7.6. Модернизация котельных в тэц

При существующем соотношении цен на энергоносители и оборудовании стала чрезвычайно целесообразной выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Наиболее простой путь  это реконструкция существующих котельных с установкой паровых противодавленческих турбин или дополнительной установкой газовых турбин.

Количество теплоты, вырабатываемое паровым котлом, связано с расходом газа очевидным соотношением:

. (142)

При установке за котлом паровой турбины с противодавлением может быть выработана электрическая энергия в размере:

. (143)

При установке перед котлом газовой турбины фактически реализуется схема ПГУ полного горения (рис. 67). В качестве окислителя при сжигании газа в паровом котле используются газы, выбрасываемые газовой турбиной, расход которых практически равен расходу газов, покидающих паровой котел. Расход продуктов сгорания связан с расходом топлива на паровой котел и на газовую турбину соотношением

. (144)

Тот же расход продуктов сгорания связан с расходом топлива на газовую турбину соотношением

, (145)

где B_г – расход топлива на газовую турбину; _г – коэффициент избытка воздуха при сжигании газа в газовой турбине.

Расходы топлива на газовую турбину и суммарный расход топлива связаны соотношением

. (146)

Количество теплоты, затраченное на выработку пара с учетом физической теплоты газов, отходящих от газовой турбины, можно записать в виде

. (147)

Рис. 67. Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ:

К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; ПК – паровой котёл; Б – бойлер; ПТ – паровая турбина с противодавлением; ПН – питательный насос; ЭГ – электрогенератор; ТС – тепловая сеть

Расход топлива на паровой котел связан с общим расходом топлива соотношением

. (148)

Подставляя (143) в (142), получим выражение для расчета суммарного расхода топлива:

. (149)

Глава 8. Энергосбережение в газовой промышленности

8.1. 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 21010³ 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 (7010³ 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. кВтч………92299

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).

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 .