Теоретическое исследование утилизации теплоты пара концевых уплотнений турбин с противодавлением малой мощности

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Практически все предприятия различных отраслей промышленности нуждаются в производственном паре, а также в сетевой воде для отопления, горячего водоснабжения, вентиляции и кондиционирования. В зависимости от размеров и характера тепловых нагрузок, стоимости электроэнергии и местоположения предприятия снабжение их тепловой энергией производится либо от котельной, либо от ТЭЦ, на которых, в большинстве случаев, паровая турбина является основным типом двигателя. Обладая исключительно хорошими технико-экономическими характеристиками, небольшой удельной стоимостью, высокой надежностью, а также ресурсом работы, паровые турбины и в настоящее время находят широкое применение на объектах современной энергетики.

Однако работа всех тепловых двигателей, в том числе паровой турбины, сопряжена с рядом потерь энергии. Так, помимо основного потока пара, совершающего работу, в ступенях турбины существует ряд неизбежных протечек, которые снижают ее КПД. Протечки пара могут возникать из-за недостатков конструкции в различных стыках между деталями, например между валом турбины и ее корпусом. Для сокращения указанных потерь в турбостроении широко применяются системы лабиринтовых уплотнений: концевые и диафрагменные. Диафрагменные уплотнения препятствуют протеканию пара мимо ступени, концевые - выходу пара избыточного давления в атмосферу, либо попаданию воздуха в конденсатор. Отличительной особенностью системы концевых уплотнений турбин с противодавлением является наличие избыточного давления пара как в передних (ПКУ), так и в задних концевых уплотнениях (ЗКУ).

Рис. 1. Схемы утилизации теплоты пара концевых уплотнений турбин с противодавлением

У турбин с противодавлением, а так же с противодавлением и отбором (производства ОАО «Калужский турбинный завод») с начальным давлением пара 3,4 МПа ПКУ состоит из трех камер, а ЗКУ - из двух (рис. 1). Пар из первой камеры ПКУ поступает в трубопровод отборного пара. Далее пар из второй камеры ПКУ и первой камеры ЗКУ эжектируется струйным подогревателем (ПС), который утилизирует теплоту протекающего пара. Из последних камер ПКУ и ЗКУ минимальное количество пара отводится через вестовые трубы турбины в машинный зал. Перечень паровых турбин, в комплекте с которыми используется ПС, представлен в табл. 1.

Таблица 1. Паровые турбины с начальным давлением пара 3,4 МПа, в комплект с которыми входит струйный подогреватель

Очевидно, что пар:

- из первой камеры ПКУ не совершает работу в турбине, но поступает на нужды теплоснабжения;

- из первой и второй камер ЗКУ совершает работу в турбине, но не поступает на нужды теплоснабжения;

- из второй и третьей камер ПКУ не совершает работу в турбине и не поступает на нужды теплоснабжения.

Даже в нормальном режиме работы системы концевых уплотнений, например турбины Р-6-3,4/0,5-1, потери энергии с протечками пара уменьшают возможную выработку электроэнергии и отпуск теплоты (рис. 2). Характер наклона кривых на рис. 2 сформировался в результате зависимости расхода протекающего пара через ПКУ и ЗКУ, а также температуры (энтальпии) отработавшего пара от электрической мощности турбины Р-6-3,4/0,5-1.

Рис. 2

Для надежной работы системы концевых уплотнений турбины необходимо поддерживать в строгих пределах расход и температуру воды через ПС (табл. 2). В качестве охлаждающей воды в ПС применяется химически очищенная вода (ХОВ). На ТЭЦ ХОВ используется для восполнения внутренних и внешних потерь теплоносителя в цикле станции. Следовательно, ее расход определяется именно этими потерями. Турбины производства ОАО «Калужский турбинный завод» применяются как на ТЭЦ объединенной энергетической системы, так и на ТЭЦ промышленных предприятий, опыт эксплуатации которых говорит о том, что не всегда имеется необходимое количество ХОВ для эффективной работы ПС. Это приводит к тому, что на ряде ТЭЦ в ПС частично направляют конденсат, возвращаемый с производства, температура которого не соответствует значениям из табл. 2. Известны факты, когда из-за отсутствия ХОВ требуемых параметров и горячих потоков производственного конденсата ПС полностью отключался. Очевидно, такие режимы работы оборудования приводят к увеличению протечек пара через концевые уплотнения и ухудшению технико-экономических показателей ТЭЦ, что в сложившихся экономических условиях неприемлемо.

