К.т.н. А.Н. Мракин, доцент кафедры «Промышленная теплотехника», ФГБОУ ВПО Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.
В статье изложены обобщающие результаты многолетних исследований по энерготехнологическому использованию мазутов и тяжелых остатков нефтепереработки. Рассмотрена история вопроса от истоков ее зарождения до настоящего момента времени, а также указаны перспективные отрасли экономики страны, где такие технологии могут обеспечить системный эффект.
В современной энергетики России основным топливом для ТЭС является природный газ. Однако имеются региональные энергосистемы, такие как ОАО «Магаданэнерго», ОАО «Татэнерго» где доля мазута в топливно-энергетическом балансе достигает 15-20% [1]. Его интенсивное использование для обеспечения роста энергопотребления сдерживается в основном экологическими факторами, поскольку имеется тенденция к увеличению содержания серы.
Проблему обессеривания мазута в больших масштабах нужно решать только путем получения их него нового бессернистого топлива у потребителя или специальных централизованных предприятиях [2]. Для этого известны два основных типа энерготехнологических установок: реализующих процесс газификации или термического разложения (пиролиз). Каждый из этих процессов обладает определенным набором преимуществ и недостатков.
Энерготехнологическими установками принято называть комплексы энергетических и технологических агрегатов, тесно связанных между собой и состоящих из энергоблока, блока термической переработки топлива, устройств разделения и очистки получаемых продуктов. При этом дополнительные технологические процессы переработки топлива радикально влияют на показатели и схему производства электрической и тепловой энергии, неучет этих обстоятельств может привести к значительному перерасходу топлива и капитальных вложений.
Работы, связанные с необходимостью предварительной термической обработкой мазута и нефтяных остатков связаны с тем, что при этом достигается существенное снижение выбросов вредных веществ, что особо актуально для ТЭЦ и котельных, расположенных в санитарно-защитной полосе населенных пунктов. При этом отпадает или частично снижается необходимость предохранения поверхностей нагрева от сернокислотной и ванадиевой коррозии и шлакования. Опыт применения газообразных, жидких и твердых присадок при прямом сжигании мазутов не дал положительных экономических результатов, хотя технологии являются отработанными и весьма эффективными относительно степени связывания оксидов серы [3].
Началом для исследования процессов газификации является опытно-промышленная установка производительностью 8,9 кг мазута/с, разработанная для Дзержинской ТЭЦ [4]. Процесс ведется при давлении 0,8 МПа и 1300 оС с коэффициентом избытка воздуха 0,45, при этом получается газ следующего состава: оксид углерода – 22,8%; водород – 15,0%; азот – 56,5%; диоксид углерода – 1,8%; водяные пары – 3,5 и сероводород – 0,4%. Для генераторного газа, получаемого на этой установки уже к началу 80-х годов был решен вопрос очистки от сажи и золы, что позволило выполнять дальнейшие исследования по использованию получаемого газа в энергетических котлах и камерах сгорания ГТУ. Однако, технологическому использованию этого газа практически не уделялось внимания.
В [5] проведена оценка эффективности создания энерготехнологических установок с воздушной газификацией водомазутной эмульсии в новых экономических условиях страны. Для определения количественных показателей был произведен расчет тепловой схемы установки на различных режимах при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии, а также горючего газа. Термодинамическим расчетом установлено, что годовой эксергетический КПД составляет 79,4%. На основании экономических расчетов в ценах 2009 г. получены значения интегрального эффекта – 1226,7 млн. руб.; индекса доходности – 2,02 руб./руб. и срок окупаемости – 8,5 лет (при стоимости электроэнергии 3,74 руб./кВт∙ч и генераторного газа – 1,0 руб./м3). По мере увеличения стоимости генераторного газа экономические показатели улучшаются.
Так же наряду с Институтом горючих ископаемых учеными Саратовского государственного технического университета в 70-80-х годах проводились опыты по газификации мазутов в условиях действующих станций: были получены аппроксимирующие зависимости для состава получаемого газа и температуры процесса от коэффициента избытка воздуха. Исследованная установка [6] лишь конструктивно имела отличия от опытно-промышленной установки ВНИПИ НП и ИГИ при этом наблюдалась довольно хорошая сходимость результатов эксперимента. Результаты процесса газификации на опытной установки СГТУ при использовании 0,255 кг/с мазута М-100, интенсивностью процесса 0,8 кг/м2, тепловом напряжением рабочего объема газогенератора до 14 МВт/м3 и расходом пара 0,14-0,20 кг/кг мазута представлены в табл. 1
Таблица 1. Результаты опытно-промышленной эксплуатации мазутного газогенератора конструкции СГТУ.
Показатель, ед. изм.
Коэффициент расхода воздуха
0,34
0,38
0,42
0,46
0,50
0,54
Удельный расход воздуха, м3/кг мазута
3,47
3,88
4,28
4,69
5,10
5,51
Температура газа, оС
1280
1360
1435
1510
1580
1660
Состав газа, об.%:
– СО2
– СО
– Н2
– СН4
– H2S
– N2
5,45
17,6
19,2
—
3,2
54,5
5,68
17,0
18,2
2,0
0,1
57,0
5,90
16,4
17,1
1,3
0,2
59,1
6,20
15,8
16,0
—
0,2
61,8
6,50
15,0
15,0
—
0,2
63,4
6,60
14,4
14,0
—
—
65,0
Выход газа, м3/кг мазута
5,04
5,50
5,98
6,63
7,06
7,23:
Концентрация сажи в газе, г/м3
42,0
30,0
20,0
8,0
3,5
2,8
Теплота сгорания газа, кДж/м3
4220
4086
3931
3784
3583
3374
Энтальпия газа, кДж/м3
1913
2043
2164
2286
2403
2545
Используя современные методы инженерного проектирования совместно с методическими положениями и примерами расчетов оптимальных параметров установок с термической переработкой топлива, разработанных ранее, можно повысить эффективность создания и эксплуатации таких установок. В [6] подробно рассмотрены следующие вопросы: 1) выбор температуры охлаждения продуктов газификации; 2) расчет оптимальных скоростей газов в газо- и воздухопроводах; 3) определение оптимальной скорости газов в газогенераторе и сероочистном аппарате; 4) расчет процесса пиролиза и его оптимальной температуры; 5) основное оборудование и обеспечение надежности работы проектируемых блоков; 6) расчет оптимального газохранилища.
Весьма интересным является принципиальная тепловая схема первой паротурбинной энерготехнологической установки (ЭТУ) с предварительной газификацией и низкотемпературной очисткой, изображенная на рис. 1. Принцип работы установки понятен из рисунка, а показатели тепловой экономичности представлены в [6]. При этом разработчики старались максимально использовать стандартное оборудование.
Рис. 1. Схема паротурбинной ЭТУ с предварительной газификацией и низкотемпературной очисткой: АБ – абсорбер; ВП – воздухоподогреватель; ГГ – газогенератор; ГО – газоохладитель; ГТ – газовая турбина; ИС – испаритель; КС – камера сгорания; КР – компрессор; НПГ – низконапорный парогенератор; ОК – отгонная колонна; ОХ – охладитель; ПА – пенный аппарат; ПТ – паровая турбина; РП – регенеративные подогреватели; СЖ – сажеочиститель; СКР – скруббер; СМ — смеситель; УПС – установка получения элементарной серы; Г – электрогенератор.
Дальнейшим развитием установок с газификацией мазутов под давлением является предложенная ИВТ АН СССР теплофикационная парогазовая установка со смешением потоков газа и пара, схема которой приведена на рис. 2.
Рис. 2. Схема теплофикационной парогазовой установки ИВТ: ВПГ – высоконапорный парогенератор; К1 – основной компрессор; К2 – дожимающий компрессор; ПВД, ПНД – подогреватель высокого, низкого давления; ПН – питательный насос; ПО, ТО – промышленный, теплофикационный отборы; РЕГ – регенератор; СО – система очистки (остальные обозначения см. рис. 1).
Приведенная на рис. 2 парогазовая установка разработана на базе паровой турбины ПТ-135/165-130 у которой исключены три последние ступени ЦНД и конденсатор, а также два ПНД. Такая схема обеспечивает до 6% экономии топлива по сравнению с паротурбинным вариантом непосредственного сжигания мазута.
Следует отметить, что процессы газификации мазутов на заре своего зарождения имели ряд недостатков: усложнение технологических схем, мокрая сероочистка газа, предварительное охлаждение с выработкой пароводяной эмульсии, наличие сажеотделителей. Так схема многоступенчатого сжигания мазута по методу ИВТ АН СССР (а по сути, установка с предварительной газификацией мазута) имеет следующие недостатки:
1. Применение избытков воздуха α=0,4-0,6 дает газообразное топливо с низкой теплотой сгорания (до 4,6 МДж/м3). При этом во внутреннюю энергию газа переходит лишь 70% теплового потенциала газифицируемого мазута, а 30% превращается в физическое тепло низкокалорийного газа.
2. Малый ассортимент конечных продуктов, пригодных в качестве сырья для технологических процессов, что является особенно важным при потенциальной возможности получения уникальной и дорогостоящей продукции.
3. Трудности освоения и эксплуатации нового нестандартного оборудования, работающего в агрессивной среде при повышенном давлении (до 1 МПа).
Часть указанных проблем уже была решена к моменту ввода в эксплуатацию промышленной установки предварительной газификации мазута на Дзержинской ТЭЦ для котла БКЗ-420. Уже был разработан проект аналогичной установки для Энгельской ТЭЦ-3, но «газовая пауза» и кризис начала 90-х годов помешали осуществлению проекта.
Использование стандартного оборудования в схемах ПГУ с газификацией мазутов возможно по двум направлениям: 1) отработавшие газы ГТУ сбрасываются в топку низконапорного парогенератора; 2) продукты сгорания используются для нагрева питательной воды паротурбинной части установки, частично вытесняя регенерацию. Электрический КПД нетто при этом варьируется в пределах 36,8-39,2%. При этом варианты конструктивно различаются лишь утилизационным контуром, для примера на рис. 3 приведена схема ПГУ с НПГ.
Рис. 3. Схема ПГУ с газификацией и низкотемпературной очисткой мазутов с турбиной К-200-130: БК – пустерный (подкачивающий) компрессор; РГТ — расширительная газовая турбина; ЧВД, ЧСД, ЧНД – части высокого, среднего и низкого давления паровой турбины; П1-П7 – регенеративные подогреватели; Д – деаэратор (остальные обозначения см. рис. 1).
Однако все вышеприведенные схемы реализовывали процесс низкотемпературной очистки продуктов газификации мазутов. ИГИ в 70-х гг. XX века разработал схемные решения и основное оборудование установок с высокотемпературной очисткой продуктов газификации [6], что позволило интенсифицировать процессы очистки. Несомненным преимуществом такого рода технологий является возможность использования типового оборудования действующих городских ТЭЦ, на которых предельно допустимое загрязнение атмосферы оксидами серы и азота ограничивает их дальнейшее расширение.
По данным на 2007 г. работающие ПГУ с использованием газогенераторных технологий представлены в табл. 2 [7]. Откуда можно видеть, что наряду с производством электрической энергии и пара, все большую популярность набирает производство водорода для технологии.
Иначе обстоит дело при пиролизе жидких топлив. При высокоскоростном режиме пиролиза можно регулировать процесс термической переработки за счет использования зависимости качества и ассортимента конечных продуктов от температуры реакции и длительности пребывания пиролизуемого вещества в реакционной зоне. Однако высокоскоростной нагрев мазута может дать нужный эффект только при равномерном смешении его с теплоносителем как в момент нагрева, так и при выдержке в реакционной зоне. Неравномерность температурных полей из-за неравномерного распределения топлива и полидисперстности частиц теплоносителя приводит к локальному недогреву топлива. В этих условиях твердый теплоноситель может слипаться и отлагаться на стенках реактора, что дополнительно может осложниться выделением твердой фазы (нефтяного кокса) из пиролизуемого мазута, что в конечном итоге может привести к полному закоксовыванию аппарата.
Таблица 2. Характеристика ПГУ на отходах нефтепереработки.
ТЭС
Год пуска
Технология газификации
Число × тип ГТУ
Мощность ПГУ, МВт
Топливо
Назначение
Полк, США
1996
General Electric
1 × 7FA, General Electric
260
уголь/нефтяной кокс
электроэнергия
ЭльДорадо, США
1996
General Electric
1 × 6B, General Electric
45
нефтяной кокс
электроэнергия, пар
Вресова, Чехия
1996
Lurgi
2 × 9E, General Electric
350
уголь/нефтяной кокс
электроэнергия, пар
Пернис, Голландия
1997
Shell
2 × 6B, General Electric
120
Смолы вайсбрекинга
электроэнергия, пар, Н2
Портолано, Испания
1998
Prenflo
1 × V94.3, Siemens
320
уголь/нефтяной кокс
электроэнергия
Валеро, США
2000
General Electric
2 × 6FA, General Electric
240
нефтяной кокс
электроэнергия
Сарлюкс, Италия
2000
General Electric
3 × 9E, General Electric
550
смолы вайсбрекинга
электроэнергия, пар, Н2
Фальконара, Италия
2001
General Electric
1 × 13E2, Alstom
250
нефтяные остатки
электроэнергия, пар
Санназаро, Италия
2006
Shell
1 × V94.2K, Siemens
250
нефтяные остатки
электроэнергия
Для преодоления указанных трудностей необходим поиск эффективных способов смешения сырья с теплоносителем, а также разделения продуктов пиролиза применительно к промышленным масштабам проведения процесса.
ЭНИНом им. Г.М. Кржижановского и ИГИ разработана опытно-промышленная установка по переработке 100 кг/ч мазута методом пиролиза, которая дает экономию топлива по сравнению с раздельной схемой получения энергоносителей до 60 г у.т./т перерабатываемой нефти. При этом пиролиз мазута и извлечение из него ценных веществ может сопровождаться ступенчатым сжиганием пиролизного газа, что позволит снизить содержание оксидов азота в дымовых газах [6].
Принципиальная тепловая схема предложенной установки пиролиза мазута представлена на рис. 4.
Рис. 4. Тепловая схема установки пиролиза мазута: БОБ – блок улавливания бензола; ГС – газосепаратор; ИС – испаритель; РК – ректификационная колонна; ФК – фиксатор; РПМ – реактор пиролиза мазута; РГ – регенератор; РВГ – реактор водяного газа; ОХ – охладитель; СО – сероочистка; ГО – газоохладитель.
Отличительной особенностью является возможность выделения после ректификационной колонны жидких химических продуктов (бензола, толуола, нафталина и пр.) 0,128 кг/кг мазута с температурой кипения не более 230 оС. По результатам расчетов теплового и эксергетического балансов установлены соответствующие потери (3,9 и 5,9%), что объясняется происходящими в процессе пиролиза химическими превращениями при температурах до 1140 оС. Технико-экономические показатели использования такой установки рассматривались для нескольких вариантов: 1) паротурбинная установка К-300-240 и низконапорный парогенератор ПК-41; 2) парогазовая установка на базе К-300-240, ГТ-35-770 и низконапорного парогенератора; 3) ПГУ с турбиной К-800-240, газовой турбиной ГТ-60-750 и высоконапорного парогенератора; 4) ПГУ с турбиной К-300-240, двумя ГТУ ГТ-60-750, низконапорного парогенератора и оборудования обеспечения технологических процессов (ПТ-60-130/13 и Е-320-140 ГМ). Результаты расчетов представлены в [6].
Следует отметить тот факт, что в основном продукты пиролиза рассматривались в те времена лишь как топливо либо для ГТУ, либо для котлов – энергетическое использование. При этом их химико-технологический потенциал был незаслуженно выведен из рассмотрения, а ведь в пиролизный и водяной газы переходит до 54% эксергии первичного топлива.
Поэтому выбор варианта использования остатков нефтепереработки должен быть компромиссным и соотнесенным с конечной целью проекта и возможными альтернативными путями ее достижения. При этом необходимо учесть тот факт чтобы на стадии проектных проработок найти оптимальный вариант, обеспечивающий меньшие объемы капиталовложений и эксплуатационных затрат на конечную продукцию по сравнению с раздельным их производством.
Все вышеизложенное указывает на отсутствие научно-технических и технологических проблем в вопросах предварительной термической переработки жидких органических топлив. Для реализации такого рода проектов нужна политическая воля руководства страны и регионов, а также финансирование на льготных условиях в рамках федеральных целевых программ.
Выводы
1. Рассмотрена история развития газогенераторных и пиролизных установок на продуктах нефтепереработки. Дана краткая характеристика процессов и литературный источник где можно ознакомиться более детально.
2. Отсутствие технических и научных проблем в данной отрасли указывает на возможность реализации рассмотренных технологий в промышленности и энергетике страны.
3. На базе проведенных исследований с привлечением современных представлений о происходящих процессах возможно проводить предпроектные изыскания и выбирать оптимальный вариант с максимумом экономического эффекта, обеспечивающего системную экономию топлива, снижение удельных затрат и диверсификацию народного хозяйства.
Литература
1. Щинников П.А. Перспективные ТЭС. Особенности и результаты исследования. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. – 284 с.
2. Андрющенко А.И. В Поволжье наступит «мазутная пауза» ?! // Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: сб. науч. тр. Вып. 4. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2006. С. 15-17.
3. Петрушенко Ю.Я., Дружинин Г.И., Марченко Г.А., Алтынбаева Э.Р.К вопросу газификации углеводородных топлив применительно к решению перспективных проблем энергообеспечения современных ТЭЦ // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2008. №3-4. С. 100-109.
4. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Креймер С.М., Рыжак Е.Л. Усовершенствованная технология газификации высокосернистых нефтяных остатков // Химия твердого топлива. 1978. №4. С. 142-145.
5. Николаев Ю.Е., Мракин А.Н. Оценка экономической целесообразности сооружения энергокомплексов с газификацией мазута // Проблемы энерго- и ресурсосбережения: Сб. науч. тр. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2009. С. 206-212.
6. Андрющенко А.И., Попов А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций. М.: Высш. школа, 1980. – 240 с.
7. Ольховский Г.Г. Опыт применения и новые проекты ПГУ с газификацией углей в электроэнергетике // Энергохозяйство за рубежом. 2007. №6. С. 11-33.