Расчет тепловая схема геотермальной электростанции бинарного типа. Геотермальные электростанции
3.4 РАСЧЕТ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Произведем расчет тепловой схемы геотермальной электростанции бинарного типа, согласно .
Наша геотермальная электростанция состоит из двух турбин:
Первая работает на насыщенном водяном паре, полученном в расширителе. Электрическая мощность - ;
Вторая работает на насыщенном паре хладона R11, который испаряется за счет тепла воды, отводимый из расширителя.
Вода из геотермальных скважин с давлением pгв температурой tгв поступает в расширитель. В расширителе образуется сухой насыщенный пар с давлением pp. Этот пар направляется в паровую турбину. Оставшаяся вода из расширителя идет в испаритель, где охлаждается на и заканчивается обратно в скважину. Температурный напор в испарительной установке = 20°С. Рабочие тела расширяются в турбинах и поступают в конденсаторы, где охлаждаются водой из реки с температурой tхв. Нагрев воды в конденсаторе = 10°С, а недогрев до температуры насыщения = 5°С.
Относительные внутренние КПД турбин. Электромеханический КПД турбогенераторов = 0,95.
Исходные данные приведены в таблице 3.1.
Табл. 3.1. Исходные данные для расчета ГеоЭС
Принципиальная схема ГеоЭС бинарного типа (рис. 3.2).
Рис. 3.2. Принципиальная схема ГеоЭС.
Согласно схеме на рис. 3.2 и исходным данным проводим расчеты.
Расчет схемы паровой турбины, работающей на сухом насыщенном водяном паре
Температура пара при входе в конденсатор турбины:
где - температура охлаждающей воды на входе в конденсатор; - нагрев воды в конденсаторе; - температурный напор в конденсаторе.
Давление пара в конденсаторе турбины определяется по таблицам свойств воды и водяного пара :
Располагаемый теплоперепад на турбину :
где - энтальпия сухого насыщенного пара на входе в турбину; - энтальпия в конце теоретического процесса расширения пара в турбине.
Расход пара из расширителя на паровую турбину:
где - относительный внутренний КПД паровой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Расчет расширителя геотермальной воды
Уравнение теплового баланса расширителя
где - расход геотермальной воды из скважины; - энтальпия геотермальной воды из скважины; - расход воды из расширителя в испаритель; - энтальпия геотермальной воды на выходе из расширителя. Определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как энтальпия кипящей воды.
Уравнение материального баланса расширителя
Решая совместно эти два уравнения необходимо определить и.
Температура геотермальной воды на выходе из расширителя определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как температура насыщения при давлении в расширителе:
Определение параметров в характерных точках тепловой схемы турбины, работающей в хладоне
Температура паров хладона на входе в турбину:
Температура паров хладона на выходе из турбины:
Энтальпия паров хладона на входе в турбину определяется по p-h диаграмме для хладона на линии насыщения при:
240 кДж/кг.
Энтальпия паров хладона на выходе из турбины определяется по p-h диаграмме для хладона на пересечении линий и линии температуры:
220 кДж/кг.
Энтальпия кипящего хладона на выходе из конденсатора определяется по p-h диаграмме для хладона на кривой для кипящей жидкости по температуре:
215 кДж/кг.
Расчет испарителя
Температура геотермальной воды на выходе из испарителя:
Уравнение теплового баланса испарителя:
где - теплоемкость воды. Принять =4,2 кДж/кг.
Из этого уравнения необходимо определить.
Расчет мощности турбины, работающей на хладоне
где - относительный внутренний КПД хладоновой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Определение мощности насоса для закачки геотермальной воды в скважину
где - КПД насоса, принимается 0,8; - средний удельный объем геотермальной воды .
Электрическая мощность ГеоЭС
Альтернативные источники энергии. Грозовая электростанция
Расчет грозовой электростанции рассчитан, в первую очередь, на определение выходной мощности. Ведь задача любой электростанции заключается в максимальной энергетической эффективности, чтобы окупить средства на эксплуатацию и установку...
