Одеський національний політехнічний університет

Кахер Абу Ельджадаіль |

УДК 621.438

ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ГАЗОТУРБІННИХ УСТАНОВОК ТА ПАРОГАЗОВИХ УСТАНОВОК ШЛЯХОМ УДОСКОНАЛЕННЯ ВНУТРІШНЬОЇ РЕГЕНЕРАЦІЇ ТЕПЛОТИ

Спеціальність 05.14.14 – теплові та ядерні енергоустановки

Автореферат дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Одеса – 2004

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Одеському національному політехнічному університеті Міністерства освіти і науки України

Науковий керівник: | кандидат технічних наук, професор

Верхівкер Григорій Петрович,

Одеський національний політехнічний університет Міністерства освіти і науки України,

професор кафедри атомних електричних станцій

Офіційні опоненти: | доктор технічних наук, професор

Максимов Максим Віталійович,

Одеський національний політехнічний університет Міністерства освіти і науки України, науковий керівник науково-дослідної лабораторії "Атомспецавтоматика"

кандидат технічних наук, доцент

Косой Борис Володимирович

Одеська державна академія холоду Міністерства освіти і науки України, доцент кафедри технічної термодинаміки

Провідна установа: | Національний технічний університет України “Київський політехнічний інститут” Міністерства освіти і науки України, м. Київ.

Захист відбудеться “ 18 ” травня 2004 року о 1400 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради
Д 41.052.04 при Одеському національному політехнічному університеті Міністерства освіти і науки України за адресою: 65044, м. Одеса, пр. Шевченка, 1.

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Одеського національного політехнічного університету за адресою: 65044, м. Одеса, пр. Шевченка, 1.

Автореферат розісланий “ 31 ” березня 2004 року

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради Кравченко В.П.

Загальна характеристика роботи

Актуальність теми. Промисловість Сирії, яка динамічно розвивається, висуває серйозні вимоги до паливно-енергетичного комплексу країни, забезпеченню надійного і економічного енергопостачання за рахунок створення нових енергоблоків. У свою чергу, особливістю економіки України є надзвичайно високий моральний і фізичний знос електрогенеруючого обладнання, яке потребує протягом найближчих десятиріч практично повної заміни або модернізації обладнання ТЕС. Другою особливістю енергетики як Сирії, так і України є те, що основним видом палива на найближчу перспективу є природний газ, частка якого в паливному балансі України, наприклад, складає біля 50%. Однак родовища природного газу в обох країнах обмежені, і значну частину цього палива треба закуповувати за кордоном, затрачаючи велику кількість коштів з державного бюджету. Як відомо, найбільш ефективним обладнанням ТЕС є парогазові установки, що мають високий ККД поряд з мінімальними витратами коштів на їх виготовлення та спорудження. Ці установки можуть бути виготовлені на енергомашинобудівельних підприємствах України. Тому виготовлення найбільш ефективних майбутніх енергетичних установок, які потребують при роботі мінімальну кількість газу, є дуже актуальною задачею для енергетики країни. Застосування хімічної регенерації теплоти в газотурбінній (ГТУ) і парогазовій (ПГУ) установках якраз і спрямоване на вирішення цієї проблеми, тому що різко зменшує споживання природного газу і вихід у навколишнє середовище двоокису вуглецю, який сприяє підвищенню температури на Земній кулі (так називаному "парниковому ефекту").

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Основні наукові дослідження дисертації виконані у відповідності до Координаційного плану НАН України по проблемі "Теплофізика і теплоенергетика", Національної енергетичної програми "Основні напрямки розвитку енергетики України на період до 2010 року", постанови Кабінету міністрів України від 04.07.95 р. № 490 і від 13.05.96 р. № 517 про науково-технічні розробки в пріоритетних напрямках розвитку науки і техніки, теми 4.95.166 "Розробити і дослідити високоефективні електротеплогенеруючі комплекси на базі газотурбінних двигунів", плану науково-дослідних робіт в Одеському національному політехнічному університеті, держбюджетної теми № 382-42 "Підвищення безпеки, надійності й ефективності обладнання енергоустановок".

Мета і задачі дослідження. Метою дисертаційної роботи є підвищення ефективності газотурбінних і парогазових установок шляхом удосконалення внутрішньої регенерації теплоти відпрацьованих у газовій турбіні газів, розробка рекомендацій по створенню схем ГТУ і ПГУ з хімічною регенерацією теплоти відпрацьованих у газовій турбіні газів, що мають максимальний ККД і забезпечують мінімальне забруднення навколишнього середовища. Для досягнення поставленої мети необхідно вирішити комплекс взаємопов’язаних задач:

1. Розробка схем ГТУ і ПГУ, що використовують теплоту відпрацьованих у газовій турбіні газів для проведення конверсії природного газу.

2 Розробка методики розрахунку процесу конверсії природного газу, а також теплових схем ГТУ і ПГУ, що використовують внутрішню регенерацію теплоти.

