CC BY
210
НАУКА и ОБРАЗОВАНИЕ
Эл № ФС 77 - 30569. Государственная регистрация №0421100025.15£ГІ 1994-0406
Паротурбинная установка геотермальной электростанции бинарного цикла для геотермальных месторождений камчатского края # 09, сентябрь 2011
авторы: Манушин Э. А., Бирюков В. В.
УДК 621.165.438
МГТУ им. Н.Э. Баумана [email protected]
Камчатский край располагает большими потенциальными запасами геотермальной энергии в виде парогидротерм вулканических районов и энергетических термальных вод с температурой 60...200 °С в платформенных и предгорных районах. Геотермальные станции базируются на источниках пароводяной смеси, добываемой из природных подземных трещинных коллекторов с глубины 0,5.3 км. Пароводяная смесь имеет степень сухости 0,2...0,5 и удельную энтальпию 1500.2500 кДж/кг. В среднем одна эксплуатационная скважина обеспечивает электрическую мощность 3.5 МВт. В качестве
энергопреобразователей применяют паровые турбины.
Характеристика геотермальных ресурсов Камчатки
Камчатские месторождения теплоэнергетических вод трещинно-жильного типа горно-складчатых областей распространены в районах современного и недавнего вулканизма. В табл. 1 приведены основные характеристики Камчатского гидрогеотермального региона.
Таблица 1
Основные характеристики гидрогеотермального региона
Регион Температура, °С Минерализация, г/л Запасы воды, тыс. м3/сут Запасы тепла, тыс. Гкал/год Мощность ГеоЭС, МВт
Камчатский > 100 < 10 452 10725 > 900
Высокотемпературные геотермальные месторождения Камчатки (по данным ОАО «Геотерм») приведены в табл. 2.
Таблица 2
Технические характеристики действующих ГеоЭС (данные 2009 г.)
Месторождения Состояние теплоносителя на выходе из скважины Средняя температура в резервуаре, °С Объeм резервуара, км3 Прогнозная максимальная электрическая мощность, МВт
Мутновское Перегретый и насыщенный пар 220 80±24 460±138
Северо- Мутновское 220 30±9 172±52
Кошелевское Перегретый и насыщенный пар 200 37,5±11,2 215±64
Нижне- Кошелевское 220 17,5±5,2 100±30
Больше-Банное Вода термальная 220 15±4,5 58±17
Оценка геотермальных потенциалов Камчатского края
Гидротермальные конвективные системы Камчатского края разделяются условно на высокотемпературные (температура в недрах выше 150 °С) и низкотемпературные (температура ниже 150 °С).
При оценке прогнозных геотермальных ресурсов высокотемпературных систем применялись два основных метода:
по величине естественной тепловой разгрузки (выносу тепла поверхностными термопроявлениями);
по данным определения тепловой энергии, содержащейся в горных породах, насыщенных флюидом и распространенных в пределах гидротермальных систем.
Например, при расчете прогнозных ресурсов действующей Паужетской гидротермальной системы ее тепловая мощность по сумме выноса тепла естественными термопроявлениями была определена в 104 МВт. Увеличивая это значение в четыре раза и вводя коэффициент перехода в полезную работу тепловой энергии на устье скважин (0,23) и перевода ее в электрическую энергию (0,4), получим прогнозную электрическую мощность - 38 МВт. Оценка ресурсов по второму методу требует определения объема блока, слоя или резервуара нагретых горных пород, знание температуры и удельного теплосодержания горных пород. Результаты расчета Паужетской гидротермальной системы приведены в табл. 3.
Таблица 3
Характеристика Паужетского месторождения
Месторождение Естественная тепловая разгрузка, МВтт Средняя температура резервуара, °С Электрическая мощность, МВтэ
Паужетское 104 220 38
На основании проведенных оценок месторождений, выделены перспективные высокотемпературные геотермальные месторождения, на платформе которых возможна работа проектируемой паротурбинной установки. Характеристики месторождений представлены в табл. 4.
Таблица 4
Прогнозные геотермальные ресурсы высокотемпературных систем
Гидротермальное Естественная Средняя Тепловая Прогнозная
месторождение тепловая температура энергия электрическая
разгрузка, резервуара, резервуара, мощность,
МВтт °С £ X) О МВтэ
Ходуткинское 42 220 16,2±4,8 117±35
Карымское 146 200 20,25±6,1 146±44
Апапельское 16 210 12,3±4,3 117±21
В настоящее время на Камчатке закончено строительство четвертого блока Верхне-Мутновской ГеоЭС электрической мощностью 6,5 МВт, комбинированного с бинарным циклом (отработанный теплоноситель не закачивается обратно в пласт, а используется для выработки электрической энергии). Предполагается, что добавление бинарного блока повысит мощность станции на 50 % без увеличения нагрузки на окружающую среду.
