Влияние неконденсирующихся газов на эффективность работы турбинной ступени тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Максимов, Иван Сергеевич

• Максимов, Иван Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Максимов, Иван Сергеевич

Введение.

Глава 1. Современное состояние вопроса и постановка задачи исследования.

1.1. Геотермальный теплоноситель и его особенности.

1.2. Проблемы эксплуатации и особенности работы турбин на геотермальном рабочем теле.

1.3. Конденсация водяного пара при наличии в нем неконденсирующихся газов.

1.4. Влияние неконденсирующихся газов на коррозию оборудования.

1.5. Отложения, возникающие при использовании геотермального рабочего тела.

1.6. Экологические и экономические аспекты удаления неконденсирующихся газов.

1.7. Постановка задачи исследования.

Глава 2. Экспериментальный стенд, методика проведения эксперимента и оценка погрешностей измеряемых величин.

2.1. Экспериментальный стенд и его конструкция.

2.2. Тепловая схема экспериментального стенда и схема измерений.

2.3. Проточная часть экспериментальной турбины и методика исследований.

2.4. Конфузорно-диффузорный канал, его конструкция и система измерений.

2.5. Оценка погрешностей измеряемых величин.

Глава 3. Теоретический анализ влияния неконденсирующихся газов на эффективность работы паровой турбины.

3.1. Влияние неконденсирующихся газов на массовый расход водяного пара и основные допущения.

3.2. Влияние неконденсирующихся газов на парциальное давление водяного пара.

3.3. Влияние неконденсирующихся газов на располагаемый теплоперепад и другие параметры.

3.4. Влияние неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность

3.5. Влияние неконденсирующихся газов на потери энергии от влажности паровой компоненты.

3.6. Влияние неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность с учетом конечной влажности паровой компоненты.

3.7. Выводы.

Глава 4. Экспериментальные исследования влияния неконденсирующихся газов на работу турбоустановки.

4.1. Выбор неконденсирующегося газа для эксперимента.

4.2. Выбор параметров для проведения теоретического расчета и экспериментальных исследований.

4.3. Теоретическое обоснование проведения эксперимента на турбоустановке.

4.3.1. Изменение парциального давления.

4.3.2. Изменение мощности турбины.

4.4. Результаты экспериментальных исследований, проведенных на турбоустановке.

4.4.1. Влияние концентрации НКГ в паре на изменение мощности турбинной ступени.

4.4.2. Изменение относительного внутреннего КПД турбинной ступени.

4.5. Выводы.

Глава 5. Экспериментальные исследования образования жидких пленок при течении конденсирующегося пара в присутствии неконденсирующихся газов.

5.1. Метод измерения локальной толщины жидкой пленки на твердой стенке при расширении водяного пара.

5.2. Исследование температурных характеристик твердой стенке при течении водяного пара в присутствии НКГ.

5.3. Образование жидкой пленки на твердой стенке при течении водяного пара в присутствии НКГ.

5.4. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние неконденсирующихся газов на эффективность работы турбинной ступени»

Особенностью геотермальных станций является то, что процесс расширения геотермального пара в турбине начинается с линии насыщения. Геотермальный пар состоит из водяного пара и примесей (в том числе и неконденсирующихся газов), которые вступают в различные химические реакции как между собой, так и с водяным паром, тем самым образуя агрессивные среды. Наличие жидкой фазы (капель влаги) в геотермальном паре при его расширении в проточной части турбины приводит к увеличению потерь и, соответственно, к снижению экономичности и надежности турбоустановки, работающей на геотермальном теплоносителе.

Повышение цен на органическое топливо, применяемое в традиционной энергетике (нефть, газ, уголь), ограничение запасов и сложность транспортировки их в некоторые районы России требует развития нетрадиционных способов получения тепла и энергии. Расширение способов получения электрической и тепловой энергии в области геотермальной энергетики и их совершенствование вызывает интерес исследователей к проблемам, возникающим при эксплуатации геотермальных станций.

