CC BY
45
РЕГЕНЕРАЦИЯ ТЕПЛОТЫ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА ТУРБИН ТЭС
В.И. ШАРАПОВ, С.Е. КУБАШОВ
Ульяновский государственный технический университет
Рассмотрен новый способ повышения энергетической эффективности ТЭС путем использования низкотемпературных потоков дутьевого воздуха и редуцированного природного газа для охлаждения конденсаторов турбин, проведена оценка их экономичности и инвестиционной привлекательности, определены условия практического применения.
Работа паровых турбин электростанций требует постоянного отвода теплоты отработавшего пара. Обычно для этих целей используют технологическую воду, которая циркулирует между водяными конденсаторами и градирнями. Потенциал отводимой теплоты низок, ее потери традиционно считаются естественными и неизбежными. В то же время ими обусловлено существенное понижение энергетической эффективности ТЭС, в конденсаторах турбин крупных электростанций теряется до 600 МВт тепловой мощности. С учетом этого одним из наиболее актуальных вопросов эксплуатации ТЭС является разработка технологий, позволяющих регенерировать, т.е. вернуть в цикл станции низкопотенциальную теплоту отработавшего пара турбин. Для этих целей авторами предложено использовать низкотемпературные потоки воздуха и природного газа, потребляемые котлами ТЭС.
Для охлаждения отработавшего пара турбин используют конденсаторы -пароводяные бесконтактные теплообменники, включенные по охлаждающей среде в контур циркуляционной воды [1].
Нами предложено конденсировать отработавший пар в конденсаторе, который имеет две изолированные секции, выполненные в виде пучков калориферов, один из которых включен по охлаждающей среде во всасывающий патрубок дутьевого вентилятора котла, а другой - в газопровод между устройством для понижения давления газа и горелкой котла (рис. 1) [2].
Такое решение позволяет исключить контур циркуляционной воды и использовать низкотемпературные потоки воздуха и природного газа, подаваемые в котлы, для охлаждения конденсатора. При этом происходит возврат теплоты отработавшего пара в топку, т.е. технология повышает экономичность тепловой электрической станции путем снижения тепловых потерь в окружающую среду, а также путем сокращения энергетических затрат, связанных с циркуляцией охлаждающей воды. Кроме того, это решение позволяет снизить расход пара на подогрев воздуха перед регенеративными воздухоподогревателями, что также повышает экономичность станции.
Количество пара, которое возможно сконденсировать в конденсаторе подобного типа, зависит от воздухо- и газопотребления котлов, подключенных к конденсатору, а также от температуры воздуха и газа. Уравнение теплового баланса имеет вид [3]
-®к ( ^ — кк ) = своздрвозд^возд (^ вк — ^ в ) + сгаза р газа ^газа ( ^ гк — ^г X (1)
© В.И. Шарапов, С.Е. Кубашов
где Бк - расход пара в конденсатор, кг/ч; И - энтальпия отработавшего пара, кДж/кг; Ик - энтальпия конденсата отработавшего пара, кДж/кг; свозд, сгаза -теплоемкость воздуха и газа, кДж/кг*°С; рвозд, ргаза - плотность воздуха и газа, кг/м3; Квозд, Кгаза - объем воздуха и газа, поступающих в котел, м3/ч; *гк -
температура воздуха и газа после конденсатора, °С; 4 - температура наружного воздуха, °С; 4 - температура редуцированного газа на входе в конденсатор, °С.
Рис. 1. Схема ТЭС с воздушно-газовым охлаждением конденсатора: 1 - котел; 2 - горелка;
3 - турбина; 4 - конденсатор; 5 - воздушная секция; 6 - газовая секция; 7 - дутьевой вентилятор
Температура воздуха, потребляемого котлами, зависит от климатической зоны, в которой располагается тепловая электростанция, и от времени года.
Температура природного газа в большей степени определяется кратностью редуцирования газа с давления сети до рабочего давления горелок, а также используемым способом редуцирования.
Традиционно из-за больших расходов потребляемого газа ТЭС питаются от газопроводов высокого давления 1,2 - 0,6 МПа, в то время как рабочее давление горелок не превышает 0,15 МПа. Способ редуцирования определяет направление линии процесса изменения состояния природного газа, которое может меняться от изоэнтальпы при простом дросселировании (линии 1 - 3, 1’ - 3’ на рис. 2) до смешанного процесса со значительным снижением энтальпии при расширении газа с совершением работы в турбодетандере (линии 1 - 2, 1’ - 2’ на рис. 2). Исходя из этого возможный диапазон температур газа имеет достаточно широкие границы, которые зависят как от оборудования, так и условий работы станции.
