WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |

В камере сгорания газовой турбины энергетического блока сжигается продувочный газ, поступающий с блока выделения водорода. В блоке генерируется пар различных параметров в котле-утилизаторе, вырабатывается электроэнергия в паровой и газовых турбинах. Входными потоками являются: необходимый для сжигания воздух, пар промперегрева, пар высокого и низкого давления, направляемые в паровую турбину для выработки электроэнергии, охлаждающая вода для конденсации пара в конденсаторе паровой турбины. Из блока выходят потоки электроэнергии, питательной воды, охлаждающей воды и продуктов сгорания. Кроме того, подается пар на дутье и на промперегрев в блок газификации (конверсии) и дутьевой пар в реакторы конверсии СО блока получения водорода.

На рис. 4 приведена упрощенная расчетная схема ЭТУ получения водорода, для которой разработаны математические модели ее отдельных элементов и математическая модель установки в целом.

Математическая модель установки в целом включает 1105 входных, 1089 выходных и 25 итерационно-уточняемых параметров. Расчет схемы производится итерационным методом Зейделя. Модель ЭТУ ориентирована на конструкторский расчет элементов установки: определение поверхностей нагрева теплообменников, необходимой площади мембранных поверхностей, мощностей привода насосов и компрессоров, мощностей газовых и паровой турбины, термодинамических параметров, расходов продуктов газификации угля (конверсии природного газа), продуктов конверсии СО, продуктов сгорания, воды и пара в различных точках схемы и др.

Рис.4. Расчетная схема ЭТУ производства электроэнергии и водорода:

1 – блок получения кислорода, 2 – кислородный компрессор, 3 – газогенератор (конвертор), 4 – барабан сепаратор, 5 – регенеративный газо-газовый теплообменник, 6 – система тонкой очистки продуктов газификации (конверсии), 7 – камера сгорания газовой турбины, 8 – компрессор воздушный, 9 – основная газовая турбина, 10 – реактор СО-сдвига, 11 – 13 – конвективный теплообменник на продуктах конверсии, 14 – компрессор продуктов конверсии, 15 – установка мембранного разделения продуктов конверсии, 16 – расширительная газовая турбина, 17 – котел-утилизатор, 18 – регенеративный подогреватель низкого давления, 19 – конденсатор паровой турбины, 20 – паровая турбина, w – вода, пар, p – пар, k – конденсат, g – газ, y – природный газ, o – кислород.

Моделирование систем удаления СО2 в составе ЭТУ. В основе удаления СО2 в данной системе лежит криогенный метод. Этот метод представляется более эффективным для удаления диоксида углерода в значительных масштабах, так как по предварительным оценкам он требует меньших затрат по отношению к другим методам очистки (абсорбционным, адсорбционным, мембранным и др.). Применяется система детандерного типа с внешним контуром охлаждения, где в качестве хладагента используется жидкий азот, и регенерацией холода с последних ступеней охлаждения. Упрощенная технологическая схема системы удаления СО2 из продуктов сгорания представлена на рис. 5.

При построении математической модели системы удаления СО2 в целом использовались модели входящих в нее элементов: охладителей, регенеративных теплообменников, турбодетандеров, компрессоров, сепараторов, газо-водяных теплообменников и т.д.

При расчётах систем выделения двуокиси углерода криогенными методами возникает необходимость в определении термодинамически равновесного состава многокомпонентных парожидкостных смесей. Точность и скорость нахождения такого состава в значительной мере определяет точность и скорость расчётов указанных систем в целом. Для проведения указанных расчетов применяется разработанный в ИСЭМ СО РАН эффективный метод определения термодинамически равновесного состава многокомпонентных парожидкостных смесей, значительно сокращающий время расчета элементов ЭТУ и характеризующийся высокой точностью. С математической точки зрения расчёт равновесного фазового состояния многокомпонентных парожидкостных систем сводится к минимизации функции Гиббса с учётом ограничений-равенств по материальному, энергетическому балансам, ограничений-неравенств, требующих неотрицательности масс отдельных фаз, логических условий, определяющих область, в которой ищется решение (докритическая, закритическая, с возможностью совместного существования жидкой и паровой фаз и др.). Метод основан на двухэтапном итерационном процессе расчета равновесного состава смеси, на каждом этапе решаются задачи одномерной минимизации функции Гиббса. Предлагаемый метод является базовым при моделировании большинства элементов указанных систем.

Рис. 5. Система удаления СО2:

W1, W22 – газо-водяной теплообменник, К1 – компрессор продуктов сгорания, К22 – компрессор азотного холодильного цикла, S1, S2, S22 – сепараторы-отделители жидкой фазы, Т1 – группа регенеративных охладителей, Т2 – группа охладителей на внешнем хладагенте, Т22 – группа охладителей азотного холодильного цикла, D1, D22 – турбодетандеры.

Разработанная математическая модель блока удаления СО2 включена в состав ЭТУ производства водорода и электроэнергии для проведения оптимизационных исследований указанных установок с учетом удаления СО2.

В четвертой главе представлены основные результаты оптимизационных технико-экономических исследований ЭТУ производства водорода и электроэнергии из угля и природного газа без учета удаления СО2.

Целью оптимизационных исследований, проводимых в работе, является получение оптимальных технико-экономических решений по ЭТУ комбинированного производства электроэнергии и водорода в принятом допустимом диапазоне изменения ее параметров с учетом неопределенности исходной экономической информации. При этом одной из основных задач, решаемых с помощью математических моделей энерготехнологических установок комбинированного производства электроэнергии и водорода, является определение влияния степени выделения водорода из продуктов газификации (конверсии) на экономическую эффективность энерготехнологической установки.

Оптимизация проводилась по следующим критериям.

  1. Максимум эксергетического КПД установки (отношение суммарной эксергии полезной продукции, водорода и электроэнергии, к эксергии топлива)

(2)

при ограничениях

, (3)

, (4)

, (5)

где x – вектор независимых оптимизируемых параметров; y – вектор зависимых вычисляемых параметров; Н – вектор ограничений–равенств (уравнения материального, энергетического балансов, теплопередачи и др.); G – вектор ограничений-неравенств; хmin, xmax – векторы граничных значений оптимизируемых параметров.

  1. Минимум цены водорода при заданной внутренней норме возврата капиталовложений и цене электроэнергии

. (6)

При этом к системе ограничений (3) – (5) добавляется дополнительное ограничение вида, где СН2 – стоимость водорода; km – удельная стоимость мембран; IRR, IRRz – соответственно расчетная и заданная внутренняя норма возврата капиталовложений.

В качестве оптимизируемых параметров в задаче назначены параметры дутья в газогенераторы, суммарная площадь палладиевых мембран, энтальпии, давления и расходы острого пара, пара промперегрева, давления и паропроизводительность в испарительных контурах высокого и низкого давления, температура процесса конверсии СО и др. Всего в задаче оптимизировалось 33 параметра технологических схем. Система ограничений включает условия на неотрицательность концевых температурных напоров теплообменников, перепадов давлений вдоль проточной части паровых и газовых турбин, ограничения на расчетные температуры и механические напряжения труб теплообменников, на минимальную и максимальную температуру газификации и конверсии СО, на предельно-допустимую степень сжатия в отсеках компрессоров и т.д. Всего - 235 ограничений.

В табл. 1 представлены результаты оптимизации вариантов ЭТУ с газогенераторами с газификацией угля в кипящем слое и сухим шлакоудалением и ЭТУ с газификацией пылеугольного потока и жидким шлакоудалением, полученные по критерию максимума эксергетического КПД.

Таблица 1

Показатели оптимальных по критерию масксимума эксергетического КПД вариантов ЭТУ с газификацией угля в кипящем слое (вариант 1) и ЭТУ с газификацией пылеугольного потока (вариант 2).

Показатель, размерность

Вариант

1

2

Температура процесса конверсии СО, К

975,7

880,9

Суммарная площадь поверхности мембран, м2

9003

7406

Расход водорода, кг/с:

7,4

5,0

Мощность, МВт:

-паровой турбины,

408

608

-основных газовых турбин,

302

246

-кислородных компрессоров,

47,6

50,1

-воздушных компрессоров,

376

290

-расширительной турбины

12,2

12,5

-полезная.

650

788

Годовой расход топлива:

-условного, тыс. т у.т.

2500

-натурального, тыс. т

4600

Годовое производство водорода:

-условного, тыс. т у.т.

755

511

-натурального, тыс. т

190

128

Годовой отпуск электроэнергии, млн. кВт ч

4550

5520

Эксергетический КПД

50,3

45,8

В табл. 2 представлены оптимальные технико-экономические показатели ЭТУ с газификацией в кипящем слое, полученные при разной удельной стоимости палладиевых мембран, цене на отпускаемую от ЭТУ электроэнергию 3 цента/кВт ч.

Технико-экономические показатели вариантов ЭТУ производства водорода и электроэнергии из природного газа при стоимости электроэнергии 3 и 5 цента/кВт ч отражены в табл. 3.

Таблица 2

Показатели оптимальных вариантов ЭТУ с газификацией в кипящем слое по критерию минимума цены водорода

Показатель, размерность

Удельные капиталовложения в мембраны, тыс. дол./м2

6

12

18

Температура процесса конверсии СО, К

970,7

962,6

945,2

Суммарная площадь поверхности мембран, м2

8575

6206

5243

Расход водорода, кг/с:

7,3

6,4

5,4

Мощность, МВт:

-паровой турбины,

334

346

351

-основных газовых турбин,

297

328

349

-кислородных компрессоров,

47,8

47,6

47,5

-воздушных компрессоров,

371

409

436

-полезная.

571

615

642

Годовой расход топлива:

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»