RACJONALIZACJA PRACY BLOKU GAZOWO-PAROWEGO W LOKALNYM SYSTEMIE CIEPŁOWNICZYM

RACJONALIZACJA PRACY BLOKU GAZOWO-PAROWEGO W LOKALNYM SYSTEMIE CIEPŁOWNICZYM Autor: Zbigniew Połecki ( Rynek Energii 10/2009) Słowa kluczowe: blok gazowo-parowy, system ciepłowniczy, świadectwa pochodzenia Streszczenie. Dla oceny moŝliwości wykorzystania jednostek wytwórczych, pracujących w skojarzeniu, dla pokrycia zapotrzebowania na ciepło w systemie ciepłowniczym nie wystarczają dane znamionowe lub gwarantowane urządzeń energetycznych. Niezbędne są charakterystyki energetyczne urządzeń dające moŝliwość oceny zuŝycia energii chemicznej paliwa w funkcji ich obciąŝenia. W przypadku bloków gazowo-parowych problem jest bardziej złoŝony, gdyŝ ten sam efekt końcowy produkcję ciepła moŝna uzyskać przy wykorzystaniu zarówno regulacji bloku gazowego, jak i upustowokondensacyjnej turbiny parowej. Głównym kryterium optymalizacji jest uzyskanie jak największej sprawności ogólnej układu i wskaźnika PES przekraczającego wartość 10%, niezbędnych dla uzyskania świadectw pochodzenia, determinujących efekt ekonomiczny inwestycji. 1. OBIEKT BADAŃ Analizie poddano układ gazowo-parowy pracujący w Elektrociepłowni Starachowice i PEC Bugaj. Elektrociepłownia ta pracowała w latach 2005-2006, lecz wskutek braku w ówczesnych przepisach mechanizmów wsparcia dla bloków gazowych jej praca została wstrzymana, a instalacja nie została później uruchomiona. W skład układu (rys.3) wchodzą dwie turbiny gazowe typu Solar Titan 130 (T- 19501S) produkcji Solar Turbines Inc. (San Diego, USA) zasilane gazem ziemnym. Turbiny wyposaŝone są w pierścieniową komorę spalania z 14 palnikami SoLoNOx, 14 stopniowy, osiowy kompresor, a turbina jest reakcyjna osiowa 3-stopniowa. Stopień spręŝania wynosi 16:1, a parametry znamionowe: - prędkość obrotowa 11 170 1/s, - nominalna moc na wale 14 541 kw, - moc w paliwie 40 703 kj/s, - temperatura gazów wylotowych 487 C, - przepływ masowy spalin 49,7 kg/s. Rysunek 1 przedstawia wpływ temperatury zewnętrznej na moc bloku gazowego i jednostkowe zuŝycie ciepła w paliwie (HR). Moc elektryczna brutto, kw Jednostkowe zuŝycie ciepła w paliwie, kj/kwh 17000 16500 16000 15500 15000 14500 14000 13500 13000 12500 12000 11500 11000 10100-20 -15-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Temperatura zewnętrzna Rys. 1. Wpływ temperatury zewnętrznej na moc i jednostkowe zuŝycie ciepła w paliwie turbiny gazowej 11300 11200 11100 11000 10900 10800 10700 10600 10500 10400 10300 10200

Turbiny współpracują z odzysknicowymi, parowymi kotłami typu poziomego. Są one jednociśnieniowe z obiegiem naturalnym. Dodatkowo są one wyposaŝone w wymiennik ciepłowniczy (na gorącą wodę) ECO. Producentem kotłów jest SES Tlmace (Słowacja), a charakteryzują się one następującymi parametrami: - przepływ pary świeŝej 5 kg/s, - temperatura pary świeŝej 435 C, - ciśnienie pary świeŝej 35,2 bar(g), - temperatura wody zasilającej 105 C, - ciśnienie grzejnika ECO 16 bar(g), - temperatura wymiennika ECO 250 C, - moc termiczna wymiennika ECO 6 MW. 10 9 8 7 Moc na wale turbiny, MW 0 t/h 10 t/h 20 t/h 6 30 t/h 5 30 t/h 4 3 20 t/h 2 1 10 t/h Strumień pary z upustu ciepłowniczego 0 0 t/h 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Strumień pary świeŝej, t/h Rys. 2. Charakterystyka regulacyjna turbiny M4 Para kierowana jest do czternastostopniowej, reakcyjnej turbiny upustowo-kondensacyjnej (charakterystyka rys. 2) typu M4, produkcji B&V-Industrietechnik o następujących danych znamionowych: - moc znamionowa na wale 8 280 kw, - prędkość projektowa 8 800 obr./min, - ciśnienie pary roboczej 36 bar, - temperatura pary roboczej 435 C, - przepływ pary roboczej 35,100 t/h, - ciśnienie skraplania 0,098 bar. 2. CHARAKTERYSTYKA UKŁADU GAZOWO-PAROWEGO W oparciu o udostępnione historyczne dane eksploatacyjne układu elektrociepłowni oraz dane znamionowe i gwarantowane określone przez producenta turbin moŝna było stworzyć model współpracy turbozespołów gazowych, kotłów odzysknicowych, wymienników ECO i turbiny parowej dla pokrycia zapotrzebowania na ciepło w miejskim układzie ciepłowniczym. Dla analiz wykorzystano dane z systemu ciepłowniczego PE Siedlce Sp. z o.o. W symulacji uwzględnione zostały oprócz obciąŝenia cieplnego i temperatury powietrza ciśnienie atmosferyczne. Ze względu na najmniejszy wpływ na parametry turbin gazowych w badaniach pominięto wpływ wilgotności powietrza.

Rys. 3. Układ pracy bloku gazowo-parowego EC Starachowice i PEC Bugaj W pierwszej kolejności dokonano analizy sprawności turbiny parowej, która w układzie starachowickim nie pracowała w optymalnych warunkach. Wyniki tej analizy pokazuje tab. 1. Niskie wartości sprawności wewnętrznej części niskopręŝnej w przypadku wyników ze stycznia 2006 r. spowodowane są maksymalnym wykorzystaniem wymiennika ciepłowniczego i pracą w tym okresie (z powodu awarii) jednej turbiny gazowej. Z analizy pracy układu dla potrzeb systemu ciepłowniczego wynikać moŝe potrzeba modernizacji turbiny parowej, tak by pracowała ona jako upustowoprzeciwpręŝna. Działanie takie podniesie sprawność ogólną obiegu lecz skróci znacznie roczny czas jej pracy. Tab. 2 przedstawia średniomiesięczne wartości sprawności ogólnej układu, a tab. 3 wyniki przeprowadzonej symulacji pracy układu po modernizacji turbiny parowej. 3. MODELOWANIE PRACY BLOKU GAZOWO-PAROWEGO W SYSTEMIE CIEPŁOWNICZYM W oparciu o dane wejściowe opracowano model bloku gazowo-parowego dający moŝliwość badań jego zachowań dla danego wykresu obciąŝeń cieplnych. W modelu uwzględniono wpływ temperatury i ciśnienia na moc bloku gazowego. W badaniach nie uwzględniono wpływu wilgotności i zmian sprawności spręŝarki spowodowany jej zabrudzeniem. Model dodatkowo uwzględnia wpływ temperatury zewnętrznej na straty kominowe, strumień ciepła w wymienniku ECO, strumienie pary do odgazowywacza i skraplacza. W wyniku analiz sprawności turbin gazowych i układu parowego do ostatecznej oceny zaproponowano dwa warianty pracy układu.

