1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Теплоэнергетика
  4. № 10, 2023

Теплоэнергетика, 2023, № 10, стр. 17-33

Разработка конструкций оборудования для перспективных кислородно-топливных энергетических установок

В. О. Киндра a, *, И. И. Комаров a, Д. М. Харламова a, В. Ю. Наумов a, И. А. Максимов a

a Национальный исследовательский университет “Московский энергетический институт”
111250 Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Россия

* E-mail: kindra.vladimir@yandex.ru

Поступила в редакцию 30.01.2023
После доработки 18.04.2023
Принята к публикации 27.04.2023

Аннотация

Снижение выбросов вредных веществ при производстве электроэнергии на тепловых электрических станциях является актуальной задачей, решить которую возможно путем перехода на полузакрытые циклы с кислородным сжиганием топлива и углекислотным рабочим телом. Основное преимущество перспективной технологии, заключающееся в отсутствии опасности образования токсичных веществ и простоте сепарации избыточного диоксида углерода, обеспечивается благодаря сжиганию углеводородов в кислороде высокой чистоты. В настоящей работе представлены разработанные конструкции нового оборудования энергетического комплекса: кислородно-топливной камеры сгорания, углекислотной охлаждаемой турбины и высокотемпературного регенератора. Приведены результаты математического моделирования физических процессов, протекающих в проточной части турбины. Особое внимание уделено расчетам кинетики горения метанокислородной смеси в среде избыточного диоксида углерода и численному анализу процессов в кислородно-топливной камере сгорания с учетом необходимости охлаждения жаровой трубы. Определено оптимальное массовое соотношение диоксида углерода в смеси разбавителя с окислителем равное 0.872, которое позволяет добиться наименьшего недожога топлива. Проведено математическое моделирование температурного состояния сопловой лопатки первой ступени углекислотной турбины, подтвердившее возможность обеспечить достаточную степень равномерности температурного поля благодаря выполнению множества охлаждаемых каналов малого радиуса вблизи наружной поверхности профиля. Предложено несколько конфигураций поверхностей теплообмена для пластинчатого регенератора кислородно-топливной энергоустановки. Использовались турбулизаторы потока цилиндрические и с аэродинамическим профилем плавникового вида, а также оба варианта их исполнения с ребрами. Согласно результатам математического моделирования, наибольшей теплогидравлической эффективностью из всех рассмотренных каналов при числах Рейнольдса до 78 000 обладают каналы, снабженные турбулизаторами с ребрами, а при больших значениях Re – каналы с турбулизаторами без ребер.

Ключевые слова: энергоэффективность, диоксид углерода, термодинамический цикл, высокотемпературное оборудование, углекислотная турбина, камера сгорания

Список литературы

  1. Law dome ice core 2000-year CO2, CH4, N2O and d13C-CO2 / R. Mauro, E. David, T. David, A. Colin, F. Roger, L. Ray, S. Paul, T. Cathy, S. Darren, C. Mark, Van O. Tas, S. Andrew. Australia, CSIRO. 2019. V. 1. Data Collection. https://doi.org/10.25919/5bfe29ff807fb

  2. Global environmental outlook GEO 5: Environment for the future we want. Valletta, Malta: United Nations Environment Program, 2012.

  3. Edenhofer O. Climate change 2014: mitigation of climate change. Cambridge University Press, 2015. V. 3.

  4. Chapter C.C. Environmental outlook to 2050. Netherlands: Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD), 2011.

  5. Drivers of the US CO2 emissions 1997–2013 / K. Feng, S.J. Davis, L. Sun, K. Hubacek // Nat. Commun. 2015. V. 6. P. 7714. https://doi.org/10.1038/ncomms8714

  6. Kheirinik M., Ahmed S., Rahmanian N. Comparative techno-economic analysis of carbon capture processes: pre-combustion, post-combustion, and oxy-fuel combustion operations // Sustainability. 2021. V. 13. No. 24. P. 13567. https://doi.org/10.3390/su132413567

  7. Kearns D., Liu H., Consoli C. Technology readiness and costs of CCS / Global CCS Institute // Sustainability. 2021. V. 13. No. 24. P. 13567. https://doi.org/10.3390/su132413567

  8. An assessment of CCS costs, barriers and potential / S. Budinis, S. Krevor, N.M. Dowell, N. Brandon, A. Hawkes // Energy Strategy Rev. 2018. V. 22. P. 61–81. https://doi.org/10.1016/j.esr.2018.08.003

