Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Оценка энергетической эффективности теплотехнологических установок промышленных предприятий. Учебное пособие
.pdf
После ВТУ 1 дымовые газы а разделяются на два потока, первый
поток b подается в реакционное пространство термохимического реактора 3, активированного никельсодержащим катализатором, в который также подается природный газ d, где, в результате протекания
реакций паровой и углекислотной конверсии, образуется конвертированный газ e, содержащий горючие компоненты (СО, Н2, СН4). Второй поток дымовых газов с направляется на поверхностный обогрев
реактора. Остаточная теплота второго потока дымовых газов утилизируется в рекуперативном воздухоподогревателе 2, в котором происходит нагрев холодного дутьевого воздуха i, в результате дымовые
газы f охлаждаются до температуры уходящих дымовых газов g.
Основным узлом данной системы термохимической регенерации
является термохимический реактор (реактор-реформер), который может иметь различные конструктивные особенности. Главным условием целесообразности установки того или иного типа термохимического реактора является осуществимость глубокой степени конверсии
природного газа. Это достигается за счет использования эффективного катализатора и нагрева газовой смеси до высоких температур за
счет использования дымовых газов с высокой температурой в качестве окислителя углеводородного сырья. Общий вид термохимического реактора приведен на рис. 6.13.
Р и с. 6.13. Термохимический реактор: а – трубчатый; b – пластинчатый
121
В общем виде результирующее химическое уравнение, описыва-
(
)
=++
+
(
)
ε−−ε+γ+β+α=
ющее процессы, протекающие в термохимическом реакторе, можно
записать:
N52,7OH2COkСН
хим422
2224
моль/кДж,Q1CHNHCO
.(6.51)
Здесь смесь газов (СО2+2Н2О+7,52N2) представляет собой продукты полного сгорания метана в среде воздуха при α = 1,0. При
условии полного окисления метана и стехиометрического количества
дымовых газов коэффициенты перед соответствующими компонентами реакции (2.43) будут равны:
k= 1/3. α=4/3. β=8/3. γ=2,51. ε=0. (6.52)
В этой схеме, полученный в термохимическом реакторе конвертированный газ (синтетическое топливо) используется как топливо
для ВТУ.
Основные преимущества данного способа ТХР:
− отсутствие необходимости дополнительного производства во-
дяного пара и углекислого газа и нагрева их до высокой температуры;
− высокая степень регенерации теплоты отходящих дымовых
газов.
ВОПРОСЫ К ГЛАВЕ 6
1. Что такое тепловые отходы? Назовите источники тепловых отходов в
теплотехнологических комплексах.
2. Термодинамически идеальная теплотехнологическая установка и её ос-
новные свойства (принципы).
3. Классификация тепловых схем теплотехнологических установок.
4. Теплотехнологическая схема с элементами регенеративного теплоис-
пользования: описание и назначение.
5. Термическая регенерация теплоты. Экономия топлива за счет использо-
вания термической регенерации.
6. Преимущества и недостатки термической регенерации теплоты.
7. Устройства, применяемые для термической регенерации.
8. Порядок расчета стального рекуператора. Описание последовательно-
сти расчета без конкретных формул и зависимостей.
122
9. Предварительная тепловая обработка сырья. Преимущества и недо-
статки этого способа регенерации теплоты.
10. Сущность термохимической регенерации теплоты дымовых газов.
11. Основные преимущества термохимической регенерации теплоты в
сравнении с термической регенерацией.
12. Схема термохимической регенерации теплоты отходящих дымовых га-
зов за счет паровой конверсии метана.
13. Схема термохимической регенерации теплоты отходящих дымовых га-
зов за счет конверсии метана продуктами его полного сгорания.
Глава 7. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК С
ИНТЕГРИРОВАННЫМИ ГАЗОВЫМИ ТУРБИНАМИ
Предприятия нефте- и газоперерабатывающей, нефтехимической
(в том числе производства синтетического каучука) и химической
(органической и неорганической) промышленности относятся к числу
ведущих отраслей промышленного производства, определяющих
уровень экономики страны. Рост объемов и глубины переработки
нефти, повышение качества и ассортимента продукции сопровождаются увеличением абсолютного потребления топливноэнергетических ресурсов (ТЭР). Доля энергозатрат в структуре эксплуатационных расходов достигает для ряда производств 50 %. В химической промышленности объем потребления ТЭР в основном
определяют несколько энергоемких продуктов – аммиак, метанол,
каустическая сода, кальцинированная сода, химические волокна и
пластмассы. В 2000 году на производства аммиака было израсходовано более 15 % всей электроэнергии, потребляемой химической
промышленностью.
