CC BY
45DOI: 10.24411/9999-010A-2019-10045
С.К. ЗИГАНШИНА, А.А. ПРОКАЕВ
Самарский государственный технический университет, г. Самара, Россия
ОЦЕНКА СНИЖЕНИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДЕТАНДЕР-ГЕНЕРАТОРНОГО АГРЕГАТА НА СУРГУТСКОЙ ГРЭС-2
В настоящей работе рассматривается вариант установки на Сургутской ГРЭС-2 перед ГРП блока К-800 для полезного использования избыточного давления природного газа детандер-генераторного агрегата типа ДГА-6000. Для повышения надежности и эффективности работы ДГА подогрев природного газа перед подачей его в детандер предлагается осуществлять паром 6-го отбора турбины в парогазовом теплообменнике трубчатого типа. При этом перед подачей природного газа в энергетические котлы предусматривается его подогрев теплотой дистиллята в рекуперативном теплообменнике (рис).
Эффективность представленной схемы заключается в повышении выработки электроэнергии на Сургутской ГРЭС-2 за счет: 1) установки ДГА; 2) увеличения теплофикационной выработки электроэнергии блоком К-800 при снижении пропуска пара в конденсатор; 3) повышения эффективности сжигания газа при увеличении его температуры перед подачей в топку котла.
Природный газ, поступающий в топки энергетических котлов Сургутской ГРЭС-2 для осуществления процесса горения, имеет в основном среднее давление. Понижение давления газа с высокого до требуемого по условиям работы котельных установок на участках газопровода осуществляется соответствующей настройкой оборудования га-зорегуляторного пункта (Кудинов, 2015, 2012). При этом снижение давления газа осуществляется путем его дросселирования. Дросселирование - это адиабатное расширение газа в условиях стационарного течения без совершения полезной работы (Кириллин, 2007). Применение детандер-генераторных агрегатов (ДГА) вместо обычного дросселирования позволяет получать электрическую энергию вследствие полезного использования избыточного давления природного газа (Агабабов, 2002).
В состав ДГА входят детандер, генератор, теплообменное оборудование, система контроля и регулирования рабочих параметров. В детандере потенциальная энергия газа преобразуется в механическую работу, которая затрачивается на выработку электроэнергии в соединенном с детандером электрогенераторе.
Начальная температура природного газа перед ГРП обычно лежит в пределах от 5 до 10 °С. Послерасширения в ДГА температура газа снижается до -80, -100 °С и приводит к образованию вредных гидратов и появление других нежелательных процессов в газопроводе, которые снижают безопасность и эффективность использования оборудования. Во избежание данных процессов, перед подачей газа в ДГА производится его подогрев в теплообменных аппаратах.Природный газ из магистрального газопровода в количестве 209 тыс. м3/ч. поступает на газораспределительный пункт (ГРП), большая часть от общего расхода газа в размере 175 тыс. м3/ч, минуя ГРП, поступает в нагревательный тракт парогазового теплообменника, в охладительный тракт которого поступает пар с отбора паровой турбины К-800. В процессе теплообмена между двумя теплоносителями в теплообменнике природный газ, поступающий к детандер-генераторному агрегату, нагревается, пар охлаждается и конденсируется. Образовавшийся конденсат отводится в коллектор турбинного конденсата. Подогретый газ, поступает в детандер,
© 2019 Зиганшина Светлана Камиловна, [email protected]; Прокаев Александр Александрович, prockaev1997@gmail .com
Рис. 1. Схема детандер-генераторной установки тепловой электрической станции ГРП - газорегуляторный пункт, ДГА - детандер-генераторный агрегат, ЭГ - электрогенератор, ОБ-1, ОБ-2 - основные бойлера №1 и № 2, ЦСД - цилиндр среднего давления паровой турбины К-800, ОКБ -охладитель конденсата бойлера, ВВТ- водо-водяной теплообменник, ВГТ - рекуперативный теплообменник, ПГТ - парогазовый теплообменник
где в процессе его расширения совершается полезная работа, затрачиваемая на привод электрогенератора. После расширения природный газ через выхлопной газопровод подается в нагревательный тракт рекуперативного теплообменника ВГТ, в охладительный тракт которого поступает дистиллят из системы охлаждения обмотки статора электрогенератора турбины К-800. В результате процесса теплообмена в ВГТ газ подогревается и направляется к энергетическим котлам, а охлажденный дистиллят поступает в систему охлаждения электрогенератора.
Расчеты производились на базе уравнений материального и теплового баланса в условных точках, указанных на схеме рис. 1 (Кудинов, 2013, 2012) с использованием (Орлов, 2018).
1. Из уравнения теплового баланса для парогазового теплообменника рассчитывается расход пара требуемый для подогрева газа до температуры Х12 > 80 °С на выходе из ПГТ:
Э7 = °2 ; С2 • (<3 - '2 ) + ,2
и
С с, • t о
(1)
2. По приведенной заводом изготовителем документации в таблице соответствия, определяется температура газа на выходе из ДГА по температуре газа на входе в ДГА.
