CC BY
81
ВЕСТНИК ИНЖЕНЕРНОЙ ШКОЛЫ ДВФУ. 2012. № 2 (11)
СТРОИТЕЛЬСТВО
УДК 621.1.016: 629.12-8 Д.С. Лифер, А.И. Самсонов
ЛИФЕР ДЕНИС СЕРГЕЕВИЧ - аспирант кафедры судовой энергетики и автоматики Инженерной школы (Дальневосточный федеральный университет, Владивосток). E-mail: [email protected]
САМСОНОВ АНАТОЛИЙ ИВАНОВИЧ - профессор кафедры судовой энергетики и автоматики Инженерной школы (Дальневосточный федеральный университет, Владивосток). E-mail: [email protected]
СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК С ВПРЫСКОМ ПАРА
Рассмотрены основные существующие парогазовые циклы. Особое внимание уделено циклам с впрыском пара в поток газа, которые, по мнению авторов, наиболее перспективны по энергоэффективности и экологической безопасности.
Ключевые слова: газовая турбина, впрыск пара, STIG, энергетическая эффективность.
The state of steam injected gas turbines and prospects for development. Denis S. Lifer, Anatolyi I. Samsonov - School of Engineering (Far Eastern Federal University, Vladivostok). The article deals with the general gas-steam cycles which exist. A special attention is paid to the cycles injecting steam into gas flow which, in the authors' opinion, hold the greatest promise for the efficiency and ecological safety.
Key words: gas turbine, steam injection, STIG, energy efficiency.
Эффективность тепловых машин, измеряемая КПД, с начала их использования считалась определяющим фактором в выборе применяемой установки. По этой причине двигатели внутреннего сгорания (ДВС) получили гораздо более широкое распространение, чем газотурбинные установки (ГТУ). Но c применением комбинированных циклов парогазовых установок (Ш У) турбинные установки вновь стали конкурентоспособными. В предлагаемой статье рассмотрены основные существующие парогазовые циклы. Особое внимание уделено циклам с впрыском пара в поток газа как наиболее перспективным и требующим совершенствования.
© Лифер Д.С., Самсонов А.И., 2012
| воздух
I I
А
2
4
5
<7
А
I I
1_
К' 3
топливо
Рис. 1. Газотурбинная установка базового цикла: 1 - потребитель энергии, 2 - компрессор, 3 -камера сгорания, 4 - турбина высокого давления, 5 - турбина низкого давления
Большинство существующих в настоящее время газотурбинных установок работают по циклу Брайтона (рис.1), согласно которому воздух, отбираемый из атмосферы, сжимается в компрессоре и подается в камеру сгорания, где обеспечивает горение топлива. Из камеры сгорания смесь продуктов сгорания и воздуха подается в турбину, где, расширяясь, совершает работу. Большая доля работы турбины идет на привод компрессора. Из турбины отработавшие газы выводятся в атмосферу. КПД подобного цикла лежит в пределах 25%. Усложнение цикла промежуточным охлаждением воздуха между компрессорами с помощью регенератора, использующего тепло отработавших газов, комбинирования парового и газового циклов и прочих технических решений позволяет увеличить этот показатель в 2-3 раза. Основным способом поднятия КПД является утилизация тепла отработавших газов, когда тепло может быть направлено на получение добавочной мощности (производство пара для паровой турбины) и на разнообразные технологические нужды. Любое усовершенствование цикла увеличивает его агрегатную часть, следовательно, увеличивает и капитальные затраты.
Самым широко распространенным в настоящее время является комбинированный цикл с утилизационным парогенератором и паровой турбиной, работающей на образованном в нем паре (рис. 2), называемый бинарной ПГУ. Подобная структура цикла позволяет модифицировать существующие установки без вмешательства в основной процесс. КПД подобных комбинированных процессов может достигать 50-60%. Отрицательным для подобного решения являются повышенные капитальные затраты, компенсируемые понижением эксплуатационных расходов. При понижении мощности установки происходит заметное падение ее общей эффективности, обусловленной понижением эффективности отдельных компонентов. При мощности установки менее 10 МВт применение комбинированного цикла является неэффективным, поэтому необходимы альтернативные методы. Одним из таких методов является применение впрыска пара в поток газа.
