Термохимическая конверсия остатков нефтепереработки для использования при тепло- и электроснабжении потребителей

Размещено на http: //www. allbest. ru/

ФГБОУ ВПО Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.

Термохимическая конверсия остатков нефтепереработки для использования при тепло- и электроснабжении потребителей

К.т.н. А.Н. Мракин,

доцент кафедры «Промышленная теплотехника»,

Аннотация

В статье изложены обобщающие результаты многолетних исследований по энерготехнологическому использованию мазутов и тяжелых остатков нефтепереработки. Рассмотрена история вопроса от истоков ее зарождения до настоящего момента времени, а также указаны перспективные отрасли экономики страны, где такие технологии могут обеспечить системный эффект.

В современной энергетики России основным топливом для ТЭС является природный газ. Однако имеются региональные энергосистемы, такие как ОАО «Магаданэнерго», ОАО «Татэнерго» где доля мазута в топливно-энергетическом балансе достигает 15-20% [1]. Его интенсивное использование для обеспечения роста энергопотребления сдерживается в основном экологическими факторами, поскольку имеется тенденция к увеличению содержания серы.

Проблему обессеривания мазута в больших масштабах нужно решать только путем получения их него нового бессернистого топлива у потребителя или специальных централизованных предприятиях [2]. Для этого известны два основных типа энерготехнологических установок: реализующих процесс газификации или термического разложения (пиролиз). Каждый из этих процессов обладает определенным набором преимуществ и недостатков.

Энерготехнологическими установками принято называть комплексы энергетических и технологических агрегатов, тесно связанных между собой и состоящих из энергоблока, блока термической переработки топлива, устройств разделения и очистки получаемых продуктов. При этом дополнительные технологические процессы переработки топлива радикально влияют на показатели и схему производства электрической и тепловой энергии, неучет этих обстоятельств может привести к значительному перерасходу топлива и капитальных вложений.

Работы, связанные с необходимостью предварительной термической обработкой мазута и нефтяных остатков связаны с тем, что при этом достигается существенное снижение выбросов вредных веществ, что особо актуально для ТЭЦ и котельных, расположенных в санитарно-защитной полосе населенных пунктов. При этом отпадает или частично снижается необходимость предохранения поверхностей нагрева от сернокислотной и ванадиевой коррозии и шлакования. Опыт применения газообразных, жидких и твердых присадок при прямом сжигании мазутов не дал положительных экономических результатов, хотя технологии являются отработанными и весьма эффективными относительно степени связывания оксидов серы [3].

Началом для исследования процессов газификации является опытно-промышленная установка производительностью 8,9 кг мазута/с, разработанная для Дзержинской ТЭЦ [4]. Процесс ведется при давлении 0,8 МПа и 1300 оС с коэффициентом избытка воздуха 0,45, при этом получается газ следующего состава: оксид углерода - 22,8%; водород - 15,0%; азот - 56,5%; диоксид углерода - 1,8%; водяные пары - 3,5 и сероводород - 0,4%. Для генераторного газа, получаемого на этой установки уже к началу 80-х годов был решен вопрос очистки от сажи и золы, что позволило выполнять дальнейшие исследования по использованию получаемого газа в энергетических котлах и камерах сгорания ГТУ. Однако, технологическому использованию этого газа практически не уделялось внимания.

В [5] проведена оценка эффективности создания энерготехнологических установок с воздушной газификацией водомазутной эмульсии в новых экономических условиях страны. Для определения количественных показателей был произведен расчет тепловой схемы установки на различных режимах при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии, а также горючего газа. Термодинамическим расчетом установлено, что годовой эксергетический КПД составляет 79,4%. На основании экономических расчетов в ценах 2009 г. получены значения интегрального эффекта - 1226,7 млн. руб.; индекса доходности - 2,02 руб./руб. и срок окупаемости - 8,5 лет (при стоимости электроэнергии 3,74 руб./кВт•ч и генераторного газа - 1,0 руб./м3). По мере увеличения стоимости генераторного газа экономические показатели улучшаются.

