Диссертация (781919), страница 23
Текст из файла (страница 23)
Основные энергетические показатели схемы приведены в таблице 2.9.Дополнительный расход энергии на собственные нужды для рассматриваемой схемы составляет 5,2 %, что на 3 % меньше, чем для схемы с таким же уровнем перегрева пара, но безсистемы промежуточного охлаждения. Таким образом, предложенная энергоустановка с интеграцией промежуточных охладителей компрессоров в конденсатно-питательный тракт позволяет сократить расход энергии на собственные нужды практических на 40 % [243, 251].Как было отмечено, расход энергии на сжатие водорода и кислорода зависит от их начального давления и рабочего давления в водородно-кислородной камере сгорания. Начальное давление водорода на входе в компрессор зависит от способа его получения.
Одним из основныхспособов крупнотоннажного производства водорода является паровая конверсия природногогаза, при которой давление водорода на выходе из установки риформинга составляет порядка 56 МПа. При оценке затрат на сжатие в данном случае рассматривался самый неблагоприятныйслучай, когда сжатие водорода осуществляется от уровня атмосферного давления. При снабжении энергоблока водородом от установки паровой конверсии дополнительные затраты энергиибудут существенно ниже, что обеспечит более высокий КПД нетто. Так, для рассматриваемойсхемы доля собственных нужд при начальном давлении водорода 5-6 МПа будет составлять порядка 1-2 %, что обеспечит КПД энергоблока на уровне 49-50 %134Рисунок 2.52 – Принципиальная тепловая схема гибридного энергоблокаТаблица 2.9 – Основные параметры схемы гибридного энергоблокаПараметрНачальная температура/температура промперегрева, °CНачальное давление/давление промперегрева, МПаПерегрев в водородной камере сгорания, °СКПД нетто, %Доля расхода энергии на сжатие водорода, %Мощность, МВтСостояние пара на выхлопе ЦНДРасход водорода, кг/сЗначение740/74023,5/3,620046,75,21560насыщенный6,8Сжигание водорода может быть реализовано в парокислородной среде, когда в качествеокислителя используется смесь водяного пара, генерируемого в котельном агрегате, и кислорода.
Указанное решение позволяет снизить максимальную температуру пламени до приемлемойвеличины, например, до 2000-2200 °С, что характерно для максимальных температур пламен вкамерах сгорания газовых турбин, обеспечив тем самым надежную работу металла жаровой135трубы. Снижение температуры горения за счет балластирования окислителя водяным паромнеизбежно вызовет снижение реакционной способности смеси. По этой причине для обеспечения стабильного горения необходимо предусмотреть конструкцию камеры сгорания, обеспечивающую надежную стабилизацию пламени.
Хорошо зарекомендовавшим себя в газотурбостроении решением является камера сгорания с лопаточным завихрителем. Конструкция водородной камеры сгорания для сжигания водорода в парокислородной среде приведена на рисунке2.53 [249, 252]. Диаметр входного участка жаровой трубы выбран таким образом, чтобыотобрать от основного потока долю пара, необходимую для балластирования окислителя.
Кислород подается в паровой поток перед его поступлением в рабочую часть жаровой трубы.Рисунок 2.53 – Водородная камера сгорания с лопаточным завихрителем для сжигания водорода в парокислородной средеПодача водорода в жаровую трубу осуществляется через центральный канал и через внешний завихритель, а подача парокислородной смеси – через внутренний завихритель и отверстияна стенках жаровой трубы.
Оставшаяся часть основного пара омывает жаровую трубу снаружи,затем смешивается с высокотемпературными продуктами сгорания в узле смешения, после чегопар направляется к клапанам турбины.В результате проведенного численного моделирования горения водорода с кислородом впаровом потоке были получены поля температур, скоростей и давлений в жаровой трубе, которые приведены на рисунках 2.54, 2.55 и 2.56 соответственно.На рисунке 2.55 хорошо видна зона обратных токов, образующаяся в результате закруткипотока в лопаточном завихрителе и обеспечивающая надежный поджиг свежей смеси и, какследствие, устойчивое горение, что подтверждается наличием области высоких температур взоне обратных токов (рисунок 2.54). Повышение температурного уровня наблюдается и закрупными струями окислителя, впрыскиваемыми в поперечный сносящий поток, которые также являются стабилизаторами пламени.136Рисунок 2.54 – Распределение температур в жаровой трубе водородной камеры сгоранияРисунок 2.55 – Векторное поле скоростей в жаровой трубе водородной камеры сгоранияРисунок 2.56 – Распределение давлений в жаровой трубе водородной камеры сгоранияОднако достаточно большие вихревые зоны приводят к существенным потерям давления.Распределение давлений в проточной части жаровой трубы показано на рисунке 2.56.
