Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние вопроса и постановка задачи исследования 7
1.1. Геотермальный теплоноситель и его особенности 7
1.2. Проблемы эксплуатации и особенности работы турбин на геотермальном рабочем теле 20
1.3. Конденсация водяного пара при наличии в нем неконденсирующихся газов 25
1.4. Влияние неконденсирующихся газов на коррозию оборудования 30
1.5. Отложения, возникающие при использовании геотермального рабочего тела 35
1.6. Экологические и экономические аспекты удаления неконденсирующихся газов 41
1.7. Постановка задачи исследования 47
Глава 2. Экспериментальный стенд, методика проведения эксперимента и оценка погрешностей измеряемых величин 48
2.1. Экспериментальный стенд и его конструкция 48
2.2. Тепловая схема экспериментального стенда и схема измерений 52
2.3. Проточная часть экспериментальной турбины и методика исследований 58
2.4. Конфузорно-диффузорный канал, его конструкция и система измерений 64
2.5. Оценка погрешностей измеряемых величин 68
Глава 3. Теоретический анализ влияния неконденсирующихся газов на эффективность работы паровой турбины 71
3.1. Влияние неконденсирующихся газов на массовый расход водяного пара и основные допущения 71
3.2. Влияние неконденсирующихся газов на парциальное давление водяного пара 75
3.3. Влияние неконденсирующихся газов на располагаемый теплоперепад и другие параметры 80
3.4. Влияние неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность 94
3.5. Влияние неконденсирующихся газов на потери энергии от влажности паровой компоненты 100
3.6. Влияние неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность с учетом конечной влажности паровой компоненты 103
3.7. Выводы 108
Глава 4. Экспериментальные исследования влияния неконденсирующихся газов на работу турбоустановки 110
4.1. Выбор неконденсирующегося газа для эксперимента 110
4.2. Выбор параметров для проведения теоретического расчета и экспериментальных исследований 112
4.3. Теоретическое обоснование проведения эксперимента на турбоустановке 113
4.3.1. Изменение парциального давления 114
4.3.2. Изменение мощности турбины 121
4.4. Результаты экспериментальных исследований, проведенных на турбоустановке 127
4.4.1. Влияние концентрации НКГ в паре на изменение мощности турбинной ступени 129
4.4.2. Изменение относительного внутреннего КПД турбинной ступени 134
4.5. Выводы 139
Глава 5. Экспериментальные исследования образования жидких пленок при течении конденсирующегося пара в присутствии неконденсирующихся газов 140
5.1. Метод измерения локальной толщины жидкой пленки на твердой стенке при расширении водяного пара 140
5.2. Исследование температурных характеристик твердой стенке при течении водяного пара в присутствии НКГ 146
5.3. Образование жидкой пленки на твердой стенке при течении водяного пара в присутствии НКГ 148
5.4. Выводы 150
Заключение 151
Литература 152
- Конденсация водяного пара при наличии в нем неконденсирующихся газов
- Проточная часть экспериментальной турбины и методика исследований
- Влияние неконденсирующихся газов на парциальное давление водяного пара
- Выбор параметров для проведения теоретического расчета и экспериментальных исследований
Введение к работе
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. О.А. 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. Баликову В.А.|, мех. Баликову А.В., 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.
Конденсация водяного пара при наличии в нем неконденсирующихся газов
НКГ, попадающие в межтрубное пространство конденсатора, приводят к снижению эффективности конденсации водяного пара на трубных поверхностях. Отрицательное влияние НКГ сглаживается только при контактной (смешивающей) конденсации. НКГ на всём пути перемещения по конденсатору ухудшают условия конденсации всей массы пара, снижают коэффициент теплопередачи и уменьшают вакуум [20].
