- •Введение
- •1. Сжигание органического топлива в кислородной среде
- •2. Топливно-кислородный смесительный парогенератор
- •3. Концепция теплофикации (тригенерации) для водородной паротурбинной установки
- •3.1. Схема когенерации (теплофикации)
- •3.2. Схема тригенерации
- •3.3. Расчет системы утилизации тепловой энергии после турбины
- •4. Влияние регенеративного подогрева на эффективность впу
- •5. Регенеративные подогреватели впу
- •5.1. Обоснование и выбор конструкции регенераторов
- •5.2. Тепловой и гидравлический расчеты регенератора
- •5.3. Интенсификация теплопередачи в регенеративном подогревателе
- •Заключение
- •Библиографический список
- •Оглавление
- •394026 Воронеж, Московский просп., 14
3.1. Схема когенерации (теплофикации)
Рассматривается принципиальная схема теплофикации, показанная на рис. 5.
Расчет проводим для максимального отпуска тепловой энергии, т.е. при отсутствии регенерации, а исходные данные принимаем для ВПУ электрической мощностью 4,5 МВт [14].
Согласно схеме, можно утилизировать физическую теплоту пара ( ), теплоту фазового перехода ( ) и часть физической теплоты конденсата греющего пара ( ).
Тогда, с учетом потерь оборудованием,
МВт;
МВт.
При МВт, получим коэффициент использования топлива (КИТ)
.
3.2. Схема тригенерации
Рассматривается принципиальная схема теплофикации, показанная на рис. 6.
Согласно схеме, можно утилизировать физическую теплоту пара ( ), теплоту фазового перехода ( ) и часть физической теплоты конденсата греющего пара ( ). Отличительной особенностью данной схемы является включение в нее АХМ, вместо ОК.
Для расчетов выбираем одноступенчатую АХМ с холодильным коэффициентом , тогда
МВт,
.
Снижение КИТ по сравнению с чисто теплофикационной схемой произошло из-за АХМ с . Возможность применения различных АХМ будет рассмотрена далее.
3.3. Расчет системы утилизации тепловой энергии после турбины
Теплофикационные циклы с противодавленческими турбинами характеризуются высокой эффективностью т.к. вся теплота отработавшего в турбине пара полезно утилизируется. Схема реализации теплофикационного цикла зависит от потребности в энергии определенного вида - когенерация или тригенерация.
Поэтому для расчета выбираем схему тригенерации с возможностью отпуска большого количества холода для системы кондиционирования (рис. 8). Такая схема может быть привлекательна, например, для крупных торгово-развлекательных комплексов, где эффективность ВПУ будет поддерживаться на высоком уровне (благодаря выработке холода в летнее время) в течение всего года.
В камере сгорания водородного парогенератора (ВПГ) 1 происходит сжигание газообразного водорода в среде газообразного кислорода с образованием парогаза с температурой порядка 2500 – 2700 К. Для тепловой защиты в камере сгорания предусмотрено водяное охлаждение. Затем парогаз и неиспарившаяся охлаждающая вода попадают в камеру испарения ВПГ, где за счёт испарения балластировочной воды понижается температура парогаза до заданного значения в области перегретого или сверхперегретого водяного пара, который совершает работу в высокооборотной паровой турбине (ВПТ) 2 за счет чего в электрогенераторе вырабатывается электрическая мощность. ВПГ непосредственно присоединён к ВПТ, что исключает наличие протяженных паропроводов [15]. А вариант двухступенчатой сверхзвуковой ВПТ с противодавлением позволяет быстрозапускать установку из холодного состояния, около 10 с, и утилизировать теплоту выхлопа турбины для нужд теплофикации. Всё это делает ВПУ очень компактной и манёвренной.
