авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Комплексные технико-экономические исследования пгу с поточными газификаторами

На правах рукописи

КУЗЬМИН Антон Геннадьевич КОМПЛЕКСНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ С ПОТОЧНЫМИ ГАЗИФИКАТОРАМИ Специальность 05.14.14 – тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Новосибирск – 2009

Работа выполнена в государственном образовательном учреждение высшего профессионального образования «Новосибирский государственный техниче ский университет» Научный руководитель доктор технических наук, академик РАН Накоряков Владимир Елиферьевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук Серант Феликс Анатольевич, кандидат технических наук Чекалина Татьяна Владимировна

Ведущая организация: Институт систем энергетики им. Л.А.

Мелентьева Сибирского Отделения Российской Академии наук (СО РАН), г. Иркутск.

Защита диссертации состоится «18» декабря 2009 года в 12 часов 00 ми нут на заседании диссертационного совета Д 212.173.02 при Новосибирском го сударственном техническом университете по адресу: 630092, Новосибирск, пр.

К.Маркса,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке государственного об разовательного учреждения высшего профессионального образования «Ново сибирский государственный технический университет»

Автореферат разослан «_» ноября 2009 г.

Учёный секретарь диссертационного совета Д 212.173. кандидат технических наук, доцент Шаров Ю.И.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы Одним из основных приоритетов в развитии ТЭК на период до 2050 г. яв ляется повышение доли угля в топливно-энергетическом балансе России. Необ ходимо также расширение нетопливного использования органической и мине ральной части угля, а именно - создание индустрии глубокой комплексной его переработки в ценные продукты.

Одним из перспективных направлений широкого вовлечения в топливно энергетический баланс России угольного топлива является применение парога зовых (ПГУ) ТЭС с низконапорными парогенераторами с газификацией (ГФ) угля при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

Введение в топливно-энергетический баланс угля обеспечивает энерго безопасность страны и надежность энергоснабжения потребителей благодаря возможности создания складских запасов (на год и более), с одной стороны, и – с другой, снижение себестоимости производимых комбинированным способом синтез-газа, водорода, электро- и теплоэнергии из дешевого (по сравнению с природным газом) топлива.

Сегодня в ряде развитых стран (США, Германия и др.) в рамках нацио нальных программ уже разработаны высокоэффективные ПГУ с внутрицикло вой газификацией угля. Рассматривается возможность производства водорода и электроэнергии на основе коммерчески готовых технологий конверсии угля.

Исследования ПГУ с ГФ выполнялись СГТУ (Андрющенко А.И., Попов А.И.), ИСЭМ (Клер А.М., Тюрина Э.А.), Дженерал электрик, департаментом энергетики США и др. Как правило, рассматриваются схемы бинарных ПГУ.

Однако схемы производства водорода в составе теплофикационных энер гоблоков ТЭС не рассматривались. Не было проведено комплексных исследо ваний теплофикационных энергоблоков ТЭС с газификацией при комбиниро ванном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

Поэтому проведение комплексных исследований ПГУ ТЭС с поточными газификаторами ТЭС с ГФ и комбинированным производством электро-, тепло энергии, синтез-газа и водорода является актуальным.

Целью диссертации является разработка методических подходов, мате матических моделей, методов расчета и исследования технико-экономических показателей и расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водо рода и разработка рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Методический подход, метод расчета и исследования технико экономических показателей и эффективности пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве тепло-, электроэнергии, синтез-газа, водорода и схема, защищенная патентом РФ.

2. Методика расчета поточных газификаторов угля с определением конст руктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров.

3. Результаты исследования технико-экономических показателей и эффек тивности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров ПГУ ТЭС с поточными газификаторами.

4. Рекомендации по выбору рациональных схем и параметров ПГУ ТЭС с газификацией угля и комбинированным производством электро- и тепло энергии, синтез-газа и водорода.

Методы исследования: методология системных исследований в энерге тике, математическое и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС с ГФ, методы технико-экономического и эксергетического анализа.

