Повышение эффективности теплоэнергоснабжения производства изопрена на основе парогазовых технологий Бальзамов Денис Сергеевич

Содержание к диссертации

Введение

ГЛАВА 1. Анализ перспектив развития систем энерготехнологического комбинирования в нефтехимической промышленности РФ 8

1.1. Проблемы энергосбережения в теплотехнологиях высокотемпературных нефтехимических производств 8

1.2. Структура энергопотребления нефтехимического производства 18

1.3. Анализ, синтез и оптимизация энерготехнологических объектов 21

1.4. Применение систем энерготехнологического комбинирования как основного метода энергосбережения на нефтехимических и химических производствах 24

1.4.1. Использование газотурбинных технологий в системах энергосбережения нефтехимических производств 29

1.4.2. Повышение эффективности теплоэнергоснабжения предприятий нефтехимического комплекса за счет систем энерготехнологического комбинирования (ЭТК) 34

1.4.3. Примеры использования энерготехнологического комбинирования в нефтехимических производствах с использованием ПТУ и ГТУ 42

ГЛАВА 2. Применение парогазовых технологий в теплотехнологической линии производства изопрена методом двухстадииного дегидрирования изоамиленов 50

2.1 Описание схемы производства изопрена 50

2.2. Результаты анализа исходного объекта. Возможные направления его преобразования 59

2.3 Разработка схемных решений для высокотемпературного участка теплотехноогии изопрена 61

ГЛАВА 3. Синтез ЭТКС стадии дегидрирования изоамиленов в изопрен с улучшенными энергетическими, термодинамическими и технико- экономическими характеристиками 70

3.1. Структурный анализ моделируемой ЭТКС 70

3.2. Поиск наилучшего значения целевой функции 78

3.3. Декомпозиция математической модели и построение иерархии ее элементов 93

3.4. Алгоритм решения задачи математического моделирования синтезируемой ЭТКС 102

ГЛАВА 4. Анализ результатов исследования 106

4.1. Сравнительный анализ схемных решений 106

4.2 Определение технико-экономической эффективности использования ГТУ и турбин противодавления в предлагаемых схемных решениях 121

Заключение 131

Список библиографических источников 133

Приложения 146

• Применение систем энерготехнологического комбинирования как основного метода энергосбережения на нефтехимических и химических производствах
• Разработка схемных решений для высокотемпературного участка теплотехноогии изопрена
• Декомпозиция математической модели и построение иерархии ее элементов
• Определение технико-экономической эффективности использования ГТУ и турбин противодавления в предлагаемых схемных решениях

Введение к работе

В настоящее время для высокотемпературных крупнотоннажных нефтехимических предприятий, характеризующихся высокими удельными затратами тепловой и электрической энергии, чрезвычайно остро стоит вопрос о снижении энергоемкости выпускаемой органической продукции. Структура потребления энергии для высокотемпературных нефтехимических предприятий характеризуется следующими данными: тепловая - 48%, электрическая - 44%, топливо прямого использования - 8%.

В последние десятилетия на предприятиях органического синтеза наметилась четкая тенденция организации систем энерготехнологического комбинирования (ЭТКС), позволяющих одновременно вырабатывать технологический и энергетический продукт в рамках одного производства. Приоритетным направлением в развитии энергохозяйств предприятий нефтехимического комплекса является переход к замкнутым системам энергообеспечения с использованием высокоэффективного энергетического оборудования. Современные нефтехимические предприятия обеспечивают свои потребности в тепловой энергии на 50% за счет собственных источников, при этом вопрос электроснабжения проработан слабо, в единичных случаях рассмотрены вопросы получения механической энергии для турбинного привода нагнетателей. К таким предприятиям можно отнести крупнотоннажное производство изопрена методом двухстадийного дегидрирования изоамиленов в изопрен.

Температурный потенциал высокотемпературного участка рассматриваемого производства не превышает 800С, что допускает возможность использования парогазовых технологий, характеризующихся высокой надежностью, автономностью и широким номенклатурным перечнем, позволяющим подобрать агрегат под любые технологические условия. Применения ПГУ для высокотемпературных нефтехимических производств позволит повысить выработку тепловой и электрической энергии, тем самым снизить внешнее энергопотребление, увеличить долю полезного использования топлива, что в итоге повлечет снижение энергоемкости органического продукта без изменения структуры и параметров технологической лини. Необходимо отметить, что стоимость электроэнергии, вырабатываемой на собственных газотурбинных и парогазовых энергоблоках, оказывается, меньше, чем стоимость энергии, получаемой от энергосистемы. Это прежде всего объясняется отсутствием затрат на транспорт тепловой и электрической энергии [47].

В диссертации рассматриваются варианты синтеза ЭТКС на основе парогазовых технологий на примере производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования изоамиленов. Расчеты синтезированных ЭТКС проводились с использованием принципов методологии анализа и оптимизации сложно-структурированных теплотехнологических и теплоэнергетических систем.

Рассмотренные в диссертации варианты организации ЭТКС для высокотемпературного участка стадии производства изопрена, показали высокую термодинамическую и энергетическую эффективность относительно исходной схемы, что делает их перспективными для использования на высокотемпературных нефтехимических производствах.

Цель работы — получить систему энерготехнологического комбинирования (ЭТКС) с использованием парогазовых технологий на высокотемпературном участке стадии дегидрирования изоамиленов в изопрен, которая позволит повысить эффективность теплоэнергоснабжения производства.

Задачи исследования:

Провести оценку перспектив развития ЭТКС с использованием парогазовых технологий на крупнотоннажных высокотемпературных нефтехимических производствах.

На примере высокотемпературного участка дегидрирования изоамиленов в изопрен опираясь на методологию анализа, синтеза и оптимизации получить энергоэффективную ЭТКС на базе парогазовых технологий. Провести оценку предлагаемых технических решений с использованием критериев энергетической, термодинамической и технико-экономической эффективности. Научная новизна

Получены принципиально новые схемные решения теплоэнергоснабжения для производства изопрена на базе ЭТКС с использованием парогазовых технологий.

Предложена новая область применения газотурбинных и парогазовых технологий для высокотемпературных нефтехимических производств на примере изопрена.

Предложена расчетная методика поиска наилучшего сочетания параметров ЭТКС стадии дегидрирования изоамиленов с применением парогазовых технологий.