Обладающую низким потенциалом теплоту пара концевых уплотнений можно частично утилизировать в детандер-генераторных агрегатах (ДГА), в теплонасосных установках (ТНУ), либо в паротурбинных установках с органическими рабочими телами (ПТУ с ОРТ), смонтированных на ТЭЦ. На сегодняшний день ДГА нашли свое применение на крупных КЭС и ТЭЦ с паровыми турбинами большой единичной мощности. Что касается ТНУ и ПТУ с ОРТ, то информация об их применении на действующих ТЭЦ у автора отсутствует. В настоящей статье покажем, что утилизация теплоты пара концевых уплотнений в схемах с ДГА, ТНУ и ПТУ с ОРТ, с точки зрения системной экономии топлива, может рассматриваться как энергоэффективное мероприятие для ТЭЦ малой мощности, на которых эксплуатируются турбины, представленные в табл. 1.

Рис. 3

В качестве примера рассмотрим схему утилизации теплоты пара концевых уплотнений паротурбинной установки Р-6-3,4/0,5-1 с применением ДГА (рис. 3). Пар на турбину поступает от двух паровых котлов ТП-35-3,9-440. Через ДГА 10 протекает весь природный газ, необходимый для работы паровых котлов. В рассмотренной схеме применяются два ДГА электрической мощностью 50 кВт, один из которых отключается при работе паротурбинной установки на малых нагрузках. ХОВ циркулирует по замкнутому контуру и соответствует параметрам, указанным в табл. 2. Недогрев природного газа в подогревателе природного газа 5 принимался 5 ОС. Избыточная теплота ХОВ после подогревателя природного газа 5 отводится через охладитель уплотнений 7 для поддержания температуры среды на входе в ПС 4. После охладителя уплотнений 7 циркуляционная вода подается в вентиляторную градирню 9. Так как ПС представляет собой смешивающий подогреватель, то массовый расход ХОВ будет увеличиваться на величину эжектируемого пара из концевых уплотнений, который после конденсации, для сохранения материального баланса, насосом оборотной воды 6 подается в деаэратор питательной воды (на схеме не указан).

Таблица 2. Характеристики струйного подогревателя

Расчеты выполнялись с использованием реальных энергетических характеристик оборудования на различных режимах работы паротурбинной установки, с учетом количественного изменения состава работающего оборудования. При мощности турбины 2500 кВт, мощность ДГА несколько возрастает, т.к. один из ДГА отключается, что приводит к росту КПД оставшегося в работе агрегата (рис. 4).

Рис. 4

Отпуск электроэнергии от ДГА определялся как разность между выработанной ими электроэнергии и потребления электроэнергии на привод циркуляционного насоса 8. Электроэнергия на привод насоса оборотной воды 6 не зависит от схемы работы ПС, поэтому в расчетах она не учитывалась. Дополнительная выработка электроэнергии на ТЭЦ непосредственно оказывает влияние на расход топлива на КЭС, поэтому в данном случае, для сохранения электропотребления в энергетической системе, расход топлива на замыкающей КЭС снизится. Здесь и далее в качестве замыкающей КЭС рассматривалась Лукомльская ГРЭС с удельным расходом топлива на отпуск электроэнергии Ьээ=320 г у.т./кВт.ч.

Рис. 5

Внутренний относительный КПД ДГА зФ* как у любой турбомашины, зависит от массового расхода рабочего тела. Поэтому при уменьшении расхода топлива на ТЭЦ (режим разгрузки) зДГА будет снижаться, а энтальпия природного газа после ДГА будет повышаться, что увеличит теплоту с топливом, вносимую в топку парового котла (рис. 5). Из рис. 5 следует, что теплота топлива компенсирует недовыработанную ДГА электроэнергию при их количественном изменении. Следовательно, помимо экономии топлива в результате дополнительной выработки электроэнергии ДГА, будет сокращаться расход природного газа непосредственно на ТЭЦ.

В качестве альтернативного варианта можно рассмотреть утилизацию теплоты пара концевых уплотнений с применением ТНУ по схеме, представленной на рис. 6. В этом варианте рассматривались те же паровая турбина и паровые котлы.

Рис. 6

Результаты расчета системной экономии топлива для коэффициентов преобразования энергии ТНУ k=3,3+6 представлены на рис. 7. Так как потери теплоты пара, протекающего через концевые уплотнения, возрастают с уменьшением электрической нагрузки паровой турбины (рис. 2), то возрастает и системная экономия топлива в схеме с ТНУ (рис. 7).

