V Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2013

Наиболее эффективной с позиции энергосбережения следует считать технологию комбинированного производства энергии и теплоты с использованием противодавленческих паровых турбин. Однако следует учитывать особенности работы оборудования ТЭЦ на разных режимах эксплуатации в зависимости от изменения потребности в энергоносителях. Например, при резком сокращении нагрузки потребителей возможно снижение КПД установки в целом и значительное возрастание удельного расхода пара на производство электроэнергии.

Поставлена цель исследования – выявить эффективность работы действующей ТЭЦ, размещенной на территории завода ОАО «Нижегородсахар».

В комплекс ТЭЦ завода входят: котел Е-75-39-440 – 1 шт., котел ОГО-50-1 – 2 шт., котел ДКВР-15/13 с пароперегревателем – 2 шт., паровая турбина Р-6-35/5М-1 – 2 шт. (рис. 1).

Рис.1. Фрагмент турбинного зала

Функционирование завода в течение года можно условно разделить на 2 периода работы. Основной период (апрель – июнь, сентябрь - декабрь) - это полный производственный цикл сахароварения, когда завод работает на полную мощность. Когенерационная установка в данное время вырабатывает 90-95 т/ч пара и 5,2-5,7 МВт электроэнергии.

В остальные месяцы (январь - март, август), так называемый «период ремонта» производство сахара не работает, а, следовательно, резко сокращается выработка электроэнергии. Произведенная энергии (7-8 т/ч пара и 0,7-1 МВт электроэнергии) потребляется системами отопления, горячего водоснабжения, электропитания цехов, а также технологией дрожжевого цеха.

Графическое сопоставление параметров работы когенерационной установки в период сахароварения и на минимальном режиме представлено на рис.2.

Рис.2. Сопоставление параметров работы ТЭЦ

Высокий ресурс и продолжительный срок эксплуатации паровых турбин обеспечивается только при надлежащем качестве водяного пара, используемого в качестве энергоносителя. Проведено исследование термодинамического цикла паровых турбин. Наиболее важным из параметров свежего пара, влияющим на абсолютный коэффициент полезного действия работы турбоагрегата, является его температура.

Повышение температуры свежего пара (Т₀) приводит к повышению экономичности теплового цикла. Если сравнить два цикла, отличающихся только температурой свежего пара (рис.3), то легко заметить, что КПД цикла с более высокой начальной температурой должен быть выше. В самом деле, повышение начальной температуры можно рассматривать как присоединение к начальному тепловому циклу 1abcde21 с температурой свежего пара Т₀ дополнительного небольшого цикла 2edd₁e₁2₁2 (его полезная работа заштрихована на рис.3).

Рис.3. Повышение начальной температуры острого пара в цикле Ренкина

Поскольку конечная температура в исходном и присоединенном циклах одинакова, КПД присоединенного цикла выше, чем КПД исходного, и общий КПД установки возрастет при увеличении начальной температуры. К тому же повышение температуры свежего пара ведет к снижению его влажности, а значит, турбина будет работать в более благоприятных условиях.

Рис.4. График зависимости КПД паровой турбины от температуры свежего пара

Таким образом, обоснованно установлен пароперегреватель в котах Е-75-39-440, ОГО-50-1 и ДКВР 15/13 для повышения температуры пара до оптимальных значений.

С целью выявления эффективности работы ТЭЦ проанализируем график работы энергетического оборудования (см. рис.2). Анализ показывает, что в период минимальной нагрузки ТЭЦ, когда отсутствует выработка пара на нужды сахароварения, а потребная мощность в электроэнергии снижается до 1 МВт, использование паровой турбины Р-6-35/5М-1 номинальной мощностью 6 МВт нецелесообразно.

Проведенными исследованиями выявлено, что принципиально возможно решить проблему повышения КПД энергетической установки за счет электрогенератора малой мощности в комплекте с действующими котлами ДКВР-10/13 (рис. 5).

