2. Топливно-кислородный смесительный парогенератор

Принципиальная схема топливно-кислородного смесительного парогенератора (ТКСП) представлена на рис. 2.

Рис. 2. Принципиальная схема парогенератора

Топливо, например метан (или любое другое), вместе с кислородом подаётся в камеру сгорания парогенератора, где организуется процесс горения. В зону горения специальным образом подводится вода для парообразования и на выходе из парогенератора получаем перегретый водяной пар с примесью продуктов сгорания. Преимущество данного способа получения пара заключается в отсутствии поверхности теплообмена, что позволяет максимально интенсифицировать процесс парообразования. С другой стороны, введение воды в зону горения улучшает эмиссионные характеристики камеры сгорания и уменьшает количество вредных выбросов в атмосферу.

Можно выделить два основных направления применения ТКСП – энергетическое и технологическое.

Под энергетическим направлением понимается включение ТКСП в качестве источника рабочего тела в схемы силовых и теплофикационных установок, в том числе когенерационных и тригенерационных.

Технология добавления воды (водяного пара) в газовый тракт газотурбинных установок (ГТУ) существует давно. Вероятно, в России первый подобный опыт был осуществлен в 1896 – 1900 гг. морским инженером П.Д. Кузьминским при испытании газотурбинного судового двигателя собственной конструкции. Жаровая труба камеры сгорания имела испарительный водяной экран, откуда водяной пар поступал в зону горения, после чего, образовавшаяся парогазовая смесь расширялась в радиальной многоступенчатой турбине [4]. Но и в настоящее время, такие решения, как добавление воды в рабочее тело газовой турбины считаются эффективными и перспективными.

Известно, что для повышения удельной полезной работы ГТУ необходимо уменьшение работы сжатия воздуха в компрессоре или повышение работы расширения газа либо совместная реализация этих мер за счет охлаждения воздуха при его сжатии и подогрева газа при его расширении. Максимальный эффект при этом, достигается при изотермическом сжатии и расширении рабочего тела.

Из-за крайней сложности осуществления изотермических процессов, в реальных установках применятся ступенчатое охлаждение при сжатии и подогрев при расширении (рис. 3) [5].

Охладить воздух перед сжатием в компрессоре можно двумя способами - в поверхностных рекуперативных теплообменниках или за счёт впрыска охлаждающей воды в поток воздуха.

Первым воспользовалась фирма GENERAL ELECTRIC при разработке современной газовой турбины LMS100 с использованием технологии промежуточного охлаждения воздуха в компрессоре ГТУ при помощи промежуточного теплообменника (интеркулера). Охлаждение циркуляционной воды, в этом случае, происходит в вентиляторной градирне или в воздухоохлаждаемом конденсаторе ("сухой градирне"). Необходимо отметить, что на сегодняшний день эта ГТУ обеспечивает самый высокий КПД в открытом цикле [6]. Другой путь перспективным считают специалисты "Пермского моторного завода", так, в программе совершенствования ГТУ, в частности, предусмотрено внедрение в энергетической ГТУ-25П технологии впрыска охлаждающей воды после компрессора низкого давления для повышения мощности (до 20 %) и КПД (до 3 %). При этом распыл воды происходит до состояния "тумана" с диаметром капель менее 20 мкм [7].

Рис. 3. Принципиальная схема многоступенчатой ГТУ:

КВД, КСД, КНД – ступень компрессора соответственно высокого, среднего и низкого давления; КСВ, КСН – камеры сгорания высокого и низкого давления; ТВД, ТНД – ступень турбины высокого и низкого давления; ОВ – охладитель воздуха; Г - электрогенератор

Подвод теплоты в процессе расширения повышает среднюю температуру рабочего тела, а совмещение подвода теплоты и процесса расширения позволяет получить наибольшее увеличение работы при политропном процессе. Такой процесс можно осуществить при сжигании топлива в проточной части турбины, но это сопряжено с существенными трудностями в организации и регулировании процесса горения. В существующих ГТУ промежуточный подогрев рабочего тела осуществляется в промежуточных камерах сгорания или подогревателях. Применение для этих целей ТКСП может оказаться достаточно выгодным из-за простоты конструкции и высоких удельных энергетических характеристик устройства, его стабильной работы.

Еще одним преимуществом подачи воды в газовый тракт ГТУ является то обстоятельство, что за счёт "перерасширения" рабочего тела в парогазовой турбине, т.е. поддержания давления в её выхлопном патрубке существенно ниже атмосферного, повышается экономичность установки. Выигрыш в тепловой экономичности достигается за счёт превышения полезной мощности силовой турбины над энергозатратами по удалению продуктов сгорания [8].

Конечно, конденсация водяного пара из продуктов сгорания потребует дополнительных капитальных затрат на сооружение конденсаторов и охладителей циркуляционной воды, а также дополнительных затрат электроэнергии на собственные нужды этих объектов.

Например, в [9] анализировались различные схемы конденсации водяного пара из продуктов сгорания ПГУ-STIG для технологического использования. Показано, что конденсация воды из продуктов сгорания в аппарате поверхностного типа (рис. 4 а) обеспечивает минимальные потери подготовленной воды из цикла. Но капитальные затраты по конденсатору и сопряжённой сухой градирне в схеме с конденсатором контактного типа меньше, ниже и расход воды на собственные нужды. С другой стороны, в контактном конденсаторе вместе с газами уносится часть сконденсированной из продуктов сгорания влаги (рис. 4 б) и при одинаковом возврате воды в цикл это увеличивает тепловую нагрузку сухой градирни в варианте с контактным конденсатором по сравнению с комбинацией "поверхностный конденсатор – сухая градирня" .