Одним из направлений повышения энергетической и соответственно экономической эффективности этой группы производств является создание и внедрение комбинированных теплотехнологических установок (КТТУ) на базе интегрированных (встроенных) в технологическую схему газотурбинных установок (ГТУ) малой и сред-
123
ней мощности. КТТУ состоит, таким образом, из децентрализованно-
ТТУ
ТТУ
сп
сп
ГТУ
ТТУ
ГТУ
∆
сп
сп
го энергоисточника (ГТУ, устройство ввода дополнительного топлива, теплоутилизатор и т.п.) и теплотехнологической установки (ТТУ)
(рис. 7.1, а). Работа ТТУ обеспечивается использованием электроэнергии для привода соответствующего оборудования (
N
), тепло-
вой энергии необходимых параметров от теплоутилизационного
устройства за ГТУ (
Q
) и топлива из топливной системы предприя-
тия. Потребление топлива в ТТУ для указанных отраслевых технологий связано чаще всего с работой трубчатых печей. Важным моментом изображенной на рис. 7.1, а технической системы является включение в нее так называемых сопутствующих потребителей электрической (
N
) и тепловой (
Q
) энергии. Такое решение связано обычно с
двумя обстоятельствами. Во-первых, исходя из стандартного оборудования, сложно подобрать ГТУ с полезной мощностью, равной потреблению электроэнергии в ТТУ. В связи с этим
ном режиме должно быть заметно больше
терь мощности
N
от установки теплоутилизатора на выхлопных
N
N
в номиналь-
с учетом также по-
газах. Во-вторых, как правило, годовое число часов использования
установленной мощности ГТУ существенно больше аналогичного
показателя комплекса оборудования ТТУ. В этом плане влияют и
различные показатели надежности ГТУ и ТТУ. В результате такого
простого анализа теплотехнологической установки и выбранной для
интеграции ГТУ формируются мощности потребления сторонними
для ТТУ установками –
N
и
Q
. При этом в качестве таковых могут
быть приняты как установки предшествующие и последующие по
технологическим операциям ТТУ, так и установки предприятия за
пределами данной технологии.
На рис. 7.1, б представлен альтернативный вариант ТТУ со снабжением энергоносителями (электрическая и тепловая энергии) только
от централизованных источников (конденсационная электрическая
станция и центральная котельная предприятия или теплоэлектроцентраль). Такой вариант функционирования ТТУ является базовым и
124
может быть использован при определенных условиях для выявления
ТТУ
ТТУ
сп
сп
В
∆
()(
)
+⋅+⋅⋅+⋅+⋅⋅=
∆
τττ
τ
продукт
энергетических преимуществ варианта с интегрированной ГТУ.
Условия сопоставимости вариантов а и б рис. 7.1 используются достаточно давно при исследованиях и экономической оптимизации
энергетических установок. Первым условием сопоставления вариантов энергетической установки является их приведение к одинаковому
энергетическому эффекту. Это означает необходимость выравнивания вариантов по полезному отпуску преобразованных энергоносителей потребителям и по их мощности нетто. Изменение потребления
энергии на собственные нужды компенсируется соответствующей
замещаемой энергогенерирующей установкой.
топливо
исходный
продукт
исходный
продукт
обработанный
Q
Q
ТУ
ГТУ
N
ээ
тэ
ГТУ
ТУ
сп
ТТУ
N
Q
сп
N
ТТУ
сп
обработанный
продукт
ээ
тэ
Q
Q
ТТУ
ТТУ
сп
N
ТТУ
N
сп
Сопутствующие
Централизованные источники
потребители
Централизованные источники
Сопутствующие
потребители
топливо
а б
Р и с. 7.1. Сопоставляемые варианты теплотехнологических установок:
а – с интегрированными газовыми турбинами; б – со снабжением энергоноси-
телями только от централизованных источников
Применительно к вариантам рис. 7.1 это условие сопоставимости
может быть сформулировано как постоянство нагрузок
N
,
Q
при зафиксированной производительности ТТУ по техноло-
N
,
Q
гическому продукту. В качестве показателя энергоэффективности варианта теплотехнологической установки с интегрированной ГТУ используется годовая экономия топлива
по сравнению с базовым
вариантом:
QQbNNbВ
ВВВQb
τ
тптптп
−−−⋅⋅+
321
спспТТУТТУкотспспТТУТТУКЭС
, (7.1)
,
125
где
сп
ТТУ
τ
τ
кот
КЭС
⋅
тп
⋅
тп
кВт
1
2
3
тптптп
τ
⋅⋅<
3
600
/11354−
−
Л
700
25−−
ГТ
()(
)
−⋅+⋅⋅+⋅+⋅⋅=
∆
τττ
τ
ГТУ
кВт
,
– годовое число часов работы ТТУ и СП,
bb ,
– удельные расходы топлива в замещаемых установках,
чкВткг
;
b
– удельный расход топлива на единицу полезной теплопроиз-
годчас
;
водительности трубчатой печи,
Q
– полезная теплопроизводительность трубчатой печи по тех-
нологическому продукту,
В
– годовой расход топлива в камеру сгорания ГТУ, кг;
В
– годовой расход топлива для сжигания перед теплоутилиза-
;
чкВткг
;
тором (рис. 7.1, а), кг;
В
– годовой расход топлива в трубчатую печь для варианта ТТУ
с интегрированной ГТУ, кг.
