Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева



Скачать 265.25 Kb.
Дата24.10.2014
Размер265.25 Kb.
ТипАвтореферат


На правах рукописи

Жигулина Екатерина Валериевна

Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева

Специальность 05.14.04 – Промышленная теплоэнергетика

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва, 2011 год

Работа выполнена на кафедре Промышленных теплоэнергетических систем (ПТС) Московского энергетического института (технического университета).

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Калинин Николай Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Агабабов Владимир Сергеевич


кандидат технических наук, профессор

Субботин Владимир Иванович


Ведущая организация: ООО Научно–технический центр

«Промышленная энергетика»


Защита диссертации состоится «23» июня 2011 года в 15 часов 30 минут в аудитории Г-406 на заседании диссертационного совета Д 212.157.10 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: г. Москва, Красноказарменная ул., 17.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (технического университета).
Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д.14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан: « » 2011 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

к.т.н., доцент Степанова Т.А.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Одним из наиболее перспективных направлений в области энергосбережения при транспорте природного газа является рекуперация энергии избыточного давления на узлах его редуцирования и потребления.

Одним из крупных потребителей природного газа является тепловые электрические станции (ТЭС), на которые природный газ поступает с давлением 0,5-1,2 МПа. Технология дальнейшего его использования требует снижения давления до 0,1-0,2 МПа. Давление снижается на газорегуляторном пункте (ГРП), как правило, путем дросселирования, т.е. энергия избыточного давления газа расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений и таким образом, безвозвратно теряется. Снижение давления природного газа с одновременной выработкой электрической энергии можно осуществить в детандер-генераторном агрегате (ДГА).

Для предотвращения образования конденсата и гидратов в газопроводах и арматуре, а так же для обеспечения потребителей газа топливом требуемой температуры (0-20°С) в большинстве схем применения ДГА газ перед поступлением в детандер подогревается до определённой температуры. Увеличение температуры перед детандером, кроме того, увеличивает его мощность.

При установке ДГА на ТЭС имеется возможность использовать для подогрева природного газа различные энергоносители высокого и низкого потенциала, в том числе и вторичные энергоресурсы. Поэтому при выборе схемы подогрева природного газа необходимо дать технико-экономическую оценку общей эффективности каждой схемы.

Анализ научно-технической литературы, показал, что вопрос о выборе наиболее эффективного способа подогрева природного газа с помощью сравнительного термодинамического и технико-экономического исследования изучен не достаточно глубоко. Наиболее полно эти вопросы освещены в работах В.С. Агабабова, Е.В. Джураевой, А.Ю. Архаровой. В большинстве работ оценка эффективности применения ДГА на ТЭС производиться с использованием таких критериев как изменение удельных показателей работы всей станции до и после установки ДГА. Поскольку мощность ДГА на два порядка меньше мощности всей ТЭС, это не позволяет проанализировать влияние различных факторов на технико-экономические показатели ввиду их малости по сравнению с показателями работы основного оборудования ТЭС.

Одним из основных параметров, влияющих на экономичность той или иной схемы применения ДГА на ТЭС, является мощность вырабатаваемая турбодетандером. Поэтому правильное ее определение является обязательным условием корректности проводимых расчетов. Следует ожидать, что расчеты, выполненные по известным уравнениям идеального и идеализированного газа, могут приводить к заметным погрешностям, а допущения 100% содержания метана в природном газе диктуется лишь необходимостью упрощения расчета и возможностью его автоматизации. Погрешности таких упрощений в работах, как правило, не приводятся.

Наша страна является одной из основных газодобывающих стран и обладает большим потенциалом использования энергии избыточного давления природного газа для выработки электричества. По оценкам специалистов на территории РФ существует около 600 объектов – ГРС и ГРП, располагающих условиями для строительства и эксплуатации турбодетандерных агрегатов, которые могут выработать до 15 млрд. кВт*ч энергии в год.



Принимая во внимание непрерывный рост потребления природного газа в России и в мире можно отметить необходимость дальнейшего изучения эффективности внедрения ДГА как на действующих, так и на строящихся ТЭС.

Цель работы. Целью работы является повышение эффективности использования избыточного давления природного газа в ДГА на основе рационального выбора схемы его подогрева, базирующегося на аналитических зависимостях определения параметров с использованием термодинамического, энергетического и экономического анализов.

Научная новизна работы заключается в следующем:

  • Разработана методика проведения термодинамического анализа схем применения ДГА, учитывающая изменение параметров ТЭС, связанных с установкой ДГА, позволяющая определить наиболее эффективный вариант подогрева газа с учетом конкретных условий его применения.