Экспериментальные исследования, проводимые при конденсации пара из парогазовой смеси на наружной поверхности вертикальной трубы из стали 12Х18Н10Т диаметром 16 мм и длиной 1,5 метра (при этом был осуществлен отвод выделяющейся при конденсации теплоты от поверхности в пределах 100+-250 кВт/м ) определили, что наличие НКГ (азот) ухудшили условия теплообмена при конденсации пара на стенке [21]. Интенсивность теплообмена зависит от скорости протекания двух различных по физической природе процессов: притока частиц пара из основной его массы к поверхности, на которой происходит конденсация, и отвода выделяющейся при конденсации теплоты от этой поверхности. На рис. 1.14 представлена зависимость отношения суммарного коэффициента теплоотдачи смеси (асм) к коэффициенту теплоотдачи при конденсации чистого пара (аплр) при равных условиях от объемной доли азота (rN2) в парогазовой смеси.
Исследования теплоотдачи и гидродинамического сопротивления, выполненные в условиях конденсации чистого пара и пара из паровоздушной смеси змеевиков теплообменных аппаратов, представлены в [22]. При конденсации пара из парогазовой смеси интенсивность теплообмена в значительной степени определяется интенсивностью переноса вещества (пара) в направлении поверхности конденсатной пленки. Локальные значения коэффициента теплоотдачи от парогазовой смеси к стенке тем ниже, чем больше содержание объемной доли воздуха (гвозд) в смеси (это видно из рис. 1.15). Увеличение скорости пара значительно интенсифицирует теплоотдачу при конденсации в теплообменниках, что связано с эффектами разрушения и утонении стекающей конденсатной пленки под воздействием движущегося парового потока. парогазовой смеси в зависимости от объемного содержания газа [21].
Наличие в водяном паре НКГ требует организации постоянного или периодического удаления накапливающихся в конденсационном аппарате газов. Результаты эксперимента, приведенные в [23], по влиянию НКГ на коэффициент теплоотдачи при конденсации пара из парогазовой смеси в зависимости от объемного содержания НКГ (азот) представлены на рис. 1.16, откуда следует, что наибольшее снижение коэффициента теплоотдачи начинается при объемном содержании воздуха в конденсирующемся паре в количестве 1-2%.
Содержащиеся в паре НКГ имеют положительный заряд. Противоположный отрицательный заряд имеет трубка конденсатора из-за возникающей термо-ЭДС в силу наличия разности температур металла трубки и циркуляционной воды как на входе, так и на выходе из неё. Различные температуры и по окружности трубки по причине неодинаковой толщины пленки конденсата, внизу трубки и вверху из-за разных условий конденсации пара. К тому же, весь конденсатор надежно заземлен через трубопроводы, что обеспечивает ему отрицательный потенциал. Электрическая сила притяжения газовой смеси к трубке дополняется силой скоростного напора потока пара, устремляющегося к трубке. А появляющаяся разность давлений пара и конденсата на границе раздела фаз у поверхности трубки является третьей составляющей силы, удерживающей НКГ в зоне конденсации. Это и приводит к ухудшению условий конденсации водяного пара [20].
Экспериментальные исследования, выполненные на натурных турбинах, показали, что жидкие частицы влаги в потоке конденсирующегося пара могут нести на себе заряд, причем как положительный, так и отрицательный. Естественно, что протекание электрохимических процессов на поверхностях металла лопаток и дисков турбин будет зависеть от величины этого заряда. Эксперименты, выполненные в натурных условиях, показали, что объемная плотность зарядов в выхлопном патрубке турбины колеблется в пределах Ю-4 -г- Ю-9 Кл/м3, что накладывает ограничение на применение некоторых методов измерения [24].