Практическая значимость

Разработанные методики синтеза систем энергосбережения на базе энерготехнологического комбинирования с использованием парогазовых технологий для высокотемпературного участка производства изопрена, могут быть распространены на сходные по структуре теплотехнологии - это производство этилена, бутилена, синтетического каучука, формальдегидов. Внедрение схемных решений позволит повысить термодинамическую эффективность рассматриваемого производства и как следствие снизить энергоемкость выпускаемого продукта. Результаты научных исследований были использованы при разработке лабораторного практикума по курсу «Технологические энергоносители предприятий».

На защиту выносится: 1. Разработанные схемные решения для энергосберегающей модернизации высокотемпературного участка стадии производства изопрена.

Расчетная методика поиска наилучшего сочетания параметров ЭТКС стадии дегидрирования изоамиленов с применением парогазовых технологий.

Алгоритм поиска наилучшего сочетания параметров синтезированной ЭТКС.

Результаты структурного, энергетического, эксергетического и технико-экономического анализа синтезированных энергосберегающих объектов.

Апробация работы

Основные положения работы обсуждались на 13 конференциях республиканского, всероссийского и международного уровня. Наиболее значимые результаты работы доложены на следующих конференциях: Всероссийская конференция — конкурсного отбора инновационных проектов студентов и аспирантов по приоритетному направлению программы «Энергетика и энергосбережение». Томск: ТПУ, 2006; Международная научно-практическая конференция «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» МЭИ, г. Москва, 2006; Международная конференция «Автоматизация и энергосбережение машиностроительного и металлургического производств, технология и надежность машин, приборов и оборудования» ВоГТУ, г. Вологда, 2007; Международная научно-практическая конференция «Энергетика 2008: инновации, решения, перспективы» КГЭУ, г. Казань.

Публикации

Материалы, отражающие содержание диссертационной работы и полученные в ходе ее выполнения результаты представлены 14 публикациями.

В работе автор опирался на материалы, полученные ранее в исследованиях сотрудников кафедры «Промышленная теплоэнергетика» КГЭУ. Автор выражает благодарность за содействие научному руководителю и всему коллективу кафедры ПТЭ.

1. АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВ РАЗВИТИЯ СИСТЕМ

ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМБИНИРОВАНИЯ В

НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РФ

1.1. Проблемы энергосбережения в теплотехнологиях высокотемпературных нефтехимических производств

На современном этапе экономика России характеризуется высокой энергоемкостью [78,79,104], в 2-КЗ раза превышающей удельную энергоемкость экономик развитых стран. Причинами такого положения является сформировавшаяся в течение длительного периода времени структура промышленного производства и нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности, а также недооценка стоимости энергоресурсов, анализ производства которых в РФ представлен в табл. 1.1.

Энергоемкость ВВП России превышает среднемировой показатель в 2,3 раза, а по странам ЕС — в 3,1 раза [16,34]. В последнее двадцатилетие в развитых странах наблюдался энергоэффективный экономический рост за счет организации рационального потребления первичных энергоресурсов и внедрения на промышленных предприятиях энергосберегающих мероприятий. В результате энергоемкость ВВП в среднем по миру уменьшилась за этот период на 19%, а в развитых странах - на 21-К27%. В отличие от этой глобальной тенденции в России, из-за глубокого экономического кризиса, энергоемкость ВВП не снижалась, а увеличивалась (в 1990-1998 г.г. на 18%).

Существующий потенциал энергосбережения составляет от 360 до 430 млн. т.у.т. или 39^47% текущего потребления энергии. Почти третья часть его сосредоточена в топливно-энергетических отраслях (в том числе четверть - в электроэнергетике и теплоснабжении), еще 35-К37% в промышленности и 25-^27% в жилищно-коммунальном хозяйстве.

Таблица 1.1. Производство энергоресурсов в Российской Федерации [22]

Крупными потребителями энергетических ресурсов в России являются градообразующие и крупные предприятия машиностроительной, металлургической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей и химической отраслей промышленности.

Среди актуальных проблем для нефтехимических производств можно выделить такие как повышение показателей экологичности, энерго - и ресурсоэффективности технологических линий, конкурентоспособности выпускаемой продукции. В условиях стремительного роста цен на топливно-энергетические ресурсы (ТЭР), повышение полезной доли их использования на высокотемпературных стадиях крупнотоннажных нефтехимических производств этилена, изопрена, бутилена, различных формальдегидных смол и других углеводородов становится всё более значимым фактором.

Энергетика нефтехимических предприятий характеризуется относительно высокой фондоемкостью и широкой взаимозаменяемостью установок и энергоресурсов. Высокая фондоемкость определяется тем, что на 1 руб. энергетической продукции предприятий приходится в 5 раз больше капиталовложений, чем в среднем на продукцию всей промышленности, а широкая взаимозаменяемость - возможностями варьирования степенью комбинирования энергетических, а также энергетических и технологических установок, типами и параметрами установок по генерированию, преобразованию, транспортировке и распределению энергетической продукции, видам энергоносителей и связанных с ними технологических агрегатов [3,12,55,70,71].

Структура потребления энергоносителей на российских нефтехимических заводах характеризуется следующими данными [53]: S электроснабжение предприятий, как правило, осуществляется от внешних источников и составляет 100^-500 ГВгч/год, собственная выработка электроэнергии отсутствует; S снабжение предприятий паром осуществляется в основном от промышленных ТЭЦ на 60->50%, и на 40-^-50% предприятия эту потребность удовлетворяют за счет внутренних источников; S в структуре энергозатрат потребление горячей воды составляет 2-^5%, однако ее производство организовано далеко не на всех производствах.

В то же время с 2000 года имеет место тенденция замедления темпов роста и снижения рентабельности производства. Удельный вес убыточных предприятий нефтехимической отрасли в 2003 году составил 40,6%. Отставание технического, технологического и экономического уровня нефтехимических производств от соответствующих показателей развитых стран составляет 10^-20 лет [1,4,10,67,69].

На рис. 1.1 представлен характер изменения ВВП и потребление топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в период с 1990 по 2004 год. В то же время, как следует из графика, на фоне роста ВВП и энергоэффективности российской экономики происходит рост потребления ТЭР, что показывает актуальность проблемы их эффективного использования.

Рис. 1.1. Динамика ВВП и потребление ТЭР, в % с 1990г.

По данным Минэкономразвития России, в стране сохраняется динамика роста потребления энергоресурсов, млн. т.у.т. Это можно видеть на графике, представленного на рис. 1.2 (по видам ископаемого топлива наглядно).