  • На основе результатов проведенных термодинамического, энергетического и экономического анализов, представлены рекомендации по выбору наиболее экономичной схемы установки ДГА, в зависимости от влияющих факторов.

  • Проанализированы и обобщены полученные данные о точности расчета удельной работы расширения в ДГА при идеализации природного газа и использовании упрощений и допущений о его составе, и показаны получаемые при этом изменения экономических показателей.

  • Разработана схема установки ДГА на ТЭС, позволяющая увеличить электрическую мощность турбодетандера за счет понижения давления газа за детандером с помощью инжектора.

  • Определено влияние на эффективность подогрева природного газа при применении ДГА числа часов работы пиковых водогрейных котлов, режима работы паровых турбин, удельного расхода топлива на выработку кВт·ч и давления используемого отборного пара.

Практическая ценность.

  • С использованием разработанной методики, сделаны рекомендации, позволяющие определить наиболее экономичную схему применения ДГА в системе газоснабжения ТЭС в зависимости от конкретных условий его применения.

  • Разработаны матрицы h-s для различных составов природного газа, с использованием которых проведены расчеты и получены результаты, позволяющие повысить точность расчетов параметров энергетических систем и установок. Разработана эксергетическая диаграмма свойств метана.

  • Разработана и запатентована схема с использованием ДГА для потребителя природного газа, работающего при наличии избытков природного газа в условиях значительного колебания его расхода.

  • Даны рекомендации по выбору давления отбора паровой турбины для подогрева природного газа перед детандером в зависимости от температурных ограничений, установленных заводом изготовителем ДГА.

  • В дисциплинах, читаемых по направлению «Теплоэнергетика и теплотехника» используются полученные материалы по свойствам природного газа с различным содержанием метана и данные по выбору схем его подогрева при использовании ДГА на ТЭС.

Достоверность и обоснование результатов в значительной степени достигается использованием результатов расчетов реальных свойств природного газа (полученные с использованием программного продукта MIXTURA-15), базирующихся на классических уравнениях состояния. Кроме того, в расчетах частично использованы конкретные результаты опытно-промышленных испытаний ДГА на ТЭЦ-23 г. Москвы, а так же результаты удельных показателей по ряду конкретных установок.

Автор защищает:

  1. Методику расчета эксергетического коэффициента эффективности ДГА, учитывающую влияние ДГА на работу основного оборудования ТЭС.

  2. Полученные результаты термодинамического, энергетического и экономического анализа возможных схем подогрева природного газа при использовании ДГА на ТЭС.

  3. Полученные данные о точности расчета удельной работы расширения в ДГА при идеализации природного газа и использовании упрощений и допущений о его составе, и получаемые при этом изменения экономических показателей.

  4. Полученные в работе данные о выборе давления отбора пара в схеме с подогревом природного газа паром из отборов турбин.

Личный вклад автора заключается:

- в проведении термодинамического, энергетического и экономического анализа возможных схем подогрева природного газа при использовании ДГА на ТЭС;

- в разработке методики расчета эксергетических коэффициентов эффективности ДГА, учитывающей внешние связи с основным оборудованием ТЭС;

- в проведении анализа методов расчета удельной работы расширения природного газа для широкого диапазона давлений и расчете погрешности каждого из методов;

-в проведении анализа изменения основных экономических показателей, вызванных погрешностью определения мощности ДГА;

- в проведении исследования эффективности подогрева природного газа паром различных параметров из отборов турбин.



Апробация и публикации

Результаты работы были представлены на тринадцатой, четырнадцатой, пятнадцатой и шестнадцатой международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиотехника, электроника и энергетика», на Пятой всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение – теория и практика».

Основное содержание работы изложено в 14 публикациях, в том числе в одной статье в реферируемом журнале из перечня ВАК и в описании патента на полезную модель.

Структура и объем работы.

Диссертация изложена на 170 страницах и состоит из введения, четырех глав, выводов, приложения. Работа содержит 38 рисунка и 34 таблиц, 4 приложения, список использованных источников содержит 99 наименований.



Содержание работы

Во введении раскрыта актуальность темы, дана ее общая характеристика.