Так же наряду с Институтом горючих ископаемых учеными Саратовского государственного технического университета в 70-80-х годах проводились опыты по газификации мазутов в условиях действующих станций: были получены аппроксимирующие зависимости для состава получаемого газа и температуры процесса от коэффициента избытка воздуха. Исследованная установка [6] лишь конструктивно имела отличия от опытно-промышленной установки ВНИПИ НП и ИГИ при этом наблюдалась довольно хорошая сходимость результатов эксперимента. Результаты процесса газификации на опытной установки СГТУ при использовании 0,255 кг/с мазута М-100, интенсивностью процесса 0,8 кг/м2, тепловом напряжением рабочего объема газогенератора до 14 МВт/м3 и расходом пара 0,14-0,20 кг/кг мазута представлены в табл. 1

электроснабжение конверсия мазут нефтепереработка

Таблица 1 Результаты опытно-промышленной эксплуатации мазутного газогенератора конструкции СГТУ

Используя современные методы инженерного проектирования совместно с методическими положениями и примерами расчетов оптимальных параметров установок с термической переработкой топлива, разработанных ранее, можно повысить эффективность создания и эксплуатации таких установок. В [6] подробно рассмотрены следующие вопросы: 1) выбор температуры охлаждения продуктов газификации; 2) расчет оптимальных скоростей газов в газо- и воздухопроводах; 3) определение оптимальной скорости газов в газогенераторе и сероочистном аппарате; 4) расчет процесса пиролиза и его оптимальной температуры; 5) основное оборудование и обеспечение надежности работы проектируемых блоков; 6) расчет оптимального газохранилища.

Весьма интересным является принципиальная тепловая схема первой паротурбинной энерготехнологической установки (ЭТУ) с предварительной газификацией и низкотемпературной очисткой, изображенная на рис. 1. Принцип работы установки понятен из рисунка, а показатели тепловой экономичности представлены в [6]. При этом разработчики старались максимально использовать стандартное оборудование.

Рис. 1 Схема паротурбинной ЭТУ с предварительной газификацией и низкотемпературной очисткой: АБ - абсорбер; ВП - воздухоподогреватель; ГГ - газогенератор; ГО - газоохладитель; ГТ - газовая турбина; ИС - испаритель; КС - камера сгорания; КР - компрессор; НПГ - низконапорный парогенератор; ОК - отгонная колонна; ОХ - охладитель; ПА - пенный аппарат; ПТ - паровая турбина; РП - регенеративные подогреватели; СЖ - сажеочиститель; СКР - скруббер; СМ - смеситель; УПС - установка получения элементарной серы; Г - электрогенератор.

Дальнейшим развитием установок с газификацией мазутов под давлением является предложенная ИВТ АН СССР теплофикационная парогазовая установка со смешением потоков газа и пара

Размещено на http: //www. allbest. ru/

Рис. 2 Схема теплофикационной парогазовой установки ИВТ: ВПГ - высоконапорный парогенератор; К1 - основной компрессор; К2 - дожимающий компрессор; ПВД, ПНД - подогреватель высокого, низкого давления; ПН - питательный насос; ПО, ТО - промышленный, теплофикационный отборы; РЕГ - регенератор; СО - система очистки (остальные обозначения см. рис. 1)

Приведенная на рис. 2 парогазовая установка разработана на базе паровой турбины ПТ-135/165-130 у которой исключены три последние ступени ЦНД и конденсатор, а также два ПНД. Такая схема обеспечивает до 6% экономии топлива по сравнению с паротурбинным вариантом непосредственного сжигания мазута.

Следует отметить, что процессы газификации мазутов на заре своего зарождения имели ряд недостатков: усложнение технологических схем, мокрая сероочистка газа, предварительное охлаждение с выработкой пароводяной эмульсии, наличие сажеотделителей. Так схема многоступенчатого сжигания мазута по методу ИВТ АН СССР (а по сути, установка с предварительной газификацией мазута) имеет следующие недостатки:

1. Применение избытков воздуха б=0,4-0,6 дает газообразное топливо с низкой теплотой сгорания (до 4,6 МДж/м3). При этом во внутреннюю энергию газа переходит лишь 70% теплового потенциала газифицируемого мазута, а 30% превращается в физическое тепло низкокалорийного газа.

2. Малый ассортимент конечных продуктов, пригодных в качестве сырья для технологических процессов, что является особенно важным при потенциальной возможности получения уникальной и дорогостоящей продукции.

3. Трудности освоения и эксплуатации нового нестандартного оборудования, работающего в агрессивной среде при повышенном давлении (до 1 МПа).

Часть указанных проблем уже была решена к моменту ввода в эксплуатацию промышленной установки предварительной газификации мазута на Дзержинской ТЭЦ для котла БКЗ-420. Уже был разработан проект аналогичной установки для Энгельской ТЭЦ-3, но «газовая пауза» и кризис начала 90-х годов помешали осуществлению проекта.

Использование стандартного оборудования в схемах ПГУ с газификацией мазутов возможно по двум направлениям: 1) отработавшие газы ГТУ сбрасываются в топку низконапорного парогенератора; 2) продукты сгорания используются для нагрева питательной воды паротурбинной части установки, частично вытесняя регенерацию. Электрический КПД нетто при этом варьируется в пределах 36,8-39,2%. При этом варианты конструктивно различаются лишь утилизационным контуром, для примера на рис. 3 приведена схема ПГУ с НПГ.

Рис. 3 Схема ПГУ с газификацией и низкотемпературной очисткой мазутов с турбиной К-200-130: БК - пустерный (подкачивающий) компрессор; РГТ - расширительная газовая турбина; ЧВД, ЧСД, ЧНД - части высокого, среднего и низкого давления паровой турбины; П1-П7 - регенеративные подогреватели; Д - деаэратор (остальные обозначения см. рис. 1)

Однако все вышеприведенные схемы реализовывали процесс низкотемпературной очистки продуктов газификации мазутов. ИГИ в 70-х гг. XX века разработал схемные решения и основное оборудование установок с высокотемпературной очисткой продуктов газификации [6], что позволило интенсифицировать процессы очистки. Несомненным преимуществом такого рода технологий является возможность использования типового оборудования действующих городских ТЭЦ, на которых предельно допустимое загрязнение атмосферы оксидами серы и азота ограничивает их дальнейшее расширение.

По данным на 2007 г. работающие ПГУ с использованием газогенераторных технологий представлены в табл. 2 [7]. Откуда можно видеть, что наряду с производством электрической энергии и пара, все большую популярность набирает производство водорода для технологии.

Иначе обстоит дело при пиролизе жидких топлив. При высокоскоростном режиме пиролиза можно регулировать процесс термической переработки за счет использования зависимости качества и ассортимента конечных продуктов от температуры реакции и длительности пребывания пиролизуемого вещества в реакционной зоне. Однако высокоскоростной нагрев мазута может дать нужный эффект только при равномерном смешении его с теплоносителем как в момент нагрева, так и при выдержке в реакционной зоне. Неравномерность температурных полей из-за неравномерного распределения топлива и полидисперстности частиц теплоносителя приводит к локальному недогреву топлива. В этих условиях твердый теплоноситель может слипаться и отлагаться на стенках реактора, что дополнительно может осложниться выделением твердой фазы (нефтяного кокса) из пиролизуемого мазута, что в конечном итоге может привести к полному закоксовыванию аппарата.

Таблица 2 Характеристика ПГУ на отходах нефтепереработки.

Для преодоления указанных трудностей необходим поиск эффективных способов смешения сырья с теплоносителем, а также разделения продуктов пиролиза применительно к промышленным масштабам проведения процесса.

ЭНИНом им. Г.М. Кржижановского и ИГИ разработана опытно-промышленная установка по переработке 100 кг/ч мазута методом пиролиза, которая дает экономию топлива по сравнению с раздельной схемой получения энергоносителей до 60 г у.т./т перерабатываемой нефти. При этом пиролиз мазута и извлечение из него ценных веществ может сопровождаться ступенчатым сжиганием пиролизного газа, что позволит снизить содержание оксидов азота в дымовых газах [6].

Принципиальная тепловая схема предложенной установки пиролиза мазута представлена на рис. 4.