1000 І в Твердое топливо

Жидкое топливо

Природный газ

Рис. 1.2. Динамика потребления энергоресурсов промышленностью РФ

Из анализа литературных данных потребление ТЭР нефтехимической промышленностью РФ составляет 60-^70% от общего количества добываемых и производимых ресурсов, из них лишь 35-^-40% используется полезно. Доля покупных энергоресурсов - природного газа, различного сырья, тепловой и электрической энергии — в структуре себестоимости целевого продукта составляет 30-^60%, что свидетельствует о высокой энергоемкости отечественного производства [4]. В табл. 1.2 представлена структура энергозатрат на производство 1т оксида этилена.

Таблица 1.2. Структура энергозатрат на производство 1 т оксида этилена [98]

На предприятиях органического синтеза наряду с целевым продуктом в силу специфических особенностей и экзотермичности протекающих реакций, выделяется значительное количетсво ВЭР, которые в большинстве случаев не находят полезного испоьзования и сбрасываются в окружающую среду, обостряя тем самым экологическую обставку. Поэтому полезное их испоьзование является приоритетным направлением эконоии энергоресурсов.

В нефтехимических производствах основными источниками ВЭР являются технологические установки, отличающиеся большим разнообразием осуществляемых в них технологических процессов и в значительной мере аппаратурным оформлением. В связи с этим физико-химические свойства и параметры ВЭР определяются в основном особенностями технологического процесса.

Так например тепловые ВЭР производства этилена представлены физической теплотой пиролизного газа и дымовых газов трубчатых печей для пиролиза углеводородного сырья.

Принципиальная схема высокотемпературного участка отделения пиролиза этиленовой установки приведена на рис. 1.3 [98]. Пиролиз углеводородного сырья осуществляется в трубчатых печах в результате сжигания топливного газа. Трубчатая печь представляет собой многопоточную градиентную печь с повышенной теплонапряженностью и единичной производительностью. Для уменьшения коксообразования в процессе пиролиза и оперативного воздействия на продолжительность пребывания углеводородов в зоне реакции в сырье подается водяной пар. Основная тепловая нагрузка конвективной части пиролизной печи приходится на секции подогрева сырья. Углеводородное сырье -прямогонный бензин, подается в реактор 2. В рассматриваемом случае производительность пиролизной установки составляет 40 т/ч при годовом числе часов использования установленной мощности - 8000 ч/год.

Температура проведения реакции пиролиза поддерживается в пределах 840^-860С, при условии продолжительности пребывания углеводородов в зоне реакции в течение 0,3-^0,5 с.

В закалочно-испарительном аппарате (ЗИА) 1 происходит быстрое охлаждение реакционной парогазовой смеси до температуры 350-^400С за счет испарения питательной воды. Такой режим позволяет обеспечивать температуру на стенке теплопередающих трубок t > 250С со стороны пиролизного газа, что предотвращает отложения углеводородов на поверхности теплообмена. Термическое сопротивление таких отложений очень высоко и способно значительно уменьшить теплопроизводительность ЗИА с течением времени и сократить межремонтный период.

Питательная вода, направляемая в ЗИА, предварительно нагревается до 102 -г- 104 С в конвективной части трубчатого реактора 2 за счет охлаждения отходящих дымовых газов печи.

На турбину пропнлснового компрессора

Рис. 1.3. Принципиальная схема высокотемпературного участка о гделения пиролиза этиленовой установки где 1 - закалочно-испарительный аппарат; 2 - трубчатая печь; 3 - пароперегревательная печь.

За счет установки дополнительных поверхностей нагрева в конвективной части печи достигается повышение энергетической эффективности работы пиролизной установки. Температура уходящих из печи дымовых газов снижается до t = 180 С, и, как следствие, уменьшаются потери теплоты в данном агрегате. Нагрузка пароперегревательной печи вытесняется, а это дает прямую экономию топочного газа.

В современных энерготехнологических схемах теплота дымовых газов используется для выработки пара давлением 0,6^-1,3 МПа и для предварительного подограва сырья и питательной воды для закалочно-испарительных аппаратов (ЗИА) (котлов-утилизаторов), в которых используется теплота пиролизного газа. С точки зрения конструктивного исполнения соответствующих поверхностей теплопередачи, как правило, особых сложностей не возникает, сложнее дело обстоит с утилизацией физической теплоты пиролизного газа, в связи с особыми условиями работы ЗИА требуется создать надежные конструкции теплообменников кожухотрубного типа, работающих в условиях высокой (до 860С) начальной температуры газа и при давлении в межтрубном пространстве до 9-^-12 МПа.

Во избежание осаждения высококипящих компонентов пиролизного газа на поверхности теплопередачи предел охлаждения его в ЗИА составляет 35СН-400С. Дальнейшее охлаждение продуктов происходит в процессе выделения высококипящих компонентов при подготовке пиролизного газа к компримированию перед газоразделением. В связи с этим черезвычайно важно наиболее эффективно использовать тепловой потенциал пиролизного газа в таких установках. Возможные практические решения весьма разнообразны и определяются стремлением к максимальной регенерации теплоты в процессе пиролиза, а также к увеличению выработки пара в ЗИА.

Горючие ВЭР производства этилена являются отходами углеводородов в процессе очистки пиролизного газа перед компримированием, а также при газоразделении. При очистке пиролизного газ выделяются не используемые в технологическом процессе жидкие углеводороды, которые по составу и физическим свойствам могут служить котельно-печным топливом. При разделении пиролизного газа выделяется метано-водородная фракция, которая полностью или частично (при использовании водорода на технологические цели) направляется в топливную сеть предприятия или на близлежащую ТЭЦ.

В нефтехимии производство этилена и сопутствующих ему продуктов относится к числу самых энергоемких. В связи с этим перспективы развития данного производства и оптимального использования его ВЭР в значительной степени определяют эффективноть энергопотребления по отрасли в целом.

Тепловые ВЭР в производстве мономеров для получения синтетических каучуков представлены дымовыми газами трубчатых печей, контактными газами установок дегидрирования углеводородов и дымовыми газами после регенерации катализаторов. Наибольшими возможностями по выходу и использованию ВЭР обладают методы двухстадийного дегидрирования углеводородов для получения бутадиена и изопрена, на долю которых приходится основная часть выработки этих мономеров, вместе с тем технико-экономические показатели данных методов не являются наилучшими. В табл. 1.3 представлены данные сопоставления различных методов получения изопрена в процентных единицах [47].

В условиях больших единичных мощностей установок создаются предпосылки для оптимального сочетания передовых технических решений, как в области технологии, так и в процессах получения энергоносителей необходимых для нефтехимических производств параметров на основе внутренних источников энергии с использованием основных принципов энерготехнологического комбинирования (ЭТК).