На рис. 1.17 помимо абсолютных значений объемной плотности зарядов (qv), полученных при аммиачном водном режиме (АВР) во время эксперимента, для наглядности приведены значения относительных величин (qr), определяемых как отношение абсолютных значений объемной плотности зарядов при текущем значении степени влажности к величине объемной плотности зарядов при фиксированном значении степени влажности (уо =0,7%). На режимах со степенью влажности пара 0,1, 1,0 и 1,7% увлажнение пара происходило естественным путем - за счет срабатывания теплоперепада; при этом доля образовавшейся вторичной (крупнодисперсной) влаги невелика - менее одного процента. Режимы же с Уо=3,0 и 4,0%) достигались за счет дополнительного впрыска питательной воды в ресивер, расположенный перед турбиной. Анализируя опытные данные, можно предположить, что носителями заряда являются, в основном, крупные капли, образовавшиеся в результате схода и дробления водяной пленки с поверхности элементов проточной части [24].
Измерения объемной плотности зарядов в выхлопном патрубке турбины имеют особенности, связанные с высокой влажностью, высокой проводимостью сконденсировавшейся влаги и большим диапазоном изменения объемной плотности зарядов в потоке. Однако объяснение природы образования зарядов в потоке влажного пара может трактоваться различно и ответ на этот вопрос требует дополнительных исследований [24].
Проточная часть экспериментальной турбины и методика исследований
Проточная часть и профили лопаток экспериментальной турбины изображены на рис. 2.5. Проточная часть экспериментальной турбины представляет собой двухвенечную турбинную ступень скорости (рис. 2.5, а). Её основные геометрические характеристики приведены в таблице 2.2. Двухвенечная турбинная ступень скорости позволяет срабатывать теплоперепа, получая пар с необходимой степенью влажности и мелкодисперсной структурой капель влаги со средний радиусом гк 1 1 О 6 м на входе в конфузорно-диффузорный канал [51, 52]. При проведении опытов в одном из режимов параметры пара перед и за экспериментальной турбиной устанавливались таким образом, чтобы в первом венце ступени процесс расширения пара проходил с пересечением линии насыщения и, следовательно, перед вторым венцом ступени пар имел необходимую степень влажности. Это позволило исследовать такие процессы, как работа турбинной ступени в зоне фазового перехода водяного пара и связанные с этим вопросы образования влаги в турбинной ступени, осаждение капель и образование жидких пленок на элементах проточной части, а также испарение жидких пленок. Дополнительно были проведены эксперименты на перегретом и влажном паре, поступающем в конфузорно-диффузорный канал. Для измерения параметров двухфазного потока до и после ступени на среднем диаметре установлены зонды полного давления, коллекторы статического давления и термозонды.
Давление полного торможения в прочной части экспериментальной турбины измерялось при помощи зондов, выполненных с внешним обтекателем со сквозным протоком [42, 53]. Данная конструкция зондов обеспечивает их нечувствительность к изменению угла натекания потока в диапазоне значений ±30 и обладает меньшими погрешностями при измерениях во влажном паре (рис.2.6). Зонд давления полного торможения, выполненный без внешнего обтекателя, обладает некоторой погрешностью при определении значении давления во влажном паре, что хорошо видно из рис. 2.7 [53]. Температура торможения перед конфузорно-диффузорным каналом измерялась с помощью специально изготовленного термозонда (рис. 2.8), чувствительным элементом которого являлась хромель-копелевая термопара. Двухвенечная турбинная ступень Для термозонда проводилась индивидуальная тарировка в области рабочих температур, реализуемых в данных исследованиях. При тарировке термо-э.д.