Производим основные расчеты производительности насосной секции. Итак, при волне в 1м тело, находящееся на плаву, поднимается вверх на 0,5 м, а затем опускается на 0,5 м. ниже спокойного уровня воды...
Виды и расчет волновой электростанции
Методика расчетов волновой электростанции описана в статье . В курсовом проекте рассмотрены основные формулы и пример расчета мощности волновой ГЭС при установленных параметрах. Максимальная возможная мощность в одном цикле прилив-отлив...
Возобновляемые источники энергии. Расчет, виды и задачи геотермальной электростанции
Существует несколько способов получения энергии на ГеоЭС: - прямая схема: пар направляется по трубам в турбины, соединённые с электрогенераторами; - непрямая схема: аналогична прямой схеме, но перед попаданием в трубы пар очищают от газов...
Геотермальная энергия
Еще 150 лет тому назад на нашей планете использовались исключительно возобновляемые и экологически безопасные источники энергии: водные потоки рек и морских приливов - для вращения водяных колес...
Геотермальная энергия
Геотермальная энергетика - получение тепловой или электрической энергии за счет тепла земных глубин. Экономически эффективна в районах...
Геотермальная энергия
Существует мнение, что использование низкотемпературной геотермальной энергии малых глубин можно рассматривать как революцию в системе теплообеспечения, основанную на неисчерпаемости ресурса, повсеместности его распространения...
Геотермальная энергия и ее применение
Рассмотрим управление современной ГеоТЭС на примере системы управления первой в Прибалтике показательной Клайпедской геотермальной электростанцией мощностью 43 МВт...
В соответствии с требованиями Регистра произведем расчет нагрузки СЭС в ходовом режиме. Воспользуемся табличным методом расчета. При заполнении таблицы нагрузок в графы 2-4 вносят данные задания, в графы 5-8 - параметры двигателей...
Расчет судовой электрической станции
Расчет электрической системы на основе схемы замещения
Принципиальная схема трёхобмоточного трансформатора представлена на рис. 4.3, а полная схема замещения совпадает со схемой замещения автотрансформатора (см. рис.3.2). Состав каталожных данных отличается от приведённого в п. 3 тем...
Теплоснабжение промышленных предприятий
Для привода механизмов собственных нужд кпд брутто определяется без учёта затрат энергии. Для ПТУ, работающих по циклу Ренкина, кпд брутто с учётом затрат на привод насоса: где - энтальпия пара в точках 1 и 2 диаграммы...
РАСЧЕТ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Произведем расчет тепловой схемы геотермальной электростанции бинарного типа, согласно .
Наша геотермальная электростанция состоит из двух турбин:
Первая работает на насыщенном водяном паре, полученном в расширителе. Электрическая мощность - ;
Вторая работает на насыщенном паре хладона R11, который испаряется за счет тепла воды, отводимый из расширителя.
Вода из геотермальных скважин с давлением pгв температурой tгв поступает в расширитель. В расширителе образуется сухой насыщенный пар с давлением pp. Этот пар направляется в паровую турбину. Оставшаяся вода из расширителя идет в испаритель, где охлаждается на и заканчивается обратно в скважину. Температурный напор в испарительной установке = 20°С. Рабочие тела расширяются в турбинах и поступают в конденсаторы, где охлаждаются водой из реки с температурой tхв. Нагрев воды в конденсаторе = 10°С, а недогрев до температуры насыщения = 5°С.
Относительные внутренние КПД турбин. Электромеханический КПД турбогенераторов = 0,95.
Исходные данные приведены в таблице 3.1.
Табл. 3.1. Исходные данные для расчета ГеоЭС
Принципиальная схема ГеоЭС бинарного типа (рис. 3.2).
Рис. 3.2.
Согласно схеме на рис. 3.2 и исходным данным проводим расчеты.
Расчет схемы паровой турбины, работающей на сухом насыщенном водяном паре
Температура пара при входе в конденсатор турбины:
где - температура охлаждающей воды на входе в конденсатор; - нагрев воды в конденсаторе; - температурный напор в конденсаторе.