Таблица. 1.3. Сопоставление различных методов получения изопрена (в % к показателям при получении изобутилена из изобутана)

В зависимости от видов и параметров рабочих тел, в соответствие с принятой классификацией, различают четыре основных направления использования ВЭР: топливное (непосредственное использование горючих компонентов в качестве топлива), тепловое (использование теплоты, получаемой непосредственно в качестве вторичных энергетических ресурсов или теплоты и холода, вырабатываемых за счет вторичных энергетических ресурсов в утилизационных установках, а также в абсорбционных холодильных установках); силовое (использование механической или электрической энергии, вырабатываемой в утилизационных установках (станциях) за счет вторичных энергетических ресурсов); комбинированное (использование теплоты, электрической или механической энергии, одновременно вырабатываемых за счет вторичных энергетических ресурсов) [3,17,26,29,32,59,6192,93,95,113,121,122].

Одной из важнейших задач совершенствования технологических процессов в нефтехимической отрасли является по возможности полное выявление резервов вторичных энергетических ресурсов и экономически, а также экологически обоснованное их использование для целей производства и удовлетворения собственных нужд. Направление преобразования вторичных энергетических ресурсов зависит от трех факторов: количества вторичной энергии, образующейся в единицу времени; степени непрерывности ее получения; температурного уровня.

Вторичные энергетические ресурсы могут быть использованы непосредственно как топливо, а также преобразовываться в другие энергоносители с помощью утилизационных установок. Оборудованием для использования тепловых ВЭР, а также ВЭР избыточного давления являются котлы-утилизаторы, установки сухого тушения кокса, газовые утилизационные бескомпрессорные турбины, абсорбционные холодильные машины.

В газовых утилизационных бескомпрессорных турбинах используют избыточное давление отходящих газов для производства электроэнергии или для привода компрессоров.

Приведенные данные о выходе ВЭР в основных крупнотоннажных нефтехимических производствах свидетельствуют о необходимости создания качественно новых схем организации промышленного производства с включением в них современного энергогенерирующего оборудования, оптимизации использования ВЭР на основе энерготехнологического комбинирования.

Подобные энергетические ресурсы можно использовать для удовлетворения потребностей в топливе и энергии как непосредственно без изменения вида энергоносителя, так и путем выработки тепла, холода, электрической и механической энергии в утилизационных установках.

1.2. Структура энергопотребления нефтехимического производства

Как уже упоминалось, в последнее время наметилась четкая тенденция к переходу предприятий химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей отрасли к безотходным технологиям с системой замкнутого энергообеспечения. Таким образом, централизованные источники энергоснабжения предусматриваются для покрытия пиковых нагрузок, обеспечения безаварийной работы технологического оборудования и резерва, т.е. осуществляется постепенная градация к созданию собственных источников энергии, так называемых мини-ТЭС.

Следует отметить, что структура взаимодействия предприятия с энергопоставщиками характеризуется множеством взаимосвязанных материальных и энергетических потоков, которые увязываются в единую сеть в рамках теплоэнергетического баланса промышленного предприятия (ТЭСПП). Теплоэнергетическая система нефтехимического предприятия представлена на рис. 1.4. ТЭСПП любого предприятия, в частности нефтехимического, определяется характером его производства, технологическими, энергетическими и режимными характеристиками, входящего в него оборудования. Энергетическая эффективность особенно энергоемких производств, к коим относится высокотемпературные процессы нефтехимических линий, зависит от правильной организации и совершенства ТЭСГГП, оптимизация которой носит достаточно сложный и многоплановый характер.

_^1 конденсат

Система топливоснабжения

Нефтехимическое производство

Система водоснабжения и канализации

Собственные источники теплоснабжения _ЗТТЕ

Система оборотного водоснабжения

Система холодоснабжения

Рис. 1.4. Структура энергообеспечения нефтехимического производства

Структура энергоснабжения нефтехимического производства включает в себя потоки энергоресурсов поступающих не только со стороны (ТЭЦ, систем водоснабжения и канализации, холодоснабжения, оборотного водоснабжения, топливоснабжения), но и внутренних (утилизационные установки) с целью рационального их использования и соблюдением экологических требований.

Так как в данной работе рассматривается высокотемпературная часть технологического процесса, то здесь мы не будем рассматривать системы, относящиеся к низкотемпературной стадии, и поэтому теплоэнергетическая система нефтехимического производства упростится до системы, представленной на рис. 1.5. _т.

Система топливоснабжения _{г 1} конденсат

Собственные источники теплоснабжения

Рис. 1.5. Система теплоэнергоснабжения нефтехимического производства

В настоящее время тепло-энергоснабжение нефтехимических предприятий осуществляется главным образом от ТЭЦ. При этом ТЭЦ удовлетворяет потребности предприятия в электрической энергии на 100 % и в тепловой энергии (в основном водяной пар промышленных параметров) на 50 %. Остальные 50 % нефтехимические предприятия вырабатывают за счет собственных источников (в котлах-утилизаторах, закалочно-испарительных аппаратах и другом теплоиспользующем оборудовании).

На современных ТЭЦ, обеспечивающих работу современных нефтехимических производств, устанавливают обычно теплофикационные турбины большой единичной мощности на высокие начальные параметры пара. Для теплоэлектроцентралей входящих в состав энергосистемы, мощность и тип теплофикационных турбин определяется не электрической, а тепловой нагрузкой и зависят от графиков тепловой нагрузки и параметров теплопотребления. Недовыработка электроэнергии на ТЭЦ для обеспечения электрических нагрузок предприятий компенсируется за счет энергосистемы.

На выработку электрической и тепловой энергии на ТЭЦ затрачивается определенное количество природного топлива (газ, мазут), которое можно снизить за счет грамотной организации использования ВЭР непосредственно на территории предприятия. Как уже упоминалось ранее, при производстве углеводородных продуктов (этилена, бутилена, изопрена, многих олефинов и др.) выделяется огромное количество горючих и тепловых ВЭР, которые лишь частично находят применение.

Так часть горючих ВЭР (метановодородная фракция при выделении этилена из пиролизного газа, абсорбционный газ, при производстве изопрена) сжигается в топливоиспользующих агрегатах нефтехимических производств совместно с топливным газом. Теплота промежуточного продукта используется для получения водяного пара в КУ, но при этом следует отметить тот факт, что на многих производствах теплота уходящих газов не находит полезного применения [42,80,81,88,90,99], хотя их температурный потенциал относительно высок. Так температура дымовых газов в производстве изопрена, этилена составляет 450 - 500 С.

Как известно, многих предприятий интересует вопрос снижения стоимости покупаемых энергоресурсов, повышение независимости от энергогенерирующих объединений с целью повысить степень свободы в выборе энергопоставщиков. Такое положение заставляет руководителей нефтехимических предприятий изменить устоявшуюся структуру хозяйствования и искать иные решения обострившихся проблем.

1.3. Анализ, синтез и оптимизация энерготехнологических объектов

Анализ и синтез систем энерготехнологического комбинирования на действующих предприятиях без существенного изменения конструкций установленного технологического оборудования, имеет ряд особенностей [47,72]: технологический комплекс и системы его энергообеспечения уже сложились и образованы устойчивые связи между источниками и потребителями энергоресурсов; на крупных промышленных объединениях выпуск продукции может осуществляться на различных предприятиях, которые располагаются на значительном удалении друг от друга, поэтому транспортировка ВЭР (особенно низкопотенциальных) с одной стадии производства к потребителю - на другой, оказывается экономически невыгодной; при установке нового оборудования, изменении режимов его работы или преобразовании конфигурации технологической линии, неизбежно будут происходить отклонения режимов работы всех зависимых элементов и систем.

Каждое промышленное предприятие как объект исследования имеет индивидуальные характеристики, поэтому нельзя переносить однажды принятый комплекс мероприятий без специального анализа и корректировки на новые условия.

Алгоритм проведения исследований с целью синтеза модифицированной энергетически эффективной ЭТКС в рамках рассматриваемого производства изопрена представлен на рис. 1.6.

На основе первичной информации об объекте, последовательно проводятся:

1) анализ границ системы, а также диапазоны допустимых значений входных и выходных параметров системы;

2) структурный анализ — для выявления закономерностей его внутренней организации и поиска слабых связей, декомпозиция по которым приведет к существенному упрощению поставленной задачи, а также позволит наилучшим образом внедрить в исходную схему дополнительные элементы (подсистемы), необходимые для усовершенствования исходного объекта;

Математическое описание системы, которое позволит в процессе изменения ее параметров отыскать оптимальное решение. синтез нового объекта - трансформация исходной системы в новую ЭТКС. сравнительный анализ эффективности деятельности исходного и синтезированного объекта по одному или нескольким выбранным критериям.

Процесс поиска комплекса мероприятий продолжается до тех пор, пока не будет найдено оптимальное решение.

Формулировка задачи

Сбор первичной информации по исследуемому объекту

Анализ структуры внутренних и внешних связей элементов и подсистем объекта

Определение границ системы, входных и выходных параметров

Моделирование объекта

Синтез нового объекта или синтез управления:

Сравнительный анализ эффективности деятельности исходного и синтезированного объекта по выбранному критерию

Комплекс мероприятий принимаемого решения

Рис. 1.6. Основные этапы синтеза модифицированной ЭТКС

1.4. Применение систем энерготехнологического комбинирования как основного метода энергосбережения на нефтехимических и химических производствах

На данный момент когенерация приобретает огромное значение в рамках энергообеспечения практически всех стран [1,2,9,21,22,36,39,40,52,56,65,87]. В качестве примера можно привести США, где принята программа, целью которой является удвоение к 2010 году существующих мощностей когенерации (относительно 2000 года) как в энергетическом, так и промышленном комплексе. Это значит, что к концу десятилетия будет дополнительно введено приблизительно 46 ГВт.

Когенерация со временем все активней и активней внедряется практически всеми развитыми и активно развивающимися странами мира вследствие её высокого КПД.

Рост когенерации в Европейском Союзе характеризуется крайним разнообразием, и в масштабах, и в сущности развития. Разнообразие объясняется различиями в истории, политических приоритетах, владением природными ресурсами, культуре и климате стран Союза, а также тесной связью когенерации со структурой и активностью рынка тепла и электроэнергии каждой конкретной страны. Диаграмма на рис. 1.7 показывает степень развития комбинированной выработки энергии в различных странах.

Великобритания

Швещш

Испания

Португалия

Нидерланды

Италия

Ирландия

Греция

Германия

Франция

Финляндия

Дания

Бельгия

Австрия

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Рис. 1.7. Степень развития когенерации в развитых странах Европы

В России развитие когенерационной выработки энергии на промышленных предприятиях развивается очень низкими темпами (не учитывая крупных ТЭЦ) и в большинстве своем носит проектный характер, хотя её практическое внедрение является очевидным и необходимым фактором развития регионов. Энергоснабжение от систем энерготехнологического комбинирования позволяет повысить надежность обеспечения электроэнергией и теплом промышленных и социальных потребителей в случае временного отсутствия возможностей в покрытии нагрузок от энергоснабжающих организаций на период их модернизации или расширения, а также при возникновении аварийных ситуаций.

Технология энерготехнологического комбинирования является одним из приоритетных направлений многих стран с целью создания систем замкнутого энергообеспечения предприятий, повышая тем самым эффективность использования первичных и вторичных энергетических ресурсов, с удовлетворением экологических аспектов. На предприятиях кооперационные установки (мини-ТЭЦ) могут сооружаться в качестве основного, дополнительного или резервного источника электроэнергии и теплоты [14,24,25,66,77,97,101,111,114,116,117].

В качестве основного источника питания мини-ТЭЦ целесообразно сооружать: на предприятиях с установленной мощностью электроприемников до 50 МВт при их размещении в удаленных районах или при недостатке мощности в энергосистеме; при наличии специальных требований к бесперебойности питания.

В качестве дополнительного источника питания мини-ТЭЦ могут сооружаться:

1. на предприятиях с непрерывными технологическими процессами в дефицитных по электроэнергии регионах;

2. при наличии на предприятиях сбросных вторичных энергоресурсов (различные сбросные газы, отходы нефтепродуктов, отходы древесины и т.д.).

В качестве резервного источника питания мини-ТЭЦ могут сооружаться: на предприятиях, перерыв в электроснабжении которых может привести к взрыву, пожару, массовому браку продукции или выходу из строя сложного технологического оборудования и электронной техники; на предприятиях оборонной промышленности.

Возможность использования для мини-ТЭЦ различных видов топлива, а также сравнительно низкие сроки монтажа значительно расширяет области их применения. Следует заметить, что срок окупаемости когенерационных установок редко превышает 4 лет, что делает проекты энергоснабжения на их основе привлекательными для инвестирования.

