CC BY
79
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИ
УДК 662.6.004.18
АНАЛИЗ СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ ДЕТАНДАР-ГЕНЕРАТОРНОГО АГРЕГАТА И ТЕПЛОВОГО НАСОСА
А.А. АЛЕКСАНДРОВ, В.С. АГАБАБОВ, Е.В. ДЖУРАЕВА,
А.В. КОРЯГИН, В.Ф. УТЕНКОВ
Московский энергетический институт (технический университет)
Проведены расчеты энергетической эффективности детандер - генераторного агрегата в различных условиях эксплуатации при подогреве природного газа перед детандером с применением теплонасосной установки. Проведен расчет эксергетического КПД установки, включающей в себя детандер - генераторный агрегат и тепловой насос, проведено сравнение с эксергетическим КПД установки, в которой подогрев газа перед детандером производится в автономном котле.
При использовании избыточного давления магистрального природного газа для выработки электроэнергии с применением детандер-генераторного агрегата (ДГА) предложены схемы, различающиеся способами подогрева газа перед детандером [1]. Для этих целей могут использоваться вторичные тепловые ресурсы высокого потенциала (уходящие газы котлов или газовых турбин и др.) или высокопотенциальная теплота сжигания части газа.
Целью настоящей работы является определение эффективности1 применения теплонасосной установки (ТНУ) для подогрева природного газа перед детандером (ДГА) [2].
Как известно, в результате расширения в детандере температура газа на выходе из него ^2 значительно уменьшается. Значения ее, в зависимости от температуры газа на входе в детандер *1, при различных, характерных для практического применения вариантах перепадов давления, показаны на рис. 1.
При проведении расчетов было использовано уравнение состояния метана
[3]. Внутренний относительный КПД детандера п д^т принят равным 0,8. Расчеты
проводились для следующих, характерных для практического использования вариантов давлений природного газа на входе и выходе (р1 / р2) станции понижения давления (МПа):
1) газорегуляторные пункты (ГРП) - 0,6/0,2;
2) газораспределительные станции (ГРС) - 4,0/1,2;
3) газорегуляторные пункты (ГРП) - 1,2/0,2;
4) газораспределительные станции (ГРС) - 7,5/1,2.
Результаты расчетов, приведенные на рис. 1, показывают, что при расширении в детандере магистрального газа, имеющего температуру і о = 10 °С,
1 В настоящей статье будет рассмотрена лишь энергетическая эффективность применения ДГА, характеризующая их тепловую экономичность. При этом все прочие аспекты понятия «эффективность», такие как капиталовложения и т.п., не рассматриваются.
© А.А. Александров, В.С. Агабабов, Е.В. Джураева, А.В. Корягин, В.Ф. Утенков Проблемы энергетики, 2004, № 7-8
температура его на выходе * 2 понижается, в зависимости от перепада давления, до -42 ... - 85 °С. Эксплуатация детандеров и газопроводов при таких температурах невозможна по технологическим причинам. Поэтому газ перед детандером должен быть подогрет: в вариантах 1 и 2 - до 75 ... 85 °С, а в вариантах 3 и 4 - до 115 ... 125°С.
—•—4,0-1,2 -И-1,2-0,2 -Л-7,5-1,2 -в-0,6-0,2 Рис. 1. Зависимость температуры метана на выходе из ДГА от температуры на входе при по = 0,8
Подогрев газа в вариантах 1 и 2 можно осуществить с помощью теплового насоса. Примем, что тепловой насос работает по циклу с глубоким охлаждением хладагента после конденсации. Схема установки, включающей в себя детандер-генераторный агрегат и тепловой насос, показана на рис. 2. В ней газ, поступающий на ГРС или ГРП по трубопроводу высокого давления 1, нагревается в теплообменнике-конденсаторе 2 за счет теплоты, выделившейся при охлаждении хладагента теплового насоса, его конденсации и охлаждении жидкой фазы, затем расширяется в турбодетандере 3 и направляется в трубопровод низкого давления 4. Хладагент испаряется в испарителе 5 за счет теплоты низкопотенциального источника теплоты (НИТ) 6 и поступает в компрессор 7. После сжатия он охлаждается и конденсируется в теплообменнике-конденсаторе 2 до температуры *д, при которой поступает к дросселю 8. После дросселя хладагент снова поступает
в испаритель. Часть электроэнергии, выработанной электрогенератором 9, по электрической линии 10 направляется к двигателю 11 для привода компрессора 7 теплового насоса; другая часть по линии 12 направляется в электрическую сеть.
В качестве рабочего тела теплового насоса в настоящей статье рассмотрены применяющиеся в настоящее время хладагенты Ш42Ь (переходный, разрешенный к применению до 2030 г.) и перспективный озонобезопасный И134а. Температура конденсации хладагентов принималась на 5 °С более высокой, чем температура ^, до которой нагревается газ, а температура в испарителе - на 4 °С ниже температуры НИТ. Температура жидкой фазы хладагента перед дросселелем во всех случаях принята равной * д = 35 °С.
Рис. 2. Схема установки ДГА с тепловым насосом:
1- трубопровод высокого давления; 2 - теплообменник - конденсатор; 3 - турбодетандер;
4 - трубопровод низкого давления; 5 - испаритель; 6 - низкопотенциальный источник теплоты;
7 - компрессор; 8 - дроссель; 9 - электрогенератор; 10 - электрическое соединение; 11 -
двигатель; 12 - электросеть
При увеличении температуры подогрева газа перед ДГА выработанная им мощность увеличится, однако при этом возрастает и затрата работы 1к на привод компрессора теплового насоса, равная Д/к = ср / ц, где Ср - удельная
теплоемкость метана; д - коэффициент преобразования теплоты в ТНУ (отопительный коэффициент). Поскольку с ростом температуры конденсации при неизменной температуре испарения коэффициент преобразования теплоты уменьшается, полезная работа установки, включающей в себя ДГА и тепловой насос, /у изменяется немонотонно. На рис. 3 представлены зависимости величин:
общей работы детандера; части этой работы, затраченной на привод компрессора; и полезной работы установки, т.е. работы, которая может быть использована для производства электроэнергии, передаваемой во внешнюю электросеть, от температуры подогрева газа для варианта 1 при использовании в качестве хладагента И134а и температуре в испарителе 5 °С. На рис. 4 показаны зависимости полезной работы агрегата от температуры подогрева метана для вариантов 1 и 2 при использовании в качестве хладагента И142Ь и температурах в испарителе 5 и 25 °С.
и 1к, кДж/кг а 1у ♦ 1дга, кДж/кг tвх, С
Рис. 3. Зависимость работ ДГА, компрессора ТН на Ш34а и установки от температуры
Как видно из рис. 4, при температуре в испарителе 25 °С максимальная величина работы установки достигается при температуре газа 11 = 45 °С и составляет 119 кДж/кг (вариант 1) и 123 кДж/кг (вариант 2). Согласно результатам расчетов, затраты работы на привод компрессора составили при этом 8...9 кДж/кг. При температуре в испарителе 5°С наибольшая работа агрегата 115 кДж/кг достигается при еще более низкой температуре газа. Однако в этих случаях температура газа на выходе из детандера составляет * 2 = "15 °С и ниже, поэтому подогрев газа приходится проводить до температуры более высокой, чем оптимальная.
125 л
120 1)
115
110
105 -
100 -
95 -
90 --
30
“Г
35
“Г
40
“Г
45
“Г
50
“Г
55
Р142Ь
т”
60 Т, С
т
65
т
70 вар. 1
т
75
т
80
т
85
-^=5 С ^=25 С Рис. 4. Работа установки при использовании в ТН Ш42Ъ
вар. 2
Рассмотрим тепловые характеристики ТНУ, приняв, что температура газа на выходе из детандера равна температуре магистрального газа * о = 10 °С. Тогда подогрев газа следует проводить, как видно из рис. 1, в варианте 1 - до 72 и в варианте 2 - до 83 °С. При этом температуры конденсации хладагента, с учетом недогрева 5 °С, составят, соответственно, 77 и 88 °С. Температура испарения хладагентов *н принята изменяющейся в интервале 5...25 °С. Рассчитанные для этих условий характеристики теплового насоса представлены в табл. 1.
Таблица 1
Характеристики теплового насоса
Вещество 1и, °С /К, кДж/кг qК, кДж/кг qнит, кДж/кг
*к = 77 °С
Ш34а 5 51,4 207,5 156,1 4,04
15 42,3 204,2 161,9 4,83
25 33,9 201,3 167,4 5,94
И142Ь 5 57,5 235,5 177,9 4,1
15 47,8 232,4 184,5 4,86
25 38,7 229,8 191,0 5,94
*к = 88 °С
Ш34а 5 57,1 213,2 156,1 3,73
15 47,93 209,9 161,9 4,38
25 39,5 206,9 167,4 5,24
И142Ь 5 64,2 242,1 177,9 3,77
15 54,4 238,9 184,5 4,39
25 45,3 236,3 191,0 5,22
Диаграмма q-t процесса в теплообменнике-конденсаторе для случая использования хладагента И142Ь показана на рис. 5.
♦ Ы=5 С ■ Рметана=4,0 МПа ^ кдж/кг
Рис. 5. q - * диаграмма
При совместной работе ДГА и теплового насоса относительный расход хладагента Є определяется из теплового баланса теплообменника-конденсатора
Є = (к - ко )/ ц/кпто , кг-хлад./кг-газ, (1)
где ко - энтальпия газа в начальном состоянии; /к - работа компрессора; п ТО -КПД теплообменника-конденсатора (при расчетах принимался равным 0,98). Суммарная работа установки в расчете на 1 кг газа равна
/У = /ДГА -Є/К = /ДГА -(к1 -к0)/ ТО , (2)
где /дга - полная работа детандера.
Характеристики установки, включающей ДГА и тепловой насос, при различных температурах низкопотенциального источника теплоты (проведенные на 1 кг метана) приведены в табл. 2.
Таблица 2
Характеристики установки ДГА - тепловой насос
Хладагент, параметры Ги, °С Є, кг/кг ІК, кДж/кг 1ДГА, кДж/кг Іу-, кДж/кг Пе е П тн е п ДГА е П то
Ш34а Вариант 1 ^ =72°С 5 0,7 36,02 138,22 102,19 0,636 0,697 0,795 0,54
15 0,71 30,13 138,22 108,09 0,655 0,749 0,795 0,55
25 0,72 24,49 138,22 117,73 0,667 0,784 0,795 0,55
Вариант. 2 ^ =83°С 5 0,87 49,96 149,9 99,95 0,592 0,717 0,796 0,56
15 0,89 42,59 149,9 107,31 0,619 0,767 0,796 0,56
25 0,9 35,61 149,9 114,29 0,634 0,794 0,796 0,56
Ш42Ъ Вариант 1 ^ =72°С 5 0,62 35,51 138,22 102,71 0,639 0,723 0,795 0,53
15 0,63 29,91 138,22 108,31 0,654 0,770 0,795 0,53
25 0,63 24,49 138,22 113,73 0,661 0,805 0,795 0,53
Вариант 2 ^ =83°С 5 0,77 49,46 149,9 100,44 0,595 0,738 0,796 0,55
15 0,78 42,47 149,9 107,43 0,618 0,786 0,796 0,55
25 0,79 35,76 149,9 114,15 0,633 0,813 0,796 0,55
Зависимость величины полезной работы установки от температуры источника низкотемпературной теплоты для первого варианта используемого перепада давлений, построенная по данным, приведенным в табл. 2, показана на рис. 6,а, а для второго варианта - на рис. 6,б. Из этих данных следует, что повышение температуры в испарителе от 5 до 25 °С приводит к увеличению полезной работы установки на 12___14 %.
В табл. 2 представлены также результаты эксергетического анализа, характеризующие степень термодинамического совершенства как установки в целом, так и ее отдельных частей. При этом установка рассматривается в виде «закрытого ящика», на вход которого поступают эксергия магистрального газа ег и эксергия теплоты, получаемой от НИТ е^ , а на выходе имеются полезная работа установки /у и эксергия уходящего газа е 2.
114 112110108 -106 104 102 100
10
•Р134з
-т34з.......Р142Ь
15 20 25
— - Р1 42Ь Ы, с
1и, С
а) б)
Рис. 6. Полезная работа установки: а) вариант 1, б) вариант 2 Эксергетический КПД ее определяется как [4]
Пе = /У /(еГ - е2 + eq2 ).
(3)
При расчете эксергии в качестве параметров окружающей среды приняты Т0 = 283,15 К и р0 = 0,1 МПа.
Эксергетический КПД детандера рассчитан по уравнению
п ДГА = /ДГА /(е1 - е2), эксергетический КПД теплового насоса - по соотношению
пТН = V /(/К - eq2),
(4)
(5)
где вц! - эксергия теплоты, выработанной тепловым насосом.
Эксергетический КПД теплообменника-конденсатора определялся из выражения
пТо =(е1 - е Г )/ Єе<
?1'
(6)
Приведенные в табл. 2 данные свидетельствуют о том, что при рассмотренной схеме совместной работы ДГА и теплового насоса, использующего в качестве рабочего тела хладагенты И142Ь или Ш34а, могут быть достигнуты достаточно высокие значения эксергетического КПД установки, равные, в зависимости от перепада давлений, 0,75...0,89.
Альтернативой нагреванию газа за счет теплоты, получаемой от теплового насоса, на ГРС может служить, в частности, подогрев его за счет теплоты сжигания части газа в автономном водогрейном котле с последующим нагревом этой водой магистрального газа. Представляет интерес сравнение этих способов подогрева.
При подогреве газа в автономном водогрейном котле эксергетический КПД установки может быть определен из зависимости
Пе,ТОП = /У /(Г - е2 + еТОП)= /У /(еГ -е2 + q / П АКПТО),
(7)
где ц -теплота, подведенная к газу; п АК и пто - КПД, соответственно, автономного котла и теплообменника; е топ - эксергия сожженного топлива, как
обычно, принятая равной его теплотворной способности QH. Значение этого КПД при пАк=0,88 и ПтО =0,98 для варианта 1 составляет 0,408, а для варианта 2 - 0,374. Зависимость его от КПД автономного котла показана на рис. 7.