  9. Process simulation of a dual-stage Selexol process for 95% carbon capture efficiency at an integrated gasification combined cycle power plant / Z. Kapetaki, P. Brandani, S. Brandani, H. Ahn // Int. J. Greenhouse Gas Control. 2015. V. 39. P. 17–26. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2015.04.015

  10. Demonstration of the Allam cycle: An update on the development status of a high efficiency supercritical carbon dioxide power process employing full carbon capture / R. Allam, S. Martin, B. Forrest, J. Fetvedt, X. Lu, D. Freed, G.W. Brown, Jr., T. Sasaki, M. Itoh, J. Manning // Energy Procedia. 2017. V. 114. P. 5948–5966. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.03.1731

  11. Research and development of the oxy-fuel combustion power cycles with CO2 recirculation / A. Rogalev, N. Rogalev, V. Kindra, I. Komarov, O. Zlyvko // Energies. 2021. V. 14. No. 10. P. 2927. https://doi.org/10.3390/en14102927

  12. Концептуальная схема парогазовой установки с полным улавливанием диоксида углерода из продуктов сгорания / А.С. Косой, Ю.А. Зейгарник, О.С. Попель, М.В. Синкевич, С.П. Филиппов, В.Я. Штеренберг // Теплоэнергетика. 2018. № 9. P. 23–32. https://doi.org/10.1134/S0040363618090047

  13. A technical evaluation, performance analysis and risk assessment of multiple novel oxy-turbine power cycles with complete CO2 capture / F.C. Barba, G.M.-D. Sánchez, B.S. Seguí, H.G. Darabkhani, E.J. Anthony // J. Cleaner Prod. 2016. V. 133. P. 971–985. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2016.05.189

  14. Mathieu Ph., Nihart R. Sensitivity analysis of the MATIANT cycle // Energy Convers. Manage. 1999. V. 40. No. 15–16. P. 1687–1700. https://doi.org/10.1016/S0196-8904(99)00062-X

  15. Mathieu P., Nihart R. Zero-emission MATIANT cycle // J. Eng. Gas Turbines Power. 1999. V. 121. No. 1. P. 116–120. https://doi.org/10.1115/1.2816297

  16. New concept of CO2 removal technologies in power generation, combined with fossil fuel recovery and long term CO2 sequestration / Ph. Mathieu, R. Dubuisson, S. Houyou, R. Nihart // ASME Turbo Expo: Power Land, Sea, and Air. Cycle Innovations. Munich, G-ermany, 8–11 May 2000. V. 2. Paper No. 2000-GT-0160,V002T04A011. https://doi.org/10.1115/2000-GT-0160

  17. US Patent No. US8596075B2. System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid / R.J. Allam, M. Palmer, G.W. Brown, Jr. 2013.

  18. High efficiency and low cost of electricity generation from fossil fuels while eliminating atmospheric emissions, including carbon dioxide / R.J. Allam, M.R. Palmer, G.W. Brown, Jr., J. Fetvedt, D. Freed, H. Nomoto, M. Itoh, N. Okita, Ch. Jones, Jr. // Energy Procedia. 2013. V. 37. P. 1135–1149. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2013.05.211

  19. Thermodynamic and economic investigation of an improved Graz cycle power plant for CO2 capture / W. Sanz, H. Jericha, M. Moser, F.Heitmeir // J. Eng. Gas Turbines Power. 2005. V. 127. No. 4. P. 765–772. https://doi.org/10.1115/1.1850944

  20. A further step towards a Graz cycle power plant for CO2 capture / W. Sanz, H. Jericha, F. Luckel, E. Göttlich, F. Heitmeir // ASME Turbo Expo: Power for Land, Sea, and Air. Cycle Innovations. Reno, Nevada, USA, 6–9 June 2005. V. 5. Paper No. GT2005-68456. P. 181–190. https://doi.org/10.1115/GT2005-68456

  21. Adams T., MacDowell N. Off-design point modelling of a 420 MW CCGT power plant integrated with an amine-based post-combustion CO2 capture and compression process // Appl. Energy. 2016. V. 178. P. 681–702. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2016.06.087

  22. Meyer H. Hollow fiber membrane contactors for CCS on natural gas power systems / United States Energy Association. Washington, DC, 2014.

