Теплоэнергетика, 2023, № 1, стр. 58-65

Ископаемые топлива, в частности природный газ, в ближайшие десятилетия останутся основными источниками энергии для отечественной и мировой теплоэнергетики. Согласно докладу Международного энергетического агентства, XXI в. можно считать “золотым столетием газового топлива” [1]. Кроме того, несмотря на достигнутые успехи в использовании возобновляемых источников энергии, к 2050 г. доля природного газа вырастет до 26–28% общемирового спроса на энергию в сравнении с 20% в 2011 г. [1].

Одни из важных потребителей природного газа – газотурбинные установки (ГТУ), предназначенные для выработки электрической энергии или механической работы (для газоперекачивающих агрегатов) [2]. Согласно первому закону термодинамики, одним из способов повышения энергетической эффективности таких установок является увеличение температуры рабочих газов на входе в газовую турбину [3]. В современных газовых турбинах температура продуктов сгорания перед турбиной значительно выше 1000°С. Например, температура газов на входе в газовые турбины серии J компании Mitsubishi равна 1600°С [4], в газовые турбины серии STG компании Siemens – выше 1500°С, в газовые турбины, изготовленные компаниями Westinghouse, Alstom, Škoda и др., – примерно 1500°С, в современных газовых турбинах серии ГТЭ отечественного производителя “Силовые машины” – выше 1000°С.

При повышении температуры газов на входе в турбину температура отходящих дымовых газов при постоянной степени сжатия/расширения увеличивается. Это, в свою очередь, приводит к росту потерь тепла с отходящими дымовыми газами. Одним из способов повышения энергетической эффективности газотурбинных установок является их комбинирование с паросиловым циклом [5]. Эффективность современных парогазовых установок (ПГУ) составляет более 60% [6]. В настоящее время имеется значительный потенциал повышения их эффективности путем увеличения температуры рабочих теплоносителей и разработки новых принципиальных схем.

Представляет интерес применение в парогазовых установках термохимической рекуперации тепла отходящих дымовых газов, температурный потенциал которых может быть использован для предварительной эндотермической переработки исходного топлива [7–9]. При этом топливо получает больший запас химически связанного тепла в виде возросшей теплоты сгорания (в пересчете на единицу массы исходного топлива). Реализация в камере сгорания дополнительно связанного тепла приводит к снижению удельного потребления первичного топлива. Другими словами, если в традиционных газотурбинных установках химическая энергия топлива трансформируется в тепло в одну стадию при непосредственном сжигании топлива, то в установках с термохимической рекуперацией тепла – в две стадии. На первой стадии происходит конверсия метана вследствие преобразования тепла отходящих дымовых газов в химическую энергию с получением синтез-газа, обладающего большей химической энергией (в пересчете на единицу массы исходного метана), а на второй – сжигание полученного нового синтетического топлива. Принципиальные схемы трансформации тепла топлива в ГТУ показаны на рис. 1.

Авторы [10] предложили установить реактор паровой конверсии метана после газовой турбины и использовать тепло отходящих газов для осуществления реакции паровой конверсии метана. В последние годы были рассмотрены различные схемы использования термохимической рекуперации тепла отходящих дымовых газов в газотурбинных установках [11–14]. Также стоить отметить, что схемы использования частичного окисления первичного топлива в ГТУ и ПГУ были предложены специалистами ОИВТ РАН. В работе [15] рассмотрена одна из схем надстройки действующих и вновь создаваемых паротурбинных энергоблоков – газотурбинная установка с частичным окислением природного газа и последующим дожиганием продуктов окисления в топке парового котла.

Ранее автор настоящей статьи выполнил термодинамический анализ ГТУ с термохимической рекуперацией тепла в целях определения влияния технологических параметров на ее эффективность [16]. Было установлено, что температура, давление и состав исходной реакционной смеси оказывают значительное влияние на эффективность не только ГТУ, но и системы рекуперации. Проведенный в [16] анализ показал, что после системы термохимической рекуперации тепла, состоящей из риформера и котла-утилизатора (выработка водяного пара для процесса паровой конверсии метана), температура отходящих газов достигает 450–500°С. Поэтому целью настоящей работы является исследование схемы парогазовой установки, в которой тепло отходящих дымовых газов после газовой турбины частично рекуперируется и частично расходуется на выработку пара для паросилового цикла.

Принципиальная схема ПГУ с термохимической рекуперацией тепла показана на рис. 2. В соответствии со схемой отходящие дымовые газы после газовой турбины направляются в риформер для обогрева реакционного пространства, в который подаются водяной пар и природный газ. В результате реакции паровой конверсии метана образуется синтетическое топливо (синтез-газ), которое далее используется в качестве топлива для газотурбинной установки. Дымовые газы после риформера направляются в парогенератор (котел-утилизатор), в котором происходит выработка пара для паросилового цикла. Пар для конверсии метана отбирается из паровой турбины. При запуске газовой турбины в качестве топлива используется природный газ, и после выхода на стационарный режим включается система термохимической рекуперации тепла.

Термодинамический анализ парогазовой установки с термохимической рекуперацией тепла выполнен в программном продукте Aspen HYSYS, расчетная схема показана на рис. 3. Давление в камере сгорания соответствует давлениям метана и пара перед смесителем. Температура синтез-газа после риформера близка к температуре отходящих дымовых газов, поэтому установка дополнительного компрессора для синтез-газа сопряжена с технологическими и конструктивными трудностями. В расчетной схеме температура рабочих газов перед газовой турбиной регулируется расходом воздуха через компрессор с использованием функции adjust (ADJ-1).

Термодинамический анализ паровой конверсии метана выполнен методом минимизации свободной энергии Гиббса G_t. Для этого в расчетной схеме установлен идеальный реактор Гиббса. Метод минимизации основан на предположении, что анализируемая система находится в состоянии химического равновесия, если изменение свободной энергии Гиббса минимально, а ее полный дифференциал равен нулю при заданных технологических параметрах

В расчетной схеме (см. рис. 3) паровая турбина условно разделена на две части: в первой части паровой турбины используется весь пар, полученный в парогенераторе, а во второй части паровой турбины – остаточный пар после отбора на риформинг. В реальных установках такое разделение может быть применимо для цилиндров высокого и низкого давления. Также в схеме имеется компрессор для сжатия метана, что вызвано анализом различных давлений в риформере, и если давление пара регулируется отбором турбины, то давление метана – компрессором.

Полная мощность ПГУ с термохимической рекуперацией тепла W_ПГУ рассчитывается по уравнению

где ${{W}_{{ГТ}}}$ – мощность газовой турбины; ${{W}_{{ПТ1}}},$ ${{W}_{{ПТ2}}}$ – мощность первой и второй части паровой турбины; ${{W}_{{комп.возд}}},$ ${{W}_{{комп.мет}}}$ – мощность компрессора воздуха и метана; ${{W}_{н}}$ – мощность насоса.

В настоящей работе также проведен термодинамический анализ парогазовой установки, в которой отсутствует риформер. При этом весь пар, полученный в парогенераторе, направляется в паросиловой цикл (классическая ПГУ). Сравнительный анализ эффективности схем ПГУ с термохимической рекуперацией тепла выполнен на основе общего КПД установки η_ПГУ, вычисляемого по формуле

где ${{m}_{{C{{H}_{4}}}}}$ – массовый расход метана; $Q_{р}^{н}$ – рабочая низшая теплота сгорания метана.

Исходные данные для термодинамического анализа приведены далее:

Для термодинамического анализа приняты следующие допущения: состав топлива CH₄ = = 100%, потери давления в трубопроводах и вспомогательных элементах ПГУ отсутствуют, температура синтез-газа на выходе из риформера на 20°С меньше температуры отходящих дымовых газов после газовой турбины.

Для верификации результатов термодинамического анализа паровой конверсии метана данные, полученные с помощью программы Aspen HYSYS, были сопоставлены с данными, приведенными в [17], а также с результатами, полученными по программному коду IVTANTHERMO, разработанному специалистами ОИВТАН [18] (см. таблицу). Наблюдается хорошая сходимость всех указанных данных.