Wariant I W wariancie tym załoŝono pracę dwóch turbin gazowych z mocą znamionową wraz z turbiną parową przy zachowaniu najwyŝszej sprawności ogólnej obiektu. Wariant zakłada pełne obciąŝenie cieplne wymiennika 22MW. Roczny czas pracy dwóch turbozespołów gazowych wyniósł 4697 godzin. Po ww. czasie zostaje odstawiona jedna z turbin gazowych, a pozostająca w pracy obciąŝona jest mocą znamionową, do wymiennika 22MW doprowadzana jest maksymalna ilość pary z upustu turbiny parowej. Czas pracy turbiny z pełną mocą, wyznaczony w badaniach, wynosi 1328 godzin. Roczna produkcja energii elektrycznej (na zaciskach generatora) wynosi: - w turbozespołach gazowych 151 412,76 GWh, - w turbinie parowej 27 432,79 GWh, - łącznie 178 845,55 GWh. Roczna produkcja ciepła wynosi: - w wymienniku 22MW 407 215,90 GJ, - w wymiennikach ECO 189 537,47 GJ, - w kotłach węglowych 514 116,71 GJ, - łącznie 1 110 870,08 GJ. ZuŜycie energii chemicznej paliwa, w wariacie tym, wynosi 448 214,37 MWh (1 613 571,72 GJ), co odpowiada rocznemu zuŝyciu gazu na poziomie 44 815 212,26 m 3 gazu ziemnego GZ50. ogólna wyznaczona w wariancie I waha się od 70,07% do 79,25% uzyskując wartość średnioroczną (w rozumieniu rozporządzenia Ministra Gospodarki z dn. 26 września 2007 r.) na poziomie 76,33%. Wariant II W wariancie tym załoŝono pracę dwóch turbin gazowych z mocą znamionową wraz z turbiną parową przy zachowaniu najwyŝszej sprawności ogólnej obiektu. Wariant zakłada pełne obciąŝenie cieplne wymiennika 22MW. Roczny czas pracy dwóch turbozespołów gazowych wyniósł, tak jak w wariancie I, 4697 godzin. Po tym czasie zostaje zmieniana moc cieplna poprzez regulację ilości pary pobieranej z upustu do wymiennika 22MW. Skutkuje to zwiększeniem mocy bloku parowego. Jednocześnie zało- Ŝono pełne obciąŝenie wymienników przykotłowych. Całkowity roczny czas pracy turbiny z pełną mocą tych wymienników wynosi 8750 godzin. Roczna produkcja energii elektrycznej (na zaciskach generatora) wynosi: - w turbozespołach gazowych 236 699,06 GWh, - w turbinie parowej 54 301,96 GWh, - łącznie 291 001,03 GWh. Roczna produkcja ciepła wynosi: - w wymienniku 22MW 447 249,20 GJ,

- w wymiennikach ECO 279 260,77 GJ, - w kotłach węglowych 384 360,11 GJ, - łącznie 1 110 870,08 GJ. ZuŜycie energii chemicznej paliwa, w wariacie tym, wynosi 705 054,63 MWh (2 538 196,68 GJ), co odpowiada rocznemu zuŝyciu gazu na poziomie 70 495 672,16 m 3 gazu ziemnego GZ50 ogólna wyznaczona w wariancie II waha się od 45,95% do 79,25% uzyskując wartość średnioroczną (w rozumieniu ww. rozporządzenia) na poziomie 69,64%. Wyniki symulacji na uporządkowanym wykresie zapotrzebowania na ciepło, dla wariantu I przedstawia rys. 4, a dla wariantu II rys. 5. Rys. 5 i 6 pokazuje zmianę sprawności Tabela 1 wewnętrzna i termodynamiczna turbiny upustowo-kondensacyjnej M4 Przypadek Lato 2006 Jesień 2005 Zima 2006 Moc TP, MW 2,840 7,700 1,850 Temperatura, o C 462,000 466,000 463,000 Ciśnienie, MPa 3,190 3,200 3,180 Entalpia i 0, kj/kg 3 370,010 3 378,920 3 372,390 Ciśnienie pary z upustu, MPa 0,250 0,300 0,250 Temperatura, o C 238,000 231,000 243,000 Entalpia i u, kj/kg 2 945,200 2 928,850 2 955,440 Entalpia i us, kj/kg 2 732,450 2 770,250 2 