  23. Scaccabarozzi R., Gatti M., Martelli E. Thermodynamic analysis and numerical optimization of the NET power oxy-combustion cycle // Appl. Energy. 2016. V. 178. P. 505–526. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2016.06.060

  24. An initial assessment of the value of Allam cycle power plants with liquid oxygen storage in future GB electricity system / Ch. Mitchell, V. Avagyan, H. Chalmers, M. Lucquiaud // Int. J. Greenhouse Gas Control. 2019. V. 87. P. 1–18. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2019.04.020

  25. Полежаев Ю.В., Мостинский И.Л. Нормальная скорость распространения пламени и анализ влияния на нее параметров системы // ТВТ. 2005. Т. 43. № 6. С. 933–942.

  26. Орлов М.Ю., Лукачев С.В., Матвеев С.Г. Моделирование процессов в камере сгорания. Самаpа: Изд-во Самар. ун-та, 2017.

  27. Михайлов А.И., Горбунов Г.М., Борисов В.В. Рабочий процесс и расчет камер сгорания газотурбинных двигателей. М.: Оборонгиз, 1959.

  28. Харитонов В.Ф. Проектирование камер сгорания. Уфа: УГАТУ, 2008.

  29. Principal design of methane-oxygen combustion chamber with supercritical CO2 / I. Komarov, D. Kharlamova, A. Vegera, B. Makhmutov // ARPN J. Eng. Appl. Sci. 2021. V. 16. No. 6. P. 673–678.

  30. High-temperature combustion reaction model of H2/CO/C1-C4 compounds / H. Wang, X.Q. You, A.V. Joshi, S.G. Davis, A. Laskin, F.N. Egolfopoulos, C.K. Law. University of Southern California, 2007. Mech. Version II.

  31. CHEMKIN release 4.1.1 / R.J. Kee, F.M. Rupley, J.A. Miller, M.E. Coltrin, J.F. Grcar, E. Meeks, H.K. Moffat, A.E. Lutz, G. Dixon-Lewis, M.D. Smooke, J. Warnatz, G.H. Evans, R.S. Larson, R.E. Mitchell, L.R. Petzold et al. San Diego, CA, USA: Reaction Design, Inc., 2007.

  32. Кудрявцев В.А. Расчет элементов системы охлаждения камеры сгорания на основе решения сопряженной задачи гидродинамики и тепломассообмена // Тезисы докл. на Междунар. науч. конф. “Двигатели XXI века.” М.: ЦИАМ, 2000. Т. 1. С. 165–166.

  33. Паровые и газовые турбины для электростанций: учеб. для вузов / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний. М.: Издательский дом МЭИ, 2016.

  34. Liu Y., Hendrick P., Zou Z., Buysschaert F. A reliable update of the Ainley and Mathieson profile and secondary correlations // Int. J. Turbomach. Propul. Power. 2022. V. 7. No. 2. P. 14. https://doi.org/10.3390/ijtpp7020014

  35. Development and research of the topology of cooling baffles for blades of the axial carbon dioxide turbines / I.I. Komarov, A.N. Vegera, P.A. Bryzgunov, B.A. Makhmutov, A.O. Smirnov // Eurasian Phys. Techn. J. 2022. V. 19. No. 2(40). P. 48–57. https://doi.org/10.31489/2022No2/48-57

  36. Kindra V., Komarov I., Osipov S., Zlyvko O. Feasibility study of the CO2 regenerator parameters for oxy-fuel combustion power cycle // Inventions. 2022. V. 7. No. 3. P. 66. https://doi.org/10.3390/inventions7030066

  37. Comprehensive performance comparison of airfoil fin PCHEs with NACA 00XX series airfoil / F. Chen, L. Zhang, X. Huai, J. Li, H. Zhang, Z. Liu // Nucl. Eng. Des. 2017. V. 315. P. 42–50. https://doi.org/10.1016/j.nucengdes.2017.02.014

  38. Heat transfer enhancement in a dimpled narrow channel during the transformation of separated turbulent flow with increasing slope angle of a solitary conical dimple / S.A. Isaev, D.V. Nikushchenko, I.A. Popov, A.G. Sudakov, N.V. Tryaskin, L.P. Yunakov // High Temp. 2022. V. 60. No. 2. P. 208–214. https://doi.org/10.1134/s0018151x22020195

Дополнительные материалы отсутствуют.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Теплоэнергетика

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал