого газа или исключение сжигания его в подогревателе: Техн. отчет / НТЦ «НЭЭ» НАН Беларуси. -Мн., 1992.

2. С т а ш о к А. Н., Шелестюк А. И. Газотурбинные двигатели НПП «Машпроект» для электростанций: Опыт и новые энергосберегающие технологии // Известия инженерных наук Украины. - 1999. - Вып. 1. - С. 52-57.

Представлена кафедрой ТЭС Поступила 20.01.2005