с. измерялась переносным потенциометром постоянного тока типа 1111-63 класса 0,05, погрешность которого при температуре окружающей среды 15+30С не превышает 2 10"4В. В процессе тарировки горячие спаи термопар перемещались в термостат типа ТС-24, температура в котором контролировалась с помощью ртутного термометра ТЛН с ценой деления 0,1 С. Холодные спаи помещались в сосуд Дьюара с тающим льдом, полученным из дистиллированной воды. Полученные тарировочные кривые отличались от стандартной тарировки, приведенной в [54] не более чем на ±0,1С. Измерение толщины жидкой пленки на плоской нижней стенке конфузорно-диффузорного канала проводилось при помощи датчиков, разработанных в МЭИ на кафедре паровых и газовых турбин. Подробное описание этих датчиков представлено в последующем параграфе данной работы. В качестве термозондов для измерения температуры потока на поверхности конфузорно-диффузорного канала были использованы хромель-копелевые термопары, чувствительный элемент которых был теплоизолирован от металла рабочей пластины. Перед проведением исследований по стандартной методике, описание которой можно найти в [54], была проведена тщательная тарировка каждой термопары. Она показала, что погрешность определения температуры не превышает ± 0,1 К. Программа исследований состояла из серии экспериментов, включающих несколько режимов, каждому из которых соответствовало постоянное значение Е = PR/PO- В течение одного режима частота вращения ротора турбины, а также давление перед и за турбиной поддерживались постоянными. Изменению подвергались лишь температура пара на входе в турбину и расход НКГ (воздуха). Массовый расход воздуха во время проведения эксперимента был равен 0, 2 и 4% от общего массового расхода парогазовой смеси. Фиксация параметров в течение эксперимента проводилась в нескольких различных точках; в каждой точке значение измеряемых параметров записывались несколько раз. Цикл измерений проводился в строго определенное время, в течение которого был включен мерный бак. Значения, полученные во время эксперимента для каждой точки процесса, записанные несколько раз с интервалом по времени, в дальнейшем осредняются. По осредненным значениям подсчитывался располагаемый теплоперепад ступени (Но), КПД ступени и влажность пара по ступени
Влияние неконденсирующихся газов на парциальное давление водяного пара
Для идеальных газов имеет место аддитивность термодинамических свойств при смешении. Газ, входящий в смесь, оказывает на стенки сосуда давление, которое не зависит от присутствия в этом объеме других газов [62]. Полное давление смеси (рсм), химически не реагирующих между собой газов, равно: Парциальное давление (pi) - это давление данного компонента газовой смеси при условии, что компонент занимает весь объем, предназначенный для смеси при температуре смеси.
В случае смеси идеальных газов, в соответствии с уравнением состояния, записанным для і-го газа массой mj, его парциальное давление (р(), в газовой смеси определяется как: где R; - газовая постоянная і-го компонента газовой смеси, т; - масса і-го компонента газовой смеси, Тш - температура смеси, VCM - объем смеси. При известных объемных или массовых долях компонентов газовой смеси парциальные давления этих компонентов смеси могут быть определены следующим образом: І=ІІШУ Для определения парциальных давлений компонент смеси необходимо определить соотношение между массовыми (gj) и объемными (ГІ) долями компонент смеси. В данном расчете рабочее тело паровой турбины представляет собой двухкомпонентную (п=2) газовую смесь. Определим объемную долю диоксида углерода (С02) в смеси: где гн2о - объёмная доля водяного пара, гС02 - объёмная доля диоксида углерода, gco2 — массовая доля диоксида углерода, gj o - массовая доля водяного пара, Днго = 18,00 [кг/кмоль] - мольная масса водяного пара, Цсо2 = 44,01 [кг/кмоль] - мольная масса диоксида углерода. Результаты расчета соотношений между объемными и массовыми долями диоксида углерода приведены в таблице 3.1 и представлены в графическом виде на рис. 3.2 и на рис. 3.3. нелинейный характер. У другого состава парогазовой смеси (к примеру, если компонентами смеси являются пар и воздух) характер зависимости объемной доли от массового содержания воздуха в смеси будет выглядеть иначе. Как видно из рис. 3.3, на участке gco2= 0 20% зависимость близка к линейной, а при gco2 ДО 10% имеет линейный характер. Для компонент смеси определим парциальные давления как на входе, так и на выходе из турбоагрегата. Принимаем величину массового расхода НКГ - диоксида углерода в количестве 0, 2, 7, 20 и 100% от массового расхода парогазовой смеси на турбоагрегат.