К настоящему времени как в нашей стране, так и за рубежом выполнены теоретические и экспериментальные исследования течений геотермального рабочего тела и его моделей в проточных частях энергетического оборудования. Однако, необходимо отметить, что не все вопросы раскрыты в полной мере.

Данная работа посвящена исследованию влияния на экономичность и надежность работы турбинных ступеней, работающих на водяном паре в присутствии неконденсирующихся газов, моделирующих геотермальный теплоноситель. Работа является частью комплексных исследований, проводимых на кафедре паровых и газовых турбин МЭИ (ТУ) применительно к турбинам влажного пара, работающим на геотермальном паре, содержащем неконденсирующиеся газы.

В первой главе приведен обзор экспериментальных и теоретических работ, посвященных эксплуатации геотермальных станций. Рассмотрены особенности работы турбин на геотермальном рабочем теле, процессы образования влаги в турбинной ступени при наличии неконденсирующихся газов, коррозионно-эрозионный износ геотермального оборудования, способы защиты от стояночной коррозии и др. Рассмотрены исследования, проведенные на геотермальных станциях как в нашей стране, так и за рубежом, по влиянию неконденсирующихся газов на производительность турбоустановки, её экономичность и надежность. На основании анализа приведенных литературных данных сформулированы задачи исследования.

Вторая глава посвящена: описанию экспериментальной установки, представляющей собой двухвенечную турбинную ступень скорости, на которой проводились исследования; описанию системы измерений, применяемой на экспериментальной установке и специальным тарировочным стендам. Также, в главе представлены методики проведения экспериментов и дана оценка погрешности измеряемых величин.

В третьей главе представлены результаты теоретических расчетов по влиянию неконденсирующихся газов на газодинамические параметры работы паровой турбины, являющейся частью реальной геотермальной турбоустановки. Приведены результаты теоретических исследований по влиянию различного содержания неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность паровой ступени.

Четвертая глава содержит результаты экспериментальных исследований по влиянию неконденсирующихся газов на газодинамические характеристики паровой турбины и экономичность работы турбинной ступени на моделируемом геотермальном теплоносителе; теоретические расчеты, подтверждающие результаты проведенных экспериментальных исследований.

Пятая глава содержит результаты исследований температурных характеристик жидких пленок, а также их толщин, образующихся на стенке профилированного канала при течении влажного пара, содержащего неконденсирующиеся газы.

Работа выполнена на кафедре Паровых и газовых турбин (ПГТ) и в Научно-учебном центре геотермальной энергетики (НУЦ Гео) МЭИ (ТУ).

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., проф. O.A. Поварову, сформулировавшего задачу исследований и осуществлявшего научное руководство при ее решении.

Автор благодарит искренне к.т.н. доц. А.Н. Троицкого и к.т.н., с.н.с. Семенова В.Н за постоянное внимание, научные консультации и помощь при проведении анализа получаемых результатов.

Диссертант выражает особую благодарность к.т.н., с.н.с. Киселеву Л.Е.,

К«Т*Н») с.н.с. Чертушкину В.Ф., |ст. мех. Валикову В.А.|, мех. Валикову A.B., инж. Ананьеву В.Ф. за помощь и содействие, при подготовке и проведении сложных и трудоемких экспериментальных исследований на турбине ЭТ-12.

Автор благодарит коллектив кафедры Паровых и газовых турбин и Научно-учебного центра геотермальной энергетики за помощь в работе над диссертацией, оказанной в разное время.

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Максимов, Иван Сергеевич

3.7. Выводы

- Чем выше массовая доля неконденсирующихся газов в парогазовой смеси, тем меньше парциальное давление основного компонента смеси -водяного пара.

- Располагаемый теплоперепад водяного пара, при расширении смеси в турбинной ступени, с увеличении массовой доли НКГ остается практически постоянным.

- При увеличении содержания диоксида углерода в парогазовой смеси происходит снижение вырабатываемой мощности. При наличии диоксида углерода в §со2=20% снижение вырабатываемой мощности турбинной ступени составит АК= 16,72%.