3. Розробка математичних моделей окремих елементів ГТУ і ПГУ, а також математичних моделей самих схем, що зажадало:

3.1 розробки методики визначення складу продуктів згоряння природного газу в залежності від складу природного газу і надлишку повітря;

3.2 розробки методики визначення ентальпії сумішей газів у залежності від їх складу і параметрів, а також визначення температури газу по його ентальпії і складу;

3.3 визначення температури газу після стиску в компресорі в залежності від ступеня стиску, початкової температури, складу газу і числа ступіней стиску;

3.4 розрахунку процесу розширення пари в циліндрах турбіни в залежності від стану пари.

4 Визначення термодинамічної ефективності сучасних схем ГТУ і ПГУ.

5 Розробка методу визначення термодинамічної ефективності схем ГТУ і ПГУ, у яких крім електроенергії виробляється синтез-газ.

6. Проведення розрахунків і визначення впливу основних параметрів розроблених схем на їх термодинамічну ефективність.

Об'єктом дослідження є теплові схеми ГТУ і ПГУ, які використовують внутрішню регенерацію теплоти.

Предметом дослідження є термодинамічний аналіз схем ГТУ і ПГУ з внутрішньою регенерацією теплоти.

Методи дослідження: для рішення поставлених задач використана методологія системного аналізу складних технічних систем, математичного моделювання, принципи термодинамічного аналізу.

Наукова новизна отриманих результатів.

1. Вперше науково обґрунтовано застосування внутрішньої регенерації теплоти (підведення теплоти відпрацьованих у газовій турбіні газів, процесу конверсії природного газу) у перспективних ГТУ і ПГУ.

2. Вперше розроблена розрахункова модель конвертора природного газу стосовно до використання його в схемах ГТУ і ПГУ.

3. Вперше розроблені схеми ГТУ і ПГУ з внутрішньою регенерацією теплоти, проведені їхні розрахунки і виявлений залежність ефективності цих схем від параметрів конверсії.

4. Вперше показані причини різкого підвищення ККД ГТУ і ПГУ при використанні в них внутрішньої регенерації теплоти, а також зниження забруднення навколишнього середовища газами, які створюють парниковий ефект.

5. Обґрунтовано і запропоновано вираження для ексергетичного ККД розглянутих схем, який враховує "транзитну" ексергію метану, якій не прореагував у конверторі.

6. Вперше показано, що значення ексергетичного ККД схем із внутрішньою регенерацією теплоти може досягнути 85 %.

Практичне значення отриманих результатів полягає в розробці нових схем ГТУ і ПГУ, які дозволяють значно підвищити ККД і зменшити викиди СО2 у навколишнє середовище, тим самим скоротити витрати на закупівлю енергоресурсів; забезпечити випуск на підприємствах країни нового обладнання; різко підвищити завантаження енергомашинобудівних заводів країни; створити нові робочі місця і тим самим підвищити добробут і рівень життя народу.

Матеріали дисертації впроваджені в навчальний процес кафедри Атомних електричних станцій Одеського національного політехнічного університету в курсах "Теплові та атомні електричні станції", "Термодинамічний аналіз і оптимізація АЕС" і в дипломному проектуванні. Відповідний акт мається в додатку дисертаційної роботи.

Особистий внесок здобувача складається в розробці алгоритмів розрахунку і математичних моделей процесів, які відбуваються як в окремих елементах схем ГТУ і ПГУ, так і всієї схеми в цілому, одержанні, обробці, аналізі і публікації отриманих результатів. У працях, що опубліковані в співавторстві, особистий внесок здобувача полягає в наступному.

В роботі [1] здобувач провів розрахунки ПГУ з парогенератором одного, двох і трьох тисків, узагальнив і оформив результати. В роботі [2] здобувач розробив математичну модель процесу конверсії природного газу, брав участь у розробці показника термодинамічної ефективності енергоустановок, що роблять газ і електроенергію, визначив вплив параметрів конверсії на кількість і теплоту згоряння виробленого газу, визначив екологічний ефект хімічної регенерації. В роботі [3] здобувач провів аналіз термодинамічної ефективності розглянутої схеми ПГУ на основі класичного ексергетичного ККД і ексергетичного ККД з урахуванням транзиту метану якій не прореагував. В роботі [4] здобувач провів розрахунок і зіставлення схем ПГУ з відпусткою зробленого газу споживачу і використанням цього газу в самій установці для виробництва електроенергії. В роботі [5] здобувач у результаті розрахунку теплової схеми ПГУ з хімічною регенерацією визначив термодинамічну ефективність таких схем, вплив параметрів конверсії і температури газу перед газовою турбіною на ексергетичний ККД ПГУ з відпусткою отриманого газу споживачу.

Апробація результатів дисертації. Основні результати досліджень і окремі розділи дисертації неодноразово доповідалися й обговорювалися на семінарах кафедри АЕС, на спільному засіданні кафедр АЕС і ТЕС ОНПУ, на кафедрі теплоенергетичних установок ТЕС і АЕС Національного технічного університету України (КПІ), на науково-технічній конференції з проблем енергетики в ОДПУ 20–22 грудня 2000 р., на Міжнародної конференції по прикладній термодинаміці в Стамбулі (Туреччина) 4–6 липня 2001 р. (ECOS’01). Інформація про результати роботи опублікована в збірнику інновацій південного регіону України, виданого Національною академією наук України і Одеським державним центром науково-технічної і економічної інформації в 2000 р.

Публікації. Основні положення і результати дисертаційної роботи викладені в 5 публікаціях, із котрих 4 публікації – статті, видані в фахових виданнях, затверджених ВАК України, і одна стаття в збірнику праць міжнародної конференції. Список публікацій приведений наприкінці автореферату.

Структура дисертації. Дисертація складається з вступу, чотирьох розділів, загальних висновків, на 158 стор. основного тексту, списку використаної літератури, який включає 83 найменувань і додатків. Робота містить 49 рисунків і 38 таблиць.

Зміст роботи

У вступі обґрунтована актуальність теми роботи і показаний її зв'язок із науковими програмами, планами, темами; сформульовані мета і задачі дослідження; показана наукова новизна отриманих результатів і їхнє практичне значення.

Перший розділ дисертації присвячений термодинамічним особливостям і класифікації схем парогазових установок. Показано термодинамічні особливості парогазових установок і причини того, що ефективність ПГУ вище ніж ефективність ГТУ і ПТУ при автономній роботі. Показано перспективність ПГУ в наш час, коли виявлені значні запаси природного газу і розроблені газові турбіни, температура газів перед який досягає 1500 0С. Згідно останнім даним такі ПГУ мають ККД 56...58 %. Якщо середній ККД сучасних енергоустановок України складає 32,4 % , то перехід на установки з ККД 58 % допоможе заощадити 44 % палива при тій же самій потужності, а також скоротити на 44% викиди в навколишнє середовище. У зв'язку зі зносом енергетичного обладнання на Україні і необхідністю його заміни в найближчі 10...15 років, зроблено висновок про необхідність вже зараз будувати найбільш прогресивні ПГУ, тим більше, що вони значно дешевше, ніж ПТУ й АЕС із ВВЕР.

Обґрунтовано, що найбільш ефективною є бінарна установка ступінь бінарності якої дорівнює 1. В огляді наводяться схеми ПГУ, у яких газова турбіна працює на суміші продуктів горіння та водяної пари, а також схеми, у яких турбіна працює на основі вологого повітря.

Отримано висновок про можливість подальшого підвищення ККД ПГУ за рахунок застосування в ПГУ внутрішньої (хімічної) регенерації теплоти. Під внутрішньою (хімічної) регенерацією теплоти, розуміється використання теплоти відпрацьованих газів для проведення ендотермічної реакції конверсії природного газу. Процес йде на активному нікелевому каталізаторі з одержанням пального синтезу-газу. Цей газ може бути використаний як паливо в установці, де він виробляється, так і в інших установках в енергетичній і хімічній промисловості (для виробництва вуглецю, метанолу, аміаку й ін.). Таким чином відпрацьована теплота перетворюється в пальні гази, тим самим підвищуючи її ексергію.

Другий розділ роботи присвячений розробці математичних моделей розрахунку елементів схем ПГУ. Розроблено наступні розрахункові моделі: визначення концентрації продуктів згоряння природного газу; тепловий баланс камери згоряння; визначення ентальпії використовуваних речовин; модель процесу конверсії природного газу; моделювання процесу стиснення у компресорі; модель процесу розширення у газовій турбіні; модель розрахунку паротурбінної установки.

Розробка перелічених моделей необхідна для розрахунку схем ПГУ як з хімічною регенерацією теплоти, так і без її. Оскільки природний газ складається з багатьох складових: метан (СН4), етан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12), водень (Н2) і окис вуглецю (СО), була розроблена програма, яка дозволяє визначити об'ємний склад продуктів згоряння в залежності від складу похідного газу, а також необхідну кількість повітря для одержання заданої температури продуктів згоряння.

Ентальпії Н2, СО, СО2, Н2О и всіх компонентів природного газу визначаються по рівняннях для середньої теплоємності. Ентальпії Н2О і СО2 визначаються по програмі інтерполяції табличних даних. Така програма була розроблена інженером В.М. Колихановим на базі алгоритму МЕІ для Н2О, для розрахунку властивостей СО2 така програма була розроблена к.т.н. Алі Хафідом.

Ентальпія суміші газів розраховується як hсм= zi hi(P,T), де zi — молярна концентрація i-го елементу.

Розрахунок процесу конверсії природного газу проводиться по програмі, яка враховує кількість водню, котрий пішов на на гідрування вищих вуглеводнів. Експериментальні дані показують, що при T? 600 °C у продуктах реакції з вищих вуглеводнів залишається тільки метан. Таким чином, розрахунок процесу конверсії може бути проведений тільки по двох рівняннях хімічних реакцій:

Сп Н2n +2 + (n - 1) H2 = nCH4 (1)

CnH2n + n Н2 = nCH4 (2)

Константи рівноваги цих реакцій запишуться в такий спосіб:

Кр1 = PCO · P3H2 /(PCH4 · PH2O)

Kр2 = PCO2 · PH2 / (PCO · PH2O)

У роботі запропоновані алгоритм і програма розрахунку складу конвертованого газу. Завдання розрахунку ускладнюється тим, що рівняння для констант рівноваги нелінійні. Запропонований метод рішення полягає в тому, що з рівняння для Кр2 обчислюється кількість молів СО (у), що вступили в реакцію (2), при прийнятому значенні молів СН4 (х), які вступили в реакцію (1). Послідовно змінюючи значення х, знаходять такі значення х и у, при яких обидва рівняння констант рівноваги обох реакцій задовольняються.

Параметрами процесу конверсії, що визначають склад конвертованого газу, є температура, тиск і співвідношення конвертованих речовин. Константи рівноваги реакцій залежать від температури процесу і визначаються по табличним даним. Різка залежність останніх від температури утрудняє користування таблицями. Вираження, що приводяться в літературі погано співвідносяться з табличними даними. Знаючи залежність константи рівноваги від температури, та користаючись відповідними табличними значеннями, були отримані вираження для констант рівноваги реакцій:

Lg Kp1=-24917,6/T–83,78652 LgT+0,03315703 T-4,951884·10-6·T2+249,5605

Lg Kp2 = 7801,029/T+36,247 Lg T-1,416384 10-2 T+2,177391 10-6 T2–104,7926

Тепловий баланс конвертора для випадку, коли конвертор конструктивно складається з трубок Фільда, має вид

Qk = Qпод + QR - Qox (3)

де Qпод — кількість теплоти, необхідна для підігріву вхідної суміші від температури входу Tвx до температури реакції TR, QR — тепловий ефект реакції, Qox — кількість теплоти, відведена від продуктів реакції при русі у внутрішній трубі, тобто при охолодженні від температури реакції до температури виходу Твих.

Рівняння (3) може бути приведено до виду

Qк = Gвых · Нвых(Твых) - Gвх Нвх (Твх) - Н298

де Н298 — тепловий ефект реакції при стандартній температурі 298 К.

Значення Н298 визначається як різниця теплот утворення продуктів реакції і речовин, які вступають у реакцію.

Температура газу після стиску в компресорі і потужність компресора визначаються по вираженнях:

Т2 = Т1 · [1 + (уkm - 1) / a],

Qk = Gk · (H2 - H1) · n / 0.98;

температура газу після розширення в газовій турбіні і її потужність визначаються по вираженнях:

Т4=Т3[1-(1-т-m)·oi]

QT = GT · (H2 - H1) 0,.98 0,99,

де Т1, Т2, Т3, Т4 – температури газів перед компресором, за компресором, перед турбіною, за турбіною відповідно; Н1, Н2, Н3, Н4 – ентальпії газів перед компресором, за компресором, перед турбіною, за турбіною відповідно; ?k і ?т – ступінь підвищення тиску в компресорі і ступінь розширення в турбіні відповідно; n – кількість ступіней стиску в компресорі; Gk і GT – витрата газу через компресор і турбіну; ?k і ?т – адіабатний ККД компресора і відносний ККД турбіни відповідно.

де R – універсальна газова постійна; Ср – теплоємність при постійному тиску.

Таким чином, розрахунок турбіни і повітряного компресора проводиться за законами для ідеальних газів.

Для визначення середньої теплоємності необхідно знати середню температуру процесу, яка спочатку задається, а потім ітеративно уточнюється. У розрахунку компресорів прийнято, що ступінь підвищення тиску у одного ступеня компресора менше трьох. Коли ?k.>3 кількість ступіней компресора збільшується. Між ступінями компресора мається проміжний охолоджувач, у якому газ охолоджується до температури, з якою він входить до першого ступеня компресора. При цьому ураховується зниження тиску в розмірі 2% від тиску газу перед ступенем компресора.

Третій розділ дисертації присвячений розгляду й аналізу традиційних схем ПГУ. Ціль аналізу – виявити найбільш ефективні схеми ПГУ для того, щоб їх можна було порівняти зі схемами ПГУ і ГТУ з внутрішньою регенерацією теплоти. Спочатку у третьому розділі розглянуто схеми ГТУ з регенеративним підігрівом повітря, яке іде до камери згоряння, а також ПГУ, у яких виробляється пара одного, двох і трьох тисків.

По-перше, були перевірені показники ГТУ фірми Siemens V94.3A. Перевірка показала, що ККД ГТУ складає 38,5% при температурі газів перед турбіною 1400 ?С, ступенем стиснення у компресорі 16, температурі навколишнього повітря 20 ?С. Фірма Siemens показує ККД 38%. Це пояснюється тим, що розглядався компресор, який має три ступені стиснення (у компресорі фірми Siemens один ступень стиснення). Через те що температура газів за турбіною у цій схемі дорівнює 670 ?С, ці гази можуть бути використані для регенеративного підігріву повітря перед камерою згоряння. Розрахунок схеми при ступені регенерації 0,785 спричинив підвищення ККД до 47,8%. З термодинамічної точки зору підвищення ККД пояснюється підвищенням середньотермодинамічної температури підведення тепла в циклі з 760 ?С до 976 ?С і зниженням середньотермодинамічної температури відводу тепла з 345 ?С до 208 ?С. При підвищенні ступеня регенерації до 0,9 ККД ГТУ підвищується до 49,15%.