а)

б)

в)

Рис. 4. Варианты схем конденсации водяного пара:

КУ – котёл-утилизатор; ПК – конденсатор поверхностного типа; Д – дымосос; КН – конденсатный насос; ЦН - циркуляционный насос; СГ – сухая градирня; ВСГ – вентилятор СГ; КК – конденсатор контактного типа; МГ – мокрая градирня; ДТ – дымовая труба

В результате, при величине капельного уноса , общее увеличение стоимости выработки электроэнергии при установке системы конденсации водяного пара из продуктов сгорания составляет 5,55 %.

Анализ варианта конденсатора в сочетании с "мокрой" градирней (рис. 4 в) показывает, что капитальные затраты на систему конденсации на 1,5 – 2 % превосходят экономию затрат в системах водоочистки, обусловленную снижением её мощности при улавливании конденсата.

Таким образом, делается вывод о том, что по совокупности технико-экономических показателей любой из рассмотренных вариантов является нецелесообразным, если нет ограничения в источниках сырой воды.

Но при наличии возможности утилизации низкопотенциальной теплоты для нужд тепло- и/или холодоснабжения, эти затраты могут быть оправданы. Можно предложить следующую схему теплофикационного использования теплоты отработанных газов ПГУ (рис. 5).

Рис. 5. Схема теплофикационного использования теплоты

отработанных газов ПГУ:

ТС – тепловая сеть; ХП - холодопровод; СП – сетевой подогреватель; КН – конденсатный насос; Д – дымосос; ДТ – дымовая труба; АБХМ – абсорбционная холодильная машина

Отработанные газы ПГУ подаются в СП для подогрева сетевой воды и/или АБХМ с целью выработки холода для системы кондиционирования. При этом утилизируется не только физическая теплота уходящих газов, но и теплота конденсации водяных паров. В этом случае, количественную оценку эффективности работы установки можно проводить через коэффициент использования топлива (КИТ)

где – выработка электроэнергии, МВт; – выработка тепловой энергии и/или холода, МВт; – теплота, подводимая к установке, МВт.

Технологическое применение ТКСП может заключаться в использовании парогазовой смеси в различных технологиях не чувствительных к наличию в водяном паре примесей в виде продуктов сгорания. Например, в технологии интенсификации добычи нефти.

В процессе добычи нефти происходит снижение температуры и давления нефтяного пласта, которое усиливается при его обводнении. Вследствие этого объём добычи нефти резко падает. Это происходит за счёт уменьшения вязкости нефти, снижения её фильтрации через пористые породы и отложения парафинов в призабойной зоне.

Традиционно для интенсификации добычи нефти применяются термические и механические методы. В последнее время большое внимание уделяется и микроволновым технологиям увеличения её добычи [10].

Термические методы заключается в закачке водяного пара или нагретой жидкости в зону добычи для увеличения температуры. Их применяют, как правило, при добыче средней и тяжелой нефти, а также при разработке месторождений битуминозных песков. При этом понижается вязкость нефти и происходит плавление асфальто-парафинов в порах нефтеносных пород около трубного пространства скважины.

Увеличению нефтеотдачи будут также способствовать процессы испарения, под действием пара, нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель. Процесс вытеснения нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как теплосодержание пара значительно больше, чем у воды [11].

"Тепловая" технология применяется с середины 30-х годов прошлого столетия, но и сегодня, несмотря на достаточную дороговизну и сложность, для её реализации выпускаются специальные паровые котлы с рабочим давлением 300 атм и температурой перегрева 500 К [12].

Для подачи пара в призабойную зону на поверхности монтируется паровая котельная. Параметры пара при таком способе должны обеспечивать как технологические требования, так и компенсацию существующих тепловых потерь. Укрупнённо, тепловые потери складываются из потерь подводящего паропровода (наземной части), потерь в нагнетательных скважинах и потерь на границах нефтяного пласта (через кровлю и подошву). Если наземный участок паропровода можно легко теплоизолировать, то теплоизоляция скважинных паропроводов сопряжена с большими техническими и технологическими трудностями. Кроме того, давление не должно превышать некую критическую величину, при которой возможно горизонтальное растрескивание породы и изменение конфигурации месторождения [13]. А при ограничении давления существует риск подачи в нефтяной пласт не перегретого пара, а пароводяной смеси, что не улучшит экономичность процесса.

Для уменьшения тепловых потерь разрабатываются парогенераторы, устанавливаемые на забое скважины – глубинные парогенераторы. В них горючий газ и вода подаются, соответственно, компрессором и насосом, вода поступает непосредственно в камеру сгорания, и полученная смесь водяного пара и продуктов сгорания впрыскивается в нефтеносный пласт. При использовании глубинных парогенераторов высокого давления может быть снижено загрязнение окружающей среды, вызванное выбросом продуктов сгорания. Однако для обеспечения таких парогенераторов воздухом, если он используется в качестве окислителя, требуются компрессорные установки значительных габаритов.

Применение ТКСП в качестве глубинного парогенератора будет иметь существенные преимущества: отсутствие тепловых потерь подводящего и нагнетательного паропроводов; практическое отсутствие ограничительной зависимости давление-температура для пара, т.к. существует возможность регулирования "на месте" температуры перегрева в очень широких пределах через изменение расхода подаваемой воды; кислородное сжигание (по сравнению с воздушным) существенно снизит затраты на работу компрессора; стехиометрическое сжигание позволит избежать нагнетания в пласт излишнего количества частиц сажи или молекул кислорода, не вступившего в реакцию; наличие газа в паре приводит к изменению относительной проницаемости и способствует поддержанию давления.

Как в случае энергетического, так и в случае технологического применения ТКСП, в его камеру сгорания подаётся вода. Отсюда следует необходимость детального изучения процессов тепломассообмена при испарении в высокотемпературную и высокоскоростную парогазовую среду с учетом различных способов подачи воды.