CC BY
102
УДК 621.438.082.2(470.21)
Г. К. Ладный
ПОТЕНЦИАЛ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ГАЗОТУРБИННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ПЕРВОЙ СТАДИИ ШТОКМАНОВСКОГО ПРОЕКТА*
Аннотация
На основе открытых данных рассмотрена работа газотурбинной установки (ГТУ) в качестве основного источника электроснабжения для завода по сжижению природного газа. Оценены: потребные объемы топлива для выработки заданной электрической мощности при его сжигании в современных ГТУ с реальным коэффициентом полезного действия; тепловая мощность, отводимая из рабочего цикла с уходящими выхлопными газами, и пути ее использования; механическая мощность, затрачиваемая компрессором для подготовки воздуха перед камерой сгорания. Результаты приведены в тоннах условного топлива в связи с закрытостью информации о реальной стоимости природного газа.
Ключевые слова:
газотурбинная установка, компрессор, котел-утилизатор.
G.K.Ladny
GAS-TURBINE POWER PLANT ENERGY SAVING POTENTIAL IN THE FIRST STAGE OF SHTOKMAN PROJECT
Abstract
Based on the open data the work of gas-turbine installation (GTI), as a base energy supply source for feeding of the gas liquefaction plant, was considered. The fuel demand volume for its combusting to provide necessary electricity output was defined for contemporary GTI with real efficiency coefficient; heating power wasted out from the working cycle contained in exhausting gases and ways to use it were considered also; mechanical power utilized by compressor for air preparation before the burner. The results are presented in tons of conventional fuel because of natural gas secret real price.
Keywords:
gas-turbine installation, compressor, waste-heat boiler.
На первом этапе проекта по добыче природного газа со Штокмановского газоконденсатного месторождения (ГКМ) планируется строительство портового транспортно-технологического комплекса, включающего в себя завод по сжижению природного газа (СПГ), установку комплексной подготовки газа и специализированный морской порт. Суммарная мощность этих объектов составит около 400 МВт. С учетом Териберской компрессорной станции (КС-1), которая будет работать на начальном участке магистрального газопровода Териберка - Волхов, энергопотребление достигнет 450 МВт [1].
Для реализации проекта рассматриваются два варианта энергоснабжения. Первый - покупка электроэнергии у ТГК-1, второй -строительство собственной электростанции на базе газотурбинной (ГТУ) или
* Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (проект № 11-08-00506).
паротурбинной установки (ПГУ), ориентированных на природный газ, который на начальном участке газопровода будет иметь достаточно низкую цену. Ожидается, что топливо вообще будет покупаться по себестоимости, так как собственником всех объектов является компания Штокман АГ. В то же время нужно принять во внимание удорожающие факторы добычи газа, обусловленные суровыми природно-климатическими условиями Арктики.
Обратимся к рассмотрению варианта электроснабжения комплекса от собственной электростанции на базе маневренных газотурбинных установок в комбинации с паротурбинными и возможным использованием ветроэнергетических установок (ВЭУ).
Северное побережье Баренцева моря обладает высоким ветроэнергетическим потенциалом, характеризуемым среднегодовыми скоростями ветра порядка 7 м/с, что уже было неоднократно показано в работах по проектированию ветропарков в районе Серебрянских и Териберских ГЭС [2]. Вместе с тем, ветер как источник энергии имеет существенный недостаток -непостоянство, что накладывает ограничения на его использование.
Газотурбинные установки, со своей стороны, обладают рядом преимуществ, таких как компактность, удобство в эксплуатации, быстрый пуск и вывод на номинальную нагрузку (10-15 минут), возможность перегрузки, возрастание мощности при понижении температуры наружного воздуха. Недаром в Г ермании подобные установки широко распространены и выполняют функцию маневренных мощностей. Существенным недостатком одновальных газовых турбин является снижение КПД при изменении нагрузки.
Работа расширения газов в проточной части турбины преобразуется в энергию вращения вала турбины, которая затем распределяется между валом компрессора и электрогенератора. На некоторых установках затраты на сжатие воздуха требуют до 60% мощности турбины, что приводит к снижению полезной мощности. Существующая технология не позволяет сработать всю потенциальную энергию продуктов сгорания, поэтому значительная часть энергии сбрасывается в атмосферу при температурах порядка 500-700оС. Для повышения эффективности работы установок применяются различные решения, такие как многоступенчатость сжатия и расширения, регенерация тепла уходящих газов, использование сбросной энергии для нагрева сетевой воды, применение парогазовой технологии, использование возобновляемых источников энергии для приготовления сжатого воздуха перед подачей его в камеру сгорания.