У роботі проаналізовано вплив ступеня стиснення на ККД ГТУ і показано, що при постійному ступені стиснення і зростанні температури газів перед газовою турбіною ріст ККД сповільнюється. Підвищення температури газів перед газовою турбіною повинно супроводжуватися підвищенням ступеня стиснення. Іншими словами, кожній температурі газів перед газовою турбіною повинна відповідати свій ступінь підвищення тиску. Регенеративний підігрів повітря перед камерою згоряння вимагає збільшення кількості повітря, яке подається в камеру згоряння, при фіксованій температурі газів перед газовою турбіною. Альтернативою цьому є уприскування води або пари в камеру згоряння. Це уприскування знижує необхідний надлишок повітря і знижує потужність компресора. Однак ККД ГТУ зменшується. Це обумовлюється тим, що уприскування додає до більш економічного циклу ГТУ цикл ПГУ, менш економічний, з більш низькою температурою підведення тепла. Підвищення кількості ступіней стиску підвищує ККД.

Далі в роботі аналізуються схеми і параметри пари ПТУ в ПГУ. Показано, що ККД ПГУ з паровим утилізаційним контуром вище, ніж ККД регенеративної ГТУ, навіть коли у паротурбінній частині ПГУ використовується пара одного тиску. Аналізується використання проміжного перегріву пари в паровій частині ПГУ. Як відомо, проміжний перегрів пари підвищує ККД ПГУ. У парогенераторі ПГУ можливе розміщення поверхні перегріву і промперегріву послідовно або паралельно. На рис.1 у t-Q діаграмі приведені два варіанти розміщення поверхні перегріву пари в котлі-утилізаторі: послідовне і паралельне.

а) б)

Рис.1. — t-Q діаграма варіантів розміщення поверхні перегріву і промперегріву пари в котлі-утилізаторі: а) послідовне розміщення; б) паралельним розміщення.

Проведені розрахунки показали, що послідовне розміщення знижує ККД на 1%, а паралельне підвищує на 1%, порівняно зі схемою без проміжного перегріву пари. Це зв'язано з тим, що при послідовному промперегріві зменшується загальна кількість отриманої пари. Отже, застосування парових турбін з підвищеними параметрами пари і промперегрівом пари в паровій частині ПГУ підвищує ефективність ПГУ. Очевидно, що перехід на надкритичні параметри пари ще більше підвищить ККД ПГУ, однак надкритичні параметри пари значно ускладнюють експлуатацію і вартість установки. Далі в роботі розглядаються ПГУ на закритичних параметрах, а схеми утилізаційних парогенераторів тільки з паралельним розміщенням поверхні нагрівання основного і проміжного пароперегрівачів.

У роботі проведено аналіз необхідності парової регенерації тепла в паровій частині ПГУ. Результати порівняльних розрахунків показали, що використання газового підігріву живильної води більш доцільно, ніж парова регенерація.

Був проведений аналіз ефективності ПГУ при застосуванні пари двох чи трьох тисків. Спочатку було проаналізовано застосування схем із двома тисками пари. Розрахунок показав, що при двох тисках ККД ПГУ збільшується з 52,78% до 54,24%, навіть при параметрах пари високого тиску 9,0 МПа, 500 ?С. Коли параметри пари високого тиску 13 МПа, 565 ?С/565 ?С, КПД схеми досягає 54,38%. При цьому тиск пари низького тиску дорівнює 0,1 МПа. Підвищення низького тиску до 0,4 МПа підвищує ККД ПГУ до 54,55%. Доцільність використання утилізаційних парогенераторів декількох тисків пари полягає в зниженні втрат ексергії при генерації водяної пари, а також зниженні температури газів, що відходять. Також була розглянута схема, у якій у ПТУ використовується парова регенерація теплоти для потоку пари високого тиску. Хоча кількість пари низького тиску, виробленого в утилізаційному парогенераторі і підвищується, ККД усе таки знижується (51,64%). Таким чином, можна зробити висновок, що для одержання високого значення ККД ПГУ в паровій частині схеми недоцільно використовувати парову регенерацію теплоти.

Найвищий ККД ПГУ має місце при використанні в паровій частині пари трьох тисків. ККД таких ПГУ дорівнює 54,71%. Таким чином, коли ККД ПГУ з одним тиском дорівнює 53,5%, при використанні двох тисків пари – 54,53%, то при трьох тисках – 54,71%. Подальше підвищення кількості тисків пари практично не підвищує ККД ПГУ. На рис.2 приведена схема розташування поверхні нагрівання в парогенераторі ПГУ, у якому виробляється пара високого, середнього і низького тиску (ПВД, ПСД, ПНД). Розроблено методику розрахунку такої схеми. Розрахунок проведений з урахуванням утрат тиску як у газової, так і в паровій частині парогенератора.

Рис.2. — Схема розміщення поверхонь нагрівання в парогенераторі ПГУ, у якому виробляється пара трьох тисків. ПНД – пара низького тиску; ПСД – пара середнього тиску; ПВД – пара високого тиску.

У четвертому розділі викладені основні результати виконаної роботи.

