Сравнительный анализ влияния различных способов подогрева газа в детандер-генераторном агрегате на изменение тепловой экономичности ТЭС

УДК 621.31.22:621.592

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ ПОДОГРЕВА ГАЗА В ДЕТАНДЕР-ГЕНЕРАТОРНОМ АГРЕГАТЕ НА ИЗМЕНЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС

В.С. АГАБАБОВ, А.В. КОРЯГИН, А.Ю. АРХАРОВА Московский энергетический институт

Проведен сравнительный анализ влияния различных способов подогрева газа в детандер-генераторном агрегате на изменение тепловой экономичности КЭС. Рассмотрены два способа подогрева газа перед детандером: паром из двух отборов турбины и теплотой, вырабатываемой автономным котлом, при постоянном расходе пара на турбины и постоянной общей мощности электростанции.

Ранее [1-3] было показано, что применение детандер-генераторного агрегата (ДГА) для получения электроэнергии на ТЭС позволяет повысить техникоэкономические показатели работы последних. В то же время известно, что существует два принципиально отличающихся друг от друга способа подогрева газа перед детандером. В первом из них используется теплота высокого потенциала, выделяющаяся при сжигании топлива. На ТЭС это может быть пар регенеративных отборов турбин либо энергия, получаемая в специально для этого предназначенных котлах. Во втором - для подогрева газа в ДГА может использоваться низкопотенциальная энергия, например вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) либо возобновляемые источники энергии.

Очевидно, что по своему влиянию на тепловую экономичность работы ТЭС при подогреве газа в ДГА прямое, без применения теплонасосной установки использование низкопотенциальной теплоты всегда оказывается предпочтительней, чем высокопотенциальной. В то же время, использование теплоты низкого потенциала не всегда оказывается технически возможным, а также может оказаться менее выгодным при технико-экономическом сопоставлении различных вариантов подогрева газа [3]. Поэтому значительный интерес представляет решение вопроса о выборе источника энергии высокого потенциала для подогрева газа перед детандером на ТЭС из нескольких технически осуществимых вариантов.

В работе [4] авторами были получены аналитические зависимости, позволяющие определить, при каких условиях работы ДГА с подогревом газа отборным паром турбоагрегатов оказывает более существенное влияние на тепловую экономичность работы ТЭС, чем с его подогревом в автономных котлах. При этом рассматривался подогрев газа паром одного отбора турбины или одноступенчатый подогрев.

В статье [5] было показано, что подогрев газа перед детандером паром из двух отборов турбины или двухступенчатый подогрев более эффективен, чем одноступенчатый, с точки зрения влияния на работу паровой турбины при прочих равных условиях.

Целью настоящей статьи является нахождение аналитических зависимостей, которые позволили бы определить, при каких условиях двухступенчатый подогрев газа перед детандером паром из отборов турбин

© В. С. Агабабов, А. В. Корягин, А.Ю. Архарова Проблемы энергетики, 2005, № 1-2

позволяет получить больший выигрыш в тепловой экономичности работы ТЭС, чем подогрев теплотой, вырабатываемой в автономном котле.

Схемы установок приведены на рис. 1 и рис.2 соответственно.

Рис.1. Схема двухступенчатого подогрева газа перед детандером:

1- детандер; 2 и 3 - подогреватели газа;

4 - паровая турбина; 5 - электрогенератор;

6 - конденсатор; I - из трубопровода высокого давления перед ГРП; II - в трубопровод низкого давления за ГРП

Рис.2. Детандер-генераторный агрегат с подогревом газа в автономном котле:

1 - детандер; 2 - генератор; 3 - автономный котел; 4 - трубопровод высокого давления; 5 - трубопровод низкого давления;

6 - дроссельное устройство

При выборе того или иного способа подогрева газа необходимо провести технико-экономическое сопоставление вариантов, составной частью которого должно быть сравнение влияния рассматриваемых способов подогрева на тепловую экономичность работы электростанции.

В качестве критерия для сравнения рассматриваемых схем подогрева газа выберем удельный расход теплоты на выработку электроэнергии для всей электростанции.

Определим, как влияет включение ДГА для уменьшения удельного расхода теплоты Ад на выработку электроэнергии. Уменьшение Ад будем определять как разность между соответствующими значениями этого показателя тепловой экономичности до до и после ді включения ДГА и при подогреве газа перед детандером паром из отборов турбины, и при его подогреве в автономном котле:

Дд = до- ^,

после чего сравним их между собой.

