К вопросу газификации углеводородных топлив применительно к решению перспективных проблем энергообеспечения современных ТЭЦ

НОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ

УДК 338.243

К ВОПРОСУ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ТОПЛИВ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К РЕШЕНИЮ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПРОБЛЕМ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ СОВРЕМЕННЫХ ТЭЦ

Ю.Я. ПЕТРУШЕНКО*, Г.И. ДРУЖИНИН*, Г.А. МАРЧЕНКО**,

Э.Р. АЛТЫНБАЕВА*

*Казанский государственный энергетический университет **Казанский государственный финансово-экономический институт

Применительно к решению сложившейся в России ситуации и проблемы энергетической безопасности рассмотрены перспективы практического использования имеющихся в стране видов углеводородного сырья, до настоящего времени не использованного в должной мере (тяжелые нефти, гудрон, каменный уголь, торф, горючие сланцы), ресурсы которого в принципе могут создать эффективную базу альтернативного сырьевого обеспечения современных ТЭЦ.

Общеизвестно, что выработка тепловой и электрической энергии на тепловых электростанциях, использующих органическое топливо, потребность которого к 2020 г. составит 360...475 млн.т у.т., составляет 70% от всей вырабатываемой электроэнергии на ТЭЦ. В этот же период времени, в соответствии с решением ОАО «Газпром», ожидается сокращение поставок газа на электростанции России. Это, что совершенно естественно, приведет к соответствующему повышению потребности в использовании высокосернистых мазутов и твердых углеродсодержащих топлив, что, в свою очередь, потребует решения сложных технических проблем, связанных, в частности, с предохранением поверхностей нагрева котлов от сернокислотной и ванадиевой коррозии и шлакования, а также исключения выбросов в атмосферу окислов серы.

В процессе горения мазута содержащаяся в нем сера окисляется до двуокиси, а небольшая её часть превращается в серный ангидрид, который и вызывает коррозию поверхностей нагрева и отложения на них минеральных примесей топлива.

Предотвращение или, по крайней мере, снижение коррозии путем увеличения температуры металла воздухоподогревателя возможно, но при этом не решатся вопросы защиты от коррозии газоходов котла, дымососов, а также более глубокого использования тепла уходящих газов. С целью предотвращения коррозии было предпринято много попыток применения различных присадок, которые могут быть введены в топку вместе с топливом или инжектированы в дымовые газы. Применение присадок вызывает необходимость в непрерывном и равномерном распределении в небольших количествах материала по огромному объему дымовых газов и более частой чистке поверхностей нагрева от самих присадок, либо от образовавшихся из них продуктов.

© Ю.Я. Петрушенко, Г.И. Дружинин, Г.А. Марченко, Э.Р. Алтынбаева Проблемы энергетики, 2008, № 3-4

Из газообразных присадок наиболее исследован аммиак, но его промышленное применение [3], как правило, сопровождается заносом хвостовых поверхностей нагрева за счет образования бисульфата аммония. Предупредить переход сульфата аммония в бисульфат возможно, однако расход аммиака при этом возрастает и должен составлять 11 кг на 1 т топлива, что невыгодно с учетом его стоимости.

По применению жидких присадок имеется ряд работ [4, 5], и ни в одной из них не были получены положительные результаты.

В качестве твердых присадок используется доломит, каолин, магнезит и др. Доломит применялся в котлах электростанций США, Англии и Франции [6], работающих на жидких котельных топливах. Опыты с присадкой пылевидного доломита были проведены также на предприятии Хайдер Рафинери [7] Немецкого акционерного общества. В указанных работах показано, что при добавке доломита снижается сернокислотная коррозия котла, но возникает необходимость очищать его от образовавшихся отложений после каждых 5000 часов работы. Кроме того, введение необходимого количества доломита в дымовые газы сопряжено с высокими затратами.