В первой главе на основе анализа научно-технической литературы рассматривается состояние вопроса рационального использования энергии избыточного перепада давления природного газа на ГПС, ГРС и ГРП промышленных предприятий с помощью турбодетандерных установок, их технологические схемы и технические данные. Приведены структура потребления газа и возможный экономический эффект от внедрения ДГА в отрасли народного хозяйства России. Показано, что весьма важным является вопрос о выборе источника теплоты для подогрева природного газа в ДГА. Представлен обзор ДГА, работающих в России и странах СНГ, а так же в Европе, Канаде и Америке. Дан обзор научных работ и публикаций об эффективности применения ДГА на ТЭС. Большинство из них содержат расчеты, основанные на идеализации свойств природного газа, а также на предположении, что природный газ состоит только из метана. Эффективность различных схем использования ДГА на ТЭС оценивается авторами с использованием таких показателей как КИТ, КПД всей станции, удельное потребление топлива на единицу вырабатываемой электроэнергии и т.д. Эти показатели рассчитывались до и после включения ДГА. Были отмечены недостатки таких методик и обоснована необходимость использования таких критериев оценки эффективности различных схем, которые охватывали бы только саму установку ДГА и учитывали влияние ее работы на изменение показателей работы основного оборудования станции.

Завершается первая глава определением цели исследования и тех задач, которые должны быть решены для достижения поставленной цели.



Вторая глава диссертационной работы посвящена определению и анализу погрешностей возникающих при проведении расчетов процесса расширения природного газа в турбодетандерах с использованием известных методик.

Расчеты выполнялись в диапазоне давлений природного газа 0.1-6,0 МПа и температуре газа 290 К, с содержанием метана от 100 до 70%, этана - от 1 до 20%, пропана – от 0,5 до 5%, азота – от 1 до 20%.

Первый способ основан на допущении, что природный газ это идеальный газ, состоящий только из метана. Следовательно, для расчета работы расширения используется уравнение, выведенное из первого закона термодинамики с учетом некоторых допущений, одно из которых - постоянство показателя адиабаты :

(1)

В области значений параметров газа Т=140-400 К и р=0,1-10 МПа показатель адиабаты увеличивается с ростом температуры. Учитывая свойства реального метана, погрешность расчета удельной работы при использовании формулы (1) увеличивается с ростом давления газа и понижением его температуры.

Второй способ основан на допущении, что природный газ это реальный газ, состоящий только из метана. При этом также используется уравнение 1, но с введением поправки на сжимаемость z.

Третий способ подразумевает рассмотрение природного газа как многокомпонентной смеси реальных газов, а в расчетах используется уравнение для идеального газа. Теплоемкость и показатель адиабаты полагаются, как и во всех предыдущих вариантах, величинами постоянными в каждой точке процесса расширения. В действительности это допущение не корректно и ведет к погрешности.

Четвертый способ - это способ, согласно которому природный газ состоит только из метана и обладает свойствами реального газа, но при этом работа расширения в турбине определяется по уравнению:

(2)

Энтальпии и определяются с помощью таблиц термодинамических свойств реального метана или соответствующих диаграмм.

Было показано, что использование этого способа не приводит к появлению значительной погрешности расчетов только при содержании метана не менее 95 %.

Пятый способ подразумевает рассмотрение природного газа как реальную многокомпонентную смесь газов и является методически самым верным. Для расчета работы расширения в турбине используется уравнение 2, однако энтальпии и определяются для реальной смеси газов с помощью специальных программ, рассчитывающих свойства смеси. Автором использовалась программа Mixture-15, апробированная автором с данными результатов экспериментов.

Далее в данной главе рассчитывается и приводится оценка погрешности определения удельной работы для каждого из рассмотренных методов, а также изменения основных экономических показателей эффективности ДГА, вызванные этой погрешностью. Расчетные значения величины работы расширения природного газа в ДГА сравнивались со значениями работ, определенными по методу 5.

На рисунке 1 показаны погрешности расчета удельной работы первых четырех методов. Наименее точным как это видно из графика является первый метод.



Рисунок 1. Погрешность расчета удельной работы первых четырех методов.

Был проведен анализ влияния термодинамических свойств отдельных компонентов на свойства природного газа и установлено, что расчеты по чистому метану смесей с большим содержанием азота приводят к наибольшей погрешности.

В третьей главе были проведены энергетический и термодинамический анализы эффективности подогрева природного газа для следующих схем использования ДГА на ТЭС:


  1. Схема без подогрева природного газа

  2. Схемы с подогревом природного газа:

  1. паром из отборов турбин;

  2. уходящими газами котлов ТЭС;

  3. водой циркуляционного контура станции.

Эти схемы представлены на рисунке 1.

Энергетический анализ эффективности той или иной схемы заключался в определении выработанной ДГА электрической мощности, количества теплоты, подведенной к природному газу в подогревателе газа, количества теплоты, необходимой для подогрева природного газа в топке котла до температуры, которую газ имел бы после дросселирования. Все виды затраченной и произведенной энергии переводились в условное топливо, составлялся энергетический баланс, и рассчитывалась экономия топлива в каждой схеме применения ДГА на ТЭС.