- При наличии диоксида углерода в §со2=20% величина потерь энергии от влажности паровой компоненты уменьшится на 5,12%.

- Увеличение вырабатываемой мощности паровой турбинной ступени с ростом массового содержания НКГ в смеси является незначительным по сравнению с падением мощности за счет замещения части водяного пара неконденсирующимися газами.

В данной главе проведен и обоснован выбор неконденсирующегося газа для проведения эксперимента на турбоустановке. Представлен теоретический расчет по влиянию выбранного неконденсирующегося газа на эффективность работы двухвенечной турбинной ступени. Проведен эксперимент на турбоустановке и получены результаты по влиянию НКГ на эффективность работы турбины. Также, приведены экспериментальные данные, по изменению вырабатываемой мощности на каждый венец турбиной ступени при наличии НКГ в паровой среде.

4.1. Выбор неконденсирующегося газа для эксперимента

Как отмечалось выше в главе 1, геотермальный пар (как рабочее тело паровых турбин) в своем составе содержит неконденсирующиеся газы (НКГ). Их количество может достигать 20% массового содержания в парогазовой смеси. На большинстве геотермальных источниках основным компонентом НКГ является диоксид углерода (С02). Этот газ является агрессивно опасным. По мере расширения пара в нем образуются различные кислоты, щелочи и основания, увеличивающие влияние на коррозию проточной части турбины.

Во время теоретической подготовки экспериментальных исследований был произведен анализ различных газообразных веществ, характерных для геотермальных источников (станций), по их изобарной теплоемкости (сравнивалась «теплонесущая» способность различных газов). Сравнение производили при различном давлении от 0 бар до 5 бар и различной температуре от 0°С до 300°С [65, 70]. В качестве одного из неконденсирующихся газов рассматривался воздух [71].

Данные по изобарной теплоемкости некоторых газов сведены в таблицу 4.1 и представлены на рис. 4.1. Как видно из таблицы 4.1, наибольшей изобарной теплоемкостью по сравнению с водяным паром обладает аммиак (ЫНз), а наименьшей - диоксид углерода (СОг). Изобарные теплоемкости некоторых газообразных веществ, таких как азот, диоксид углерода, сероводород и воздух при увеличении температуры изменяются незначительно и практически равны между собой по сравнению со значениями для водяного пара и аммиака, находящихся выше (см. рис. 4.1). Данная зависимость изобарных теплоемкостей сохраняется и при меньших значениях давления (Р=сопб1), не приведенных в данной таблице, с учетом изменения температуры от 0 до 300°С.

Изобарная теплоемкость (Ср) различных газов при постоянном давлении и различной температуре

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Максимов, Иван Сергеевич, 2006 год

1. Поваров О.А., Доброхотов В.И. Использование геотермальных ресурсовРоссии // Теплоэнергетика. 2003. № 1. 2-11.

2. Трушин Г., Земцов А.С., Длугосельский В.И. Научно-технические аспекты строительства Мутновской геотермальной электростанции наКамчатке // Теплоэнергетика. 2000. №7. 60-63.

3. Современные Российские геотермальные энергетические технологии и их эффективность / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, А.И. Никольский,В.Н. Семенов // Теплоэнергетика. 2004. № 6. 2-12.

4. Поваров О.А., Томаров Г.В. Развитие геотермальной энергетики в России и за рубежом // Теплоэнергетика. 2006. JSfe 3. 2-10.

5. Поваров О.А., Томаров Г.В. Физико-технические проблемы геотермальной энергетики // Известия академии наук. 1997. № 4. 3-17.

6. Поваров О.А., Томаров Г.В. Проблемы многофазных сред геотермальных теплоносителей // Теплоэнергетика. 1992. № 5. 66-70.

7. Мутновский геотермальный энергетический комплекс на Камчатке / О.В. Бритвин, О.А. Поваров, Е.Ф. Клочков, Г.В. Томаров, Н.Л. Кошкин,В.Е. Лузин // Теплоэнергетика. 2001. № 2. 4-10.