Рис. 2. Бинарная парогазовая установка: 1, 10 - потребитель энергии, 2 - компрессор, 3 - камера сгорания, 4 - турбина высокого давления, 5 - турбина низкого давления, 6 - утилизационный парогенератор, 7. - паровая турбина, 8 - конденсатор, 9 - питательный насос
В так называемых БТЮ-установках увеличение мощности турбины достигается путем добавлением пара как добавочной массы рабочего тела (рис. 3). В зависимости от конструкционных особенностей турбинной установки впрыск пара в рабочий процесс может производиться в различные точки: компрессор, турбину и камеру сгорания. Большинство производителей турбин предоставляют возможность конвертировать турбины на потребление пара от внешнего источника. Источником пара может служить вспомогательный и утилизационный парогенераторы. В зависимости от конкретных условий расположения установки возможно использование альтернативных источников пара.
Рис. 3. 8ТЮ-установка: 1 - потребитель энергии, 2 - компрессор, 3 - камера сгорания, 4 - турбина высокого давления, 5 - турбина низкого давления, 6 - утилизационный парогенератор
При повышении мощности газовой турбины за счет массы воздуха часть полученной работы уходит на привод компрессора. Впрыск пара позволяет увеличить мощность турбины практически без затрат на сжатие рабочего тела, так как на сжатие воды требуется на 2-3 порядка меньше работы, чем на сжатие воздуха такой же массы. Доля впрыскиваемого пара обычно составляет 2-10% от массы рабочего тела, что позволяет достичь увеличения мощности турбины на 25% [3]. Еще одним положительным эффектом впрыска пара является снижение содержания NOx в выхлопных газах. Это становится более весомым преимуществом, учитывая все возрастающие требования относительно выхлопных газов.
Утилизационный парогенератор позволяет утилизировать тепло уходящих газов, увеличивать КПД, а в целом - привлекательность установок такого типа. Серьезным преимуществом такой установки по сравнению с установками бинарного цикла является агрегатная простота и отсутствие необходимости в паровой турбине.
Идею использования в турбине в качестве рабочего тела смеси пара и газа первым попробовал воплотить в жизнь П.Д. Кузьминский в 1892-1900 гг. [1]. Тепло сгорания керосина передавалось воде под давлением в 5 МПа, охлаждавшей камеру сгорания. Но с помощью доступных в конце X X I в. материалов было невозможно создать эффективный двигатель на базе газовой турбины. В 1981 г. был запатентован цикл Ченя, ставший основой для существующих STIG-установок. Первой турбиной с впрыском пара явилась модифицированная Че-нем Allison 501, названная Allison 501KH, мощностью 6,8 МВт с впрыском пара и 4,9 МВт без впрыска пара. В настоящее время самыми мощными STIG-турбинами на рынке являются турбины General Electric - GE LM5000 STIG, GE LM2500 STIG, GE LM1600 STIG. Их мощность составляет соответственно 50,7; 26,4 и 17 МВт. Без впрыска пара их мощность - 32,6; 19,2 и
13 МВт. Одной из последних разработок в области турбин с впрыском пара является Kawasaki M1A-13CC, мощность которой в режиме впрыска пара составляет 2,3 МВт и без впрыска пара - 1,3 МВт.
Для повышения эффективности в цикл STIG-системы включается регенератор (рис. 4). В отличие от базовой STIG-системы воздух и пар смешиваются до входа в камеру сгорания. Парогазовая смесь перед подачей в камеру сгорания проходит через регенератор. Это приводит к более полному использованию тепла уходящих газов, следовательно, к повышению КПД цикла. Сравнительный анализ, приведенный в [2], показал, что применение регенератора невозможно с высокой степенью повышения давления и при низкой степени повышения давления с большой долей пара в парогазовой смеси. Согласно этому же анализу КПД STIG-систем увеличивается с увеличением доли пара и температуры парогазовой смеси на входе в турбину и уменьшается с увеличением температуры окружающей среды (температуры воздуха на входе в компрессор), независимо от наличия или отсутствия регенератора. Максимальный КПД систем с регенератором выше, чем КПД простых STIG-систем на, 5 - 10% и достигается при меньших степенях повышения давления.
топливо
Рис. 4. STIG-установка с регенератором. 1 - потребитель энергии, 2 - компрессор, 3 - камера сгорания, 4 - турбина высокого давления, 5 - турбина низкого давления, 6 - утилизационный парогенератор,7 - регенератор
Самым весомым недостатком STIG-цикла считается необходимость иметь постоянный источник пресной воды и установку для водоподготовки. Потребление воды для Allison 501KH составляет 0,274 кг/с и для GE LM5000 - 16,76 кг/с. Этот недостаток серьезно ограничивает область применения подобных установок и, учитывая количество используемой в технологических целях воды, снижает его экономическую эффективность и экологическую безопасность.