В первой схеме (рисунок 1а) учитывались так же затраты топлива на нагрев холодного воздуха, необходимого для сжигания дополнительного количества газа.


а) схема без подогрева природного газа




в) схема подогрева природного газа паром из отбора турбины на ТЭС

б) схема с подогревом природного газа уходящими газами котлов на ТЭС



г) схема с подогревом газа циркуляционной водой перед конденсатором паротурбинной установки



Рисунок 1. Принципиальные схемы применения ДГА на ТЭС.

1-котел; 2-паровая турбина; 3- электрогенератор; 4- конденсатор; 5- запорная арматура; 6- турбодетандер; 7-подогреватель газа; 8- циркуляционный насос; 9- градирня.


Для схемы подогрева природного газа паром из отборов турбин были рассмотрены два режима работы ТЭС: зимний и летний (конденсационный).

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 предполагалось, что ТЭС работает по тепловому графику с максимальным расходом пара на турбины при работе пиковых водогрейных котлов (ПВК) с нагрузкой, меньшей максимальной.

В случае, если температура газа на выходе из ДГА больше 5оС, считалось, что газ вносит в топку дополнительную физическую теплоту. Это также учитывалось как положительный эффект схемы.

При рассмотрении летнего режима работы станции затраты топлива на выработку необходимого количества пара рассчитывались по методике, согласно которой изменение подачи теплоты в головную часть турбины определялось с учётом ценности теплоты данного отбора. Эти расчёты проводились на примере турбины Т-250 для всех её отборов на теплофикацию. В диссертации также представлены результаты аналогичных расчетов и для других турбин.

В случае работы ТЭС в зимнем режиме подогрев газа подогрев производится по-прежнему паром, однако станция вынуждена генерировать дополнительную тепловую мощность в ПВК. Следовательно, ценность отборов не учитывалась, и при таком режиме работы станции затраты на нагрев природного газа оказались выше.

Расчеты показали, что подогрев природного газа за счет использования отборного пара при зимнем режиме работы ТЭС значительно менее эффективен, чем при летнем. Поэтому при расчете технико-экономических показателей данного проекта внедрения ДГА на ТЭС, необходимо учитывать количество часов работы ПВК.

В схеме с подогревом природного газа дымовыми газами котлов дополнительного сжигания топлива не требуется. Расчеты по данной схеме осуществлялись с учетом требований эксплуатации котельной установки, т.е. дымовые газы на выходе из дымовой трубы должны иметь температуру выше точки росы.

В схеме с подогревом природного газа водой циркуляционного контура станции газ подогревается уже после процесса расширения в ДГА. Подогрев газа осуществляется циркуляционной водой с параметрами 20-35оС на входе в теплообменный аппарат и 5-10оС на выходе из него.

Несмотря на эти низкие значения температуры циркуляционной воды, природный газ возможно нагреть до температур 15-30оС за счёт достаточно большого расхода циркуляционной воды. При определении влияния включения ДГА в тепловую схему ТЭС впервые был учтен прирост электрической мощности паровой турбины за счет понижения температуры конденсата и, следовательно, достижения более глубокого вакуума.

Следует отметить также, что в данной схеме будет уменьшен расход подпиточной воды в циркуляционном контуре, так как сократятся потери циркуляционной воды в градирне.

В результате расчетов был получен график зависимостей экономии топлива в каждой из рассмотренных схем от степени расширения газа в детандере, который представлен на рисунках 2 и 3.

Критерием сравнения при выборе наиболее эффективной схемы подогрева природного газа может быть эксергетический КПД всей ТЭС, коэффициент использования топлива, удельные затраты топлива на единицу вырабатываемой ТЭС электрической мощности и т.д. Однако, как показали расчеты, все эти показатели имеют существенные недостатки. Во-первых, расчет таких макро показателей, как, например эксергетический коэффициент полезного действия для всей станции представляет собой весьма сложную задачу. Во-вторых, изменение таких показателей как электрическая мощность и расход топлива на ТЭС до и после включения ДГА в схему станции относительно незначительно, и находится в пределах погрешности расчета этих величин. Действительно, электрическая мощность обычной ТЭС в приблизительно 150-200 раз больше мощности детандера, а перерасход топлива на станции из-за включения установки (в тех схемах, где подогрев природного газа осуществляется за счет сжигания дополнительного количества топлива) менее 0.1 %



Рисунок 2. График зависимостей часовой экономии топлива в схемах.


Рисунок 3. Годовая экономия топлива в рассмотренных схемах.

Следовательно, надо рассчитывать не изменение КПД станции после включения ДГА, а КПД самого комплекса ДГА, включющего подогреватель природного газа. Однако в этом случае не учитываются изменения характеристик работы основного оборудования ТЭС.

