sprzęgniętego z turboekspanderem w hierarchiczny układ gazowo-gazowy

strona 

734

2019

wielokierun-kowa głowica pomiarowa dokonująca pomiaru rozkładu kąto-wego EB w czasie T1 <5 s oraz dostarczanie efektywnie pełnej informacji o stanie naprężenia w warstwie przypowierzchniowej w danym punkcie w czasie T2 <10 s.

Podsumowanie

Wyniki badań porównawczych dowodzą, iż pomiary z wy-korzystaniem efektu Barkhausena są dobrze skorelowane z wynikami badań wykonanych metodą referencyjną XRD oraz metodą quasi-nieniszczącą MM, a także z wynikami metody niszczącej MTR. Wprowadzenie na rynek unikatowego miernika naprężenia (2021 r.) oraz uznanie metody MEB przez UDT mo-głyby przyspieszyć i ugruntować powszechne stosowanie MEB w przemyśle krajowym.

PIŚMIENNICTWO

[1] Projekt NCBiR nr PBS1/A9/14/2012 pt. Opracowanie

magne-tycznej metody oceny stanu naprężeń w materiałach konstruk-cyjnych, zwłaszcza anizotropowych.

[2] Augustyniak B., Chmielewski M., Piotrowski L., Kiełczyński W., Prokop K., Kukla D., Pomiar naprężeń własnych metodą

Bar-khausena za pomocą sondy z wirującym polem magnetycznym,

„Energetyka” 2014, nr 11, s. 641-643.

[3] Piotrowski L., Chmielewski M., Augustyniak B., Procedura

szyb-kiego wyznaczania stanu naprężeń własnych za pomocą sondy

z wirującym przemiennym polem magnetycznym – przypadek złącz spawanych ze stali magnetycznie anizotropowej,

„Ener-getyka” 2016, nr 6, s. 318-325.

[4] Augustyniak B., Procedura badania PB01 stanu naprężenia

w elementach stalowych z wykorzystaniem efektu Barkhause-na, „Przegląd Spawalnictwa” 2017, nr 89, s. 67-69.

[5] Augustyniak B., Chmielewski M., Sędek P., Krasnowski K.,

Badania porównawcze z wykorzystaniem efektu Barkhausena i metody trepanacyjnej stanu naprężenia w złączach spawanych odprężonych cieplnie i mechanicznie, „Badania Nieniszczące

i Diagnostyka” 2019, nr 1, s. 12-16.

[6] Projekt NCBiR Opracowanie i wykonanie układu pomiarowego do

wyznaczania stanu naprężenia w elementach stalowych z wykorzy-staniem efektu Barkhausena POIR.01.01.01-00-1094/18, 2019.

[7] Non-destructive Testing – Test Method for Residual Stress

ana-lysis by X-ray Diffraction; BS EN 15305:2008.

[8] Determining Residual Stresses by the Hole-Drilling Strain-Gage

Method; ASTM Standard E 837.

[9] Lindgren M., Lepisto T., Relation between residual stress and

Barkhausen noise in a duplex steel, “NDT&E International”

2003, vol. 36, s. 279-288.

[10] Yelbay H. I., Cam I., Hakan C., Non-destructive determination of

residual stress state in steel weldments by Magnetic Barkhausen Noise technique, “NDT&E International” 2010, vol. 43, s. 29-33

[11] Krasnowski K., Influence of stress relief annealing on mechanical

properties and fatigue strength of welded joints of thermo-mecha-nically rolled structural steel grade S420M, “Archives of

Metallur-gy and Materials” 2009, vol. 54, no. 4, s. 1059-1072.

parowej. Nakłady inwestycyjne na część parową pracującą we-dług obiegu Clausiusa-Rankine’a stanowią bowiem aż ok. 40% nakładów na układ gazowo-parowy, podczas gdy turbina gazo-wa (zarówno terminy turbina gazogazo-wa jak i parogazo-wa mają tutaj ogól-niejsze znaczenie i obejmują właściwe turbiny oraz wszystkie Analizując koszty produkcji energii elektrycznej i ciepła

w hierarchicznych elektrowniach i elektrociepłowniach gazowo--parowych (zwanych również układami kombinowanymi; ang.

