1. Introduction
In recent times, solar thermal power plants (STPPs) have attracted interest as a large scale, commercially viable way to generate electricity [1]. In an STPP, the heat transfer fluid (HTF) and the working fluid play an important role as the carriers of energy from the collector/receiver to the turbine. This is commonly done in two stages for a plant operating with a Rankine cycle. The HTF (e.g. synthetic oil, molten salt, etc.) first collects the energy from the incident solar radiation. This energy is then passed on to the
working fluid (water/steam) which carries it to the steam turbine. The main disadvantage of such two-fluid systems is that the maximum operating temperature of the HTF is limited by the fluid stability concerns (e.g. approximately 400 o C for the synthetic oil), thus resulting in a low turbine inlet temperature and consequently a low cycle efficiency.
Application of direct steam generation (DSG) in STPPs presents the prospect of improving the overall plant efficiency, while simultaneously decreasing the cost of electricity generation [2]. The pressurized steam is generated directly in the receiver and trans- ported to the steam turbine. The advantages of DSG include a higher live steam temperature and the use of one fluid as both the HTF and the working fluid, possibly resulting in a simplified oper- ation. The main disadvantage of using DSG for STPPs is that it
requires a very complex storage system for uninterrupted plant operation [3]. The motivation behind the current study is that the exergy losses during a heat transfer process can be reduced by using a suitable multi-component working fluid which can evap- orate or condense at a varying temperature, contrary to the con- stant evaporating or condensing temperature for a pure substance [4]. One such multi-component working fluid is the ammonia- water zeotropic mixture, as used in a Kalina cycle (KC). There have been discussions regarding the feasibility of using ammonia-water mixtures at high temperatures due to the nitridation effect resulting in corrosion of the equipment. However, the use of an ammonia-water mixture as the working fluid at high temperature has been successfully demonstrated in Canoga Park with turbine
inlet conditions of 515 o C and 110 bar [5]. Moreover, a patent by
Kalina [6] claims the stability of ammonia-water mixtures along with prevention of nitridation for plant operation preferably up to
2000 o F (1093 o C) for temperature and 10,000 psia (689.5 bar) for
pressure using suitable additives. It should be noted that the term direct steam generation is used here for both water and ammonia- water mixtures.
There were proposals to incorporate the KC for waste heat re- covery plants, geothermal power plants or solar energy driven power plants. Such plants operate with low or medium range temperatures at the turbine inlet. Bombarda et al. [7] presented a thermodynamic comparison between the KC and an organic Rankine cycle (ORC) for heat recovery from diesel engines. They concluded that although the obtained electrical power outputs are nearly equal, the KC requires a much higher turbine inlet pressure to attain the same, thereby making it unjustified for such use. Singh and Kaushik [8] presented energy and exergy analysis and opti- misation of a KC coupled with a coal-fired steam power plant for exhaust heat recovery. They found out that at a turbine inlet pressure of 40 bar, an ammonia mass fraction of 0.8 gives the maximum cycle efficiency and that the highest exergy destruction occurs in the evaporator. Campos Rodríguez et al. [9] presented an exergetic and economic comparison between a KC and an ORC for a low temperature geothermal power plant. They found that the KC produces 18 % more power than the ORC with 37 % less mass flow rate. In addition, the KC had 17.8 % lower levelized electricity costs than the ORC. Wang et al. [10] presented a parametric analysis and optimisation of a KC driven by solar energy. They found that the net power output and the system efficiency are less sensitive to the turbine inlet temperature under given conditions and that there exists an optimal turbine inlet pressure which results in maximum net power output. Coskun et al. [11] presented a comparison be- tween different power cycles for a medium temperature geothermal resource. They found that the KC and the double flash cycle provided the least levelized cost of electricity and hence the lowest payback periods.