Принципиальная схема установки с комбинированным отпуском тепловой и электрической энергии представлена на рис. 18. из ТС : сеть

Рис. 1.8. Принципиальная тепловая схема когенерационной установки (мини-ТЭЦ): К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; ПК - паровой котёл; Б - бойлер; ПТ - паровая турбина с противодавлением; ПН - питательный насос; ЭГ - электрогенератор; ТС - тепловая

На рис. 1.9 представлена принципиальная схема когенерационной установки типа «Водолей», разработанной НЛП «Машпроект».

Рис. 1.9. Тепловая схема «Водолей» [107] где 1 - газотурбинный двигатель; 2 - котел-утилизатор; 3 - контактный конденсатор водяного пара; 4 - конденсатосборник; 5 - блок очистки конденсата; 6 - расходный бак питательной воды; 7 - внешний охладитель воды; 8 - насос; 9 - генератор

Рассматриваемая установка позволяет выделять пар из выхлопных газов и возвращать конденсат воды для повторного использования в цикле.

В контактном конденсаторе, установленном на выхлопном патрубке котла-утилизатора, за счет орошения его водой происходит охлаждение выхлопных газов до температуры ниже точки росы водяного пара, высаживание воды и сбор конденсата. Собранная вода поступает в бак-накопитель, очищается от примесей и подается снова в котел-утилизатор.

Положительным эффектом работы установок типа "Водолей" является их способность генерировать дополнительное количество пресной воды, образующейся в результате химической реакции окисления углеводородного топлива при сжигании в камере сгорания ГТД. При этом количество высаженной в контактном конденсаторе воды больше, чем количество пара, произведенного котлом-утилизатором.

Значительный потенциал для практического использования когенерации имеется в следующих областях промышленности: пищевой; текстильной; деревообрабатывающей; целлюлозно-бумажной; нефтехимической; нефтеперерабатывающей; в производстве строительных материалов (особенно цемента); в первичной металлургии.

В следующих областях потенциал также довольно велик (хотя и несколько меньше предыдущего): стекольной; керамической; лесной.

Первое, что необходимо оценивать при выборе когенерационной системы для специфического использования - это электрическая и тепловая нагрузка, отношение (электроэнергия : тепло) и количество рабочих часов в год.

Большинство областей промышленности со значительным потенциалом для когенерации имеют определенные процессы, в которых производится или выбрасывается тепло в таком количестве и такого качества (температуры или давления), что вполне можно утилизировать это тепло для повторного использования. С другой стороны, в некоторых промышленных процессах (таких как каталитический крекинг в нефтепереработке, пиролиз в нефтехимии) имеются газы (побочный продукт), которые могут использоваться непосредственно в системе когенерации.

В нефтехимической промышленности особенно на высокотемпературных стадиях, образуются горючие отходы, такие как метановодородная фракция, абсорбционный газ, которые могут быть использованы в качестве топлива для энерготехнологических систем [13,27,28,37,45,83,100,102].

Исследования, разработки и проекты, реализованные в течение последних 25 лет, привели к существенному усовершенствованию технологии энерготехнологического комбинирования. Уровень распространения когенерации в мире позволяет утверждать, что это наиболее эффективная (из существующих) технология энергообеспечения для огромной части потенциальных потребителей, к которым можно отнести предприятия металлургической, химической и нефтехимической отраслей промышленности, а также энергетический комплекс.

1.4.1. Использование газотурбинных технологий в системах энергосбережения нефтехимических производств

Как уже и упоминалось, большой интерес представляет применение систем, вырабатывающих за счет использования ВЭР электрическую и тепловую энергию. В настоящее время эксплуатация оборудования традиционного централизованного теплоэнергоснабжения от крупных источников становится проблематичной, вследствие изношенности основных фондов, потерь при транспортировке энергии и многих других факторов. В связи с этим наметилась тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения, устанавливаемых на территории промышленных предприятий.

Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности тепло- и электроснабжения потребителей, снижение потерь в тепловых сетях.

Использование автономных систем производства электрической и тепловой энергии с использованием газотурбинных энергетических установок (ГТУ) работающих на газообразном топливе является одним из возможных решений обозначенных выше задач, так как газотурбинные установки получили в настоящее время признание в энергетике, как полностью освоенное, надежное оборудование [14,31,35,38,43,76,82,84,85,96,119].

Эксплуатационные показатели ГТУ на электростанциях находятся на том же уровне, что и традиционное энергетическое оборудование. Для них характерна готовность к работе в течение 90% календарного времени, 2-3 летний ремонтный цикл, безотказность пусков 95 — 97%.

Используемые в настоящее время ГТУ подразделяются на 3 основных типа: созданные на базе авиационных реактивных газотурбинных двигателей; созданные на базе газотурбинных двигателей для морского использования; созданные специально для энергетического использования. Первый и второй тип ГТУ обычно объединяют в одну группу. Малый удельный вес, компактность, простота транспортировки и легкость монтажа, относительно низкие капитальные вложения и малые (для энергетических объектов) сроки окупаемости, минимальные объемы вредных выбросов в окружающую среду сделали ГТУ одними из самых распространенных энергетических агрегатов во всем мире. За рубежом газотурбинные энергетические установки выпускаются более чем 40 фирмами. Однако, большинство из них выпускает продукцию по лицензии ведущих фирм, таких как, АББ. Сименс, Вестингауз, Дженерал Электрик. Ведущими предприятиями по выпуску ГТУ в России являются: ІТГГП им. В.Я. Климова (г. Санкт-Петербург);

ФГУП ММПП «Салют» (г. Москва);

АО «Люлька-Сатурн» (г. Москва), входящее в НПО «Сатурн»;

ОАО «Рыбинские Моторы» (г. Рыбинск), входящее в НПО «Сатурн»;

НЛП «Мотор» (г. Уфа);

Самарский НТК им. Н.Д. Кузнецова и ОАО «Моторостроитель» (г. Самара);

ОАО «Авиадвигатель» ОАО НПО «Искра» и ОАО Пермский Моторный завод (г. Пермь);

ОМП им. П.И. Баранова (г. Москва);

ФГУП Тушинское машиностроительное конструкторское бюро «Союз» (г. Москва);

Турбомоторный Завод (УТМЗ) (г. Екатеринбург);

АООТ Невский машиностроительный завод (г. Санкт-Петербург);

Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) (г. Санкт-Петербург). Реконструкция муниципальных и промышленных котельных в ТТУ-

ТЭЦ решает 4 основные задачи энергосбережения: котельные, дающие населению до 62% тепловой энергии, превращаются из потребителей электроэнергии в поставщиков дешевой электроэнергии как в пиковом, так и в базовом режимах; существенно снижаются удельные расходы топлива, как на производство электроэнергии, так и на производство тепла;

3. снижается себестоимость тепловой энергии, что очень важно, т.к. дотации можно превратить в инвестиции;

4. уменьшаются потери в сетях, т.к. в многотысячных отдаленных микрорайонах РФ появляются местные источники электроэнергии. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива, в том числе и горючих ВЭР нефтехимических теплотехнологий. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность). Температура уходящих из турбины газов составляет 45(Н550С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1.5:1 до 2.5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя: непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов; производство пара низкого или среднего давления (8-18 кг/см") во внешнем котле; производство горячей воды (лучше, когда требуемая температура превышает 140С); производство пара высокого давления.

