СПОСОБ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ЭНЕРГИИ
ENERGY CONVERSION METHOD

Область техники
Изобретение относится преимущественно к автономным системам и установкам энергообеспечения, использующим как различные виды топлива, включая ядерное, так и возобновляемые источники энергии, например энергию ветра или солнца, и предназначена для обеспечения паром, отопительным теплом, горячей водой, электроэнергией различных объектов, имеющих неравномерную энергетическую нагрузку.
Уровень техники
Из уровня техники известны энергоустановки, преобразующие первичную энергию в электрическую, которая запасается в электроаккумуляторах и затем по необходимости подводится к различным потребителям электроэнергии.
Применяются также различные энергоустановки, преобразующие тепловую (солнечную или геотермальную) энергию в электрическую энергию. Значительный потенциал имеют атомные энергоисточники, которые выгодно использовать при постоянной нагрузке, в то время как в энергосистеме существуют дневные пики и ночные провалы мощности. Из особенностей работы различных энергогенерирующих систем существует значительная разница во временных графиках выработки и потребления энергии. Таким образом, возникает задача создания энергогенерирующих технологий, способных обеспечивать потребителя различными видами энергии, вторичными энергоносителями и опресненной водой в требуемом по условиям потребления неравномерном режиме вне зависимости от графика расхода первичной энергии.
Энергетический потенциал атомных и возобновляемых источников энергии более чем на два порядка превышает потребность в энергии. Использование этого потенциала решит геополитические проблемы, связанные с неравномерностью размещения природных месторождений органического топлива, а также приведет к заметному восстановлению природного экологического потенциала и улучшению состояния окружающей среды.
Выравнивание графика нагрузок энергоисточников за счет применения традиционных накопителей электроэнергии или теплоаккумуляторов увеличивает стоимость производства энергии и усложняет регламент работы.
Когенерационные технологии выработки энергии имеют достаточно широкое применение - от использования в топливных элементах до идей продления ресурса атомных энергоблоков путем их надстройки газотурбинными установками. Сегодня наибольшее распространение эти технологии получили в малой, или децентрализованной, энергетике, где они реализуются главным образом на основе газопоршневых или газотурбинных двигателей. Выбор типа двигателя обусловливается объемами суточной и месячной потребности каждого вида энергии для конкретного производства. Как правило, для получения электрической мощности до 5…10 МВт применяются газопоршневые двигатели-генераторы, а для мощности более 10 МВт - газовые турбины.
Энергетические теплофикационные газотурбинные установки широко распространены в народном хозяйстве [см. «Каталог газотурбинного оборудования» издательства журнала «Газотурбинные технологии», 2006 г., стр. 138] для снабжения потребителей электроэнергией и теплом. При этом наиболее простыми из них признаны когенерационные ГТУ, где тепло уходящих газов используют для нагрева рабочего тела в котле-утилизаторе. Работающие по такой схеме ГТУ имеют тепловую отдачу от одного до полутора кВт на один киловатт выработанной мощности, а эффективный коэффициент полезного действия (КПД) при отсутствии теплопотребления большей частью не выше 40%. Коэффициент использования энергии топлива обычно составляет 75-78%.
Основной недостаток ГТУ когенерационного цикла - низкая экономичность по сравнению с отмеченными ниже установками, реализующими более сложные термодинамические циклы. КПД выработки электрической энергии ГТУ достаточно низок, но это компенсируется большой выработкой тепловой энергии. ГТУ способна отдавать потребителю значительное количество тепловой энергии - с коэффициентом ~1:2 по отношению к электрической мощности. В некоторых достаточно мощных ГТУ температура уходящих газов после турбины достаточно высока для того, чтобы получать пар и/или горячую воду в больших количествах.
При такой технологии существует неблагоприятный режим, при котором наблюдается наибольшее рассогласование электрической и тепловой нагрузок. Этот режим имеет место в ночной период при пиках теплофикационной нагрузки в январе-феврале, когда электрическая нагрузка снижается до величины 40% от номинальной. Поэтому целесообразен вариант преобразования видов энергии (тепловой в электрическую и наоборот) с использованием дополнительных аккумулирующих устройств (для сглаживания неравномерности использования тепловой и электрической энергии в течение суток), при которых рационально решается проблема передачи излишков электроэнергии в электросеть в периоды остановки производства тепловой энергии и обеспечивается распределение теплоты между предприятиями и жилищным фондом.
