CC BY
33
УДК 662.747
ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЯ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СИНТЕЗ-ГАЗА, ПОЛУЧАЕМОГО ПРИ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ
Ю.Е. НИКОЛАЕВ, А.М. ЧЕРТЫКОВ, А.Н. МРАКИН Саратовский государственный технический университет, г. Саратов
В статье рассмотрена методика выбора направления рационального использования синтез-газа, получаемого при парокислородной газификации угольной пыли при атмосферном давлении. Выполнены расчеты тепловой и экономической эффективности энерготехнологической установки с учетом системных факторов и применением комплексных показателей совершенства предложенной схемы.
Ключевые слова: газогенератор, котел-утилизатор, паровая турбина, газотурбинная установка, электроэнергия, горючий газ, тепловая экономичность, эксергетический КПД, экономическая эффективность, себестоимость продукции.
Энергетической стратегией России на период до 2030 года планируется масштабное вовлечение в топливно-энергетический баланс всех видов твердого топлива и в первую очередь - углей. Предполагается внедрение передовых технологий прямого сжигания угля с повышением давления свежего пара до суперсверхкритического уровня, сжигание угля в кипящем слое, плазменное воспламенение низкосортных углей, газификация топлива и др. Наиболее перспективным направлением является газификация угля с производством электрической, тепловой энергии и химической продукции на ТЭС [1]. Такие энерготехнологические установки (ЭТУ) могут сооружаться с использованием современных методов переработки углей, таких как автотермическая поточная парокислородная газификация, которая служит источником производства синтез-газа (смесь оксида углерода и водорода) [2]. Синтез-газ может транспортироваться потребителям для последующего использования в химической промышленности, для выделения водорода или сжигания в энергетических установках.
В данной статье предпринята попытка оценить тепловую и экономическую эффективность различных направлений использования синтез-газа в условиях современных рыночных отношений.
Тепловая схема ЭТУ для выработки синтез-газа показана на рис. 1. Исходный уголь, поступающий на газификацию в газогенератор 1, предварительно измельчается и подсушивается до требуемых показателей в системе подготовки угольной пыли 2. Кислород на газификацию вырабатывается в криогенной воздухоразделительной установке 3 (может использоваться и современная мембранная технология получения кислорода, при этом достигается экономия затрат электроэнергии до 35-47%), пар на газификацию подается из отбора паротурбинной установки 9. Образовавшийся генераторный газ имеет температуру порядка 1660 оС и последовательно проходит котел-утилизатор 4, вырабатывающий пар высокого давления; систему очистки генераторного газа от сернистых соединений и летучей золы 5, в ней выделяется серосодержащий продукт, который направляется на реализацию; котел-утилизатор 6, вырабатывающий пар низкого давления; газовый подогреватель конденсата 7; турбокомпрессор синтез-газа 8, с помощью которого он отпускается потребителю или направляется на полное сжигание в камере сгорания газотурбинной установки 17. В паросиловом цикле используется следующее оборудование:
© Ю.Е. Николаев, А.М. Чертыков, А.Н. Мракин Проблемы энергетики, 2011, № 3-4
электрогенератор 10, конденсатор отработавшего пара 11, конденсатный насос 12; деаэратор 13; питательный насос 14; бустерный насос 15; установка водоподготовки 16 и котел-утилизатор на продуктах сгорания 18.
Рис. 1. Тепловая схема энерготехнологической установки, вырабатывающей электроэнергию и
водородосодержащий газ
Исходными данными для расчета схем явились: 1) топливо - Кузнецкий каменный уголь, 2) место расположения - Восточная Сибирь, 3) продолжительность работы - 8000 ч/год, 4) срок строительства 5 лет. Для сравнительной оценки введен балансовый показатель у, равный расходу синтез-газа, использованному на ЭТУ, отнесенного ко всему объему выработанного газа,
в
т.е. у =
эту
в
. Степень термодинамического совершенства возможно оценить с
выр
помощью системного эксергетического КПД [3]:
Пех =
Е + Е
^ээ^ ^гг
Е т + АЕ эгэ /пкэс + АЕ ггг /пеху
■, %
(1)
где Е^ - годовой отпуск электроэнергии, кВт*ч/год; Е^г - отпуск эксергии
синтез-газа, кВт*ч/год; Ет - эксергия израсходованного топлива, кВт*ч/год; АЕ^
- выработка электроэнергии на замещающей ТЭС, кВт-ч/год; ЛЕгг -производство эксергии генераторного газа на замещающей ЭТУ, кВт-ч/год; Пе^,
П^ - эксергетические КПД замещающей ТЭС и ЭТУ.
Расчет количественных показателей трех схем, отличающихся направлением использования синтез-газа, приведен в табл. 1. При у=0 весь выработанный газ направляется потребителям, при у=1 - используется в парогазовой установке для производства электроэнергии, при у=0,5 - для отпуска потребителям и выработки электроэнергии. КПД замещаемой ТЭС и ЭТУ приняты 35,0% и 65,6% соответственно.
Таблица 1
Количественные показатели трех направлений использования синтез-газа
Показатель, ед. изм. Направление использования газа
у=0,0 У = 0,5 У = 1,0
Расход угля, т/ч 324 324 324
Отпуск синтез-газа потребителю, тыс. м3/ч 1766 883 -
Электрическая мощность, МВт
-ГТУ - 204 409
-ПТУ 14 23 46
Эксергетический КПД 65,6 51,9 38,3
Направление использования синтез- Отпуск 50% - сжигание в Полное
газа потребителю ГТУ и 50% - отпуск потребителю сжигание на комплексе
Как следует из расчетов, наибольший эксергетический КПД получается в варианте отпуска произведенного синтез-газа потребителям и выработки электроэнергии за счет его охлаждения.
Экономическую эффективность оценим по величине интегрального эффекта [4]:
Т 1 ТСТР 1
= £ № - Зг)--7 - 2 К--1, млн. руб., (2)
Э
инт
*=тСТР +1 (1 +Е) 1=0 (1 + Е
где Я( - результат (доходы), достигаемые на ¿-м шаге расчёта; З{ -эксплуатационные расходы, осуществляемые на ¿-м шаге; Т - продолжительность расчётного периода или горизонт расчёта; Тстр - продолжительность
строительства; а* = 1/(1 + Е) - коэффициент дисконтирования; Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал; * - номер шага расчёта, как правило, по годам, начиная с момента осуществления проекта (строительства и монтажа); К* - капиталовложения на ¿-м шаге. Представим эксплуатационные затраты как
3( = Зт + Зрем + Зам +Ззп+Зпр + Л3кэс + Л3эту , млн. руб./год
где Зт, Зрем, Зам, Ззп, Зпр - затраты на топливо, ремонт, амортизацию
оборудования, оплату труда и социальных отчислений, прочие виды расходов; Л3кэс = ЛЭ ■ зкэс - затраты на замещающую ТЭС; Л3эту = Лвгг • зэту - затраты на
замещающую ЭТУ по производству генераторного газа; АЭ, Авгг - количество электрической энергии и синтез-газа, выработанного на замещающих ТЭС и ЭТУ; зкэс, зэту - удельные затраты в замещающие установки.
Удельные затраты в замещаемые энергообъекты представим следующими зависимостями:
Е ' ¿кэс
зтэс = Ьэ ■ СТ +-, руб./кВт-ч;
т Р
Е ■ к
зкэс = V + „эту , руб./м3, вгг
где Ьэ - удельный расход топлива на ТЭС, кг/кВт-ч; Ст - стоимость топлива, руб./кг; Е - норма дисконта; ктэс - удельные капиталовложения в угольную ТЭС, руб./кВт; т р -число часов использования электрической мощности ТЭС, ч/год; ^гг - себестоимость производства генераторного газа на ЭТУ, руб./м3; кэту
- капиталовложения на сооружение ЭТУ, руб.; вгг - годовая выработка генераторного газа, м3/год.
Себестоимость синтез-газа определялась с применением эксергетической методологии, согласно которой затраты на производство каждого вида продукции пропорциональны суммарной эксергетической производительности, из выражений:
Е г Е г
Рээ = гЕээ г и ргг = гЕгг г , (6)
Еээ + Егг Еээ + Егг
о Згэ 3£ ■ Рээ „ о Згг 3£ ■ Ргг /*7\
Лээ = —- =-г— и Лгг = _— =-г-. (7)
Э Э ^в"гг ^в"гг
Задаваясь значением рентабельности производства, можно оценить стоимость каждого вида продукции.
Капиталовложения в ЭТУ определяются поэлементно и складываются из капиталовложений в отдельные узлы, агрегаты, сооружения и включают следующие составляющие:
К = (1 + Х1 + X 2) ■ (Квру + Ктр + К тд +К топ+ Кзшу + Кпт + Кгт + +Кэлек+Кгг + Кку + Кнпг) , млн. PУб., (8)
где Х1 - поправка на производство строительно-монтажных работ; х 2 - поправка
на неучтенное оборудование; Квру , Ктр , Ктд, Ктоп, Кзшу , Кпт, Кгт , Кэлек,
Кгг, Кку, Кнпг - стоимость воздухоразделительной установки, трубопроводов,
тяго-дутьевого оборудования и компрессора синтез-газа, топливного хозяйства, системы золошлакоудаления, паровой турбины, газовой турбины, электротехнического оборудования, газогенераторов, котлов-утилизаторов, низкопотенциальной группы, млн. руб.
Оценка капиталовложений проводилась согласно методики [5] для каждого варианта использования синтез-газа, результаты расчетов представлены в табл. 2.
Таблица 2
Структура капиталовложений для трех схем использования синтез-газа_
Ед. изм. Направление использования газа
Оборудование у=0,0 У = 0,5 У = 1,0
Воздухоразделительная установка млн. руб. 753,7 753,7 753,7
Трубопроводная система млн. руб. 37,8 44,3 51,0
Тягодутьевое оборудование с млн. руб. 700,2 700,2 700,2
компрессором синтез-газа
Топливная система млн. руб. 3145,6 3145,6 3145,6
Золошлакоудаление млн. руб. 35,8 35,8 35,8
Паровая турбина млн. руб. 428,6 516,1 603,4
Дымовая труба и газоходы 0,0 41,7 83,3
Электрооборудование млн. руб. 187,8 274,6 361,7
Низкопотенциальная группа млн. руб. 499,4 524,1 550,7
Газогенераторы, включая один млн. руб. 7717,3 7717,3 7717,3
резервный
Котлы-утилизаторы и подогреватели млн. руб. 754,7 802,9 851,3
конденсата
Газотурбинная установка млн. руб. 0,0 601,7 1203,4
Расчеты интегрального эффекта проводились с учетом динамики цен на топливо, электрическую энергию и синтез-газ на период до 2020 года, при этом годовой темп роста цен на уголь принят 6-8%, электрическую энергию - 10%, синтез-газ - 20% (по аналогии с природным газом) [6, 7]. Для экономических расчетов приняты базовые цены 2010 г.: Ьэ = 0,35 кг/кВт-ч; СТ = 900 руб./т; ^ = 0,96 руб./м3; Е = 0,1; вгг = 5065,5 млн. м3/год; ккэс = 56000 руб./кВт; тр = 8000 ч/год, х 1 = 15 %,
X2 = 7 %, налог на прибыль 21%, срок жизни объекта 30 лет. Результаты
экономического расчета для базового уровня цен 2010 года представлены в табл. 3.
Таблица 3
Экономический расчет вариантов схем
Ед. изм. Направление использования газа
Показатель у=0,0 У = 0,5 У = 1,0
Капиталовложения в ЭТУ млн. руб. 17400 19430 21480
Производственные издержки на - топливо млн. руб. 2508 2508 2508
- амортизацию - ремонт - заработную плату - прочие виды расходов 1740 348 31 286 1944 389 42 290 2147 429 50 294
Затраты на замещающую ТЭС млн. руб. 8828 4414 0
Затраты на замещающую ЭТУ млн. руб. 0 5065 10131
Суммарные производственные млн. руб. 13741 14652 15559
издержки
Выручка от реализации млн. руб. 8503,5 8503,5 8503,5
электроэнергии
Выручка от реализации генераторного газа млн. руб. 9624,5 9624,5 9624,5
Налоговые отчисления млн. руб. 3807 3807 3807
Интегральный эффект млн. руб. 12475 5607 -1253
Результаты экономического расчета для уровня цен на энергоносители, энергетическое оборудование с учетом инфляции для 2010, 2015 и 2020 годов [8] приведены на рис. 2.
Рис. 2. График зависимости интегрального эффекта от степени использования синтез-газа
Анализ данных в табл. 2 и рис. 2 показывает, что наибольшие капиталовложения получаются в варианте полного сжигания синтез-газа на ЭТУ, при этом интегральный эффект достигает отрицательных значений. Рост цен на энергоносители приводит к росту эффективности энергоустановки, а максимальное значение Эин получается при отпуске синтез-газа потребителям.
Влияние неопределенности цен на энергоносители и капиталовложений в ЭТУ на относительное изменение интегрального эффекта при у = 0,0 и у = 1,0 показано на рис. 3, 4.
3,50
£ «
? и
| -е-
I £
= л
л р
I я = С.
= Ь
£ £
3,00 2,50 2,00 1,50 ¡,00 0,50 0,00
"*з
1
0,80
1,40
0,90 1,00 1,10 1,20 1,30
Относительное изменение стоимостной характеристики
Рис. 3. Влияние относительного изменения стоимостных характеристик на величину интегрального эффекта ( у=0,0 ): 1 - стоимость угля; 2 - капитальные вложения; 3 - тариф на электроэнергию; 4 - тариф на генераторный газ
4,00
0,80 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40
Относительное изменение стоимостной характеристики
Рис. 4. Влияние относительного изменения стоимостных характеристик на величину интегрального эффекта ( у = 1,0 ): 1 - стоимость угля; 2 - капитальные вложения; 3 - тариф на электроэнергию; 4 - тариф на генераторный газ
Из анализа рис. 3 и 4 следует, что наибольшее влияние на эффективность ЭТУ оказывают стоимость синтез-газа и электроэнергии.
Выводы
1. Предложена методика расчета тепловой и экономической эффективности энерготехнологической установки с поточной парокислородной газификацией угля при различных направлениях использования вырабатываемого синтез-газа.
2. Максимальный энергетический и экономический эффект достигается при производстве на ЭТУ синтез-газа для коммерческой реализации потребителю.
3. Наибольшее влияние на экономическую эффективность ЭТУ оказывают стоимость синтез-газа и электроэнергии.
Summary
In article the technique of a choice of a direction of rational use of the synthesis-gas received at steam-oxygen gasification of a coal dust at atmospheric pressure is considered. Calculations thermal and economic efficiency power-technological installations taking into account system factors and application of complex indicators of perfection of the offered scheme are executed.
Key words: gas-generator, a copper-utilizator, the steam turbine, the gas turbine installation, the electric power, combustible gas, thermal profitability, exergy efficiency, economic efficiency, production cost price.
Литература
1. Щинников П.А. Перспективные ТЭС. Особенности и результаты исследования. Новосибирск: Изд. НГТУ, 2007. 284 с.
2. Белосельский Б.С. Внутрицикловая газификация твердого топлива на электростанциях с получением экологически чистого газа. М.: Изд-во МЭИ, 1996. 56 с.
3. Николаев Ю.Е., Мракин А.Н. Возможности создания энергокомплексов с газификацией топлива для энергообеспечения городов // Промышленная энергетика. 2009. №9. С.2-7.
4. Методические рекомендации по оценки эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция) / В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров и др. М.: Экономика, 2000. 256 с.
5. Ларионов В.С., Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Зыков В.В. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС: Учеб. пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. 31 с.
6. Кожуховский И.С., Дмитриев А.С., Говсиевич Е.Р., Алешинский Р.Е. Новые "чистые" технологии сжигания угля как фактор перспективного развития угольной энергетики России // Энергетик. 2008. №7. С. 2-5.
7. http://www.newtariffs.ru/
8. Кононов Ю.Д., Кононов Д.Ю. Зависимость требуемой динамики тарифов от темпов и условий развития электроэнергетики // Теплоэнергетика. 2004. №1. С.44-47.
9. Автономов А.Б., Денисов В.И., Морозов О.В. Особенности технико-экономического обоснования инвестиционных проектов тепловых электростанций // Электрические станции. 2008. №3. С.4-9.
Поступила в редакцию 31 мая 2010 г.
Николаев Юрий Евгеньевич - д-р техн. наук, профессор кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета (СГТУ). Тел.: 8 (8452) 99-87-47. E-mail: termo@sstu.ru.
Чертыков Александр Михайлович - канд. техн. наук, доцент кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета (СГТУ). Тел.: 8 (8452) 52-64-61. E-mail: tes@sstu.ru.
Мракин Антон Николаевич - аспирант кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета (СГТУ). Тел.: 8 (8452) 63-89-13. E-mail: anton1987.87@mail.ru.
