РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДБОРУ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ГАЗА ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СОСТАВЕ ГРС, КС
Данная работа выполнена в соответствии с решением совещания по вопросу применения подогревателей газа на объектах транспорта газа ОАО «Газпром», утверждённым начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» Б. В. Будзуляком 20 марта 2006 года.
При использовании в системах подготовки и транспорта природного газа теплоиспользующих установок одним из ключевых вопросов является экономия расхода газа на собственные нужды, для обеспечения которой требуется тщательный расчёт, подбор необходимого количества подогревателей газа определённых типов и организация их работы в номинальных режимах, с достижением наивысших значений КПД.
В составе технологического оборудования газораспределительных станций (ГРС), компрессорных станций (КС) присутствуют подогреватели газа с промежуточным теплоносителем, предназначенные для подогрева газа перед дросселированием.
Основным параметром работы ГРС, КС является их пропускная способность. Соответственно, проектными организациями при подборе подогревателей газа для использования в составе ГРС, КС,за основу принимается соответствие их пропускной способности параметрам ГРС, КС. При этом, теплопроизводительность подогревателей при работе в реальных условиях, как правило, не проверяется, при подборе оборудования не учитывается.
Фактическая загрузка ГРС, как правило, намного ниже проектной (отражаются последствия экономического спада). Подогреватели работают на режимах, в 8-10 раз ниже проектных, что отрицательно отражается на результатах их работы (обильное конденсатообразование, ненадёжная работа горелок, отказы в работе системы автоматизации).
Проектирующие и эксплуатирующие организации вынуждены использовать при нагреве газа метод смешения, заключающийся в том, что нагреву подвергается лишь часть газа, но до высокой температуры (чтобы подогреватели работали в номинальных режимах), после чего горячий газ смешивается с холодным и смесь приобретает необходимую для предотвращения гидратообразования температуру. Однако, на сегодняшний день отсутствуют какие-либо методики для корректного решения данной технологической задачи.
Рекомендации по подбору подогревателей газа для использования в составе ГРС, КС имеют целью оказание помощи проектным организациям в решении перечисленных задач.
Авторы будут благодарны читателям за отзывы о данной работе, которые будут непременно учтены при разработке второй редакции рекомендаций.
Технические данные подогревателей газа производства ООО Завод «Газпроммаш», находящихся в серийном производстве, приведены в таблице 1.
При выполнении расчётов количество и тип подогревателей газа определялось, исходя из значений температуры газа на выходе из ГРС – не ниже минус 10 0С, а на пучинистых грунтах – не ниже 0 °С [1].
Таблица 1. Основные параметры и характеристики подогревателей газа с промежуточным теплоносителем производства ООО «Газпроммаш»
Источник
Эффективность подогрева природного газа при использовании детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях
Поступающий на тепловые электрические станции (ТЭС) природный газ имеет давление в 0,8-1,2 МПа. Использование его в качестве топлива происходит при более низком давлении 0,12-0,2 МПа. Снижение давления природного газа осуществляется путем дросселирования на газорегуляторном пункте станции.
Таким образом, на ТЭС имеется возможность выработки дополнительной экологически чистой электрической энергии путем внедрения в схему станции детандер-генераторного агрегата (ДГА). Детандер-генераторный агрегат представляет собой устройство, в котором энергия потока транспортируемого природного газа преобразуется сначала в механическую энергию в детандере, а затем в электрическую энергию в генераторе. Процесс расширения газа в детандере сопровождается понижением температуры, поэтому для предотвращения образования конденсата и гидратов в газопроводах и арматуре, а так же для обеспечения потребителей газа топливом необходимой температуры (3-7 О С), газ перед поступлением в детандер подогревается [1, 2].