Рис.5. Фрагмент котла ДКВР-10/13

Электрогенераторы малой мощности (0,5-1 МВт) стали выпускаться промышленностью относительно недавно, но уже получили широкое применение, особенно за рубежом. С их появлением котельные установки, генерирующие ранее только тепловую энергию, начали реконструировать в мини-ТЭЦ [1-7]. Таким образом, наряду с теплоносителями – пар, горячая вода котельные оснащались системой автономного электроснабжения. При большой производительности электрогенератора полученная энергия могла использоваться и вне котельной, на нужды промышленных цехов.

В результате проведенных исследований на ТЭЦ рассматриваемого предприятия (ОАО «Нижегородсахар») предложены два варианта электрогенераторов для совместной работы с котлами типа ДКРВ-10/13

1. - Паровая турбина АВПР-1.0М в комплексе с одним котлом ДКВР-10/13 с выработкой 15 т/ч пара;

2. - Газопоршневой двигатель Cummins С1400 D5 с одним котлом ДКВР-10/13 с паропроизводительностью 15 т/ч

Ниже приведены результаты технико-экономического сопоставления предложенных вариантов (при цене одного кубического метра природного газа - 3,26 руб.) с действующим комплексом энергетический котел ОГО-50-1 + пар.турбина 6 МВт).

Расчет расхода природного газа для котлов определялся [8] по формуле:

(1)

Мощность котельного агрегата определялась [8] по формуле:

(2)

Расход газа газопоршневого двигателя Cummins С1400 D5 принят по паспорту и составляет 270 м³/ч. В таблице 1. представлены данные по стоимости потребного количества природного газа для расчетных вариантов.

Таблица1. Стоимость природного газа в период минимальной нагрузки ТЭЦ

Время			Стоимость газа в рублях, по месяцам
Месяц	Дней	Часов	ДКВР 10/13 + паровая турбина 1 МВт	ОГО-50-1 + паровая турбина 6 МВт	ДКВР 10/13+Cummins C1400 D5
Январь	31	744	2964615	4520293	3619484
Февраль	28	672	2677717	4082845	3149461
Март	31	744	2964615	4520293	3486903
Август	31	744	2964615	4520293	3486903
	∑	2904	11571563	17643722	13742751,79

Результаты численных исследований представлены на рис.6.

Рис.6. Сопоставление паровой турбины АВПР-1.0М и газопоршневого двигателя Cummins С1400 D5

Экономия на топливо при использовании газопоршневого двигателя Cummins С1400 D5 почти 4,0 млн. руб. Установка вместе с монтажом составит 23,68 млн. руб. Срок окупаемости – около 6 лет. Экономия затрат на топливо при использовании паровой турбины АВПР-1.0М более 6,0 млн. руб. Стоимость агрегата, включая монтаж, составляет 16,25 млн. руб. Срок окупаемости – чуть больше 2,5 лет.

Следовательно, можно сделать вывод о целесообразности установки паровой турбины АВПР-1.0М, работающей в сочетании с паровым котлом ДКВР – 15/ 13 при минимальной нагрузке ТЭЦ. Таким образом, предложенные мероприятия способствуют повышению энергоэффективности действующей ТЭЦ и экономии ресурсов органического топлива.

Библиографический список.

1. Безлепкин В.П. Парогазовые установки. – СПб., 1999.

2. Длугосельский В.И., Зубков А.С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий.// Теплоэнергетика.-№12.-2000.-С.3-6.

3. Барков В.М. Когенераторные технологии: возможности и перспективы.// «ЭСКО» электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы».- №7.-2004.

4. Ситников. В. Экологические выгоды когенерации //«ЭСКО» электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы».- №7.- 2005.

5. Замоторин Р. В. Малые теплоэлектроцентрали — поршневые или турбинные // Энергосбережение в Саратовской области. 2001. № 2.

6. http://www.suet-holding.ru/

7. http://cogeneration.

8. Тепловой расчёт котлов (Нормативный метод) / ЦКТИ– ВТИ: изд. 3-е, перераб. – Санкт-Петербург, 1988.- 258 с.

Код для цитирования: Скопировать