Отчасти эта проблема решается при использовании энергетических установок комбинированного цикла [см. «Каталог газотурбинного оборудования» издательства журнала «Газотурбинные технологии», 2006 г., стр. 144], когда за ГТУ устанавливается паровой котел-утилизатор и паровая турбина. При работе газовой турбины примерно две трети энергии турбины идет на сжатие воздуха. Кроме того, для обеспечения работы парогазовой установки (ПГУ) необходимо комплектовать ее конденсационной установкой, системой водоподготовки и другим вспомогательным оборудованием. Наибольшая экономичность - на уровне 55-58% - достигается для энергоблоков большой мощности, работающих в составе крупных разветвленных энергетических комплексов. КПД комбинированных агрегатов средней мощности, применимых, прежде всего, на малоосвоенных территориях и в автономных энергосистемах составляет 43-47%.
Основными недостатками таких ПГУ является необходимость сложного преобразования специально подготовленной воды в пар и обратно, что значительно усложняет установку из-за увеличения количества вспомогательного оборудования и компоновку из-за больших габаритных размеров комплектующего оборудования. Как следствие - увеличение удельной стоимости установленного киловатта мощности.
Основной недостаток ГТУ когенерационного цикла - снижение эффективности использования топлива при падении теплофикационной нагрузки в межотопительный период. В этой связи возникает задача оперативного регулирования тепловой и электрической мощности установки в зависимости от нагрузки, времени суток, сезона, погодных условий, использование систем глубокой утилизации (утилизации скрытой теплоты парообразования при сжигании углеводородного топлива), возможность использования нетрадиционных видов энергии и энергосберегающих технологий.
Повышение полезного использования энергии топлива при выработке тепловой и электрической энергии может достигаться путем размещения теплофикационного устройства между газовой турбиной высокого давления и газовой турбиной низкого давления, а также за счет возврата в камеру сгорания части охладившихся в теплофикационном устройстве продуктов сгорания.
Из уровня техники известна когенерационная газотурбинная энергетическая установка (см. патент РФ №2466285 на изобретение, опубл. 10.11.2012), в которой достигается повышение КПД за счет снижения температуры продуктов сгорания перед турбиной низкого давления и возврата части тепловой энергии, содержащейся в направляемых в камеру сгорания частично отработавших продуктах сгорания. В данном способе количество получаемой тепловой энергии определяется температурой и давлением продуктов сгорания, частично отработавших в газовой турбине высокого давления и подаваемых на теплофикационное устройство, которые зависят от температуры и давления продуктов сгорания после камеры сгорания, подаваемых в газовую турбину высокого давления, на одном валу с которой размещен основной электрический генератор. Эта связь приводит к жесткой зависимости между количеством вырабатываемой электрической энергии и количеством получаемой тепловой энергии. Чем больше температура и давление продуктов сгорания после камеры сгорания, тем больше вырабатывается электрической энергии и тем больше можно снять тепловой энергии и наоборот. При этом устойчивость работы установки в значительной степени зависит от отклонений от номинального режима при изменении количества тепловой энергии, снимаемой в теплофикационном устройстве.
Более экономичное решение известно из патента РФ №2528214 на изобретение, опубл. 23.11.2012 - прототип, в котором дополнительно установлено теплообменное устройство, содержащее взаимодействующие между собой посредством теплообмена горячий и холодный каналы, вход горячего канала теплообменного устройства подсоединен к выходу из газовой турбины высокого давления, а выход горячего канала теплообменного устройства присоединен к входу горячего канала теплофикационного устройства, при этом в качестве движущегося теплоносителя горячего канала теплообменного устройства использованы частично отработавшие продукты сгорания, поступающие из газовой турбины высокого давления, вход холодного канала теплообменного устройства подсоединен к выходу из компрессора высокого давления, а выход холодного канала теплообменного устройства присоединен к входу камеры сгорания, при этом в качестве движущегося теплоносителя холодного канала теплообменного устройства использована содержащая окислитель газообразная смесь, поступающая из компрессора высокого давления, теплофикационное устройство выполнено регулируемым, а к газовой турбине низкого давления подсоединен дополнительный электрический генератор, используемый в качестве полезной нагрузки.
