CC BY
39
том реальных энергетических характеристик этого оборудования позволит выполнять оптимизацию оперативных схем использования энергетического оборудования ТЭС в зависимости от сезонно изменяющихся тепловых нагрузок, а также делать предварительную оценку внедряемых энергосберегающих мероприятий, что позволит существенно сократить удельные расходы топлива на выработку электроэнергии и снизить ее себестоимость ориентировочно на 15-20 %.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. М е т о д и ч е с к и е указания по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-95. - М.: ОРГРЭС, 1995. - 57 с.
2. Я к о в л е в, Б. В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения / Б. В. Яковлев. - Минск: Адукацыя [ выхаванне, 2002. - 448 с.
3. К а ч а н, А. Д. Оптимизация режимов и повышение экономичности работы паротурбинных установок ТЭС / А. Д. Качан. - Минск: Вышэйш. шк., 1985. - 176 с.
4. С в е ч к о, М. В. Метод сплайн-аппроксимации и интерполяции графических характеристик сложных энергетических объектов в расчетных моделях / М. В. Свечко, В. Е. Пи-толин // Вестник ПГУ. Сер. С. Фундаментальные науки. - 2007. - № 3. - С. 85-89.
Поступила 5.05.2007
УДК 621.1
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПРЕИМУЩЕСТВА ТУРБОПРИВОДНОГО ВАРИАНТА С ТУРБИНАМИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ ПЕРЕД ТУРБОГЕНЕРАТОРНЫМ В МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ
Инж. ПАНТЕЛЕЙ Н. В.
Белорусский национальный технический университет
Одним из приоритетных направлений развития малой энергетики в ближайшем будущем станет, по нашему мнению, применение паротурбинных приводов (ТП) на основных механизмах собственных нужд промыш-ленно-отопительных и отопительных котельных с паровыми котлоагрега-тами. В настоящее время такие котельные являются электропотребителями второй категории, т. е. запитаны от двух независимых электроисточников (подстанций). Опыт показывает, что в большинстве случаев этого недостаточно для сохранения живучести таких теплоисточников. Применение ТП на питательном насосе, дутьевом вентиляторе и дымососе позволит сохранить в работе котлоагрегат даже при отключении электропитания котельной. Целесообразно такие ТП дополнять небольшими синхронными генераторами, что обеспечит электропитание цепей управления и защит. Эти генераторы желательно использовать и в штатных режимах, что упростит сохранение в работе котельной при отключении внешнего электропитания.
Такое применение ТП позволит повысить надежность и экономичность работы теплоисточников.
Высокую эффективность применения ТП подтвердим соответствующим расчетом на примере сетевого насоса СЭ-1250-140 одной из котельных Республики Беларусь. Расчет выполнен для параметров пара на входе в турбопривод 12 кГс/см2 и 250 °С, за турбоприводом - 1 кГс/см2. Располагаемый тепловой перепад на турбину
Н0 = ¿о - ¿2* = 2935,44 - 2563,44 = 372 кДж/кг, (1)
где ,0 и - соответственно теплосодержание свежего и отработавшего
пара по адиабате.
Фактически используемый тепловой перепад турбиной
Н, = Н0п0, = 223,2 кДж/кг, (2)
где КПД турбины п0, = 0,6 (средневзвешенный). Теплосодержание пара за турбиной
,2 = ,0 - Нг = 2935,44 - 223,2 = 2712,24 кДж/кг. (3)
Удельная теплота конденсации отработавшего пара
Ч2 = ¿2 -,к = 2712,24 - 504,7 = 2207,54 кДж/кг, (4)
где ¿к = 504,7 кДж/кг - теплосодержание конденсата пара, принято в расчетах для температуры 4 = 120,23 °С при давлении 2 ата.
Расход условного топлива котлоагрегатом при его производительности Б0 = 8,4 т/ч (расчетный расход пара на приводную турбину)
= -¿к) = 8,4 •(2935,44 - 504,7) = 0,7822 т/ч, (5) к бХ 29330 • 0,89
где Q = 29330 кДж/кг, а КПД котлоагрегата принят пка = 0,89.