Рис. 4 Тепловая схема установки пиролиза мазута: БОБ - блок улавливания бензола; ГС - газосепаратор; ИС - испаритель; РК - ректификационная колонна; ФК - фиксатор; РПМ - реактор пиролиза мазута; РГ - регенератор; РВГ - реактор водяного газа; ОХ - охладитель; СО - сероочистка; ГО - газоохладитель

Отличительной особенностью является возможность выделения после ректификационной колонны жидких химических продуктов (бензола, толуола, нафталина и пр.) 0,128 кг/кг мазута с температурой кипения не более 230 оС. По результатам расчетов теплового и эксергетического балансов установлены соответствующие потери (3,9 и 5,9%), что объясняется происходящими в процессе пиролиза химическими превращениями при температурах до 1140 оС. Технико-экономические показатели использования такой установки рассматривались для нескольких вариантов: 1) паротурбинная установка К-300-240 и низконапорный парогенератор ПК-41; 2) парогазовая установка на базе К-300-240, ГТ-35-770 и низконапорного парогенератора; 3) ПГУ с турбиной К-800-240, газовой турбиной ГТ-60-750 и высоконапорного парогенератора; 4) ПГУ с турбиной К-300-240, двумя ГТУ ГТ-60-750, низконапорного парогенератора и оборудования обеспечения технологических процессов (ПТ-60-130/13 и Е-320-140 ГМ). Результаты расчетов представлены в [6].

Следует отметить тот факт, что в основном продукты пиролиза рассматривались в те времена лишь как топливо либо для ГТУ, либо для котлов - энергетическое использование. При этом их химико-технологический потенциал был незаслуженно выведен из рассмотрения, а ведь в пиролизный и водяной газы переходит до 54% эксергии первичного топлива.

Поэтому выбор варианта использования остатков нефтепереработки должен быть компромиссным и соотнесенным с конечной целью проекта и возможными альтернативными путями ее достижения. При этом необходимо учесть тот факт чтобы на стадии проектных проработок найти оптимальный вариант, обеспечивающий меньшие объемы капиталовложений и эксплуатационных затрат на конечную продукцию по сравнению с раздельным их производством.

Все вышеизложенное указывает на отсутствие научно-технических и технологических проблем в вопросах предварительной термической переработки жидких органических топлив. Для реализации такого рода проектов нужна политическая воля руководства страны и регионов, а также финансирование на льготных условиях в рамках федеральных целевых программ.

Выводы

1. Рассмотрена история развития газогенераторных и пиролизных установок на продуктах нефтепереработки. Дана краткая характеристика процессов и литературный источник где можно ознакомиться более детально.

2. Отсутствие технических и научных проблем в данной отрасли указывает на возможность реализации рассмотренных технологий в промышленности и энергетике страны.

3. На базе проведенных исследований с привлечением современных представлений о происходящих процессах возможно проводить предпроектные изыскания и выбирать оптимальный вариант с максимумом экономического эффекта, обеспечивающего системную экономию топлива, снижение удельных затрат и диверсификацию народного хозяйства.

Литература

1. Щинников П.А. Перспективные ТЭС. Особенности и результаты исследования. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. - 284 с.

2. Андрющенко А.И. В Поволжье наступит «мазутная пауза» ?! // Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: сб. науч. тр. Вып. 4. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2006. С. 15-17.

3. Петрушенко Ю.Я., Дружинин Г.И., Марченко Г.А., Алтынбаева Э.Р.К вопросу газификации углеводородных топлив применительно к решению перспективных проблем энергообеспечения современных ТЭЦ // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2008. №3-4. С. 100-109.

4. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Креймер С.М., Рыжак Е.Л. Усовершенствованная технология газификации высокосернистых нефтяных остатков // Химия твердого топлива. 1978. №4. С. 142-145.

5. Николаев Ю.Е., Мракин А.Н. Оценка экономической целесообразности сооружения энергокомплексов с газификацией мазута // Проблемы энерго- и ресурсосбережения: Сб. науч. тр. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2009. С. 206-212.

6. Андрющенко А.И., Попов А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций. М.: Высш. школа, 1980. - 240 с.

7. Ольховский Г.Г. Опыт применения и новые проекты ПГУ с газификацией углей в электроэнергетике // Энергохозяйство за рубежом. 2007. №6. С. 11-33.

Размещено на Аllbest.ru