Рассмотрим два случая. В первом - ДГА включается в тепловую схему электростанции конденсационного типа, работающей с постоянным расходом пара на паротурбинные установки. Т.е. для подогрева газа перед детандером используется пар из двух отборов турбины, однако при этом дополнительное количество пара в энергетических котлах не генерируется и тепловая нагрузка котлов остается постоянной. Во втором случае ДГА включается в тепловую схему электростанции конденсационного типа при условии постоянства электрической © Проблемы энергетики, 2005, № 1-2

мощности, вырабатываемой электростанцией. При этом расход пара на котлы в общем случае может измениться.

В первом случае при отборе пара на подогрев газа перед детандером электрическая мощность, вырабатываемая паротурбинным оборудованием, снижается, т.к. отобранный на подогрев газа пар не вырабатывает мощность на участке от места отбора до конденсатора, однако общая мощность всей электростанции может при определенных условиях возрасти за счет дополнительной выработки на ДГА. Такие режимы возможны на электростанциях с турбинами конденсационного типа, а также на ТЭЦ при работе ее по электрическому графику, когда пиковые водогрейные котлы отключены, и диафрагмы турбоагрегатов находятся в таком положении, что их хода достаточно, чтобы сохранить постоянными давления и расходы пара в теплофикационных отборах. Выполнение последнего условия необходимо для обеспечения постоянства тепловой нагрузки ТЭЦ.

Запишем выражение для удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии до включения ДГА [6]

„ _ 2ст - От

90 _---N------•

М Э0

После включения ДГА выражение для удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии примет вид

_---°СТ - °т---------------------------------------------------------,

МЭ0 + М ДГА -АМ2

где Ост и От - тепловая нагрузка котлов станции и теплота, отдаваемая ТЭС внешнему тепловому потребителю, МВт; Мэо - электрическая мощность, вырабатываемая ТЭС до включения ДГА, МВт; Мдга - электрическая

мощность, вырабатываемая ДГА, МВт; АМ2 - снижение мощности паровой турбины, вызванное отбором части пара на подогрев газа в ДГА.

Как было показано в [1], АМ2 можно представить в виде суммы трех слагаемых

Д^2 = Д^2 + Д^2 + Д^2 .

Здесь А^2 - уменьшение мощности турбины за счет уменьшения расхода

"

пара в конденсатор, МВт; 2 - увеличение мощности турбоагрегата за счет

снижения давления в конденсаторе, из-за уменьшения расхода пара в него, МВт;

Г"

А^2 - уменьшение мощности, вырабатываемой потоком пара между отбором пара на последний ПНД и конденсатором из-за увеличения расхода пара в отбор на ПНД для компенсации уменьшения температуры конденсата перед ПНД при снижении давления в конденсаторе, МВт.

Однако предварительные расчеты в работе [1] показали, что сумма АМ2 и

Г"

АМ2 при больших тепловых нагрузках турбины не превышает 2,3% от

уменьшения мощности турбины за счет расхода пара в конденсатор АМ2. Поэтому при дальнейшем анализе этими изменениями пренебрегали, а учитывали только снижение мощности из-за уменьшения расхода пара в конденсатор АМ2,

т.е АМ2 _ АМ2 .

Тогда выражение для удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии с учетом формул (1), (2) и (3) имеет вид

_ 90

А9пар _ Мэо + Мдга -АМ2.

В [5] было получено выражение для определения снижения мощности паровой турбины при подогреве газа в ДГА паром двух отборов

ду2 = Мпт

ППТ ПКА • йн

(ПР - АГ1) (/оТБ1 - /гК1) +

где йн - теплота сгорания газа кДж/кг; ппт - КПД паротурбинной установки без ДГА; пка - КПД котлоагрегата; Аг1 и /г2 - энтальпии газа на входе в первый теплообменник подогрева газа и на выходе из второго теплообменника соответственно, кДж/кг; Адр - промежуточная энтальпия газа на выходе из

первого теплообменника подогрева газа, кДж/кг; Аотб1 и /оТБ2 - энтальпии пара в первом и втором отборе соответственно, кДж/кг; Ак1 - энтальпия пара в конденсаторе после включения ДГА, кДж/кг; /кОТБ1 и /кОТБ2 - энтальпии конденсата отборного пара на выходе из подогревателей первого и второго соответственно, кДж/кг; Мдт - исходная электрическая мощность

паротурбинной установки, МВт.