В диссертации автор предлагает использовать так называемый «эксергетический коэффициент эффективности». Эксергетический метод анализа выбран потому, что он позволяет определить качество каждого из потоков энергоносителей и не только количественно оценить величину суммарных потерь энергии в системе, но и выделить приоритетные потери.

Эксергетический коэффициент эффективности k представляет собой отношение полученной полезной эксергии к сумме использованной эксергии потока газа и эксергии греющего потока, с учетом изменений энергетических показателей работы основного оборудования ТЭС, связанных с использованием ДГА.

Для облегчения расчета эксергии природного газа автором была разработана эксергетическая диаграмма для метана. Основой для создания этой диаграммы были взяты данные из таблиц свойств метана.

Для расчета эксергетического коэффициента эффективности, также как и эксергетического КПД комплекса энергетических установок были проведены контрольные поверхности, охватывающие турбодетандерную установку, электрогенератор, подогреватель газа (кроме схемы без подогрева) и все соединяющие их элементы. На рисунке 4 представлены эти, так называемые, «черные ящики» для каждой схемы, а так же все входящие и выходящие из них потоки эксергии.

При расчете эксергетического коэффициента эффективности в каждой из схем были заданы одинаковые исходные данные:



    • температура и давление природного газа поступающего на ТЭС t1=5˚С и р1=1,2 МПа;

    • давление природного газа на входе в топку энергетического котла р1=0,15 МПа;

    • рассматриваемый природный газ состоит на 100% из метана.

Предложенный автором эксергетический коэффициент эффективности для схемы без подогрева определяется следующим образом:

(3)

где N – электрическая мощность ДГА,



GГ – расход природного газа через ДГА,

е1 и е2 – соответственно эксергия природного газа до и после ДГА,

Еку - эксергия дополнительного топлива, необходимого для непосредственного нагрева в топке котла холодного газа до параметров, которые он имел бы после дросселирования.


а) схема без подогрева газа




б) схема подогрева природного газа паром котлов для летнего режима работы ТЭС при N=const


в) схема подогрева природного газа паром котлов для летнего режима работы ТЭС при Q=const



г) схема подогрева природного газа паром при зимнем режиме работы ТЭС


д) схема подогрева природного газа дымовыми газами котлов



е) схема подогрева природного газа водой циркуляционного контура станции



Рисунок 4. Контрольные поверхности и потоки эксергии в рассматриваемых схемах.

Тогда для зимнего режима эксергетический коэффициент эффективности определяется по формуле:



, (4)

где ЕПВК – эксергия топлива, израсходованного в ПВК и необходимого для нагрева природного газа, так как в этом случае подогрев производится по-прежнему паром, однако станция вынуждена генерировать дополнительную тепловую мощность в ПВК.

Летний режим работы станции рассмотрим для двух случаев работы паровой турбины:


  • при постоянной мощности паровой турбины Nпт =const;

  • при постоянном расходе острого пара в голову турбины Qпт=const.

При Nпт = const эксергетический коэффициент эффективности схемы определяется по формуле:

, (5)

ЕОТБ - эксергия топлива, необходимого для выработки дополнительного количества острого пара, чтобы мощность паровой турбины оставалась постоянной после открытия отбора.

Для расчета ЕОТБ необходимо определить Qтур – количество дополнительного острого пара, которое необходимо подать в головную часть паровой турбины, чтобы вырабатываемая ею электрическая мощность оставалась постоянной.

Qтур можно определить как:

Qтур=Qотб, (6) где Qотб – теплота, необходимая для подогрева природного газа;

Коэффициент ценности теплоты  для данного отбора может быть определен по формуле:

=y1+К(1-y), (7) где К – коэффициент, зависящий от начальных параметров пара, состава и особенностей тепловой схемы турбины,

у – коэффициент недовыработки мощности отборным паром турбины, определяемый по формуле:

у=, (8)

здесь hотб, hо и hк – соответственно энтальпии пара в отборе, на входе в турбину, поступающего в конденсатор.

При Qпт=const эксергетический коэффициент эффективности схемы определяется по формуле:



, (9)

где ΔNПТ – количество недовыработанной электрической энергии паровой турбиной из-за увеличения расхода пара из отбора турбины.

Для схемы с подогревом природного газа дымовыми газами котлов эксергетический коэффициент эффективности равен:

, (10)

где ЕДГ - эксергия тепла, подведенного в теплообменник с дымовыми газами.

Для схемы с подогревом природного газа циркуляционной водой станции эксергетический коэффициент эффективности определяется по выражению (11).

, (11)

где ЕЦВ – эксергия тепла, подведенного в теплообменник с циркуляционной водой.