With regards to using the KC with high turbine inlet tempera- tures, Ibrahim and Kovach [12] studied the effect of varying the ammonia mass fraction and the separator temperature on the cycle efficiency for a Kalina bottoming cycle using gas turbine exhaust as the heat source. The KC turbine inlet conditions were 482 o C and
59.6 bar. The authors found that the KC is 10e20 % more efficient than the Rankine cycle with the same boundary conditions. Nag and Gupta [13] performed an exergy analysis of a KC with gas turbine exhaust as the heat source with a turbine inlet temperature between 475 o C and 525 o C, and a turbine inlet pressure of 100 bar. They concluded that the important parameters affecting the cycle efficiency are the turbine inlet temperature, composition and the
separator temperature. Dejfors et al. [14] presented an analysis of using ammonia-water power cycles for direct fired cogeneration plants with a maximum temperature of 540 o C. They concluded that for a cogeneration configuration, the Rankine cycle performs
1. บทนำในช่วงเวลาที่ผ่านมาโรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนจากแสงอาทิตย์ (STPPs) ได้รับความสนใจเป็นขนาดใหญ่วิธีการเชิงพาณิชย์ได้ในการผลิตไฟฟ้า [1] ใน STPP, การถ่ายเทความร้อน UID ชั้น (HTF) และการทำงาน UID fl เล่นบทบาทสำคัญในฐานะผู้ให้บริการของพลังงานที่สะสมจากการรับ / กังหัน นี้จะกระทำโดยทั่วไปในสองขั้นตอนการดำเนินงานสำหรับโรงงานที่มีรอบแร HTF (เช่นน้ำมันสังเคราะห์เกลือเหลว ฯลฯ ) แรก Fi เก็บรวบรวมพลังงานจากรังสีแสงอาทิตย์ที่ พลังงานนี้จะถูกส่งผ่านไปยังชั้น UID ทำงาน (น้ำ / อบไอน้ำ) ซึ่งประกอบไปยังกังหันไอน้ำ ข้อเสียเปรียบหลักของระบบ UID ชั้นสองดังกล่าวคืออุณหภูมิในการทำงานสูงสุดของ HTF ถูก จำกัด โดยความกังวลเสถียรภาพ UID ชั้น (เช่นประมาณ 400 องศาเซลเซียสเป็นเวลาน้ำมันสังเคราะห์) จึงทำให้เกิดอุณหภูมิกังหันต่ำเข้าและส่งผลให้รอบต่ำ ขาดเพียง Fi EF. การประยุกต์ใช้ผลิตไอน้ำโดยตรง (ดีเอสจี) ใน STPPs นำเสนอโอกาสในการปรับปรุงโรงงานโดยรวมประสิทธิภาพการ Fi, ในขณะเดียวกันการลดค่าใช้จ่ายในการผลิตกระแสไฟฟ้า [2] แรงดันไอน้ำจะถูกสร้างขึ้นโดยตรงในรับและทรานส์ย้ายมากังหันไอน้ำ ข้อดีของดีเอสจีรวมถึงอุณหภูมิอบไอน้ำสดที่สูงขึ้นและการใช้ UID ชั้นหนึ่งขณะที่ทั้งสอง HTF และ UID ชั้นการทำงานอาจจะส่งผลให้ไฟ Simpli เอ็ด ation ฮ๊อบ ข้อเสียเปรียบหลักของการใช้ดีเอสจีสำหรับ STPPs ก็คือว่ามันต้องมีระบบจัดเก็บข้อมูลที่ซับซ้อนมากสำหรับการดำเนินงานอย่างต่อเนื่องพืช [3] แรงจูงใจที่อยู่เบื้องหลังการศึกษาในปัจจุบันก็คือการสูญเสีย Exergy ในระหว่างกระบวนการถ่ายโอนความร้อนจะลดลงโดยใช้หลายองค์ประกอบทำงาน UID ชั้นที่เหมาะสมซึ่งสามารถ evap- กล่าวอย่างเป็นทางการหรือรวมตัวที่อุณหภูมิที่แตกต่างตรงกันข้ามกับ Stant con- ระเหยหรืออุณหภูมิกลั่นตัว สำหรับสารบริสุทธิ์ [4] หนึ่งเช่น multi-component ทำงาน UID ชั้นเป็นน้ำ ammonia- zeotropic ส่วนผสมที่ใช้ในวงจร Kalina (KC) มีการอภิปรายเกี่ยวกับความเป็นไปได้ของการใช้ผสมแอมโมเนียน้ำที่อุณหภูมิสูงเนื่องจากผลไนไตรเดชันที่มีผลในการกัดกร่อนของอุปกรณ์ อย่างไรก็ตามการใช้ส่วนผสมของแอมโมเนียน้ำเป็นทำงาน fl uid