Использование детандер-генераторных агрегатов

При существующей в России системе газоснабжения снижение давления транспортируемого природного газа производится в двух сту- пенях. В первой из них (газораспределительные станции или ГРС) дав- ление газа снижается с 4,0–7,5 до 1,0–1,5 МПа. Во второй (газорегуля- торные пункты или ГРП) давление газа снижается до 0,1–0,3 МПа.

Применение детандер-генераторных агрегатов (ДГА) вместо обычного дросселирования позволяет получать электроэнергию за счет использо- вания избыточного давления природного газа.

Детандер-генераторный агрегат представляет собой устройство, в котором природный газ используется в качестве рабочего тела (без сжи- гания газа). В состав ДГА входят детандер, генератор, теплообменное оборудование, система контроля и регулирования параметров работы и пр. В детандере энергия газового потока преобразуется в механическую работу. Давление и температура газа при этом снижаются. Механиче- ская энергия, полученная в детандере, может быть преобразована в электрическую энергию в соединенном с детандером генераторе. При работе таких установок возможно также наряду с электроэнергией по- лучение теплоты и холода.

Детандер-генераторные агрегаты могут использоваться в газовой промышленности на ГРС, а также на компрессорных станциях (КС), на промышленных предприятиях – крупных потребителях газа. К ним от- носятся предприятия химической, сталелитейной промышленности, ра- ботающие на газе электростанции, промышленные и отопительные ко- тельные и др.

В зарубежной научно-технической периодической литературе да- ется высокая оценка эффективности ДГА, которая определяется прежде всего меньшими удельными капитальными затратами и удельными рас- ходами топлива на выработку электроэнергии, чем на паротурбинных энергоблоках.

Экологические показатели работы ДГА достаточно высоки и пре- восходят аналогичные показатели других энергогенерирующих устано- вок. Это определяется самой природой установки: даже при подогреве газа перед детандером теплотой, выделившейся при сжигании топлива, процесс расширения газа в детандере может быть организован таким образом, что практически вся подведенная к газу теплота будет преоб- разована в электроэнергию. Коэффициент использования теплоты топ- лива при этом будет близок к единице. При использовании для подогре- ва газа высокопотенциальных вторичных энергетических ресурсов, ли- бо применяя для этой цели теплонасосную установку, можно произво- дить электроэнергию на ДГА вообще без сжигания топлива. Очевидно, что уменьшение выбросов вредных веществ в окружающую среду при использовании ДГА определяется снижением удельного расхода топли- ва на выработку электроэнергии.

Детандер-генераторные агрегаты могут использоваться как на предприятиях, производящих электроэнергию (тепловые электрические станции), так и на предприятиях, основной продукцией которых элек- троэнергия не является (ГРС, металлургические заводы, заводы химиче- ских удобрений и т. п.). Указанное различие является весьма сущест- венным. Так, во втором случае выработанная ДГА электроэнергия будет

являться для предприятия новым видом продукции, и дополнительное производство электроэнергии на технологию производства основной продукции прямо не повлияет. Технико-экономические показатели про- изводства основной продукции будут зависеть от эффективности ис- пользования ДГА только в части, связанной с энергетическими затрата- ми. На ТЭС, производство электроэнергии для которой является основ- ным видом деятельности, применение ДГА непосредственно сказывает- ся на технико-экономических показателях основного производства.

В качестве критерия для оценки влияния ДГА на тепловую эконо- мичность ТЭС можно принять изменение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии.

От того, насколько правильно определяется изменение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии при технико- экономическом сравнении различных вариантов установок для произ- водства электроэнергии на ТЭС, в значительной степени зависит обос- нованность окончательного результата.

В общем виде снижение удельного расхода топлива на ТЭС за счет использования ДГА может быть определено:

D b =  1  × æ  Q СТО - Q Т

- Q СТ1Д+ГDА Q

Т - Q

Г+ПD Q ö,

 

(2.7.1)

Э Q Р ç

N                     N + N               ÷

Н è   ЭО                         Э1ДГА                   ø

где СТО , Q СТ1  –Q расход теплоты в котлах до и после включения ДГА, кВт;

Q Т – внешняя тепловая нагрузка ТЭЦ, кВт;

Q ДDГА

– физическая теплота природного газа, кВт;

Q ГDП

– расход теплоты, подведенной к потоку природного газа за

счет сжигания дополнительного топлива, кВт;

Q

Н

^Р – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

ЭО, N Э1 –N электрическая мощность до и после включения ДГА;

N ДГА

– электрическая мощность ДГА.

Покажем возможности оценки потенциала энергосбережения на ряде примеров специфических условий реализации ДГА на крупных ТЭС.

Рассмотрим способ расчета потенциала энергосбережения при ус- тановке ДГА на ТЭС с турбинами конденсационного типа (рис. 2.7.1).

При работе конденсационной электростанции в избыточной энер- госистеме, когда по тем или иным причинам отсутствует возможность организации перетока электроэнергии в другие системы, необходимым условием при включении ДГА в тепловую схему КЭС является сохра-

нение выработки электроэнергии станцией в целом на том же уровне, каким он был до включения ДГА. Для этого электрическая мощность, вырабатываемая паротурбинными блоками, должна быть снижена на величину электрической мощности, вырабатываемой ДГА.

 

Рис. 2.7.1. Схема включения ДГА в тепловую схему энергоблока:

1 – турбина; 2 – котел; 3 – конденсатор; 4 – насос; 5 – детандер;

6 – теплообменник подогрева газа; 7 – регенеративные подогреватели

 

При работе на электростанциях, входящих в энергосистемы, рабо- тающие с дефицитом электрической мощности, ДГА включается в теп- ловую схему КЭС при номинальном расходе пара на турбины.

Исходя из этого, B.C. Агабабов получил зависимость для опреде- ления изменения удельного расхода топлива при включении ДГА в теп- ловую схему электростанции с турбинами конденсационного типа при постоянном расходе пара на турбины:

D bD =

b 0К×ЭDС N

N + D N КЭС

-          1        ×

Р

(N + D N КЭС) × Q Н

× ìï D

× é(h СП -  h ПВ1С) П- (h   ПВ-0 h) ù +

í СП ê h × h       h  × h  ú

îï    ë

КА1ТР1КА0ТР0                  û

é  D ПП1Г×П(h П1ХПП-1 h       ) -  D ПП0Г×П(h П0ХПП-0 h

) ù + × (-

ïü    h   h

ë

ê     hКА1Т× Рh1КА0ТР0                  h  × h

ú Г  Г1ГТД2

û

)ý, G

ïþ

(2.7.2)

где

N DКЭС – изменение мощности ТЭС после включения ДГА;

D СП, D ПП – расход пара в голову турбины и на промежуточный пе- регрев, кг/с;

h СП,  h ПВ0П,  h В1ГП,П h 0ГПП1,Х h ПП0Х,П h П1

, h    – энтальпия пара на вхо-

де в турбину, питательной воды, пара в «горячей» и «холодной» нитках промежуточного перегрева до и после включения ДГА, кДж/кг;

Г1Г, h ТД2  h – энтальпия природного газа на входе в теплообменник подогрева газа и на выходе из детандера, кДж/кг;

КА0К, А1ТР0, ТР1,h

включения ДГА.

–h КПДhкотлhа и транспорта тепла до и после

Проанализируем формулу (2.7.2). Первое слагаемое в ней пред- ставляет собой изменение удельного расхода топлива на производство электроэнергии, связанное с изменением вырабатываемой электростан- цией мощности после включения ДГА в тепловую схему ТЭС. Абсо- лютная величина первого слагаемого зависит в первую очередь от вели- чины удельного расхода топлива на выработку электроэнергии до включения ДГА. Очевидно, чем больше был изначальный удельный расход топлива на выработку электроэнергии на электростанции, тем больше будет снижение удельного расхода после включения ДГА.

