CC BY
141
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК №3 (93) 2010
7. Модернизация вентиляторов АВО газа при реконструкции КС МГ / С.В. Алимов [и др.] // Газовая промышленность, — 2009. - № 4. - С. 54-56.
КРУПНИКОВ Антон Владимирович, главный специалист ОАО «Сибнефтетранспроект».
ВАНЯШОВ Александр Дмитриевич, кандидат техни-
ческих наук, доцент кафедры «Компрессорные и холодильные машины и установки» OмГTУ.
ЯНВАРЕВ Игорь Анатольевич, кандидат технических наук, доцент кафедры теплоэнергетики OмГTУ. Адрес для переписки: e-mail: [email protected]
Статья поступила в редакцию 31.05.2010 г.
© А. В. Крупников, А. Д. Ваняшов, И. А. Январев
УДК 620.9.001.12/18 А. Ф. РЫЖКОВ
A. В. ПОПОВ Т. Ф. БОГАТОВА
B. Е. СИЛИН П. В. ОСИПОВ
Уральский государственный технический университет-УПИ им. первого Президента России Б. Н. Ельцина, г. Екатеринбург
ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОВРЕМЕННЫХ СПОСОБОВ КОНВЕРСИИ НИЗКОСОРТНЫХ ТОПЛИВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ____________________________________
В связи с необходимостью выбора и промышленного освоения новых для российской энергетики эффективных угольных и биотопливных парогазовых технологий проведены расчетно-экспериментальные исследования по повышению тепловой эффективности автотермической конверсии низкосортных топливноэнергетических ресурсов (торф, древесина, бурый уголь и др.) в кондиционный топливный газ и произведена оценка энергетической эффективности их использования в парогазовых установках.
Ключевые слова: автотермический, аллотермический режим, газификация, низкосортные топлива, парогазовый цикл, химический КПД.
Введение. Уверенное внедрение газификацион-ных технологий в российской энергетике может еще долго сдерживаться вследствие низкой эффективности термохимической конверсии (ТХК) топлив в конечные продукты. В случае газификации коэффициент преобразования теплоты сгорания топлива в теплоту сгорания горючих газов — Лх_ лежит на уровне 50 — 65 % для установок с кипящим слоем, 70 — 83 % — для поточных и слоевых, что связано с нерешенностью ряда теплофизических, технологических и экономических проблем.
Вопросы повышения эффективности технологий ТХК были всегда в центре внимания отечественных разработчиков [1]. Однако, в связи с отсутствием практической востребованности этих исследований, они носили скорее абстрактный, чем практический характер и в аналитическом плане ограничивались обычно рассмотрением процессов с чистым углеродом [2]. В настоящее же время в связи с переходом энергетики на мало- и неуглеродные технологии появляется необходимость учета по возможности всего технического состава натурального топлива.
Тепловой баланс газификации. Для анализа процессов газификации натуральных топлив рассмотрим влияние органической горючей массы топлива на тепловой баланс термохимической конверсии (ТХК), выбрав в качестве переменных относительные молярные доли кислорода Ог/Сг и водорода Нг/Сг.
В отличие от режимов прямого сжигания, где доминирующим является экзотермический эффект от окисления значительной части горючей массы углерода и водорода (за исключением части летучих, вошедших в углекислоту и пирогенетическую воду),
ІПС
lyw.-ГК ■
і:- и.: D.4 ij.s м і
Рис. 1. Тепловой баланс газификации натуральных топлив; точки - расчет для натуральных топлив; Тт - теоретическая температура горения в воздухе и кислороде, О, - тепловые эффекты реакций
Рис. 2. Химический КПД ТХК горючей массы натуральных топлив: а) кислородное дутье, б) воздушное дутье: 1 - газификация мазута без регенерации в поточном газификаторе ВНИИ НП [5j, 1'—то же, расчет с регенерацией, 2 - газогенератор плотного слоя первого поколения на каменном угле [4j, 2' - горновой газификатор ОАО «ВТИ» на каменном угле [6j, 3 — газогенератор Mitsubishi без регенерации (расчет), 3' — MHI с регенерацией (действующий) [4j, 4 — газогенератор плотного слоя первого поколения на торфе [7j, 4' — аллотермический пиролизер торфа ОИВТАН [8j; б, б, 7, 8 — газогенератор плотного слоя первого поколения [7j, б' — газогенератор плотного слоя со сверхадиабатическим разогревом ИПХФ РАН (расчет) [4j, б' — модернизированный газогенератор обращенного типа УГТУ-УПИ с регенерацией [7j, 7' — плазменный газификатор ИЭЭ РАН [9j, 8' — трехзонный газогенератор обращенного типа УГТУ-УПИ [7j, 9' — газификатор мини-ТЭС Viking в Дании (расчет), 10' — газификатор мини-ТЭС УГТУ-УПИ (расчет),
11 — газификация бурого угля (расчет), 11' — совместная газификация бурого угля с природным газом ВНИИ НП [14j
газификацию обычно проводят при соблюдении определенного баланса экзотермических и эндотермических реакций. На рис. 1 представлены тепловые эффекты, подсчитанные в представлении горючей массы топлива в виде смеси продуктов пиролиза с коксовым остатком (кривые 1, 2, 3) и в виде механической смеси {Сг + Нг + Ог} —кривые 1', 2', 3'. Тепловые эффекты брутто-реакций: 01 — экзотермический для неполного горения (воздушной или кислородной газификации) , 02 — эндотермический для реакции паровой конверсии (реакции «водяного газа»), 03 — эндотермический для реакции СО2 — газификации (реакции «регенеративного газа»).
Пересечение кривых 1 и 1' с осью абсцисс, происходящее при критическом составе горючей массы (Ог/ Сг)кр, подразделяет топлива на две группы: «А» — топлива, конвертируемые в термонейтральном процессе (Тр" = 0) в идеальную смесь (СО + Н2), и топлива группы «Б», идеальная газификация которых требует подвода энергии извне. Варианты с «подсветкой» бедного топлива богатым относятся к первой группе. В зависимости от конечной температуры процесса (Тр") ширина зон «А» и «Б» изменяется.
Из сравнения хода кривых (1) и (1') видно, что расчет тепловой энергии по модели механической смеси может проводиться с погрешностью менее 15% только для топлив с минимальным выходом летучих (антрацит и тощие угли) и высокоуглеродистых искусственных материалов (технический углерод, древесный, электродный или щеточный уголь).
Выдерживая соответствующий баланс реакций горения и газификации, можно получать различные конечные температуры Тр" и тепловые режимы, обеспечивающие различные по глубине уровни ТХК.
Тепловые режимы ТХК. Для выделения границ тепловых режимов воспользуемся результатами расчета зависимости эффективности ТХК от состава горючей массы [3], достроенными в области > 1 (рис. 2).
Ниже уровня Лх=1 формируется автотермиче-ский тепловой режим, который, в свою очередь, делится на три области. Область рабочих температурных режимов в прямом (нерегенеративном) процессе выделена в них как А1 и Б1. Границы области определяются термодинамическими условиями проте-
кания реакций и технологическими ограничениями режимов с жидким шлакоудалением.
Как видно из сравнения с фактическими данными [4], наиболее близкую к расчетной идеальной эффективность имеют мощные современные агрегаты с ЖШУ: кислородные (BGL, Shell, E-Gas), воздушные с развитой регенерацией теплоты продуктов конверсии (т. 3' на рис. 2), работающие на каменных и бурых углях (Ог/Сг < 0.25). К этому же уровню приближается и технология HTW на буром угле, претерпевающая в настоящее время серьезную модернизацию с переходом от твердого к жидкому шлакоуда-лению при сохранении интенсивной рециркуляции. Аналогичный уровень достигается и российскими разработчиками технологий воздушной газификации ископаемых топлив (тт. 1', 2', 11') [4 — 6].