Рис. 7

В схеме утилизации теплоты пара концевых уплотнений с применением ДГА присутствует доля теплоты, теряемая в окружающей среде - градирне, которую можно утилизировать с помощью ТНУ или ПТУ с ОРТ. В схеме же с ТНУ сокращается отпуск электроэнергии от ТЭЦ на величину потребления ТНУ что увеличивает выработку электроэнергии на замыкающей КЭС. Комбинированное применение ДГА и ТНУ (рис. 8) исключает указанные недостатки.

Рис. 8

Результаты расчета системной экономии топлива для комбинированной схемы с коэффициентами преобразования энергии ТНУ k=3,3+6 представлены на рис. 9. В этом случае, с ростом коэффициента преобразования энергии ТНУ возрастает влияние количественного состава работающих ДГА на величину системной экономии топлива (рис. 9).

Рис. 9

В последнее время, в связи с ростом стоимости углеводородного топлива, особый интерес представляют технологии производства электроэнергии из низкопотенциальных источников теплоты, основанные на ОРТ. По этой причине была рассмотрена схема утилизации теплоты пара концевых уплотнений с применением ПТУ с ОРТ (рис. 10), результаты расчетов которой представлены на рис. 11. В качестве ОРТ рассматривался озонобезопасный хладагент R134a, обладающий удовлетворительными термодинамическими характеристиками.

Рис. 10

Рис. 11

Аналогичные расчеты были выполнены для утилизационных схем с применением ПТУ с ОРТ и ТНУ (рис. 12), а так же ДГА, ПТУ с ОРТ и ТНУ (рис. 13), результаты которых представлены на рис. 14, 15.

Рис. 12

Рис. 13

Рис. 14

Рис. 15

конденсатор уплотнитель подогреватель струйный

Анализ полученных данных (см. рис. 5, 7, 9, 11, 14, 15) позволяет сделать вывод о большей эффективности утилизации теплоты пара концевых уплотнений в комбинированной схеме с применением ДГА, ПТУ с ОРТ и ТНУ. Разумеется, данный вариант потребует наибольших капитальных затрат и затрат на текущее обслуживание оборудования.

Рассмотрим, в первом приближении, целесообразность внедрения предложенных схем утилизации теплоты пара концевых уплотнений для конкретного объекта энергетики. С этой целью расчеты проводились для турбины Р-6-3,4/0,5-1 одной из ТЭЦ малой мощности Белорусской энергетической системы. Среднегодовая мощность указанной турбоустановки за 2005 г. составила 4141 кВт, удельные капитальные затраты в утилизационные установки принимались следующие:

0 ДГА совместно с вентиляторной градирней - 600 долл. США/кВт.

- ТНУ с коэффициентом преобразования энергии 4,5 - 250 долл. США/кВт;

- ПТУ с ОРТ - 1400 долл. США/кВт.

Таблица 3. Результаты расчетов схем утилизации теплоты пара концевых уплотнений турбины Р-6-3,4/0,5-1.

Результаты расчетов представлены в табл. 3. Полученные результаты расчетов могут служить предпосылками для проведения глубокого экономического анализа и определения целесообразности применения рассмотренных схем на ТЭЦ малой мощности. Проработка данного вопроса имеет первостепенное значение для ТЭЦ, на которых отсутствует необходимое количество ХОВ с требуемыми параметрами.

Кроме того, по мнению автора, для ОАО «Калужский турбинный завод» определенный интерес представляет утилизационная схема с применением ДГА (рис. 3), т.к. данное техническое решение может быть полностью реализовано в заводском исполнении, а ДГА поставляться, при необходимости, в комплекте с паровыми турбинами (в настоящее время завод производит ДГА единичной мощностью 12, 6, 4

и 2,5 тыс. кВт; изготавливается ДГА мощностью 1,5 тыс. кВт, разработан и проходит стендовые испытания макетный образец ГРУ мощностью 300 кВт).

Выводы.

1. Потери энергии с протечками пара в турбинах уменьшают возможную выработку электроэнергии и отпуск теплоты от ТЭЦ.

2. Существуют энергоэффективные схемы утилизации теплоты пара концевых уплотнений.

3. Необходимо провести экономический анализ целесообразности применения рассмотренных схем утилизации теплоты пара концевых уплотнений на ТЭЦ малой мощности.

4. Утилизационная схема с применением ДГА может быть реализована в заводском исполнении для энергетических объектов, использующих природный газ.

Размещено на Allbest.ru