На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Наука для практики

01.07.2009 Утилизация теплоты пара концевых уплотнений турбин с противодавлением малой мощности

 

Утилизация теплоты пара концевых уплотнений турбин с противодавлением малой мощности

 

Практически все предприятия разных отраслей промышленности нуждаются в производственном паре различных параметров, а также в горячей воде для отопления, горячего водоснабжения, вентиляции и кондиционирования. В ряде случаев теплоснабжение предприятий производится от ТЭЦ, на которых основным типом двигателя является паровая турбина.

Благодаря хорошим технико-экономическим характеристикам, приемлемой цене, высокой надежности и большому ресурсу работы [1] паровые турбины находят широкое применение на объектах современной энергетики.

Однако работа всех тепловых двигателей, в том числе паровой турбины, сопряжена с рядом потерь энергии, что в сложившихся экономических условиях требует разработки и реализации дополнительных мероприятий по их снижению. Рассмотрим некоторые схемы утилизации теплоты пара концевых уплотнений турбин с противодавлением малой мощности.

Помимо основного потока пара, совершающего работу, в ступенях турбины существует ряд неизбежных протечек, которые снижают ее КПД [1]. 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 [2]. Диафрагменные уплотнения препятствуют протеканию пара мимо ступени, концевые – выходу пара избыточного давления в атмосферу или 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) [3].

У турбин с противодавлением, а также 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. 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 производства ОАО «Калужский турбинный завод» с начальным давлением пара 3,4 МПа (в комплекте со струйным подогревателем)

Тип паровой турбины

Тип струйного подогревателя

с противодавлением

с противодавлением и отбором

Р-12-3,4/0,5-1
Р-12-3,4/0,1
Р-6-3,4/0,5-1
Р-4-3,4/0,5-1
Р-2,5-3,4/0,3-1

ПР-12-3,4/1,0/0,1
ПР-6-3,4/1,5/0,5-1
ПР-6-3,4/1,0/0,5-1
ПР-6-3,4/1,0/0,1-1
ПР-6-3,4/0,5/0,1-1

ПС-1М

Р-12-3,4/1,0
Р-6-3,4/1,0-1
Р-4-3,4/1,5-1
Р-1,4-3,4/1,3

ПС-2М

 

Для надежной работы системы концевых уплотнений турбины расход и температуру воды через ПС необходимо поддерживать в строгих пределах (табл. 2). В качестве охлаждающей воды в ПС применяется химически очищенная вода (ХОВ). На ТЭЦ она используется для восполнения внутренних и внешних потерь теплоносителя в цикле станции, и, следовательно, ее расход определяется именно этими потерями.

Таблица 2

Характеристики струйного подогревателя [4]

Характеристика

Тип струйного подогревателя

ПС-1М

ПС-2М

Расход ХОВ не менее), м3

20

30

Температура ХОВ (не более), °С

40

40

Давление ХОВ (не менее), МПа

0,35

0,35

Количество отводимого пара, кг/ч

1 000

2 000

 

Турбины производства ОАО «Калужский турбинный завод» применяются как на ТЭЦ объединенной энергетической системы, так и на ТЭЦ промышленных предприятий. В ходе эксплуатации турбин выяснилось, что на ТЭЦ не всегда имеется необходимое количество ХОВ для эффективной работы ПС [5]. 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, что такие режимы работы оборудования приводят к увеличению протечек пара через концевые уплотнения и ухудшению технико-экономических показателей ТЭЦ.

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. 1). Характер наклона кривых на рис. 1 сформировался в результате зависимости протечек пара через ПКУ и ЗКУ от электрической мощности турбины Р-6-3,4/0,5-1.

 

 

Теплоту пара концевых уплотнений, обладающую низким потенциалом, можно частично утилизировать в детандер-генераторных агрегатах (ДГА) или в теплонасосных установках (ТНУ), смонтированных на ТЭЦ. Сегодня ДГА применяются на крупных ТЭЦ с паровыми турбинами большой единичной мощности [6]. Что касается ТНУ, то информация об их применении на ТЭЦ отсутствует.

В этой статье я хочу показать, что утилизация теплоты пара концевых уплотнений в схемах с ДГА и ТНУ с точки зрения системной экономии топлива может рассматриваться как энергоэффективное мероприятие для ТЭЦ малой мощности, на которых эксплуатируются турбины, представленные в табл. 1.

В качестве примера рассмотрим схему утилизации теплоты пара концевых уплотнений паротурбинной установки Р-6-3,4/0,5-1 с применением ДГА (рис. 2). Пар поступает на турбину 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 как 5 °С. Избыточная теплота ХОВ после подогревателя природного газа отводится через охладитель уплотнений (7) для поддержания температуры среды на входе в ПС (4). После охладителя уплотнений циркуляционная вода подается в вентиляторную градирню (9).

 

 

Расчеты выполнялись с использованием реальных энергетических характеристик оборудования на различных режимах работы паротурбинной установки, а также с учетом количественного изменения состава работающего оборудования (рис. 3). При мощности турбины 2,5 МВт мощность ДГА несколько возрастает, т. к. один из ДГА отключается, что, в свою очередь, приводит к росту КПД оставшегося в работе агрегата. Отпуск электроэнергии от ДГА определялся как разность между выработанной ими электроэнергией и потреблением 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.

 

 

Дополнительную выработку электроэнергии на ДГА условно можно отнести к паровой турбине и представить в виде увеличения удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении (рис. 4). Дополнительная выработка электроэнергии на ТЭЦ оказывает влияние непосредственно на расход топлива на КЭС, поэтому для сохранения электропотребления в энергетической системе расход топлива на замыкающей КЭС в данном случае снизится. Здесь и далее в качестве замыкающей КЭС рассматривалась Лукомльская ГРЭС с удельным расходом топлива на отпуск электроэнергии bээ = 320 г у.т./кВт•ч.

 

 

Внутренний относительный КПД ДГА ηоiДГА, как и у любой турбомашины, зависит от массового расхода рабочего тела. Поэтому при уменьшении расхода топлива на ТЭЦ (режим разгрузки) ηоiДГА будет снижаться, а энтальпия природного газа после ДГА будет повышаться, что увеличит теплоту с топливом, вносимую в топку парового котла (рис. 5). Таким образом, теплота топлива компенсирует недовыработанную ДГА электроэнергию. 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.

 

 

Расчет системной экономии топлива для данной схемы проводился по формулам, полученным в работе [7]. Результаты расчета системной экономии топлива для коэффициентов преобразования энергии ТНУ 3,3…6,0 представлены на 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. В схеме же с ТНУ сокращается отпуск электроэнергии от ТЭЦ на величину потребления ТНУ, что увеличивает выработку электроэнергии на замыкающей КЭС [7]. Комбинированное применение ДГА и ТНУ (рис. 8) исключает указанные недостатки.

 

 

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

 

 

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

Рассмотрим 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 данной турбоустановки за 2005 г. составила 4,141 МВт, при этом расчетная общая мощность ДГА будет около 56 кВт при установленной мощности двух ДГА 100 кВт. Прирост удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении составит около 2,33•10–3 (2 кВт•ч/Гкал), а годовая экономия топлива – порядка 170 т у.т. Удельные капитальные затраты в ДГА можно принять за 600 долл./кВт (в работе [8] указывается, что эта величина соответствует 230 долл./кВт), тогда простой срок окупаемости всего мероприятия составит около 2,5 года.

При использовании ТНУ принимались коэффициент преобразования энергии 4,5 и номинальная тепловая мощность 315 кВт. Расчетная экономия топлива составила в этом случае около 66 т у.т. При удельных капитальных затратах в ТНУ 250 долл./кВт (в работе [9] указывается, что эта величина находится в диапазоне 167…1 611 долл./кВт, для Минского метрополитена – в диапазоне 1 300…10 100 долл./кВт) простой срок окупаемости составит около 8,5 года.

При комбинированном использовании ДГА (установленная мощность двух агрегатов 100 кВт) и ТНУ (коэффициент преобразования энергии 4,5 и номинальная тепловая мощность 250 кВт) расчетная экономия топлива будет около 240 т у.т. При рассмотренных ранее удельных капитальных затратах простой срок окупаемости составит около 3,7 года.

Полученные результаты расчетов могут служить предпосылками для проведения глубокого экономического анализа и 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.

 

Выводы

 

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

2. Существуют схемы утилизации теплоты пара концевых уплотнений, применение которых приведет к системной экономии топлива.

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

 

Максим БОГДАНОВИЧ,младший научный сотрудник НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ, аспирант БНТУ

 

Литература

 

1. Щегляев А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкция турбин: Учебник для вузов. В 2 кн. Кн. 1. – 6-е изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б. М. Трояновским. – М.: Энергоатомиздат, 1993. – 384 с.

2. Костюк А. Г., Фролов В. В., Булкин А. Е., Трухний А. Д. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов / под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 488 с.

3. Иевлев А. В. Эксплуатация паротурбинных установок небольшой мощности. – М. – Л.: Энергия, 1964. – 280 с.

4. Кирюхин В. И., Тараненко Н. М., Огурцова Е. П. и др. Паровые турбины малой мощности КТЗ. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 216 с.

5. Васькин В. В. Тепловые схемы системы охлаждения вспомогательного оборудования мини-ТЭЦ с паровыми турбоагрегатами // Новости теплоснабжения. – 2005. – № 3. – С. 26–30.

6. Яковлев Б. В., Качан С. А., Базыленко А. А. Показатели детандергенераторных установок, используемых на ТЭЦ // Энергия и менеджмент. – 2007. – № 1. – С. 24–26.

7. Богданович М. Л. Использование компрессионных теплонаносных установок для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергетической системе // Новости теплоснабжения. – 2009. – № 3. – С. 25–29.

8. Степанец А. А. Энергосберегающие турбо-детандерные установки / Под ред. А. Д. Трухния. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 258 с.

9. Молочко А. Ф. Об эффективности теплонаносных установок (ТНУ). Окончание // Энергоэффективность. – 2009. – № 3. – С. 18–19.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком