Комбинированное производство электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода из угля

УДК 621.311

Комбинированное производство

электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода из угля

Г. В. Ноздренко,

доктор технических наук, профессор,

Новосибирский государственный технический университет П. А. Щинников,

доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой ТЭС, Новосибирский государственный технический университет

О. В. Боруш,

ассистент кафедры ТЭС,

Новосибирский государственный технический университет О. К. Григорьева,

кандидат технических наук, доцент,

Новосибирский государственный технический университет

А. Г. Кузьмин,

аспирант кафедры ТЭС,

ЗАО КОТЭС, Новосибирский государственный технический университет

В статье рассмотрено комплексное исследование теплофикационных энергоблоков ТЭЦ с газификацией при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Материал подготовлен в рамках работы по Федеральной целевой программе «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 гг., мероприятия 1.2.2 Программы: «Проведение поисковых науч^-исследовательских работ».

Ключевые слова: водород, газификатор, парогазовые установки, эксергия.

Одной из задач современной энергетики является эффективное использование первичного ресурса. Для угольной энергетики максимальной эффективности топливоиспользования можно добиться путём получения гаммы товарного продукта в рамках единого технологического цикла. Современные технические возможности позволяют реализовать электростанции с отпуском электроэнергии, теплоты, синтез-газа и водорода в виде конечного товарного продукта. Такие энергоблоки ТЭЦ включают в себя газификатор, систему утилизации теплоты синтез-газа, систему мембранного выделения водорода и вырабатывают и отпускают потребителям (наряду с традиционными электро- и теплоэнерги-ей) синтез-газ и водород. Схема может быть реализована в рамках многоцелевого энергоблока ТЭЦ с газификацией угля. При этом газификатор имеет мощность, достаточную не только для того, чтобы обеспечить синтез-газом газовую турбину (ГТУ) и энергетический котёл первого контура ПТУ, но и для отпуска потребителю как собственно синтез-газа, так и водорода при разделении синтез-газа на составляющие CO и Щ. Такой многоцелевой энерго-

блок является сложной многокомпонентной структурой, что обостряет актуальность решения задачи оценки его энергетической и технико-экономической эффективности.

Главной задачей технико-экономических расчетов пылеугольных ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода является определение такого сочетания термодинамических, расходных, конструктивных, компоновочных параметров и вида технологической схемы, при котором заданные объемы отпускаемой электрической, тепловой и химической энергии синтез-газа и водорода обеспечиваются с максимальной технико-экономической эффективностью при выполнении всех внешних и внутренних ограничений. При этом в качестве внутренних ограничений выступают начальные параметры энергоблока, режимные факторы технологических процессов, конструктивные особенности оборудования и т. п. Внешними ограничениями являются условия приведения расчетных вариантов к сопоставимому виду, которые учитывают влияние экологических, социальных, инфраструктурных

идииииии

факторов, включение энергоблока в энергокомпанию, его готовность к несению нагрузки.

Важно отметить, что реализация указанного методического подхода невозможна без использования достаточно эффективной математической модели энергоблока ПГУ с газификацией (ПГУ ГФ).

Представим энергоблок в виде шести взаимосвязанных функционирующих частей (рис. 1). Эксергии, производимой каждой частью, ставятся в соответствие затраты в оборудовании с подводимой эксергией ^ Е*ы .

Здесь: Е - эксергия;

I - функционирующая часть энергоблока ПГУ ГФ;

к - является каналом связи между функционирующими частями и характеризует поток вещества или энергии, являющейся материальным носителем эксергии (например, пар, вода, механическая передача, электроэнергия и т. п.);

х - характеризует «вход» в функционирующую часть. „ х Удобно считать, что эксергия ¿-I с СООТВеТ-

ЛеРЧ О

ствующими затратами «покупается» 1-й функционирующей частью, а эксергия ^ Щ с затратами 3, «продается» 1-й частью.

Эксергетические КПД функционирующих частей определяются как

Рис. 1. Схема разбиения на функциональные части энерготехнологической установки комбинированного производства водорода и электроэнергии на ТЭС:

1 — парогазогенерирующее оборудование, газификатор

и система отпуска водорода;

2 — часть высокого давления турбиныI и газовая турбина;

3 — часть низкого давления; 4 — электрическая часть; 5 — система регенерации и система технического водоснабжения; 6 — система отпуска теплоэксергии

Предлагается модель технико-экономического исследования, в которой реализованы принципы эксергетической методологии. При этом энергоблок разделяется условно на несколько функционирующих частей, для которых выполняется математическое описание (моделирование). Модели частей связываются между собой в вычислительном комплексе [1], имитирующем работу энергоблока.

Используемая методология опирается на эксерге-тический потенциал (величину максимально возможной работы разных энергоносителей, которая характеризует термохимические и термодинамические процессы превращения энергии, заканчивающиеся при наступлении термодинамического равновесия системы) для анализов процессов превращения энергии на различных участках энергоблока. Эксергетический потенциал позволяет оценить работоспособность энергоносителей в любой части энергоблока и на основе эксергетических балансов определить показатели термодинамической эффективности как отдельных частей, так и в целом энергоблока.

то есть отношение сумм выходных потоков к входным.

В такой постановке эксергетические КПД по отпуску синтез-газа, водорода, электроэнергии и теплоэксергии определяются как

где £Н, N, Т - характеризует синтез-газ, водород, электрическую энергию и тепло-эксергию;

-структурный коэффициент эксерге-тических связей, учитывающий взаимосвязи между функционирующими частями энергоблока, а также внешние системные связи [2]; sN - эксергетический коэффициент внут-рициклового возврата потерь теплоты в турбоагрегате.

Показатель технико-экономической эффективности представлен как

где СК1, СЕ, ССГ, СН2 - получаемая плата за электроэнергию, теплоэксергию, синтез-газ и водород в т-м году; Ъ - среднегодовые затраты; т - расчетный период.

Для того чтобы исследуемый энергоблок был рентабельным, критерий эффективности (по сути, отражающий интегральный эффект) должен быть больше единицы, и чем он выше, тем эффективнее рассматриваемый вариант энергоблока ПГУ ГФ.

Расход топлива на ПГУ с поточным газификатором определяется как

где BK, ^3ГТУ - расходы угля для производства синтез-газа, сжигаемого в энергетическом котле и ГТУ; -коэффициент, учитывающий отбор синтез-газа на производство водорода;

у - коэффициент, учитывающий возврат СО от мембранного модуля;

£ R - относительный подвод теплоты для газификации (за счет сжигания части синтез-газа).

Газификаторы, входящие в технологическую схему ПГУ ТЭЦ, рассчитываются на основе математической модели, приближенно моделирующей функционирование процесса газификации. Эта приближенность обусловлена следующими допущениями: квазистационарностью процесса; постоянством кинетических параметров реакций, теплоемкостей, коэффициентов теплоотдачи; изотермичностью угольных частиц; инертностью компонентов золы; учетом определяющих химических реакций взаимодействия с окислителем; одномерностью потока газовзвеси.

Рассмотрены три типа газификаторов: трубчатый (при аллотермическом процессе и жаропрочным конструкционным материалом); кипящего слоя (с процессом Винклера, инертным материалом и эквивалентным диаметром, сформированным условиями кислородной подачи через перфорированную решетку); кольцевой (с процессом Тексако, горящим инициирующим топливом, эквивалентным диаметром, сформированным условиями форсуночной подачи угля в виде водоугольного топлива [3]).

Разработанная математическая модель обеспечивает достаточно точное описание реальных процес-

сов как в рамках функционирующих частей, так и по информационным связям (к). Модель включает зависимости между входными и выходными расходно-термодинамическими параметрами, а также зависимости между этими параметрами и конструктивными характеристиками элементов, проверку параметров по всем видам ограничений, проверку допустимости расчетных значений (неотрицательность расходов, перепадов давлений, энергетических и материальных потоков и др.).

Математическая модель ориентирована на технико-экономический расчет ПГУ с ГФ, при котором для каждого варианта выполняются с совместной увязкой: тепловые и балансовые расчеты котла и газификатора, паровой турбины, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсатора, газовой турбины, компрессора, основных трубопроводов, технических систем (топливоподачи, пылеприготовления, тяго-дутьевой, отпуска теплоты, технического водоснабжения, золошлакоудаления, очистки и эвакуации дымовых газов); расчет мощности собственных нужд; определение расходов топлива на котел, камеры сгорания, газификаторы, производительность.

Входящие в состав поточных газификаторов экономайзеры (охладители синтез-газа) включены в систему подогрева питательной воды. При этом для схем с трубчатым газификатором полностью вытесняется система регенерации паровой турбины. Для схем с газификаторами Тексако и Винклера система регенерации паровой турбины требует предварительного подогрева основного конденсата: до температур 40-44 °С для схем с газификатором Тексако и 29-32 °С для схем с газификатором Винклера.

В качестве расчетного топлива для всех газификаторов принят Кузнецкий промпродукт.

Для трубчатого газификатора и газификатора Тексако использована кольцевая конструкция, для Винклера - цилиндрическая. При этом высота газификаторов определяется временем протекания реакции газификации и составляет для трубчатого газификатора 20 м, газификатора Тексако 6,64 м, для газификатора Винклера 13 м.

Особенностью работы трубчатого газификатора является необходимость подвода пара постоянного давления (2,0 бар) от регулируемого отбора паровой

Таблица 1

Показатель Трубчатый газификатор Газификатор Тексако Газификатор Винклера

1 ТО 0,396 0,397 0,622

2 0,530 0,531 0,265

3 Объемное ш2 0,013 0,013 0,021

4 содержание N2 0,058 0,058 0,091

5 A 0,000 0,000 0,000

6 SO2 0,002 0,001 0,002

7 Теплота сгорания синтез-газа, кДж/нм3 10682,5 10693,0 10632,4

8 Теплота сгорания синтез-газа, кДж/кг 15363,6 15426,0 10273,9

9 Плотность синтез-газа, кг/нм3 0,695 0,693 1,035

В!

Характеристики синтез-газа для разных процессов газификации

турбины. Газификация в газификаторах Тексако и Винклера осуществляется с использованием в качестве окислителя кислорода, что требует дополнительных капитальных затрат в установку разделения воздуха и увеличивает расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ.

Из приведенных в табл. 1 данных видно, что газификатор Тексако (на водоугольном топливе) позволяет производить наиболее калорийный синтез-газ с высоким объемным содержанием водорода. Близкий по составу и теплотворной способности синтез-газ продуцируется трубчатым (аллотермическим) газификатором. Производимый в газификаторе кипящего слоя (Винклера) синтез-газ имеет в 2 раза ниже объемное содержание водорода и меньшую теплоту сгорания. Это объясняется различием в применяемом окислителе: пар - для трубчатого газификатора, кислород и пар (полученный при испарении воды водоугольного топлива) - для газификатора Тексако и кислород - для газификатора Винклера.

В качестве объектов исследования технологии ПГУ-ТЭЦ с ГФ рассмотрены энергоблоки на базе паровых турбин Т-50...250 МВт.

На рис. 2 и 3 представлены эксергетические КПД: по выработке синтез-газа и водорода (п,ш); по выработке электроэнергии (п^); по выработке теплоэксер-гии (пт); парогазогенерирующей части с газификатором и системами отпуска водорода и синтез-газа (пД Эксергетический КПД энергоблоков ПГУ ТЭЦ с газификатором и производством водорода и синтез-газа находится на уровне 31-44 % - по выработке водорода; 28-45 % - по выработке синтез-газа; 2643 % - по выработке электроэнергии; 24-40 % - по выработке теплоэксергии.

Легко видеть, что для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода оказывается с экономической точки зрения более эффективен, а для схем с газификатором Винклера эффективнее производство синтез-газа. Это объясняется более низкими температурами процесса Винклера и, как следствие, пониженным содержанием водорода в продуцируемом газификатором синтез-газе.

На всех четырех графиках заметно влияние перехода к схемам с промежуточным перегревом пара (турбины Т-180 и Т-250), но для схем с трубчатым газифи-

п4Ы

0,38-

0,34-

0,30'

0,26-

t

* * m шш «ь t

9

~Г ~ *** L ЯГ «JL M ь i

~Т

3 И m

f EJ —'

iL-  _ _ -IJr --- id

50

150

250

а

350

250

б

Рис. 2. Эксергетический КПД по вы/работке электроэнергии (а) и теплоэксергии (б): • — схема с трубчатым газификатором, Р — схема с газификатором типа Тексако,  — схема с газификатором типа Винклера. Черным цветом обозначеныI схемыI с отпуском водорода, серым — с отпуском синтез-газа

пгу МВт

'пгу МВт

250

б

пгу МВт

Рис. 3. Эксергетический КПД по отпуску водорода и синтез-газа (а) и первой функциональной части (б): Ф — схема с трубчатым газификатором, Р — схема с газификатором типа Тексако,  — схема с газификатором типа Винклера. Черным цветом обозначеныI схемыI с отпуском водорода, серым — с отпуском синтез-газа

N

пгу

МВт

катором этот переход выражен более явно. Это объясняется технологическими особенностями схемы с аллотермическим трубчатым газификатором: потребление влажного пара с постоянным давлением (2 бар) от регулируемого отбора паровой турбины и полным вытеснением системы регенерации паровой турбины.

Мощность газотурбинной части (рис. 4) для энергоблоков с комбинированным производством водорода определяется необходимым количеством газов (отработавших в газовой турбине), подаваемых в низконапорный парогенератор в качестве окислителя для сжигания синтез-газа.

^ту, МВт

120

70

20

50

пгу, МВт

В, тут.

ч

60

40

20

1

¿у к 3 2

¥

100 200

а

300 N.

'пгу, МВт

э,

млрд.нм год

Рис. 4. Мощность газотурбинной установки (ЫГТУ) в составе ПГУ мощностью ЫПГУ: 1 — для схем с газификатором типа Тексако; 2 — для схем с газификатором типа Винклера; 3 — для схем с трубчатым газификатором

На рис. 5 а представлен расход угля для ПГУ ТЭЦ с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Как видно из рисунка, зависимость имеет слабый скачок (в сторону снижения расхода угля). Этот скачок обусловлен повышением термической эффективности производства электроэнергии при переходе к паровому циклу с промежуточным перегревом пара. При этом снижаются удельный расход пара на единицу производимой электроэнергии и расход топлива на газификатор.

На рис. 5 б - годовые выработки синтез-газа и водорода поточными газификаторами в составе ПГУ ТЭЦ. Из представленных данных видно, что газификатор Тексако имеет наибольшую выработку синтез-газа и водорода, Винклера - наименьшую.

На рис. 6 представлены технико-экономический критерий эффективности ^ (по сравнению с ана-

ГТН

логичным показателем ^ для пылеугольных ТЭЦ с ГТ-надстройкой), а также удельные капитальные вложения (Куд) на установленную электрическую мощность для ПГУ ТЭЦ с различными газификаторами.

Можно видеть, что ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода имеют в 1,1-1,47 раз большую технико-экономическую эффективность при сравнении с пылеугольны-

1

2 л

/у 3 4

/ 5

1 . ! * ' !  *  г • * 4 6

100

200

300 N.

пгу, МВт

Рис. 5. Расход топлива (В) и газопроизводительность газификаторов в составе ПГУ мощностью МПГУ:

а) 1 — для газификатора Тексако; 2 — для трубчатого газификатора; 3 — для газификатора Винклера; б)1 — GСГ, 3 — GH2 для газификатора Тексако; 2 — GСГ 5 — GH2 для трубчатого газификатора;

4 — GСГ; 6 — GН2 для газификатора Винклера

ми ТЭЦ с газотурбинной надстройкой. При этом наиболее эффективной оказывается схема с трубчатым аллотермическим газификатором, наименее эффективной - с газификатором кипящего слоя. Следует обратить внимание, что наибольших удельных капиталовложений требует вариант с газификатором типа Тексако, далее идет трубчатый газификатор, и наименьшие капиталовложения соответствуют схеме с газификатором Винклера с соотношением 1,2:1,1:1,0.

Газификатор Винклера проще конструктивно и более дешев, но из-за невысоких температур процесса производимый данным газификатором синтез-газ является менее калорийным, с более низким содержанием водорода.

В целом для ПГУ ТЭЦ удельные капиталовложения в энергоблоки ТЭЦ с производством синтез-газа и водорода находятся в диапазоне 1500-2550 $/кВт установленной электрической мощности или 900-1500 $/кВт установленной эксергетической мощности. Удельные

0

3

2

0

б

идииииии

„ГТН

1,2 1,1 1,0 0

Куп,

долл

'/'кВт

2000

1600

1200

p

ч * 4

V A. ——

Гг-р- 9 * TT"! b

H

Ш5 ^—' -- ч , Q ,_

Ш * * \ в

50

150

250

Рис. 6. Технико-экономический критерий эффективности п\г (по отношению к п™ для пышеугольныа ТЭЦ с ГТ-надстройкой) и удельны/е капитальные вложения (Куд) на установленную электрическую мощность /на установленную

эксергетическую мощность (Кудэкс); а: О — схема с трубчатым газификатором, Р — схема с газификатором типа Тексако,  — схема с газификатором типа Винклера. б:О / ОКуд/Куд.экс для схем с трубчатым газификатором, Р/ А—для схем с газификатором типа Тексако,

/  — для схем с газификатором типа Винклера. Черным цветом — схемыI с отпуском водорода, серым — с отпуском синтез-газа

капиталовложения в энергоблоки ПГУ ТЭЦ с газификацией уменьшаются с увеличением установленной мощности блока. Срок окупаемости может составить 6-11 лет.

Выводы

При реализации многоцелевого парогазового угольного энергоблока с газификацией для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода с экономической точки зрения более эффективен, а для схем с газификатором Винклера - эффективнее производство синтез-газа.

При высоких требованиях к чистоте синтез-газа оптимально применение трубчатого аллотермичес-кого газификатора; если на ТЭЦ производится или поставляется по трубопроводу водоугольное топливо, то целесообразно применение газификатора Тексако, при этом возможно производить незаба-ластированный синтез-газ и водород; в случае, когда нет потребности в водороде и синтез-газе, целесообразно применение газификатора Винклера (низкая производительность, но наименьшие капиталовложения).

0

N

л

ПГУ, МВт

5

Литература

1. Щинников П. А. Использование вычислительного комплекса ОРТЭС для технико-экономических исследований ТЭС / П. А. Щинников, Г. В. Ноздренко // Научный вестник НГТУ. - 2005. - № 1 (19). - С. 51-62.

2. Щинников П. А. Комплексный анализ парогазовых ТЭЦ / П. А. Щинников, Г. В. Ноздренко, О. К. Григорьева, О. В. Боруш, А. Г. Кузьмин // Проблемы энергетики. - 2010. - № 3-4. - С. 33-40.

3. Щинников П. А. Новая технология сжигания твердого топлива / П. А. Щинников, Е. А. Евтушенко, Г. В. Ноздренко, Ю. В. Овчинников, Л. И. Пугач, В. Г. Томилов // Теплоэнергетика. - 2001. - № 7. - С. 30-32.

Combined production of electricity, heat, syngas gas and hydrogen from coal

G. V. Nozdrenko, P. A. Schinnikov, O. V. Borush, O. K. Grigoryeva, A. G. Kuzmin.

In the paper a comprehensive study of cogeneration power plants with gasification combined production of electricity, heat, syngas and hydrogen. The material was prepared as part of work on the Federal Program «Research and scientific-pedagogical cadres of innovative Russia».

Keywords: hydrogen, gasifier, combined-cycle plants, exergy.