КПД газовой турбины составляет 25% — 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Газовые турбины обладают хорошими экологическими параметрами (эмиссия NO_x на уровне 25 ррт).

Работа турбины сопровождается высоким уровнем шума, поэтому для их установки используются индустриального типа здания (в том числе контейнерного типа), которые также обеспечивают влагозащищенность оборудования. Достоинства и недостатки применения ГТУ для комбинированной выработки энергии представлены в табл. 1.4.

Таблица 1.4. Преимущества и недостатки газовых турбин

Широкое применение в последнее время получили энергетические комплексы с использованием паровых и газовых турбин — парогазовые установки (ПТУ), позволяющие вырабатывать электрическую энергию с большим коэффициентом использования топлива (КИТ). Принципиаьная схема ПГУ представлена на рис. 1.10. ¹ух ' ^ух

Рис. 1.10. Принципиальная тепловая схема ПГУ [121]:

1 - газотурбинный агрегат; 2 - паровой котёл; 3 - газовая горелка для сжигания дополнительного газа; 4 - паровая турбина; 5 - система регенеративного подогрева;

6 - газоводяные теплообменники; 7 — вентилятор; 8 - переключающая арматура газовоздухопроводов; 9 - выхлопная труба; К - компрессор; КС - камера сгорания;

ГТ - газовая турбина; Д - деаэратор; КД - конденсатор; КН - конденсатный насос;

ПН - питательный насос; ЭГ - электрогенератор

При работе в парогазовом режиме выхлопные газы газотурбинного агрегата 1 поступают к горелкам парового котла 2, куда подают также топливо с расходом В_п. Полученный в котле пар направляют в паровую турбину 4, имеющую систему регенеративного подогрева 5. Уходящие газы котла проходят через газоводяные теплообменники 6, где отдают теплоту конденсату и питательной воде. КПД таких установок оценивается на уровне 50-56% и выше [121].

1.4.2. Повышение эффективности теплоэнергоснабжения предприятий нефтехимического комплекса за счет систем энерготехнологического комбинирования (ЭТК)

Еще 10-15 лет назад повышение экономической эффективности нефтехимических производств достигалось в основном увеличением единичной мощности технологических установок, производящих как полупродукты (этилен, пропилен, бутадиен, изопрен), так и использующих эти полупродукты для получения целевой продукции (полиэтилен, синтетические каучуки, синтетические волокна и др.) [98,99,112].

Следствием роста единичной мощности установок является снижение удельных капитальных затрат и себестоимости продукции. Это объясняется в первую очередь тем, что условно-постоянные затраты при укрупнении производства не возрастают или увеличиваются в меньшей степени, чем мощность производства. Таким образом, для нефтехимических производств повышение их мощности является одним из факторов снижения удельных капитальных вложений (в большей степени) и себестоимости продукции (в меньшей степени).

Однако указанная выше зависимость справедлива в определенном интервале мощностей. При дальнейшем росте единичной мощности установок наблюдается резкое снижение эффекта от увеличения мощности. Очевидно доля переменных затрат в себестоимости становится значительно больше доли условно-постоянных и улучшение экономических показателей должно идти в направлении использования более дешевых или эффективных видов сырья, топлива и энергии, оптимизации технологических схем и режимов работы оборудования. В условиях большой единичной производительности технологических агрегатов мощности энергопотребляющих и энергогенерирующих на базе внутренних источников энергии установок нефтехимических производств, становятся соизмеримыми с мощностью крупных специализированных энергопроизводств. Это создает принципиально новую основу для проектирования и эксплуатации энергогенерирующих установок на базе ВЭР.

Во-первых, создаются условия для' органической увязки энергетических и технологических процессов в составе одного производства в целях достижения максимального экономического эффекта. Поэтому следует рассматривать уже не в отдельности технологическую и энергетическую установки, а энерготехнологический комплекс в целом.

Во-вторых, значительная мощность энергогенерирующих установок позволяет применять современное оборудование, обеспечивающее наиболее экономное и качественное использование внутренних источников энергии, с учетом конкретных особенностей технологии нефтехимического производства.

В-третьих, комплексный характер производства позволяет существенно повысить эффективность технологических процессов, основанных на подводе и отводе теплоты.

В-четвертых, комплексный характер энерготехнологических схем позволяет обеспечить эффективное использование всех видов ВЭР, включая низкопотенциальные тепловые. Это создает дополнительные возможности для увеличения выработки энергии в энерготехнологических схемах и снижения на этой основе потребления энергии от энергогенерирующих и сетевых кампаний.

В-пятых, в составе энерготехнологических схем наиболее оптимальным образом могут быть решены вопросы уменьшения или даже полного предотвращения вредного воздействия производства на окружающую среду на базе безотходных энерготехнологических схем.

Таким образом, развитие крупнотоннажных нефтехимических производств должно базироваться на энерготехнологических схемах, обеспечивающих решение вопросов совершенствования энергоиспользования. В качестве основной задачи энерготехнологического комбинирования выступает создание таких схем, где параметры и аппаратурное оформление энергетических и технологических процессов в рамках одного производства, обеспечивает максимальный экономических эффект и предотвращает вредное воздействие производства на на окружающую среду.

Одним из главных моментов энерготехнологического комбинирования является построение схемы установки. Этот этап проектирования наиболее сложный и в большей степени определяет эффективность производства. Сложность построения энерготехнологической схемы обусловлена необходимостью учета большого числа связей, возникающих при энерготехнологическом комбинировании, прежде всего взаимосвязи показателе производства и потребления энергии и технологических показателей установки.

