Разработка научно-технических решений для повышения эффективности и маневренности кислородно-топливных энергетических комплексов

1. Разработаны перспективные тепловые схемы кислородно-топливных энергетических комплексов (КТЭК) и их математические модели включая: -КТЭК с установкой паровой конверсии метана (ПКМ) для производства «голубого» водорода; -КТЭК с установкой газификации угля и азотными ГТУ для утилизации теплоты генераторного газа; 2. По результатам математического моделирования установлено, что: -при увеличении доли производимого водорода на 1%, КИТТ увеличивается в среднем на 0,15%, при использовании всей вырабатываемой электроэнергии для производства водорода КИТТ равен 62,4%; -наибольший КПД нетто КТЭК с газификацией угля, равный 37,3% достигается при использовании Каа-Хемского каменного угля, что обусловлено высокой теплотой сгорания топлива, низкой влажностью и зольностью, а также высоким содержанием углерода и кислорода; 3. Оптимизация многоступенчатого охлаждаемого компрессора цикла Аллама показала, что наименьшие затраты энергии на сжатие достигаются при четырехступенчатом исполнении компрессора со степенями сжатия 5, 15, 15 и 15 бар соответственно. Прирост КПД нетто составил 0,151%. 4. Результаты показали, что оптимальным для данного случая является двухступенчатое исполнение компрессора и степень сжатия 5 и 45 бар соответственно. Выделяемая теплота второго охладителя составила порядка 154 МВт. Однако утилизация низкопотенциальной теплоты (НПТ) углекислотного компрессора в виду маленького температурного перепада и большого количества теплоты приводит к необходимости использования большого расхода охлаждающей среды, который составил для схемы с газификацией 930, а для схемы с ПКМ 3130 кг/с. Такой высокий расход приведёт к возрастанию металлоёмкости схемного оборудования в случаях утилизации теплоты подогревом сетевой воды и в циклах на низкокипящих теплоносителях. 5. Анализ условий работы углекислотного насоса цикла Аллама позволил выявить, что при фиксируемом нагнетаемом давлении насоса от 80 до 300 бар и изменении удельного объема рабочей среды на входе в насос не более чем 20%, увеличение температуры на входе в насос выше 31-32℃ при давлении 80 бар не позволяет сконденсироваться углекислому газу, из-за чего появляется необходимость установки компрессора или дополнительного охладителя основного углекислотного потока. При этом увеличение давления и температуры на входе в насос способствует увеличению рабочего диапазона, а работа насоса в критической точке приводит к нестабильному протеканию процесса сжатия. 6. Для определения влияния температуры наружного воздуха на эффективность цикла Аллама с газификацией и ПКМ выбрано месторасположение кислородно-топливного энергетического комплекса в городе Красноярске, в виду близкого расположения места добычи Каа-Хемского угля, а также потребности города в больших мощностях и наличие добычи природного газа. Охлаждение элементов схемы цикла Аллама производилось с помощью башенных градирен модификации БГ-4000-71. Установлено, что при номинальных параметрах схемы рабочий диапазон температур наружного воздуха составляет от -5 до 5°С. Данный результат объясняется тем, что при температуре наружного воздуха ниже -5°С происходит конденсация СО2 на входе в третью ступень углекислотного компрессора, а также конденсация на входе во вторую ступень двухступенчатого компрессора захоронения СО2, а увеличение температуры выше 5°С препятствует конденсации СО2 на входе в углекислотный насос. При этом основные ограничения на работу обеих схем накладывает именно базовый цикл Аллама и, в частности, многоступенчатые компрессора. Стоит отметить, что увеличение температуры наружного воздуха на 1°С в цикле Аллама с газификацией приводит к снижению КПД нетто цикла в среднем на 0,216%, а в цикле Аллама с паровой конверсией метана на 0,37%. 