Включение в схему ГеоЭС бинарного блока выполнено впервые в России.
Проектирование паротурбинной установки геотермальной электростанции бинарного цикла
В рамках проектирования паровой турбины решаются следующие научнотехнические проблемы:
выбор оптимального низкокипящего рабочего тела;
определение минимальной температуры охлаждения конденсата,
обеспечивающей предотвращение отложений в рабочем тракте турбины; выбор оптимального метода удаления неконденсирующихся газов из конденсатора -испарителя;
обеспечение экологических ограничений по выбросу сероводорода, основного загрязняющего атмосферу вещества, исследование теплофизических свойств рабочего тела бинарного энергоблока.
Выбор низкокипящего рабочего тела
В качестве низкокипящего теплоносителя второго контура выбран изобутан -углеводород класса алканов, изомер нормального бутана. При бурении геотермальных
скважин выделяется большой объем попутных газов, в том числе изобутана. Его температура кипения минус 11,73 °С, температура плавления минус 159,6 °С.
Выбор тепловой схемы геотермальной станции бинарного цикла
Первым этапом выбора тепловой схемы ГеоЭС, для которой проектируется паротурбинная установка, был анализ принципов создания, упомянутой выше, Верхне-Мутновской ГеоЭС.
В основу создания Верхне-Мутновской станции были положены новые технические решения:
применена блочная, при полной заводской готовности, система подготовки пара, которая расположена в непосредственной близости к ГеоЭС;
использован модульный тип ГеоЭС при 100 % заводской готовности основных блоков - модулей (турбогенераторы, электрическое оборудование);
обеспечена экологически чистая схема использования геотермального теплоносителя с воздушным конденсатором, которая позволяет отобрать энергию от пара в турбинах, а конденсат направить в скважины закачки в землю. В этом случае теплоноситель не попадает в атмосферу.
Принципиально новые технические решения создания Верхне-Мутновской ГеоЭС были учтены, в частности при выборе тепловой схемы проектируемой станции.
На рис. 1 приведена схема ГеоЭС, для которой проектируется паротурбинная установка.
Рис. 1. Тепловая схема геотермальной электростанции бинарного цикла:
1- добычная скважина; 2 - нагнетательная скважина; 3 - сепаратор; 4 - паровая турбина; 5 -генератор; 6 - турбина на низкокипящем рабочем агенте; 7 - конденсатор-испаритель; 8 -пароперегреватель; 9 - воздушный конденсатор; 10 - ресивер; 11 - циркуляционный насос;
12 - нагнетательный насос
Проектирование паротурбинной установки на геотермальном рабочем
теле
Как показано на рис. 1, комбинированная геотермальная станция бинарного цикла включает в себя два энергетических узла. Первый энергетический узел состоит из паротурбинной установки, работающей на геотермальном рабочем теле.
На данном этапе исследовательской работы определены тепловые характеристики геотермального рабочего тела, низкокипящего рабочего агента, а также параметры сепараторной части и паровой турбины, для наиболее перспективного с экономической и технической точек зрения геотермального месторождения. По результатам оценок месторождений, представленных в настоящей работе, таким является Карымское геотермальное месторождение (см. табл. 4).
При средней температуре резервуара 200 °С теплоносителем на поверхности является перегретый и насыщенный пар/термальная вода.
В бинарной установке для электростанции предусмотрено использование пара, получаемого двухступенчатой сепарацией пароводяной смеси, которая забирается из геотермальных скважин, для выработки электроэнергии в двух паротурбинных агрегатах конденсационного типа, работающих в базовом режиме с начальным давлением пара 0,65 МПа. Для обеспечения экологической чистоты проекта в технологической схеме электростанции предусмотрена система закачки (реинжекции) конденсата и сепарата обратно в земные пласты, а также предотвращения выбросов сероводорода в атмосферу.
Технико-экономические показатели ГеоЭС и паротурбинной установки: установленная мощность ГеоЭС - 50 МВт (два блока); расход пара на один блок -47,5 кг/с; расход пара на всю ГеоЭС - 95 кг/с; мощность (нетто) блока - 23,03 МВт, ГеоЭС - 46,06 МВт.
