Энергосбережение в газовой промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Энергосбережение в газовой промышленности

1. Опытно-промышленная газотурбинная расширительная станция (ГТРС) на Среднеуральской ГРЭС

Транспортировка природного газа по магистральным газопроводам на большие расстояния осуществляется под давлением, достигающим после подкачивающих станций 7,0-7,5 МПа. По традиционной схеме для использования природного газа на тепловых электростанциях требуется значительно снизить его давление на участке от магистральных газовых сетей до горелок котла, для чего предусматриваются две ступени редуцирования газа: 1-я ступень - размещаемые на ответвлении от газовой магистрали газораспределительные станции (ГРС), где давление газа снижается до 1,2 МПа, 2-я ступень - расположенные на промплощадке ТЭС газорегуляторные пункты (ГРП), где давление газа снижается с 1,2 МПа до требуемого по условиям работы котлов уровня.

Технологической схемой ГТРС на Среднеуральской ГРЭС (рис. 68) предусматривается возможность параллельной работы газовой турбины [15] и традиционного газораспределительного пункта (ГРП). Полный расход газа на турбину составляет 21010³ м³/ч, остальная часть газа подается к котлам через встроенный в здание ГТРС ГРП. Последний состоит из четырех ниток, каждая из которых рассчитана на редуцирование газа по одноступенчатой схеме, причем три нитки (Д_у = 250 мм) рассчитаны на полный расход каждая, а одна (Д_у = 150 мм) - на 30%-ную нагрузку (7010³ м³/ч) и является растопочной.



Рис. 68. Технологическая схема ГТРС:

1 - расширительная турбина; 2 - подогреватели газа; 3 ГРП;

4 - циркуляционный насос; 5 - экономайзер

При параллельной работе турбины и ГРП одна из его основных ниток (заранее выбранная) работает в безрасходном «следящем» режиме. В случае внезапного останова турбины поток газа переключается полностью на ГРП и эта резервная нитка переводится на работу в расходном режиме. При этом ГРП обеспечивает редуцирование всего расхода газа, поступающего на промплощадку.

Турбина типа ТГУ-11 Уральского турбомоторного завода является высокооборотной бескомпрессорной машиной осевого типа, в которой энергия природного газа, выделяющаяся при его дросселировании, преобразуется в механическую, используемую для выработки электроэнергии.

Ниже приведены основные параметры турбины и основные технико-экономических показателей ГТРС.

Номинальное давление газа, МПа:

перед турбиной 1,1

после турбины 0,17

Температура газа, С:

перед турбиной 135

после турбины 17

Частота вращения ротора, об/мин.3000

КПД (с учетом потерь на стопорных и регулирующих клапанах), %85

Электрическая мощность, МВт.11,5

Годовая выработка электроэнергии, тыс. кВтч92299

Расход электроэнергии на собственные нужды, %1,3

Срок окупаемости, лет 6,2

Технологической схемой ГТРС предусматривается подогрев газа перед турбиной, для того чтобы после понижения давления на лопаточном аппарате температура газа на выхлопе сохранялась положительной. Система подогрева газа представляет собой автономный контур: в качестве греющей среды используется конденсат, охлаждаемый со 170 до 70 С. Основными элементами этого контура являются экономайзер низкого давления, устанавливаемый непосредственно на одном из действующих котлов, и два подогревателя газа, размещаемые в здании ГТРС. В экономайзере низкого давления конденсат нагревается за счет теплоты уходящих газов котлов до 170 С. Затем теплота этого конденсата передается в подогревателе газов природному газу, в результате чего температура последнего перед турбиной повышается до 135 С.

Ввиду того что давление газа на входе в турбину (1,1 МПа) превышает давление конденсата в контуре, предотвращается попадание воды в турбину при разгерметизации подогревателей газа.

Каждый подогреватель газа представляет собой блок из трех вертикальных цилиндрических теплообменных аппаратов трубчатого типа (поверхность нагрева - 1092,5 м²); завод-изготовитель - ПО «Уралхиммаш» (г.Екатеринбург). Экономайзер низкого давления принят в мембранно-лепестковом исполнении (поверхность нагрева - 2048 м²); завод-изготовитель - ПО «ТКЗ» (г.Таганрог).

