КОМБИНИРОВАННАЯ УСТАНОВКА ГАЗИФИКАЦИИ ТОПЛИВ И ГЕНЕРАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Полезная модель относится к электроэнергетике, нефтеперерабатывающей и газовой промышленности.
Необходимость газификации твердых топлив и нефтяных остатков обусловлена в основном повышением экологических требований к котельным топливам, а также возможностью использования синтез-газа в парогазовых установках (ПГУ), обладающих высоким КПД.
В настоящее время в мире эксплуатируются десятки ПГУ большой мощности на синтез-газе, получаемом из углей, нефтяных остатков, биомассы. В зависимости от характеристик установок газификации и ПГУ, КПД-нетто комбинированной установки обычно находится в пределах 38-45%, то есть на 5-8% ниже, чем для ПГУ аналогичных параметров на природном газе [1, 2].
Целью предлагаемой полезной модели является повышение электрического КПД комбинированной установки, включающей установку парокислородной газификации топлив и ПГУ на синтез-газе.
3
Основными факторами снижения КПД установок с парокислородной конверсией топлив являются затраты на получение кислорода криогенным разделением воздуха, неполная рекуперация физической теплоты продуктов газификации (синтез-газа), затраты на его промывку и очистку от серы. При криогенном разделении воздуха энергозатраты составляют 0,4-0,5 кВт.час на 1 м 95-98% кислорода при низком давлении, что приводит к существенному снижению КПД-нетто энергетической установки.
2
2
2
2
По нашим расчетам, более экономичным для процессов газификации топлив является разделение воздуха и получение кислорода способом короткоцикловой адсорбции (КЦА). Зарубежными фирмами выпускаются азотные и кислородные установки с КЦА. Разделение воздуха основано на кинетическом принципе. Но скорость сорбции N и О различными сорбентами различна. Углеродистыми молекулярными ситами значительно быстрее сорбируется О, а алюмосиликатными - N[3].
Кислородные установки с КЦА значительно проще и дешевле криогенных, но вследствие адсорбции большого количества азота, которого в воздухе около 80%, энергетические затраты не ниже, чем при криогенном разделении.
Следовательно, кислородные установки с КЦА азота на цеолитах не обеспечивают повышение КПД ПГУ по сравнению с криогенными установками. Но, как показали наши исследования, повышение экономической эффективности ПГУ может быть получено с помощью установки разделения воздуха, в которой получается азот при высоком давлении, а кислород адсорбируется углеродистыми сорбентами и затем десорбируется при низком давлении. Такая технология позволяет полезно использовать энергию сжатого воздуха, а кислород, которого меньше, чем азота, сжимать в компрессоре до давления в газификаторе топлива. Азот дожимным компрессором направляется в камеру сгорания газовой турбины, что увеличивает расход
рабочего тела и мощность ПТУ. На такой установке удельный расход топлива на отпущенный кВт.час снижается на 4-6% абс.
Ближайшим аналогом полезной модели (прототипом) является комбинированная установка паровоздушной конверсии топлив с криогенным разделением воздуха и ПТУ на синтез-газе [4].
Недостатком прототипа являются невысокий энергетический КПД комбинированной установки и высокая ее стоимость. Оба эти фактора обусловлены тем, что кислород для парокислородной конверсии получают путем криогенного разделения воздуха. Установка криогенного разделения является дорогостоящей, так как она включает в себя воздушный компрессор, предварительный, основной и концевой теплообменники, турбодетандер, нижнюю и верхнюю ректификационные колонны, конденсатор и несколько единиц вспомогательного оборудования. Сжижение воздуха в зависимости от давления производится при температуре минус 180-190°С. Поэтому криогенная аппаратура изготовляется из нержавеющей стали и медных сплавов. Большая масса аппаратуры и высокая стоимость материалов обуславливают большие капитальные вложения в установку [5].
Большие энергозатраты на криогенное разделение воздуха приводят к значительным затратам энергии на собственные нужды комбинированной установки, что обуславливает снижение ее энергетического КПД-нетто.
Целью предлагаемой полезной модели является снижение капитальных вложений и повышение энергетической эффективности комбинированной установки парокислородной газификации топлив и ПТУ на синтез-газе. Эта цель достигается путем установки аппаратов (адсорберов) для разделения воздуха с адсорбцией кислорода и его десорбцией при пониженном давлении и затем его сжатием до давления в газификаторе. Причем недесорбированный азот при высоком давлении поступает в камеру сгорания газовой турбины для увеличения массы рабочего тела, что обеспечивает повышение мощности газовой турбины, а следовательно и КПД всей комбинированной установки.
На рисунке представлена принципиальная схема комбинированной установки по предлагаемой полезной модели. Установка включает секцию газификации топлива, состоящую из газификатора 1, котла-утилизатора 2, газо-газового теплообменника 3, скруббера 4, отстойника 5, абсорбера 6 и десорбера 7, из адсорберов для получения кислорода 15 установки разделения воздуха, газотурбинного двигателя (ГТД) 16, и кислородного компрессора 17. Парогазовая установка включает камеру сгорания 8, основной воздушный компрессор 9, дожимной компрессор 10, газовую турбину 11, котел-утилизатор 12, паровую турбину 13, конденсатор 14.
В качестве сырья газификации по рассматриваемой схеме могут использоваться различные виды топлив: каменные и бурые угли, торф, нефтяные остатки (гудрон, смолы крекинга, кокс, пек). Ниже рассмотрена комбинированная установка применительно к газификации тяжелого нефтяного остатка (гудрона), являющегося основным сырьем для получения синтез-газа на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Усредненный элементарный состав сырья газификации на основе гудрона следующий: С - 85,5; Н - 9,8; S - 3,4; N - 0,5; О - 0,6; зола - 0,2% масс. Низшая
m
2
3
теплота сгорания составляет приблизительно 39700 кДж/кг. Для парокислородной газификации необходимо примерно следующее соотношение реагентов: СН: НО=1:0,86:0,6. При этом получается синтез-газ с низшей теплотой сгорания 10000-12000 кДж/м.
2
2
Установка работает следующим образом. Газификация сырья производится в газификаторе 1. В горелочное устройство специальной конструкции подается кислород и топливно-водяная эмульсия или суспензия. Давление в газификаторе обусловлено давлением в камере сгорания газовой турбины 11 и находится в пределах 1,4-2,0 МПа. Максимальная температура в реакционной зоне достигает 1500°С. Газ из газификатора выходит при температуре приблизительно 1200°С. Физическая теплота его используется в котле-утилизаторе 2 для выработки пара среднего давления, который затем используется в паровой турбине 13 ПГУ в смеси с паром из котла-утилизатора 12. После котла-утилизатора 2 синтез-газ имеет температуру около 500°С, и его тепло используется для нагрева обратного потока синтез-газа в газогазовом теплообменнике 3. Охлажденный до температуры 40-50°С синтез-газ поступает в скруббер 4 для дальнейшего охлаждения и отмывки его от твердых частиц золы и сажи. Промывочная вода с частицами золы и сажи стекает в отстойник 5, откуда она частично циркулирует в газификатор 1, а частично выводится на очистные сооружения. Отмытый от твердых частиц газ подается в абсорбер 6 для очистки его от сернистых соединений. Абсорбентами служат этаноламины, растворы карбонатов и другие поглотители. Кислые газы (HS, SO, COS и др.) десорбируются в десорбере 7 и направляются на установку получения элементарной серы.
2
2
4
2
2
Очищенный от сернистых соединений газ подогревается в теплообменнике 3 потоком прямого газа до температуры 300-400°С. Состав его зависит от многих факторов, но, содержание компонентов приблизительно следующее, % об.: Н - 50, СО - 44, СO - 3,3, СН - 1,3, N - 1,3, HS - 0,03.
Основное количество синтез-газа направляется на ПГУ для генерации электроэнергии. Представленная ПГУ несколько отличается от таковой на природном газе. Воздух сжимается в основном компрессоре 9 до давления 1,3-1,7 МПа в зависимости от типа газотурбинной установки. Часть воздуха подается в камеру сгорания 8, а часть - в дожимной компрессор 10. Продукты сгорания поступают в газовую турбину 11, являющуюся приводом электрогенератора. Продукты сгорания из турбины 11 подаются в котел-утилизатор 12, в него также подается пар из котла-утилизатора 2. Суммарный поток пара с давлением 7-10 МПа перегревается до рабочей температуры паровой турбины 13, являющейся приводом электрогенератора. После конденсации пара в конденсаторе 14 конденсат подается в котлы - утилизаторы 2 и 12.
Воздух после дожимного компрессора 10 подается в адсорберы для разделения воздуха 15. На углеродистых сорбентах сорбируется кислород, а азот под высоким давлением смешивается с синтез-газом и подается в камеру сгорания 8 ГТУ. Таким образом, используется энергия сжатого азота, которого в воздухе около 80%. Кислород десорбируется при сбросе давления до 0,2-0,3 МПа и подается в кислородный
компрессор 17, приводом которого является газотурбинный двигатель 16, работающий на синтез-газе.
В качестве примера представляем результаты расчета комбинированной установки мощностью по тяжелым нефтяным остаткам (гудрон, смолы каталитического крекинга, смолы термических процессов) 1 млн. т/год. Такая мощность установки газификации характерна для НПЗ средней мощности - 6-10 млн. /год по сырой нефти.
В результате расчетов были получены следующие характеристики комбинированной установки:
Расход сырья на газификацию,
т/ч
125
Первичный (сырой) синтез-газ,
т/ч
320
Очищенный синтез-газ,
т/ч
286
Мощность (полезная) газовых
турбин,
МВт
380
Мощность паровых турбин
МВт
250
Мощность кислородного
компрессора
МВт
20
Электрическая мощность на
зажимах генераторов
МВт
620
КПД-нетто комбинированной
установки
%
47,0
При использовании комбинированной установки аналогичной мощности по традиционной технологии и на аналогичном оборудовании КПД-нетто ее составит 43%, т.е. на 4% меньше, чем на предлагаемой установке (47%); относительная экономия топлива составляет 9%. Причем капитальные вложения снижаются ориентировочно на 20%.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Саламов А.А. Тепловые электростанции с газификацией топлива // Теплоэнергетика. - 2004. - №5. - С.75-77.
2. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Применение новых технологий при техническом перевооружении угольных ТЭС // Теплоэнергетика. - 2003. - №9. - С.7-18.
3. Кепсель К Промышленные области применения короткоцикловой адсорбции при переменном давлении // Технические газы. - 2005. - №2. - С.36-32.
4. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией и экологические проблемы энергетики. В.М.Масленников, Ю.А.Выскубенко и др. - М.: Наука, 1983. - 260 с.
5. Беляков В.П. Криогенная технология. - М.: Наука, 1982. - 230 с.