734,050 Ciśnienie pary wylotowej, MPa 0,020 0,015 0,019 Temperatura, o C 80,000 46,700 158,000 Entalpia i 2, kj/kg 2 645,400 2 583,080 2 796,220 Entalpia i 2s, kj/kg 2 492,800 2 413,980 2 523,500 wewnętrzna części wysokopręŝnej 0,666 0,739 0,653 wewnętrzna części niskopręŝnej 0,663 0,672 0,369 termodynamiczna 0,235 0,255 0,171 Strumień ciepła, GJ 120000 100000 80000 Pozostałe źródła Strumień ciepła - wymiennik para-woda Strumień ciepła - wymienniku kotłowym ECO 60000 40000 20000 0 1 732 1462 2193 2923 3654 4384 5115 5845 6576 7306 8037 8767 Rys. 4. Wariant I praca bloku gazowo-parowego z mocą znamionową (dla kryterium największej sprawności)

Tabela 2 Wyniki analizy produkcji elektrociepłowni starachowickiej Miesiąc I II III IV V VI VII Śred. temp. zewnętrzne C -8,6-3,1-0,3 8,6 13,0 16,9 21,8 Produkcja ciepła Kocioł parowy GJ 36 975 34 122 33 759 51 031 61 156 62 249 4 702 Kocioł wodny GJ 13 511 11 949 11 546 9 385 5 309 4 669 483 EC 50 486 46 071 45 308 60 418 66 465 66 918 5 185 Potrzeby własne GJ 717 465 471 304 96 72 27 P GJ 36 975 34 122 33 759 51 031 61 156 62 249 4 702 W GJ 13 511 11 949 11 546 9 385 5 309 4 669 483 SprzedaŜ ciepła GJ 50 486 46 071 45 305 60 416 66 465 66 918 5 185 Turbina Gazowa 1 EC MWh 0,000 0,000 0,000 4 679,892 6 460,776 8 593,448 1 139,587 Turbina Gazowa 2 EC MWh 10 607,436 9 240,840 9 192,204 8 644,860 9 384,256 8 891,568 9,828 Silnik gazowy EC MWh 0,000 0,000 10,392 12,613 0,000 0,000 0,000 Produkcja energii elektrycznej MWh 10 607,436 9 240,840 9 202,596 13 337,365 15 845,032 17 485,016 1 149,415 EC MWh 10 560,708 9 178,831 9 130,413 13 224,382 15 743,473 17 377,998 1 142,970 SprzedaŜ en. elektrycznej MWh 10 560,708 9 178,831 9 130,413 13 224,382 15 743,473 17 377,998 1 142,970 ZuŜycie en. elektrycznej MWh 158,341 124,384 120,091 153,803 203,201 334,933 35,908 Turbiny gazowe EC m 3 3 061 587 2 677 193 2 667 169 3 886 407 4 687 934 5 284 158 355 466 ZuŜycie gazu m 3 3 061 587 2 677 193 2 667 169 3 890 229 4 687 934 5 284 158 355 466 Wartość opałowa kj/m 3 36 230 36 229 36 280 36 331 35 962 35 925 36 046 Średniomiesięczna sprawność ogólna 0,79295656 0,81319081 0,80531206 0,764710875 0,73203012 0,683715689 0,72549766 Tabela 3 ogólna bloku gazowo-parowego po modernizacji turbiny parowej przy maksymalnej mocy turbin gazowych Temperatura powietrza Moc wewnętrzna Moc na zaciskach generatora turbiny parowej Moc turbin gazowych Strumień ciepła w paliwie Strumień ciepła ogólna ogólna po modernizacji C kw kw kw kw kw - - -5 5460,1 5015,0 29 416,00 84 783,00 34 525,37 0,79103152 0,81332779-5 5241,7 5020,0 28 534,00 84 786,00 34 545,87 0,78036533 0,80319712 0 6585,5 6322,0 28 816,00 83 166,00 33 060,75 0,71509445 0,82003161 1,7 7759,1 7439,0 28 604,00 82 594,00 31 876,03 0,62650681 0,82232398 8,5 8439,5 8091,0 27 782,00 80 460,00 29 676,36 0,55600208 0,81468252 13,3 8598,8 8531,0 27 154,00 78 980,00 23 889,99 0,49577706 0,75430475 15 8609,1 8298,0 26 122,00 78 489,00 20 507,74 0,43853279 0,69981451 17,2 8594,2 8218,0 26 572,00 77 723,00 24 029,16 0,47758283 0,75677937 25 8492,1 8134,0 25 022,00 74 732,00 20 512,23 0,44366536 0,71814252