Недостатками данного изобретения являются относительно низкий кпд производства электроэнергии и ограничения по мощности в условиях сезонных и суточных колебаний в потреблении тепловой и электрической энергии, так как для обеспечения пикового энергопотребления требуются дополнительные генерирующие мощности.
Раскрытие изобретения
Техническим результатом заявленного изобретения является:
- повышение термодинамической эффективности преобразования энергии;
- упрощение конструкции, повышение мощности газовой турбины и общей вырабатываемой пиковой энергии в условиях сезонных и суточных колебаний в потреблении тепловой и электрической энергии;
- повышение надежности и эффективности;
- снижение затрат энергии и вредных выбросов в атмосферу.
Технический результат достигается тем, что предложен способ преобразования энергии, в котором в энергоустановку подают воздух, сжимаемый затем в компрессоре, а также газообразное топливо, продукты сгорания которого после камеры сгорания расширяют в газовой турбине, используемой в качестве привода компрессора и электрогенератора, а затем направляют в теплообменник, в котором вырабатывают тепловую энергию, при этом сжатый воздух, отбираемый из компрессора, используют для проведения паровоздушной конверсии природного газа в адиабатическом реакторе конверсии, при которой получают газообразное топливо, а по меньшей мере часть тепловой энергии, вырабатываемой в теплообменнике, используют для получения водяного пара, смешиваемого со сжатым воздухом перед паровоздушной конверсией природного газа, другую часть тепловой энергии используют для отпуска потребителям водяного пара или горячей воды, а получение водяного пара в теплообменнике уменьшают при снижении нагрузки электросети. В предпочтительном варианте при снижении тепловой нагрузки в тепловой сети уменьшают выработку теплоносителя в теплообменнике с одновременным увеличением производства водяного пара. В качестве теплоносителя используют нагретую воду или водяной пар, подаваемые в тепловую сеть. Газообразное топливо выбирают из ряда, содержащего метан, углеводороды, диметиловый эфир, водород или их смеси. В камеру сгорания подают дополнительное топливо, которое выбирают из ряда, содержащего метан, углеводороды, диметиловый эфир, водород или их смеси. Для получения водяного пара подают питательную воду из резервуара, пополняемого конденсатом, выделяемым из продуктов сгорания. Газообразное топливо перед подачей в камеру сгорания охлаждают за счет нагрева водяного пара и/или сжатого воздуха, подаваемых на реакцию паровоздушной конверсии. Температурный режим паровоздушной конверсии поддерживают изменением расхода и состава входного потока сжатого воздуха. Подачу сжатого воздуха, отбираемого из компрессора, распределяют между камерой сгорания и адиабатическим реактором конверсии путем применения запирающего и/или регулирующего элемента. Расширение продуктов сгорания в газовой турбине ведут сначала в турбине высокого давления, которая служит приводом компрессора, а затем в турбине низкого давления, которая служит приводом электрогенератора, причем перед турбиной низкого давления поток продуктов сгорания смешивают с водяным паром, отбираемым перед его смешением со сжатым воздухом.
В процессе расширения продуктов сгорания в газовой турбине продукты сгорания перегревают путем сгорания газообразного топлива или природного газа.