Практическая значимость и использование результатов работы. Раз работанная методика, методический подход, математическая модель, алгорит мы и программа расчета позволяют получать конструктивно-компоновочные, расходно-термодинамические, схемные параметры ПГУ ТЭС с поточными га зификаторами, осуществлять выбор технологии газификации с учетом вида то плива, тепловой схемы и состава оборудования при строительстве и реконст рукции ПГУ ТЭС. Рассчитанные технико-экономические показатели ПГУ ТЭС с ГФ могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей использования ПГУ ТЭС с ГФ как при реконструкции традиционных ТЭС, так и при разработке и создании ПГУ ТЭС с ГФ.



Результаты работы использованы при разработке программ развития ТЭС ОАО «Ачинский глиноземный комбинат», а также ряда других глинозем ных заводов компании РУСАЛ, в учебном процессе НГТУ – при подготовке инженеров по специальности 140101 – «Тепловые электрические станции».

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обос новывается использованием методики технико-экономических и эксергетиче ских системных исследований, фундаментальных закономерностей техниче ской термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические мо дели и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС с ГФ базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.

Личный вклад заключается в разработке методических подходов, мате матических моделей, методов расчета и исследования технико-экономических показателей и расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водо рода, а также в разработке рекомендаций по выбору схем, параметров и мощно стей.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на межвузовских и всероссийских научных конференциях: Тинчуринские чтения, (г.Казань), НТИ (Новосибирск, 2006, 2007, 2008 гг.);

на международных конфе ренциях: IFOST (Монголия, 2007), Coal-Gen Europe 2008 (Польша, 2008);

ЗАО «СибКОТЭС» (Новосибирск, 2006).

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опублико ваны в 10 печатных изданиях: из них 5 – научных статей (из них 2 по списку ВАК), 5 – материалы конференции.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 152 страницах, содержит 36 рисунков, 28 таблиц.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, дана краткая характеристика диссертации.

В первой главе обоснована актуальность применения ПГУ ТЭС с поточ ными газификаторами при комбинированном производстве электро-, тепло энергии, синтез-газа и водорода, актуальность проведения комплексных иссле дований, анализируется технологическая готовность энергооборудования для использования его в схеме ПГУ ТЭС с ГФ.

На основании проведенного анализа были сформулированы задачи ис следования:

1. Разработка методических подходов, методов расчета и исследования тех нико-экономических показателей и эффективности пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

2. Разработка методики расчета поточных газификаторов угля с определе нием конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических па раметров.

3. Исследование технико-экономических показателей и эффективности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров ПГУ ТЭС с поточными газификаторами.

4. Разработка рекомендаций по выбору рациональных схем и параметров ПГУ ТЭС с газификацией угля и комбинированным производством элек тро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода, разработка рекомендаций по выбору типа газификаторов для работы в составе ПГУ ТЭС.





Во второй главе изложена методика комплексных исследований ПГУ ТЭС с ГФ.

Энергоблоки ТЭС с производством синтез-газа и водорода включают га зификатор, систему утилизации теплоты синтез-газа, систему мембранного вы деления водорода и вырабатывают и отпускают потребителям электро-, тепло энергию, синтез-газ и водород. Такие многоцелевые энергоблоки являются сложными многокомпонентными структурами. Эти обстоятельства наряду с чисто экономическими проблемами обостряют актуальность решения задачи об оценке как энергетической, так и технико-экономической эффективности энер гоблоков.

Главной задачей технико-экономических расчетов пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве элек тро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода является определение такого соче тания термодинамических, расходных, конструктивных, компоновочных пара метров и вида технологической схемы, при котором заданные объемы отпус каемой электрической, тепловой и химической энергии синтез-газа и водорода обеспечиваются с максимальной технико-экономической эффективностью при выполнении всех внешних и внутренних ограничений. При этом в качестве внутренних ограничений выступают начальные параметры энергоблока, ре жимные факторы технологических процессов, конструктивные особенности оборудования и т.п., внешними ограничениями являются условия приведения расчетных вариантов к сопоставимому виду, которые учитывают влияние эко логических, социальных, инфраструктурных факторов, включение энергоблока в энергокомпанию, его готовность к несению нагрузки.

Важно отметить, что реализация указанного методического подхода не возможна без использования достаточно эффективной математической модели энергоблока ПГУ с ГФ.

В предлагаемой модели технико-экономического исследования заложены принципы эксергетической методологии. При этом энергоблок разделяется на несколько функционирующих частей, для которых выполняется математиче ское описание (моделирование). Эти модели связываются между собой в вы числительном комплексе, имитирующем работу энергоблока.