В [4] было показано, что при подогреве газа перед детандером в котле, работа которого не связана с работой паротурбинного оборудования, выражение для удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии имеет следующий вид:

Д _ 40 N ДГА -

А4авт _ М М »

N Э0 + М ДГА

где А^дгАк - часть теплоты, которая затрачивается в автономном котле для

подогрева газа перед детандером, МВт; А^гп - теплота подогрева газа, определяемая изменением физической теплоты поступающего в котел топлива (газа) по сравнению с вариантом работы без ДГА, МВт.

Величины А2дгак и А^дга связаны между собой соотношением

а2дгак _ А2дГА /

где А2дга - теплота, которая должна быть подведена к газу с отборным паром

турбины в теплообменнике перед детандером, МВт; ПТР - КПД транспорта

теплоты; ПТП ДГА - коэффициент, учитывающий тепловые потери в

теплообменнике подогрева газа и в подводящих к нему трубопроводах.

Изменение физической теплоты поступающего в котел газа объясняется тем, что энтальпия газа на выходе из детандера в общем случае может отличаться от энтальпии, которую газ имел бы при работе электростанции без ДГА. В том случае, когда энтальпия кг ТД2 газа на выходе из детандера оказывается меньше,

чем энтальпия кл, которую газ имел бы после дросселирования, физическая теплота поступающего в котел газа уменьшается и в котле, по сравнению с вариантом работы без ДГА, должно быть сожжено дополнительное топливо, а газу сообщена дополнительная теплота, равная А2гп . В том случае, когда энтальпия кГ ТД2 газа на выходе из детандера оказывается больше, чем энтальпия кГ1 ,

расход топлива в котле наоборот снижается.

Определить А2гп можно по формуле [6]

А0ГП _ СГ

где Сг - расход газа в детандере, кг/с.

Рассмотрим неравенство

А#пар - Ач авт > 0.

Очевидно, что в случае выполнения неравенства (10), выигрыш в тепловой экономичности работы ТЭС при подогреве газа в ДГА паром из отборов турбины будет больше, чем при подогреве теплотой автономного котла.

Подставив формулы (5) и (7) в неравенство (10) и проведя некоторые алгебраические преобразования, получим

Для выполнения этого неравенства необходимо, чтобы знаменатель и числитель дроби были больше нуля или оба - меньше нуля.

Знаменатель дроби будет больше нуля, если Nэо + Мдга >АМ2. Т.е.

суммарная электрическая мощность, выработанная паровой турбиной и ДГА, должна превышать потери мощности паровой турбины, возникающие вследствие отбора пара на подогрев газа перед детандером.

Случай, когда знаменатель дроби меньше нуля, не рассматривается, как нереальный.

Учитывая, что числитель дроби также должен быть больше нуля, получим

АМ2 N эо <Ч0'

Примем во внимание, что, согласно определению, удельный расход теплоты в ДГА

Ачдга _МДГА.

М ДГА

Подставив формулы (8) и (13) в неравенство (12), после несложных алгебраических преобразований получим

( Э0 + МДГА -АМ2 Х

-------------------< чо.

АМ 2 М Э0

Т.е. использование двухступенчатого подогрева газа перед детандером, по сравнению с использованием автономного котла, окажется более выгодным при выполнении неравенства (14).

Во втором случае включение ДГА в тепловую схему электростанции с турбинами конденсационного типа при условии постоянства электрической мощности, вырабатываемой электростанцией, что является характерным для электростанций, работающих в избыточных энергосистемах, также может привести к снижению удельного расхода теплоты и топлива на выработку электроэнергии.

Так же, как и в первом случае, для подогрева газа перед подачей его в качестве рабочего тела на турбодетандер используется пар из двух отборов одной турбины.

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии до включения ДГА определяется из формулы (2).

После включения ДГА выражение для удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии для второго случая примет вид

ч1 _ бет - -А£ ,

М Э1 + М ДГА

где Аб - изменение расхода теплоты на выработку электроэнергии; N31 -электрическая мощность паровой турбины после включения ДГА.

XQ = Qo — Qi,

где Qo и Qi — расходы теплоты в котле до и после включения ДГА.

Учитывая, что мощность электростанции остается постоянной, т.е. N эо = const, то

NЭ0 = NЭ1 + NДГА .

До включения ДГА электрическая мощность Nэo паровой турбины с промежуточным перегревом пара может быть определена по формуле [2]

^Э0 = Рр[0

Здесь Do - расход пара в голову турбины до включения ДГА, кг/с; ho, ^ко " энтальпии пара на входе в турбину и в конденсаторе до включения ДГА соответственно, кДж/кг; hгпп, hxnn " энтальпии пара в горячей и холодной нитках промежуточного перегрева соответственно, кДж/кг; а - коэффициент, учитывающий уменьшение расхода пара, поступающего на промежуточный перегрев по сравнению с расходом пара в голову турбины; Рр - коэффициент, учитывающий снижение мощности паротурбинной установки из-за отборов пара на регенерацию; п мг - механический КПД и КПД генератора паротурбинной установки.

После включения ДГА электрическая мощность NЭ1 паровой турбины определится из выражения

NЭ1 = РР [D1 (0 - ^ПП )+aD1 ^ГПП - hОТБ1)+

+

+ ((aD1 — *ОТБ1)— ХDОТБ2 Х^ОТБ2 — hK1 Jh МГ,

где D1 - расход пара в голову турбины после включения ДГА, кг/с; XDqtb1 и XDqtb2 - расход пара в первом и втором отборе на подогрев газа соответственно, кг/с.

Расходы пара XDqtb1 и XDqtb2 на подогрев газа определятся из уравнения теплового баланса для теплообменников подогрева газа:

XD = Gr

ХD0ТБ1 "г,-----:-------\----------,

1«ОТБ1 — %ОТБи п ТП ДГА

*D = Gr

ХDОТБ2 Yj------]-------\---------,

^ОТБ2 — %ОТБ2,/ п ТП ДГА

где п тп ДГА - коэффициент, учитывающий потери теплоты в теплообменнике

подогрева газа и в его подводящих трубопроводах.

Расход теплоты Qo в котле до включения ДГА определится из выражения

= А)

п КА01! ТР

После включения ДГА расход теплоты 0± в котле может быть найден по формуле

а1 = а

П КА1П ТР

В формулах (22) и (23):

^ПВ0 и АпВ1 " энтальпия питательной воды на входе в котел до и после включения ДГА соответственно, кДж/кг; п КА0 и п ка1  КПД котельного агрегата до и после включения ДГА соответственно.

Второе слагаемое в формуле (23) определяет дополнительный расход теплоты в котле, необходимый для подогрева газа после детандера до энтальпии, которую газ имел на входе на электростанцию. При решении задачи принято, что энтальпия газа на входе на электростанцию равна энтальпии газа перед теплообменниками подогрева газа.

Из уравнения

°0 = —Г---------------------------------------------------------------?т-.

РР 1(0 - АХПП)+ а(ГИИ - %0Я—

Из уравнения

N

Э1

- +

А^ОТБ!

А = -вРПМГ----------------------------------------------------------------

Выражение для мощности детандер-генераторного агрегата может быть записано следующим образом:

N ДГА = '

где ^гтді и ^ГТД2 - энтальпия газа на входе в детандер и на выходе из него

соответственно, кДж/кг; МГ ДГА - коэффициент, учитывающий механические

потери в детандере и электрические и механические потери в генераторе ДГА.

Пренебрегая тепловыми потерями на участке от теплообменника подогрева газа до турбодетандера (т.е. принимая &Г2 = ^ГТД1), после подстановки в формулу

(16) значений выражений из формул (17), (22), (23), (24), (25) и (26), а также учитывая, что по определению имеют место уравнения для внутренних абсолютных КПД паротурбинной установки,

п = Р р [0 - ^хпп )+а(^гпп - %о)].