За счет различных решений по модернизации рубчатых печей в
составе КТТУ (например, использование выхлопных газов ГТУ в качестве окислительной среды при сжигании топлива в трубчатых печах) удается, как правило, обеспечить существенное снижение расходов топлива (
QbВ
). Выполненные сотрудниками кафедры
расчеты и анализ различных вариантов установки каталитического
риформинга
с интегрированными ГТУ позволили
выявить наилучший вариант по экономии топлива. Наибольшая экономия топлива (около 56,6 тыс. тонн условного топлива в год) достигается при установке газовой турбины
и дополни-
тельного теплоутилизатора.
Для варианта теплотехнологической установки без трубчатых
печей оценка экономии топлива может быть осуществлена по
уравнению:
где
ном
( )
ГТУ
−
Q
ном
N
– полезная мощность ГТУ в номинальном режиме (пас-
QQbNNbВ
τ
⋅
η
ГТУусл
ГТУ
kNN
⋅⋅∆−
гГТУТУ
−
В
ТУ
спспТТУТТУкотспспТТУТТУКЭС
, (7.2)
портная характеристика),
;
126
ТУ
N
∆
кВт
ГТУ
τ
ГТУ
η
г
ТУ
– уменьшение полезной мощности из-за сопротивления
теплоутилизатора на выхлопе газовой турбины,
;
– годовое число часов использования установленной мощ-
ности ГТУ,
годчас
;
– эффективный КПД ГТУ;
Q
ГТУ
k
В
тором,
– удельная теплота сгорания условного топлива,
усл
– коэффициент готовности ГТУ;
– годовой расход топлива для сжигания перед теплоутилиза-
годкг
.
кгкДж
;
Технические системы, полученные в результате интеграции ГТУ
в теплотехнические установки, характеризуются чрезвычайно большим количеством и разнообразием влияющих на энергоэффективность факторов. Поэтому разработка систем должна включать комплексное рассмотрение схем, характеристик и параметров источника
энергоносителей (ГТУ и теплоутилизационного оборудования) и
схем, характеристик оборудования, параметров и объемов энергопотребления ТТУ. В этой связи следует отметить, что некоторые характеристики энергопотребления ТТУ в комбинированной системе могут
быть отличными от таковых при рассмотрении только теплотехнологических установок с энергообеспечением от централизованных источников. Интеграция ГТУ в теплотехнологические установки позволяет получать преобразованные энергоносители достаточно широкого диапазона параметров. В связи с этим комбинирование ТТУ с ГТУ
может осуществляться по различным схемам и требует рассмотрения
не только схем, но и режимных параметров и конструктивных характеристик оборудования теплотехнологических установок применительно к особенностям технологического производства. Конечной
целью такого анализа является достижение такого уровня энергоэффективности, при котором обеспечивается максимальный экономический эффект.
В качестве иллюстрации многочисленности задач, возникающих
при комбинировании ГТУ с теплотехнологическими установками,
127
рассмотрим возможные решения на примерах выпарных и сушильных установок. Технологические процессы в этих установках являются достаточно энергоемкими и во многих случаях определяющими
качество выпускаемой продукции и экономические показатели производства.
При объединении ГТУ с многоступенчатой выпарной установкой
(МВУ) могут быть проанализированы следующие варианты схем:
1. ГТУ – котел – утилизатор (КУ) – МВУ.
2. ГТУ – КУ 1-й ступени – КУ 2-ой ступени – МВУ.
В данном варианте реализуется двухступенчатое охлаждение выхлопных газов ГТУ, проходящих последовательно через КУ – 1 и
КУ – 2 с получением пара различных параметров. Пар от КУ – 1
направляется в греющую камеру первой ступени МВУ, от КУ – 2 в
греющую камеру последующей ступени. За счет установки КУ – 2
уменьшается расход пара высокого давления и достигается более
глубокая утилизация теплоты выхлопных газов ГТУ.
3. ГТУ – устройство для сжигания дополнительного топлива
(УДТ) – КУ – МВУ. УДТ предназначено для увеличения производи-
тельности котла – утилизатора при наличии потребителей пара соответствующих параметров.
4. ГТУ – УДТ – КУ-1 – КУ-2 – МВУ. В этой схеме сочетаются
преимущества схем 2 и 3.
При объединении ГТУ с сушильной камерой (СК) в составе
единой технической системы количество подлежащих анализу
схемных решений также достаточно велико. Можно назвать несколько вариантов:
1. ГТУ – СК. В этой схеме выхлопные газы ГТУ являются су-
шильным агентом для СК.
2. ГТУ – камера смешения – СК. Может применяться при ограни-
чении температуры сушильного агента по термостойкости подлежащего сушке материала. В этом случае температура выхлопных газов
уменьшается за счет подмешивания воздуха в камере смешения.
128
3. ГТУ – КУ – камера смешения – СК. Необходимый температур-
ный уровень сушильного агента обеспечивается охлаждением выхлопных газов в котле – утилизаторе (с выработкой пара приемлемых
для технологии параметров) и в камере смешения.
4. ГТУ – КУ – камера смешения – СК с рециркуляцией сушиль-
ного агента. Такой вариант может оказаться востребованным при
необходимости обеспечить так называемый «мягкий» режим сушки
(при небольшой разности упругости пара на поверхности материала и
парциального давления в потоке сушильного агента).
5. ГТУ – УДТ – СК. При сушке термостойких материалов темпе-
ратура выхлопных газов ГТУ (сушильного агента) может быть увеличена за счет сжигания дополнительного топлива.
Приведенные примеры узкой направленности теплотехнологических установок (выпаривание раствора, сушка технологического продукта) позволяет с методической точки зрения использовать для
оценки энергоэффективности комбинированных с ГТУ технических
систем и другие критерии. В главе 5 настоящего издания представлены с расшифровкой показатели энергоэффективности, практикуемые
для сушильных установок. В принципе показатели такого содержания
могут быть использованы и при оценке энергоэффективности ТТУ с
интегрированными газовыми турбинами. Полезный эффект при таком подходе определяется полезными энергетическими эффектами
технологических процессов и отпуском преобразованных энергоносителей сопутствующим потребителям (рис. 7.1, а). Единственное
усложнение при этом может быть связано с необходимостью приведения полезных эффектов к единому уровню качества. В главе 1
настоящего издания представлены расчетные соотношения на основе
работоспособной энергии – эксергии.
В заключение отметим, что для интеграции с ГТУ могут быть
рассмотрены и другие технологические установки. Существенный
эффект по экономии топлива может быть достигнут в абсорбционно –
десорбционных и ректификационных установках, широко представ-
129
ленных в технологиях нефте- и газопереработки, нефтехимии и орга-
С
20
−
2
2
нической химии. Широкий диапазон температур технологических потоков в таких установках требует применения большого числа отли-
чающихся энергоносителей (от
о
). В связи с этим выхлопные
газы ГТУ могут использоваться для получения хладоносителей в абсорбционных холодильных установках (водоаммиачных или бромистолитиевых).
Важным моментом интеграции ГТУ в теплотехнологические системы является рациональное использование горючих отходов, появление которых характерно для нефтепереработки, нефтехимии и технологий комплексной переработки некоторых газов твердых топлив.
Газообразные горючие отходы должны быть подвергнуты компримированию до давления в камере сгорания ГТУ. Дальнейшие рассуждения по структуре технической системы с ГТУ аналогичны приведенным выше. Для примера, термокаталитическая переработка сернистых горючих сланцев позволяет получить парогазовую смесь (ПГС),
основу которой составляет сланцевый газ с большим содержание диоксида углерода и сероводорода и пары смолы с ценными продуктами в составе. В связи с этим обязательные технологические операции
перед использованием газа в ГТУ: выделение из ПГС паров воды и
тяжелых фракций смолы – выделение легко-средней фракции (в основном газового бензина) – очистка газа от кислых компонентов
(
SНСО
,
). Анализ схемных решений по показателю энергоэффек-
тивности такой энерготехнологической системы должен производиться с учетом влияния давления на энергетические характеристики
процессов выделения и очистки газа, потребления газа помимо ГТУ и
определенных технических ограничений. При этом выявляются место
узла компримирования в схеме, структура и параметры теплоутилизационных устройств за ГТУ. В качестве критерия энергоэффективности может быть использован минимум преобразованных энергоносителей со стороны.
130
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]