8. Петрова Т.И., Нагдалиева О.А. Проблемы водно-химического режима одноконтурных геотермальных электростанций // Вестник МЭИ. 1998. К^З.С. 27-30.

9. Двухконтурная ГеоТЭС на парогидротермах / Д.А. Лабунцов, Ф.Г. Саломзода, И.М. Пчелкин, И.Б. Василевский // Теплоэнергетика. 1992..№4. 34-38.

10. Нагдалиева О.А. Исследование влияния физико-химических факторов на работу одноконтурной ГеоЭС // Автореферат диссертации на соисканиеученой степени кандидата технических наук. Москва. МЭИ. 1999.

11. Gulden Gokcen Gunerhan, Glenn Coury. Upstream reboiler design and testing for removal of non-condensable gases from geothermal steam at Kizildere152geothermal power plant / Proceedings World Geothermal Congress 2000. Japan,May-June 2000. P. 3173-3178.

12. M. Akiba, T. Omori, K. Natori. Performance Characteristics of Steam Turbines Applied to Geothermal Fluid with Noncondensable Gases // Presented at the Jt.ASME/IEEE Power Generation Conference, Portland, Oregon - October 19-23,1986.

13. Фундаментальные исследования в области геотермальной энергетики / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, В.Н. Семенов, А.И. Никольский // Теплоэнергетика.2005. № I . e . 54-63.

14. Влияние растворенных в паре примесей на образование коррозионно- агрессивной жидкой фазы в проточных частях турбин / О.А. Мартынова,О.А. Поваров, B.C. Рабенко, В.Н. Семенов, Н.А. Зайцев // Теплоэнергетика.1984. № 4. 19-22.

15. Влияние водно-химических факторов на коррозионное состояние проточной части турбины / О.И. Мартынова, О.А. Поваров, Б.В. Богомолов// Электрические станции. 1987. № 3. 39-43.

16. Поваров О.А., Томаров Г.В. Динамика распределения примесей во влажно- паровом тракте турбоустановок АЭС //Теплоэнергетика. 1994. №. 4.С. 23-31.

17. Поваров О.А., Лукашенко Ю.Л. Турбины и сепараторы для геотермальных электростанций // Теплоэнергетика. 1997. № 1. 41-47.

18. Nelson A.N. Purification of CE-CEBU geothermal power company steam supply using vertical recycling separators / 22"*^ Annual PNOC-EDC Geothermalconference march 13-14. Philippines. 2001. P. 153-150.

19. Рябцев В.И. О некоторых путях повышения эффективности работы паровых эжекторов турбин // Электрические станции. 1991. № 2. 38-41.153

20. Шкловер Г.Г. Конденсация движущегося пара в винтовых теплообмениках в условиях вакуума // Теплообмен при конденсации и кипении. ТрудыЦКТИ. Вып. .№57. Ред. Стыриковича М.А. Ленинград. 1965. 195-208.

21. Turbine Steam Chemistry and Corrosion: Electrochemistry in LP Turbines. O.A. Povarov, T.I. Petrova, V.N. Semenov, A.N. Troitsky and others // FinalReport TR-1006283, EPRI, Palo Alto, August 2001.

22. Albert Bursik, Jorgan Peter Jenser. Bemerkungen zum Verhalten von Kohlendioxide in Wasser-Dampf-Kjeislaufen / Power Plant Chemistry. 1999.№1(3). P. 58-61.

23. Giggenbach W.F. Geothermal gas equilibria / Geochimica Cosmochimica Acta, Vol. 44. 1980. P. 2021-2032.

24. Gestur Gislason. Nesjavellir CO-generation plant. Flow of geothermal steam and non-condensable gases / Proceedings World Geothermal Congress 2000. Japan,May - June 2000. P. 585-590.

25. Povarov K.O. Impurities distribution between steam and water phases for geothermal power plant. // Proceedings 22"^ * New Zealand Geothermal Workshop2000. P. 42-74.

