К вопросу оценки эффективности использования детандер-генераторных установок на ТЭС Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

УДК 621.311.22

К ВОПРОСУ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВНИЯ ДЕТАНДЕР-ГЕНЕРАТОРНЫХ УСТАНОВОК НА ТЭС

Канд. техн. наук КАЧАН С. А., БАЗЫЛЕНКО А. А.

Белорусский национальный технический университет, Лукомльская ГРЭС

Одной из возможностей повышения технико-экономических показателей энергетического оборудования на электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ, является применение детандер-генераторных установок (ДГУ), предназначенных для преобразования потенциальной энергии дросселируемого на газораспределительных пунктах газа в электроэнергию. Такие установки работают на крупнейших тепловых электростанциях Беларуси - Лукомльской ГРЭС и Минской ТЭЦ-4.

Для обеспечения необходимого уровня температуры газа на выходе из детандера предусматривается его подогрев. На ТЭС источником теплоты служит отборный пар турбоустановок. Таким образом, ДГУ включаются в тепловую схему станции и влияют на экономичность работы ее основного оборудования.

В [1-3] исследуется эффективность влияния детандерных установок на работу ТЭС в целом. Практика эксплуатации ДГУ поставила вопрос разработки методики нормирования и анализа показателей самих детандер-генераторных установок. Здесь возможны различные подходы [4, 5], с применением которых получаются существенно различные показатели работы ДГУ.

Рассмотрим способы расчета удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии применительно к условиям конденсационной электростанции, работающей с блоками 300 МВт при постоянном расходе пара на турбины.

Анализ [1] показал, что основное влияние на значение удельного расхода топлива оказывает изменение выработки электроэнергии (около 85 %) и температуры газа перед котлоагрегатом (около 15 %). Влияние изменения параметров пара и воды в тепловой схеме из-за включения ДГУ пренебрежимо мало (менее 1 %), поэтому при расчетах его можно не учитывать.

Дополнительно примем следующие допущения:

• подогрев газа осуществляется паром основного бойлера одной турбины только перед детандером, а энтальпия газа после расширения (перед котлоагрегатами) равна его энтальпии на входе электростанции;

• параметры пара и воды в тепловой схеме турбины, давление в конденсаторе, электромеханический КПД турбогенератора т|эм, КПД котлоагрега-тов Т)к и КПД транспорта теплоты 1"|тп до и после включения ДГУ принимаются постоянными.

При отсутствии в схеме ДГУ, а также отпуска теплоты другим потребителям электрическая мощность турбины брутто определяется как

где N - внутренняя мощность '-го отсека турбины; Ву - расход пара через у'-й отсек; Ну - срабатываемый теплоперепад ву-м отсеке.

В конденсационном режиме расход теплоты в свежем паре на турбину Q0 равен расходу теплоты на выработку электроэнергии Qэ и находится как

во = вэ = ~Кв) + аш10гш1 -Кп)\ (2)

где Д) - расход свежего пара; /?„. Ипв - энтальпии свежего пара и питательной воды соответственно; апп - коэффициент, учитывающий уменьшение расхода пара, поступающего на промежуточный перегрев по сравнению с расходом пара в голову турбины; , Ипп - энтальпии пара в «холодной» и «горячей» нитках промежуточного перегрева.

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии блоком при этом составляет

Ъ - 3600 6о (3)

6Л ^„еТ бл ^(1-Эсн)

где Вбл - расход условного топлива на блок; ^ет - мощность блока нетто;

эсн - относительный расход электроэнергии на собственные нужды; Qр -

низшая теплотворная способность условного топлива.

Здесь и далее 3600 - коэффициент перевода единицы мощности в единицу выработки электроэнергии.

При включении в схему ДГУ для подогрева газа из турбины отбирается пар в количестве

(4)

отб когб

и при неизменном расходе свежего пара В0 вырабатываемая турбиной электрическая мощность снижается на величину

Шэ = £>п(/2отб - йк)т|эм, (5)

где QдГУ - подвод теплоты к ДГУ с учетом потерь; йотб, йкотб - энтальпии отборного пара и его конденсата в подогревателе; Нк - энтальпия отработавшего пара в конденсаторе.

Одновременно снижаются потери теплоты в конденсаторе и часть мощности вырабатывается как теплофикационная.

Можно предложить два способа разнесения расхода топлива на отпуск электроэнергии между ДГУ и энергоблоком.

1. Эффект от дополнительной теплофикационной выработки учитывается при определении показателей энергоблока, а на отпуск электроэнергии от ДГУ относится расход топлива 5дГУ1, физически необходимый для подогрева газа. Его удельная величина составляет

ъ -3600 д _ 3600 6ДГУ ( Л

д^нех ДГУ1 д^нет ^р ' ^

JVДГУ "ЛГУ ¡^нуЧкЧт

ДГУ -"ДГУ ^нуЧкМтп

_ »„Г.ТТТЧГ„~™. ПГ\/

ДГУ

где ^у - мощность ДГУ нетто.