Поправка к расходу топлива котлоагрегатом для уравнивания вариантов по количеству отпускаемой тепловой энергии (Q = const) с базовым вариантом (отпуск 8,4 т/ч пара при давлении 14 бар)
q214) - q2 = 1 + 2430,74 - 2207,54 q214) = 2430,74
q = 1+H2 (14)^2 = 1 +-'— = 1,09182 кДж/кг, (6)
где Ч2= 2207,54 кДж/кг и Ч 214) = 2430,74 кДж/кг - соответственно теплота конденсации отработавшего в турбине пара для сравниваемого варианта и пара котлоагрегата для базового варианта при отпуске теплоты через РОУ.
Фактический расход условного топлива котлоагрегатом при постоянном (базовом) отпуске тепловой энергии
вд=сош4 = £а4) ч = 0,7822 • 1,09182 = 0,8540 т/ч. (7)
Расход топлива на производство механической энергии турбоустанов-кой
Вм = BQ=const - В^4) = 0,8540 - 0,7822 = 0,07182 т/ч, (8)
где В(^л> = 0,7822 т у. т./ ч - расход топлива по базовому варианту (без выработки механической энергии турбоприводом).
Внутренняя мощность турбины при расходе пара на нее D0 = 8,4 т/ч.
8 4•223 2
N = D0Ht = ,4 223,2 = 520,8 кВт. (9)
3,6
Фактическая внутренняя мощность турбоустановки с учетом дополнительной производительности котлоагрегата для сохранения неизменного отпуска тепловой энергии (Q = const)
N-ф = Nq = 520,8 • 1,09182 = 568,62 кВт. (10)
Мощность на валу приводной турбины
Nм = N-фПм = 568,62 • 0,96 = 545,88 кВт, (11)
где КПД механический принят на уровне пм = 0,96.
Годовая экономия электроэнергии при реализации турбоприводного варианта с учетом исключения потерь мощности в электрическом генераторе (кг = 1,1), в электродвигателе привода сетевого насоса (кд = 1,1) и за счет реализации регулировочного эффекта по аналогии с РЭП (кр = 1,30) составит
Э = ^кдкгкрх = 545,88 • 1,1 • 1,1 • 1,3 • 5000 = 4293307 кВт-ч, (12)
где т = 5000 ч/год - число часов использования располагаемой мощности ТП в году.
Удельный расход условного топлива на производство механической энергии приводной турбиной (без учета исключения потерь в электрическом генераторе, электродвигателе и экономии от регулирования оборотов) и с учетом КПД котлоагрегата (0,89) и КПД транспорта теплоты (0,98)
Вм 0,07 1 82-103 П1г1
b =-м-=---= 0,151 кг у. т./кВт-ч. (13)
N • 0,89• 0,98 545,88• 0,89• 0,98
м
Годовой расход условного топлива на производство механической энергии турбоприводом
^ Вм = ЬээЭ = 0,151-4293307 = 650 т у. т. (14)
Стоимость топлива на производство механической энергии турбоприводом при его цене цт = 80 дол. /т у. т.
Ст = цт £ Вм = 80 • 650 = 52000 дол./год. (15)
Выручка от продажи сэкономленной электроэнергии при установке турбопривода и тарифе на нее Тэ = 0,08 дол./(кВт • ч)
Сээ = ТээЭ = 0,08 • 4293307 = 343464,56 дол./год. (16)
Прибыль заказчика от экономии электроэнергии за счет установки тур-бопривода сетевого насоса
П = Сээ - Ст = 343464,56 - 52000 = 291464,56 дол./год. (17)
Капиталовложения в реализацию технического предложения из расчета, что стоимость установки турбопривода на 10 % меньше стоимости РЭП к тому же насосу:
К = КШКРЭП = 0,9 • 190 = 171 тыс. дол., (18)
где Ктп = 0,9 - коэффициент удешевления турбопривода по сравнению с РЭП; КРЭП = 190 тыс. дол. - капиталовложения в регулируемый электропривод к сетевому насосу СЭ-1250-110.
Срок окупаемости турбопривода
Ток = - =— * 1 год. (19)
П 176
В основу сравнительного анализа положены данные БелНИПИэнерго-прома по районной котельной № 3 г. Могилева. Результаты такого сравнения обобщены в табл. 1.