3. Из уравнения теплового баланса для промежуточного охладителя дистиллята рассчитывается температуру газа в точке 6:
^ _ ' С9 ' (Ч ¿10 ) + t
6 ^ 5
°2 ' С2
Другие параметры необходимые для расчета и анализа эффективности работы ДГА: массовый расход газа через ДГА (максимальный), G2 = 37,263 кг/с; массовый расход конденсата с ПСВ, G7= 33 кг/с; массовый расход дистиллята в системе охлаждения ВГТ, G9 = 22 кг/с; энтальпия греющего пара 6 отбора турбины, /14 = 2927,2 кДж/кг; температура конденсата в ПГТ, ¿к = 133°С. Теплоемкости для газа, конденсата в ПГТ и дистиллята соответственно равны: с2 = 1,535 кДж/(кг-°С), с8 = 4,27 кДж/(кг-°С), с9 = 4,17 кДж/(кг-°С).
В расчетной схеме (рис., табл. 1) точка 1 характеризует параметры природного газа после магистрального газопровода р1 = 1,1 МПа и ¿1 = 3 °С. Точка 2 характеризует параметры газа перед ПГТ с учетом потерь давления в газопроводе в размере 3%: р2 = р1-(1 - 0,03) = 1,067 МПа. В точке 7 греющий пар 6-го отбора паровой турбины с параметрамирп = 0,3 Мпа ¿п = 230 °С поступает в охладительный тракт теплообменника ПГТ. В точке 8, образовавшийся в процессе теплообмена, конденсат поступает в коллектор турбинного конденсата. Температуру конденсата, примем равной температуре насыщения при давлении греющего пара, ¿к = ¿нас = 134°С. В точке 3 давление газа р3 = р2-(1-0,035)=1,03 МПа (учитываются потери давления в теплообменнике 3,5%), а температура газа после подогрева в ПГТ ¿3 > 80 °С (при ¿3<80 работа ДГА невозможна согласно паспорту завода изготовителя). Потери давления и температуры на участке 3-4 незначительны и в расчетах не учитываются: р3 = р4, ¿3 = t4. В точке 5 после выхлопного патрубка ДГА природный газ имеет параметры р5 = 0,15 МПа и ¿5 > 5 °С. Далее газ поступает в рекуперативный теплообменник ВГТ. (При условии ¿5 < 5 °С газ охлаждается ниже точки росы, при которой возможно образование жидких пробок, выпадение вредных гидратов и появление других нежелательных процессов в газопроводе). В точке 9 нагретый теплотой с обмоток статора дистиллят при температуре ¿9 > 80 °С поступает в охладительный тракт ВГТ. В точке 10 охлажденный дистиллят при температуре ¿10 = 40 °С поступает в систему охлаждения электрогенератора. В точке 6 - параметры природного газа перед подачей на горелочные устройства энергетического котла после подогрева в ВГТ. Значения температуры и расхода пара в характерных точках рассчитываются.
Таблица 1. Результаты теплового расчета схемы с ДГА-6000
Месяц Янв. Фев. Март Апр. Май Июнь Июль Авг. Сен. Окт. Ноя. Дек.
¿1,°С - 4,3 - 4,1 - 2,4 0,56 3 10 15 11 5 0,3 - 2,5 - 3,6
о7, кг/с 2,41 2,40 2,36 2,29 2,23 2,06 1,94 2,04 2,18 2,30 2,36 2,39
¿4, °С 95 95 95 95 95 95 95 95 95 95 95 95
¿5, °С 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15
¿6,°С 79,16 79,16 79,16 79,16 79,16 79,16 79,16 79,16 79,16 79,1 6 79,16 79,16
Работа детандер-генераторного агрегата блока К-800 на Сургутской ГРЭС-2 возможна в течении всего календарного года. Максимальное число часов работы ДГА в
год составит 8400 ч. (n = 8400 ч.). На вывод ДГА-6000 на техническое обслуживание и ремонт затрачивается 360 ч/год.
Расчет экономической эффективности проведен на ПЭВМ по программе «Alt-Invest-Prim». Получены следующие результаты (табл. 2).
Для индекса дисконтирования Е = 12%:
- простой срок окупаемости: Т = 2,2 года;
- чистый поток денежных средств нарастающим итогом (ЧПДС или ЧД): ЧД = 1006332 тыс.руб.
- дисконтированный чистый поток денежных средств нарастающим итогом (ДЧПДС или ЧДД): ЧДД = 495003 тыс. руб.;
- внутренняя норма доходности (прибыли): ВНД или IRR = 125,4%;
- рентабельность инвестиций: NPVR - 270,7%;
- дисконтированный срок окупаемости: Т = 2,3 года.