Combined Cycle Power Plants) okazuje się, że bardzo istotnym

składnikiem w tych kosztach jest składnik kapitałowy części

Ryszard Bartnik, Zbigniew Buryn, Anna Hnydiuk-Stefan

Politechnika Opolska, Wydział Inżynierii Produkcji i Logistyki, Katedra Zarządzania Energetyką

Energetyczna i ekonomiczna efektywność turbozespołu

gazowego sprzęgniętego z turboekspanderem

w hierarchiczny układ gazowo-gazowy

Thermal and economic effectiveness of a gas turbine set coupled

with a turboexpander in a hierarchical gas-gas system

listopad

2019

735

na-kładów. Ponadto roboty budowlano-montażowe, stanowiące po-zostałe 30% nakładów, to w przeważającej mierze (ponad 2/3) nakłady na roboty na część parową. W konsekwencji jednost-kowe (na jednostkę zainstalowanej mocy elektrycznej) nakłady inwestycyjne „pod klucz” na tzw. układy proste, tj. elektrownie i elektrociepłownie pracujące wyłącznie według obiegu Joule’a (ang. Simple Cycle Power Plants) są ponad dwa razy mniejsze od nakładów na układy kombinowane, stanowią ok. 45% tych nakładów [1]. Dlatego należy poszukiwać sposobu obniżenia kosztów produkcji elektryczności i ciepła związanych z częścią parową hierarchicznych elektrowni i elektrociepłowni gazowo--parowych. Na przykład zamiast instalowania w nich turbiny parowej można rozważyć stosowanie turboekspandera wraz ze sprężarką i nagrzewnicą powietrza (rys. 1 – 3). W elektrowniach i elektrociepłowniach będą wówczas realizowane w układzie hierarchicznym dwa obiegi Joule’a, wysokotemperaturowy obieg Joule’a turbiny gazowej oraz niskotemperaturowy obieg Joule’a turboekspandera.

Jednostkowe koszty produkcji ciepła

w układach gazowo-gazowym

i gazowo-parowym

Układ gazowo-gazowy może być budowany w konfiguracji dwuwałowej – rysunek 1 [2].

Takie turbozespoły o mocach powyżej czterech megawa-tów nie są jednak produkowane [1]. Tak mała moc wynika z pro-blemów konstrukcyjnych spowodowanych zbyt dużymi różnica-mi temperatur poróżnica-między niektóryróżnica-mi elementaróżnica-mi turbozespołów na skutek zabudowy w nich właśnie regeneracyjnych wymien-ników ciepła. Tymczasem układy z turboekspanderem nie mają ograniczenia dotyczącego mocy.

Turboekspander i sprężarka powinny być zabudowane w jednej obudowie i na wspólnym wale, identycznie, jak ma to miejsce w przypadku turbin gazowych, gdzie ich część turbinowa Rys. 1. Schemat ideowy hierarchicznego układu z turbiną gazową

i turboekspanderem do produkcji energii elektrycznej w konfiguracji dwuwałowej

G – generator elektryczny, KS – komora spalania turbiny gazowej, N – nagrzewnica powietrza (nagrzewnica jest urządzeniem

sprzęgającym obieg turbiny gazowej z obiegiem turboekspandera),

STE – sprężarka niskoprężna, STG – sprężarka wysokoprężna,

TG – turbina gazowa, TE – turboekspander

Rys. 2. Schemat ideowy układu z turbiną gazową i turboekspanderem w konfiguracji jednowałowej do produkcji energii elektrycznej; zespół turbiny gazowej (TG + STG )

z zespołem turboekspandera (TE + STE ) osadzone są na wspólnym

wale i napędzają jeden wspólny generator G

Rys. 3. Schemat ideowy układu z turbiną gazową i turboekspanderem w konfiguracji jednowałowej do skojarzonego wytwarzania ciepła i energii elektrycznej

C – wymiennik ciepłowniczy

Rys. 4. Schemat ideowy turbozespołu gazowego pracującego z regeneracją ciepła

KS – komora spalania turbiny gazowej, R – regeneracyjny wymiennik ciepła

Inwestycyjnie tańszy jest jednak układ jednowałowy – ry-sunki 2 i 3. Jest on chroniony patentem [3].

Układ hierarchiczny gazowo-gazowy jest droższy od tur-bozespołu gazowego działającego z regeneracją ciepła – ry-sunek 4.

strona 

736

2019

wspólnym wale, co istotnie obniża koszt i cenę takiego rozwiąza-nia. Entalpia spalin wylotowych z turbiny gazowej służy w ukła-dzie gazowo-gazowym do podgrzewania w nagrzewnicy N

po-wietrza zasilającego turboekspander TE. Nagrzewnica w

zespo-le turboekspandera spełnia zatem funkcję komory spalania KS

turbiny gazowej. Stosowanie turboekspandera bardzo istotnie, jak już zaznaczono, obniża nakłady inwestycyjne na układ ga-zowo-gazowy w porównaniu z nakładami na część parową ukła-du gazowo-parowego. Ponadto należy przy tym bardzo mocno zaznaczyć, że w przypadku układów gazowo-gazowych „odpa-dają” istotne problemy i koszty związane z gospodarką wodną obiegu parowego Clausiusa-Rankine’a, jaki ma miejsce w ukła-dach gazowo-parowych. Układy gazowo-gazowe mogą zatem powstawać tam, gdzie nie ma wody, co należy jeszcze raz bar-dzo mocno podkreślić.

Istotną wielkością w układzie gazowo-gazowym jest stosunek mocy turboekspandera do mocy turbiny gazowej

NTE _{/ N}TG_{. Jego wartość podano na rysunku 5. Jest ona} iden-tyczna, co oczywiste, dla układów przedstawionych na rysun-kach 2 i 3.

Jednostkowe koszty produkcji

energii elektrycznej w układzie

gazowo-gazowym i gazowo-parowym

Na rysunku 7 przedstawiono wyniki wielowariantowych obliczeń wartości jednostkowych kosztów produkcji energii elektrycznej kel,śrG–G, kel,śrG–P w układach gazowym i gazowo--parowym w funkcji temperatury spalin dolotowych do turbiny gazowej TTG

dol sp.

Jak wynika z przedstawionych obliczeń, układ

gazowo--parowy jest, choć w niezbyt dużym stopniu, to jednak bardziej opłacalny od układu gazowo-gazowego. Przewaga ta maleje ze zmniejszaniem się ceny gazu. Należy jednak po raz kolejny moc-no zaznaczyć, że układy gazowo-gazowe mogą powstawać tam, gdzie nie ma wody, co stanowi bardzo dużą ich przewagę nad układami gazowo-parowymi.

Rys. 5. Wartości stosunku mocy turboekspandera do mocy turbozespołu gazowego NTE _{/ N}TG _{w funkcji temperatury spalin}

dolotowych do turbiny gazowej TTG dol sp

Rys. 6. Wartości jednostkowych kosztów produkcji ciepła kc,śrG–G, kc,śrG–P

w układach gazowo-gazowym i gazowo-parowym w funkcji temperatury spalin dolotowych do turbiny gazowej TTG

dol sp

dla ceny energii elektrycznej wynoszącej 180 PLN/MWh

Rys. 7. Wartości jednostkowych kosztów produkcji energii elektrycznej kel,śrG–G, kel,śrG–P w układach gazowo-gazowym

i gazowo-parowym w funkcji temperatury spalin dolotowych do turbiny gazowej TTG

dol sp

Na rysunku 6 przedstawiono wyniki wielowariantowych obliczeń jednostkowego kosztu produkcji ciepła w elektrocie-płowniach gazowo-gazowej i gazowo-parowej. Za jednostkowe nakłady inwestycyjne w przeprowadzonych w pracy oblicze-niach dla elektrociepłowni gazowo-gazowej podstawiono war-tość i = 350 USD/kW, dla gazowo-parowej i = 780 USD/kW [1].

Nakłady te dotyczą zarówno elektrociepłowni, jak i elektrowni o mocy elektrycznej od ok. 80 do 100 MW. Należy w tym miej-scu zaznaczyć, że nakłady i hiperbolicznie maleją ze wzrostem mocy powyżej 80-100 MW i odwrotnie, rosną ze spadkiem mocy poniżej 80-100 MW.

Jak wynika z przedstawionych na rysunku 6 wyników obli-czeń, układ gazowo-gazowy jest bardziej ekonomicznie opłacal-ny od układu gazowo-parowego. Opłacalność ta jest tym więk-sza im wyżwięk-sza jest temperatura spalin dolotowych do turbiny gazowej TTG

dol sp, a więc im większa jest sprawność energetyczna turbiny gazowej.

Temperatura spalin dolotowych do turbiny gazowej TTG dol sp [K] 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 0,165 0,163 0,161 0,159 0,157 0,155 0,153 0,151 0,149 0,147 0,145

Stosunek mocy turboekspandera do mocy turbozespołu gazowego

N

TE / N

TG

Temperatura spalin dolotowych do turbiny gazowej TTG dol sp [K] 1100 1200 1300   1400 1500   1600 1700 1800 140 120 100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 -100

Jednostkowy koszt produkcji ciepła [PLN/GJ]