В настоящее время разработано большое количество схем подогрева природного газа как перед, так и после его расширения в детандере. В качестве греющей среды используются различные виды теплоносителей. Однако, на практике таким теплоносителем, как правило, является вода, нагретая паром из отборов турбин, работающих на ТЭС. Такой способ подогрева является одним из наиболее легко осуществимых на станции [3]. В данной схеме природный газ перед детандером поступает в теплообменный аппарат, в котором нагревается паром из отбора турбины. Пар конденсируется, отдавая тепло газу, и затем конденсат возвращается обратно в пароводяной цикл станции. На рис. 1 представлена принципиальная схема подогрева природного газа паром из отбора турбины на ТЭС.
Анализ эффективности схемы подогрева природного газа паром из отборов паровых турбин при применении ДГА
Данная статья посвящена анализу эффективности схемы подогрева природного газа паром из отборов паровых турбин при применении ДГА на ТЭС.
Расчеты проводились для промышленных турбин типа ПТ и теплофикационных турбин типа Т. Были рассмотрены 2 режима работы ТЭЦ: зимний и летний [3, 4]. При работе ТЭС в летнем (конденсационном) режиме отборы турбин не загружены, и подогрев природного газа осуществляется за счет увеличения его подачи из отборов турбин. В зимнем режиме ТЭЦ работает по тепловому графику с максимальным расходом пара из отборов турбин при работе пиковых водогрейных котлов с нагрузкой, меньшей максимальной.
Летний режим работы станции рассматривался для двух случаев работы паровой турбины: при постоянной мощности паровой турбины Nпт=const и при постоянном расходе острого пара в паровпуск турбины Qпт=const. Проведенные расчеты показали нецелесообразность последнего варианта, т.е. эффективность схемы, в которой не меняется мощность паровой турбины, значительно выше, чем при неизменном расходе острого пара на входе в турбину [3]. Это объясняется тем, что во втором случае подогрев природного газа осуществляется за счет недовыработки электрической энергии, которая обладает большей эксергией, чем необходимое добавочное количество теплоты с острым паром в первом случае.
Эффективность применения ДГА на ТЭС оценивалась по предложенной авторами методике [3, 4], которая заключается в определении экономии топлива на станции, связанной с внедрением ДГА. В связи с тем, что детандер-генераторная технология предлагается как альтернатива дросселированию природного газа на газорегуляторном пункте (ГРП), все изменения технико-экономических показателей, вносимые применением ДГА, рассматривались в сравнении с дросселированием. Электрическая энергия, вырабатываемая ДГА, по известным формулам пересчитывалась в условное топливо, при этом учитывалась физическая теплота, с которой природный газ после расширения в детандере поступает в топку котла. В случае, если энтальпия природного газа оказывалась меньше той, которую газ имел бы после дросселирования, то определялись затраты топлива на нагрев этого газа до требуемой температуры. Если же энтальпия поступающего в топку газа оказывалась больше, то рассчитывалось дополнительное количество тепла, поступающего в котел, с соответствующей экономией топлива.
Для летнего режима работы станции, при условии постоянства мощности паровой турбины, необходимо увеличить расход теплоты на турбину на величину ΔQтур, для этого потребуется дополнительный расход топлива ΔВтоп. Для определения величины ΔQтур использовалась методика [5], основанная на определении коэффициента ценности теплоты каждого отбора турбины. Эти расчеты проводились на примере турбин ПТ-60-130 для всех ее отборов и Т-250 для теплофикационных отборов и одного регенеративного отбора. В качестве исходных данных принимались следующие параметры природного газа:
■ температура природного газа, поступающего на ТЭЦ, — tf=5 О С (при изменении давления от
■ давление природного газа на входе в топку энергетического котла — Рг=0,15 МПа;
■ расход природного газа через ДГА — Gf=40 кг/с.
В процессе проведения исследований были проанализированы два подхода к определению эффективности подогрева газа с использованием того или иного отбора пара. В одном случае задавалась температура природного газа после подогревателя (в диапазоне 50-200 О С) и рассчитывалась экономия топлива в схеме при использовании каждого из отборов паровой турбины (рис. 2-5). В другом случае, экономия топлива в схеме рассчитывалась для каждого из отборов, но при подогреве природного газа до максимальной температуры, которую можно получить, используя конкретный отбор (рис. 6, 7).