Краткое описание чертежей
Признаки и сущность заявленного изобретения поясняются в последующем детальном описании, иллюстрируемом чертежом (см. фиг. 1), где показана схема реализации заявленного способа преобразования энергии, где
1 - воздух;
2 - компрессор;
3 - сжатый воздух из компрессора;
4 - коллектор;
5 - сжатый воздух из коллектора;
6 - технологический воздух;
7 - смеситель;
8 - природный газ;
9 - водяной пар;
10 - вентиль;
11 - теплообменник;
12 - адиабатический реактор конверсии;
13 - газообразное топливо;
14 - камера сгорания;
15 - дополнительное топливо;
16 - продукты сгорания;
17 - газовая турбина;
18 - электрогенератор;
19 - дымовые газы;
20 - конденсатор;
21 - сбросной газ;
22 - питательная вода;
23 - теплоноситель;
24 - задвижка;
25 - тепловая сеть;
26 - узел тепловых нагрузок.
Осуществление и примеры реализации изобретения
Сущность заявленного изобретения заключается в следующем.
x
3
Наиболее высокой термодинамической эффективности преобразования энергии за счет утилизации сбросного тепла газовой турбины можно достичь при получении с помощью этого тепла газообразного топлива, состоящего из химических продуктов, при сгорании которых образуется высокотемпературное рабочее тело, срабатываемое в газотурбинном цикле. К числу таких продуктов относится водород, который не только не образует при сгорании вредных продуктов, но и обеспечивает повышение эффективности газовой турбины и позволяет работать на крайне бедной смеси с очень большим коэффициентом избытка воздуха (до λ=9.8 в случае водородовоздушной смеси). Благодаря наличию в камере сгорания большого количества воздуха, не принимающего участия в сгорании топлива, достигается значительное снижение температуры выхлопных газов и невероятно низкий уровень выбросов NO - менее 5 мг/нм или 2 ppm, что практически приближается к пределу выявления. При этом увеличение массового расхода рабочего тела приводит к росту мощности газовой турбины. Применение в качестве газообразного топлива продуктов конверсии, представляющих собой водородсодержащие смеси с высоким содержанием водорода (до 30-40%), на газотурбинных установках, позволит не только существенно улучшить эксплуатационные характеристики и снизить расход газообразного топлива, но и значительно снизит эмиссионные показатели. Получение газообразного топлива из продуктов конверсии - водородсодержащего газа согласно изобретению производят путем каталитического процесса паровоздушной конверсии природного газа (метана), в котором используют сжатый воздух, сжимаемый в компрессоре за счет газовой турбины, и водяной пар, получаемый в парогенераторе, в котором утилизируют сбросное тепло продуктов сгорания газообразного топлива. Отбор тепла от продуктов сгорания, выводимых из газовой турбины, производят для получения водяного пара, часть которого используют в реакции конверсии метана, а оставшийся поток тепловой энергии может быть направлен на получение отопительного тепла, пара и горячей воды, а также для опреснения воды. Перераспределение тепловой энергии между паровоздушной конверсией природного газа и тепловыми нагрузками внешних потребителей позволяет скомпенсировать падение термодинамической эффективности преобразования энергии при снижении степени утилизации сбросного тепла газовой турбины в межотопительный период. Тем самым удается в широком диапазоне электрических и тепловых нагрузок внешних потребителей с максимально возможной эффективностью использовать энергию продуктов сгорания, отводимых из газовой турбины.
Способ преобразования энергии осуществляется следующим образом.