Temperatura spalin dolotowych do turbiny gazowej TTG dol sp [K] 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 450 400 350 300 250 200 150 100 50

listopad

2019

737

Wnioski końcowe

Jak wynika z przedstawionych na rysunku 6 obliczeń, hie-rarchiczne elektrociepłownie gazowo-gazowe są bardziej opła-calne od hierarchicznych elektrociepłowni gazowo-parowych. Co więcej, im wyższa jest cena sprzedaży wyprodukowanej w nich energii elektrycznej, w tym większym stopniu są one opłacalne od droższych, ponad dwukrotnie, elektrociepłowni gazowo-parowych. Nieznacznie natomiast wyższa jest opłacal-ność ekonomiczna elektrowni gazowo-parowych (rys. 7). Jest to wynikiem ponad 3-krotnie wyższej produkcji w nich energii elektrycznej w turbozespole parowym niż w turboekspanderze w układach gazowo-gazowych. Należy jednak bardzo mocno zaznaczyć, co jest bardzo istotne, że układy gazowo-gazowe mogą być budowane tam, gdzie nie ma wody, co jest bardzo dużą, wręcz nie do przecenienia ich zaletą.

Przedstawione na rysunkach 6 i 7 wyniki obliczeń potwier-dzają ponadto ogólną prawdę, która brzmi, że im tańsze jest

pali-wo, w tym większym stopniu bardziej ekonomicznie uzasadnione są tanie instalacje energetyczne.

PIŚMIENNICTWO

[1] Gas Turbine World, 2007-2008 GTW Handbook. Volume 26, Pe-quot Publication, Inc. Southport, USA.

[2] Bartnik R., Elektrownie i elektrociepłownie gazowo-parowe.

Efektywność energetyczna i ekonomiczna, WNT, Warszawa

2009 (reprint 2012 WNT, 2017 PWN).

[3] Bartnik R., Układ do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Patent P.389820, 2013.

przedstawia punkty tylko z dwóch pełnych cykli w układzie charakterystyki przepływowej pompy H = f (Q), gdzie

wyso-kość podnoszenia jest reprezentowana przez spiętrzenie ∆pp, natomiast wydajność przez (∆pQ1)0,5_{. Parametry pokazane na}

rysunku 3 zostały zredukowane na 3300 obr/min. Również na tym rysunku można ocenić szybkość zmian, wiedząc, że odle-głość czasowa kolejnych punktów wynosi 1s. Łączna analiza obu rysunków pozwala na prześledzenie procesu i sformuło-wanie wniosków.

Pulsacja rozpoczyna się spadkiem zarówno wydajności, jak i spiętrzenia pompy, co skutkuje zmniejszeniem obciążenia turbi-ny napędzającej pompę i wzrostem prędkości obrotowej. Z kolei spadek wydajności wywołuje reakcję układu sterowania w po-staci polecenia zwiększenia obrotów. W rezultacie zwiększania obrotów w pewnym momencie następuje stosunkowo gwałtow-ny wzrost wydajności i spiętrzenia pompy, skutkujący zwięk-szeniem obciążenia turbiny, a więc zmniejzwięk-szeniem obrotów. Zwiększenie ilości wody wprowadzanej do kotła ponad potrzeby powoduje reakcje układu sterowania w postaci polecenia zmniej-szenia obrotów turbiny pompy. Zespół pracuje poprawnie przez około 30 sekund pokrywając aktualne zapotrzebowanie wody

Schemat układu wody zasilającej

Na rysunku 1 przedstawiono uproszczony schemat ukła-du wody zasilającej. W dalszych rozważaniach pompę wstępną i pompę główną traktowany jest on jako jeden obiekt.

Analiza pracy pompy i instalacji

Wstępna analiza oparta na dokumentacji, zapisach para-metrów pracy oraz wizji lokalnej pozwoliła wykluczyć niestabil-ną pracę elementów układu hydraulicznego (np. klapy zwrotnej) jako możliwego źródła pulsacji. Bardzo szczegółowa analiza układu sterowania bloku wykazała, że również układ ten nie jest źródłem pulsacji [1].

Do analizy przebiegu pulsacji wykorzystano wskazania Q1

(rys. 1) przepływomierza zabudowanego możliwie blisko pompy ze względu na dynamiczny charakter zjawisk.

Na rysunkach 2 i 3 pokazano pełne zapisy parametrów zarejestrowane z sekundową częstością. Rysunek 2 przed-stawia zapis parametrów w czasie, natomiast rysunek 3

Andrzej Błaszczyk, Mariusz Nawrocki, Dariusz Woźniak

P.B.W. „Hydro-Pomp” Sp. z o.o.

Identyfikacja przyczyny nadmiernych drgań instalacji

pompy zasilającej bloku energetycznego o dużej mocy

Identification of excessive vibration cause