Вначале рассмотрим автономную работу ГТУ на примере установки энергетического типа ГТЭ-110. Ее проектные данные при стандартных условиях (температура наружного воздуха плюс 15°С, атмосферное давление 101.3 кПа) составляют:
• электрическая мощность - 10.5 МВт;
• температура газов перед турбиной - ^=1260°С;
• температуры газов на выходе - ^Г =527.7°С;
• КПД - 36.5%;
• расход уходящих газов - 364.7 кг/с;
• теплота сгорания природного газа - ЯН =49.4 МДж/кг.
Исходя из приведенной выше потребной мощности предприятия предлагается установка четырех агрегатов суммарной мощностью 442 МВт. Диапазон автоматического изменения нагрузки 0-100%. Опираясь на методику оценки работы энергоблоков ПГУ-325 (Комсомольская ГРЭС, Ивановская обл.) [3], можно рассмотреть возможные переменные режимы работы ГТЭС-440, которая могла бы удовлетворить потребности предприятия.
Исходя из соображений, что компрессорная станция КС-1 и завод СПГ имеют график работы, не зависящий от наружных температур, а наоборот, более или менее равномерный в течение года, можно определить режимы работы ГТЭС в различные месяцы. Следует отметить, что развиваемая ГТЭС мощность при равных расходах топлива будет изменяться в зависимости от температуры воздуха. Обусловлено это тем, что компрессору гораздо легче нагнетать холодный воздух, чем теплый, ввиду разреженности последнего. Для переменных режимов также характеры изменения температуры уходящих газов, их расхода и коэффициента избытка воздуха.
Для рабочего диапазона нагрузок ГТЭ-110, постоянного расхода топлива и интервала температур от -30 до 30 градусов в работе [3] выведено выражение: ИГТУ = 131.1 - 0.025 • (30 + ^нар/75, МВт. (1)
Задаваясь рядом долевых нагрузок и температурами наружного воздуха, определим повышение электрической мощности установки при снижении температуры.
Температура наружного воздуха, 1 град С
М/Ыном=1
М/Ыном=0,75
М/Ыном=0,5
М/Ыном=0,25
Рис.1. Зависимости электрической мощности ГТУ от температуры наружного воздуха и относительной нагрузки энергоустановки Ы/Ыном
Зависимость КПД от температуры и мощности определяется уравнением:
^ГТУ = 36.5 - 0.023 • (110 - ЫГТУ /4 - 0.04 • (1^ + 30/ 86 , %. (2)
В общем случае расход В определяется развиваемой мощностью, подведенной энергией и КПД:
0.01 • ЫГТУ .
В =---гту- , кг/с (3)
Пгту • 6рР
Располагаемая рабочая теплота сгорания топлива ^ включает в себя низшую теплоту сгорания и теплосодержание топлива, обусловленное давлением форсунки 1.5 бар и температурой около 5°С. Расчеты показывают, что второе слагаемое составляет порядка 1.5% от первого. Этим слагаемым ввиду его малости можно пренебречь.
Температура уходящих газов ГТУ имеет зависимость от мощности и наружной температуры:
$ГТ=480- 0.0185 (110- ЖГТУ)21 +[(1.1-0.16- (110-ЖГТУ))а3]-(30+ ?на/97, °С. (4)
Расходы уходящих газов и подаваемого в камеру воздуха:
СГт = 376 - ^ -19. 1 • (110 - Кгту)а 19, кг/с (5)
Ов = Огт - В , кг/с (6)
Рассмотрим режим номинальной нагрузки одного агрегата ГТЭ-110. Показатели работы при среднемесячных температурах в Териберке сведены в таблицу:
Показатели работы ГТУ на номинальных нагрузках при среднемесячных и среднегодовой температурах
Месяц Тср.мес, °С КПД, % В, кг/с $Г Т, °С GГ Т, кг/с ОВ, кг/с
1 -7.8 36.21 6.15 500.8 383.8 377.65
2 -8.5 36.22 6.15 500.2 384.5 378.35
3 -6.3 36.20 6.15 502.2 382.3 376.15
4 -2.1 36.15 6.16 506.0 378.1 371.94
5 2.4 36.10 6.17 510.0 373.6 367.43
6 7.5 36.05 6.18 514.6 368.5 362.32
7 11.2 36.01 6.18 517.9 364.8 358.62
8 10.8 36.01 6.18 517.6 365.2 359.02
9 6.9 36.05 6.18 514.1 369.1 362.92
10 1.5 36.11 6.17 509.2 374.5 368.33
11 -2.8 36.16 6.16 505.3 378.8 372.64
12 -5.8 36.19 6.15 502.6 381.8 375.65
Ср.-год. 0.58 36.12 6.16 508.4 375.4 369.26
При среднем значении плотности природного газа 0.75 кг/м3 среднегодовой секундный расход составит 8.2 м3/с. При условии постоянного спроса на сжиженный природный газ и бесперебойной работе четырех агрегатов предприятия за год прогнозируется сжигание 1036 млн м3 газа. В переводе на условное топливо годовое потребление составит (теплота сгорания 29.3 МДж/кг):
( 49.4 ^
ВУТ = 4 • I 2^ I • 6.16 • 3600 • 24 • 365 = 1.31, млн т у.т.
Среднегодовой секундный расход уходящих газов составит 375.4 кг/с, а их температура - 508°С, что является хорошей предпосылкой для надстройки ГТУ котлом-утилизатором (КУ) и паровой турбиной. Опыт эксплуатации подобного оборудования показывает, что на выходе из КУ газы имеют обычно температуру около 110-120°С, что соответствует энтальпии 93-95 ккал/кг [5]. Энтальпия же входящих газов при 508°С составит 192 ккал/кг (данные взяты при распространенном для камер сгорания ГТУ коэффициенте избытка воздуха 4). Потери мощности с уходящими газами ГТЭ-110 составят:
Qyx = °ГТ • (7Гт - 1'п) = 4.19 • 375 .4 • (192 - 93) = 155720 кВт, (7)
то есть расчеты показывают, что при отсутствии котлов-утилизаторов 156 МВт тепловой энергии будет выбрасываться в атмосферу. С четырех агрегатов
мощность выбросов составит 624 МВт, или 19,7 •Ю9 МДж в год, что в пересчете на условное топливо 0.67 млн т у.т.
Рассматривая работу ГТЭ-110, можно определить мощность, снимаемую компрессором с вала газовой турбины [4]. Соотношение для работы, требуемой для сжатия 1 кг газа от давления Р\ до давления Р2 при начальной температуре Т1, имеет вид:
1К = Ср • Т1 •
гр ^ г2
к-1
р1
-1
1
Лк
кДж/кг,
(8)
к
1
где Ср =1.01 кДж/кг - удельная изобарная теплоемкость воздуха; к =1.35 -
показатель изоэнтропы для сжатия воздуха; Лк =0.85 - КПД компрессора.
Принимая во внимание степень повышения давления для компрессора ГТЭ-110, получаем удельную работу:
1К = 1.01273.6 •
(И) 1.35 - 1
—1— = 256 кДж/кг. (9)
0.85 '' ’
При этом в расчете взята среднегодовая температура наружного воздуха
0.6°С. Для средней мощности компрессора с учетом среднегодового расхода воздуха, подаваемого в камеру сгорания, будем иметь:
ЫК = ОВ • 1К = 370• 256• 0.001 = 94.8, МВт. (10)
Для четырех турбогенераторов потребуется 379.2 МВт мощности.
Выполненный анализ работы ГТУ позволяет заключить, что при работе ГТЭС с равномерной нагрузкой мощности будут распределены следующим образом: 440 МВт полезной электрической, 624 МВт неиспользованной
тепловой в виде выхлопа и 380 МВт неизбежно затрачиваемой механической
для компрессии воздуха.
Напрашиваются два пути экономии энергии: использование сбросной энергии для нужд отопления и применение парогазовой технологии. Первый вариант возможен, например, при расположении ГТЭС вблизи города Мурманска, но при этом возникает проблема передачи электроэнергии к месту расположения завода СПГ и связанных с этим потерь. Второй вариант позволит утилизировать гораздо меньше теплоты газов, но при этом возможна максимальная трансформация тепла в электроэнергию.