На рисунке 5 представлены результаты расчетов зависимости эксергетического коэффициента эффективности для рассмотренных выше схем от степени расширения природного газа в ДГА. При этом для схем подогрева газа отборным паром и уходящими газами были выбраны наиболее эффективные варианты. Для схемы подогрева газа уходящими газами котлов наиболее эффективным оказался подогрев природного газа до максимально возможной температуры газа перед детандером, т.е. tг1=140 ˚С.

Рисунок 5. График зависимости эксергетического коэффициента эффективности ДГА рассмотренных схем от степени расширения газа в детандере.

Расчеты схем с подогревом природного газа паром из отборов турбин проводились для турбины Т-250. В случае подогрева газа паром из отборов турбин для летнего режима работы станции максимальная экономия топлива достигается в случае использования отбора пара при Р=0,25 МПа и ξ=0,438 при температуре газа перед детандером tг1=120 ˚С. Для зимнего режима также рассматривался вариант подогрева газа до температуры газа перед детандером tг1=120 ˚С.

Далее в главе предложены способы повышения эффективности работы ДГА на ТЭС с учетом особенностей потребления и изменения параметров природного газа на станциях. Анализ существующих схем применения ДГА на территории России показал, что используется энергия технологического перепада давления лишь части (не более 30%) поступающего на ТЭС природного газа. Автором был предложен и защищен патентом способ повышения эффективности работы ДГА в этих схемах за счет установки газовых инжекторов непосредственно за детандером (рисунок 6).




Рисунок 6. Принципиальная схема установки ДГА с инжектором

1 и 6 – трубопроводы высокого и низкого давления соответственно; 2 – теплообменник; 3 – детандер; 4 – электрогенератор; 5 – инжектор; 7 – дроссель.



Технически и экономически обоснована необходимость оснащения ДГА поворотными направляющими лопатками.

В четвертой главе дан сравнительный анализ экономической эффективности рассмотренных схем подогрева природного газа при применении на ТЭС. В работе, в частности, была показана и обоснована целесообразность применения ДГА на ТЭЦ-23 для рекуперации энергии избыточного давления природного газа. Был произведен расчет показателей коммерческой эффективности проекта для всех рассматриваемых схем в прогнозных ценах:

  • чистый дисконтированный доход (ЧДД) или интегральный эффект;

  • индекс доходности (ИД);

  • внутренняя норма доходности (ВНД);

  • срок окупаемости с учетом фактора времени.

В ходе проведения расчетов для каждого варианта была определена себестоимость отпускаемой электроэнергии.

Кроме того, в работе был проведен анализ чувствительности этих показателей к изменению внешней среды. Варьированию подвергался следующий набор исходных данных:

- тарифы на электроэнергию и тепло;

- общие инвестиционные затраты.

В качестве отпускной цены на электрическую энергию, вырабатываемую ДГА-12 и поставляемую на оптовый рынок электроэнергии от генерирующих компаний ОАО «МОСЭНЕРГО», был принят средневзвешенный тариф за 2009 год.

Учитывая продолжительный период реализации проекта и сложившуюся ситуацию на мировом финансовом рынке, было рассмотрено 3 варианта проведения расчета экономической эффективности проекта:



  1. Расчет в базисных ценах, то есть ценах, сложившихся на 2009 год, с использованием реальной, т.е. отчищенной от инфляции ставки дисконтирования Ер. По формуле Фишера для темпа инфляции > 5%:

(12)

где р – темп инфляции за 2009 год равный 8,8%, Е- расчетная ставка дисконтирования.

В качестве безрисковой ставки дисконтирования принята ставка рефинансирования ЦБ РФ на начало 2009 (13%) года с учетом премии банка (4%):

Тогда расчетная ставка дисконтирования:



а реальная ставка дисконтирования (по формуле 12):





  1. Расчет в прогнозных ценах. В качестве безрисковой ставки дисконтирования принимался темп роста тарифов на электрическую энергию Tээ:

, (13)

где Tээt и Tээt-1 тарифы на электроэнергию соответственно текущего года t и предыдущего.

3) Расчет в прогнозных ценах. В качестве безрисковой ставки дисконтирования принята ставка рефинансирования ЦБ РФ на начало 2009 года с учетом премии банка. Расчетная ставка дисконтирования:

Проведенные исследования факторов экономического риска позволяют отметить достаточную устойчивость этих показателей для всех схем, кроме первой. Во всем исследованном диапазоне возможного (не катастрофического) изменения параметров внешней среды эти показатели остаются в пределах, обеспечивающих эффективность проекта.

Рассматриваемые инвестиционные проекты оказались наиболее чувствительными к снижению тарифов на электроэнергию.