При расчете экономии топлива для зимнего режима работы ТЭС полагалось, что подогрев газа по-прежнему осуществляется паром из отборов турбин, при этом, отборы полностью загружены и необходимый подогрев сетевой воды происходит с помощью пиковых водогрейных котлов.
В данном случае, можно считать, что использование тепла из отборов пара для подогрева газа не влияет на показатели работы паровой турбины, поэтому экономия топлива в схеме для зимнего режима рассчитывается с учетом дополнительно затрачиваемого топлива в пиковых водогрейных котлах [3, 4].
В результате проведенного исследования можно сделать следующие выводы.
1. Увеличение степени расширения газа в детандере приводит к значительному (в 1,52 раза) росту экономии топлива в схеме.
2. Наиболее экономично осуществлять подогрев природного газа при постоянной мощности паровой турбины, увеличив на нее расход острого пара.
3. Подогрев природного газа за счет использования отборного пара при зимнем режиме работы ТЭЦ значительно менее эффективен, чем летний. Поэтому при расчете технико-экономических показателей данного проекта внедрения ДГА на ТЭЦ необходимо учитывать количество часов работы пиковых водогрейных котлов.
4. При работе ТЭС в летнем режиме увеличение температуры природного газа перед детандером приводит к росту экономии топлива в схеме в 2-3 раза, однако в зимнем режиме увеличивать температуру газа нецелесообразно, т.к. это приводит к значительному росту затрат топлива на нагрев газа.
5. Для летнего режима работы станции при подогреве газа отборным паром турбин до определенной температуры экономичнее использовать отборы низких давлений, т.к. коэффициент ценности теплоты пара уменьшается с уменьшением давления в отборе, а экономия топлива в схеме увеличивается. Причем, с ростом температуры газа перед детандером эта зависимость резко возрастает. Таким образом, при выборе отбора для уже спроектированного ДГА, рассчитанного на определенную номинальную температуру на входе в детандер, необходимо выбрать отбор пара с минимальным давлением, обеспечивающий подогрев газа до заданной температуры.
6. При подогреве газа паром из отборов до максимально возможной температуры с учетом давления каждого из отборов, при летнем режиме работы ТЭС, экономия топлива в схеме увеличивается с ростом давления пара в отборе. Это объясняется увеличением температуры газа перед детандером, и соответственно, его мощности. С другой стороны, с ростом давления пара, коэффициент ценности пара в отборе увеличивается медленнее. Из этого следует, что на этапе проектирования установки ДГА на ТЭС, при составлении технических требований необходимо предусмотреть возможность работы установки при подогреве природного газа до 150 О С и выше.
При выборе конструкции ДГА и схемы его использования необходимо проведение всесторонних технико-экономических расчетов, которые учитывают все основные влияющие факторы.
1. Куличихин В.В., Кудрявый В.В., Чижов В.В., Лазарев Л.Я. Об использовании потенциальной энергии природного газа на тепловых электростанциях // Электрические станции. 1997. № 2. С. 8-11.
2. Агабабов В.С., Корягин В.В. Детандер-генераторные агрегаты на тепловых электрических станциях. М.: МЭИ, 2005.
3. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворов- ский Ю.В. Термодинамический анализ схем применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях// Надежность и безопасность энергетики. 2009. № 3. C. 48-53.
4. Хромченкова Е.В., Хромченков В.Г., Калинин Н.В., Гончар Ю.А. Сравнительный анализ схем подогрева природного газа при применении УТДУ на ТЭС / Сборник тезисов докладов «Радиотехника, электроника и энергетика» тринадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Том 2. М.: МЭИ, 2007.
5. Сазанов Б.В., Ситас В.И. Теплоэнергетические системы промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1990.
Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
© Тригенерация.ру — Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ, 2007 — 2023
о проекте, карта сайта, E-mail:
Возрастная категория Интернет-сайта «18+»
Источник