Работа сепаратора обеспечивает на выходе степень сухости пара более 0,9998 и общее солесодержание в паре менее 0,5 мг/л. Для обеспечения этих параметров пара сепаратор имеет промывочное устройство, в которое подается чистый конденсат. На номинальном режиме (по мощности) сепараторы пара работают при следующих параметрах:
Параметры пара на входе в сепаратор: расход - 47,317 кг/с; давление (абс) -
0,64 МПа; температура - 186,3 °С; влажность пара - 0,02 %.
Параметры пара на выходе из сепаратора: расход - 47,5 кг/с;
давление (абс) - 0,65 МПа; температура - 187 °С; влажность пара - 0,1 %.
Активно-реактивная двухпоточная турбина обеспечивает номинальную мощность 25 МВт. Она достигается при начальном давлении пара перед стопорной захлопкой 0,62 МПа, содержании в паре неконденсирующихся газов 0,4 % (по массе), давлении пара в конденсаторе 5 кПа. В каждом потоке турбины - восемь ступеней.
Номинальные расчетные параметры пара перед турбиной: давление пара - 0,62 МПа; степень сухости пара перед турбиной - 0,9998; содержание в паре неконденсирующихся газов - 0,4 %; давление пара в конденсаторе - 5,0 кПа.
Принципиальная схема установки второго контура
Во втором энергетическом узле, включающем турбину, работающую на изобутане, тепловая энергия сепарата 0С передается органическому рабочему телу (ОРТ). Соответствующий тепловой баланс может быть записан в виде:
0ССрС(Т1С-Т2С) = дортСрорт(І1орт-І2орт),
где СрС, Срорт - средняя теплоемкость соответственно сепарата и ОРТ; Т1С -температура сепарата на входе в теплообменник; Т2С - температура сепарата на выходе из теплообменника; Т1орт - температура ОРТ на входе в теплообменник; Т2орт - температура сепарата на выходе из теплообменника.
На рис. 2 приведена схема установки второго контура.
Рис. 2. Принципиальная схема установки второго контура:
1 - геотермальная скважина; 2 - турбина; 3 - генератор; 4 - конденсатор; 5 -нагнетательный насос; 6 - циркуляционный насос второго контура; 7 - блок теплообменников для нагрева, испарения и перегрева рабочего агента
Энергоустановка бинарного цикла имеет свои преимущества и недостатки. К преимуществам относятся:
более полное использование теплоты рассола и закачки его в пласт с меньшей температурой;
возможность использования геотермальных ресурсов с пониженной температурой для выработки электроэнергии;
агрессивные компоненты геотермального теплоносителя не попадают в турбину, конденсатор и другое оборудование, что обеспечивает более длительный срок их эксплуатации;
сопутствующие вредные газы не попадают в окружающую среду.
Недостатком установки является усложнение схемы и некоторая потеря температурного потенциала, поскольку для передачи тепла от геотермального флюида к рабочему телу необходим перепад температур.
Особенностью выполнения данной работы является возможность практической реализации и применения в машиностроении результатов проведенного исследования.
В работе определены температурные параметры геотермального и низкокипящего рабочих тел, состояние рабочего тела на поверхности скважин, давления скважин, параметры паровой турбины, давление перед стопорной захлопкой, расход пара и т.д. Кроме того, выполнен расчет и эскизное проектирование основного преобразователя энергии - паротурбинной установки. Исследование геотермальных месторождений и проектирование паротурбинных установок для Камчатского края носит стратегический характер, как в социальной, так и в экономической сферах.
Литература
1. Алексеев Г.Н. Общая теплотехника. М.: Высшая школа, 1980. 550 с.
2. Алхасов А.Б. Возобновляемая энергетика. М.: Физмалит, 2010. 256 с.
3. Берман Э. Геотермальная энергия. М.: Мир, 1978. 411 с.
4. Конструирование и расчет на прочность турбомашин газотурбинных и комбинированных установок / Ю.С. Елисеев, В.В. Крымов, Э.А. Манушин и др. М.:
Изд-во МГТУ им. Н.Э.Баумана, 2009. 519с.
5. Поваров О. А. Мутновский геотермальный электрический комплекс на Камчатке. М.: Теплоэнергетика, 2001. 154 с.
6. Теория тепломассообмена / Под ред. А. И. Леонтьева.- 2-е изд., испр. и доп.
М.: Изд-во МГТУ им Н.Э.Баумана, 1997. 684 с.
7. Теплотехника / Под ред. А.М. Архарова.- 3-е изд., переработ. и доп. М.: Изд-во МГТУ им Н.Э.Баумана, 2011.791 с.