7. Для утилизации низкопотенциальной теплоты КТЭК путем подогрева сетевой воды для теплового потребителя, было рассмотрено несколько схем. В качестве температурного графика был выбран режим 150/70. Для утилизации НПТ цикла Аллама с газификацией и утилизацией теплоты генераторного газа наибольшее количество утилизируемой теплоты для базовой точки с температурой обратной сетевой воды 70°С и температурой прямой сетевой воды 150°С составило 19,3 МВт при использовании последовательной схемы со смешением потоков уходящих газов азотных ГТУ в единый поток. Для цикла Аллама с паровой конверсией метана наибольшее количество теплоты наблюдалось при последовательной утилизации теплоты всех источников, которое составило 56,3 МВт. 8. Для двух схем цикла Аллама с газификацией и паровой конверсией метана была выполнена утилизация НПТ в циклах на низкокипящих теплоносителях. Для цикла Аллама с газификацией и утилизацией физической теплоты генераторного газа в азотных ГТУ наибольший прирост мощности равный 1,18 % достигается при использовании раздельной утилизации теплоты каждого источника в простейшем S-CO2 цикле Брайтона. А для цикла Аллама с паровой конверсией метана наибольший прирост мощности равный 2,02 % достигается при использовании парового цикла Ренкина в виду высокого потенциала температур рассматриваемой схемы. Однако раздельная утилизация приведёт к неизбежному возрастанию металлоёмкости и усложнению схемы из-за чего целесообразнее использовать схемы последовательной утилизации теплоты, которые для схемы с газификацией дают прирост 1,15 %, а для схемы с ПКМ 1,98 %. 9. На основании проведённых термодинамических расчётов утилизации низкопотенциальной теплоты были получены исходные данные для разработки трёхмерной модели проточной части турбины на низкокипящем теплоносителе. Для цикла Аллама с газификацией параметры на входе в радиальную турбину составили 194,5°С и 300 бар, а для цикла с ПКМ 269,8°С и 340 бар. Также получены параметры для разработки трехмерной модели теплообменного аппарата, работающего на низкокипящем теплоносителе S-CO2 цикла Ренкина. 10. Было установлено, что итоговый внутренний КПД проектируемой турбины составляет 73,198 %. Для уменьшения потерь с утечками был поставлен лабиринтовые уплотнения в радиальном зазоре турбины, которые смогли понизить потери внутреннего КПД с утечками с 3,03% до 0,61%. Исходя из прочностного расчёта для турбины была выбрана сталь 12XH2, которая выдерживает напряжения от центробежных сил равным 370 МПа. Для турбины была разработана итоговая трёхмерная геометрическая модель. 11. Для улучшения теплообмена произведено сравнения интенсификаторов с круглыми и овальными лунками и круглыми и поплавковыми интенсификаторами. Однозначным лидером стало использование интенсификаторов с поплавковой формы. Прочностной расчёт показал, что при использовании стали S 316 M, минимально допустимая толщина стенки по критерию прочностного запаса равняется 0,45 мм. При данной толщине суммарное давление, оказываемое на теплообменник, равняется 61 МПа с запасом прочности 1,2. В окончании была разработана 3D-модель углекислотного теплообменника с основными габаритами 1,2 м× 0,7 м × 2,9 м. 12. Выявлено, что использование прудов-охладителей вместо градирен позволяет повысить КПД нетто цикла Аллама с ПКМ на 2,73%, а цикл Аллама с газификацией угля на 2,54% 13. Определено, что увеличение температуры наружного воздуха сопровождается снижением электрического КПД нетто на 0,1044% для базовой версии цикла Аллама, 0,1013% – с газификацией угля и 0,1048% – паровой конверсией метана. 18. Выбрана ВРУ с низким давлением марки АКАр-40/35, которая потребляет 0,714 кВт∙ч для производства 1 м3 кислорода. Выявлено, что среднем ВРУ с низким давлением эффективнее ВРУ с двумя давлениями на 0,143 кВт∙ч/м3 О2. 14. Рассмотрены различные способы транспортировки углекислого газа. Наиболее перспективными способами оказались использование трубопровода и морских судов. Однако из-за ограниченности морского транспорта в расположении КТЭК у прибрежной зоны, был выбран трубопровод. 15. В 8 главе также рассмотрены способы полезной утилизации углекислого газа, наиболее перспективным и всех рассмотренных способов в условиях РФ является использование СО2 с целью повышения нефтеотдачи предприятия. Предполагаемые заинтересованные юридические лица представлены в таблице 8.3. 16. В главе 9 рассмотрены принципиальные способы регулирования нагрузки для базовой версии КТЭК. Выяснено, что нагрузку КТЭК, невозможно регулировать с помощью регулируемых лопаток турбины, так как турбина работает при очень высоких температурах, из-за чего регулирование с помощью регулируемых лопаток производится в углекислотном компрессоре. Так же был определен принцип построения режимной карты. 17. Разработана методика проведения одномерного теплового и конструкционного расчета для компрессора, турбины и рекуператора КТЭК. При проведении теплового и конструкторского расчета осерадиального компрессора был получен КПД компрессора равный 82,23%. 18. Для углекислотных турбин выявлено, что повышение частоты с 50 до 100 Гц является оптимальным и обоснованным шагом. Так как при относительно равном КПД получается гораздо меньшее количество ступеней, а так как турбина работает при повышенных температурах, которые похожи на температуры в газовых турбинах, то для нее потребуются более дорогие материалы и более технологичные лопатки, что повлечет за собой возрастание стоимости всей турбины. Поэтому если использовать в качестве критерия оптимизации минимизацию количества ступеней при относительно небольшом снижении КПД, то для данных параметрах наиболее оптимальной является конфигурация турбины при частоте 100 Гц, степенью реактивности в корне равной 0,2 и диаметру корпуса равному 0,7 м. 19. Наиболее компактной и перспективной технологией рекуператора с точки зрения компактности является использование поплавковых интенсификаторов (4 вариант) с площадью 43961 м2. Однако у данного варианта самый сложный технологический процесс производства. Из-за чего экономическая целесообразность будет наблюдаться у второго варианта с площадью теплообменника 49688 м2. 20. Создана принципиальная схема регулируемой КТЭК и описана последовательность действий для смены режима. Исходя из этой математической модели построена режимная карта для станции. 21. После проведения одномерных конструкторских и режимных расчётов энергетического оборудования КПД нетто цикла снизился до 45,8 %, что объясняется изменением номинального внутреннего КПД энергетического оборудования. 22. При снижении нагрузки с 100% до 60% мощность КТЭК падает в 2,2 раза, в то время как расход топлива уменьшился в 1,9 раз, что приводит к нелинейному падению КПД нетто цикла Аллама при смене режима работы станции. КПД нетто цикла Аллама падает на 3,23% при снижении нагрузки с 100 до 60%. 23. Установлено, что применение в цикле Аллама больше 3 промежуточных охладителей невыгодно с термодинамической точки зрения; 24. Установлено, что общая требуемая площадь для охлаждения двухступенчатого компрессора приблизительна равно общей требуемой площади для охлаждения трёхступенчатого компрессора с промежуточным охлаждением; 25. Установлено, что из-за наличия водяных паров в потоке СО2, поступающего в регенератор из турбины, при охлаждении газов до температуры ниже некоторого значения, наблюдается конденсация паров. Это приводит к тому, что минимальный уровень недогрева в теплообменнике определяется допустимым температурным напором в pinch point. 26. Стоимость регенератора, определяемая в первую очередь требуемой площадью теплообмена, существенно зависит от уровня недогрева и допустимых потерь давления в каналах. Так, при увеличении недогрева в аппарате с 12.5°С до 17°С издержки на регенератор и потерями давления по горячему каналу 1% сокращаются более чем в 2.3 раза: с 391 до 166 млн руб/год. 27. Установлено, что с увеличением недогрева в аппарате на 1°С КПД нетто цикла падает в среднем на 0.13%, а издержки на топливо увеличиваются на 4 млн руб/год. При увеличении допустимого уровня потерь в горячем канале регенератора на 1% от входного давления эффективность производства электроэнергии падает в среднем на 0.14%. 28. Наибольшее сокращение суммарных издержек на многоступенчатый компрессор с промежуточным охлаждением достигается при минимальном недогреве в 17,5°С с потерями давления 4% от входного; 29. Наибольшее сокращение суммарных издержек на регенеративную систему достигается при использовании регенератора с S-образными интенсификаторами, работающего при недогреве 20°С и потерях давления 4% от входного. 30. Наибольшее сокращение суммарных издержек на утилизатор низкопотенциальной теплоты достигается при использовании утилизатора с S-образными интенсификаторами, работающего при недогреве 20°С и потерях давления равные 2% от входного. 31. Произведено расчетное обоснование перехода от радиальных турбин к осевым. Исследование показала, что для малых мощностей энергоустановок (до 40 МВт) по эффективности предпочтительно использовать радиальные турбомашины. Так же сравнение по массовым характеристикам показало меньшую массу одноступенчатой радиальной турбины по сравнению с осевой. Однако выбор вида турбины должен основываться на параметрах цикла, прежде всего по температуре рабочего тела. Так как радиальные рабочие колеса невозможно с системой охлаждения. Температура рабочего тела не должна превышать 900°С. Это накладывает дополнительное ограничения на использование радиальных турбомашин. 32. Исследование влияния ключевых параметров показала возможности подбора оптимальных значений U/Cф и степени реактивности ρ для достижения КПД = 85%. Но данный результат возможно получить только на частотах вращения ротора турбины свыше 200 Гц. Также Частота существенно влияет на изменение массогабаритных характеристик турбины, в среднем на 25%. 33. Проведено технико-экономическое обоснование выбора конструктивных параметров радиальной турбины. Исследование показала, что наибольше влияние на стоимость углекислотной турбомашины влияет частота вращения ротора. Так же влияет и способ изготовления рабочего колеса турбины, но при оборотах более 300 Гц это влияние оказывается не существенным. 34. Проведено исследование влияния параметров цикла на стоимость радиальной турбины. При увеличении расхода турбины от 10 кг/с до 20 кг/с в среднем происходит изменение стоимости на 25%. Стоимости турбины при постоянном начальном давлении и равной тепловой мощности утилизатора НТП в зависимости от увеличения недогрева на 5°С уменьшается в среднем 0,25%. 35. Исследование влияния ключевых параметров показала, что наибольшее влияние на эффективность и массовые параметры центробежного насосного влияет частота вращения и количество ступеней насоса. Изменение частот вращения ротора насоса с 50 Гц до 100 приводит к изменению эффективности на 12 %. Значительное снижение диаметрального размер центробежного колеса происходит при изменении числа ступеней от 1 до 5 и составляет 53% для чистоты вращения ротора 600. Дальнейшее изменение количества ступеней. При изменении числа ступеней от 5 до 9 разница в диаметре составляет 24%. 36. Проведено технико-экономическое обоснование выбора конструктивных параметров углекислотного насоса. Исследование показала, что наибольше влияние на стоимость углекислотного насоса влияет частота вращения ротора. Изменение оборотов в два раза от 3000 до 6000 привод к снижению стоимости насоса на 80 %. При повышении степени давления от 2,5 до 2,6 происходит удорожание насоса на 3,7 % с 2,96 млн. руб до 3,07 млн. руб. 37. Определены оптимальные термодинамические параметры органического цикла Ренкина (ОЦР), обеспечивающие минимальную себестоимость электроэнергии при утилизации низкопотенциальной теплоты в компрессорах О2 цикла Аллама. 38. Проведен сравнительный анализ чисто дисконтированного дохода при стоимости электроэнергии равной 1,2,3,4 руб/кВт∙ч в результате которого выявлено: - при продаже электроэнергии за 1 руб/кВт∙ч утилизация НТП, используя ОЦР, невыгодна, так как ЧДД при минимальной ставке дисконтирования в 10% отрицателен; - при продаже электроэнергии за 2 руб/кВт∙ч утилизация НТП, используя ОЦР, может окупить собственные затраты, так как ЧДД при минимальной ставке дисконтирования в 10% равно нулю; - при продаже электроэнергии за 3 руб/кВт∙ч и 4 руб/кВт∙ч утилизация НТП, используя ОЦР, выгодна, так как ЧДД при минимальной ставке дисконтирования в 14% положительна.