Полученные результаты расчетов показали, что рассмотренные варианты имеют положительные показатели экономической эффективности проекта, так как для каждого варианта ЧДД>0, индекс доходности >1, внутренняя норма доходности значительно превышает норму доходности, принятую в расчетах, а также дисконтированный срок окупаемости имеет вполне приемлемые значения (менее трех лет). Следовательно, проект внедрения ДГА на ТЭС при проведении расчетов и в базисных и в прогнозных ценах эффективен.

Сравнительный анализ экономической эффективности схем подогрева природного газа проводился следующим способом: были заданы интервалы для таких критериев как ВНД, СО, ИД. Наиболее эффективная схема определялась по максимальному значению ЧДД. Значения показателей экономической эффективности в схеме с подогревом паром из отборов турбин и в схеме с подогревом уходящими газами котлов попадают в заданные интервалы. Однако наиболее эффективной является схема подогрева природного газа паром из отборов турбин, так как ЧДД в этой схеме максимален и равен 4972,1 млн. рублей.

Результаты проведенных исследований доказывают необходимость проведения перечисленных анализов, так как выбор оптимальной схемы применения ДГА на ТЭС зависит от многих факторов, основными из которых являются:



  • параметры газа;

  • параметры греющей среды;

  • тарифы на электрическую энергию и природный газ.

Выводы.

  1. Разработана методика проведения термодинамического анализа схем применения ДГА на ТЭС, позволяющая оценить термодинамическую эффективность схем с учетом влияния установки ДГА на работу основного оборудования.

  2. Проведенный термодинамический анализ схем подогрева природного газа при применении ДГА на ТЭС показал следующее:

    • выбор наиболее эффективных схем подогрева природного газа зависит от степени расширения природного газа в ДГА;

    • самой эффективной является схема подогрева газа циркуляционной водой станции;

    • наименее эффективными являются схемы подогрева природного газа отборным паром в зимнем режиме работы ТЭС и схема без предварительного подогрева газа.

  1. Проведенный энергетический анализ схем подогрева природного газа при применении ДГА на ТЭС показал следующее:

    • большое влияние на выбор наиболее эффективной схемы установки ДГА оказывает удельный расход топлива на выработку кВт·ч электроэнергии на ТЭС;

    • учет прироста мощности паровой турбины вследствие достижения более глубокого вакуума в конденсаторе в схеме подогрева природного газа циркуляционной водой увеличивает суммарную экономию топлива в схеме до 21%. Данная схема становится более выгодной, чем схема подогрева газа паром до 120˚С при степени расширения природного газа больше 4;

    • установлено, что в схеме с подогревом природного газа перед ДГА паром из отборов паровой турбины, повышение температуры природного газа приводит к увеличению энергетической эффективности, при этом необходимо использовать отбор пара с наименьшим давлением, обеспечивающим заданный подогрев;

    • показано, что неправильный выбор режима подогрева природного газа (при постоянной мощности паровой турбины или постоянном расходе пара в ее головную часть), может привести к значительному (до 20%) перерасходу топлива на ТЭС.

  1. Произведенный анализ методик расчета удельной работы расширения природного газа в детандере показал следующее:

    • наибольшая погрешность (до 30%) соответствует методу, при использовании которого предполагается, что природный газ обладает свойствами идеального газа и на 100% состоит из метана;

    • использование уравнения для идеального газа при давлениях до 1,5 МПа приводит к возникновению погрешности расчета мощности ДГА до 6%, а при высоких давлениях (до 6МПа) погрешность достигает 25%;

    • введение поправки на сжимаемость в уравнение для идеального газа снижает погрешность расчетов до 4,5% и 9% соответственно;

    • установлено, расчет удельной работы расширения природного газа в предположении 100% содержания метана приводит к погрешности 0,8% на каждый процент снижения фактического его содержания и в среднем 0,9% при определении экономических показателей.

  1. Разработанная схема установки ДГА на ТЭС, обеспечивающая снижение давления газа за детандером с помощью инжектора, позволяет увеличить электрическую мощность турбодетандера до 20%.

  2. На основании результатов сравнительного экономического анализа схем подогрева природного газа показано, что все схемы имеют положительные показатели экономической эффективности, а наиболее эффективной является схема подогрева природного газа с использованием пара из отборов турбины.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

  1. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Использование пара для подогрева природного газа при применении детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. // Энергосбережение и водоподготовка. 2010. - №2 (64). – С. 29-32.

  2. Хромченкова Е.В., Хромченков В.Г., Калинин Н.В., Гончар Ю.А., Сравнительный анализ схем подогрева природного газа при применении УТДУ на ТЭС. // Тринадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2007. - Т.2. - С. 556.