0 120000 Strumień ciepła, GJ 100000 Pozostałe źródła 80000 60000 Strumień ciepła - wymiennik para-woda Strumień ciepła - wymienniku kotłowym ECO 40000 20000 1 732 1462 2193 2923 3654 4384 5115 5845 6576 7306 8037 8767 Rys. 5. Wariant II praca bloku gazowo-parowego z regulowaną mocą cieplną 0,82 ogólna 0,8 0,78 0,76 0,74 0,72 0,7 0,68 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Rys. 6. ogólna układu w wariancie I przy stałym obciąŝeniu cieplnym 0,8 ogólna 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Rys.7. układu w wariancie II przy zmiennym obciąŝeniu cieplnym 4. PODSUMOWANIE Na podstawie analizy danych i przeprowadzonych symulacji moŝna stwierdzić, Ŝe moŝliwość zmiany turbiny z upustowo-kondensacyjnej na upustowo-przeciwpręŝną moŝe podnieść sprawność obiegu, lecz ze względu na krótki sezon grzewczy nie będzie działaniem w pełni uzasadnionym Przykładowo dla dwóch turbin gazowych pracujących z pełną mocą cieplną wymiennika 22 MW sprawność zwiększy się o 2,3%, ale roczny czas pracy zespołu i produkcja energii elektrycznej zmniejsza się odpowiednio o 170

godzin, co oznacza utratę produkcji o 4 663,76 MWh dla turbin gazowych i 877,48 MWh dla turbiny parowej. Zwiększeniu ulega produkcja ciepła o 14 711,44 GJ, a zuŝycie ciepła w paliwie maleje o 50 000,60 GJ. największa najmniejsz a średnia Stan obecny Stan po modernizac ji 79,25% 81,58% 75,95% 78,45% 77,50% 79,89% Wyznaczony dla wariantu I współczynnik PES ma wartość 16%, co oznacza, Ŝe produkcja energii odbywa się w wysokosprawnej kogeneracji. W wariancie II współczynnik PES ma wartość 9,4%. Oznacza to, Ŝe produkcja nie będzie zaliczona do wysokosprawnej kogeneracji i w związku z tym naleŝałoby skrócić czas pracy bloku do około 7500 godzin w roku. LITERATURA [1] Jasiński P., Kaproń H.: Optymalizacja pracy elektrociepłowni w warunkach ograniczonej konkurencji. Rynek Energii 2008, nr 2 (75). [2] Kotowicz J.: Elektrownie gazowo-parowe. Wydawnictwo Kaprint, Lublin 2008. [3] Kotowicz J., Bartela Ł.: Optymalizacja termodynamiczna i ekonomiczna elektrowni gazowoparowej z wykorzystaniem algorytmów genetycznych. Rynek Energii 2008, nr 2(75). RATIONALIZATION OF STEAM-GAS UNIT IN LOCAL HEATING SYSTEM OPERATION Key words: steam-gas unit, local heating system, certificates of energy origin Summary. It is insufficient to use exclusively nominal or guarantied data of energy facilities in order to asses the possibility to use power cogeneration units for covering heating demand in district heating system. Performance characteristic of energy facilities are necessary to asses the use of chemical energy in load function. The problem is even greater in case of steamgas units as same results heating generation- may be archived by using gas unit as well as extraction-condensation steam turbine regulation. Main optimization criterion is to archive best possible overall system efficiency and PES index exceeding 10% in order to obtain necessary certificates of energy origin which determine economic performance of the investment. Zbigniew Połecki, dr inŝ. Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Zakład Elektrowni i Gospodarki Energetycznej, 20-501 LUBLIN, ul. Nadbystrzycka 44, tel./fax: (+48) 0 81 53 279 12, e-mail: archer@elektron.pol.lublin.pl