Для використання хімічної регенерації теплоти в схему включається конвертор, у якому проходять реакції конверсії метану і його гомологів з водяною парою з чи двоокисом вуглецю. Константи рівноваги цих реакцій у залежності від температури приведені в табл.1. У зв'язку з тим, що реакції конверсії проходять з підвищенням кількості молей, підвищення тиску знижує ступінь проходження реакцій. З даних, наведених у табл.1. можна зробити висновок про те, що технічне використання реакцій конверсії може бути при наявності теплоти з температурою, рівною або більшою ніж 727 ?С.

У табл.2 показаний склад газової суміші, що утворюється при паровій конверсії метану і при конверсії двоокису вуглецю. У таблиці приведена кількість молів конвертованого газу, що утвориться при конверсії, кількість теплоти, що виділяється при згорянні одного моля, і кількість теплоти, що виділяється при згорянні всього конвертованого газу. У табл.2 також приводиться кількість СО2, який попадає в навколишнє середовище при спалюванні конвертованого газу у рівній за тепловим ефектом кількості з метаном, який іде на конверсію.

Таблиця 1

Значення констант рівноваги реакцій конверсії метану в залежності від температури реакцій

Температура реакцій, ?С | Кр1 | Кр2 | Кр3

627 | 1,306 | 2,204 | 0,5929

727 | 26,56 | 1,374 | 19,32

827 | 313,3 | 0,944 | 331,6

927 | 2474 | 0,696 | 3548,0

1027 | 14280 | 0,5435 | 26260,0

1127 | 64020 | 0,4406 | 145200

Кр3 – константа рівноваги реакції СН4 + СО2 2СО + 2Н2 – Q

Таблиця 2

Склад для рівноваги газової суміші при пароводяній і вуглекислотній конверсії метану

Парова конверсія при співвідношенні CH4 :H2O:2

Температура, С | Тиск, МПа | Склад газу в об'ємних % | см ,

кг/

кмоль | Qрн, кДж/ кмоль | кДж | q

CO2 | CO | H2 | CH4 | H2O

727 | 0,098 | 5,12 | 14,43 | 63,42 | 0,01 | 16,1 | 10,61 | 4,90 | 201646 | 988319 | 1,23

0,490 | 4,18 | 14,93 | 61,44 | 1,48 | 17,97 | 10,72 | 4,85 | 202720 | 983320 | 1,23

0,980 | 6,20 | 7,5 | 47,25 | 10,5 | 28,52 | 12,00 | 4,13 | 219826 | 907395 | 1,13

2,940 | 5,87 | 4,13 | 35,81 | 16,7 | 37,50 | 13,88 | 4,75 | 232183 | 870085 | 1,08

827 | 0,098 | 3,94 | 16,11 | 63,76 | 0,08 | 16,11 | 10,43 | 4,98 | 200476 | 999220 | 1,25

0,490 | 4,18 | 14,93 | 61,44 | 1,48 | 17,96 | 10,72 | 4,85 | 202720 | 983320 | 1,23

0,980 | 4,51 | 13,21 | 57,59 | 3,80 | 20,89 | 11,20 | 4,64 | 207168 | 961635 | 1,20

2,940 | 5,07 | 8,99 | 47,54 | 9,78 | 28,62 | 12,42 | 4,19 | 218891 | 916792 | 1,14

Вуглекислотна конверсія CH4 :2:1

827 | 0,294 | 2,4 | 47,6 | 43 | 4,7 | 2,3 | 16,41 | 3,65 | 276441 | 1010753 | 1,26

2,940 | 31,7 | 18,2 | 3,5 | 38,9 | 7,2 | 26,64 | 2,25 | 373051 | 840141 | 1,05

Кількість теплоти, що виділяється при повному згорянні 1 моля метану, складає 802325 кДж, кількість CO2, що виділяється в навколишнє середовище при повному згорянні – 44 кг. Таким чином, при пароводяній конверсії метану кількість теплоти, що виділяється при згорянні конвертованих газів, на ? 22% більше, ніж при згорянні метану, що пішов на конверсію, а вихід CO2 у навколишнє середовище на 30% нижче. Це порозумівається тим, що при конверсії метану відбувається розпад води, і водень, який є у воді, переходить у конвертовані гази. При конверсії природного газу двоокисом вуглецю кількість теплоти, що виділяється при згорянні конвертованих газів, також значно більше, ніж при згорянні вихідного метану. Однак вихід CO2, не тільки не зменшується, а навпаки, збільшується, у залежності від параметрів конверсії. Таким чином, можна констатувати, що пароводяна конверсія природного газу підвищує ККД установки і зменшує вихід CO2 у навколишнє середовище.

Слід зупинитися на ще одній особливості установок із внутрішньою регенерацією теплоти. У таких установках, крім теплоти й електроенергії, виробляється також неенергетична продукція – конвертовані гази. При багатоцільовому виробництві в енергоустановці, коли в ній виробляється кілька видів енергетичних продуктів, ефективність установки визначається за ексергетичним ККД, який є відношенням суми ексергіїи, що виходить з установки, до суми ексергії, яка надходить до установки. Однак, коли кількість СН4, який прореагував з водою, мала, ексергетичний ККД виходить достатньо великим, причому, чим більше метану не прореагувало, тим більше значення ККД. У цьому випадку частина метану (природного газу) якби "транзитом" проходить через конвертор і установку у цілому. Тому ексергетичний ККД такої установки пропонується розраховувати з урахуванням "транзитної" ексергії:

де Етр — "транзитна" ексергія, яка дорівнює ексергії метану, якій не прореагував у конверторі, — сума ексергії усіх вироблених в установці потоків енергії і речовини; – сума ексергії усіх вхідних в установку потоків.