Рис. 8. Принципиальная схема теплофикации:
1 – водородный парогенератор; 2 – высокооборотная паровая турбина; 3 – газовый регенеративный подогреватель; 4 – водяной регенеративный подогреватель; 5 – конденсатор; 6 – электролизёр; 7 – бак-аккумулятор кислорода; 8 – бак-аккумулятор водорода; 9 – охладитель конденсата; 10 – бак подпитки подготовленной воды; 11 – охладитель пара; 12 – абсобционная холодильная машина; ТС – тепловая сеть; ХП – холодопровод
Перегретый водяной пар, но с меньшим давлением, из ВПТ поступает в газовый регенеративный подогреватель (ГРП) 3, где за счет избыточной физической теплоты пара подогреваются горючее (водород H2) и окислитель (кислород О2). Подогретые газообразные H2 и О2 подаются в ВПГ.
Из ГРП водяной пар, имеющий большой перегрев, поступает в водяной регенеративный подогреватель (ВРП) 4, где подогревает воду, подаваемую в ВПГ на завесу, регенеративное охлаждение камеры сгорания и на балластировку в камеру испарения. Для исключения конденсации греющего пара в ВРП его температура на выходе из ВРП поддерживается несколько выше температуры насыщения. Газовый и водяной регенеративные подогреватели конструктивно выполняются по одинаковой схеме, поэтому могут быть объединены в регенеративный моноблок. Затем поток греющего, немного перегретого, пара распределяется в зависимости от режима работы схемы – когенерационного или тригенерационного.
При когенерационном режиме, пар после ВРП 4 подаётся в конденсатор 5, где конденсируясь, отдаёт теплоту фазового перехода воде из тепловой сети. Так как конденсат греющего пара после конденсатора может иметь достаточно высокую температуру (в зависимости от противодавления), а сильное переохлаждение его в конденсаторе нецелесообразно, то последовательно по греющему теплоносителю и параллельно по сетевой воде устанавливается охладитель конденсата 9, в котором избыточная теплота конденсата передаётся сетевой воде. Охлаждённый конденсат поступает в бак подпитки подготовленной воды (БППВ) 10. В чистом виде когенерационный режим может быть осуществлён в отопительный период, когда теплота используется в тепловой сети для отопления и горячего водоснабжения, или круглогодично – когда имеется постоянная потребность в достаточно большом количестве горячей воды (например, крупные крытые аквапарки).
В случае тригенерационного режима, пар после ВРП 4 подаётся в охладитель пара (ОП) 11, где сетевая вода охлаждает греющий пар до температуры насыщения. Полученная теплота расходуется на горячее водоснабжение. После ОП, насыщенный пар попадает в абсорбционную холодильную машину (АБХМ) 12, где вырабатывается холод, который по холодопроводу подаётся потребителю (система кондиционирования). Конденсат греющего пара после АБХМ направляется в БППВ 10.
При сгорании водорода в кислородной среде образуется водяной пар, который вместе с испарившейся водой является рабочим телом ВПТ. Чтобы не допустить перегрузку системы по рабочему телу, в БППВ предусмотрен отбор конденсата, в количестве равном суммарному расходу горючего и окислителя (ВH2 + ВО2) в электролизёр 6. Где, например, в ночное время, когда потребность в электроэнергии снижается, за счёт невостребованной «провальной электроэнергии» получают водород и кислород с последующим их аккумулированием в баках-аккумуляторах 7 и 8. Оставшаяся часть конденсата через ВРП попадает в ВПГ.
Таким образом, работа ВПУ по предлагаемой схеме позволяет в зимний (отопительный) период вырабатывать электроэнергию и тепловую энергию для нужд теплоснабжения, а в летний период вырабатывать электроэнергию, тепловую энергию для горячего водоснабжения и холод для системы кондиционирования.
Работа ВПУ подобна и паротурбинным (ПТУ) и газотурбинным (ГТУ) установкам. С одной стороны, в ВПУ рабочим телом является водяной пар и реализуется цикл Ренкина для турбины с противодавлением как у ПТУ. С другой стороны, рабочим телом ВПУ являются продукты сгорания горючего (водорода) в среде окислителя (кислорода), что подобно работе ПГУ. Поэтому любые изменения параметров рабочего тела будут влиять на экономичность ВПУ в большей степени, чем на ПТУ. Например, для ПТУ регенеративный подогрев питательной воды парогенератора приведёт к пропорциональному уменьшению расхода топлива в последнем при неизменных параметрах свежего пара. А для ВПУ уменьшение расхода горючего и окислителя, пропорционально теплоте регенеративного подогрева компонентов топлива и балластировочной воды, приведёт к уменьшению массового расхода пара на турбину, что, безусловно, скажется на производстве полезной работы.
Для противодавленческой теплофикационной ПТУ характерно, что для нужд теплофикации отводится весь отработавший в турбине пар, поэтому мощность турбины связана с нагрузкой теплового потребителя. При постоянном расходе пара, мощность турбины с противодавлением однозначно определяется используемым теплоперепадом, который зависит от начальной температуры пара. Если начальное давление и противодавление турбины постоянны, повышение температуры пара приводит к увеличению работы пара, повышению термического и внутреннего КПД, а величина повышения начальной температуры пара ограничена только прочностными свойствами металла и удорожанием турбины.
Таким образом, появляется принципиальная возможность дополнительного маневрирования отпуском электрической и тепловой энергии потребителю посредством изменения (или полного отключения) регенеративного подогрева [16]. Предположим, что потребность в тепловой энергии снизилась, а в электрической – возросла. В этом случае осуществляется максимально возможная регенерация теплоты. При неизменном расходе пара, за счёт подогрева компонентов топлива и технологической воды, подаваемых в ВПГ, возрастает его температура и, соответственно, отпускаемая электрическая мощность. В случае увеличения потребности в тепловой энергии возможно снижение или полное отключение пропуска пара через регенеративные подогреватели. Из-за невозможности работы противодавленческой ВПТ в области влажного пара, величина снижения температуры свежего пара ограничивается областью перегретого пара для противодавления.
Полагая, что работа электролизёра обеспечивается за счёт сторонней энергии, и максимальном отпуске теплоты потребителю (при отключенных регенеративных подогревателях) тепловая мощность элементов схемы определялась по следующим формулам:
тепловая мощность конденсатора при условии, что перегретый пар охлаждается в нем же до температуры насыщения
,
где – расход отработавшего в турбине пара, кг/с; , - энтальпия пара после турбины и конденсата этого пара на выходе из конденсатора соответственно, кДж/кг; - коэффициент, учитывающий тепловые потери теплообменника (принимается одинаковым для всех аппаратов, кроме АБХМ);
тепловая мощность ОК
где - энтальпия конденсата на выходе из аппарата, кДж/кг;
тепловая мощность ОП
где - энтальпия насыщенного пара при давлении в аппарате, кДж/кг;
тепловая мощность АБХМ
где – холодильный коэффициент АБХМ.
Энергетическую эффективность ВПУ рассмотрим отдельно для когенерационного и тригенерационного режимов её работы при условии, что для теплообменников , а для АБХМ .
Определим КИТ для ВПУ при следующих исходных данных: ; ; ; ; ; , , ; . Соответственно, и .
В данном примере рассмотрен вариант с одноступенчатой АБХМ, для которой при небольшом холодильном коэффициенте требуется теплота достаточно низкого потенциала. Для двух- и трёхступенчатых АБХМ и соответственно, но для работы им требуется теплота существенно более высокого потенциала, что повлечёт за собой необходимость увеличения противодавления, с неизбежным уменьшением полезной работы в турбине и снижением электрической мощности. Поэтому энергетический выигрыш может быть минимальным.
Рассмотрим влияние регенерации теплоты теплофикационного выхлопа на эффективность ВПУ.
Для двухступенчатой турбины располагаемая адиабатическая работа определиться как
где – средний показатель адиабаты; Дж/(кг·K) – газовая постоянная для воды (водяного пара); - абсолютная температура парогаза на входе в турбину, K; - давление пара на выходе из турбины, Па; - давление пара на входе в турбину, Па.
Условная скорость, соответствующая располагаемой адиабатической работе
, м/с
Окружную скорость на среднем диаметре турбины принимаем равной м/с исходя из обеспечения достаточного запаса прочности конструкции. Тогда приведенная окружная скорость определиться по формуле
Изменение КПД турбины при отклонении приведенной окружной скорости от минимального значения описывается зависимостью
,
а при изменении расхода пара через турбину следующей зависимостью
где - относительный расход пара через турбину; - текущий расход пара, кг/с; - номинальный расход пара, кг/с.
Соответственно мощность на валу турбины
, Вт
Для регенерации может быть использована тепловая мощность
МВт.
Это количество теплоты может быть использовано для следующих целей:
1) вся регенеративная теплота расходуется на повышение температуры парогаза перед турбиной;
2) вся регенеративная теплота расходуется на соответствующее уменьшение расхода горючего и окислителя;
3) регенеративная теплота расходуется на увеличение расхода балластировочной воды в камеру испарения ВПГ.
Рассмотрим более подробно каждый из предельных случаев использования теплоты регенерации.
Если вся теплота идет на повышение температуры парогаза, то его давление и расход остаются без изменений, т.е. , а и .
Температуру парогаза перед турбиной с учетом регенерации определяем по уравнению теплового баланса:
, Вт
где , - энтальпия перегретого водяного пара без регенерации и с регенерацией, соответственно кДж/кг.
Здесь и далее все теплофизические и термодинамические свойства воды и водяного пара определяются по [3].
При p = 6,5 МПа и T0 = 950 К h0 = 3836,9 кДж/кг, тогда
Этой энтальпии парогаза соответствует температура Tp = 1113 К, что превышает максимальную температуру парогаза с учетом возможного разброса характеристики на 40 К. Но для анализа влияния регенерации на эффективность ВПУ предположим, что Tp = 1113 К – допустимая температура парогаза, тогда относительное изменение температуры парогаза будет
.
При увеличении температуры в 1,172 раза адиабатическая работа увеличится во столько же раз. Условная скорость увеличится в = 1,083 раза, и приведенная окружная скорость уменьшится также в 1,083 раза. Если принять давление пара на входе и выходе из турбины постоянными и равными Р0 = 6,5 МПа и Рвых = 0,15 МПа соответственно, то КПД турбины уменьшается в 1,006 раз, т.е. его относительное изменение – 0,994.
Тогда, при постоянстве расхода пара, получим относительное изменение мощности на валу турбины
,
где .
Здесь – мощность на валу турбины с учетом регенерации, МВт; N0 – тоже, без учета регенерации, МВт.
Тогда
.
Но, одновременно с увеличением выработки электроэнергии снижается тепловая мощность, отпускаемая потребителю, на величину Qp, следовательно, КИТ для когенерационного режима определяется по формуле
,
а КИТ тригенерационного режима
,
,
.
Если всю теплоту регенеративного подогрева направить на уменьшение расхода горючего и окислителя, то соответствующее изменение расхода водорода определится по формуле
.
Тогда относительное изменение расхода водорода составит
.
Таким образом, расход водорода изменился с коэффициентом 0,892, соответственно расход кислорода изменился аналогично. А т.к. тепловая мощность водородного парогенератора не изменилась, то расход воды на завесу, регенеративное охлаждение камеры сгорания и балластировку в камере испарений остался таким же, т.е. G = 4,36 кг/с.
В результате расход пара на турбину уменьшится и составляет
Для относительного изменение КПД турбины при изменении расхода пара получим, что при уменьшении расхода до = 0,971, относительное изменение КПД турбины составляет 0,999 – т.е. практически не изменится.
Тогда, при L0 = const, получим относительное изменение мощности на валу турбины
.
Соответственно электрическая мощность
.
Наряду с уменьшением электрической мощности, при уменьшении расхода пара уменьшается и количество отпущенной теплоты.
Действительно,
Q = D·Δh,
где Δh – изменение
Т.е. количество теплоты изменяется пропорционально расходу пара, тогда
.
Здесь – отпускаемая теплота с учетом регенерации.
КИТ для когенерационного режима при изменении расхода пара на турбину определяется по формуле
,
а КИТ для тригенерационного режима
.
Следовательно:
,
Если регенеративная теплота расходуется на соответствующее увеличение расхода воды на балластировку в камере испарения, то это приводит к увеличению общего расхода пара при неизменных температурах, давлении пара на входе в турбину и расходе компонентов топлива.
Питательная вода поступает в ВПГ с t’ = 80 °С при давлении 8,0 МПа где испаряется и получившийся водяной пар перегревается до t’’ = 677 °С. Дополнительный расход балластировочной воды определяется по формуле
, кг/с
где h’ = 341,3 кДж/кг – энтальпия воды на входе в ВПГ;
h’’ = h0 = 3836,9 кДж/кг – энтальпия перегретого пара на выходе из ВПГ.
.
Тогда общий расход на турбину будет
.
Относительный расход пара на турбину
.
Соответствующее относительное изменение КПД турбины – 0,983.
Относительное изменение мощности на валу турбины при L0 = const будет
,
и электрическая мощность
МВт.
Т.к. в рассматриваемом случае QT = const, то КИТ для погенерационного режима при увеличении расхода балластировочной воды определяется по формуле
,
а для тригенерационного режима
.
Получим:
,
.
Рассчитанные значения КИТ для различных режимов сведем в табл. 1.
Таблица 1
Изменение КИТ ВПУ
Вариант регенерации |
Режим |
|
когенерационный |
тригенерационный |
|
Без регенерации |
0,975 |
0,968 |
Вся теплота регенерации идет на повышение температуры пара |
0,9 |
0,78 |
Вся теплота регенерации идет на уменьшение расхода топлива |
0,84 |
0,72 |
Вся теплота регенерации идет на увеличение расхода балластировочной воды |
0,89 |
0,76 |
Из таблицы видно, что самый низкий КИТ у варианта уменьшения расхода топлива. Для всех вариантов КИТ для тригенерационного режима меньше, чем для когенерационного. Это связано только с величиной холодильного коэффициента АБХМ. В случае применения двух или трехступенчатых АБХМ, КИТ при тригенерационном режиме может быть больше или равен КИТ когенерационного режима.
Теоретически, эффективность ВПУ можно повысить пристройкой с ПТУ, работающей по органическому циклу Ренкина (ОРЦ) рабочим телом в котором может быть, например, фреон R134а. В этом случае источником теплоты для ОРЦ (испаритель) может выступать при когенерационном режиме - ОК 9 или дополнительно установленный перед конденсатором охладитель пара. При тригенерационном режиме испарителем может быть ОП 11. Пар фреона из испарителя подаётся в паровую турбину ОРЦ, где совершает работу. Турбина ОРЦ соединяется со своим электрогенератором. Отработавший в турбине пар конденсируется в воздушном конденсаторе, и жидкий фреон снова попадает в испаритель.
Безусловно, организация низкотемпературного бинарного цикла ВПУ требует всестороннего энергетического и технико-экономического анализа с учётом возможного регулирования отпуском электроэнергии и теплоты при регенеративном подогреве компонентов топлива и питательной воды для ВПГ.
Вообще, любой вид регенерации выхлопа турбины ВПУ будет менее эффективен энергетически, чем работа установки без регенерации, из-за уменьшения отпуска тепловой энергии.
Регенерацию теплоты в ВПУ можно рассматривать лишь как дополнительный вариант регулирования отпуском тепловой и электрической энергии в приемлемом для большинства турбин диапазоне изменения параметров. Причем изменение выработки энергии будет происходить автоматически при изменении степени регенерации. Под степенью регенерации необходимо понимать отношение текущего и максимального количества теплоты, идущего на регенерацию.