2. Расчет мощности расширительной турбины

Запишем первый закон термодинамики через внутреннюю энергию и энтальпию в следующем виде: и . Для адиабатного процесса , откуда получим два уравнения: и . Разделив второе уравнение на первое, получим следующее выражение:

. (150)

Интегрируя от первого состояния до второго и меняя пределы интегрирования

,

получим выражение для уравнения адиабатного процесса

,

или в окончательном виде

. (151)

Работа адиабатного процесса выражается через изменение внутренней энергии

.

Теплоемкости в процессах при постоянном давлении и при постоянном объеме связаны следующим соотношением:

,

отсюда теплоемкость при постоянном объеме может быть выражена как

. (152)

Тогда работа адиабатного процесса (рис. 69) может быть записана через изменение



Рис. 69. Процесс расширения в турбине

давлений и удельных объемов как

. (153)

Начальное значение давления и удельного объема перед турбиной и v₁ заданы, известно давление природного газа после турбины. Удельный объем газа после расширения в турбине рассчитывается из уравнения адиабатного процесса

.

При известном объемном расходе газа через турбину G_г суммарную мощность турбины можно рассчитать по выражению . Количество теплоты, которое необходимо затратить на предварительный подогрев газа в экономайзере, определится по выражению

.

Оптимальное использование теплоты уходящих газов газовых турбин

3. Термодинамическая оценка

В общем случае энтропия определяется следующим образом:

.

Изменение энтропии в любом термодинамическом процессе от состояния 1 до состояния 2 определится как интеграл:

. (154)

Из уравнения Клайперона, записанного для состояний 1 и 2, следует, что

.

После подстановки в (154) данного соотношения получим:

(155)

Поскольку коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания примерно равен 4, их можно считать идеальным газом (воздухом). Рассмотрим цикл газотурбинной установки (рис. 70).

Энтропия является параметром состояния, поэтому изменение энтропии не зависит от вида процесса. Поэтому изменение энтропии в процессах 1-2-3 равно изменению в процессе 4-1, так как в адиабатном процессе расширения газа в турбине энтропия не изменяется.

. (156)

В случае отсутствия утилизатора за газовой турбиной p₄ = p₁ равенство преобразуется к виду

Рис. 70. Изменение энтропии в цикле ГТУ

, или

, (157)

где - массовая удельная теплоемкость продуктов сгорания перед турбиной, Дж/(кгК); R = 287 Дж/(кгК) - удельная газовая постоянная. При наличии теплообменника давление на выхлопе турбины , а температура . Тогда , откуда

. (158)

Приравнивая левые части уравнений (157) и (158) и р₁ на р₄, получим

. (159)

Недовыработка удельной (на 1 кг рабочего тела) мощности, связанная с аэродинамическим сопротивлением теплообменника-утилизатора, равна разности энтальпий рабочего тела на выходе из турбины при наличии () и отсутствии (h₄) теплообменника [16]:

. (160)

При расчете по этой формуле примем реальную температуру на выхлопе турбины (после регенератора) К, чем приближенно учтем влияние внутреннего относительного КПД турбины на расширение газа от Т₃ до . Массовая теплоемкость продуктов сгорания за турбиной при температуре 294 єС кДж/(кгК). Формула (160) дает Дж/кг. (161)

При расходе продуктов сгорания (воздуха через компрессор) кг/с потеря мощности составит кВт. Т. е. потеря работы (в процентах от полезной работы турбины), связанная с работой теплообменника на максимальном режиме (с аэродинамическим сопротивлением 467 Па), равна %. Поскольку турбина ГТ-10 имеет регенератор, выполненные расчеты дают лишь ориентировочную оценку. Поэтому оценим влияние теплообменника другим способом.

4. «Балансовая» оценка

Представим гипотетически, что продукты сгорания расширяются в турбине до атмосферного давления, а сопротивление теплообменника-утилизатора преодолевается специально установленным дымососом с приводом от турбины. При малой степени сжатия газ можно считать несжимаемым, тогда мощность, затрачиваемая на прокачку газов, равна произведению напора на подачу (в реальных, а не нормальных м³/с). Объемный расход продуктов сгорания примем при температуре газов, уходящих из турбины, а не из теплообменника:

м³/с, где - плотность уходящих газов (воздуха) при температуре 294 єС, кг/м³. Напор дымососа Па. Необходимая теоретическая мощность кВт. Это составляет % от мощности ГТУ, что совпадает с результатами «термодинамической» оценки.

Дополнительный расход топливного газа, необходимый для компенсации такой мощности при эффективном КПД ГТУ и теплоте сгорания природного газа МДж/м³,

м³/ч.

Для сравнения укажем, что один котел номинальной мощностью 2 МВт, имеющий КПД 91 %, рассчитан на потребление м³/ч природного газа, что в 10 раз превышает перерасход газа одной турбиной.

Теплоснабжение от утилизационных установок компрессорных станций

Рассмотрим два варианта теплоснабжения (рис. 71):

теплоснабжение жилого массива от индивидуальной котельной, расположенной в самом жилом массиве;

теплоснабжение жилого массива от утилизаторов газовой турбины со строительством магистрального трубопровода длиной L.



Рис. 71. Схемы теплоснабжения:

ВК - воздушный компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина;

ГК - газовый компрессор; РП - регенеративный подогреватель; МГ - магистральный газопровод; АВО - аппарат воздушного охлаждения; СН - сетевые насосы;

ТП - тепловой потребитель; ВК - водогрейная котельная

5. Теплоснабжение от котельной

теплоснабжение газотурбинный компрессорный мощность

Тепловая нагрузка задана и составляет Q МВт.

Установленная мощность котельной должна быть выше с учетом резервирования, тогда капитальные затраты на котельную составят

, (162)

где k₃=1,5 коэффициент, учитывающий резервирование мощности; удельные капиталовложения на единицу установленной мощности, которые с учетом монтажа составляют для энергетического оборудования около 1800 руб. за кВт установленной мощности. Эксплуатационные расходы складываются из затрат на топливо и затрат на заработную плату эксплуатационного персонала:

а) затраты на топливо составляют

, (163)

где h - число часов использования максимальной мощности (2670 час); теплота сгорания топлива (газа); стоимость топлива (в настоящее время 1200 руб. за 1000 м³); _к - КПД котельной;

б) зарплата обслуживающего персонала составляет

, (164)

где m - персонал, 4-10 человек (зависит от мощности котельной); годовой фонд заработной платы при средней заработной плате в размере 6-10 тыс. руб. в месяц составляет Ф_г = (6-10)·12, тыс. руб.

Суммарные затраты на эксплуатацию котельной составят

, (165)

где P_a - процент амортизации.

6. Утилизационная установка компрессорной станции

Капиталовложение включают в себя две составляющие: капитальные затраты на установку теплообменника и на сооружение магистрального трубопровода теплоснабжения.

1. Затраты на установку теплообменника за турбиной ГТ-10 составляют = 300 тыс. руб.

2. Капиталовложения в тепловую сеть зависят от длины l и диаметра d трубопровода . Здесь удельные капвложения на 1 м трубопровода, коэффициенты a и b составляют соответственно 60 и 6000. руб.

Диаметр трубопровода связан с расходом воды и тепловой нагрузкой. Расход воды в теплосети при качественном регулировании постоянный и рассчитывается по максимальной нагрузке на отопление:

. (166)

Суммарное падение давления составляет

, (167)

где: удельное падение давления по длине трубопровода, Па/м; б - коэффициент, учитывающий долю местных сопротивлений.

Массовый расход G связан с диаметром соотношением отсюда диаметр трубопровода равен . Скорость в трубопроводе составляет около ~1 м/с, тогда диаметр трубопровода может быть выражен как

. (168)

Эксплуатационные затраты:

1. Заработная плата обслуживающего персонала составляет (1 обходчик на 3,5 км магистрали)

. (169)

2. Затраты на перекачку теплоносителя

. (170)

где КПД насоса ; удельное падение давления нормируется и составляет R_л ~ 40 - 200 Па/м; цена электроэнергии руб/(кВтч); продолжительность отопительного сезона. Суммарные затраты при теплоснабжении от утилизационной установки составят

. (171)



Рис. 72. Зависимость допустимой длины трубопровода от тепловой мощности при различной стоимости газа.

Стоимость природного газа за 1000 м³: 1 - 1000 руб.; 2 - 3000 руб.; 3 - 2000 руб.

Максимальная экономичная длина трубопровода определится из условия равенства затрат, рассчитанных по выражениям (165) и (171). Расчеты показывают, что при увеличении мощности экономически обоснованная длина трубопровода возрастает незначительно, поскольку с увеличением мощности возрастают затраты на топливо, и затраты на перекачку теплоносителя. Наиболее существенное влияние на экономически обоснованную длину трубопровода оказывает стоимость газа (рис. 72), с увеличением которой до 3 тыс. руб. за 1000 м³ экономически обоснованная длина трубопровода возрастает до 40-45 км.

Размещено на Allbest.ru

...