Первое и второе слагаемые в фигурных скобках формулы (2.7.2) определяют изменение удельного расхода топлива на выработку элек- троэнергии, вызванное изменением энтальпии питательной воды на входе в котел и изменением расхода теплоты на промежуточный пере- грев пара после включения в тепловую схему ТЭС детандер- генераторного агрегата. Третье слагаемое в фигурных скобках формулы (2.7.2) определяется разностью энтальпий газа на входе в теплообмен- ник (или на входе на электростанцию) и газа на выходе из детандера.

Расчеты по (2.7.2) для ТЭС, оборудованной энергоблоками К–300–

240, показывают, что при мощности ДГА  ДГА 27,8 МВт N, потеря

мощности паротурбинной установкой составит D ПТ = 8 МВт N, хотя

общая мощность ТЭС возрастает КЭС 20,7 МВт N. И= зменение соста- вит 3,1 г у.т/кВт ч.×

В рассмотренных условиях основное влияние на изменение удель- ного расхода топлива оказывают изменение выработки электроэнергии

– около 87 % и изменение температуры газа – около 13 %. Влияние из- менения параметров пара и воды из-за включения ДГА при выбранных условиях расчета пренебрежимо мало (менее 1 %).

При подогреве газа перед детандером отборным паром при условии постоянства электрической мощности КЭС (избыточная энергосистема) потенциал энергосбережения может быть определен:

D b = 1 × ïì N

× é 1 - 1 ù +  N ДГА ×bР -

Э N × Q Р í

Э0 êh    h ú   h

Э Н ïî

ë СТ0СТ1СТ1 û

- N ДГА × (h ОТБ -  h К1Г)2×Г(h 1Р -  h

) ×b                   -

(h Г2Г-ТД h 2ОТБ) × (h КОТБ-  h   МГДГ)А× h ТПДГ × hТР1КА×1h × h i × h

- N ДГА × (h Г1Г-ТД h 2

) üï,

(h - h

) × h       ý

Г2Г

ТД2МГДГА   ïþ

 

(2.7.3)

где

h Г2 – энтальпия газа на входе теплообменника подогрева газа,

кДж/кг;

К1К, h ОТБ h    – энтальпия пара в конденсаторе и отбираемого на по- догрев газа, кДж/кг;

bР – коэффициент, учитывающий снижение мощности паротур-

бинной установки из-за отборов пара на регенерацию;

hСТ0С, hТ1МГ,ДhГА

,ТhП i Д, hГ

– КПД станции до и после включения

ДГА, механический КПД генератора, внутренний абсолютный КПД па- ротурбинной установки и коэффициент, учитывающий потери тепла в теплообменнике подогрева газа.

Для подогрева газа перед детандером на ТЭС могут быть использо- ваны источники высокопотенциальной энергии, получаемой в основном за счет сжигания органического топлива. На станциях понижения дав- ления (ГРС и ГРП), не относящихся к тепловым электрическим станци- ям, для подогрева газа перед детандером применяются специально для этого предназначенные котлы, в которых также сжигается органическое топливо, как правило, это – часть транспортируемого природного газа.

Таким образом, существующие детандер-генераторные агрегаты хотя и позволяют использовать избыточное давление транспортируемо- го природного газа для получения электроэнергии, но их работа, так же как и работа паротурбинных установок, приводит к загрязнению окру- жающего воздушного бассейна из-за сжигания органического топлива.

Избегнуть этого можно, подогревая газ перед детандером с помо- щью теплонасосной установки (ТНУ), использующей часть энергии, вы- рабатываемой электрогенератором ДГА, для обеспечения своей работы. При таком техническом решении для обеспечения нормальной работы ДГА используется лишь потенциальная энергия давления транспорти- руемого природного газа и низкопотенциальная энергия. В качестве ис- точника низкопотенциальной энергии при этом могут быть использованы вторичные энергетические ресурсы и теплота окружающей среды.

Возможны и более сложные, но и более эффективные схемы ДГА с подогревом газа до и после детандера (рис. 2.7.2).

 

Рис. 2.7.2. Принципиальная схема установки с подогревом газа до и после детандера:

1 – генератор; 2 – детандер; 3 – газопровод высокого давления; 4 – газопровод низкого давления; 5 – регенеративный подогреватель хладагента; 9 – дросселирую- щее устройство; 6 – теплообменник подогрева газа; 7 – компрессор; 8 – электродви- гатель; 9 – дроссель; 10 – испаритель; 11 – насос; 12 – источник низкопотенциально-

го тепла; 13,14 – электрические сети

 

Анализ результатов численных исследований, выполненных

В.С. Агабабовым, показывает, что установка способна производить по- лезную энергию во всем рассмотренном диапазоне параметров. Доля вырабатываемой ДГА энергии, которая может быть полезно использо- вана, тем выше, чем выше температура газа на входе в теплообменник подогрева газа и температура теплоносителя из низкопотенциального источника теплоты. При определенных условиях (высокие температуры газа и, особенно, теплоносителя в низкопотенциальном источнике теп- лоты) доля полезно используемой мощности может достигать 70–80 %.

Расчетная мощность

N ДГА

при увеличении давления газа перед

турбодетандером возрастает от 4,976 МВт при p _Г0= 8 бар (0,8 МПа) до 6,14 МВт при p _Г0= 12 бар (1,2 МПа). При этом доля передаваемой в сеть мощности более сильно зависит от температуры газа на входе в уста- новку, чем от температуры низкопотенциального источника теплоты.

Например, при температуре низкопотенциального источника 5 °C изме- нение температуры газа на входе в установку с 263 до 293 K (на 30 K

или на 10,8 %) при давлении газа на входе в детандер 8 бар увеличивает долю отдаваемой в сеть энергии с 59,6 до 71,3 %, т. е. на 17,8 %, а при давлении 12 бар с 66,9 до 76,6 %, т. е. на 13,5 %. В то же время при тем- пературе газа перед теплообменником, равной –10 °С, при изменении температуры низкопотенциального источника с 278 до 308 K (также на 30 K или на 10,8 %) доля отдаваемой в сеть энергии увеличивается при давлении 8 бар с 59,6 до 68,3 %, т. е. на 13,5 %, и при давлении 12 бар с 66,9 до 74,1 % (на 10,2%).

Максимальное изменение доли отдаваемой в сеть мощности в рас- сматриваемом диапазоне значений температур газа и низкопотенциаль- ного источника составляет от 26% при давлении 8 бар до 20 % при дав- лении 12 бар.

Существуют схемы, когда газ подогревается не теплом отборов, а другими низкопотенциальными источниками. Множество схем, когда одновременно с получением электроэнергии можно получить холод при использовании ДГА (рис. 2.7.3).

 

Рис. 2.7.3. Схема получения электроэнергии и холода с использованием

ДГА

1 – ГРС; 2 – турбодетандер; 3 – электрогенератор; 4 – подогреватель газа; 5 – потребитель холода

 

Эта схема возможна, если газ после турбодетандера имеет низкие значения температуры. Если требуется глубокое охлаждение, то схему можно усложнить.

Очень часто турбодетандер применяют не только для выработки электроэнергии, но и для приводов механизмов, например, компрессо- ров, насосов и др. (рис. 2.7.4).

 

 

Рис. 2.7.4. Схема использования ДГА для привода компрессора

1 – ГРП; 2 – установка для осушения; 3 – очистная установка; 4 – теплообмен- ник; 5 – турбодетандер; 6 – дожимной компрессор; 7 – электрогенератор;

8 – дроссельный вентиль; 9 – отделитель жидкости;

10 – отвод сжиженного газа; 11 – отвод газа потребителю