Таблица 1
Укрупненные показатели сравнения вариантов установки ТП
и электрогенерирующих мощностей на Могилевской районной котельной № 3
Показатель Размер- Вариант
ность № 1 (РФ) № 2 (РФ) № 3 (РФ) № 4 - № 5 (РБ)
Тип оборудования - 1хТГУ-1,25 2хТГУ-0,75 1хТГУ-1,25+ 1хГТУ-2,5 Существую щий 2х ТПН- 0,5+ ТГУ-0,5
Электрическая мощность МВт 1,25 1,5 3,75 - 1,5
Годовая выработка элек-
троэнергии млн кВт • ч 10,5 10,5 11,0 - 11,8
Капиталовложения /
удельные - дол./кВт тыс. дол. 2503/2002 2857/1905 9835/2623 - 510/340
Количество охлаждающей
воды тыс. м3/год 209 122 261 - -
Дополнительный персо-
нал чел. 16 16 25 - -
Годовая экономия топли-
ва в энергосистеме тыс. т у. т. 1,4 1,9 5,5 - 2,08
Срок окупаемости лет 11,8 12,9 13,2 - 2,3
На настоящее время в качестве ТП могут быть использованы отечественные паровые турбины малой мощности типа ТРБ (турбины Республики Беларусь). Преимущества отечественных турбин ТРБ (вариант № 5) над альтернативными (№ 1-3) очевидны. Тем не менее подчеркнем и ряд дру-
гих их достоинств. Установка на котельных и ТЭЦ Беларуси отечественной техники позволит сэкономить для страны значительные валютные средства, загрузить отечественные заводы, продвинуть вопрос создания собственного белорусского энергетического машиностроения, усилить электронную промышленность и ряд смежных отраслей, наконец, получить экспортно-ориентированную наукоемкую продукцию и т. д.
Надежность ТРБ обеспечивается также высоким уровнем технических решений по их системам управления и защиты (СУЗ). Применение в СУЗ стандартной элементной базы, сертифицированной в Беларуси, удачно дополняется использованием алгоритмов и программ, не имеющих аналогов. Например, один регулятор управляет двумя регулирующими клапанами. Виброаппаратура производства ИИТ БГУИР также не имеет аналогов по техническим решениям, реализованным в ней.
Схемные решения, впервые примененные на нашей третьей турбине, существенно расширяют ее функциональные возможности, в частности в летний период при отсутствии отопительной нагрузки производственный отбор и выхлоп турбины переключаются на производственную нагрузку, в зимний - оба потока пара работают по традиционной схеме. Аналогов такому решению нет.
Важнейшим достоинством ТРБ является наивысший в своем классе диапазон работы с положительным КПД. Для нашей машины расход пара на холостой ход не превышает 10 %, в то время как у калужской турбины он составляет не менее 40 %. Это преимущество белорусских турбин над зарубежными аналогами обеспечивает им большие возможности при их применении в качестве турбоприводов. Заметим, что турбины Республики Беларусь изготавливаются под индивидуальные условия заказчика.
В Ы В О Д
Произведен сравнительный анализ применения турбоприводного варианта с ТРБ над турбогенераторным в малой энергетике. Высокая эффективность применения паротурбинных приводов с ТРБ подтверждена расчетом.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. К п у с к у второй паровой турбины марки ТРБ / В. К. Балабанович [и др.] // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2002. - № 3.
2. О п ы т применения турбин ТРБ / В. К. Балабанович [и др.] // Энергия и Менеджмент. - 2004. - № 1. - С. 44-47.
3. Т е х н и к о-э к о н о м и ч е с к а я эффективность применения турбин ТРБ для использования пара, теряемого с дросселированием на промышленно-отопительных котельных и ТЭЦ / В. К. Балабанович [и др.] // Энергетика. (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2004. - № 4.
4. О п ы т применения турбин ТРБ / В. К. Балабанович [и др.] // Энергия и Менеджмент. - 2004. - № 1. - С. 44-47.
Представлена кафедрой ТЭС Поступила 20.10.2006