Преимуществом использования турбодетандера в качестве органа редуцирования является возможность использовать энергию газа высокого давления для выработки дополнительной электроэнергии. Отметим, что новая технология предполагает использование турбодетандеров, способных надежно работать в области отрицательных температур газа.
Мощность, снимаемая с вала детандера, определяется по уравнению
N = АИрШЦэм , (2)
где N - электрическая мощность, кВт; АИр - реальный перепад энтальпий газа, кДж/кг; пэм - к.п.д. генератора; т - массовый расход газа, кг/с.
1,0 1,1 1,2 5, ккал/кг “С
Рис. 2. h-S диаграмма состояния метана [4]: 1 - 3, 1’ - 3’ - процессы дросселирования газа в регуляторах давления; 1 - 2, 1’ - 2’ - процессы расширения газа в турбодетандере; 1 - 4, 1’ - 4’ -процессы расширения газа в идеальном турбодетандере
Изменять количество хладагента конденсатора можно путем подключения дополнительных котлов к газо-воздушному контуру охлаждения.
Рассмотрим в качестве примера Ульяновскую ТЭЦ-1. Станция содержит шесть энергетических котлов с общим воздухопотреблением при номинальном режиме 4377 тыс. м3/ч и газопотреблением - 300 тыс. м3/ч. Зависимость количества пара, которое возможно сконденсировать этим количеством воздуха и газа, от температуры окружающей среды представлена на рис. 3.
Из построенной зависимости видно, что предлагаемая технология позволяет полностью регенерировать теплоту отработавшего пара по меньшей мере одной из турбин Т-100-130, установленных на ТЭЦ, в течение отопительного периода. На станциях большей мощности возможна установка конденсаторов подобного типа на двух и более турбинах.
Движение газа через конденсатор осуществляется за счет избыточного давления сети, движение воздуха - за счет разрежения, создаваемого дутьевыми вентиляторами. Очевидно, что воздушная секция конденсатора, включенная в воздушный тракт котла, будет создавать дополнительное аэродинамическое сопротивление, что приведет к росту мощности, потребляемой дутьевыми вентиляторами.
Рассмотрим конденсатор, рассчитанный на номинальный режим работы турбины Т-100-130.
200 ---------------------------------------
о ---------------------------------и----------
-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40
Температура наружного воздуха, С
Рис. 3. Зависимость количества конденсируемого отработавшего пара от температуры наружного воздуха: 1 - конденсация природным газом; 2 - пропуск пара в конденсатор турбины Т-100-130 при номинальном режиме; 3 - конденсация воздухом; 4 - конденсация одновременно
газом и воздухом
Результаты расчета тепловой нагрузки и аэродинамического сопротивления газовой и воздушной секций приведены в табл. 1. В таблице приняты следующие обозначения: 0 - тепловая нагрузка секции конденсатора, кВт; Є - расход хладагента, м3/ч; Аі - среднелогарифмический температурный напор, °С; Г -
2 тр.к
требуемая поверхность нагрева конденсатора, м ; V - массовая скорость хладагента через единицу площади поверхности конденсатора, кг/м2с; Ар -аэродинамическое сопротивление, Па.
Таблица 1
Результаты расчета тепловой нагрузки и аэродинамического сопротивления секций комбинированного конденсатора турбины Т-100-130
Охладитель, доля нагрузки Расчетные показатели
0, кВт Є, м3/ч и О 3 2 Г , м тр.к V, кг/м2с Ар, Па
Газ, 72,4% 13892,7 300000 42,73 10836,3 2,07 718,7
Воздух, 27,6% 5287,5 608738 21,44 6165,1 4,61 4344
Система подводящих воздуховодов, необходимая для подвода и отвода воздуха к конденсатору, также будет создавать дополнительное сопротивление. Для распределения суммарной нагрузки на все дутьевые вентиляторы станции, упрощения системы подводящих воздуховодов и обеспечения возможности регулирования предложено объединить все всасывающие патрубки дутьевых вентиляторов котлов единым магистральным воздуховодом, расположенным вдоль задней стены главного корпуса. Магистральный воздуховод предложено соединить с воздухоотводящим отверстием воздушной секции конденсатора, а воздухозаборные отверстия с общим заборником, расположенным с фронтальной стороны главного корпуса ТЭЦ.
Схема воздуховодов и газопроводов, обеспечивающих работу комбинированного конденсатора, показана на рис. 4.