26. Безотечество М.Л. Эксплуатация Верхне-Мутновской ГеоЭС // International Geothermal Workshop. Heat and Light from the Heard of the Earth.Petropavlovsk-Kamchatski. 9-15 August 2004. P. 1-12.154

27. Образование агрессивных сред на дисках турбинных ступеней / О.А. Мартынова, О.А. Поваров, В.Е. Золотарев, Б.В. Богомолов //Теплоэнергетика. 1986. ^211. 45-49.

29. Дикий Н.А. Энергоустановки геотермальных электростанций // Киев. Высшая школа. 1989. 200.

30. Поваров О.А. Семенов В.П. Богомолов Б.В. Влияние агрессивных сред на надежность паровых турбин // Теплоэнергетика 1986. JST» 10. 33-38.

31. Основные принципы создания турбин геотермальных электростанций в Японии / А.Н. Макухин, В.И. Горин, В.М. Фильков, В.П. Трусов //Теплоэнергетика. 1985. № 9. 39-43.

32. Изучение коррозионно-усталостного поведения титанового сплава ТС-5 и стали 15X11МФ для использования в оборудовании геотермальныхэнергосистем / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, О.С. Калахан, И.А. Смирнова //Теплоэнергетика. 1994. № 8. 30-35.

33. Saito S., Sakanashi Н., Suzuki Т. Development of Scale Deposit Inhibition Technology Using Turbine Water-Cooled Nozzle // Proc. of the 20^ *^ NewZealand Geothermal Workshop. 1998. P. 1-6.

34. Nakagawa Y., Saito S. Geothermal Power Plants in Japan Adopting Recent Technologies // Proc. of the World Geothermal Congress. 2000. P. 3245-3251.

35. Федоров B.A., Сережкин П.А., Алексеев В.И. Парогенератор предельной эффективности для геотермальных электрических станций //Теплоэнергетика. 1999. N2 4. 41-44.

36. Тимошенко Н.И., Сапожников М.Б. Электрические станции на низкокипящих рабочих телах // Теплоэнергетика. 2005. № 3. 73-77.

37. Тимошенко Н.И., Сапожников М.Б. Выбор давлений в паротурбинном цикле электрической станции, работаюш;ей на основе низкокипяш;ихрабочих тел // Вести в электроэнергетики. 2005. № 1. 55-58.155

38. Гоголев И.Г., Дроконов A.M., Кочегаров А.А. Осевое усилие турбинной ступени при отложении солей // Тяжелое машиностроение. 1990. JSr« 6.С. 5-7. 39. Дейч. М.Е., Филиппов Г.А. Двухфазные течения в элементах теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоатомиздат. 1987.

40. Krzyzanowski J. Wspotczesne problemy przeplywu рагу w ostanich stopniach turbin kondensacyjnich // Cieplne maszyny przeplwowe. 1981. № 89.St. 141-157.

41. Сб. статей. Геотермальная энергия. Ресурсы, разработка, использование. М. Мир.1975.С.47-53.

42. Берман Э. Геотермальная энергия. М. Мир. 1976. 416.

43. Данные о составе рабочих сред установки по подготовке пара Верхне- Мутновской ГеоЭС / В.Г. Юрьев, Л.В. Макарова, О.А. Нагдалиева,К.О. Поваров // Теплоэнергетика. 1998. № 6. 124-125.

44. Развитие геотермальной энергетики в России / Е.И. Гаврилов, В.А. Васильев, Ф.Г. Саломзода, Е.М. Ставиский, А.В. Крайнов // Известияакадемии наук. 1997. .№ 4. 18-25.

45. Щегляев А.В. Паровые турбины. М. Энергия. 1976. 368.

46. Александров А.А., Григорьев Б.А. / Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник. М. Издательство МЭИ. 1999. 168.