Далі послідовно розглядаються схеми ГТУ і ПГУ з внутрішньою регенерацією теплоти. На рис.3, 4 зображені схеми ГТУ і ПГУ з відпуском конвертованого газу споживачу. Схеми ПГУ відрізняються від схем ГТУ наявністю в паровій частині схеми утилізаційного парового котла і парової турбіни, яка виробляє електроенергію. На рис.5 відображена схема ПГУ з використанням конвертованого газу в камері згоряння ГТ і відпуском надлишку газу споживачу.

Далі в роботі приводиться методика розрахунку схем ПГУ і ГТУ з хімічною регенерацією теплоти і результати розрахунку цих схем. Дослідження впливу тиску конверсії на показники ПГУ рис.4 показує, що з ростом тиску ККД підвищується, хоча потужність парової турбіни падає. Зниження потужності парової турбіни порозумівається підвищенням тиску пари, узятого для парової конверсії, а підвищення ККД – значним ростом ексергії конвертованого газу. Через те, що з підвищенням тиску зменшується повнота проходження реакції конверсії, а тепло, узяте від газів після газової турбіни, однакове, зростає кількість молів речовин, що подаються в конвертор (СН4, Н2О), що підвищує як ексергію конвертованих газів, так і "транзитну" ексергію. Збільшення відношення Н2О:СН4 знижує потужність паротурбінної частини, знижує ексергію конвертованого газу і "транзитну" ексергію. Порівняння схем ПГУ з хімічною регенерацією і без неї показує, що, коли схема ПГУ без хімічної регенерації має ККД 57-57,8%, при хімічній регенерації ККД підвищується до 88%. Розрахунок схеми ПГУ на рис.5 показав, що загальний ексергетичний ККД знижується до 64,5 - 66,9%. Результати розрахунків схем ПГУ і ГТУ при різних параметрах наведені на рис.6, 7, 8, 9.

Рис. 3. — Схема ГТУ з хімічною регенерацією теплоти і відпусткою конвертованого газу споживачу: I – повітряний компресор; II – газова турбіна; III – електрогенератор; IV – генератор; V – камера згоряння; VI – конвертор метану; VII – казан-утилізатор; VIII – підігрівач суміші водяної пари з природним газом; IX – підігрівач природного газу; X – охолоджувач конвертованого газу; XI – водяник насос; XII – конвертований газ; XIII – природний газ; XIV – викид в атмосферу; XV – компресор природного газу.

Рис.4. — Схема ПГУ з хімічною регенерацією теплоти і відпусткою конвертованого газу: I – компресор; II – камера згоряння; III – газова турбіна; IV – генератор; V – конвертор; VI – регенеративний охолоджувач конвертованого газу; VII – підігрівник природного газу; VIII – охолоджувач конвертованого газу; IX – казан-утилізатор; X – ЦВТ парової турбіни; XI, XII – ЦСТ і ЦНТ відповідно; XIII – конденсатор; XIV – конденсатний насос; XV, XVI, XVII – живильні насоси низького, середнього і високого тиску відповідно; XVIII – природний газ перед установкою; XIX - вихід конвертованого газу.

Рис.5. — Схема ПГУ з хімічною регенерацією теплоти, використанням конвертованого газу в камері згоряння ГТ і відпусткою надлишків споживачу: I-XVIII – див. позначення рис.4; XIX – компресор конвертованого газу; ХХ – конденсатор конвертованого газу.

Рис.6. Вплив початкової температури газів на ефективність схем ПГУ при ?сж = 8, урас =4,47, Н2О:СН4 =1.1 – схема по рис.4; 2 - схема по рис.5; 3 – схема ПГУ без регенерації. | Рис.7. — Вплив тиску конверсії на ККД схем ПГУ при температурі газів перед газовою турбіною 1500 ?С, ?сж = 8,
Н2О:СН4 = 1.1 – схема по рис.4; 2 – схема по рис.5.

Рис.8. — Вплив відношення Н2О:СН4 на ефективність схем ПГУ при початковій температурі газів перед газовою турбіною
1500 ?С, ?сж = 8, рк = 1,0 МПа: 1 – схема по рис.4; 2 – схема по рис.5. | Рис.9. Вплив початкової температури газів перед ГТ на ККД схеми ГТУ: 1 - усж = 16; 2 - усж = 10; 3-усж = 8

У висновках сформульовані основні результати дисертації.

Висновки

У дисертаційній роботі запропоновано нове рішення наукової задачі підвищення ККД газотурбінних і парогазових установок шляхом удосконалювання внутрішньої регенерації теплоти, що полягає в установці конвертора природного газу після газової турбіни. Для забезпечення процесу конверсії використовується теплота відпрацьованих у газовій турбіні газів. Отримані наукові результати дослідження можуть бути використані при проектуванні сучасних ГТУ і ПГУ на енергомашинобудівних заводах.

У результаті виконання роботи отримані наступні результати.

