CC BY
12
I
УДК 621.03
ОПТИМИЗАЦИЯ ЭНЕРГОИСПОЛЬЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ВЫДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТОВ ПРИ ТЕРМОКАТАЛИТИЧЕСКОЙ ПЕРЕРАБОТКЕ СЕРНИСТЫХ СЛАНЦЕВ ПОВОЛЖЬЯ
Получение сераорганических полупродуктов из парогазовых продуктов термокаталитической переработки волжских сланцев (тиофена, 2-метилтиофена), а также чистого энергоносителя связано с большими эксплуатационными и капитальными затратами, особенно на стадии выделения газового бензина и сероводорода. В работе рассматривается оптимизация данной стадии переработки волжских сланцев. В качестве оптимизируемых параметров выступают давление по тракту парогазовых продуктов - параметр, который в наибольшей степени влияет на капиталоемкость и энергоемкость производства, коэффициенты расхода орошения в установках улавливания газового бензина и сероводорода, а также коэффициенты расхода флегмы при выделении газового бензина и сероводорода из поглотителя. Оптимизация осуществляется по программе, разработанной в среде Турбо Паскаль 7.0, созданной на основе математического моделирования процессов выделения газового бензина и сероводорода из газообразных продуктов и процесса утилизации остаточного сланцевого газа в ГТУ с котлом-утилизатором. Приведены результаты работы программы для оптимизации представленных параметров при переработке на сланцеперерабатывающем предприятии - 1 млн. тонн сланца в год с рабочей влажностью 20%.
Горючие сланцы Поволжья являются источником получения ценной химической продукции, газообразного бессернистого топлива и компонентов стройматериалов.
Технология переработки сернистого волжского сланца, основанная на полукоксовании в установке с твердым теплоносителем (УТТ) при температуре 480 -500°С [1] с последующим термокаталитическим крекингом парогазовых продуктов при температуре 550-700°С [3] ориентирована, в первую очередь, на получение сераорганических продуктов (тиофена и 2-метилтиофена) (рис.1). Стоимость тиофена на мировом рынке в настоящее время составляет 110 БМ за 1 литр. В России и странах СНГ указанные вещества не производятся, что резко снижает возможности синтеза большой группы лекарственных средств.
Представляемая в статье технология при переработке 1 млн. тонн в год волжских сланцев с рабочей влажностью 20% позволяет получать следующую товарную продукцию, тыс.т/год[2]:
- битум дорожный- 80;
- бензол технический-3,5;
- тиофен технический(80% масс)-0,95;
- толуол технический-2,5;
- 2-метилтиофен(78% масс)-1,5;
© И.А. Тихонов, В. Ф. Симонов
Проблемы энергетики, 2003, № 1-2
И.А. ТИХОНОВ, В.Ф. СИМОНОВ
- ксилолы 0,23;
- газовую серу-10,0;
- прокаленный зольный остаток-530.
Рис.1. Принципиальная схема сланцеперерабатывающего предприятия:
1 - полукоксование сланца в установке с твердым теплоносителем (УТТ-3000);
2 - термокаталитический крекинг; 3 - система конденсации парогазовой смеси;
4 - битумная установка; 5 - система ректификации сланцевого и газового бензина;
6 - установка выделения газового бензина; 7 - установка выделения кислых газов ( H2S, CO2);
8 - установка получения серы по методу Клауса; 9 - компрессорный агрегат для сжатия парогазовой смеси
Получающийся после термокаталитической переработки сланца газ очищается от СО2 и Н28 и направляется на собственные нужды предприятия и для работы газотурбинной установки с котлом-утилизатором. Расчетный состав газа, %(об): Н2-21,5; СпИ2п+2-38; СпИ2п-20,3; СО-20,2. Низшая теплота сгорания Qн=46,5 мДж/м3.
В качестве головного процесса технологии полукоксования карьерного сланца используется новый способ переработки сланца полукоксованием в УТТ с последующим каталитическим крекингом парогазовой смеси при температуре 650-700°С [3]. Работами, выполняемыми в СГТУ, показано, что использование этого способа при соответствующей организации процесса позволяет получать широкую гамму продуктов (тиофен, 2-метилтиофен, бензол, толуол и т. д.), содержащихся в газовом бензине, а также чистый энергоноситель для энергоснабжения технологии.
Парогазовые продукты после термокаталитической переработки сланца конденсируются с выделением тяжелой фракции смолы (температура>280°С), легко-средней фракции (280-90°С), сланцевого бензина (90-40°С) и фенольной воды (рис.1). Тяжелая и легко-средняя фракции смолы направляются на окисление в битумную установку с получением дорожного битума. Сланцевый бензин идет в систему ректификации совместно с газовым бензином, получаемым на стадии выделения из парогазовых продуктов. Парогазовая смесь сжимается в
компрессорном агрегате для создания соответствующих условий работы систем выделения газового бензина и сероводорода, а также газотурбинной установки.
Рациональное энергоиспользование в системах зависит прежде всего от давления по тракту парогазовых продуктов. Давление в значительной степени определяет капиталовложения в оборудование стадий выделения, а также потребление или выработку энергоносителей[4].
К другим факторам, влияющим на энергоэффективность и
капиталоемкость производства, относятся:
- коэффициент расхода орошения в абсорбере при улавливании газового бензина;
- коэффициент расхода флегмы в десорбере при выделении газового бензина из поглотителя;
- коэффициент расхода орошения в абсорбере при улавливании сероводорода и диоксида углерода;
- коэффициент расхода флегмы в десорбере при выделении сероводорода и диоксида углерода из поглотителя.
В этих условиях оптимизация энергоиспользования в системе выделения сводится к определению оптимальных значений давления и коэффициентов расхода соответствующих материальных потоков с учетом их влияния на систему и друг на друга. Оптимизация осуществлялась градиентным методом направленного поиска минимума значения критерия оптимальности. В качестве критерия оптимальности использованы годовые расчетные затраты в предприятие, в основу которых положены соотношения величин капитальных вложений с рыночным коэффициентом эффективности рин и эксплуатационных затрат, входящих в себестоимость получаемой продукции[7].
АЗ*=(Иээ + Итэ) •(1 -Гн) + [(Ра + Ро) •(1 -Гн) + Рин]х
х (К гту + К агб + К акг + К к + К ку + 2 К пу),
где Иээ, Итэ - соответственно затраты на электрическую и тепловую энергию, потребляемую со стороны; ун - усредненная доля отчислений от прибыли предприятия по налогам в федеральный и местный бюджеты; ра, ро - доли от капиталовложений, связанные с отчислением на амортизацию и затратами на обслуживание оборудования; рин - сложившийся региональный коэффициент
эффективности инвестиций; Кгту, Кагб, Какг, Кк, Кку, 2 Кпу - капитальные
затраты, соответственно, в ГТУ, в установку выделения газового бензина, в установку выделения И28 и С02, в компрессорный агрегат, в котел-утилизатор и прочее вспомогательное оборудование.
Такое выражение критерия получено в представлении о неизменности объема и качества (а следовательно, и биржевой стоимости) реализуемой продукции. При этом минимум расчетных затрат соответствует максимуму прибыли, остающейся в распоряжении товаропроизводителя с учетом налоговых отчислений в федеральный и региональный бюджеты.
При моделировании процессов выделения газового бензина и сероводорода использовались известные уравнения, описывающие процессы абсорбции и десорбции газового бензина и сероводорода из соответствующих поглотителей.
Расчет числа тарелок абсорбера основан на модели абсорбционной колонны со ступенчатым контактом фаз. Расчет заключается в последовательном определении от ступени к ступени составов фаз с помощью уравнения фазового равновесия, а также уравнений рабочих концентраций фаз.
Расчет числа тарелок десорбера осуществляется тем же способом, что и в абсорбере с учетом разных уравнений рабочих линий для укрепляющей и исчерпывающей частей десорбера.
Скорость газа при моделировании тарельчатого абсорбера для выделения газового бензина и кислых газов определялась по эмпирическому уравнению [5]
о = [0.1 * к1 * к 2 *4Й - к 3 * (g - 35)] »V Рж / Рг ,
где к1, к2, к3 - коэффициенты, зависящие от типа тарелки и давления в абсорбере; Н - расстояние между тарелками; Рж, Рг - соответственно плотности абсорбента и сланцевого газа.
Учитывая эмпирический характер определения скорости, проводится проверка правильности принятого значения Н расчетом величины уноса абсорбента с тарелки на тарелку.
Расчет утилизационной ГТУ, установленной после очистки сланцевого газа от ^8 и СО2, в модели отражен следующим образом. Исходя из условий оптимизации давление сланцевого газа, поступающего в ГТУ, будет меняться. Тем самым, полезная мощность, вырабатываемая в ГТУ, также будет различной. Следовательно, необходимо произвести расчет ГТУ при переменном режиме [6] и в конечном итоге получить универсальную характеристику изменения вырабатываемой мощности в ГТУ от давления газа.
Так как вырабатываемая электроэнергия в ГТУ частично поступает непосредственно в установки выделения газового бензина и сероводорода, то затраты на электроэнергию в расчетных затратах будут определяться следующим образом:
Иээ = (МГ + МГб + Мкг + Мпр - МГТУ) т'Цээ,
где, N г , N Гб, Nкг - соответственно мощности, потребляемые компрессором на сжатие парогазовой смеси, установкой выделения газового бензина и установкой выделения Н28 и СО2; Nпр - мощность, потребляемая на собственные нужды
предприятия, не связанные с системами выделения газового бензина и
сероводорода, по данным [8] Nпр = 3700 кВт; N гту - полезная мощность,
вырабатываемая утилизационной ГТУ; т - число часов работы установки в год на расчетной производительности; Цээ - стоимость электроэнергии, руб/кВт час.
Затраты на тепловую энергию
Итэ = (0-дгб + О-дкг + @пр -2гту)'т'Цтэ,
где йдгб, йдкг" соответственно теплопотребление в десорберах систем выделения газового бензина и сероводорода; Qпр - теплопотребление на собственные нужды
предприятия, не связанное с системами выделения газового бензина и сероводорода, по данным [8] Qпр = 3000 кВт; Qгту - тепловая мощность,
вырабатываемая котлом-утилизатором утилизационной ГТУ; Цтэ - стоимость
тепловой энергии, руб/ГДж.
Комплексное решение задачи оптимизации энергоиспользования осуществлялось при доверительном интервале по избыточному давлению от 0,1 мПа до 1 мПа. Такой интервал выбран с учетом возможностей работы утилизационной ГТУ с котлом-утилизатором [6]. Коэффициенты расхода ограничивались интервалом от 1,05 до 7.
На основе вышеописанных процессов выделения газового бензина и сероводорода с учетом утилизационной ГТУ разработана программа в среде Турбо Паскаль 7.0 для определения оптимальных режимных параметров, представленных выше.
С помощью данной программы были произведены расчеты применительно к сланцеперерабатывающему предприятию для переработки 1 млн. тонн карьерного сланца в год при содержании органической массы на сухое вещество около 20%.
В качестве иллюстрации работы программы была рассчитана зависимость оптимального давления от стоимости электроэнергии и коэффициента эффективности инвестиций для системы выделения газового бензина и сероводорода с утилизационной ГТУ (рис.2). Приведенные на рис.2 результаты получены при Цтэ=150 руб/ГДж, (Ро+Ра)= 0,12, ун =0,256. Также рассчитана
зависимость оптимального коэффициента расхода флегмы в десорбере при выделении газового бензина от стоимости тепловой энергии и от коэффициента эффективности инвестиций (рис.3) при Цээ=0,4 руб/кВт час.