По итогам выполненного рассмотрения можно предложить использование парогазовой установки, в которой к ГТУ надстраивается утилизационный котел в виде теплообменника с барабанами и пароперегревателем. Газы, вышедшие из газовой турбины, вначале нагревают воду, преобразуя ее в пар, и лишь затем выбрасываются в атмосферу. Пар из котла поступает в распределительный аппарат и срабатывается в паровой турбине. Исходя из того, что в пос.Териберка уже произведена модернизация системы теплоснабжения, паровая турбина на электростанции предлагается конденсационного типа.
Следующим шагом на пути к энергосбережению является отказ от мощного компрессора на валу газовой турбины. Предлагается использование энергии ветра для прямого привода компрессоров без преобразования ветровой энергии в электрическую, но с использованием корректно подобранных редукторов. При этом подразумевается наличие хранилища сжатого воздуха, которое будет постоянно пополняться за счет работы ВЭУ. В качестве такого хранилища-аккумулятора может использоваться комплекс специализированных емкостей или полости в горной породе, как это, например, реализовано на пиковой ГТЭС в Германии. В связи с тем, что потребная мощность для сжатия воздуха чрезвычайно велика, вероятнее всего, понадобится отбор части энергии с вала газовой турбины для привода компрессора меньшей мощности, но большего давления непосредственно перед камерой сгорания.
Выводы
1. Выявленный потенциал энергосбережения на рассмотренной газотурбинной электростанции составляет 1004 МВт мощности, что в пересчете на объемы сжигаемого условного топлива составит 1.08 млн т у.т. в год.
2. Положительная экологическая направленность мероприятия выражается в предотвращении выбросов углекислого газа в объеме 2.04 млн т в год.
3. Важным направлением энергосбережения при использовании ГТУ может явиться применение парогазовой технологии. При этом для районов с высоким потенциалом ветра в качестве дополнительного мероприятия предлагается отключение компрессора, нагнетающего воздух в камеру сгорания газовой турбины или замена его на менее мощный за счет применения ветроэнергетических установок с прямым приводом компрессоров, параллельно работающих на общее хранилище-аккумулятор сжатого воздуха.
Литература
1. Официальный сайт компании «Газпром». ИКЬ: www.gazprom.ru
2. Перспективы использования энергии ветра и малых ГЭС в удаленных районах Мурманской области / В.А.Минин, Г.С.Дмитриев. Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2007. 97 с.
3. Режимные характеристики ГТЭ-110 для энергоблока ПГУ-325 /
А.В.Мошкарин, Б.Л.Шелыгин, Т.А.Жамлиханов // Вестник ИГЭУ. 2010. № 2.
4. Рабенко В.С. Термодинамические циклы газотурбинных установок: учеб. пособие / Ивановский гос. энергет. ун-т им. В .И. Ленина. Иваново, 2008. 124 с.
5. Трухний А. Д. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: метод. пособие по курсу «Энергетические установки». М.: Изд-во МЭИ, 2001. 24 с.
Сведения об авторах Ладный Георгий Константинович,
стажер-исследователь лаборатории энергосбережения и возобновляемых источников энергии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г. Апатиты, мкр. Академгородок, д. 21А Эл. почта: [email protected]
УДК 621.311
Е.С.Кожевникова, Ю.П.Кубарьков, С.Н.Синельникова, В.В.Челпанов ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ
Аннотация
В статье рассмотрена задача повышения надежности работы схемы электроснабжения нефтеперерабатывающего предприятия при использовании БАВР, приведены расчетные оценки и рекомендации при внедрении для типовой схемы.
Ключевые слова:
надежность, электроснабжение, автоматическое резервирование, аварийное отключение.
E.Kojevnikova, Y.Koubarkov, S.Sinelnikova, V.Chelpanov
RELIABILITY AUGMENTATION OF THE SCHEME OF ELECTRICAL POWER SUPPLY OF OIL REFINING PLANT
Abstract
In the article the problem of a reliability augmentation of activity of the scheme of electrical power supply of oil refining plant is reviewed at usage BAVR, the computational estimations and guidelines are adduced at an intrusion for a typical circuit.
Keywords:
reliability, electrical power supply, automatic redundancy, emergency switching-off.
В настоящее время весьма серьезной и актуальной проблемой является обеспечение надежного и непрерывного электроснабжения потребителей. Провалы напряжения и перерывы питания могут вызвать потерю устойчивости электроснабжения, нарушение технологического процесса. На предприятиях,