Выбор параметров для проведения теоретического расчета и экспериментальных исследований
Работа большинства паровых турбин геотермальных станций начинается с линии насыщения или при небольшом перегреве пара. Поэтому параметры работы экспериментальной турбинной установки выбрали такие, чтобы двухвенечная турбина ступень работала при небольшом перегреве пара на входе и при переходе через линию насыщения с началом процесса конденсации водяного пара внутри ступени.
За время проведения на ЭТ-12 различных экспериментов был выбран порядок проведения исследований и оптимально подобраны параметры работы экспериментального стенда [51, 52, 55].
Давление паровоздушной смеси на входе в турбину при изменении расхода воздуха считалось неизменным и всегда поддерживалось постоянным (Ро = 1,12 бар); таким же его принимали и в процессе расчета. Давление на выходе из турбины в процессе эксперимента поддерживали постоянным Рк = 0,5 бар. Изменению подвергалась лишь температура на входе в турбину (То) и она составляла следующие величины: 138,8С; 129,2С; 120,5С; 109,3С. Данные температуры соответствуют процессам расширения в проточной части, оканчивающихся в области перегрева пара либо при некоторой степени влажности. В процессе расчета массовый расход неконденсирующегося газа (воздуха) задавались в количестве 0, 2, 4 и 6% от общего расхода парогазовой смеси. По выбранным данным были проведены экспериментальные исследования и теоретические расчеты. Перед проведением экспериментальных исследований, были выполнены теоретические расчеты режимов работы оборудования экспериментального стенда ЭТ-12. Далее, по выбранным параметрам были проведены экспериментальные исследования по влиянию неконденсирующегося газа (воздуха) на эффективность работы турбоагрегата. Рабочее тело на входе в проточную часть экспериментальной турбины рассматривалось как двухфазная и многокомпонентная смесь водяного пара (Н20), неконденсирующихся газов (НКГ) и примесей растворимых и нерастворимых солей. При проведении теоретического анализа процесса расширения рабочего тела в проточной части экспериментальной турбины ЭТ-12 были приняты следующие допущения: - в качестве НКГ рассматривали воздух; - все составляющие рабочего тела находились в состоянии термодинамического равновесия и в химические реакции между собой не вступали; - водяной пар и воздух рассматривались как идеальные газы. Геотермальный пар является многокомпонентной смесью газов; каждый из компонентов газовой смеси обладает собственным парциальным давлением. Для различных НКГ, находящихся в парогазовой смеси, зависимости парциальных давлений компонентов от их массового содержания в смеси носят индивидуальные характеры. На рис. 4.2 представлена зависимость парциального давления (Pi) некоторых неконденсирующихся газов от их массового содержания (g) в парогазовой смеси. На график нанесены значения трех различных парогазовых смесей, состоящих из пара и воздуха, пара и H2S, пара и С02. Как видно из графика, чем больше массовая доля неконденсирующихся газов, тем выше парциальное давление самих газов и тем меньше будет парциальное давление водяного пара в парогазовой смеси. Расчеты по изменению парциального давления водяного пара и воздуха для двухвенечной ступени скорости аналогичны тем, что приведены в главе 3. Предварительно были выполнены расчеты по изменению начального и конечного парциального давления в ступени; их результаты представлены в таблице 4.2 и на рис. 4.3. В процессе расчета были приняты обозначения: Рвозд. - парциальное давление воздуха в паровоздушной смеси; Риго - парциальное давление пара в паровоздушной смеси; индексы указывают: вх. (0) - параметр на входе в ступень, вых. (2) - параметр на выходе из ступени. Диаграмма процессов расширения водяного пара в h-S координатах, с учетом результатов расчета по изменению парциального давления, при наличии воздуха в нем, представлена на рис. 4.4. Особенность расчетов состоит в том, что экспериментальная турбинная ступень является двухвенечной, поэтому расчет проводился поэлементно. Степень реактивности первой рабочей решетки - pPi = 3%; второй рабочей решетки - рР2 = 5%. Учитывая эти данные, был произведен расчет парциального давления водяного пара за первой рабочей решеткой и перед второй рабочей решеткой.