В практике эксплуатации котельных агрегатов России наибольшее распространение в качестве твердой присадки получил каустический магнезит [4,8]. Общим из этих работ является вывод, что каустический магнезит существенно не влияет на температуру точки росы дымовых газов и количество отложений на поверхностях нагрева котла. Опыт работы на электростанциях «Башкирэнерго» [9] показал, что непрерывный ввод магнезита, в сочетании с дробевой очисткой конвективных поверхностей нагрева котла, все же обеспечивает увеличение продолжительности работы котла до 4-5 месяцев, но при этом необходима установка калориферов для подогрева воздуха до температуры 100-110оС.

Снижение подаваемого на горение избытка воздуха в топку, с целью сведения к минимуму образования сернистого ангидрида в дымовых газах, является одним из путей уменьшения низкотемпературной коррозии.

Наиболее детальную проработку этот метод получил на электростанции города Лиингена (ФРГ) [10, 11]. При этом показано, что проблемы загрязнения и низкотемпературной коррозии в мазутных котлах могут быть решены путем создания соответствующего режима горения мазута в топке.

Отрицательным моментом данного метода является падение температуры перегретого пара.

Специально проведенные опыты по выявлению действия ванадиевой коррозии показали, что все исследуемые трубы при температуре 680 - 800 оС подвергались сильной коррозии.

Высокотемпературная (ванадиевая) коррозия представляет собой процесс ускоренного окисления стали, происходящий после разрушения окисной пленки ванадиевыми соединениями.

В институте нефтехимического синтеза АН СССР были проведены системные исследования по десульфации мазута методом деструктивной гидрогенизации [12, 13] и по получению малосернистого мазута в процессе нефпереработки, головной процесс которой предусматривает деструктивную гидрогенизацию отбензиновой нефти [14, 15].

Деструктивная гидрогенизация проводилась при невысоком давлении (3,0МПа) и высоких объемных скоростях. При этом было показано, что, изменяя температуру процесса и объемную скорость, можно изменять выход котельного

топлива от 22 до 43% при изменении содержания в нем серы от 0,45 до 0,8%. Расход водорода в данном процессе составляет 1000 нл/кг серы.

В силу высокой стоимости [16] данный метод не нашел применения в нашей стране.

Решение проблемы десульфации остатков нефти нашло широкое развитие в нефтеперерабатывающей промышленности США. Один из выводов, содержащихся в докладе фирмы ЭССО, состоит в том, что необходимо подвергать каталическому гидрообессериванию всю нефть, так как при этом значительно уменьшаются капиталовложения в нефтеперерабатываюий завод за счет уменьшения корродирования его аппаратуры.

На этой основе в США разработан процесс Гидро-ойл [17] специально для гидрообессеривания тяжелого сернистого сырья. Принципиальная схема представлена на рис. 1.

Рис. 1. Схема установки Гидро-ойл: 1 - реактор; 2 - теплообменник; 3 - отстойник; 4 - секция очистки водорода; потоки: I - сырьё; II - продукт на дистилляцию; III - добавочный водород;

IV - циркулирующий водород

Особенностью данного процесса является применение кипящего слоя катализатора, через который исходное сырьё (газ и жидкость) проходит снизу вверх реактора, поддерживая при этом катализатор в кипящем состоянии.

Сернистый кубовый остаток атмосферной перегонки с содержанием серы 2,97% данным процессом был превращен в продукт с содержанием серы 0,55% вес. При этом фракция от 680 °Р (360оС ) и выше содержала серы 0,73%. Эти данные были получены на установке, перерабатывающей 2500 баррелей (около 400 м3) в сутки.

Процесс газификации сернистого мазута с целью получения энергетического газа отработан ВНИИ НП при давлении 0,5-1,8 МПа на опытном газогенераторе производительностью 1 т мазута в час [18] Щекинского химического комбината. Схема экспериментальной установки показана на рис. 2.

Рис. 2. Схема установки ВНИИ НП для газификации мазута: 1 - насос; 2 - подогреватель; 3 -ресивер; 4 - газогенератор; 5 - сажеотделители; 6 - скрубберы; 7 - отстойник

Проведенные исследования показали, что наиболее важное значение для процесса газификации имеет температура, которая определяется отношением расхода воздуха к расходу мазута.