Значительный опыт математического моделирования и оптимизации энергоблоков отражен в работах Попырина Л.С., Левенталя Г.Б., Шубенко Шубина Л.А., Клера А.М. и др.

Для построения эффективной математической модели теплофикационно го парогазового энергоблока с поточным газификатором применяются методики аг регатирования и декомпози ции. Агрегатирование – уменьшение размерности схемы путем замены группы одинаковых параллельно работающих и равномерно загруженных элементов на один элемент расчетной схемы. Суть декомпозиции - в разделении схемы энер гоблока на несколько час Рис. 1. Схема разбиения энергоблока на функцио тей, связи между которыми нальные части: 1 – парогазогенерирующее обору дование, газификатор и система отпуска водорода;

немногочисленны и по 2– часть высокого давления турбины и газовая тур строении для каждой части бина;

3– часть низкого давления;

4 – электрическая часть;

5 – система регенерации и система техниче своей математической мо ского водоснабжения;

6– система отпуска теплоэк сергии);

дели с последующей увяз кой математических моде лей между собой.

Основополагающей является эксергетическая методология, в которую значимый вклад внесли работы Эванса Р., Трайбуса М., Андрющенко А.И., Бродянского В.М. и др. Эксергетическая методология использует эксергетиче ский потенциал (величину максимально возможной работы разных энергоноси телей, которая характеризует термохимические и термодинамические процессы превращения энергии, заканчивающиеся при наступлении термодинамического равновесия системы) для анализов процессов превращения энергии на различ ных участках энергоблока. Эксергетический потенциал позволяет оценить ра ботоспособность энергоносителей в любой части энергоблока и на основе эк сергетических балансов определить показатели термодинамической эффектив ности, как отдельных частей, так и в целом энергоблока. Настоящая диссерта ция опирается на эти работы и является естественным их развитием.

Энергоблок представляется в виде шести взаимосвязанных функциони рующих частей (рис. 1). Эксергии, производимой каждой частью, ставятся в со ответствие затраты, включающие в себя не только затраты собственно функ x Eki. Эк ционирующей части, но и переносимые с подводимой эксергией kV (i ) y x Eij с затратами Зi “продается” i-й частью, эксергия сергия Eki с соот jW (i ) kV (i ) ветствующими затратами “покупается” i-й функционирующей частью.

Эксергетические КПД функционирующих частей определялись как i = Eij Eki, y x (1) где для 1-й, 3-й, 6-й частей ПГУ с ГФ, отличающихся нетрадиционным соста вом оборудования, E1yj = E12 + E13 + E13;

Ekx1 = ( Вп + Вг ) Еу.т. + Е21 + Е31 + Е51 + Е41;

п п г (2) E3yj = E34 + E34 + E36 + E36 + E35 ;

Ekx3 = E13 + E13;

п г п г п г (3) E6y j = Ет + E65 ;

Ekx6 = E36 + E36 + Е46 ;

п г (4) индексы п, г относятся к паровой и газотурбинной ступеням ПГУ;

Еу.т.– хими ческая эксергия условного топлива.

Эксергетические КПД по отпуску синтез-газа, водорода, электроэнергии и теплоэксергии рассчитывались как 1S = 0 6 = 1 S (5) 4 N = 0 4 = 12 34 S N ;

(6) 6Т = 0 6 = 12 34 6 S N, (7) где S – структурный коэффициент эксергетических связей, учитывающий взаимосвязи между функционирующими частями энергоблока, а также внеш ние системные связи;

N – эксергетический коэффициент внутрициклового воз врата потерь теплоты в турбоагрегате.

При таком методическом подходе показатель технико-экономической эффективности может быть представлен как ( C N N + CE ET + CСГ EСГ + C H 2 EH 2 ) Z = Z (8) где СN, СЕ, ССГ, СH2 – получаемая плата за электроэнергию, теплоэксергию, син тез-газ и водород в данном -ом году;

Z – среднегодовые затраты.

Для того, чтобы исследуемый энергоблок был рентабельным, критерий эффек тивности (по-сути отражающий интегральный эффект) должен быть больше единицы и чем он выше, тем эффективнее рассматриваемый вариант энерго блока ТЭС.

Расход топлива на ПГУ с поточным газификатором определяется по фор муле:

B = ( BК + BГТУ ) (1 + CG ) (1 + R ), (9) где BK, BГТУ – расходы угля для производства синтез-газа сжигаемого в энерге тическом котле, и ГТУ;

CG – коэффициент, учитывающий отбор синтез-газа на производство водорода, – коэффициент, учитывающий возврат СО от мем бранного модуля;

R – относительный подвод теплоты для газификации (за счет сжигания части синтез-газа).

Поточные газификаторы, входящие в технологическую схему ПГУ ТЭС рассчитываются на основе разработанной математической модели, приближен но моделирующей функционирование процесса газификации. Эта приближен ность обусловлена следующими допущениями: квазистационарностью процес са;

постоянством кинетических параметров реакций, теплоемкостей, коэффици ентов теплоотдачи;

изотермичностью угольных частиц;

инертностью компо нентов золы;

учетом определяющих химических реакций взаимодействия с окислителем;

одномерностью потока газовзвеси.

При этом ставится задача на основе единого методического подхода увязать термодинамические и кинетические параметры процесса с конструктивно компоновочными параметрами газификатора и параметрами тепловой схемы ПГУ.

Физическая модель газификации в реакторной зоне измельченного угля представляется как струйное течение (в режиме близком к режиму идеального вытеснения) реагирующей газовзвеси внутри квазитрубки с высокотемператур ной стенкой, образованной: для трубчатого газификатора (при аллотермиче ском процессе) – жаропрочным конструкционным материалом;

для газифика тора кипящего слоя (c процессом Винклера) – инертным материалом (песком, золой) с эквивалентным диаметром, сформированным условиями кислородной подачи через перфорированную решетку;

для кольцевого газификатора (с про цессом Тексако) - горящим инициирующим топливом с эквивалентным диа метром, сформированным условиями форсуночной подачи кавитационного жидкого топлива (КЖТ).

Основные методические положения разработанной модели базируются на алгоритмах расчетов процессов термической переработки измельченного топ лива, представленных в работах Печенегова Ю.Я., Ноздренко Г.В.

Разработанная математическая модель обеспечивает достаточно точное описание реальных процессов, как в рамках функционирующих частей, так и по информационным связям. Модель включает зависимости между входными и выходными расходно-термодинамическими параметрами, а также зависимости между этими параметрами и конструктивными характеристиками элементов, проверку параметров по всем видам ограничений, проверку допустимости рас четных значений (неотрицательность расходов, перепадов давлений, энергети ческих и материальных потоков и др.).

Математическая модель ориентирована на технико-экономический расчет ПГУ с ГФ, при котором для каждого варианта выполняются с совместной увяз кой: тепловые и балансовые расчеты котла и газификатора, паровой турбины, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсатора, газовой турбины, компрессора, основных трубопроводов, технических систем (топливоподачи, пылеприготовления, тягодутьевой, отпуска теплоты, технического водоснабже ния, золошлакоудаления, очистки и эвакуации дымовых газов);

расчет мощно сти собственных нужд;

определения расходов топлива на котел, камеры сгора ния, газификаторы.

В третьей главе представлены результаты расчетов технологического профиля, условий включения поточных газификаторов в тепловую схему ПГУ ТЭС, основных конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров поточных газификаторов (трубчатый аллотермический, газифика тор типа Тексако и кипящего слоя типа Винклера) различной газопроизводи тельности.

Показано, что входящие в состав поточных газификаторов экономайзеры (охладители синтез-газа) могут быть включены в систему подогрева питатель ной воды. При этом полностью вытесняется система регенерации паровой тур бины.

В качестве расчетного топлива для всех газификаторов принят Кузнецкий промпродукт.

Для газификаторов аллотермического (трубчатого), Тексако принята кольцевая (с соответствующими диаметрами D1, D2) конструкция, для Винклера – цилиндрическая (рис. 3.б). При этом высота газификаторов определяется вре менем протекания реакции газификации и составляет для трубчатого газифика тора - 20 м, газификатора Тексако – 6,64 м, для газификатора кипящего слоя – 13 м.

Принята следующая компоновка трубчатого газификатора: двухрядное шахматное расположение реакторных трубок в экранах кольцевой топки с от носительным диаметром dу = 0,5 м;

коридорное расположение трубок паропере гревателя в прямоугольном газоходе;

шахматное расположение трубок в эко номайзере.

Для элементов труб чатого аллотермического газификатора приняты конструкционные материа лы: реакторные трубки и трубки пароперегревателя (внешним диаметром 0,03 м и толщиной стенки Рис. 2. Компоновочная схема газификатора: СГ – охлаж 0,003 м) – алюмоборонит денный (запыленный синтез-газ, КЦТ – кольцевая топка, ридная композиционная ЭК – экономайзер, ПП – пароперегреватель, РВП – реге керамика, трубки (внеш неративный воздухоподогреватель, ТР – реакторные трубки, Г – подача синтез-газа в КЦТ, УП – угольно- ним диаметром 0,03 м и паровая смесь. толщиной стенки 0,005 м) экономайзера – сталь 20, набивка (толщина листов набивки 0,0006 м) РВП – сталь 3.

Особенностью работы трубчатого аллотермического газификатора (рис.2) является необходимость подвода пара постоянного давления (2,0 бар) от регу лируемого отбора паровой турбины. Газификация в газификаторах Тексако и Винклера осуществляется с использованием в качестве окислителя кислорода, что требует дополнительных капитальных затрат в установку разделения воз духа и увеличивает расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС.

Таблица Характеристика синтез-газа, получаемого в газификаторах Трубчатый Газификатор Газификатор Показатель газификатор Тексако Винклера 1 0,396 0,397 0, CO 2 0,530 0,531 0, H 3 0,013 0,013 0, CO Объемное содержание 4 0,058 0,058 0, N 5 0,000 0,000 0, A 6 0,002 0,001 0, SO Теплота сгорания синтез-газа, кДж/нм 7 10682,5 10693,0 10632, 8 15363,6 15426,0 10273, Теплота сгорания синтез-газа, кДж/кг Плотность синтез-газа, кг/нм 9 0,695 0,693 1, Из приведенных в табл. 1 данных видно, что газификатор водоугольного топлива позволяет производить наиболее калорийный синтез-газ с высоким объемным содержанием водорода. Близкий по составу и теплотворной способ ности синтез-газ продуцируется трубчатым аллотермическим газификатором.

Производимый в газификаторе кипящего слоя (Винклера) синтез-газ имеет в раза более низкое объемное содержание водорода и меньшую теплоту сгорания.

Это объясняется различием в применяемом окислителе: пар – для трубчатого газификатора, кислород Q, D, МВт 1 м и пар (полученный при испарении воды кави 3 тационного жидкого 5 5 топлива – КЖТ) – для 300 N ПГУ,МВт 300 N ПГУ, МВт 100 100 б а газификатора Тексако и кислород – для газифи Рис.3. Теплопроизводительность (Q) и диаметр (D) газифика торов в составе ПГУ мощностью NПГУ: на графике а: 1 – катора Винклера.

QохлСГ, 3 – QПП, 5 – QРВП для трубчатого газификатора;

2 – QохлСГ для газификатора Тексако;

4 – QохлСГ для газификатора Теплопроизводи Винклера;

на графике б: 1, 2 – соответственно D1, D2 для трубчатого газификатора;

3, 5 – D2, D1 для газификатора Тек- тельность газификатора сако;

4 – D для газификатора Винклера.

(рис. 3.а) определяется теплотой охлаждения синтез-газа Qохл (а для трубчатого газификатора еще и теплопроизводительностями пароперегревателя Qпп и воздухоподогревателя Qрвп).

В четвертой главе приведены результаты и выполнен технико экономический анализ парогазовых энергоблоков ТЭС с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Даны рекомен дации по выбору рациональных схем и параметров ПГУ ТЭС с газификацией угля.

В качестве объектов исследования технологии ПГУ-ТЭС с ГФ рассматри вались энергоблоки на базе паровых турбин Т-50…250 МВт.

На рисунках 4-5 представлены эксергетические КПД: по выработке син тез-газа и водорода (1S );

по выработке электроэнергии (4N );

по выработке те плоэксергии (6T );

парогазогенерирующей части с газификатором и системами отпуска водорода и синтез-газа (1 ).

0, 4N 6T 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, NПГУ, NПГУ, 50 150 250 350 50 150 250 350 450 МВт МВт б a Рис.4. Эксергетический КПД по выработке электроэнергии (а) и теплоэнергии (б):

- схема с трубчатым газификатором, – схема с газификатором типа Тексако, – схе ма с газификатором типа Винклер. Черным цветом – схемы с отпуском водорода, серым – с отпуском синтез-газа.

1s 0,46 0, 0,42 0, 0,38 0, 0,34 0, 0, 0, 0, 0, 350 NПГУ, NПГУ, 50 150 250 50 150 250 350 МВт МВт a б Рис.5. Эксергетический КПД по отпуску водорода и синтез-газа (а) и первой функцио нальной части (б): - схема с трубчатым газификатором, – схема с газификатором ти па Тексако, – схема с газификатором типа Винклер. Черным цветом – схемы с отпуском водорода, серым – с отпуском синтез-газа.

Эксергетический КПД энергоблоков ПГУ ТЭС с газификатором и произ водством водорода и синтез-газа находится на уровне 31-44 % – по выработ ке водорода;

28-45 % – по выработке синтез-газа;

26-43 % – по выработке электроэнергии;

24-40 % – по выработке теплоэксергии.

Причем, для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода оказывается с экономической точки зре ния более эффективным, а для схем с газификатором Винклера – эффектив нее оказывается производство синтез-газа. Это объясняется более низкими температурами процесса Винклера и, как следствие, пониженным содержа нием водорода в продуцируемом газификатором синтез-газе.

На всех четырех графиках (рис. 4…5) заметно влияние перехода к схемам с промежуточным перегревом пара (турбины Т-180 и Т-250). При этом для схем с трубчатым газификатором этот переход более заметен. Это объясня ется технологическими особенностями схемы с аллотермическим трубчатым газификатором: потребление влажного пара с постоянным давлением (2 бар) от регулируемого отбора паровой турбины, полным вытеснением системы регенерации паровой турбины.

Мощность газотурбинной части (рис. 6) для энергоблоков с комбиниро ванным производством водорода опреде ляется необходимым количеством газов (отработавших в газовой турбине) пода ваемым в низконапорный парогенератор, в качестве окислителя для сжигания син Рис.6. Мощность газотурбинной уста новки (NГТУ) в составе ПГУ мощностью тез-газа.

NПГУ: 1 - для схем с газификатором типа Тексако, 2 – для схем с газификатором На рис.7а представлен расход угля типа Винклер, 3 –для схем с трубчатым газификатором. для ПГУ ТЭС с комбинированным про изводством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Как видно из ри сунка зависимость имеет слабый скачок (в сторону снижения расхода угля).

Этот скачок обусловлен повышением термической эффективности производст ва электроэнергии при переходе к паровому циклу с промежуточным перегре вом пара. При этом снижаются удельный расхода пара на единицу производи мой электроэнергии и расход топлива на газификатор.

На рис. 7б представлены годовые выработки синтез-газа и водорода по точными газификаторами в составе ПГУ ТЭС. Из представленных данных вид но, что газификатор Тексако имеет наибольшую выработку синтез-газа и водо рода, Винклера – наименьшую.

B, G, т. у.т млрд.н.м ч год 60 2 3 1 0 300 N ПГУ, МВт 300 N ПГУ, МВт 100 200 100 б а Рис.7. Расход топлива (B) и газопроизводительность (G) газификаторов в составе ПГУ мощностью NПГУ: На графике а: 1 – для газификатора Тексако;

2 – для трубчатого газифи катора;

3 – для газификатора Винклера. На графике б: 5 – GH2, 2 – GСГ для трубчатого га зификатора;

3 – GH2, 1 – GСГ для газификатора Тексако;

6 – GH2, 4 – GСГ для газификатора Винклера.

На рис. 8 представлены технико-экономический критерий эффективности Z (по отношению к Z для пылеугольных ТЭС с ГТ-надстройкой), а также, удельные капитальные вложения (Kуд) на установленную электрическую мощ ность и на установленную эксергетическую мощность (Kуд.экс) для ПГУ ТЭС с различными газификаторами.

K уд, долл /кВт 1, 1,3 1, 1, 1, 0,9 N ПГУ, МВт N ПГУ, МВт 50 150 250 50 150 б а Рис.8. Технико-экономический критерий эффективности Z (по отношению к Z ГТН для пылеугольных ТЭС с ГТ-надстройкой) и удельные кап. вложения (Kуд) на установленную электрическую мощность / на установленную эксергетическую мощность (Kуд.экс). На ри сунке а: - схема с трубчатым газификатором, – схема с газификатором типа Тексако, – схема с газификатором типа Винклер. На рисунке б: / - Kуд/Kуд.экс для схем с трубчатым газификатором, / –для схем с газификатором типа Тексако, / – для схем с газификатором типа Винклер. Черным цветом – схемы с отпуском водорода, серым – с отпуском синтез-газа.

Из рис. 8 видно, что ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбини рованным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода име ют в 1,11,47 большую технико-экономическую эффективность при сравнении с пылеугольными ТЭС реконструированными путем газотурбинной надстрой ки. При этом наиболее эффективной оказывается схема с трубчатым аллотер мическим газификатором, наименее эффективной – с газификатором кипящего слоя. Следует обратить внимание, что наибольших удельных капиталовложе ний требует вариант с газификатором типа Тексако, далее идет трубчатый га зификатор и наименьшие капиталовложения соответствуют схеме с газифика тором кипящего слоя.

Газификатор кипящего слоя проще конструктивно и соответственно де шевле, но из-за невысоких температур процесса синтез-газ производимый дан ным газификатором менее калорийный, в нем ниже содержание водорода.

В целом для ПГУ ТЭС удельные капиталовложения в энергоблоки ТЭС с производством синтез-газа и водорода находятся в диапазоне 1500 2550 $/кВт установленной электрической мощности или 900 1500 $/кВт установленной эксергетической мощности. Удельные капиталовложения в энергоблоки ПГУ ТЭС с газификацией уменьшаются с увеличением установленной мощности блока. Для схем со всеми типами газификаторов характерно скачкообразное снижение удельных капиталовложений при переходе к схемам с промежуточ ным перегревом пара.

На рис.9 представлены чистый дисконтированный доход (ЧДД), индекс доходности (ИД), внутренняя норма доходности (ВНД) и cрок окупаемости (Tок) для различных вариантов ПГУ с поточными газификаторами и отпуском водорода и синтез-газа. Срок окупаемости для всех вариантов находится в диа пазоне 6-11 лет.

ЧДД, Tок, млн.долл лет NПГУ, МВт NПГУ, МВт 50 150 250 50 150 ВНД, ИД % NПГУ, МВт 50 150 NПГУ, МВт 50 150 Рис.9. Чистый дисконтированный доход (ЧДД), cрок окупаемости (Tок), индекс доходно сти (ИД) и внутренняя норма доходности (ВНД): / - схема с трубчатым газификатором, / – схема с газификатором типа Тексако, / – схема с газификатором типа Винклер.

Черные точки – схемы с отпуском водорода, белые точки – с отпуском синтез-газа.

Основные результаты работы 1. Разработан методический подход, метод расчета и исследования техни ко-экономических показателей и эффективности пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

2. Разработана методика расчета поточных газификаторов угля с определе нием конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических па раметров.

3. Выполнены расчеты технологического профиля, основных конструктив но-компоновочных и расходно-термодинамических параметров поточ ных газификаторов (трубчатый аллотермический, газификатор КЖТ типа Тексако и кипящего слоя типа Винклера) различной газопроизводитель ности.

4. Рассчитаны условия включения поточных газификаторов в тепловую схему ПГУ ТЭС. Показано, что входящие в состав поточных газификато ров экономайзеры (охладители синтез-газа) могут быть включены в сис тему подогрева питательной воды. При этом полностью вытесняется сис тема регенерации паровой турбины.

5. Газификатор типа Тексако позволяет производить наиболее калорийный синтез-газ с высоким объемным содержанием водорода. Близкий по со ставу и теплотворной способности синтез-газ продуцируется трубчатым аллотермическим газификатором. Производимый в газификаторе кипя щего слоя (Винклера) синтез-газ имеет в 2 раза более низкое объемное содержание водорода и меньшую теплоту сгорания.

6. Выполнены комплексные исследования ПГУ ТЭС с ГФ с Т- турбинами мощностью 50…250 МВт. ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода имеют в 1,11,47 большую технико-экономическую эффектив ность при сравнении с пылеугольными ТЭС реконструированными путем газотурбинной надстройки. При этом наиболее эффективной оказывается схема с трубчатым аллотермическим газификатором, наименее эффек тивной – с газификатором кипящего слоя.

7. Для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода оказывается с экономической точки зрения более эффективным, а для схем с газификатором Винклера – эффектив нее оказывается производство синтез-газа.

8. При высоких требования к чистоте синтез-газа оптимально применение трубчатого аллотермического газификатора;

если на ТЭС производится или поставляется по трубопроводу КЖТ - целесообразно применение га зификатора Тексако, при этом возможно производить незабаластирован ный синтез-газ и водород;

в случае если нет потребности в водороде, по требность потребителя в синтез-газе мала, возможно применение гази фикатора Винклера (низкая производительность, но и наименьшие капи таловложения).

9. Вложение инвестиций в ПГУ ТЭС с ГФ является эффективным. ЧДД со ставляет около 50…400 млн. долл., срок окупаемости ПГУ ТЭС с ГФ на базе Т-турбин – около 6…11 лет, внутренняя норма доходности – 25…65%, индекс доходности – 53…78.

Совокупность полученных результатов составляет научную новизну диссертации.

Личный вклад автора заключается в разработке методических подхо дов, математических моделей, методов расчета и исследования технико экономических показателей и расходно-термодинамических, конструктивно компоновочных и схемных параметров пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода, проведении комплексных исследований, компьютерных экспериментов, а также, в анализе результатов и разработке рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Бороди 1.

хин И.В., Кузьмин А.Г. Эффективность комбинированного производства водорода на ТЭС // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб.

науч. трудов / под. ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Новосибирск: Изд во НГТУ, 2006. Вып. 10. С.138-146.

Кузьмин А.Г. Комбинированное производство водорода и 2.

электроэнергии в составе энергоблоков ТЭС // Наука. Технологии. Инно вации. Материалы всероссийской научной конференции молодых уче ных в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. Часть 3 С 150 152.

Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Бороди 3.

хин И.В., Кузьмин А.Г.. Комбинированное производство водорода на ТЭС // Экология производства. Энергетика. – 2006.-№4.– С. 13- Кузьмин А.Г. Комбинированное производство водорода на 4.

ТЭС // Наука. Технологии. Инновации. Материалы всероссийской науч ной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. Часть 3 С 167-170.

Кузьмин А.Г., Ноздренко Г.В. Параметры угольных поточных 5.

газификаторов ТЭС // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов / под.

ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008.

Вып. 12. С.67-76.

Кузьмин А.Г. Комплексные технико-экономические исследо 6.

вания поточных газификаторов ПГУ // Наука. Технологии. Инновации.

Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. Часть 3 С 120-122.

Kuzmin A.G. Combined hydrogen production on CHP / 7.

G.V.Nozdrenko, Y.V.Ovtchinnikov, P.A.Schinnikov, I.V.Borodikhin, A.G.Kuzmin // Proceedings of The second International Forum on Strategic Technology IFOST 2007, – 3 – 5 October, 2007, Ulaanbaatar, Mongolia, – Ulaanbaatar, 2007. – P.177 – 178. [Комбинированное производство водо рода на ТЭС].

Кузьмин А.Г. Исследование поточных газификаторов ПГУ // 8.

Материалы докладов III молодежной Международной научной конфе ренции "Тинчуринские чтения" посвященной 40-летию КГЭУ/Под общ.

ред. д-ра физ-мат. наук, проф. Ю.Я.Петрушенко. В 4 т.;

Т. 2. -Казань: Ка зан, гос. энерг. ун-т, 2008. – C. 141-142.

Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Исследования 9.

угольных ПГУ ТЭЦ с комбинированным производством электро-, тепло энергии, синтез-газа и водорода. – Теплофизика и аэромеханика. – 2009.

– том 16. – №4. – С.545 – 551.

Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Технико 10.

экономические показатели ПГУ ТЭЦ с газификацией угля. – Научный вестник НГТУ. - 2009. - № 4(37). – С.155 – 162.



 

Похожие работы:





 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.