Ниже зон А1 и Б1 расположена область (А0, Б0), не используемая в практической деятельности ввиду высокого уровня конечных температур процесса Тр'' и низкой его эффективности ^х. Выше зон А1 и Б1 скорость реакции ничтожна и простой процесс не реализуется. Туда можно подняться лишь за счет подвода дополнительной энергии. Для попадания в зоны Аз и Б2 теоретически достаточно осуществить «ближнюю» регенерацию физической теплоты выходящих из реакционной зоны или реактора газообразных и твердых коксозольных (КЗО) продуктов конверсии по одной из известных схем [7], что в [i-(i-hx )■ r]-1 раз увеличивает эффективность использования топлива (рис. 3). Здесь r—доля «ближней» регенерации.
При этом благодаря замещению экзотермических эффектов на вводимую тепловую энергию и соответствующему уменьшению кислородно-воздушного дутья, синтез-газ обогащается водородом, а в зоне Б2 — уменьшается и концентрация продуктов полного окисления (СО2 и Н2О).
На практике эффект от «ближней» регенерации наиболее ощутим при воздушной ТХК низкосортных топлив, где ее активно применяют для улучшения состава газа и «подтягивания» фактической ТХК по эффективности к идеальной (точки 1', 3', 5', 6' на рис. 2б). Больший эффект для приближения к зонам Аз и Б3 можно получить в энергоустановке с интегрированной внутрицикловой газификацией путем сов-
ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК №3 (93) 2010 ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК №3 (93) 2010
а)
б)
Рис. 3. Количественный потенциал увеличения эффективности ТХК при регенерации:
(а) «ближняя», (б) «дальняя» и (в) «совместная»
мещения «ближней» и «дальней» регенерации тепловой энергии отходящих газов за тепловым двигателем (точки 9', 10' на рис 2б).
Для попадания в зоны А3 и Б3 и преодоления барьера Лх=1 потенциала располагаемого энергоустановкой тепла недостаточно, и для некаталитических процессов приближение к верхнему пределу по ^х (кривые I и II на рис. 2 для ТХК с получением водяного и регенеративного газа) за счет регенерации маловероятно. В качестве внешнего источника теплоты здесь предлагают использовать источники высоких энергий (СВЧ, низкотемпературная плазма), высокотемпературные газоохлаждаемые ядерные реакторы. Однако на практике эффективность ТХК за счет внешних источников повышают относительно немного (тт. 4', 7') [8, 9].
Влияние начальной температуры горючей смеси на эффективность ТХК. В инженерной практике для нужд ТХК разработаны три уровня подогрева
горючей смеси перед сжиганием или газификацией:
— низкотемпературный (Т0<500°С), поддерживающий процессы низкотемпературного пиролиза (полукоксования) или воспламенения топливной смеси;
— среднетемпературный (Т0 » 600— 1000°С), поддерживающий среднетемпературный пиролиз и горение нестехиометрических смесей;
— высокотемпературный (Т0 > 1000оС), поддерживающий реакции газификации.
Первые два температурных уровня могут быть обеспечены, помимо сжигания части топлива за счет регенерации физической теплоты отходящих продуктов (синтез-газ, КЗО, дымовые газы). Для третьего уровня, создаваемого локально («по месту») используют принцип «внутреннего» сжигания [3] или источники высоких энергий (СВЧ, низкотемпературная плазма).
Проведение низкотемпературного пиролиза в бе-зокислительной, либо слабоокислительной среде повышает эффективность ТХК низкосортных топлив на ~ 5— 10%, поднимая ее до уровня кондиционных топлив.
Процесс конверсии второго уровня иногда выступает как самостоятельный не смотря на значительный выход коксозольного остатка (более 50%) и высокую концентрацию в первичном газе углеводородных соединений. Примером служит технология ПГУ с кар-бонизатором, российский вариант которой представлен в [10].
При высокотемпературном нагреве горючей смеси помимо проблем изотермического и струйнофакельного сжигания [11, 12], возникают и специфические, связанные с эндотермической компонентой процесса газификации и приводящие к проблеме выбора траектории перехода на новый уровень из «первоначального» состояния, задаваемого начальной температурой (Т0=0), долей топлива (b 2 = 0.48), пошедшего на предреакционный разогрев топливной смеси в реакторе до температуры Тр' = 1120оС (т.1', рис. 4), и температурой на выходе из реактора Тр" =900оС (т.1). Эффективность ТХК такого процесса ^х=0.58.
В качестве предельных здесь выступают два маршрута.
По первому маршруту повышение начальной температуры смеси от Т0 = 0оС до Т0' = 900оС протекает без уменьшения доли сжигаемого топлива (b2 = const) и без изменения расчетного химического КПД конверсии ^х=0.58, но с заметным увеличением пред-реакционного разогрева до Тр'»1550оС (т. 2' вместо т. 1') и конечной температуры процесса до Тр'' = 1300оС (т. 2 вместо т. 1), что положительно скажется на кинетике и полноте протекания реакций газификации, чувствительных к температурному фактору, и приблизит фактический КПД к расчетному. Такой процесс эффективен для интенсификации газификации низкосортных топлив в зоне Б.
Так, при воздушной газификации древесины с влажностью 30% подогрев реакционной смеси перед сжиганием и газификацией до 800°С (при доле регенерации теплоты генераторного газа порядка 65 — 70%) позволил при Тр'' = 750 — 850оС поднять Тр' до 1500оС и ^х до 80% (тт. 6-6' на рис. 2б) [3]. Известны и другие, столь же успешные примеры реализации этого маршрута ( тт. 1', 3'-5' рис. 2б).
По второму маршруту повышение температуры смеси Т0 до Т0' при неизменном уровне конечной температуры Тр'' = const сопровождается двухкратным уменьшением доли топлива, идущего на разогрев до 0.23 (т. 3 вместо т.1), соответствующим увеличением расчетного химического КПД ^х до 0.93 (т. 3''
Рис. 4. Фрагмент расчета воздушной газификации бурого угля
Рис. 5. Потенциал приращения КПД ПГУ при «дальней» регенерации тепла отходящих газов (бурый уголь, W=30%, начальный = 55%, Г" = 900°С)
вместо т. 1'') и предреакционным разогревом смеси до Тр' = 1250оС в т. 3' на 300оС, меньшим, чем в случае b2 — idem.
По такому варианту целесообразно оптимизировать процесс кислородной газификации и незабалластированного топлива, при которых и без специального разогрева (Т0 » 0) фактический химический КПД близок к теоретическому (рис. 2а в области Ог / Сг < 0.2).
Так, промежуточный перегрев газифицирующих агентов (СО2 и Н2О) до 1100оС в древесноугольном воздушном газогенераторе с тремя зонами горения (т. 8') позволил при умеренном предреакционном разогреве (Т '<1150°С) получить близкий к идеальному (СО2 <1%) газ [3].
Оценка общей эффективности «дальней» регенерации. При явно положительном воздействии на химический КПД ТХК (^х) общий эффект от «дальней» регенерации находится в зависимости от структуры оборудования энергоустановки [13]. Заметный эффект от регенерации может быть достигнут для газотурбинных или газопоршневых когенераци-онных установок, для которых h2 = 0. С развитием бинарности и, соответственно, с уменьшением КПГУ эффект отбора теплоты за газовым тепловым двигателем уменьшается тем быстрее, чем выше КПД этого двигателя h1 и чем выше химический КПД газификатора ^х, хотя и в практической области КПГУ-Т < 0.7 (рис. 5) может составлять заметную долю от КПД установки без регенерации.
Заключение
1. Рассмотрены тепловые режимы ТХК натуральных топлив в диапазоне Ог/Сг от 0 до 1.
2. Определены возможности повышения эффективности ТХК за счет регенерации теплоты продуктов конверсии (синтез-газа, коксозольного остатка) и отходящих газов теплового двигателя.
3. Произведена оценка положительного воздействия регенерации теплоты отходящих газов на эффективность ПГУ-Т.
Библиографический список
1. Асланян, Г. С. Влияние параметров парокислородного дутья на газификацию углерода / Г. С. Асланян, И. Ю. Гиневская
Э. Э. Шпильрайн // Химия твердого топлива. — 1984.— № 1. — С. 90-98.
2. Федосеев, С. Д. Теоретические основы и перспективы газификации угля / С. Д. Федосеев // Химия твердого топлива. — 1980. — № 6. — С. 23 — 31.
3. Совершенствование газогенераторного процесса для ПГУ-Т / А. В. Попов [и др.] // Технологии эффективного и экологически чистого использования угля: сб. докладов Международной научно-практической конференции. — М.: ОАО «ВТИ», 2009. — С. 231 — 219.
4. Рыжков, А.Ф. Обзор индустрии мировой газификации / А. Ф. Рыжко, В. Е. Силин // Энергетика за рубежом : приложение к журналу «Электрические станции». — 2008. — № 3 — 4.—С. 13 — 20.
5. Газификация мазута под давлением на воздушном дутье / М. И. Дербаремдикер [и др.] // Теплоэнергетика. — 1966. — № 6. — С. 22 — 26.
6. Разработка отечественной ПГУ с газификацией угля / Г. Г. Ольховский, [и др.] // Теплоэнергетика. — 2010. — № 2. — С. 19 — 26.
7. Попов, А. В. Управляемый процесс газификации биомассы / А. В. Попов, А. Ф. Рыжков // Промышленная энергетика. —
2008. — № 1. — С. 27 — 31.
8. Получение высококалорийных газовых смесей из низкосортных твердых топлив / В. М, Зайченко [и др.] // Энергоэффективность 2009 : труды конференции. — Краков: Институт нефти и газа, 2009. — С. 128 — 132.
9. Ruthberg, P. Plasma methods of gasification and pyrolysis. Organic containing substances for power generation / P. Ruthberg, I. Kumkova // Энергоэффективность 2009 : труды конференции. — Краков : Институт нефти и газа, 2009. — С. 27 — 31.
10. Шульман, В. Л. Развитие угольных парогазовых технологий / В. Л. Шульман, А. В. Зайцев, Т. Ф. Богатова // Технологии эффективного и экологически чистого использования угля: сб. докладов Международной научно-практической конференции. — М.: ОАО «ВТИ», 2009. — С. 246 — 251.
11. Алексеенко, С. В. Новые энергетические технологии / С. В. Алексеенко // Энергетические, экологические и технологические проблемы экономики : труды конференции. — Барнаул: Алтайский ГТУ, 2008. — С. 8— 17.
12. Математическое моделирование струйно-факельных горелочных рекуперативных блоков / Г. К. Маликов [и др.] // Топливно-металлургический комплекс. — Екатеринбург : АИН НПК, 2007. — Т. 4. — Ч. 3. — С. 241 — 246.
13. Эффективность угольных парогазовых установок / А. Ф. Рыжков и [др.] // Энерготехнологии и ресурсосбережение. —
2009. — № 3. — С. 18 — 26.
14. Жолудов Я. С. Исследование высокотемпературной газификации угля в потоке / Я. С. Жолудов, Л. Я. Афанасенко // Химия твердого топлива. — 1984. — № 3. — С. 115 — 119.
РЫЖКОВ Александр Филиппович, доктор технических наук, профессор (Россия), профессор кафедры «Тепловые электрические станции».
ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК №3 (93) 2010 ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА ОМСКИЙ НАУЧНЫЙ ВЕСТНИК №3 (93) 2010
ПОПОВ Александр Владимирович, старший преподаватель кафедры «Энергосбережение».
БОГАТОВА Т атьяна Феоктистовна, кандидат технических наук, доцент (Россия), заместитель заведующего кафедрой «Тепловые электрические станции». СИЛИН Вадим Евгеньевич, кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры «Энергосбережение».
ОСИПОВ Павел Валентинович, ассистент кафедры «Тепловые электрические станции».
Адрес для переписки: e-mail: [email protected]
Статья поступила в редакцию 18.06.2010 г.
© А. Ф. Рыжков, А. В. Попов, Т. Ф. Богатова, В. Е. Силин, П. В. Осипов
УДК 504 05 628 5 Н. В. САКОВА
Рыбинская государственная авиационная технологическая академия им. П. А. Соловьева
АНАЛИЗ ЭКОЛОГИЧНОСТИ ГАЗОТУРБИННОЙ
ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ____________________________
Рассмотрены вопросы воздействия на окружающую среду современной газотурбинной теплоэлектростанции. Дана оценка допустимости воздействия теплоэлектростанции на окружающую среду.
Ключевые слова: выбросы в атмосферу, сбросы в водные объекты, отходы, шумовое воздействие.
Производство тепловой и электроэнергии в настоящее время сопровождается достаточно высоким уровнем негативного воздействия на окружающую среду. К основным видам воздействий относят выбросы загрязняющих веществ, сбросы в водоемы, размещение отходов, негативное воздействие шума, вибрации, тепла, электромагнитных полей. Теплоэнергетика в настоящее время занимает «лидирующие» позиции среди других отраслей промышленности по масштабам загрязнения атмосферы: 27,7 % всех выбросов загрязняющих веществ приходится на данную отрасль. Около 77 % от общего объема применяемой в производстве воды приходится на предприятия теплоэлектроэнергетики. Следовательно, снижение негативного влияния отрасли на окружающую среду — это одна из приоритетных задач для дальнейшего развития теплоэлектроэнер-гетики.
В данной работе дается оценка влияния на окружающую среду одного из объектов теплоэлектроэнергетики — газотурбинной теплоэлектростанции ГТЭС-12 МВт. С 2002 года в г. Рыбинске функционирует лидерная ГТЭС-12, состоящая из 2-х блоков ГТА-6РМ суммарной электрической мощностью 12МВт и тепловой — 40 тонн пара в час. Эффективность ГТЭС обусловлена высоким КПД (81,5%) при работе в когенерационном цикле с выработкой тепло-и электроэнергии.
ГТЭС располагается в промышленной зоне в центральной части города в окружении жилых микрорайонов и больничных учреждений. Расстояния от границ площадок предприятия до жилых зданий колеблются в пределах 35 — 400 м, от источников выбросов до жилых зданий 40 — 450 м.
При использовании для производства энергии газотурбинных агрегатов встает задача оценки допустимости воздействия шума. Источниками шума на рассматриваемом объекте являются:
— основное технологическое оборудование;
— дымовые трубы;
— вентиляторы и вентиляционные трубы;
— газовые компрессоры, ресиверы и их обвязка;
Распространение шума происходит:
— от оборудования — через оконные проемы здания;
— от решетки приточной вентиляционной системы;
— от воздухозаборных устройств ГТД;
— от труб вытяжных вентиляционных систем;
— от участков дымовых труб, расположенных выше конька кровли.
Применяемое в данном проекте оборудование имеет высокие значения уровня звуковой мощности во всех октавных полосах частот. С целью исключения влияния объекта на уровень шума в жилой зоне в проекте предусмотрено:
— расположение оборудования внутри здания с высокой шумогасящей способностью ограждений (двойное остекление);
— установка шумоглушителей в воздухозаборе ГТД и на входе в утилизационный котел;
— установка шумоглушителей в вентиляционных системах В-1, В-2, В-З, П-1, П-2.
Из сопоставления данных (табл. 1) следует, что уровень шума газотурбинной теплоэлектростанции ГТЭС-12 МВт не превышает предельно допустимых значений, установленных в жилой зоне для ночного и дневного времени [1 ].
Источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на ГТЭС-12 МВт и дожимной компрессорной станции (ДКС) являются:
— две дымовые трубы;
— трубы систем вентиляции;
— свечи продувок трубопроводов природного газа;
— факел сжигания стравливаемого природного газа.