Таблица 2. Результаты расчета экономической эффективности
Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
СС 79,1 6 79,1 6 79,16 79,16 79,16 79,1 6 79,16 79,1 6 79,1 6 79,1 6 79,1 6 79,1 6
Доп. теплота, вносимая в топку, кДж/м3 93 93 93 93 93 93 93 93 93 93 93 93
Снижение расхода топлива на котел, м3/с 0,12 3 0,12 3 0,123 0,123 0,123 0,12 3 0,123 0,12 3 0,12 3 0,12 3 0,12 3 0,12 3
Месячная экономия топлива, тыс.м3/мес. 329, 2 297, 3 329,2 318,6 329,2 318, 6 329,2 329, 2 318, 6 329, 2 318, 6 329, 2
Месячная экономия топлива, тыс.руб./мес 136 3,5 123 1,6 1363, 5 1319, 5 1363, 5 131 9,5 1363, 5 136 3,5 1319 ,5 136 3,5 131 9,5 1363 ,5
За счёт дополнительной выработки экологически чистой электроэнергии в ДГА, в камеры сгорания энергетических котлов будет произведена подача меньшего объема органического топлива, соотнесенного на количество произведённой электроэнергии, которое составляет 302400 МВт/год (на СГРЭС-2 предполагается установка ДГА-6000 в количестве 6 шт.). При уменьшении расхода органического топлива, сжигаемого в энергетических котлах, в количестве ДБ = 20930 м3/ч будет осуществляться меньшее количество выбросов загрязняющих и парниковых газов в окружающую среду, что способствует повышению экологичности станции в целом (АО "БТИ", 1998).
1. Валовый выброс (т/год) MNOx загрязняющего вещества NOx, поступающего в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле:
MNOx = 30,75 • K • QH • АВ • кп • (INOx /21 - С^ (3)
Здесь К - коэффициент, учитывающий характер топлива: для газа = 0,345; Q/ - теплота сгорания газового топлива, МДж/нм3; ДБ - величина уменьшения расхода топлива, т (тыс. нм3); Кп - коэффициент пересчёта (при определении выбросов в тоннах, Кп = 10); INOx - измеренная объёмная концентрация, ppm;
Выбросы диоксида азота рассчитываем по уравнению: MN02 = 0,8-MN0x, т. Выбросы окиси азота рассчитываем по формуле: MN0 = 0,13-MN0x, т.
2. Объемы выбросов парниковых газов, поступающих в атмосферу с дымовыми газами, рассчитываются по следующим уравнениям.
Выбросы МСо2, тонн определяются по уравнению:
М ^ 2 =АВ' ВЕсо 2' О^._ (4)
5
где ДВ - величина уменьшения расхода топлива, т (тыс. нм3);
ЕБс02 = 1,59 СО2/ед - коэффициент от сжигания природного газа;
0Бпр. газ = 1 для всех видов жидкого и газообразного топлива.
Выбросы МН20, тонн определяются по уравнению:
Мн2О = ^ ' УНго (5)
где ДВ - величина уменьшения расхода топлива, т (тыс. нм3);
Vн20- действительный объём водяных паров в продуктах сгорания, м3/м3.
В течение года сокращение объемов выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферу за счёт подачи меньшего количества органического топлива в топки энергетических котлов составит:
—n02 = 193 т; Мno = 31,4 т; Мсо2= 38,4 т; МШо= 35,8 т.
Анализ результатов комплексных технико-экономических расчетов позволяет сделать вывод об эффективности предложенной схемы установки детандер-генераторного агрегата перед ГРП блока К-800 Сургутской ГРЭС-2. Работа детандер-генераторного агрегата возможна в течении всего календарного года. При этом выработка электроэнергии в ДГА составит 50400 МВт/год. При себестоимости электроэнергии 2,0 руб/кВт-ч экономия в денежном выражении за счет дополнительной выработки электроэнергии в ДГА составит 100,8 млн. руб/год. А экономия топлива в денежном выражении за счет подогрева природного газа перед подачей его в энергетические котлы составит 16,054 млн. руб/год. При этом значительно сокращаются выбросы загрязняющих и парниковых газов в окружающую среду.
Список литературы
Агабабов B.C. Методика оценки влияния детандер-генераторного агрегата на тепловую экономичность ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2002. № 5. С. 48-52.
Агабабов B.C. Основные особенности применения детандер-генераторных агрегатов на ТЭЦ //Энергосбережение и водоподготовка. 2002. № 3. С. 27-29.
АО "ВТИ", «Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС» РД 34.02.305-98, 1998.
Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика. М., 2007. 472 с.
Кудинов А.А. Тепловые электрические станции. Схемы и оборудование: Уч. пос. для вузов. М., 2012. 325 с.
Кудинов А.А. Тепломассообмен: Уч. пос. для вузов. М., 2012. 375 с.
Кудинов А.А. Строительная теплофизика: Уч. пос. для вузов. М., 2013. 262 с.
Кудинов А.А. Горение органического топлива: Уч. пос. для вузов. М., 2015. 390 с.
Орлов К.А. Пакет программ для вычисления теплофизических свойств воды и водяного пара «WaterSteamPro». [Электронный ресурс]. URL: www.wsp.ru (дата обращения: 12.12.2018).