При принятых условиях расход теплоты в свежем паре на турбину Q0 остается неизменным, а расход теплоты на выработку электроэнергии при физическом методе разделения топливных затрат уменьшается на величину 6дгу-

При этом удельный расход топлива на отпуск электроэнергии блоком снижается и определяется по формуле

Ъ ~ 3600 бо'бдгу (?)

ем ел! (Лгэбр-дуэ)(1-эсн) ' и

где Вбл1 - расход топлива, относимый на отпуск электроэнергии блоком; МТ - мощность блока нетто при отборе пара на ДГУ.

2. Эффект от дополнительной теплофикационной выработки относится на работу ДГУ, и расход топлива, относимый на отпуск электроэнергии энергоблоком Вг.,2- определяется из условия получения мощности (Ж,бр - АЛ':1) при отсутствии отбора пара на ДГУ.

В этом случае необходим расход свежего пара, меньший исходного О0 на величину:

ДЛГ

АВ0 =-2-5 (8)

Рр (К~Кш+ апп <Лт _ К ))г1эм

и расход теплоты, меньший на

Або = Абз =А /)0(И(] -Л,„„+«„„(/,„„ -Л,;,, )), (9)

где (Зр - коэффициент, учитывающий снижение мощности паротурбинной установки из-за отборов пара на регенерацию.

Удельные расходы условного топлива на выработку электроэнергии блоком и ДГУ соответственно равны:

^ ^ (тубр _ дуэ )(1 _эсн) '

^ = -а^а; (10)

"ДГУ2 дгнет ЛДГУ2 - „„ > ^^

3600 _ 3600 А0О

дгнет №У2 ~ ДГнет ПР-п Ц iVДГУ "ДГУ к'нуЧкЧтп

где 5дГУ2, Вбл2 - расходы топлива, относимые на отпуск электроэнергии от ДГУ и блока; Мэн2ет = Мэ7.

Указанные расчеты можно производить с использованием коэффициента ценности теплоты (КЦТ) с, и коэффициента изменения мощности (КИМ) е отборов паровой турбины [6].

По [6] связанные с дополнительным отбором теплоты <2дгу изменения мощности ДА'' и расходом теплоты в свежем паре АО,' определяются как:

ллгэ'=езеДгу; (12)

= Д£=£з0дгу,

(13)

где е3, ^з - КИМ и КЦТ отбора на основной бойлер турбоустановки К-300-240.

При этом определение удельных расходов топлива с использованием указанных выше способов производится аналогично по формулам (6), (7) и (10), (11).

Значение среднего по блоку и детандер-генераторной установке удельного расхода топлива рассчитывается по формуле

3600 „

Ь*=^ГВ<ь> (14)

сум

где Nнет = Nнет + !нет

где сум + "ДГУ.

В табл. 1 приведены результаты расчетов, произведенных при следующих условиях: /),;, = 900 т/ч = 250 кг/с; параметры пара - номинальные для турбины К-300-240; лэм = 0,98; Г|к = 0,933; Г|тп = 0,985; эсн = 0,025.

Показатели ДГУ получены при мощности установки брутто NдГy =

= 5 МВт:

!ДГУ = ЛДТу (1 - Эсн) = 4,875 МВт; (15)

N бр

бдгу = ДГА = 5,128 МВт, (16)

ПэмЛохл

где Т1охл = 0,99 - коэффициент, учитывающий потери теплоты на наружное охлаждение.

Величины КИМ е3 = 0,2074 и КЦТ = 0,4381 взяты по [6], т. е. при несколько отличных параметрах тепловой схемы, что вызвало небольшое расхождение в полученных значениях показателей.

Таблица 1

Показатели энергоблока, работающего совместно с детандер-генераторной установкой

Показатель, его размерность Условия проведения расчетов

Блок без ДГУ Расчет тепловой схемы Расчет с использованием КИМ и КЦТ

Метод 1 Метод 2 Метод 1 Метод 2

N 6р, МВт э 290,00 288,93 288,94

Nнет, МВт 1 у э 282,75 281,70 281,72

бэ, МВт 660,48 655,35 658,03

Шэ, МВт - 1,074 1,064

Дбэ, МВт - 5,128 2,452 5,128 2,247

N нет , МВт 1 сум 282,75 286,58 286,60

Вбл, кг у. т./с 24,529 24,338 24,438 24,338 24,445

Ьбл, кг у. т./(МВтч) 312,30 311,03 312,30 311,02 312,38

ВдГУ, кг у. т./с - 0,190 0,091 0,190 0,083

ЬдГУ, кг у. т./(МВтч) - 140,82 67,20 140,82 61,59

Ьср, кг у. т./(МВт-ч) 312,30 308,13 308,11

Как видно из анализа данных табл. 1, при первом способе расчетов эффект от дополнительной теплофикационной выработки электроэнергии вследствие отпуска теплоты на ДГУ учитывается при определении экономичности работы блока. При этом удельный расход топлива на ДГУ находится на таком уровне, как если бы для подогрева газа использовалась теплота не отработавшего в турбине пара, а непосредственно сжигаемого в котлоагрегате топлива.

При использовании второго способа расчетов удельный расход топлива на отпуск электроэнергии от блока остается на том же уровне, что и до ввода детандера. Удельный расход топлива на ДГУ снижается примерно в два раза против величины, полученной при первом способе, и становится ниже топливного эквивалента киловатт-часа, равного 123 кг у. т./(МВт ч).

Оценим влияние ДГУ на экономичность работы электростанции в целом. Если принять, что на станции работают восемь энергоблоков с расходом свежего пара 900 т/ч = 250 кг/с на каждую турбину, то при суммарном расходе топлива

Всуи = 8£бл = 8 • 24,529 = 196,23 (кг у. т./с) и суммарной мощности нетто

я«эс = 1МТТ + Куи = 1 ■ 282,75 + 286,58 = 2265,84 (МВт) средний по станции удельный расход топлива составит

К^ = —^3600 - 196,230 • 3600 - 311,77 (кг у. т./(МВт ч)). ^кэс 2265,84

Таким образом, в целом по станции снижение удельного расхода топлива равно 312,30 - 311,77 = 0,53 кг у. т./(МВт ч) (или примерно (312,30 -- 308,13) : 8).

В Ы В О Д Ы

1. Расчеты, производимые различными способами, дают одинаковую величину снижения удельного расхода топлива при применении ДГУ на ТЭС, несмотря на то, что значения удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии от паротурбинного блока и детандера получаются различными.

2. Отнесение эффекта от дополнительной теплофикационной выработки на работу энергоблока упрощает расчеты и делает их более наглядными. Однако учет этого эффекта при оценке экономичности работы ДГУ позволяет более точно рассчитать реальный срок окупаемости детандер-генераторных установок и выявить преимущества использования ДГУ на ТЭС, где имеются источники низкопотенциальной теплоты сетевой воды или отработавшего пара.

3. Выбор предпочтительного способа расчетов определяется их целевым назначением: внутристанционное определение показателей работы или системная и государственная отчетность. В соответствии с назначе-

нием необходимо обосновывать методику расчета технико-экономических показателей электростанций, использующих в своей тепловой схеме детандер-генераторные агрегаты. При этом, естественно, для системной и государственной отчетности должна быть принята единая для всех ТЭС энергосистемы методика.

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. А г а б а б о в, В. С. Детандер-генераторные агрегаты на тепловых электрических станциях: учеб. пособие / В. С. Агабабов, А. В. Корягин. - М: Изд-во МЭИ, 2005. - 48 с.

2. С т е п а н е ц, А. А. Оценка эффективности влияния детандер-генераторных агрегатов на работу ТЭЦ / А. А. Степанец // Теплоэнергетика. - 1999. - № 12. - С. 28-32.

3. М е т о д и к а определения термодинамической эффективности включения детандер-генераторного агрегата в тепловую схему ТЭЦ / Ю. Л. Гуськов [и др.] // Вестник МЭИ. Теплоэнергетика. Сводный том. - М.: МЭИ, 1997. - С. 86-89.

4. С т е п а н е ц, А. А. Энергосберегающие турбодетандерные установки / под ред. А. Д. Трухния / А. А. Степанец. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 258 с.

5. Б а з ы л е н к о, А. А. Энергетическая характеристика детандер-генераторной установки Лукомльской ГРЭС / А. А. Базыленко // Энергия и менеджмент. - 2006. - № 3. -С. 18-23.

6. Р у б и н ш т е й н, Я. М. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС / Я. М. Рубинштейн, М. И. Щепетильников. - М.: Энергоиздат, 1982. - 272 с.

Представлена кафедрой ТЭС Поступила 28.12.2006

УДК 621.1

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ ТЕХНИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ К СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ И ЗАЩИТ ТУРБИН ТРБ

Инж. ПАНТЕЛЕЙ Н. В.

Белорусский национальный технический университет

В настоящее время в опытно-промышленной эксплуатации находится четыре турбогенераторные установки с турбинами ТРБ. Первая была пущена в 1998 г. Все это время велись работы по совершенствованию их систем управления и защит (СУЗ). Накоплен определенный опыт в этом направлении, имеются положительные результаты, и работы продолжаются. Одной из важнейших защит турбин является защита от разгона их ротора, приводящего к наиболее тяжелым последствиям, вплоть до разрушения машины. Особые требования должны предъявляется к турбинам малой энергетики. Это обусловлено как малой инерционностью их роторов, так и относительно низким уровнем квалификации обслуживающего такую технику персонала.