Давление пара в конденсаторе турбины определяется по таблицам свойств воды и водяного пара :
Располагаемый теплоперепад на турбину :
где - энтальпия сухого насыщенного пара на входе в турбину; - энтальпия в конце теоретического процесса расширения пара в турбине.
Расход пара из расширителя на паровую турбину:
где - относительный внутренний КПД паровой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Расчет расширителя геотермальной воды
Уравнение теплового баланса расширителя
где - расход геотермальной воды из скважины; - энтальпия геотермальной воды из скважины; - расход воды из расширителя в испаритель; - энтальпия геотермальной воды на выходе из расширителя. Определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как энтальпия кипящей воды.
Уравнение материального баланса расширителя
Решая совместно эти два уравнения необходимо определить и.
Температура геотермальной воды на выходе из расширителя определяется по таблицам свойств воды и водяного пара как температура насыщения при давлении в расширителе:
Определение параметров в характерных точках тепловой схемы турбины, работающей в хладоне
Температура паров хладона на входе в турбину:
Температура паров хладона на выходе из турбины:
Энтальпия паров хладона на входе в турбину определяется по p-h диаграмме для хладона на линии насыщения при:
240 кДж/кг.
Энтальпия паров хладона на выходе из турбины определяется по p-h диаграмме для хладона на пересечении линий и линии температуры:
220 кДж/кг.
Энтальпия кипящего хладона на выходе из конденсатора определяется по p-h диаграмме для хладона на кривой для кипящей жидкости по температуре:
215 кДж/кг.
Расчет испарителя
Температура геотермальной воды на выходе из испарителя:
Уравнение теплового баланса испарителя:
где - теплоемкость воды. Принять =4,2 кДж/кг.
Из этого уравнения необходимо определить.
Расчет мощности турбины, работающей на хладоне
где - относительный внутренний КПД хладоновой турбины; - электромеханический КПД турбогенераторов.
Определение мощности насоса для закачки геотермальной воды в скважину
где - КПД насоса, принимается 0,8; - средний удельный объем геотермальной воды .
В настоящее время геотермальная энергия используется в 51 стране в электрогенерирующих технологиях. За пять лет (с 2010 по 2015 годы) суммарная мощность геотермальных электростанций возросла на 16 % и составила 12 635 МВт. Существенное увеличение мощности геотермальных электростанций обусловлено экологической безопасностью, существенной экономической эффективностью и высокими показателями использования установленной мощности.
Сегодня геотермальные электростанции (ГеоЭС) эксплуатируются в 26 странах с ежегодной выработкой электроэнергии около 73 549 ГВт . Ожидаемый рост установленной мощности геотермальных электростанций к 2020 году — порядка 21 443 МВт (рис. 1). Значительные показатели в области геотермальной энергетики имеют США: общая установленная мощность ГеоЭС составляет 3450 МВт при ежегодной выработке электроэнергии 16,6 МВт/ч. На втором месте Филиппины с суммарной мощностью ГеоЭС 1870 МВт, на третьем Индонезия — 1340 МВт. При этом наиболее существенный прирост мощности ГеоЭС за последние пять лет отмечен в Турции — с 91 до 397 МВт, то есть на 336 %. Далее следуют Германия — на 280 % (с 6,6 до 27 МВт) и Кения — на 194 % (с 202 до 594 МВт).
В современной геотермальной энергетике наиболее распространёнными являются ГеоЭС с тепловой схемой турбоустановки, включающей дополнительное расширение геотермального пара, общая мощность которой составляет 5079 МВт. На перегретом геотермальном паре работают энергоблоки ГеоЭС суммарной мощностью 2863 МВт. Общая мощность энергоблоков ГеоЭС с двумя ступенями расширения пара равна 2544 МВт.
Геотермальные бинарные энергоблоки с органическим циклом Ренкина получают всё большее распространение, и на сегодняшний момент их суммарная мощность превышает 1800 МВт. Средняя единичная мощность бинарных энергоблоков равна 6,3 МВт, энергоблоков с одним давлением сепарации — 30,4 МВт, с двумя давлениями сепарации — 37,4 МВт, а энергоблоков, работающих на перегретом паре, — 45,4 МВт.
