Stanisław Sałyga Gospodarka parą technologiczną w Elektrowni Kozienice Koło Naukowe Energetyków Instytut Techniki Cieplnej, Politechnika Warszawska Konferencja: Nowoczesna Energetyka Europy Środkowo-Wschodniej 2015 Opiekun naukowy: prof. dr hab. inż. Krzysztof Badyda Abstrakt W referacie omówiono analizę zasilania układu pary technologicznej w Elektrowni Kozienice. Pierwotnie między turbiną a kolektorem pary technologicznej jest umieszona stacja redukcyjno-schładzająca, która jest źródłem strat na skutek dławienia pary. W pracy zaproponowano układ z dodatkową turbiną, która ma na celu rozprężać parę do oczekiwanych parametrów, a przy okazji produkować energię elektryczną. Taki układ pozwoliłby efektywnie wykorzystać potencjał energetyczny pary zasilającej kolektor. Przedstawiono również najważniejsze informacje dotyczące kolektorów pary technologicznej (parametry pracy, źródła zasilania, odbiorcy pary). Omówiono wyniki analizy pracy bloków 200 MW i 560 MW. Zaprezentowano dobór turbiny oraz jej najważniejsze parametry.
1. WPROWADZENIE Niechęć społeczeństwa europejskiego do konwencjonalnych źródeł energii sprawia, że elektrownie cieplne stale muszą podnosić sprawność wytwarzania, jak również nieustannie ograniczać emisję pyłów i zanieczyszczeń emitowanych do atmosfery. Są to działania bardzo kosztowne, ale przynoszące widoczne efekty. Większa sprawność procesu wytwarzania energii elektrycznej to mniejsze zużycie paliwa, czyli mniejsze koszty dla zakładu. Działania takie są słuszne z racjonalnym podejściem do gospodarowania zasobami naturalnymi i ochrony środowiska. Gwałtowny rozwój energetyki odnawialnej wymusza na elektrowniach węglowych zwiększanie konkurencyjności poprzez wspomniane działania modernizacyjne. Musimy być świadomi jednak tego, że każda poczyniona inwestycja przekłada się na wzrost cen energii elektrycznej. Obecnie elektrownie, których jednostki wytwórcze pracują już od ponad 35 lat przeprowadzają modernizacje turbozespołów i kotłów. Działania takie pozwalają przedłużyć żywotność bloków na kolejne lata, jak również poprawiają sprawności wytwarzania. Rozbudowywane są instalacje odsiarczania spalin. Powstają instalacje katalitycznej redukcji tlenków azotu. Modernizowane są urządzenia pomocnicze, układy nawęglania. Wszędzie poszukuje się możliwości poprawy procesu czy działania urządzenia. W niniejszej pracy omówiono możliwość uzyskania oszczędności poprzez racjonalne gospodarowanie parą technologiczną 2. ANALIZA UKŁADU PARY TECHNOLOGICZNEJ 2.1 Opis zakładu Elektrownia Kozienice to druga co do wielkości oraz największa elektrownia cieplna na węgiel kamienny w Polsce. W zakładzie zainstalowanych jest dziesięć jednostek wytwórczych o łącznej mocy osiągalnej 2913 MW, przyłączonych do sieci 110 kv i 220 kv, w tym dwie jednostki o mocy nominalnej 560 MW przyłączone do sieci 400 kv. Roczna zdolność produkcyjna elektrowni wynosi około 14 TWh. W elektrowni zainstalowanych jest osiem bloków klasy 200 MW oraz dwa bloki 560 MW. Na każdy blok składa się kocioł, turbozespół, transformator blokowy oraz szereg urządzeń pomocniczych. Jednostki 200 MW ustawione są wzdłuż osi kocioł turbozespół transformator blokowy, natomiast turbozespoły 560 MW usytuowane są poprzecznie względem kotła. Wszystkie analizy na potrzeby niniejszej pracy zostały przeprowadzone na podstawie danych z roku 2013, udostępnionych przez Elektrownię Kozienice. Dane źródłowe zawierały informacje o mocy, ciśnieniu i temperaturze w zimnej szynie oraz poborze pary do stacji RS dla poszczególnych bloków z krokiem czasowym wynoszącym jedną godzinę. 2
W Elektrowni Kozienice zabudowane są dwa międzyblokowe kolektory pary technologicznej: 1) Kolektor 17 ata 2) Kolektor 0,5 MPa 2.1.1 Charakterystyka kolektora 17 ata Pierwszy z nich został zaprojektowany na ciśnienie 1,67 MPa 1, eksploatacyjne jest zazwyczaj trochę niższe. Wymagana temperatura wynosi 220 C (temperatura nasycenia pary wodnej przy ciśnieniu 1,67 MPa wynosi 203 C). Kolektor zasilany jest parą z wylotu części WP turbiny (zimna szyna) każdego bloku. Para pobierana jest ze stacji redukcyjnoschładzających. Z kolektora 17 ata zasilane są: człony ciepłownicze nr 1, 2, 3 (wymienniki ciepłownicze OXS1, OXB1, OXS2, OXB2, OXS3, OXB3), w trakcie uruchomienia bloku i w sytuacjach awaryjnych: smoczki parowe, smoczki rozruchowe, smoczki parowe chłodnic CT1, odgazowywacze, układ do podgrzewania wody w zbiorniku zasilającym ZZ, podgrzewacze powietrza XL (w okresie zimowym), mazutownia (parowe podgrzewacze mazutu, stały odbiór), stacja demineralizacji wody (Demi), podgrzew wody; zakład betonów komórkowych (Grupa Prefabet S.A.), w razie potrzeby zbiornik zasilający w celu utrzymania poduszki parowej. 1 Wszystkie ciśnienia podawane w niniejszej pracy są ciśnieniami absolutnymi. 3
Rysunek 1. Schemat układu pary technologicznej w Elektrowni Kozienice. 4
2.1.2 Charakterystyka kolektora 0,5 MPa Kolektor 0,5 MPa został zbudowany w celu zmniejszenia poborów pary z kolektora 17 ata. Podczas eksploatacji pojawiał się następujący problem. W czasie doliny nocnej, gdy pracowało mało bloków 200 MW (dodatkowo praca na minimum technicznym) i następowało zapotrzebowanie na parę technologiczną, zaczynało jej brakować w kolektorze 17 ata. Zdolność produkcji pary technologicznej była bardzo ograniczona i nie wystarczała na pokrycie aktualnego zapotrzebowania. W celu uniknięcia takich sytuacji oraz uzyskania oszczędności z tytułu zasilania pewnych odbiorców parą o niższych parametrach, zainstalowano kolektor 0,5 MPa. Podgrzewacze powietrza XL oraz wymienniki ciepłownicze (OXB1, OXB2, OXB3) były zasilane parą z kolektora 17 ata. Wybudowanie nowego kolektora pozwoliło zastąpić pobór ten parą o niższych parametrach. Z kolektora 0,5 MPa zasilane są: człony ciepłownicze (wymienniki OXB1, OXB2, OXB3), podgrzewacze powietrza XL (okres zimowy). 2.2 Parametry pary w zimnej szynie Z analizy charakterystyk ciśnienia w zimnej szynie wynika, że dla bloków 200 MW w zakresie pracy od 110 MW do 145 MW ciśnienie w zimnej szynie jest mniejsze niż ciśnienie wymagane w kolektorze 17 ata. W sytuacji, gdy bloki 1-8 pracują na minimum technicznym, pobór pary z zimnej szyny jest niemożliwy. W 2013 roku czas, w którym omawiane bloki pracowały z mocą poniżej 145 MW, wyniósł średnio 2613 h i wahał się od 1451 do 3178 h w zależności dla poszczególnych bloków. Średnio przez 39 % czasu pracy bloki 200 MW miały ciśnienie w zimnej szynie poniżej 1,67 MPa. Powoduje to duże trudności w sterowaniu poborem pary, który obecnie nie jest zautomatyzowany. W przypadku bloków 560 MW ciśnienie w zimnej szynie w całym zakresie pracy jest powyżej 2 MPa. Powoduje to, że bloki 9, 10 stanowią podstawę poboru pary technologicznej. Pobór pary z bloków 560 MW jest dużo bardziej wygodniejszy. Zasilanie kolektora 17 ata parą z bloków 200 MW jest możliwe, jednak jest dużo bardziej uciążliwe dla operatorów. 2.3 Charakterystyka poboru pary do kolektora 17 ata W 2013 r. w Elektrowni Kozienice na cele technologiczne pobrano 275 212,8 t pary. Średnio w ciągu godziny pobierane było 31,4 t/h pary. Maksymalny pobór pary wyniósł 145,5 t/h. Charakterystyka poboru pary w Elektrowni Kozienice przedstawiona została na rys. 2. W miesiącach zimowych występuje zwiększone zapotrzebowanie na parę technologiczną, gdyż para ta pobierana jest również na cele grzewcze. Jednym z głównych odbiorców
ciepła z elektrowni jest Gospodarstwo Ogrodnicze w Ryczywole. Jeżeli w danym roku temperatura zewnętrzna jest zbyt niska, odbiór ciepła z elektrowni bardzo wzrasta. Można to zaobserwować na poniższym wykresie. W okolicy 1750 godziny (73 dzień roku) nastąpiło zwiększenie poboru pary technologicznej, która zasila człony ciepłownicze. Rysunek 2. Charakterystyka poboru pary (wszystkie bloki) do celów technologicznych w roku 2013. 2.3.1 Pobory pary technologicznej z poszczególnych bloków Charakterystyka poborów pary z poszczególnych bloków została przedstawiona w tabeli 1 oraz na rysunku 3. W roku 2013 z bloków 560 MW pobrano na cele technologiczne łącznie 243 440,1 ton pary, co stanowi 88,45 % całkowitego poboru. Para technologiczna z bloków 9, 10 jest droższa niż z bloków 200 MW, ponieważ ma wyższe parametry. W tym przypadku praktyka eksploatacyjna mija się z działaniami na rzecz ograniczenia kosztów pracy elektrowni. W 2013 roku blok 9 był przez 2207 godzin odstawiony z eksploatacji z powodu remontu, w związku z tym pobór pary z bloku 9 był niższy niż z bloku 10. Można się spodziewać, że w normalnym roku (tzn. gdy żaden blok nie przechodzi remontu kapitalnego i nie jest wyłączony z eksploatacji) pobory pary z obu bloków są porównywalne. 6
Tabela 1. Roczne pobory pary do celów technologicznych z poszczególnych bloków oraz ich udziały procentowe. BLOK 1 2 3 4 5 Suma poborów pary z poszczególnych bloków, t/rok 1 807,6 1 5451,7 2 138,8 2 615,5 3 884,3 Udziały procentowe poborów pary z poszczególnych bloków, % 0,66 5,61 0,78 0,95 1,41 BLOK 6 7 8 9 10 Suma poborów pary z poszczególnych bloków, t/rok 355, 7 4 069,3 1 449,8 94 160,2 149 279,9 Udziały procentowe poborów pary z poszczególnych bloków, % 0,13 1,48 0,53 34,21 54,24 Rysunek 3. Udziały procentowe produkcji pary do celów technologicznych dla poszczególnych bloków w roku 2013. 3. ANALIZA ZMIENNOŚCI POBORU PARY Z BLOKU 560 MW Ponieważ z rozważanych charakterystyk poborów pary jasno wynikło, że kolektor 17 ata w znacznej części zasilany jest z bloków 560 MW, poddano je dalszej analizie. 7
Blok 9 pracował w roku 2013 przez 5113 godzin. Para do celów technologicznych była pobierana przez 3865 godzin. Średnia moc z jaką pracowała jednostka 9 wynosiła 402,9 MW. Rysunek 4. Chronologiczny oraz uporządkowany wykres obciążenia bloku 9 (560 MW) w roku 2013. Rysunek 5. Chwilowy oraz uporządkowany pobór pary z bloku 9 do kolektora 17 ata w roku 2013. Średnie ciśnienie w zimnej szynie wynosiło 3,11 MPa. Średnie ciśnienie z jakim pobierana była para do kolektora wynosiło 2,98 MPa. 8
Rysunek 6. Chwilowe oraz uporządkowane ciśnienie w zimnej szynie bloku 9 w 2013 roku. Rysunek 7. Chwilowa oraz uporządkowana wartość temperatury w zimnej szynie bloku 9 w 2013 roku. Na powyższym wykresie widać, że po modernizacji temperatura pary w zimnej szynie zwiększyła się do 350-375 C. 9
Rysunek 8. Rozkład czasowy poborów do kolektora pary technologicznej w określonych przedziałach poborów dla bloku 9 w roku 2013. Średni pobór pary do celów technologicznych wynosi 24,3 t/h. Na powyższym rysunku możemy zauważyć, że przez około 700 godzin wystąpił pobór pary z bloku 9 na poziomie poniżej1 t/h. Jest to błąd pomiaru, danych tych nie uwzględniano w dalszej analizie. 3.1 Oszacowanie średniej mocy możliwej do uzyskania w bloku 9 z rozprężania pary na cele technologiczne w turbinie W celu oszacowania możliwej do uzyskania mocy w procesie rozprężania wyznaczono średnie ciśnienie pary, jaka była pobierana do stacji RS, oraz odpowiadającą temperaturę. Obliczenia przedstawione są poniżej. Parametry pary przed turbiną: Średnie ciśnienie pary p 1 = 2,97 MPa Średnia temperatura przy danym ciśnieniu t 1 = 323 C Entalpia i 1 = i(29,7 bar; 323 C) = 3052,3 kj/kg Entropia s 1 = s(29,7 bar; 323 C) = 6,644 kj/kgk Q m średni strumień masy pary Q m = 24,3 t/h = 6,75 kg/s Parametry pary za turbiną: Wymagane ciśnienie p 2 = 1,67 MPa Entalpia (przy spadku izentropowym) i 2t = i(16,7 bar; 6,644 kj/kgk) = 2913,6 kj/kg 10
Założenia: Sprawność wewnętrzna turbiny η i = 0,7 0,8 Sprawność mechaniczna turbiny η m = 0,95 Sprawność generatora η g = 0,95 Izentropowy spadek entalpii turbiny wynosi: H = i 1 i 2t = 3052,3 2913,6 = 138,7 kj/kg Moc wewnętrzna turbiny: Moc elektryczna: P i = Q m H η i P el = P i η m η g Następnie wyznaczono temperaturę końca rozprężania. Rzeczywisty spadek entalpii można wyznaczyć z zależności na sprawność wewnętrzną, którą określa się wzorem: η i = H i H = i 1 i 2r i 1 i 2t Stąd entalpia pary za turbiną: i 2r = i 1 η i (i 1 i 2t ) Temperatura końca rozprężania: T 2r = T(p 2 ; i 2r ) Tabela 2. Szacunkowe moce turbiny możliwe do uzyskania oraz temperatury końca rozprężania w zależności od sprawności wewnętrznej. Sprawność wewnętrzna η i = 0,7 η i = η i = turbiny Wewnętrzny spadek entalpii 97 kj/kg 0,75 104 0,8111 Moc wewnętrzna turbiny 655 kw kj/kg 702 kw kj/kg 749 Moc elektryczna 592 kw 634 kw kw 676 Temperatura końcowa 266 C 263 C kw 260 C Wstępne obliczenia pokazały, że temperatura pary za turbiną byłaby wystarczająco wysoka, żeby mogła zasilać kolektor 17 ata. Należałoby ją dodatkowo schładzać do uzyskania wartości 220 C (temperatura nasycenia pary wodnej przy ciśnieniu 1,67 MPa wynosi 203 C). Na wylocie z turbiny para nadal byłaby przegrzana. Możliwy do uzyskania izentropowy spadek entalpii zawiera się w przedziale od 60 do około 200 kj/kg. 4. CHARAKTERYSTYKA PRACY BLOKÓW 560 MW Kolejnym etapem analizy pracy elektrowni było porównanie charakterystyk obciążenia oraz poborów pary do kolektora 17 ata bloków 9 i 10. Można zauważyć, że bloki 560 MW pracują naprzemiennie. Wspólna praca występuje tylko przy największych zapotrzebowaniach na energię elektryczną. 11
Rysunek 9. Wykres chronologiczny obciążenia bloków 9 i 10 w styczniu 2013 r. Rysunek 10. Chwilowy pobór pary z bloków 9 i 10 do kolektora 17 ata w styczniu 2013 r. Pobór pary z bloków 560 MW zmienia się w zakresie od ok. 10 t/h do ok. 65 t/h. Bloki pracują cyklicznie, w ciągu dnia z pełnym obciążeniem, natomiast w nocy z minimalnym. Powoduje to ciągłe zmiany parametrów pary w zimnej szynie. Zauważono również, że bloki 9 i 10 pracują naprzemiennie. Do kolektora 17 ata pobierana jest para z jednego bloku. Tylko w czasie największych zapotrzebowań pobiera się parę z dwóch bloków. 12
5. DOBÓR TURBINY Z analizy charakterystyk pracy bloków 1-10 oraz poborów pary do kolektora 17 ata w Elektrowni Kozienice wynika, że istnieją przesłanki do zmiany sposobu gospodarowania parą technologiczną. Jednym z rozwiązań byłoby zainstalowanie małej turbiny parowej w bloku 560 MW. Wtedy, para (pobierana do kolektora) zamiast być dławiona w stacjach RS, rozprężałaby się na turbinie wykonując pracę. Zakład uzyskiwałby dodatkowy przychód ze sprzedaży wyprodukowanej w ten sposób energii elektrycznej. Poniżej została przedstawiona analiza problemu doboru dodatkowej turbiny do bloku klasy 560 MW. Dobierana turbina, współpracująca z blokiem 560 MW, miałaby pracować w ekstremalnym zakresie temperatur i ciśnień. Takiemu zadaniu mogłaby podołać jedynie turbina jednostopniowa, gdyż wielostopniowa nie jest przystosowana do pracy z takim przeciążeniem i niedociążeniem. By móc zrealizować inwestycję należałoby ograniczyć zakres ciśnień na wlocie do turbiny, a zakres przepływów rozdzielić na dwie różne (tandem/twin). Należy pamiętać o tym, że turbiny jednostopniowe są dużo mniej sprawne od wielostopniowych. Ich sprawność wewnętrzna wynosi około 50-60 %, natomiast dla turbin wielostopniowych zazwyczaj nie spada poniżej 70 %. Niska sprawność oraz prosta konstrukcja powoduje, że turbiny jednostopniowe są dużo tańsze od wielostopniowych. Analizując charakterystyki obciążenia bloków 560 MW, zauważono, że pracują one najczęściej ze skrajnymi mocami (praca na minimum technicznym oraz z obciążeniem nominalnym). Pobór pary do kolektora 17 ata jest niezależny od mocy bloku, zależy jedynie od zapotrzebowania odbiorców. Występuje cykliczność zwiększonych poborów pary od północy do południa każdego dnia. Z kolei bloki 560 MW około północy zostają odciążone do minimum, następnie w godzinach porannych obciążenie zostaje zwiększone (zazwyczaj do obciążenia nominalnego). Widać, że przez parę godzin jednocześnie blok 560 MW pracuje z minimalnym obciążeniem i występuje zwiększony pobór pary do kolektora 17 ata. Parametry pary w zimnej szynie są wtedy za niskie aby można było ją rozprężać na turbinie. Charakterystyki pracy bloków 9 i 10 oraz charakterystyki poborów pary powodują, że dobór turbiny jest problematyczny. Jeżeli ograniczy się dozwolone ciśnienia na wlocie do turbiny, powoduje to, że może ona pracować tylko w pewnym zakresie pracy bloku. Wtedy czas jej pracy ulega znacznemu skróceniu. Dodatkowo częste zmiany ciśnienia wlotowego będą źle wpływały na wytrzymałość łopatek turbiny. Maszyny nie będzie można za szybko obciążać ze względu na rozszerzalność termiczną elementów turbiny. Dozwolony przyrost temperatury korpusu wynosi około 4 K/min. 13
Po przeanalizowaniu wszystkich czynników wpływających na pracę turbiny zaproponowane zostały możliwe warunki pracy. Parametry pary na wlocie do turbiny: - maksymalne: 44 bar / 344 C (przy mocy bloku równej 560 MW) - minimalne: 32 bar / 327 C (przy mocy bloku równej 400 MW) Natężenie przepływu: 20 40 t/h Parametry pary na wylocie z turbiny: - minimalne ciśnienie wylotowe: 16,7 bar Turbina pracowałaby w ograniczonym zakresie obciążenia bloku (od 400 MW do 560 MW). W celu określenia maksymalnego przepływu przez turbinę przy minimalnych parametrach wlotowych przeanalizowano równanie przelotności. Równanie przelotności Flügela-Stodoli: G G 0 = T α0 T α p 2 α p 2 ω p 2 α0 p 2, ω 0 gdzie: G strumień masy, p ciśnienie, T temperatura, indeks α odnosi się do parametrów na wlocie do turbiny, indeks ω odnosi się do parametrów na wylocie z turbiny, indeks 0 odnosi się do parametrów nominalnych. W rozważanym przypadku: G 0 = 40 t/ T α0 = 344 C, p α0 = 44 bar T α = 327 C, p α = 32 bar p ω0 = p ω = 16,7 bar Po podstawieniu i wykonaniu obliczeń maksymalny strumień masy jaki zdoła przepłynąć przez turbinę przy minimalnych parametrach na wlocie wyniesie: G = 27,5 t/. Minimalny przepływ pary dla biegu jałowego (turbozespół pracuje wtedy na potrzeby własne) wynosi około 20% przepływu na jaki turbina została zaprojektowana. W rozważanym przypadku: G min = 8 t/. 14
Czas pracy takiej turbiny wyniósłby około 3000 godzin w ciągu roku (przy obecnej charakterystyce poborów pary do kolektora 17 ata). W celu zwiększenia jej wykorzystania, należałoby przenieść pobór pary do celów technologicznych na jeden blok 560 MW. Turbina pokrywałaby w pewnym zakresie zapotrzebowanie elektrowni na parę technologiczną. Szczytowe pobory musiałby być realizowane z innych bloków. Zwiększenie czasu pracy nowej turbiny jest trudne do osiągnięcia z powodu charakterystyki pracy bloków 560 MW, musiałby one pracować w mniejszym zakresie mocy. Jest to nieosiągalne, ponieważ obciążenie bloku wynika z aktualnego zapotrzebowania na energię elektryczną i nie ma możliwości wprowadzenia zmian w tym zakresie. Wizja dodatkowej produkcji energii elektrycznej, choć wydaje się optymistyczna, jest bardzo trudna w realizacji. Dogłębna analiza problemu doboru turbiny pokazuje, że w aktualnych warunkach funkcjonowania elektrowni bardzo ciężko znaleźć optymalne warunki pracy dla maszyny. Rysunek 11. Schemat bloku 560 MW wraz z propozycją zainstalowania nowej turbiny. 15
5.1 Propozycja turbozespołu Po dogłębnej analizie rynku turbin parowych małej mocy zaproponowano turbozespół firmy Siemens SST 060 (AFA 4 G5a). Przedstawiona turbina jest jednostopniowa, posiada trzy grupy dysz, które wraz ze wzrostem strumienia masy kolejno się otwierają podając parę na wirnik. Dzięki takiemu rozwiązaniu maszyna może opanować dużo większy zakres natężenia przepływu. Charakterystyka uzyskiwanej mocy w funkcji otwarcia grup dysz przedstawiona została na rys. 12. W poniższej tabeli przedstawione zostały nominalne parametry turbozespołu. Tabela 3. Nominalne parametry turbiny zaproponowanej przez firmę Siemens. Turbina SST 060 (AFA 4 G5a) Parametry nominalne Ciśnienie wlotowe 44 bar Temperatura wlotowa 344 C Ciśnienie wylotowe 16,7 bar Temperatura wylotowa 253,5 C Strumień masy 40 t/h Prędkość obrotowa turbiny 15 068 obr/min Generator Moc znamionowa 1 980 kva Napięcie znamionowe 400 V Moc na zaciskach generatora 1 537 kw 16
Rysunek 12. Sposób realizacji zasilania turbiny w parę oraz wykres zmienności generowanej mocy w funkcji otwarcia poszczególnych grup dysz [6]. Rysunek 13. Charakterystyka sprawności turbiny (typ AFA) w zależności od stosunku prędkości obrotowej łopatek wirnika do prędkości pary w dyszy [6]. 17
5.2 Alternatywna możliwość instalacji turbiny Zainstalowanie nowej turbiny na jednym z bloków 560 MW nie jest najlepszym rozwiązaniem, ponieważ czas pracy takiej maszyny nie jest wystarczająco długi. Poniżej przedstawiona została inna możliwość realizacji inwestycji. Bloki 9 i 10 usytuowane są obok siebie, dlatego nową turbinę można dobudować w takim miejscu, żeby zasilana była z obydwu jednostek wytwórczych. Należałoby poszukać odpowiedniego miejsca, gdzie można ustawić maszynę, najlepiej pomiędzy blokami. Turbinę zasilałyby dwa rurociągi parowe (odejścia z zimnych szyn bloków 9 i 10), dzięki temu maszyna mogłaby pracować w stabilniejszych warunkach pracy. Rozwiązanie takie sprawiłoby, że czas wykorzystania nowej maszyny znacznie by się wydłużył, co powoduje wzrost możliwej do wyprodukowania ilość energii elektrycznej. Koszt inwestycji dla tego przypadku jest większy niż dla rozwiązania z turbiną zasilaną z jednego bloku, z powodu dłuższych rurociągów i zwiększonej liczby potrzebnych zaworów. Rozwiązanie to jest interesujące, ponieważ pozwala lepiej wykorzystać nową turbinę oraz uzyskać stabilniejsze warunki do zasilania kolektora pary technologicznej. 5.3 Dodatkowe warunki wpływające na opłacalność inwestycji Podczas obecnej eksploatacji, do kolektora 17 ata para pobierana jest ze stacji RS. Należy pamiętać o tym, że w stacjach wtryskujemy do pary wodę. Proces realizowany jest w celu osiągnięcia wymaganej w kolektorze temperatury. Instalując nową turbinę należy liczyć się z tym, że w celu zaspokojenia takiego samego zapotrzebowania będziemy musieli pobrać więcej pary z zimnej szyny danego bloku. Ta dodatkowa ilość pary zamiast przepracować dalej na turbinie blokowej będzie rozprężana na małej turbinie o dużo gorszej sprawności. Należy przeanalizować, czy takie działanie jest opłacalne i określić o ile zwiększy się pobór pary z bloku. Poniżej zostały przedstawione obliczenia. 5.3.1 Przypadek dławienia Dla obciążenia nominalnego bloku i zapotrzebowaniu pary do kolektora 17 ata wynoszącemu 40 t/h, wyznaczone zostały pobory pary z zimnej szyny oraz ilości wtryskiwanej wody. W poniższych rozważaniach nie uwzględniona została zmiana ciśnienia pary z powodu wtrysku wody. 18
Na poniższym rysunku przedstawiony został obecny sposób zasilania kolektora 17 ata. Rysunek 14. Schemat stacji RS wraz z parametrami pary oraz wtryskiwanej wody. Na podstawnie danych przedstawionych na rysunku zostały wykonane obliczenia. Strumień masy pary pobieranej do kolektora: m k = 40 t/ m p + m w = m k m pi p + m wi w = m ki k m p = m k i k i w i p i w Strumień masy pary pobieranej z zimnej szyny: Strumień masy wtryskiwanej wody: m p = 36, 4 t/h m w = 3,6 t/ 5.3.2 Przypadek rozprężania w turbinie, schładzanie pary za turbiną Nowa turbina zasilana jest parą pobieraną z zimnej szyny bloku 560 MW, za maszyną temperatura pary jest zbyt wysoka, żeby zasilać kolektor 17 ata. Z tego powodu para, za pomocą wtrysku wody, schładzana jest do wymaganej temperatury. 19
Rysunek 15. Schemat zasilania kolektora 17 ata przez nową turbinę (schładzanie pary za turbiną) wraz z parametrami pary i wtryskiwanej wody. Strumień masy pary pobieranej do kolektora: m k = 40 t/ m p + m w = m k m pi p + m wi w = m ki k m p = m k i k i w i p i w Strumień masy pary pobieranej z zimnej szyny: m p = 38, 6 t/h Strumień masy wtryskiwanej wody: m w = 1,4 t/ Zmiana poboru pary z zimnej szyny w przypadku zastosowania dodatkowej turbiny: m p = 38, 6 36, 4 = 2, 2 t/h W przypadku rozprężania pary na nowej turbinie pobór pary z zimnej szyny zwiększa się o 2,2 t/h. Biorąc pod uwagę fakt, iż para ta zamiast przepracować na turbinie blokowej będzie rozprężana na jednostopniowej turbinie o niższej sprawności, można stwierdzić że jest to duża ilość pary. Zwiększony pobór powoduje ubytek mocy bloku. Należy zastanowić się jaki jest ten ubytek oraz ile energii elektrycznej netto moglibyśmy wyprodukować. 5.3.3 Przypadek rozprężania w turbinie, schładzanie pary przed turbiną Temperatura pary t i na wlocie przed turbiną została dobrana tak, aby na wylocie z turbiny para osiągnęła temperaturę równą 220 C. 20
Rysunek 16. Schemat zasilania kolektora 17 ata przez nową turbinę (schładzanie pary przed turbiną) wraz z parametrami pary i wtryskiwanej wody. Strumień masy pary pobieranej do kolektora: m i = m k = 40 t/ m p + m w = m i m pi p + m wi w = m ii i m p = m i i i i w i p i w Strumień masy pary pobieranej z zimnej szyny: m p = 38, 5 t/h Strumień masy wtryskiwanej wody: m w = 1,5 t/ Zmiana poboru pary z zimnej szyny w przypadku zastosowania dodatkowej turbiny: m p = 38, 5 36, 4 = 2, 1 t/h Wtrysk wody przed turbiną zmniejsza pobór pary z zimnej szyny zaledwie o 0,1 t/h. Z bloku nadal będziemy pobierać o 2,1 t/h pary więcej niż w obecnej sytuacji. Schładzanie pary przed turbiną nie rozwiązuje problemu zwiększonego poboru pary z zimnej szyny. 5.3.4 Ubytek mocy bloku Poniżej został przedstawiony szacunkowy rachunek ubytku mocy bloku, podczas pracy nominalnej bloku 560 MW. Entalpia pary w zimnej szynie: Entalpia pary przed częścią SP turbiny: 21 i ZS = 3040 kj/kg i SP = 3528 kj/kg
Entalpia pary na wylocie z części NP turbiny: i NPw = 2320 kj/kg 1) Ubytek mocy wynikający z tego, że dodatkowo pobrana para m p = 2,2 t/, nie przepracuje na części SP i NP turbiny blokowej, wynosi: P m = m p i SP i NP w = 738 kw Zapotrzebowanie na moc w kotle zmniejszy się o: Q k = m p i SP i ZS = 298 kw 2) Zapotrzebowanie mocy w paliwie zmniejszy się o: Q fx = Q k η k 330 kw, gdzie η k = 0,9 Jeżeli ilośd dostarczanego paliwa pozostanie niezmieniona Q f = const., to moc bloku wzrośnie o około: P x = Q fx η b 140 kw, gdzie η b = 0,42 3) Całkowity ubytek mocy bloku wyniesie około: P = P m P x 600 kw Błąd popełniony przy powyższych obliczeniach wynosi 0,1 0,2 MW. W celu dokładnego oszacowania wartości ubytku mocy bloku, należałoby zamodelowad i przeliczyd cały układ cieplny. Powyższe obliczenia pokazują, że ubytek mocy bloku wynosi prawie połowę mocy jaką można uzyskać na turbinie. Sprawia to, że inwestycja staje się jeszcze bardziej problemowa, a jej opłacalność bardzo spada. Wtryskiwana woda pobierana jest z upustu pompy zasilającej. Zmniejszony pobór wody może powodować lepszą wymianę ciepła w wymiennikach regeneracyjnych, a co za tym idzie zwiększać sprawność układu. Z drugiej strony, z powodu zwiększonego poboru pary z zimnej szyny, blok uzyskuje mniejszą moc. Rozważenie całego układu cieplnego pozwoliłoby oszacować ile w rzeczywistości wynosi ubytek mocy bloku. 6. ANALIZA EKONOMICZNA Poniższa analiza opłacalności inwestycji została przeprowadzona w oparciu o założenie, że pobór pary na cele technologiczne z bloków 9 i 10 w przypadku zainstalowania turbiny pozostanie niezmieniony. W poniższych obliczeniach nie został uwzględniony ubytek mocy bloku, czyli mniejsza rzeczywista ilość wyprodukowanej energii elektrycznej. Analiza została przeprowadzona dla przeciwprężnej turbiny jednostopniowej (SST-060, AFA 4 G5a) produkcji firmy Siemens. Przy rozprężaniu pary pobieranej z zimnej szyny bloku 560 MW i przepływie w ilości 40t/h na turbinie można osiągnąć moc rzędu 1537 kw e. Turbina mogłaby pracować z maksymalną mocą przez około 1200 h/rok. Przez resztę czasu pracowałaby w zakresie do minimalnego obciążenia. Ilość możliwej do wyprodukowania energii elektrycznej: W = 1,537 MW 1200 + 0,8 MW 2800 = 4 084 MW 22
Roczny przychód ze sprzedaży energii elektrycznej, przy cenie c = 180 PLN/MW wyniesie: P = 4 084 MW 180 PLN/MW = 735 120 PLN/rok Cena turbozespołu SST-060 (AFA 4 G5a) wynosi 680 000 EUR = 2 856 000 PLN 2. Czas realizacji zamówienia wyniesie 9 miesięcy. Koszt inwestycji, przy założeniu, że cena turbozespołu stanowi 50 % kosztów ogólnych, wynosi: 1 360 000 EUR = 5 712 000 PLN 2. Prosty okres zwrotu wynosi niecałe 8 lat, co jest wynikiem niezadowalającym. Powyższa analiza jest bardzo zachowawcza, turbina przy odpowiednim prowadzeniu gospodarki parą technologiczną mogłaby wyprodukować więcej energii elektrycznej w ciągu roku. Należałoby poszukać możliwości dofinansowania inwestycji jako działania służącemu poprawie sprawności wytwarzania energii elektrycznej (nowa turbina produkowałaby dodatkową ilość energii elektrycznej przy niezmienionym zużyciu paliwa). Mogłoby się okazać, że zwrot z inwestycji nastąpi o wiele szybciej, a przedsięwzięcie będzie dużo bardziej atrakcyjne. 7. PODSUMOWANIE W Elektrowni Kozienice istnieje możliwość zainstalowania turbiny rozprężnej, jednak jej eksploatacja mogłaby sprawiać wiele problemów. Przy obecnym sposobie gospodarowania parą technologiczną, efektywność wykorzystania nowej turbiny byłaby niska, a czas zwrotu z inwestycji bardzo długi. Przed przystąpieniem do realizacji inwestycji należałoby przeanalizować możliwość zasilania nowej turbiny z dwóch bloków 560 MW oraz dokładnie przebadać ubytek mocy bloku z powodu zwiększonego poboru pary z zimnej szyny. Przedstawione w niniejszej pracy obliczenia pokazują, że inwestycja jest bardzo problematyczna i trudna w realizacji. Rozprężanie na dodatkowej turbinie pary pobieranej do kolektora pary technologicznej nie jest rekomendowanym rozwiązaniem. Analizując powyższy problem widać, że bardziej rozsądnym rozwiązaniem jest zainstalowanie w elektrowni centralnego regulatora poboru pary do celów technologicznych. Regulator sterowałby zaworami regulacyjnymi oraz odcinającymi stacji RS. Jego zadaniem byłoby bilansowanie aktualnego zapotrzebowania na parę technologiczną. Poprzez analizę parametrów pary w zimnych szynach wszystkich bloków, do stacji redukcyjno-schładzających pobierana byłaby para o najniższych parametrach. Regulator musiałby uwzględniać planowane zmiany obciążenia bloków, tak, by regulacja odbywała się płynnie. Takie rozwiązanie spowodowałoby uzyskanie oszczędności, przy minimalnym nakładzie pracy i środków. Część poboru pary o wysokich parametrach z bloków 560 MW można by było przenieść na bloki 200 MW. W efekcie bloki 9 i 10 2 Według kursu wymiany walut: 1 EUR = 4,20 PLN 23
mogłyby produkować większą ilość energii elektrycznej (para o wysokich parametrach, która obecnie jest pobierana do kolektora 17 ata, rozprężałaby się dalej w turbinie bloku). Jest to rozwiązanie najprostsze i nie wymagające dużych nakładów finansowych. LITERATURA [1] Pawlik M., Strzelczyk F., Elektrownie, Wyd. 5, Warszawa 2009. [2] Wiśniewski S., Termodynamika techniczna, Wyd. 5, Warszawa 2005. [3] Miller A., Lewandowski J., Praca turbin parowych w zmienionych warunkach, Warszawa 1992. [4] Szargut J., Egzergia. Poradnik obliczania i stosowania, Gliwice 2007. [5] Materiały udostępnione przez Elektrownię Kozienice. [6] Materiały udostępnione przez firmę Siemens. 24