1. Проведено аналіз сучасного стану ГТУ і ПГУ. Показано, що переоцінка запасів вуглеводних енергоресурсів на земній кулі у бік їхнього значного збільшення, вихід з ладу і зупинка значної кількості атомних електростанцій у зв'язку з завершенням їхнього проектного ресурсу в найближчі 10–15 років неминуче дасть могутній імпульс до розвитку ГТУ і ПГУ. Для того, щоб уникнути підвищення викидів у навколишнє середовище газів, що утворять парниковий ефект (СО2), слід орієнтуватися на установки на органічному паливі з максимальним ККД і мінімальним викидом СО2. Саме такими установками і є ГТУ і, особливо, ПГУ з внутрішньою регенерацією теплоти, що відробила. Аналіз схем ПГУ, як існуючих, так і проектованих, показав, що найбільшим ефектом володіють бінарні схеми ПГУ з підведенням теплоти тільки в газову частину схеми.

2. Для використання внутрішньої регенерації температура відпрацьованих газів що після газової турбіни повинна бути на рівні 850–900 С. Для досягнення цього температура газів перед газовою турбіною повинна бути порядку 1400–1500 С. Газові турбіни з такою температурою в останні роки були розроблені ведучими світовими турбобудівними фірмами. Для застосування внутрішньої регенерації повинна бути істотно знижений ступінь стиску (з 1630 до 810), що спрощує газову турбіну і компресор.

3. Конвертовані гази містять великий відсоток водню, значно меншу кількість СО, невелику кількість СО2 і Н2О. При спалюванні цього газу в рівному по тепловому ефекті кількості з природним газом, утвориться значно менше вуглекислоти (на 20і, отже, внутрішня регенерація теплоти приводить в остаточному підсумку до меншого забруднення навколишнього середовища двоокисом вуглецю. Сумарна теплота згоряння конвертованих газів, що утворяться при паровій конверсії природного газу, на 2022 % вище, ніж теплота згоряння вхідного природного газу.

4. Розроблено схеми ГТУ і ПГУ, що використовують теплоту відпрацьованих у газовій турбіні газів для проведення конверсії природного газу, у яких поряд з електроенергією виробляється синтез-газ. Пропонуються схеми як з відпусткою отриманого синтезу-газу споживачу, так і з використанням цього газу в самій установці.

5. Розроблено методику розрахунку процесу конверсії природного газу, математичні моделі окремих елементів схем ГТУ і ПГУ, а також самих схем з відпусткою синтезу-газу споживачу і з використанням цього газу в тій установці, де він вироблений.

6. Для зіставлення показників ефективності розроблених установок з показниками традиційних схем був проведений розрахунок цих схем, у результаті якого було отримано, що максимальне значення електричного ККД ГТУ при початковій температурі газу 1400 0С дорівнює 38,5 %, а ПГУ — 56-58 %. На ККД ПГУ значний вплив робить утилізаційний паровий контур. Показано, що максимальний ККД виходить при виробленні в парогенераторі водяної пари трьох тисків. Однак, перехід від двох тисків до трьох дає підвищення ККД ПГУ усього на 0,18 % (абс.). Представляється, що це незначне підвищення не компенсує ускладнення конструкції парогенератора і парової турбіни, тому для подальшої роботи доцільно використовувати парогенератор двох тисків.

7. Для оцінки ефективності схем ГТУ і ПГУ з запропонованою внутрішньою регенерацією теплоти, у яких виробляється електроенергія і синтез-газ, використовується ексергетичний ККД, що враховує "транзит" ексергії метану який не прореагував.

8. Визначено вплив параметрів конверсії (температури, тиску, співвідношення вихідних речовин Н2О:СН4) на показники ГТУ і ПГУ з внутрішньою регенерацією теплоти. Якщо тиск конверсії заданий, то підвищення температури доцільно тільки доти, поки практично весь метан не вступить у реакцію. Подальше підвищення температури не тільки не підвищує, але навіть знижує КПД установки. Оптимальне співвідношення Н2О:СН4 знаходиться в інтервалі 1-2.

9. Для проведення процесу конверсії водяна пара може бути відібрана від парової турбіни чи вироблений у спеціальному парогенераторі, у якому спалюється частина конвертованого газу або використовується теплота продуктів згоряння ГТУ після конвертора метану. Максимальний ККД має ПГУ з внутрішньою регенерацією теплоти, коли пара для конверсії відбирається від парової турбіни.

10. При аналізі схеми ПГУ з відпусткою синтезу-газу споживачу було виявлено, що при температурі газу перед газовою турбіною 1400 0С с підвищенням тиску конверсії від 0,5 до 1,5 МПа (при Н2О:СН4=2) ексергетичний ККД росте від 76,3 % до 81,6 %. З ростом Н2О:СН4 від 1 до 2,5 (при Рконв=1,5 МПа) ексергетичний ККД змінюється від 87,37 % до 76,1 %.

11. При аналізі схеми ПГУ з використанням синтез газу в тій же установці отримано, що ексергетичний ККД для цієї схеми на ~10 % менше, ніж попередньої. Вплив параметрів конверсії на ККД схеми ПГУ з використанням синтез газу в тій же установці такий