Основной прирост установленной мощности современных геотермальных электростанций в мире в последние годы осуществляется в значительной степени за счёт сооружения новых ГеоЭС с энергоблоками бинарного цикла.
Технологические схемы современных ГеоЭС можно классифицировать по фазовому состоянию геотермального теплоносителя, типу термодинамического цикла и применяемых турбин (рис. 2). Геотермальные электростанции работают на геотермальном теплоносителе в виде перегретого пара, пароводяной смеси и горячей воды. Прямой цикл ГеоЭС характеризуется использованием во всём технологическом тракте в качестве рабочей среды геотермального теплоносителя.
ГеоЭС с бинарным циклом в основном применяются на месторождениях с низкотемпературной горячей водой (90-120 °C), которые характеризуются использованием во втором контуре низкокипящего рабочего тела. Двухконтурные ГеоЭС предполагают использование бинарного и комбинированного бинарного циклов. В комбинированном цикле ГеоЭС паровая турбина работает на геотермальном паре, а утилизация тепла отработавшего или сбросного геотермального теплоносителя в виде жидкой фазы осуществляется в бинарной энергоустановке второго контура.
Конденсационные турбины одноконтурных ГеоЭС работают на геотермальном перегретом паре, а также на насыщенном паре, отсепарированном из пароводяной смеси. Турбины с противодавлением используются на одноконтурных ГеоТЭС, которые наряду с выработкой электроэнергии обеспечивают теплом системы теплоснабжения.
В настоящее время в России энергоблоки с противодавленческими турбинами эксплуатируются на островах Кунашир и Итуруп (входят в Курильскую гряду). На Калужском турбинном заводе были разработаны энергоблоки «Омега-500», «Туман-2,0» и «Туман-2,5» .
Противодавленческие турбоустановки значительно проще конденсационных по своей конструкции, поэтому их цена существенно ниже.
Достаточно часто применяются технологические схемы одноконтурных ГеоЭС с одним, двумя и тремя давлениями сепарации, так называемые схемы SingleFlash, Double-Flash и Triple-Flash, соответственно. Так, ГеоЭС с двумя и тремя давлениями сепарации предполагают использование дополнительного вторичного пара, полученного в расширителе вследствие вскипания сепарата. Это позволяет увеличить использование тепла геотермального флюида по сравнению с ГеоЭС с одним давлением сепарации.
Геотермальные паротурбинные установки производят компании в Японии, США, Италии и России.
В табл. 1 представлены основные фирмы-производители современных паровых турбоустановок и оборудования для геотермальных электростанций. Конструкция геотермальных турбин обладает рядом особенностей, которые обусловлены использованием низкопотенциального геотермального насыщенного пара в качестве рабочей среды, отличающейся коррозионной агрессивностью и склонностью к образованию отложений.
К современным передовым технологиям повышения эффективности геотермальных турбин можно отнести:
- внутриканальную сепарацию влаги в проточной части турбины, включая периферийную сепарацию влаги, отвод влаги через щели в полых сопловых лопатках и ступень-сепаратор;
- системы периодической промывки проточной части и концевых уплотнений на работающей турбине;
- применение технологии управления физико-химическими свойствами геотермального теплоносителя присадками поверхностно-активных веществ;
- снижение потерь в турбинных решётках за счёт оптимизации геометрии сопловых и рабочих лопаток, включая использование высокоэффективных саблевидных лопаток.
Так, в конструкции геотермальной паровой турбины ОАО «КТЗ» мощностью 25 МВт для Мутновской ГеоЭС применены специальные устройства для сепарации влаги, позволяющие удалить до 80 % жидкой фазы в виде крупных капель и жидких плёнок из проточной части . Начиная с четвёртой турбинной ступени, в проточной части применена развитая система периферийной сепарации влаги. В седьмой и восьмой ступенях обоих потоков турбины используется внутриканальная сепарация влаги в сопловых решётках. Достаточно эффективным методом удаления влаги является применение специальной турбинной ступени-сепаратора, которая позволяет увеличить КПД турбина почти на 2 %.
Солесодержание пара, поступающего в проточную часть турбин ГеоЭС, зависит от минерализации исходного геотермального флюида и эффективности разделения фаз в сепарационных устройствах. Эффективность сепарационных устройств в значительной степени определяет степень заноса проточной части турбин солеотложениями, а также влияет на интенсивность каплеударной эрозии турбинных лопаток и коррозионного растрескивания металла элементов проточной части турбин.
В технологических схемах современных геотермальных электростанций применяются вертикальные и горизонтальные сепараторы. Вертикальные сепараторы используются в основном на ГеоЭС, построенных при участии новозеландских специалистов в Новой Зеландии, Филиппинах и др. странах. Горизонтальные сепараторы применяются в геотермальных энергоблоках в России, США, Японии и Исландии. Причём до 70 % ГеоЭС в мире работает с вертикальными сепараторами . Вертикальные сепараторы способны в среднем обеспечивать степень сухости пара на выходе до 99,9 %. При этом их эффективность существенно зависит от режимных параметров: расхода и давления влажного пара, влагосодержания пароводяной смеси (ПВС), уровня жидкости в сепараторе и др.
В России разработаны и эксплуатируются на энергоблоках ГеоЭС горизонтальные сепараторы, отличающиеся высокой эффективностью и малогабаритными характеристиками. Степень сухости пара на выходе из сепаратора достигает 99,99 %. В основу этих разработок легли исследования и технологии предприятий, производящих оборудование для АЭС, судостроения и других отраслей . Такие сепараторы установлены и успешно работают в модульных энергоблоках ВерхнеМутновской ГеоЭС и на первой очереди Мутновской ГеоЭС (рис. 3).
Преимущество бинарных установок, заключающееся прежде всего в возможности производить электроэнергию на основе низкотемпературного источника тепла, в значительной степени определило основные направления их применения. Особенно целесообразно использование бинарных установок для:
- энергообеспечения (также и автономного) регионов, обладающих низкотемпературными геотермальными ресурсами;
- повышения мощности действующих ГеоЭС, работающих на высокотемпературном геотермальном теплоносителе, без бурения дополнительных скважин;
- повышение эффективности использования геотермальных источников за счёт применения бинарных установок в технологических схемах вновь проектируемых комбинированных геотермальных электростанций.
Теплофизические, термодинамические и др. свойства органических низкокипящих веществ оказывают существенное влияние на вид и эффективность теплового цикла, технологические параметры, конструкцию и характеристики оборудования, режимы эксплуатации, надёжность и экологичность бинарных установок.
На практике применяются около 15-ти различных низкокипящих органических веществ и смесей в качестве рабочего тела бинарных установок. По факту в настоящее время геотермальные бинарные энергоблоки в основном работают на углеводородах — около 82,7 % от суммарной установленной мощности бинарных энергоблоков в мире, фторуглеродах — 6,7 %, хлорфторуглеродах — 2,0 %, водно-аммиачной смеси — 0,5 %, отсутствуют данные по рабочему телу для 8,2 % .
Геотермальные электростанции с комбинированным бинарным циклом отличаются тем, что геотермальный флюид первого контура не только является источником тепла для второго контура, но и непосредственно используется для преобразования теплоты в механическую работу в паровой турбине.
Паровая фаза геотермального двухфазного теплоносителя используется непосредственно для выработки электрической энергии путём расширения в паровой турбине с противодавлением, а теплоту конденсации геотермального пара (а также сепарата) направляют во второй низкотемпературный контур, в котором для выработки электроэнергии используется органическое рабочее тело. Применение подобной комбинированной схемы ГеоЭС особенно целесообразно в случаях, когда исходный геотермальный флюид содержит большое количество неконденсирующихся газов, поскольку затраты энергии на удаление их из конденсатора могут быть значительными.