Прирост мощности дутьевых вентиляторов в результате увеличения аэродинамического сопротивления определяется формулой [6]
N = -
V • Н
г возд 11
3600•1000•п
(3)
где Н - аэродинамические сопротивления воздушной секции и подводящих воздуховодов, Па; Квозд - расход воздуха, м3/ч; ц - средний к.п.д. дутьевых вентиляторов.
а оа
л
Ю
ГР
_1___ш_______
І І І I _|._.пт— -I— н4—
■ ■ чЭ
■ І ^
пк|-ю|
М1
ПТ'
-щ-ф
і
Ш—і-3
ПК|-11
ута
г
ж
т
пк^іг|
1.и_
Т'ТП~'Г7Т
■ь4н
гін і
і 5і- ї
Т'Т'
■ь+
Рис. 4. Система воздуховодов и газопроводов, обеспечивающих работу комбинированного газовоздушного конденсатора: пунктиром показаны - газопроводы; сплошными линиями -
воздуховоды
Результаты расчета сопротивлений воздушного тракта и прироста мощности вентиляторов приведены в табл. 2.
Таблица 2
Результаты аэродинамического расчета воздушного тракта и прироста мощности дутьевых
вентиляторов
Соотношение нагрузок Расчетные показатели
Н, Па ^возде м /ч Средний к.п.д. дутьевых вентиляторов N, кВт
Воздух 27,6% Газ 72,4% 4600 608738,2 0,83 937
Увеличение мощности дутьевых вентиляторов не превышает 937 кВт, что составляет 14% номинальной мощности, развиваемой дутьевыми вентиляторами, установленными на УлТЭЦ-1. Так как штатные вентиляторы имеют 25% запаса по мощности, нагрузка в 937 кВт будет покрыта ими без установки дополнительного оборудования.
При снижении температуры наружного воздуха относительно расчетной количество воздуха, необходимое для покрытия нагрузки воздушной секции, уменьшится (рис. 5). Расход воздуха через конденсатор определяет величину аэродинамических сопротивлений, поэтому целесообразно пропускать через воздушную секцию только количество воздуха, необходимое по условию теплообмена.
-40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10
Температура воздуха, С
Рис. 5. Зависимость расхода воздуха через воздушную секцию конденсатора от температуры
наружного воздуха
Зависимость мощности, потребляемой дутьевыми вентиляторами, от температуры наружного воздуха представлена на рис. 6.
Целесообразным является количественное регулирование расхода воздуха через воздушную секцию конденсатора по температуре путем организации присосов в воздушный тракт за конденсатором. Наиболее простым решением является забор дополнительного воздуха через штатные воздухозаборники дутьевых вентиляторов. Регулирование в этом случае осуществляется шиберами, установленными в воздухозаборниках. Также можно осуществлять местные присосы непосредственно в магистральный воздуховод (рис. 4), расположенный внутри главного корпуса. В этом случае целесообразно забирать воздух через вытяжки над теплотехническим оборудованием с большими тепловыделениями, что позволит регенерировать часть теплоты, теряемой через ограждающие конструкции, и снизить нагрузку на систему вентиляции главного корпуса станции.
-40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10
Температура воздуха, С
Рис. 6. Зависимость прироста мощности дутьевых вентиляторов от температуры наружного
воздуха
Экономическая целесообразность применения технологии регенерации теплоты отработавшего пара турбины воздухом и газом обусловлена снижением расхода топлива на котлы в результате возврата части теплоты отработавшего пара турбин в цикл станции, выработкой дополнительной электрической мощности в турбодетандере, а также уменьшением энергетических затрат на циркуляционные насосы охлаждающей воды. В то же время для реализации предложенной технологии необходимы дополнительные затраты электрической мощности на привод дутьевых вентиляторов для преодоления аэродинамического сопротивления воздушной секции конденсатора и подводящих воздуховодов. Уравнение, описывающее экономическую эффективность технологии, имеет вид
ЛВ = В репл + Вэдет + Вэцирк н - Вэд в, (4)
где АВ - суммарная экономия условного топлива на котлы, т/год; В-снижение расхода условного топлива в результате регенерации теплоты отработавшего пара турбин, т/год; В.дет - снижение расхода условного топлива в
результате выработки дополнительной энергии в турбодетандере, т/год; ВциРк н -снижение расхода условного топлива в результате понижения нагрузки циркуляционных насосов, т/год; В^'в - дополнительные затраты условного топлива на привод дутьевых вентиляторов, т/год.