Потеридавления в камере сгорания с лопаточным завихрителем составляют 3,8 бар.137Основные характеристики камеры сгорания с лопаточным завихрителем приведены в таблице 2.10 [134].Таблица 2.10 – Основные характеристики камеры сгоранияХарактеристикаКПД, %Потери давления, барРасход водорода, кг/сРасход кислорода, кг/сРасход пара, кг/сМаксимальная температура горения, KТепловая мощность камеры сгорания, МВтГабаритные размеры жаровой трубы:- длина, мм- максимальный диаметр, ммНеобходимое количество камер сгорания, шт.Значение98,043,82,95823,66445,582350355,515804004Проведенные расчеты показывают, что выбранная степень забалластированности окислителя водяным паром позволит получить максимальную температуру горения порядка 2300 К,что существенно облегчает задачу обеспечения надежной работы металла жаровой трубы.Конструкция проточной части жаровой камеры сгорания и выбранная схема подачи топлива и окислителя обеспечивают высокую эффективность рассматриваемой камеры.
Степень выгорания топлива по длине жаровой трубы приведена на рисунке 2.57.Степень выгораниятолпива10,80,60,40,2002004006008001000120014001600Расстояние от плоскости установки форсунок, ммРисунок 2.57 – Степень выгорания водорода по длине жаровой трубы2.4 Гибридная АЭС – высокоэкономичный способ выработки электроэнергии науглеводородном топливеИдея внешнего перегрева пара на атомных электростанциях от постороннего источникатепловой энергии является достаточно перспективной и, что немаловажно, может быть реализована уже в ближайшее время для повышения мощности и КПД энергоустановок.138В этом случае целесообразно выделить внешний перегреватель пара в отдельный блок, гдев качестве источника тепловой энергии можно использовать любое топливо, в том числе и водород.При таком решении сохраняется неизменным все оборудование реакторного цеха и реконструируется только турбинный цех, где устанавливается новая высокотемпературная пароваятурбина, связанная с более мощным электрогенератором.В качестве базы для сравнения принят наиболее распространенный в атомной энергетикеРоссии энергоблок мощностью 1000 МВт, построенный на базе паропроизводящей установки сректором ВВЭР-1000, снабжающей паром турбоустановку К-1000-5,9/50 ЛМЗ.Для сопоставимости сравниваемых показателей экономичности предлагаемых решений схарактеристиками базового варианта произведен расчет тепловой схемы турбоустановки К1000-5,9/50, изображенной на рисунке 2.58.
Исходные данные для проведения расчета представлены в таблице 2.11.Рисунок 2.58 – Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1000-5,9/50139Таблица 2.11 – Исходные данные для расчета турбоустановки К-1000-5,9/50 ЛМЗПоказательДавление пара в парогенераторе ЯППУ, МПаПараметры свежего пара:- давление, МПа- температура, °СПараметры пара после промежуточного перегрева- давление, МПа- температура, °СЧисло регенеративных отборовТемпература питательной воды, °СНоминальная температура охлаждающей воды, °СДавление в конденсаторе, кПаМаксимальный расход свежего пара, кг/сЗначение6,35,9274,30,512608218204,91630,5В стандартной турбоустановке пар от парогенераторов ядерной паропроизводящей установки подается по четырем паропроводам к двухпоточному цилиндру высокого давления с параметрами 5,9 МПа и 274 °С, где расширяется до давления 0,57 МПа, после чего направляется всепараторы-пароперегреватели, в которых сначала происходит удаление из него влаги до степени сухости 0,99, а затем осуществляется перегрев острым паром, отобранным из главноготрубопровода перед ЦВД, в паро-паровом теплообменнике.
Перегрев осуществляется до температуры 260 °С. Давление за сепаратором-пароперегревателем составляет 0,51 МПа. С этим давлением пар поступает в цилиндр низкого давления, где расширяется до давления в конденсаторе, равном 4,9 кПа. Процесс расширения пара представлен на рисунке 2.59.Отделенная в сепараторе влага сбрасывается в регенеративный подогреватель низкого давления, установленный пятым по ходу основного конденсата; конденсат греющего пара паропарового перегревателя насосом закачивается в линию питательной воды за верхним подогревателем высокого давления. После прохождения сепараторов-пароперегревателей пар поступает в четыре двухпоточных цилиндра низкого давления, расположенных попарно по разные стороны от цилиндра высокого давления, где расширяется до давления в конденсаторе 4,9 кПа.Турбоустановка имеет развитую систему регенерации – пять подогревателей низкого давления, деаэратор, питаемый паром из отдельного отбора, и два подогревателя высокого давления.
Первыми по ходу конденсата установлены два подогревателя низкого давления смешивающего типа. В первый из них конденсат подается конденсатными насосами первой ступени, аво второй нагреваемая среда поступает из первого под действием гравитационных сил. Конденсатные насосы второй ступени, установленные за вторым подогревателем низкого давлениясмешивающего типа, прокачивают основной конденсат через три подогревателя низкого давления поверхностного типа в деаэраторы питательной воды.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
