CC BY
27Статья поступила в редакцию 30.11.09. Ред. рег. № 645
The article has entered in publishing office 30.11.09. Ed. reg. No. 645
УДК 620.93:661.721
КОМБИНИРОВАННОЕ ПРОИЗВОДСТВО ВОДОРОДА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ОСНОВЕ УГЛЯ В ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ
Э.А. Тюрина, А. С. Медников
Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН 664033 Иркутск, ул. Лермонтова, д. 130, факс: +7 (3952) 42-67-96 е-mail: tyurina@isem.sei.irk.ru; mednikov@isem.sei.irk.ru
Заключение совета рецензентов: 04.12.09 Заключение совета экспертов: 10.12.09 Принято к публикации:13.12.09
Приведены результаты оптимизационных исследований перспективной технологии получения водорода на энерготехнологических установках комбинированного производства водорода и электроэнергии без учета и с учетом затрат в системы удаления диоксида углерода, полученные на основе их математических моделей. Представлено сопоставление эффективности ЭТУ производства водорода и электроэнергии и ЭТУ производства синтетических жидких топлив (метанола и диметилового эфира) и электроэнергии.
Ключевые слова: математическое моделирование, оптимизационные исследования, энерготехнологические установки, водород, палладиевая мембрана.
COMBINED COAL-BASED PRODUCTION OF HYDROGEN AND ELECTRICITY AT THE ENERGY-PROCESS PLANTS
E.A. Tyurina, A.S. Mednikov
Energy Systems Institute SB RAS 130 Lermontova str., Irkutsk, 664033, Russia, fax: +7 (3952) 42-67-96 е-mail: tyurina@isem.sei.irk.ru; mednikov@isem.sei.irk.ru
Referred: 04.12.09 Expertise: 10.12.09 Accepted: 13.12.09
Results of optimization researches of leading-edge technology of production of hydrogen at energy-process plants (EPP) for combined production of hydrogen and electricity without expenses in CO2 removal systems and with the account, gained on the basis of their mathematical models are presented. Comparison of efficiency EPP for combined production of hydrogen and electricity and EPP for combined production of synthetic fuels (methanol and dimethyl ether) and electricity is presented.
Элина Александровна Тюрина
Сведения об авторе: ведущий научный сотрудник, д-р техн. наук.
Область научных интересов: энергетические системы на органическом топливе, энерго- и ресурсосберегающие, экологически чистые химико-технологические процессы, моделирование технических систем, водородная энергетика.
Количество публикаций: 75.
Александр Станиславович Медников
Сведения об авторе: научный сотрудник, канд. техн. наук.
Область научных интересов: водородная энергетика, моделирование технических систем.
Количество публикаций: 19.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (79) 2009
© Scientific Technical Centre «TATA», 2009
Введение
Реализация угля в топливной энергетике сдерживается экологическим ущербом, обусловленным его сжиганием. В связи с этим актуально использование углей в качестве сырья для производства экологически чистых топлив, в первую очередь водорода.
В выполненных ранее в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН работах по исследованию технологий получения синтетических топлив (СТ) показано, что их крупномасштабное производство из угля целесообразно комбинировать с производством электроэнергии в энерготехнологических установках (ЭТУ) [1, 2]. Это позволяет утилизировать значительное количество тепловой энергии и горючих отходов, выделяющихся при производстве СТ. При этом энергетическая и экономическая эффективность комбинированного производства оказывается значительно выше, чем раздельных производств.
При разработке технологической схемы ЭТУ комбинированного производства электроэнергии и водорода предусматривались перспективные на настоящий момент решения по технологическому оформлению используемых в ней процессов. Газификация топлива происходит в газогенераторах с кипящим слоем и сухим шлакоудалением на паро-кислородном дутье под давлением 2 МПа. Получение водорода основано на принципах мембранного
разделения газовых смесей. Причем в качестве мембранных модулей приняты модули на основе палла-диевых мембран, позволяющие работать при высоких давлениях и температурах. Высокая селективность таких мембран дает возможность получать водород высокой чистоты. В схеме предусмотрен учет основного требования со стороны палладиевых мембран - отсутствие в разделяемом газе значительных количеств окислов углерода и окислов серы, которые способны образовывать с палладием устойчивые химические соединения, снижающие скорость диффузии. Снижение концентрации СО в продуктах газификации осуществляется в реакторах конверсии СО, соединений серы - в системе глубокой очистки продуктов газификации. В энергетическом блоке предусмотрен наиболее перспективный для энергетических установок комбинированный парогазовый цикл. В блоке удаления СО2 применяется криогенный метод.
Математическое моделирование ЭТУ
Условно энерготехнологическую установку получения водорода с системами удаления СО2 можно представить состоящей из четырех блоков (частей): газификации, получения водорода, энергетического и блока выделения СО2. Упрощенная схема материальных потоков, связывающих блоки, показана на рис. 1.
охлаждающая вода
Блок газификации
Блок получения водорода
продувочный газ
питательная вода пар низкого давления
Энергетический блок
Выделенный С02
TT
электроэнергия
охлаждающая вода
Рис. 1. Упрощенная схема материальных потоков ЭТУ Fig. 1. A simplified scheme of product flows in EPP
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (79) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009
На рис. 2 дана более подробная расчетная схема ЭТУ производства водорода и электроэнергии без учета удаления СО2.
В блоке газификации происходят процессы газификации твердого топлива, охлаждение и очистка продуктов газификации, генерация пара высокого и низкого давления в конвективной шахте газогенератора (3).
Продукты газификации, поступающие из газогенератора, идут на очистку от СО2 и соединений серы в системе тонкой очистки (6). В реакторе конверсии СО (10) происходит конверсия продуктов газификации угля. При этом концентрация СО в продуктах конверсии может достигать достаточно малых значений. Предусмотрен отвод тепла реакций во встроенных теплообменниках. Продукты конверсии охлаждаются в системе конвективных газоводяных и газопаровых теплообменников (11-13), при этом получается пар
низкого давления, поступающий в отсеки паровой турбины на выработку электроэнергии. Газ после охлаждения поступает в компрессор (14), где дожимается до давления 3 МПа, применяемого в установке мембранного разделения газовой смеси (15). После установки мембранного разделения оставшиеся после отделения водорода продукты конверсии идут на сжигание в камеру сгорания энергоблока. Установка мембранного разделения газовой смеси представляет собой одноступенчатую газоразделительную установку с параллельно-последовательным расположением мембранных модулей.
В камере сгорания газовой турбины (7) энергетического блока сжигается продувочный газ (продукты конверсии СО), поступающий с блока выделения водорода. В блоке генерируется пар различных параметров в котле-утилизаторе (17), вырабатывается электроэнергия в паровой (20) и газовых турбинах (9).
Рис. 2. Расчетная схема ЭТУ производства электроэнергии и водорода: 1 - блок получения кислорода; 2 - кислородный компрессор; 3 - газогенератор; 4 - барабан-сепаратор; 5 - регенеративный газо-газовый теплообменник; 6 - система тонкой очистки продуктов газификации; 7 - камера сгорания газовой турбины; 8 - компрессор воздушный; 9 - основная газовая турбина; 10 - реактор конверсии СО; 11-13 - конвективный теплообменник на продуктах конверсии; 14 - компрессор продуктов конверсии; 15 - установка мембранного разделения продуктов конверсии; 16 - расширительная газовая турбина; 17 - котел-утилизатор; 18 - регенеративный подогреватель низкого давления;
19 - конденсатор паровой турбины; 20 - паровая турбина; w - вода, пар; p - пар; k - конденсат; g - газ; у - уголь; o - кислород
Fig. 2. The design model of hydrogen and electricity production EPP: 1 - oxygen production module; 2 - oxygen compressor; 3 - gas generator; 4 - drum-separator; 5 - dry ash collector; 6 - system for fine purification of gasification products; 7 - gas turbine combustion chamber; 8 - air compressor; 9 - primary gas turbine; 10 - CO conversion reactor; 11-13 - convective heat exchanger on gasification products; 14 - compressor of conversion products; 15 - installation of membrane separation of conversion products; 16 - gas turbine expander; 17 - water heat boiler; 18 - low pressure regenerative heater; 19 - steam turbine condenser; 20 - steam turbine; w - water, steam; p - steam; k - condensate; g - gas; y - coal; o - oxygen
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (79) 2009
© Scientific Technical Centre «TATA», 2009
На основании данной схемы была построена математическая модель ЭТУ производства водорода и электроэнергии. Модель установки в целом включает 1105 входных, 1089 выходных и 25 итерационно-уточняемых параметров. Расчет схемы производится итерационным методом Зейделя. Модель ЭТУ ориентирована на конструкторский расчет элементов установки: определение поверхностей нагрева теплообменников, необходимой площади мембранных поверхностей, мощностей привода насосов и компрессоров, мощностей газовых и паровой турбины, термодинамических параметров,
расходов продуктов газификации, продуктов конверсии СО, продуктов сгорания, воды и пара в различных точках схемы и др.
На данной модели были проведены оптимизационные технико-экономические исследования. Основные результаты оптимальных технико-экономических показателей ЭТУ, полученные при разной удельной стоимости палладиевых мембран, цене на отпускаемую от ЭТУ электроэнергию 3 цента/кВтч приведены в табл. 1.
Таблица 1
Показатели оптимальных вариантов ЭТУ с газификацией в кипящем слое по критерию минимума цены водорода
Table 1
Optimal variants of EPP with gasification in fluidized bed according to the minimum
hydrogen price criterion
Показатель, размерность Удельные капиталовложения в мембраны, тыс. долл./м2
6 12 18
Температура процесса конверсии СО, К 970,7 962,6 945,2
Суммарная площадь поверхности мембран, м2 8575 6206 5243
Расход водорода, кг/с 7,3 6,4 5,4
Мощность, МВт:
- паровой турбины 334 346 351
- основных газовых турбин 297 328 349
- кислородных компрессоров 47,8 47,6 47,5
- воздушных компрессоров 371 409 436
- полезная 571 615 642
Годовой расход топлива:
- условного, тыс. т у .т. 2500
- натурального, тыс. т 4600
Годовое производство водорода:
- условного, тыс. т у .т. 750 654 554
- натурального, тыс. т 188 164 140
Годовой отпуск электроэнергии, млн кВтч 4000 4300 4500
Капиталовложения в установку, млн долл. 607 664 696
КПД эксергетический 0,47 0,45 0,43
Цена водорода, долл./т у.т. 191 235 291
В свете Киотских соглашений по выбросам парниковых газов в окружающую среду актуальным представляется определение стоимости продукции ЭТУ получения водорода и электроэнергии с учетом затрат на удаление двуокиси углерода - одного из основных парниковых газов.
В основе удаления СО2 в данной системе лежит криогенный метод. Этот метод представляется более эффективным для удаления диоксида углерода в значительных масштабах, так как, по предварительным
оценкам, он требует меньших затрат по отношению к другим методам очистки (абсорбционным, адсорбционным, мембранным и др.). Применяется система детандерного типа с внешним контуром охлаждения, где в качестве хладагента используется жидкий азот, и регенерацией холода с последних ступеней охлаждения. Упрощенная технологическая схема системы удаления СО2 из продуктов сгорания представлена на рис. 3.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (79) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009
Рис. 3. Система удаления СО2: W1, W22 - газоводяной теплообменник; К1 - компрессор продуктов сгорания; К22 - компрессор азотного холодильного цикла; S1, S2, S22 - сепараторы-отделители жидкой фазы; Т1 - группа охладителей на внешнем хладагенте; Т2 - группа регенеративных охладителей; Т22 - группа охладителей азотного холодильного цикла; D1, D22 - турбодетандеры
Fig. 3. A CO2 removal system:
W1, W22 - gas-water heat exchanger; K1 - compressor of combustion products; K22 - compressor of nitrogen refrigeration cycle; S1, S2, S22 - liquid phase separators; T1 - group of coolers on the external refrigerant; T2 - group of regenerative coolers; T22 - group of coolers of the nitrogen refrigeration cycle; D1, D22 - turbine expanders
При построении математической модели системы удаления СО2 в целом использовались модели входящих в нее элементов: охладителей, регенеративных теплообменников, турбодетандеров, компрессоров, сепараторов, газо-водяных теплообменников и т.д. [3].
При расчетах систем выделения двуокиси углерода криогенными методами возникает необходимость в определении термодинамически равновесного состава многокомпонентных парожидкостных смесей. Точность и скорость нахождения такого состава в значительной мере определяет точность и скорость расчетов указанных систем в целом. Для проведения указанных расчетов применяется разработанный в ИСЭМ СО РАН эффективный метод определения термодинамически равновесного состава многокомпонентных парожидкостных смесей, значительно сокращающий время расчета элементов ЭТУ и характеризующийся высокой точностью. С математической точки зрения расчет равновесного фазового состояния многокомпонентных парожид-костных систем сводится к минимизации функции Гиббса с учетом ограничений-равенств по материальному, энергетическому балансам, ограничений-
неравенств, требующих неотрицательности масс отдельных фаз, логических условий, определяющих область, в которой ищется решение (докритическая, закритическая, с возможностью совместного существования жидкой и паровой фаз и др.). Метод основан на двухэтапном итерационном процессе расчета равновесного состава смеси. На каждом этапе решаются задачи одномерной минимизации функции Гиббса [3]. Предлагаемый метод является базовым при моделировании большинства элементов указанных систем. Следует отметить, что математические модели всех входящих в систему удаления СО2 элементов, в расчетах которых требуется нахождение термодинамического равновесия парожидкостных многокомпонентных смесей, построены с использованием вышеописанного подхода.
Разработанная математическая модель блока удаления СО2 включена в состав ЭТУ производства водорода и электроэнергии для проведения оптимизационных исследований указанных установок с учетом затрат на удаление СО2.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (79) 2009
© Scientific Technical Centre «TATA», 2009
Оптимизационные исследования систем удаления СО2 в составе ЭТУ
Целью оптимизационных исследований, проводимых в работе, является получение оптимальных технико-экономических решений по энерготехнологическим установкам комбинированного производства электроэнергии и водорода с системой удаления СО2 в принятом допустимом диапазоне изменения параметров с учетом неопределенности исходной экономической информации.
При этом одной из основных задач, решаемых с помощью математических моделей ЭТУ комбинированного производства электроэнергии и водорода, является определение оптимальной степени выделения водорода из продуктов газификации.
Оптимизация проводилась по критерию минимума цены водорода при заданной внутренней норме возврата капиталовложений и цене электроэнергии
тш С„ (x, y, km
АКСО N
СО7 а
)
при ограничениях:
H (x,y) = 0, G ( x, y ) > 0, x.< x < x ,
\ 7 S / 7 \ 7 y ; ? -^mm max
IRR = IRRz, NH = + NC02,
где x - вектор независимых оптимизируемых параметров; y - вектор зависимых вычисляемых параметров; Н - вектор ограничений-равенств (уравнения материального, энергетического балансов, теплопередачи и др.); G - вектор ограничений-неравенств; xmm, xmax - векторы граничных значений оптимизируемых параметров; СН2 - стоимость водорода; kê -
удельная стоимость мембран; AKC0i - капиталовло-
Таблица 2
Основные технико-экономические показатели ЭТУ производства СТ и электроэнергии с учетом энергетических и капитальных затрат в системы удаления СО2
Table 2
The main technical and economic indices of SF and electricity production EPP with regard to power consumption and capital investments in C02 removal system
жения в систему удаления СО2; IRR, IRRz - соответственно расчетная и заданная внутренняя норма возврата капиталовложений; N^ - мощность собственных нужд ЭТУ с системой удаления СО2; N^ -мощность собственных нужд ЭТУ без системы удаления СО2; N™2 - мощность собственных нужд
системы удаления СО2.
В качестве альтернативных вариантов экологически чистых топлив в работе рассматривается метанол и диметиловый эфир (ДМЭ), производимые на ЭТУ синтеза метанола и электроэнергии и ЭТУ синтеза ДМЭ соответственно.
Исходная технико-экономическая информация принята на основе ранее проведенных в ИСЭМ СО РАН исследований технологий переработки твердого топлива в синтетические жидкие и газообразные топлива и анализа смет технологических и энергетических производств [1, 2]. Цена угля принята равной 20 долл./т у.т. Внутренняя норма возврата капиталовложений составляет 15%, что соответствует мировой практике при исследовании крупномасштабных проектов.
В табл. 2 даны основные технико-экономические показатели оптимальных вариантов ЭТУ производства СТ и электроэнергии на основе угля с учетом затрат на удаление СО2. Отметим, что затраты энергии на удаление двуокиси углерода из продуктов сгорания характеризуются нелинейной зависимостью и значительным ростом по мере понижения парциального давления СО2 в продуктах сгорания. По этой причине извлечение СО2 производится не полностью, небольшое его количество присутствует в уходящих газах.
Показатели Варианты ЭТУ
получения водорода синтеза ДМЭ синтеза метанола
Выброс СО2 без очистки, тыс. т в год 4GGG 2127 27GG
Извлечение СО2, тыс. т в год 395G 2G7G 2592
Выброс СО2 после очистки, тыс. т в год 5G 57 1G8
Выброс СО2 в продуктах сгорания СТ, тыс. т в год G 31GG 2585
Суммарный выброс СО2 при производстве и сгорании СТ, тыс. т в год 5G 3157 2б93
Мощность в системе удаления СО2, МВт:
- компрессоров продуктов сгорания 5G,1 11,8 19,8
- компрессоров азота в азотной холодильной машине 182,7 91,1 99,5
- детандеров продуктов сгорания 42,4 9,5 17,4
- детандеров азотной холодильной машины 52,2 2б,5 28,2
- собственных нужд суммарная 138 б7 75
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (79) 2009 © Научно-технический центр «TATA», 2009
Годовой отпуск электроэнергии ЭТУ без учета потребления в системе удаления СО2, млн кВтч 4500 1060 1560
Годовой отпуск электроэнергии ЭТУ с учетом потребления в системе удаления СО2, млн кВтч 3334 592 1045
Капиталовложения в ЭТУ без учета систем удаления СО2, млн долл. 890 1350 1150
Кап. вложения в системы удаления СО2, млн долл. 128 86 93
Капиталовложения в ЭТУ с учетом систем удаления СО2, млн долл. 1018 1436 1243
Цена отпускаемой электроэнергии, цент/кВтч 5
Цена производства СТ без учета затрат в системы удаления СО2, долл./т у.т. 198 288 270
Цена производства СТ с учетом затрат в системы удаления СО2, долл./т у .т. 356 325 312
Суммарная стоимость продукции ЭТУ без учета затрат в системы удаления СО2, млн долл. в год 354,7 513,8 442,5
Суммарная стоимость продукции ЭТУ с учетом затрат в системы удаления СО2, млн долл. в год 400 549,6 473,5
Удорожание продукции ЭТУ с учетом затрат в системы удаления СО2, % 11,3 7 6,9
Выводы
Из проведенных исследований видно, что при наблюдаемой в настоящее время высокой цене на нефть и имеющейся тенденции к ее росту водород, получаемый на энерготехнологических установках, может иметь цену, конкурентоспособную с ценами на моторные топлива, получаемые из нефти. Комбинированное производство электроэнергии и водорода из угля на энерготехнологических установках с применением для выделения водорода из продуктов газификации палладиевых мембран является экономически эффективным при удельной стоимости палла-диевых мембран не выше 6-12 тыс. дол./м2. При этом цена водорода, производимого на ЭТУ, при внутренней норме возврата 15% находится в диапазоне 191235 долл./т у.т.
Системы удаления СО2 требуют значительных капиталовложений и потребления электроэнергии на собственные нужды, что обуславливает существенное удорожание производимых синтетических топ-лив. Большая часть электропотребления на собственные нужды установок по производству СТ и электроэнергии связана с работой компрессоров продуктов сгорания и азота в азотном холодильном цикле. Причем дополнительная полезная выработка электроэнергии в детандерах системы удаления СО2
не компенсирует таких затрат энергии. Поэтому в целом затраты на системы удаления СО2, используемые в данных установках, приводят к удорожанию отпускаемой продукции в ЭТУ трех рассмотренных производств - получения водорода, синтеза ДМЭ и синтеза метанола - соответственно на 11,3; 7,0 и 6,9% по сравнению с установками без систем удаления диоксида углерода.
Работа выполнялась при финансовой поддержке НО «Фонд «Глобальная энергия», грант МГ-2009/04/1.
Список литературы
1. Тюрина Э.А. Комбинированное производство искусственного жидкого топлива и электроэнергии: сопоставление технологий // Перспективы энергетики. 2002. Т. 6. С. 377-384.
2. Клер А.М., Тюрина Э.А., Медников А.С. Исследование технологии комбинированного производства водорода и электроэнергии из угля // Изв. РАН. Энергетика. 2007. № 2. С. 145-153.
3. Клер А.М., Тюрина Э.А., Степанов В.В. Оптимизационные исследования энерготехнологических установок сжижения природного газа // Перспективы энергетики. 2006. Т. 10. С. 191-202.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (79) 2009
© Scientific Technical Centre «TATA», 2009
