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.