Эффективность системы термохимической рекуперации определяется эндотермическим эффектом реакции, который, в свою очередь, зависит от степени конверсии метана. На рис. 4 показана зависимость энтальпии реакции паровой конверсии метана h от температуры t, давления p и соотношения количества пар–метан β в риформере. В области температур 800–1000°С при добавлении водяного пара в исходную реакционную смесь значительно увеличивается энтальпия процесса. По мере дальнейшего повышения температуры добавление пара в реакционную смесь оказывает меньшее влияние на энтальпию реакции. Влияние давления, температуры и состава исходной реакционной смеси на равновесные составы полностью согласуется с принципом Ле Шателье–Брауна.

Термохимическая трансформация тепла отходящих дымовых газов в химическую энергию для реакции паровой конверсии метана становится заметной при температуре выше 700°С. Именно поэтому в настоящей статье анализируются температуры рабочих газов на входе в турбину выше 1500°С при степени сжатия до 40. В газотурбинных установках при температуре рабочих газов ниже 1500°С и степени сжатия выше 40 не будет происходить заметная термохимическая трансформация тепла отходящих газов.

Иллюстрация влияния операционных параметров на эффективность ПГУ представлена на рис. 5, который показывает, что термохимическая рекуперация тепла отходящих газов позволяет значительно увеличить коэффициент полезного действия ПГУ, работающей по классическому принципу – весь пар используется в паровой турбине (β = 0). Одним из объяснений этого является тот факт, что при термохимической рекуперации тепло отходящих дымовых газов возвращается в цикл газотурбинной установки, в которой температура рабочего газа на входе в турбину составляет 1500–1600°С. Другими словами, тепло отходящих дымовых газов используется в цикле, где температура горячего источника равна 1500–1600°С. Для сравнения, температура пара перед паровой турбиной составляет 500°С. Повышение ее ограничено конструктивными особенностями, и в современных турбинах она не превышает 600–650°С. Поэтому эффективность использования отходящих дымовых газов после газовой турбины в системе термохимической рекуперации тепла выше, чем в паротурбинном цикле. Очевидно, что термодинамический анализ позволяет оценить количественные характеристики цикла ПГУ с термохимической рекуперацией тепла. Для качественного сравнения различных вариантов работы ПГУ необходим эксергетический анализ, результаты которого будут представлены в следующих публикациях автора.

На рисунке 5, а видно, что повышение β не оказывает заметного влияния на увеличение эффективности ПГУ. Более того, при β = 3 увеличение давления в риформере приводит к снижению эффективности ПГУ. Это связано с тем, что при этом снижается эффективность термохимической рекуперации тепла вследствие уменьшения энтальпии процесса, а отбор пара, в 3 раза превышающий стехиометрическое количество, приводит к снижению выработки энергии в паросиловом цикле. Кроме того, рис. 5, а показывает, что использование термохимической рекуперации тепла даже при степени сжатии в ГТУ σ = 20 обеспечивает более высокую эффективность ПГУ в сравнении с классической ПГУ при σ = 40. Таким образом, можно заключить, что термохимическая рекуперация тепла позволяет организовать эффективную работу ПГУ при умеренно низкой степени сжатия.

Рисунок 5, б показывает, что уменьшение температуры рабочих газов на входе в газовую турбину приводит к снижению эффективности ПГУ, а добавление пара в исходную реакционную смесь не оказывает заметного влияния на КПД. Это связано с тем, что снижение температуры газов на входе в газовую турбину приводит к уменьшению температуры отходящих газов. Поэтому температурный потенциал располагаемого тепла для паровой конверсии метана снижается, что, в свою очередь, приводит к уменьшению энтальпии процесса. В этом случае рекуперация тепла отходящих дымовых газов осуществляется в основном за счет подогрева метанопаровой смеси. Очевидно, что увеличение температуры рабочих газов на входе в газовую турбину приведет к еще большей эффективности парогазовой установки в целом и системы термохимической рекуперации тепла в частности.

На рис. 6 указаны значения температуры, давления и массового расхода G в узловых точках принципиальной схемы, показанной на рис. 3. Кроме того, на рисунке отмечены энергетические потоки в основных элементах схемы при температуре на входе в газовую турбину 1600°С, σ = 20, β = 2.