Воздух 1 из атмосферы подают в компрессор 2, в котором получают сжатый воздух 3, подаваемый при давлении свыше 2.0 МПа в коллектор 4, из которого отбирают сжатый воздух 5 в камеру сгорания и технологический воздух 6, который подают в смеситель 7, где технологический воздух 6 смешивают с природным газом 8 и водяным паром 9, подаваемым через вентиль 10 из теплообменника 11. За счет окисления природного газа 8 технологическим воздухом 6 температура смеси при давлении свыше 2.0 МПа повышается до 1100-1200°C и образуется нагретая реакционная смесь, поступающая в адиабатический реактор конверсии 12, в котором смесь конвертируется в газообразное топливо 13, направляемое с температурой около 700°C в камеру сгорания 14, в которую также направляют сжатый воздух 5 из коллектора 4. Газообразное топливо 13 выбирают из ряда, содержащего метан, углеводороды, диметиловый эфир, водород или их смеси. Адиабатическую конверсию природного газа 8 проводят в адиабатическом реакторе конверсии 12 с использованием катализатора. Температурный режим конверсии в адиабатическом реакторе конверсии 12 поддерживают изменением расхода и состава входного потока. Перед подачей в камеру сгорания 14 газообразное топливо 13 могут охлаждать за счет нагрева водяного пара 9 и/или технологического воздуха 6, подаваемых в смеситель 7. Для коррекции состава газов в камеру сгорания 14 могут подавать дополнительное топливо 15, которое выбирают из ряда, содержащего метан, углеводороды, диметиловый эфир, водород или их смеси. Образующиеся в камере сгорания 14 продукты сгорания 16 с температурой 1100-1400°C подают на вход газовой турбины 17, в которой продукты сгорания 16 расширяются и превращаются в дымовые газы низкого давления с температурой 450-600°C, которые направляют в теплообменник 11, а затем в конденсатор 20, после чего в виде сбросного газа 21 выбрасывают в атмосферу. Подачу сжатого воздуха 3, отбираемого из компрессора, распределяют между камерой сгорания 14 и адиабатическим реактором конверсии 12 путем применения запирающего и/или регулирующего элемента. В теплообменнике 11 из питательной воды 22 производят водяной пар высокого давления 9, который подают на смешение с технологическим воздухом 6 в смеситель 7, а также теплоноситель 23, в качестве которого используют нагретую воду или водяной пар, подаваемые в тепловую сеть 25 через задвижку 24. Теплоноситель 23 поступает затем в узел тепловых нагрузок 26. Целесообразно из охлажденных в теплообменнике 11 дымовых газов 19, направляемых в атмосферу в контактном конденсаторе 20, выводить воду, конденсируя водяной пар низкого давления, содержащийся в дымовых газах 19, сбрасываемых после этого в атмосферу в виде сбросного газа 21. Конденсацию ведут в контактном конденсаторе 20 охлажденной водой. Часть конденсата насосом подают на смешение с питательной водой 22. При снижении нагрузки электросети на электрогенераторе 18 уменьшают выработку водяного пара 9 в теплообменнике 11 с одновременным увеличением потока теплоносителя 23. При снижении тепловой нагрузки в тепловой сети 25 уменьшают выработку теплоносителя 23 в теплообменнике 11 с одновременным увеличением производства водяного пара 9. Реакцию в адиабатическом реакторе конверсии 12 ведут без подвода тепловой энергии на катализаторе, содержащем металлы из ряда никель, железо, платина, палладий, иридий или их соединения, для повышения работоспособности которого перед смешением природного газа 8 с технологическим воздухом 6 проводят очистку природного газа 8 от соединений серы. Давление водяного пара 9 высокого давления выбирают в диапазоне ориентировочно от 2.0 до 9.0 МПа, максимально приближая его к давлению на входе в газовую турбину 17. Расширение продуктов сгорания 16 в газовой турбине 17 могут вести сначала в турбине высокого давления, которая служит приводом компрессора 2, а затем в турбине низкого давления, которая служит приводом электрогенератора 18, причем перед турбиной низкого давления поток продуктов сгорания 16 смешивают с водяным паром, отбираемым из потока водяного пара 9, направляемого из теплообменника 11 на смешение с технологическим воздухом 6. В процессе расширения продуктов сгорания 16 в газовой турбине 17 продукты сгорания 16 могут перегревать путем сжигания газообразного топлива 13 или природного газа 8.
В качестве примера реализации заявленного способа взяты условия Краснодара. Климат в Краснодаре умеренно континентальный. Средняя температура января от -5 до +5°C, июля 22-24°C. Продолжительность отопительного периода составляет 149 суток.
При модернизации ТЭЦ с использованием газотурбинных надстроек нужно иметь в виду, что в зимний период работы они более экономичны, чем КЭС, но летом при работе на режиме с уменьшенным отпуском тепла (КПД от 28 до 30%) значительно уступают КЭС по экономичности и оказываются неконкурентоспособными на энергетическом рынке.
Коэффициент полезного использования теплоты сгорания топлива (КИТТ) ТЭЦ (теплоэлектроцентрали):
где
по выработке электроэнергии;
по выработке тепловой энергии;
где
ТЭЦ
ТЭЦ
N и Q - электрическая и тепловая мощность ТЭЦ, соответственно;
и  - расход топлива на выработку электрической и тепловой энергии, соответственно, по теплоте сгорания.
В качестве ГТУ-ТЭЦ рассматривается установка двух газотурбинных двигателей НК-37 авиационного типа мощностью по 25 МВт каждый, с утилизацией тепла уходящих газов в котлах-утилизаторах. Мощность базовой ГТУ равна 25 МВт, а эффективный кпд - 36,4%. Топливом ГТУ является природный газ.
ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 50 МВт может вырабатывать 70 тонн пара в час давлением 3.0 МПа и производить 19,2 Гкал/ч тепла в горячей воде.
Таким образом, из данных таблицы видно, что с повышением температуры окружающего воздуха и соответствующим уменьшением отопительной нагрузки более чем в 2 раза падает эффективность отпуска электроэнергии от ТЭЦ при использовании традиционных схем когенерации.
Предложенная в заявленном изобретении технология позволяет сохранить высокую эффективность отпуска электроэнергии от ТЭЦ и при повышении температуры окружающего воздуха за счет переключения теплообменника 11 на большее производство водяного пара 9, направляемого на получение газообразного топлива, повышенный расход которого приводит к увеличению мощности турбины 17 и увеличению полезного отпуска электроэнергии, что повышает эффективность отпуска электроэнергии от ТЭЦ.
Например, при снижении отопительной нагрузки в 2 раза (с 50 Гкал/ч до 25 Гкал/ч) в базовом варианте мощность турбины остается неизменной (50 МВт), что снижает эффективность отпуска электроэнергии примерно в 1.5 раза. Предлагаемая технология позволяет за счет переключения теплообменника 11 на большее производство водяного пара 9 произвести дополнительный объем газообразного топлива 13 и повысить мощность газовой турбины 17 примерно до 60 МВт, что на 20% повысит эффективность отпуска электроэнергии по сравнению с базовым вариантом.
Заявленный способ энергоаккумулирования по сравнению с прототипом обладает следующими преимуществами:
- повышается мощность газовой турбины 17 и общая вырабатываемая пиковая энергия, поскольку требуемый расход энергии, подводимой в пиковом режиме от стороннего энергоисточника, составляет только 20-30% от энергии, подводимой к рабочему телу от стороннего источника в прототипном техническом решении;
- повышается надежность работы установки и снижается стоимость производства энергии за счет снижения подачи природного газа 8 в установку;
- обеспечивается полная экологическая безопасность предложенного способа преобразования энергии, поскольку резко снижается эмиссия вредных соединений в окружающую среду;
- за счет переключения теплообменника 11 на большее производство водяного пара 9 производится дополнительный объем газообразного топлива 13 и повышается мощность газовой турбины, используемой для обеспечения горячего водоснабжения и отопительных нагрузок узла тепловых нагрузок 26 даже в периоды перерыва в подводе тепловой энергии от стороннего источника, например ядерного;
- обеспечивается возможность применения данной технологии для выработки пиковой электроэнергии и снабжения различных объектов тепловой энергией и холодом в режиме разуплотненного графика их потребления;
- технически просто и надежно обеспечивается возможность снижения производства провальной ночной энергии, отпускаемой по сниженному тарифу;
- обеспечивается возможность дополнительного повышения эффективности установки в холодные климатические периоды;
- повышается надежность работы и снижается стоимость предложенного способа преобразования энергии за счет умеренных по температуре и давлению параметров продуктов сгорания 16.
Таким образом, указанный способ преобразования энергии за счет утилизации тепловой энергии продуктов сгорания и применения водородосодержащей парогазовой смеси позволяет повысить мощность газовой турбины в пиковом режиме, создать условия снижения затрат энергии и вредных выбросов в атмосферу, увеличить надежность преобразования энергии, упростить конструкцию газовой турбины, повысить ее надежность и улучшить условия эксплуатации.