  3. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Термодинамический анализ схем подогрева природного газа различными теплоносителями при применении УТДУ на ТЭС. // Четырнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2008. - Т.2.-С. 391-392.

  4. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Лунин А.И., Могорычный В.И. Анализ существующих методик расчета процесса расширения природного газа в утилизационных детандерных установках. // Пятнадцатя Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2009. - Т.2.- С. 479.

  5. Жаркова М.В., рук. Жигулина Е.В. ДГА на ТЭЦ-23 филиала ОАО «мосэнерго». // Пятнадцатая международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2009. - Т.2.- С. 479.

  6. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Могорычный В.И., Лунин А.И. Расчеты процессов в элементах и установках с использованием природного газа при вариации его параметров и состава. // Надежность и безопасность энергетики. - 2009. - №2(5). – С. 40-47.

  7. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворовский Ю.В. Термодинамический анализ схем применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. // Надежность и безопасность энергетики. – 2009. - №3(6). – С.48-53.

  8. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворовский Ю.В. Сравнительный эксергетический анализ эффективности схем применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. // Сборник научных трудов. Проблемы энерго- и ресурсосбережения. Саратов. – 2010. – С. 249-259.

  9. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворовский Ю.В. Анализ схемы применения детандер-генераторных агрегатов на ТЭС с подогревом природного газа паром из отборов турбин. // Шестнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2010. -Т.2. - С.470-471.

  10. Жаркова М.В., Щербак И.С., Жигулина Е.В., Яворовский Ю.В., Хромченков В.Г. Повышение эффективности работы детандер-генераторных агрегатов на ТЭС. // Шестнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2010 . -Т.2. - С.468-469.

  11. Патент на полезную модель № 87751/ Детандер-генераторный агрегат./ Хромченков В.Г., Жигулина Е.В., Жаркова М.В.,. Калинин Н.В.,. Яворовский Ю.В. (РФ). -3с.: ил.

  12. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Эффетивность подогрева природного газа при использовании детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. //Новости теплоснабжения. 2010. - №2 (114). – С. 34-38.

  13. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Могорычный В.И., Лунин А.И. О способах расчета процессов в установках, использующих природный газ для различных его составах и параметрах. // Тр. Пятой всероссийской школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение – теория и практика». – М., 2010. – С.173-178.

  14. Жигулина Е.В., Табачный Е.М., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Эффективность применения на тепловых электрических станциях детандер-генераторных технологий. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.ntsn.ru/.– 05.02.2011.


Похожие:

Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconРуководство по эксплуатации мэз-458. 000 Рэ москва 2010 Назначение изделия
Клапан сброса избыточного давления (далее – ксид, изделие) предназначен для защиты помещений и оборудования от избыточного давления...
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconПовышение эффективности способа комплексной переработки нефелинов на основе использования карбоалюминатных соединений

Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconСистемная организация информационных технологий и их влияние на развитие и повышение эффективности субъектов экономической деятельности
Поэтому большую актуальность приобретает проблема рационального формирования и использования информационных ресурсов в интересах...
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconЗао ипф «теплоэнергоприбор»
Счетчики Гобой-1 предназначены для измерения объема природного газа, приведенного к нормальным условиям, в сетях низкого давления...
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconЦель работы Освоение методики анализа использования оборудования в цехе радиотехнического предприятия на основе изучения факторов, влияющих на его фактическую загрузку
...
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconПовышение эффективности алгоритмов классификации образов на основе теории решеток
Лебедев В. Б. Повышение эффективности алгоритмов классификации образов на основе теории решеток. // Проблемы информатики в образовании,...
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconОзнакомиться с различными приборами для измерения давления
Цель работы: демонстрация закона Паскаля, приобретение навыков определения силы избыточного давления на плоские горизонтальную и...
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconОбщая характеристка работы
Целью работы является повышение эффективности диагностики и лечения кардиалгического синдрома Х на основе использования классификационного...
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева iconУ т. для согласования в ООО «Газпром межрегионгаз Брянск» Предприятие будущий Потребитель природного газа направляет запрос техническое задание
Порядок оформления согласований сетевого природного газа в качестве топлива менее 0,1 тыс т у т
Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева icon143006, М. О., г. Одинцово, ул. Союзная, д. 7 Телефон: (495)748-11-77, факс
Давление природного газа в газопроводе на площадке (для выбора арматуры горелки), кПа
Разместите кнопку на своём сайте:
ru.convdocs.org


База данных защищена авторским правом ©ru.convdocs.org 2016
обратиться к администрации
ru.convdocs.org