CC BY
144
УДК 621.18
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТОПЛИВНО-КИСЛОРОДНЫХ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ
МНОГОЦЕЛЕВОГО НАЗНАЧЕНИЯ
С.В. Дахин, И.Г. Дроздов, С.А. Лебединский
В настоящей статье рассматриваются перспективы применения топливно-кислородного смесительного парогенератора в качестве источника теплоты для парогазовых установок и в технологии термической интенсификации добычи нефти
Ключевые слова: топливно-кислородный парогенератор, интенсификация добычи нефти
Истощение запасов углеводородного топлива и ужесточение экологических требований заставляют разрабатывать экономичное, с высокими удельными характеристиками, энергетическое оборудование. В частности для получения пара.
В этом плане, наиболее перспективным, на наш взгляд, является сжигание органического топлива в кислородной среде, т.н. "сжигание топлива с нулевым выбросом" и генерация пара непосредственно в струе горячих продуктов сгорания.
Несмотря на то, что особенности сжигания газообразного топлива в кислородной среде известны давно, топливно-кислородные источники энергии является прогрессивным направлением в энергетике и теплотехнологии [1]. С данным способом связывают следующие преимущества:
1) повышенное содержание кислорода увеличивает температуру горения, что способствует уменьшению потерь теплоты с уходящими газами и от химического недожога;
2) замена воздуха кислородом исключает из процесса подогрев балласта в виде азота и уменьшает расход подаваемых и уходящих газов, что приводит к уменьшению энергозатрат на подготовку окислителя и очистку уходящих газов;
3) уменьшение или отсутствие (при полной замене воздуха кислородом) атмосферного азота существенно снижает выбросы в атмосферу ЫОх;
4) повышенное содержание кислорода приводит к уменьшению образования угарного газа.
Например, при экспериментальном исследовании топливно-кислородного режима сжигания топлива в водогрейном жаротрубнодымогарном котле КСВа-2,0 Гс ВК-21 установлено [2], что
Дахин Сергей Викторович - ВГТУ, канд. техн. наук, доцент, E-mail: svdahin@gmail.com, тел. (473)243-76-62 Дроздов Игорь Г еннадьевич - ВГТУ, д-р техн. наук, профессор, тел. (473)234-61-08
Лебединский Сергей Александрович - ВГТУ, соискатель, тел. (473)234-61-08
увеличение содержания кислорода с 21 до 29 % приводит к полному исчезновению потерь от химнедожога и уменьшению на 1 % потерь с уходящими газами. Кроме того, зафиксировано полное отсутствие в уходящих газах СО.
Кислород для процесса горения может производиться на самом предприятии или закупаться у стороннего поставщика. Традиционно кислород получают вымораживанием воздуха при минус 150 °С на кислородных заводах, что целесообразно для крупных потребителей. Для небольших потребителей интересным и перспективным может быть технология воздухоразделения и крекинга на основе цеолитовых и других мембран (рис. 2) [3].
Рис. 1. Схема сжигания с применением мембран
Технологии мембранного воздухоразделения уже достаточно прочно закрепились на мировом рынке: японская полимерная мембрана Matsushita создаёт повышенную концентрацию кислорода (~27 %) в помещениях при заборе вентиляционного воздуха с загазованных автомобилями улиц; полимерная мембрана Исследовательского центра транспортных технологий при Argonne National Laboratory (США) используется для обогащения кислородом воздуха (~ 32 %) при приготовлении горючей смеси, причем мембраной являются стенки полимерных трубок; композитная мембрана с ионной и электронной проводимостью ком-
пании Praxair Inc (США) предназначена для мощных тепловых станций, её работа активизируется при температуре 7GG - 1GGG °С, поэтому мембрана располагается непосредственно в топке котла и изготавливается в виде труб диаметром порядка 3G мм и длиной около 3 м, максимальная достигнутая концентрация кислорода - 99,5 %.
По общим оценкам экспертов, мембранные технологии в энергетике, теплотехнологии и других отраслях позволят существенно снизить энергетическую составляющую в себестоимости продукции и капитальных затратах.
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 триге-нерационных.
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 горе-
ния, 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].
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
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 по-
сле 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].
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-8ТЮ 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 Сун = КунСц (рис. 4 б) и при одинаковом возврате воды в цикл (Сун) это увеличивает тепловую нагрузку сухой градирни в варианте с контактным конденсатором Q = (Ску + Сун)г по сравнению с ком-
бинацией "поверхностный конденсатор градирня" (Скуг).
сухая
сг
наружный
воздух
ВСГ
отработанные газы ПГУ
----------ОІ
КУ -р> /
X пк
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 Кун = 0,005, 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)
N + Qт П'= —
где N - выработка электроэнергии, МВт; Qт
- выработка тепловой энергии и/или холода, МВт; Qo - 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.
Работа выполнена в рамках ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы, Соглашение №
14.В37.21.0306, при программно-технической
поддержке НОЦ «Водородная энергетика».
Литература
1. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 552 с.
2. Бацура А.В. Экспериментальное исследование топливно-кислородного режима сжигания топлива / А.В. Бацура, В.М. Фокин // Интернет-вестник ВолгГАСУ. По-литематическая сер., 2008. - Вып. 1 (5). - Режим доступа: www.vestnik.vgasu.ru.
3. http://www.hot.ee/r/romulus1/Denissov-rus.htm
4. Теория и проектирование газотурбинный и комбинированных установок / Ю.С. Елисеев, Э.А. Макушин, В.Е. Михальцев и др.; - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000. - 640 с.
5. Стационарные газотурбинные установки / Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тарышкина. - Л.: Машиностроение. Ленинрг. отд-ние, 1989. - 543 с.
6. http://www.manbw.ru/analitycs/application gas-turbine unit compound cycle composition condensational s team-gas installations.html
7. Полянин А. Л. Программа совершенствования двигателей в действии / А.Л. Полянин, А.Н. Саженков // Пермские газовые турбины, 2011. - № 20. - С. 34 - 39.
8. Стырикович М.А. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цикла / М.А. Стырикович, О.Н. Фаворский, В.М. Батенин, Ю. А. Зейгарник, Ю. В. Полежаев, В. М. Масленников, Н. Н. Силина, В.Я. Штеренберг // Теплоэнергетика. 1995. - № 10. - С. 52-57.
9. Зейгарник Ю.А. Некоторые проблемы использования воды и водоподготовки на ПГУ с впрыском пара / Ю.А. Зейгарник, И.Л. Мостинский, Э.А. Цалко, В.Я. Штеренберг // Теплоэнергетика. 1995. - № 12. - С. 53-60.
10. Балакирев В.А. Микроволновые методы интенсификации добычи нефти (Обзор) / В.А. Балакирев, Г.В. Сотников, Ю.В. Ткач, Т.Ю. Яценко Электромагнитные явления. 2001. - Т. 2. - № 2 (6). - С. 255-288.
11. Г иматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов. -2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1971. - 312 с.
12. Подольские котлы - растущая эффективность энергоисточников / Точка опоры. 2010. - № 12. - С. 8-10.
13. Бурже Ж. Термические методы повышения неф-
теотдачи пластов / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Б. Комбарну -Пер. с франц. - М.: Недра, 1989. - 422 с.
Воронежский государственный технический университет
PROSPECTS OF OXYGEN FUEL STEAM GENERATOR MULTIPURPOSE S.V. Dakhin, I.G. Drozdov, S.A. Lebedinskiy
In the present article prospects of use of the fuel and oxygen mixing steam generator as a warmth source for steam-gas installations and in technology of a thermal intensification of oil production are considered.
Key words: fuel and oxygen steam generator, the intensification of oil production