Принятая мокрая очистка газа, являющегося продуктом газификации, требует его охлаждения (перед подачей в систему сажезолоочистки) до 180 - 230оС. Это вызывает необходимость использования физического тепла газа в котле-утилизаторе и газовых теплообменниках, что приводит к усложнению технологической схемы установки.

Наличие сероводорода в охлаждаемом газе выдвигает ряд требований к конструктивным материалам и параметрам котла-утилизатора. Для ограничения сероводородной коррозии теплообменные поверхности котла должны быть изготовлены из стали 1Х18Н9Т, а температура стенки котла не должна превышать 400 оС. В связи с этим котел-утилизатор может производить только пароводяную эмульсию без перегрева пара. В этих условиях скорость коррозии может быть снижена до 0,1 мм/год.

Процесс газификации мазута, идущий с недостатком воздуха, приводит к образованию сажи. Сажа должна быть удалена из продуктов газификации до поступления их на мокрую очистку от сероводорода, в связи с чем в схеме появляется аппаратура сажеочистки, которая должна обладать высоким коэффициентом улавливания, так как присутствие сажи в продуктах газификации будет быстро приводить реагенты, применяющиеся для связывания сероводорода, в непригодность и препятствовать регенерации этих реагентов для последующего использования.

Наличие сажи в продуктах газификации уменьшает надежность работы котла-утилизатора и газо-газового теплообменника. Экспериментальные исследования на опытной установке Щекинского химического завода показали, что проблема с отложениями сажи на поверхностях нагрева может быть решена за счет высоких скоростей движения газа в котле-утилизаторе.

Учитывая усложнения технологической схемы газификации мазута при включении в неё котла-утилизатора и газо-газового теплообменника, вызванные применением мокрого метода сероочистки газа газификации, Институт Горючих ископаемых (ИГИ) предложил сухой метод [19] очистки продуктов газификации. Данный метод не требует охлаждения газов перед сероочисткой и протекает при температурах, устанавливающихся на выходе из газогенератора (1200-1300оС).

Анализ схем высокотемпературной очистки продуктов газификации показывает [20], что поверхность аппаратов, работающих при высокой температуре и требующих искусственного охлаждения, примерно в шесть раз больше, чем в схеме с мокрой очисткой газов газификации при одинаковом давлении.

Проведя большой комплекс исследований по газификации мазутов, Институтом высоких температур Академии наук России (ИВТАН), совместно со Всероссийским институтом по переработке нефти (ВНИИ НП), научно -исследовательским институтом по очистке газа (НИИОГАЗ), Щекинским химическим комбинатом и другими организациями, разработаны новые методы генерации энергии без загрязнения окружающей среды, позволяющие комплексно решать основные проблемы, связанные с использованием энергетических топлив, предотвращающих выбросы в атмосферу окислов серы и азота, ликвидацией ванадиевой и сернистой коррозии котельного оборудования, получением «чистых» продуктов сгорания в качестве рабочего тела для прогрессивных энергетических циклов.

На основании разработанных методов институтом высоких температур создана и введена в эксплуатацию на Дзержинской ТЭЦ первая промышленная установка производительностью 32 т/ч с предварительной газификацией и низкотемпературной очисткой мазута для котла БКЗ производительностью 420 т/ч, которая, в связи с переводом ТЭЦ на газ, была в 80-х годах закрыта [21].

Выбор основных параметров первой промышленной установки получения «чистого» газа из высокосернистого мазута был сделан на основании вывода о возможности работы ТЭЦ с обычной схемой автоматики регулирования котла, а также на основании того, что она обладала достаточной маневренностью и необходимыми динамическими характеристиками.

На рис. 3 показана принципиальная схема установки газификации мазута на Дзержинской ТЭЦ, которая работает следующим образом.