ที่อุณหภูมิสูงได้รับการแสดงให้เห็นถึงการประสบความสำเร็จใน Canoga Park กับกังหันเงื่อนไขทางเข้าของ 515 องศาเซลเซียสและ 110 บาร์ [5] นอกจากนี้สิทธิบัตรโดยKalina [6] อ้างความมั่นคงของผสมแอมโมเนียน้ำพร้อมกับการป้องกันของไนไตรเดชันสำหรับการดำเนินงานโรงงานยิ่งขึ้นไป2,000 ฒน์ (1093 o C) อุณหภูมิและ 10,000 psia (689.5 บาร์) สำหรับแรงดันโดยใช้สารเติมแต่งที่เหมาะสม . มันควรจะตั้งข้อสังเกตว่าผลิตไอน้ำระยะโดยตรงจะใช้ที่นี่สำหรับทั้งน้ำและสารผสมน้ำ ammonia-. มีข้อเสนอที่จะรวม KC สำหรับความร้อนเสียอีกพืชโค้ช, โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนใต้พิภพหรือพลังงานแสงอาทิตย์ขับเคลื่อนโรงไฟฟ้าได้ พืชดังกล่าวดำเนินการโดยมีอุณหภูมิช่วงต่ำหรือขนาดกลางที่เข้ากังหัน Bombarda และคณะ [7] นำเสนอการเปรียบเทียบระหว่างทางอุณหพลศาสตร์ KC และวงจรแรอินทรีย์ (ORC) สำหรับการกู้คืนความร้อนจากเครื่องยนต์ดีเซล พวกเขาสรุปว่าถึงแม้จะได้รับพลังงานไฟฟ้าเอาท์พุทมีค่าเท่ากันเกือบ KC ต้องใช้ความดันขาเข้ากังหันสูงมากที่จะบรรลุเดียวกันจึงทำให้มันเอ็ด Fi unjusti สำหรับการใช้งานดังกล่าว ซิงห์และ Kaushik [8] นำเสนอพลังงานและการวิเคราะห์ Exergy และ misation ปรับปรุงของ KC คู่กับไฟถ่านหินโรงไฟฟ้าไอน้ำสีแดงสำหรับการกู้คืนความร้อนไอเสีย พวกเขาพบว่าที่ความดันกังหันทางเข้า 40 บาร์ส่วนมวลแอมโมเนีย 0.8 ให้รอบสูงสุดประสิทธิภาพการ fi และที่ทำลาย Exergy สูงสุดเกิดขึ้นในเครื่องระเหย Campos Rodríguezและคณะ [9] นำเสนอการเปรียบเทียบ exergetic และเศรษฐกิจระหว่าง KC และ ORC สำหรับอุณหภูมิต่ำโรงไฟฟ้าความร้อนใต้พิภพ พวกเขาพบว่า KC ผลิต 18% พลังงานมากกว่า ORC 37% มวลน้อยชั้นอัตราโอ๊ย นอกจากนี้เคซีมี 17.8% ลดค่าใช้จ่ายไฟฟ้าเชื้อเพลิงกว่า ORC วังและคณะ [10] นำเสนอการวิเคราะห์พารามิเตอร์และการเพิ่มประสิทธิภาพของเคซีขับเคลื่อนโดยพลังงานแสงอาทิตย์ พวกเขาพบว่าการส่งออกพลังงานสุทธิและระบบ EF ไฟขาดเพียงน้อยไวต่ออุณหภูมิกังหันภายใต้เงื่อนไขที่กำหนดและว่ามีกังหันความดันขาเข้าที่ดีที่สุดซึ่งส่งผลให้การส่งออกพลังงานสุทธิสูงสุด Coskun และคณะ [11] นำเสนอการเปรียบเทียบโดยสลับรอบทวีอำนาจที่แตกต่างกันสำหรับอุณหภูมิปานกลางทรัพยากรความร้อนใต้พิภพ พวกเขาพบว่าเคซีและวงจรเถ้าชั้นสองให้น้อยค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงไฟฟ้าและด้วยเหตุนี้ต่ำสุดระยะเวลาคืนทุน. ด้วยการไปใช้กับกังหัน KC สูง inlet อุณหภูมิ, อิบราฮิมและ Kovach [12] การศึกษาผลกระทบของการที่แตกต่างกัน แอมโมเนียส่วนมวลและอุณหภูมิคั่นในการขาดเพียง EF วงจรไฟสำหรับวงจร Kalina bottoming ใช้กังหันก๊าซไอเสียเป็นแหล่งความร้อน เงื่อนไขการเข้ากังหัน KC เป็น 482 องศาเซลเซียสและบาร์ 59.6 ผู้เขียนพบว่า KC เป็น 10e20% เพียงพอ Fi อื่น ๆ EF กว่าวงจร Rankine กับเงื่อนไขขอบเขตเดียวกัน จู้จี้และ Gupta [13] ดำเนินการวิเคราะห์ Exergy ของ KC กับกังหันก๊าซไอเสียเป็นแหล่งความร้อนที่มีอุณหภูมิระหว่างกังหัน 475 องศาเซลเซียสและ 525 องศาเซลเซียสและความดันที่ไหลเข้ากังหัน 100 บาร์ พวกเขาสรุปว่าตัวแปรสำคัญที่มีผลต่อประสิทธิภาพใน EF วงจรไฟที่มีอุณหภูมิกังหันองค์ประกอบและอุณหภูมิคั่น Dejfors และคณะ [14] นำเสนอการวิเคราะห์การใช้พลังงานรอบแอมโมเนียน้ำ Fi Direct กระบวนการผลิตสีแดงที่มีอุณหภูมิสูงสุด 540 องศาเซลเซียสพวกเขาสรุปว่าสำหรับไฟล์โครงสร้างความร้อนร่วมต่อต้านไฟวงจรแรดำเนินการ
การแปล กรุณารอสักครู่..