Результаты термодинамических расчётов показывают, что при всех равных исходных условиях использование бинарного энергоблока в геотермальных электростанциях комбинированного цикла может увеличить мощность ГеоЭС типа Single-Flash на 15 %, а ГеоЭС DoubleFlash — на 5 %. В настоящее время бинарные установки производятся на заводах в США, Германии, Италии, Швеции, России и др. странах. Сведения о некоторых технических характеристиках бинарных установок, выпускаемых различными производителями, представлены в табл. 2.
На рис. 4 представлены данные о стоимости установленной мощности в 1 кВт при сооружении различных ГеоЭС с турбоустановками на геотермальном паре и низкокипящем органическом рабочем теле, свидетельствующие о зависимости стоимости ГеоЭС от применяемого цикла и температуры геотермального геофлюида.
Наиболее перспективными российскими геотермальными энергетическими проектами являются расширение Мутновской ГеоЭС (50 МВт) и Верхне-Мутновской ГеоЭС (12 МВт) комбинированными (с бинарным циклом) энергоблоками мощностью 10 и 6,5 МВт, соответственно, за счёт утилизации тепла их сбросного теплоносителя без бурения дополнительных скважин, а также строительство второй очереди Мутновской ГеоЭС мощностью 50 МВт.
Выводы
1.
В мировой геотермальной энергетике применяются технологические схемы с ГеоЭС прямого, бинарного и комбинированного циклов — в зависимости от фазового состояния и температуры геотермального теплоносителя.
2.
Основной прирост в суммарной установленной мощности ГеоЭС в мире в последние годы осуществляется за счёт развития бинарных геотермальных энерготехнологий.
3.
Удельная стоимость установленной мощности геотермальных энергоблоков существенно зависит от температуры геотермального теплоносителя и с её увеличением резко снижается.
В состав двухконтурной ГеоТЭУ (рис. 4.2) входит парогенератор 4, в котором тепловая энергия геотермальной пароводяной смеси используется для нагревания и испарения питательной воды традиционной влажнопаровой паротурбинной установки 6 с электрогенератором 5. Отработавшая в парогенераторе геотермальная вода закачивается насосом 3 в обратную скважину 2. Химочистка питательной воды турбоустановки ведется обычными методами. Питательный насос 8 возвращает конденсат из конденсатора 7 в парогенератор.
В двухконтурной установке неконденсирующиеся газы в паровом контуре отсутствуют, поэтому в конденсаторе обеспечивается более глубокий вакуум и термический КПД установки возрастает по сравнению с одноконтурной. На выходе из парогенератора остающаяся теплота геотермальных вод может, как и в случае одноконтурной ГеоТЭС, использоваться для нужд теплоснабжения.
Рис.4.2. Тепловая схема двухконтурной ГеоТЭС
Газы, в том числе сероводород, подаются из парогенератора в барботажный абсорбер и растворяются в отработанной геотермальной воде, после чего она закачивается в скважину захоронения. По данным испытаний на строящейся Океанской ГеоТЭС (Курильские острова) в барботажном абсорбере растворяется 93.97% исходного сероводорода.
Перепад температур в парогенераторе снижает энтальпию острого пара двухконтурной установки h 1 по сравнению с одноконтурной, однако в целом теплоперепад в турбине увеличивается из-за уменьшения энтальпии отработавшего пара h 2 . Термодинамический расчет цикла ведется как для обычной паротурбинной ТЭС (см. раздел по солнечным паротурбинным установкам).
Расход горячей воды из геотермальных скважин для установки мощностью N, кВт, определяется из выражения
Кг/с, (4.3)
где - перепад температур геотермальной воды на входе и выходе из парогенератора,°C, - КПД парогенератора. Полный КПД современных двухконтурных паротурбинных ГеоТЭУ составляет 17.27%.
На месторождениях со сравнительно низкой температурой геотермальных вод (100-200°С) применяют двухконтурные установки на низко- кипящих рабочих телах (фреонах, углеводородах). Экономически оправдано также использование таких установок для утилизации теплоты отсепарированной воды одноконтурных ГеоТЭС (вместо теплофикационного теплообменника на рис. 4.1). В нашей стране впервые в мире (в 1967 г.) создана энергоустановка этого типа на хладоне R-12 мощностью 600 кВт, построенная на Паратунском геотермальном месторождении (Камчатка) при научном руководстве института теплофизики Сибирского отделения АН СССР. Перепад температур теплоносителя составлял 80...5 о С, холодная вода подавалась в конденсатор из р. Паратунка со среднегодовой температурой 5 о С. К сожалению, эти работы не получили развития из-за былой дешевизны органического топлива.