Рол. мПо 1 2 3
0,2 0.4 0.6 0,8 Рин
Рис.2 Зависимость оптимального давления от коэффициента эффективности инвестиций при стоимости электроэнергии, руб/кВтч:
1- Цээ=0,2; 2- Цээ=0,4; 3- Цээ=0,5; 4- Цээ=0,7; 5- Цээ=1
50 100 150 200 Цтэ. руб/ГД*
Рис.3 Зависимость оптимального коэффициента расхода флегмы в установке выделения газового бензина от стоимости тепловой энергии при различных коэффициентах эффективности инвестиций:
1 - Рин=0,2; 2- Рин=0,4; 3- Рин=0,6; 4- Рин=0,8
Полученные данные позволяют, например, спрогнозировать влияние экономической обстановки в стране и регионе на оптимальные технические характеристики промышленной установки. Так, из рисунка 2 следует, что во всем исследованном интервале изменения коэффициента эффективности инвестиций с увеличением этого экономического показателя происходит увеличение оптимального давления в системе выделения. При этом увеличение стоимости электроэнергии приводит к уменьшению оптимального давления, что вызвано решающим влиянием на эксплуатационные затраты мощности, потребляемой компрессорным агрегатом на сжатие сланцевого газа. Из рисунка 3 видно, что увеличение стоимости тепловой энергии приводит к уменьшению оптимального значения коэффициента расхода флегмы. Увеличение коэффициента эффективности инвестиций, наоборот, вызывает увеличение оптимального значения коэффициента расхода флегмы, что связано с возрастанием влияния капитальных затрат в структуре целевой функции.
Выводы
1. Разработана система уравнений, позволяющих производить комплексную оптимизацию процессов выделения ценных продуктов переработки сернистых сланцев Поволжья.
2. Выбраны параметры оптимизации, позволяющие создать систему выделения с оптимальным уровнем энергоиспользования.
3. Для подтверждения работоспособности математического описания рассчитано влияние ряда экономических факторов на значения оптимальных характеристик.
Summary
The production of sulfur-bearing organic intermediates from gas products of the Volga region oil shale (thiophene, 2-methyl-thiophene, toluene, etc.) catalytic thermal treatment is connected with considerable operating and capital costs, particularly at the stage of natural gas gasoline (NGG) and sulfurated hydrogen (SH) extraction. The report considers optimization of this stage of the Volga region oil shale processing. The parameters to be optimizated are pressure in the gas-vapor product path and coefficients of surplus irrigation in the plants for NGG and SH extraction. The optimization is carried out with the aid of the program developed in the Turbo-Pascal 7.0 medium created on the basis of mathematical modeling of the processes for NGG and SH extraction and the process of residual shale gas reclaiming in a gas-turbine power plant (GTPP) provided with a waste-heat boiler. The results of the program effect to achieve optimization of the given parameters at the processing of one million tons of shale with 20% operating humidity per year at a shale-processing factory are presented.
Литература
1. Волков Э. П., Потапов О. П. и др. Некоторые результаты освоения УТТ-3000 на эстонской электростанции// Горючие сланцы, 1995.-Т.12.- №2.
2. Симонов В. Ф. Технические предложения по комплексной безотходной
переработке сернистого сланца// Проблемы эффективного использования энергоносителей и низкосортных топлив в промышленности: Мат.
Международной конф. Саратов, 1998.- С. 5-7.
3. Симонов В.Ф., Прелатов В.Г. Способ термической переработки сернистых сланцев: А.с. №2094447, RU C1 6 C 10 В53/06.//Б.И. 1997.- №30.
4. Тихонов И. А., Симонов В. Ф. Оптимизация давления в системе использования парогазовых продуктов термической переработки сернистого сланца// Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: Мат. Межвуз. Науч. Конф. Самара, 1999.- С. 70-73.
5. Рамм В. М. Абсорбция газов.- М.: Химия, 1976.-654с.
6. Костюк А. Г., Шерстюк А. Н. Газотурбинные установки.- М.: Высшая школа, 1979.-254с.
7. Попов А.И., Симонов В. Ф., Попов Р. А. Критерии сопоставления и оптимизации энергосберегающих решений в рыночных условиях// Материалы Межвуз. Науч. Семинара по проблемам теплоэнергетики. Саратов. 1996.- С. 87-91.
8. Симонов В. Ф., Каширский В. Г., Прелатов В. Г. и др. Техническое предложение по созданию предприятия по переработке сланца коцебинского месторождения. Саратов. СГТУ, 1998.- 62с.