0,92
■вариант 1
-вариант 2
?ак
Рис. 7. Зависимость пе установки от КПД автономного котла
Сравнение этих величин с данными табл. 2 показывает, что эксергетический КПД установки при использовании теплового насоса выше, чем при подогреве газа за счет сжигания топлива, и относительное повышение КПД, в зависимости от температуры низкотемпературного источника теплоты, составляет для варианта 1 55,9 ... 63,5 %, а для варианта 2 - 58,3 .69,5 %. Отметим также, что подогрев метана за счет сжигания части магистрального газа потребует увеличения его
расхода на величину, равную г = ц / пАКПТОП2н , что при теплотворной способности газа 50,0 МДж/кг составляет 0,33.0,42 %.
При больших перепадах давления газа (варианты 3 и 4) требуемый подогрев газа до высоких температур связан со значительно возрастающей затратой работы на привод компрессора теплового насоса. В этих случаях целесообразно применить двухступенчатое расширение газа с промежуточным подогревом его между
ступенями. Приняв [5] промежуточное давление газа равным рп =^р 1 р 2 и
учитывая потери давления в промежуточном теплообменнике, получим следующее распределение перепадов давления между ступенями ДГА р1 / рпр1 и рпр2 / Р2 : вариант 3 - 1,2/0,51 и 0,49/0,2; вариант 4 - 7,5/3,15 и 3,0/ 1,2. Здесь рпр1 и р пр2 -давление газа до промежуточного подогрева и после него, соответственно, МПа.
Зависимость температуры газа после ступеней ДГА от температуры подогрева газа перед расширением для варианта 3 представлена на рис. 8,я, а для варианта 4 - на рис. 8,б.
’ Вариант 4 —•—7,5/3,15 - -■ 3/1,2 вх, С
а) б)
Рис. 8. Зависимость £ВЫХ = Д£ВХ): а - вариант 3; б - вариант 4
Величины общей работы ДГА, работы, затрачиваемой на привод компрессора, и полезной работы установки в целом, при условии подогрева газа перед каждой ступенью до одинаковой температуры, использовании хладагента Ш34а и при температуре в испарителе 5 °С, показаны на рис. 9, а при температуре в испарителе, равной 25 °С, - на рис. 10 (сплошная линия для 1 ступени, пунктирная -для 2 ступени).
1и=5С вар. 3
-Дга-
-1у 1вх дга, С
а)
т34а 1и=5С вар. 4
-!к
. |дга —•— !у 1вх Да С
б)
Рис. 9. Зависимость работ от £вх для Ш34а при ^ = 5 °С, а - вариант 3; б - вариант 4
а) б)
Рис. 10. Зависимость работ от £вх для Ш42Ъ при = 25 °С, а - вариант 3; б - вариант 4
Выводы
1. Подогрев газа перед детандером ДГА за счет низкопотенциальной теплоты с применением теплонасосной установки позволяет получать электроэнергию с высокой эффективностью.
2. Эксергетический КПД производящего электроэнергию детандер-генераторного агрегата при подогреве газа перед детандером низкопотенциальной теплотой с применением теплонасосной установки значительно выше, чем при подогреве газа теплотой, полученной при сжигании топлива в автономном котле.
Работа выполнена при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований.
Summary
Some calculations of gas expansion unit’s energy efficiency in different exploiting conditions while natural gas heating before the gas expansion unit using heat pump unit have been made. The calculation of a unit’s exergy efficiency, which includes gas expansion unit and heat pump, has been made. The comparison with the unit’s exergy efficiency, in which gas heating before the expander is made in an autonomous boiler, has been made.
Литература
1. Агабабов В.С., Утенков В.Ф., Хаймер Ю.Ю. Получение экологически чистой электроэнергии при утилизации энергии давления транспортируемого природного газа // Энергосбережение и водоподготовка.- 1999.-№5.- С. 7-10.
2. Патент 2150641 RU от 10.06.2000 г. Способ работы детандерной установки и устройство для его осуществления / В.С. Агабабов (Россия). - Приоритет 15.09.99.
3. ГСССД - 195-01. Метан жидкий и газообразный. Термодинамические свойства, коэффициенты динамический вязкости и теплопроводности при температурах 91 -700 К и давлениях 0, 1 -100 МПа. /А.Д. Козлов, Ю.В. Мамонов, М. Д. Сычев, С.И. Рыбаков.- М.: Изд-во стандартов, 2000. - 43 с.
4. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. - М.: «Энергия», 1973. - 296 с. с ил.
5. О подогреве газа в детандер - генераторных агрегатах / В.С. Агабабов, А.В. Корягин, В.Л. Титов, И.А. Михайлов // Энергосбережение и водоподготовка. -2001. - №1. - С. 38-42.
Поступила 01.03.2004