47. Пикольский А.И. Исследование влияния дисперсности влажного пара на энергетические и расходные характеристики турбинных решеток. Дисс. насоиск. 3^. степ. канд. техн. наук. М. МЭИ. 1980. 230.

48. Агапов Р.В. Экспериментальное исследование образования и течения жидких пленок в элементах турбинных ступеней. Дисс. на соиск. уч. степ,канд. техн. наук. М. МЭИ. 2003. 207.156

49. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М. Энергия. 1968. 424.

50. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы. М. Энергия. 1978. 704.

51. Троицкий А.Н. Разработка и исследование методов повышения экономичности турбинной ступени, работающей во влажном паре. Дисс. насоиск. уч. степ. канд. техн. наук. М. МЭИ. 1988. 219.

52. Долинский Е.Ф. Обработка результатов измерений. М. Изд. стандартов. 1973.С.316.

53. Электронная версия программы вычисления свойств воды и водяного пара "WaterSteamPro" версия 5,6004 2001г. Программа разработана на кафедреТВТ МЭИ. Web-site: http://twt.mpei.ac.ru/orlov/watersteampro.

54. В.Ф. Чудесенко. Сборник заданий по специальным курсам высшей математики. М. Высшая школа. 1999. 126.

55. Вукалович М.П., Повиков И.И. Техническая термодинамика. М. Энергия. 1968. 496.

56. Проблемы солеотложений и износ элементов геотермальных энергетических установок / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, СЮ. Кутырев,Е.В. Величко. М.: ЦПИИТЭИтяжмаш. 1991. 44.

57. Техническая термодинамика. Ред. В.И. Крутова. М. 1991. 385.

58. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М. Изд. МЭИ. 1999. 168.

59. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М. 1963. 708.157

60. Интернет сайт расчета термодинамических свойств различных веществ http://webbook.nist.gOv/chemistp//fluid - Thermo physical Properties of FluidSystems/NIST.

61. Александров A.A., Очков В.Ф., Орлов K.A. Уравнения и профамма для расчета свойств газов и продуктов сгорания // Теплоэнергетика. 2005. Ш 3.С. 48-55.

62. Филиппов Г.А., Поваров О.А. К расчету турбинных ступеней большой веерности работающих во влажном паре // Теплоэнергетика. 1976. J\2 5.С. 87-91.

63. Троицкий А.Н., Максимов И.С. Экспериментальные исследования влияния неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени // Вестник МЭИ.2006. № I . e . 5-12.

64. Букалович М.П., Алтунин В.В. Теплофизические свойства двуокиси углерода. М. Атомиздат. 1965. 455.

65. Справочник. Свойства веществ. Холодильная техника. Кондиционирование воздуха. / Н. Богданов, СИ. Бурцев, О.П. Иванов, А.В. Куприянова -СПб. Издательство СПбГАХПТ. 1999. 320.

66. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин. Учебник для вузов. Том 1 и 2. М. Энергоатомиздат. 1993. 384.

67. Троицкий А.Н., Максимов И.С. Исследование влияния неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени //Международная геотермальная конференция. «Тепло и свет от сердцаземли». Россия. Петропавловск-Камчатский. 9-15 августа 2004г. 1-12.

68. Максимов И.С, Троицкий А.Н. Особенности работы паровых турбин при наличии неконденсирующихся газов // Вестник МЭИ. 2004. № 4. 5-13.

69. Filippov G.A., Povarov О.А., Nikolskiy A.I. Aero-Thermodynamics of Steam Turbine //N.Y. ASME, 1981. P. 37-42.

70. Семенов В.Н. Определение основных закономерностей влияния агрессивных сред на надежность проточных частей турбин. Дисс. на соиск.уч. степ. канд. техн. наук. М. МЭИ. 1985. 196.

71. Федоров А.С. Преобразователи и устройства для измерения параметров двухфазных потоков. Автореф. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. 1981. М.МЭИ. 19.

72. Федоров А.С. Градуировочные устройства толщиномеров жидкой пленки / Труды МЭИ. Вып. 623. 1984. 27-29.