Регенерация теплоты отработавшего пара турбины приводит к снижению расхода сжигаемого в котлах топлива на величину А Втепл, т/год, и определяется по уравнению
В тепл = О- Ь тп , (5)
где О - количество утилизированной теплоты в единицу времени, Гкал/ч; Ьт -удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты, т/Гкал; п -число часов работы установки.
Количество топлива А Вэ, т/год, эквивалентное дополнительно
затрачиваемой или вырабатываемой электрической мощности, определяется по уравнению
В э = АМ Ь э п , (6)
где АМ - электрическая мощность, кВт; Ьэ - удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт*ч; п - число часов работы агрегата.
Таблица 3
Результаты расчета экономической эффективности (в расчете на комбинированный конденсатор энергоблока 100 МВт)
к В, н В рег ° тепл > т/год ЛМ дет > кВт В эдет, т/год ЛМ цирк .н > кВт „цирк .н Вэ т/год ЛМ д .в., кВт Вд в т/год АВ, т/год
19180 15524 6570 11542 102 179 937 1641 25604
Для оценки инвестиционной привлекательности разработанной технологии использован метод чистого дисконтируемого дохода (ЧДД), который основан на
определении суммы дисконтированной разности между притоками и оттоками реальных денег по проекту за весь расчетный период. В результате ЧДД определяется как интегральная сумма дисконтированных элементов потока реальных денег с учетом знаков за весь расчетный период:
T П t T К инвt
ЧДД = Е-------— - Е —^ (7)
t=1(1 + р)t t=1(1 + р))
где П) - приток реальных денег в год ), руб.; Кинв - величина первоначальных инвестиций, руб.; р - норма дисконта.
Величина капитальных затрат при внедрении предлагаемых технологий является сложным параметром, который включает в себя ряд составляющих, но в большей мере определяется суммой затрат на основные конструктивные элементы и затрат, связанных с изготовлением и монтажом этих элементов.
Сроку окупаемости соответствует точка, в которой ЧДД = 0, т.е. дисконтированный приток реальных денег равен дисконтированному оттоку. Срок окупаемости определяется интерполяцией
Тодк = )----------------------------------------------------------------—-, (8)
ЧДД ()+1) - ЧДД)
где ЧДД) - интегральная сумма элементов потока реальных денег за период от
нулевого года до года ), руб.; ЧДД ()+1) - интегральная сумма элементов потока
реальных денег за период от нулевого года до года ()+1), руб; ) - срок жизни проекта, лет.
В результате оценки экономической эффективности технологии регенерации низкопотенциальной теплоты отработавшего пара турбин ТЭС установлено, что среднегодовой чистый дисконтируемый доход для Ульяновской ТЭЦ-1 при норме дисконта 20 % составляет 12,22 млн. руб./год, срок окупаемости не превышает 1,5 лет.
Таким образом, разработанная технология является серьезным энергосберегающим мероприятием, позволяющим понизить расход топлива на котлы благодаря регенерации теплоты отработавшего пара турбины и выработке дополнительной электроэнергии в турбодетандере. Технология приносит существенную экономию в денежном эквиваленте, имеет малый срок окупаемости.
В 2006 г. новая технология регенерации низкопотенциальной теплоты ТЭС отмечена серебряной медалью на 58-й Международной выставке «Идеи, изобретения, инновации» - «IENA-2006» в г. Нюрнберге (Германия).
Summary
New way to improve efficiency of the Thermal Power Stations, using low temperature flows of air and natural gas as a cooling agent of condensers of stream turbines, are looked upon. The evaluation of their heating efficiency and their investing advantage are fulfilled. The conditions of their practical application are considered.
Литература
1. Соловьев Ю.П. Михельсон А.И. Вспомогательное оборудование ТЭЦ, центральных котельных и его автоматизация. - М.: Энергия, 1972.
2. Патент 2269655 Ии, С1 Р01К 13/00 Тепловая электрическая станция / В.И. Шарапов, С.Е. Кубашов // Б.И. 2006. - № 4.
3. Берман С.С. Расчет теплообменных аппаратов турбоустановок. - М.: Госэнергоиздат, 1962.
4. Справочник по теплофизическим свойствам природных газов и их компонентов // Павлович Н.В. - М.: Госэнергоиздат, 1962. - 203 с.
5. Аэродинамический расчет котельных установок // Мочана С.И. - Л.: Энергия, 1977. - 253 с.
6. Калинушкин М.П. Насосы и вентиляторы. - М.: Высшая школа, 1987.
Поступила 05.07.2007