В настоящее время в АО "Кировский завод" проработан проект и техническая документация двухконтурного геотермального модуля мощностью 1,5 МВт на фреоне R142в (резервный теплоноситель - изобутан). Энергомодуль будет полностью изготавливаться в заводских условиях и доставляться железнодорожным транспортом, строительно-монтажные работы и подключение к энергосистеме потребуют минимальных затрат. Ожидается, что заводская стоимость при серийном изготовлении энергомодулей будет снижена примерно до $800 за киловатт установленной мощности.
Наряду с ГеоТЭС на однородном низкокипящем теплоносителе в ЭНИН разрабатывается перспективная установка на смесевом водоаммиачном рабочем теле. Основное преимущество такой установки - возможность ее использования в широком интервале температур геотермальных вод и пароводяной смеси (от 90 до 220 о С). При однородном рабочем теле отклонение температуры на выходе из парогенератора на 10...20 о С от расчетной приводит к резкому снижению КПД цикла - в 2.4 раза. Изменяя концентрацию компонентов смесевого теплоносителя, можно обеспечить при меняющихся температурах приемлемые показатели установки. Мощность во- доаммиачной турбины в этом диапазоне температур меняется менее чем на 15%. Кроме того, такая турбина имеет лучшие массогабаритные показатели, и водоаммиачная смесь отличается лучшими характеристиками теплообмена, что позволяет уменьшить металлоемкость и стоимость парогенератора и конденсатора по сравнению с энергомодулем на однородном теплоносителе. Такие энергоустановки могут широко использоваться для утилизации сбросной теплоты в промышленности. Они могут иметь устойчивый спрос на международном рынке геотермального оборудования.
Расчет ГеоТЭУ с низкокипящими и смесевыми рабочими телами производится с использованием таблиц термодинамических свойств и h - s диаграмм паров этих жидкостей.
К проблеме ГеоТЭС примыкает часто упоминаемая в литературе возможность использования тепловых ресурсов Мирового океана. В тропических широтах температура морской воды на поверхности около 25 о С, на глубине 500...1000 м - около 2...3 о С. Еще в 1881 г. Д"Арсонваль высказал идею использовать эту разность температур для производства электроэнергии. Схема установки по одному из проектов реализации этой идеи представлена на рис. 4.3.
Рис.4.3. Схема океанской ТЭС:
1 - насос подачи теплой поверхностной воды; 2 - парогенератор низко- кипящего
теплоносителя; 3 - турбина; 4 - электрогенератор; 5 - конденсатор; 6 - насос
подачи холодной глубинной воды; 7 - питательный насос; 8 - судноплатформа
Насос 1 подает теплую поверхностную воду в парогенератор 2, где испаряется низкокипящий теплоноситель. Пар с температурой около 20° C направляется в турбину 3, приводящую в движение электрогенератор 4. Отработавший пар поступает в конденсатор 5 и конденсируется холодной глубинной водой, подаваемой циркуляционным насосом 6. Питательный насос 7 возвращает теплоноситель в парогенератор.
При подъеме через теплые поверхностные слои глубинная вода нагревается не мене чем до до 7...8° C, соответственно отработавший влажный пар теплоносителя будет иметь температуру не ниже 12...13° C. В итоге термический КПД этого цикла составит = 0,028, а для реального цикла - менее 2%. В то же время для океанской ТЭЦ характерны высокие затраты энергии на собственные нужды, потребуются очень большие расходы теплой и холодной воды, а также теплоносителя, потребление энергии насосами превысят энергию, вырабатываемую блоком. В США попытки реализовать такие энергоустановки у Гавайских островов не дали положительного результата.