1

п ' = Рр [0 - кХПП )+а(/?ГПП - %1)]

1 (0 - %В1)+ а(ГПП - кХПП) ’

где п 10 и п 11 - внутренние абсолютные КПД паротурбинной установки (без учета энергии, затрачиваемой на привод насосов) до и после включения ДГА соответственно, после несложных алгебраических преобразований можно получить выражение для определения изменения расхода теплоты в единицу времени в котлах после включения ДГА на электростанции с турбинами конденсационного типа, работающей в избыточной энергосистеме (с постоянной электрической мощностью электростанции):

Дй

N Э0

п МГп ТР

1

1

п 10п К0 п 11п К1

N

ДГА

п МГп ТРп 11п К1

N дгаР

п МГп ТРп 11п К1п ТПДГА

ОТБ1 - АКОТБ1

)Г2 - ЛГТД2 )

(ОТБ2 - кК1 )г2 - кПР) - ^ДГА(Г1 - *ГТД2) (ТБ2 - АКОТБ2 - АГТД2 ) (Г2 - АГТД2 Я МГДГА

Заметим, что согласно определению

пСТ = пМГпТРп1 пКА •

Тогда формула (29) может быть записана в виде

Дй = N Э0

1

1

пСТ0 пСТ1

N

ДГА N дгаР Р пМГ

пСТ1 пСТ1п ТПДГА п МГДГА

ОТБ1 - %ОТБ1 Л«Г2

ОТБ2 - %ОТБ2

N ДГА (Г1 - ^ГТД2 ) (Г2 - ЛГТД2 ) МГДГА

+

+

х

х

Подставляя в выражение (1) формулы (2) и (15), получим

Д _ Дй ™

Дqпар _ ,, ,т .

NЭ1 +NДГА

Подставляя в неравенство

> 0.

N Э1 + N ДГА N Э1 + N ДГА

Проведя несложные алгебраические преобразования, получим Дй - qo N ДГА - (д2дг Ак + Д2гп),

> O .

Знаменатель дроби в левой части неравенства (34) всегда больше нуля. Следовательно, оно будет выполняться, когда больше нуля будет числитель дроби:

AQ - qo N дга -

Преобразуем неравенство (35) с учетом формул (8) и (13):

Д,ДГА"ДГА +AQrn -AQ

ЛКА'ЛТР'ПТПДГА

------------ГГ---------------< qo.

N ДГА

При выполнении неравенства (36) двухступенчатый подогрев газа в ДГА за счет высокопотенциальной энергии, связанной с пароводяным циклом ТЭС, будет более выгодным, чем подогрев газа за счет автономных котлов.

Summary

A comparative analysis has been carried out addressing identifying effect of the various techniques of gas heating in a gas expansion unit on the thermal efficiency variations of a condensing plant. Two techniques of gas heating before gas expansion unit have been examined under constant steam flow consumption per turbine and constant gross output of the power plant, namely: by means of two steam take-offs from a turbine and by heat from a stand-alone boiler

Литература

1. Влияние детандер-генераторного агрегата на тепловую экономичностьТЭЦ / В.С.Агабабов, А.В.Корягин, Э.К.Аракелян, Ю.Л.Гуськов и др.// Электрические станции .-1997.- Спец.выпуск.- С.77-82.

2. Агабабов В.С. Определение экономии топлива на конденсационной

© Проблемы энергетики, 2005, № 1-2

электростанции при включении в тепловую схему детандер-генераторного агрегата // Известия вузов. Проблемы энергетики. -1999.-№12.-С.3-8.

3. Гуськов Ю.Л., Малянов В.В., Давыдов Ю.Я., Агабабов В.С., Корягин А.В.

Опыт эксплуатации детандер-генераторного агрегата на ТЭЦ-21 Мосэнерго // Электрические станции .-2003.-№»3- С.15-17.

4. Агабабов В.С., Галас И.В., Джураева Е.В., Зройчиков Н.А., Корягин А.В. Сравнение различных способов подогрева газа в детандер-генераторном агрегате // Теплоэнергетика - 2003.-№11. -С.46-50.

5. Агабабов В.С., Корягин А.В., Архарова А.Ю. Эффективность использования двухступенчатого подогрева газа перед детандер-генераторным агрегатом на ТЭС // Энергосбережение и водоподготовка.-2004.-№4 -С.70-72.

6. Агабабов В.С. Методика оценки влияния детандер-генераторного агрегата на тепловую экономичность ТЭЦ // Вестник МЭИ.-2002.-№5.-С.48-52.

Поступила 23.12.2004