Атмосферный воздух компрессором 1 сжимается до давления 0,8 - 1,0 МПа и подается в реактор 2, для газификации топлива. Полученный газ охлаждается в теплообменнике 3, где генерируется пар высоких параметров, затем он охлаждается в теплообменнике 4, а тепло используется для подогрева очищенного газа. Далее газ очищается от золы и сажи в аппаратах газоочистки 5 и от сернистых соединений - в абсорбере 6. Очищенный газ подогревается до требуемой температуры сначала в теплообменнике 4, а затем в камере сгорания 11 за счет выжигания части газа и, после расширения в газовой турбине 12, подается в топку парового котла 13.

© Проблемы энергетики, 2008, N° 3-4

О

U\

газ^аз) вода

пар

-/—/— расIвор

А—сероводород

Рис. 3. Паротурбинный блок с двухступенчатым сжиганием мазута: 1-компрессор; 2-реактор; 3,4-газоохладитель; 5-очистка от сажи и золы; 6-абсорбер; 7-регенератор раствора; 8-производство серы; 9-гранулятор; 10-смеситель; 11-камера сгорания; 12-газовая турбина; 13-паровой котел;

14-паровая турбина; 15-барабан; 16-конденсатор; 17-паровая регенерация; 18-насос

Газогенератор выполнен в едином корпусе с газоохладителем в виде футерованного огнеупорами вертикального сосуда с установленными пневмомеханическими форсунками. На распыление поступает воздух, необходимый для процесса газификации. Температура в пламени газификации достигает 1700-1800оС, в восстановительной зоне она снижается до 1300оС. Газоохладитель состоит из элементов типа труба в трубе. По внутреннему каналу движется газ, по наружному - питательная вода. Такая конструкция позволяет снизить отложения и повысить эффективность работы поверхности нагрева газоохладителя.

С учетом способа выделения сажи за счет получения сажемазутных гранул, предложенного ВНИИ НП, Дзержинским филиалом НИИ химмаша разработана комплексная установка улавливания сажи и её использования.

В результате промывки газа водой образуется сажеводяная суспензия, содержащая сажу, золу и другие механические примеси. Смешивание сажеводяной суспензии с мазутом приводит к коагуляции частиц и образованию сажемазутных гранул.

Сажемазутные гранулы отделяются от воды, которая вторично используется в цикле промывки газа.

Зола исходного мазута содержит: ванадий, никель, железо, магний, связанные с углеводородами, а также соли №СЬ, MgCL2, MgSO4, Са804, окислы 8Ю2,Рез04, А12О3 и др.

Проведенные эксперименты [22] показывают, что в золе, образующейся в процессе газификации мазута, 35% ванадия содержится в видеУ205 (температура плавления 1542оС), 65% - в У203 (температура плавления 1970оС), и УО (

температура плавления 2000оС). Эта проблема представляет самостоятельный интерес, поскольку выделение ванадия из этого вида сырья экономически более оправдано, чем даже из промышленно разрабатываемых ванадиевосодержащих минеральных руд. При этом необходимо учитывать стратегическое значение этого металла в металлургии специальных сталей.

Россия является одной из стран мира с огромными собственными ресурсами угля. Подавляющая доля добываемого угля применяется для простого сжигания, что экономически неоправданно и, зачастую, экологически неприемлемо. Приходится с сожалением признать, что именно Россия (в системе СССР) явилась пионером в области создания технологии подземной газификации угля и, тем не менее, до настоящего времени она не располагает собственной промышленной технологией газификации угля [23].

Институт высоких температур РАН в сотрудничестве с организациями Чехии (Акционерное предприятие химического машиностроения «ЗВУ» и институт АТЕКО в Градец Кралове) в течение последних лет выполнял крупную программу НИОКР, направленную на создание современной промышленной технологии газификации угля в циркулирующем кипящем слое под давлением.

Данная технология позволяет осуществить создание экологически чистых парогазовых установок на угле, как новых, так и на базе существующих реконструируемых паротурбинных блоков, а в перспективе - и в производстве продуктов синтеза (метанола, азотных химических удобрений, моторных топлив и

др.).

На территории ИВТАН была создана современная пилотная установка газификации угля под давлением в кипящем слое ТФР-300, которая содержит прототипы всех ключевых элементов и узлов промышленной установки по всей технологической цепочке от систем подачи угля в реактор под давлением до

агрегатов очистки газа и его использования. Принципиальная схема установки ТФР - 300 показана на рис. 4.

27-

Рис. 4. Принципиальная схема установки ТФР-300: 1 - реактор; 2 - фильтр; 3 - приемный бункер угля; 4 - бункер-дозатор; 5 - впускной шлюз-бункер угля; 6 - расходный шлюз-бункер угля; 7 - шнековый питатель угля; 8,9 - вспомогательные камеры сгорания I и II; 10,11 -циклонные сепараторы уноса; 12 - линии рециркуляции уноса; 13 - шнек для выгрузки золы; 14 - промежуточный шлюз-бункер золы; 15 - выпускной шлюз-бункер золы; 16 -

промежуточный шлюз-бункер уноса; 17 - выпускной шлюз-бункер уноса; 18 - конвейер золы; 19 - контейнер золы; 20, 21 - датчики температур и перепадов давлений по высоте реактора и трубы рециркуляции; 22 - сухая высокотемпературная система очистки газа; 23 - котел-утилизатор; 24 - конденсатор; 25 - скруббер вентури; 26 - тарельчатый скруббер-охладитель; 27 - бак-отстойник; 28 - регулирующий клапан; 29 - камера сгорания генераторного газа; 30 -дымовая труба; 31 - электроподогреватель воздуха

На основании приведенного достаточно краткого обзора опубликованных литературных данных может быть сделан вполне опреленный вывод о перспективности промышленной реализации газификации тяжелых нефтей и гудронов, что чрезвычайно актуально для Республики Татарстан, с учетом

существенно меняющихся условий нефтедобычи в нашем регионе. Видимо следует отметить, что в решении этой проблемы существенна роль и угля, поскольку в совокупности эти решения могут создать эффективную базу для создания альтернативного сырьевого обеспечения современных ТЭЦ на длительную перспективу.

Summary

With reference to the decision of the situation which have developed in Russia and problems of power safety in view of prospects of realization of resources of the hydrocarbonic raw material which till now has been not used in a due measure available in the country (heavy oil, tar, coal, peat, combustible slates), are examined prospects of practical use of similar kinds of raw material which resources basically can create effective base of alternative raw maintenance of modern thermal power stations on long prospect.

Литература

1. Основные положения энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2020 г. Одобрены Правительством РФ. - М.: ноябрь 2000.

2. Батенин В.М., Масленников В.М. О некоторых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России // Теплоэнергетика.

- 2000. - № 10. - С. 5-13.

3. Gundry J. F. S., Lees B., Rendle L.K., Wickes E. J.The use of ammonia vor reducing airheater corrosion at bankside generating station. Combustion, Oktober 1964.

- Vol 36. - № 4. - 39-46.

4. Клячко Б.И., Сергеева Н.Г., Пермяков Б.А., Иванов Б.В. Коррозия низкотемпературных поверхностей нагрева паровых котлов при сжигании высокосернистого мазута // Теплоэнергетика. - 1963. - № 8. - С. 33-38.

5. Геллер З.И., Липинский Ф.А. Об эффективности просадки ВНИИ НП-102 - при сжигании тяжелых высокосернистых мазутов в паровых котлах электростанций // Электрические станции. - 1963. - № 12. - С. 16-19.

6. Kirov N. J., Sulphur in oil fuels. Its effects in combustion. Journal of the Institute of Fuel, 1962, Vol. 35, № 261, 426-430.

7. Ulrich Hans. Erfahrungen im Olfeuerungsbetrieb mit Dolomitzusatzung anderen Massnahmen zur Korrosionverhinderung. Mitt. Verein. Grosskesselbesitzer, 1962. - № 81. - 413-415.

8. Горбатенко В.Я. Защита низкотемпературных поверхностей нагрева котлоагрегатов от коррозии с помощью присадки магнезита / Труды Харьковского политехнического института, Серия Энергомашиностроение. -1962. - Т.40. - Вып.2, С. 3-9.

9. Присадка аммиака для предупреждения низкотемпературной коррозии / Л.А. Гвоздецкий, В.Э. Бонвеч, М.И. Бузанов, Л.П. и др. // Электрические станции.

- 1966. - № 6. - С. 17-22.

10. Glaubitz F. Erfahrungen aus 3 Jahren Betrieb olgefeuerten Kessel mit eхtrem Nidrigem Luftberschuss. Energie, 1962. - № 11. - 459-461.

11. Glaubitz F. Der Betrieb olgefeuerten Kessel bei gerungstena Luftubershuss und die Kesselregelung. Mitt. Verein. Grosskesselbesitzer, 1963. - № 84. - С. 179-186.

12. Кацобашвили Я.Р., Куркова Н. С. , Кухтичева В.Ф. Переработка мазута методом деструктивной гидрогенизации под давлением 3,0 МПа с циркуляцией разбавителя / Труды института нефти. Том XIII. - 1959. - С. 196-212.

13. Кацобашвили Я.Р. Деструктивная гидрогенизация тяжелых нефтяных остатков в дисперсном состоянии под невысоким давлением в циркулирующем потоке катализатора // Сб. химическая переработка топлива: Труды II Всесоюзного совещания по искусственному жидкому топливу и технологическим газам. Изд. АН СССР. - 1957. - С.159-179.

14. Кацобашвили Я.Р., Волынский Н.П. Деструктивная гидрогенизация туймазинской нефти при повышенных температурах и объемных скоростях и схемы переработки сернистых нефтей: Труды института нефти. Том 13. - 1959. -С.213-223.

15. Кацобашвили Я.Р., Брунцехова А.Р., Чернышова М.М. Получение малосернистых котельных топлив гидрогенизацией высокосернистой нефти под давлением 3,0 МПа // Химия и технология топлив и масел. - 1962. - № 8. - С. 17-24.

16. Экономические перспективы использования высокосернистого мазута на электростанциях / С.А. Фейгин, А.Н. Басов, И.Н. Шолпо, Ф.Я. Зильберман // Химия и технология топлив и масел. - 1963. - № 11. - С.43-49.

17. Alpert S. B., Johnson A. R. and Johnson S. A. How feasible is residual-oil desulfurization todaу. The Oil and Gas Journal, Vebrua^ 7, 1966. - Vol. 64. - № 6. -С.97-100.

18. Газификация мазута под давлением на воздушном дутье / М.И. Дербаремдикер, М.К. Письмен, П.М. Шаров и др. // Теплоэнергетика. - 1966. - №6.

- С. 22-26.

19. Альтшулер В.С., Клириков Г.В., Гаврилова А.А. Комплексное энергохическое использование высокосернистых мазутов на основе их газификации: Сб. трудов ИГИ « Химическая переработка топлива» // Химия и технология. - Изд. Наука. -1965. - С.144- 154.

20. Повышение эффективности использования высокосернистых мазутов в энергетике (Доклад временной научно-технической комиссии Государственного комитета Совета Министров СССР по науке и технике). - Москва, апрель 1967.

21. Николаев Н.И. Анализ реакций превращения компонентов золы высокосернистого мазута в процессе газификации на воздушном дутье // Теплоэнергетика. - 1975. - № 9.

22. Пилотная установка газификации угля в кипящем слое ТФР - 300. Ч.1. Описание и экспериментальные возможности / В.М. Батенин, Э.Э. Шпильрайн, Ю.М. Выскубенко и др. // Теплоэнергетика. - 1994. - № 7. - С. 39-45.

Поступила 18.01.2008