Другой проект океанской ТЭС - термоэлектрический - предполагает использовать эффект Зеебека, размещая спаи термоэлектродов в поверхностных и глубинных слоях океана. Идеальный КПД такой установки, как и для цикла Карно, составляет около 2%. В п.3.2 показано, что реальный КПД термопреобразователей на порядок ниже. Соответственно для теплосъема в поверхностных слоях океанской воды и отдачи теплоты в глубинных пришлось бы сооружать поверхности теплообмена ("подводные паруса") очень большой площади. Это нереально для энергетических установок практически заметной мощности. Малая плотность энергии является препятствием для использования океанских запасов теплоты.
Читайте и пишите полезные
Тема: Расчет тепловой схемы геотермальной электростанции
Геотермальная электростанция состоит из двух турбин:
первая – работает насыщенном водяном паре, полученном в расшири-
теле. Электрическая мощность – N эПТ = 3 МВт;
вторая – работает на насыщенном паре хладона – R11, который испа-
ряется за счёт тепла воды, отводимой из расширителя. Электрическая
мощность - N эХТ, МВт.
Вода из геотермальных скважин с температурой t гв = 175 °С посту-
пает в расширитель. В расширителе образуется сухой насыщенный пар с
|
|
|
|
|
температурой на 25 градусов меньше t гв. Этот пар направляется в пер-
вую турбину. Оставшаяся вода из расширителя идёт в испаритель, где
охлаждается на 60 градусов и закачивается обратно в скважину. Недог-
рев в испарительной установке – 20 градусов. Рабочие тела расширяют-
ся в турбинах и поступают в конденсаторы, где охлаждаются водой из
реки с температурой t хв = 5 °С. Нагрев воды в конденсаторе составляет
10 ºС, а недогрев до температуры насыщения 5 ºС.
Относительные внутренние КПД турбин çоi = 0,8 . Электромехани-
ческий КПД турбогенераторов çэм = 0,95 .
Определить:
электрическая мощность турбины, работающей на хладоне – N эХТ и
суммарную мощность ГеоТЭС;
расходы рабочих тел на обе турбины;
расход воды из скважины;
КПД ГеоТЭС.
Исходные данные взять из таблицы 3 по вариантам.
Таблица 3
Исходные данные для задачи № 3
|
|
выхИ
3. Определяем энтальпии в характерных точках:
|
|
4. Рассчитываем располагаемый теплоперепад в турбине:
ПТ ПТ
5. Находим действительный теплоперепад в турбине:
НiПТ = НОПТ ⋅çoi = 744,6 ⋅ 0,8 = 595,7кДж / кг .
6. Расход пара (воды из геотермальной скважины) на водяную
турбину находим по формуле:
DоПТ =
НiПТ ⋅çэм
5,3кг / с .
7. Расход воды из геотермальной скважины на испаритель и на
всю ГеоТЭС в общем находим из системы уравнений:
ПТ ИСП
Решая эту систему, находим:
7.1 расход воды из геотермальной скважины на испаритель:
hГВ − hр
2745,9 − 733,25
733,25 − 632, 25
7.2 расход воды из геотермальной скважины в общем
DГВ = 5,3 + 105,6 = 110,9кг / с .
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Расход хладона во второй турбине находим из уравнения тепло-
вого баланса:
ИСП выхИ ХТ ХТ
где çи = 0,98 - КПД испарителя.
⋅çи ⋅
hр − hвыхИ
105,6 ⋅ 0,98 ⋅
632,25 − 376,97
114,4кг / с .
9. Электрическая мощность второй турбины, работающей на хла-
доне, определяется по формуле:
где НiХТ = ( hр − h ХТ )çoi - действительный теплоперепад второй
ХТ ХТ Т
10. Суммарная электрическая мощность ГеоТЭС будет равна:
ГеоТЭС ХТ
11. Найдем КПД ГеоТЭС:
ç ГеоТЭС
ГеоТЭС
D − h
⎜ ⎜ D
N эГеоТЭС
⎛ ⎛ 5,3 105,6 ⎞ ⎞
⎝ 110,9 110,9 ⎠ ⎠
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