Эксперименты по конденсации парогазовой смеси проводили в Гентском университете, они позволили построить тестовую установку без реальной газовой турбины (рис. 5). Па-
рогазовую смесь получали сжиганием и смешиванием продуктов сгорания метана с паром. В результате достигли полной конденсации воды. Эксперимент с использованием дизельного топлива провели в Харбинском морском институте исследования котлов и турбин [6]. Были использованы турбина Kawasaki M1A-13CC и спиральный конденсатор из нержавеющей стали. При этом также достигли полного восстановления воды.
Единственным промышленным испытанием такой работы стала установка на заводе «Carrozeria Bertone» [5], где использовали конденсатор на медных трубках с алюминиевыми ребрами. При этом была достигнута полная конденсация воды, и за 2,5 года эксплуатации следов коррозии не выявили.
Рис. 5. 8ТЮ-установка замкнутого цикла. 1 - потребитель энергии, 2 - компрессор, 3 - камера сгорания, 4 - турбина высокого давления, 5 - турбина низкого давления, 6 - утилизационный парогенератор, 7 - конденсатор, 8 - питательный насос
Вышеприведенные примеры доказывают техническую возможность восстановления воды в цикле [4]. Препятствием для внедрения такого принципа в практику являются увеличивающиеся капитальные затраты, потребность наличия источника охлаждающей воды (в случае охлаждения водой) и затраты на привод вентилятора охлаждающего воздуха (в случае охлаждения воздухом). Теряя преимущество агрегатной простоты, следовательно и малый размер капитальных затрат на установку, БТЮ-система избавляется от затрат на потребление воды. В случае отвода тепла с помощью проточной воды теряется и это преимущество. Таким образом, использование конденсатора рационально только в когенерационных установках, где имеется возможность использования отведенного тепла для каких-либо технологических це-
топливо
лей. Другим ограничением применимости STIG-установок с конденсаторами является недоступность питательной воды (конденсация осуществляется потоком воздуха) или трудность ее водоподготовки (единственно применимый в судовых условиях - «замкнутый» цикл c охлаждением конденсатора забортной водой).
Дальнейшее усовершенствование STIG-установки возможно возвратом тепла, обычно теряемого в конденсаторе или с уходящей парогазовой смесью, в цикл. Для этой цели можно использовать тепловой насос. Хладагент теплового насоса отводит тепло от конденсатора, сжимается в компрессоре теплового насоса, повышает свою температуру и отдает тепло в испарителе. Сохранение тепла конденсации в цикле потенциально позволит сократить потери тепла до минимума и превысить КПД комбинированных ГПТУ бинарного цикла. Учитывая сложность осуществления полного возвращения тепла с помощью теплового насоса в цикл при текущем техническом уровне, необходимо продолжить работу над циклом для сокращения потерь и повышения КПД.
В настоящее время STIG-системы получают все большее распространение благодаря возможности регулирования, низким капитальным затратам, но область применения установок ограничена турбинами низкой и средней мощности. Существующие проекты повышения эффективности турбин с впрыском пара и возвращения воды в цикл коммерческой реализации не получили. STIG-системы могут стать самой экономичной и экологически безопасной основой для энергетических установок. Для последнего необходимо дальнейшее совершенствование материалов (эффективность STIG-систем существенно зависит от максимальных температур цикла) и структуры цикла.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Степанов И.Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы. Апатиты: Изд-во Кольского науч. центра РАН, 2000. 169 с.
2. Kim K.H., Kim G. Thermodynamic Performance Assessment of Steam-Injection Gas-Turbine Systems // World Academy of Science, Engineering and Technology. 2010. N. 68. P. 1137-1143.
3. Paepe M. de, Dick E. Technological and economical analysis of water recovery in steam injected gas turbines // Applied Thermal Engineering. 2001. N. 21. P. 135-156.
4. Poggio A., Strasser A. Cheng cycle cogeneration system, application and experience of exhaust gas condensing // Proceedings of POWERGEN '96, June 26-28, 1996, Budapest. Budapest, 1996. Vol 2. Р. 520-533.
5. Koivu T.G. New Technique for Steam Injection (STIG) using Once Through Steam Generator (GTI/OTSG) Heat Recovery to improve Operational Flexibility and Cost Performance // Proceedings of the 17th Symposium on Industrial Application of Gas Turbines (IAGT). Banff, AB, Canada, 2007. URL: http://www.iagtcommittee.com/downloads/2.2%20final%20paper.pdf (Дата обращения: 12.06.2012).
6. Xueyou W., Jigou Z., Zheng F., Shikang Y., Lingbo L. A test rig for the realisation of water recovery in a steam-injected gas turbine // Proceedings of ASME-IGTI TURBO, 96-GT-9, Birmingham, 1996. Birmingham, 1996. P. 9-17.