Как уже упоминалось, нефтехимическая промышленность является очень крупным потребителем топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), занимает первое место по потреблению тепловой энергии. Прежде всего, это обусловлено большими удельными расходами топлива и энергии при многостадийной переработке углеводородного сырья.

Среди крупнотоннажных производств нефтехимии многочисленную группу составляют технологические установки, вторичные энергоресурсы которых представлены физической теплотой отходящих технологических продуктов и дымовых газов огнетехнических агрегатов. Сюда относятся пиролизные установки различного целевого назначения, технологические установки для получения мономеров, используемых в производстве синтетического каучука. Каждое из производств имеет свои технологические особенности, обусловленные спецификой сырьевых и целевых продуктов, параметрами основных технологических процессов и т. д.[33,42,43,44]. Вместе с тем все они являются крупными потребителями различных видов энергии. Поэтому многие методические вопросы построения и оптимизации энерготехнологических схем являются для них общими. В первую очередь это относится к определению способов использования тепловых ВЭР, созданию оптимальных условий и аппаратурного оформления процессов генерации энергии на внутренних источниках.

Энерготехнологическое комбинирование в производстве этилена Производство этилена и его производных характеризуется высокими затратами тепловой и электрической энергии. Следует отметить, что в производстве этилена накоплен большой опыт внедрения когенерационных установок, позволяющих снизить энергоемкость готового этилена. Они позволяют в общем виде сформулировать задачи энерготехнологического комбинирования и показать пути их решения. Накопленный к настоящему времени опыт эксплуатации этиленовых установок дает обширную информацию о работе отдельных узлов, что способствует получению объективных данных для анализа и оптимизации энергоиспользования в промышленных энерготехнологических агрегатах нефтехимии.

На рис. 1.11 представлена энерготехнологическая схема стадии пиролиза и компримирования в производстве этилена с индивидуальной системой использования отходящей теплоты. Печные агрегаты, число которых определяется производительностью этиленовой установки, состоят, из радиантной и конвективной частей и закалочно-испарительного аппарата (ЗИА). Из сырьевого коллектора бензиновые фракции с температурой около 30С поступают в конвективный хвостовой подогреватель, где температура сырья повышается до температуры кипения. Испарение сырья и перегрев паров до 400С осуществляются в первом по ходу дымовых газов змеевике, куда подается также пар-разбавитель. Между сырьевыми змеевиками в конвективной части располагается подогреватель питательной воды для ЗИА. Питательная вода поступает в этот подогреватель из общего для всей установки коллектора и направляется далее в барабан ЗИА. Продукты пиролиза после радиантного змеевика охлаждаются в ЗИА до 400С. Для полного использования теплоты дымовых газов пароперегревательной печи в ней устанавливаются змеевики, служащие для подогрева общего потока питательной воды для ЗИА всех печных агрегатов [98].

Рис. 1.11. Энерготехнологическая схема стадии пиролиза и компримирования в производстве этилена с индивидуальной системой использования отходящей теплоты:

1 - пиролизная печь; 2 - ЗИА; 3 - паросборник; 4 — вспомогательная пароперегревательная печь; 5 - дымосос; б - паровые турбины с противодавлением; 7 - компрессор пиролизного газа; 8, 9 - компрессоры пропиленового и этиленового холодильных циклов; 10-топка; 11 - газоход рециркуляции.

I, Г - технологическое и дополнительное топливо; II - пар-разбавитель; III - сырье;

IV - питательная вода после деаэраторов; V — компримированный пиролизный газ; VI - пар с выхлопа турбин.

Продукты пиролиза после всех ЗИА поступают в коллектор, откуда через систему охлаждения и очистки пиролизного газа направляются в компрессор. Перегретый водяной пар, получаемый в схеме, используется в конденсационных или конденсационных с отборов пара турбинах, турбинах с противодавлением для привода компрессоров системы газоразделения. На рис. 1.11 представлена схема с турбинами с противодавлением. Отработавший в турбинах пар давлением 0,8-^-1,0 МПа направляется в системы технологического теплоснабжения производства этилена и других сопутствующих производств.

Для отвода продуктов сгорания от пиролизных печей, предотвращения экологического и термического воздействия этих продуктов на окружающую среду печные агрегаты оборудуют дымовыми трубами, затраты на которые составляют значительную долю в капитальных вложениях в печное отделение. Особенностью схем представленной на рис. 1.11 является то, что продукты сгорания каждой пиролизнои печи после тепловоспринимающих поверхностей конвективной части отводятся через индивидуальные дымовые трубы. В целях достижения необходимой температуры перегрева пара и обеспечения мощности турбопривода дополнительное топливо сжигается в специальных пароперегревательных печах.

Также представляет интерес вариант централизованной системы использования отходящей теплоты пиролизных печей, энерготехнологическая схема которой представлена на рис. 1.12. В отличие от индивидуальной системы дымовые газы пиролизных печей после испарения и перегрева сырья и водяного пара-разбавителя с температурой 450—500С отводятся по общему газоходу в централизованную систему утилизации теплоты.

Охлаждение и очистка пиролизного -к IV _ VII

Рис. 1.12. Энерготехнологическая схема производства этилена с централизованной системой использования отходящей теплоты: 1 - пиролизная печь; 2 - ЗИЛ; 3 - паросборник; 4 - паровые турбины .с противодавлением; 5 - компрессор пиролизного газа; 6,7 — компрессоры этиленового и пропилснового холодильных циклов; 8 —топка; 9 — пароперегреватель; 10 — экономайзер; 11 - подогреватель сырья; 12 - дымосос; 13 - газоход рециркуляции; 14 - дымовая труба. I, Г -технологическое и дополнительное топливо; II — пар-разбавитель; III - дымовые газы от пиролизных печей; IV - компримированный пиролизный газ; V - пар с выхлопа турбин; VI - сырье; VII - питательная вода после деаэраторов

Для обеспечения необходимой температуры перегрева пара и его дополнительной выработки в общий газоход перед пароперегревателем вводится высокотемпературный газовый теплоноситель, получаемый при сжигании дополнительного топлива во вспомогательной камере. Тепловоспринимающие элементы в газоходе расположены последовательно с учетом температур нагреваемых теплоносителей. Централизованная система утилизации теплоты позволяет путем укрупнения узлов снизить капитальные вложения в экономайзер, подогреватель сырья и другое оборудование энерготехнологической системы. Для уменьшения присосов воздуха по тракту дымовых газов и увеличения надежности система утилизации может состоять из 2-КЗ отдельных систем, объединяющих группу печей.

Во избежание пережога труб пароперегревателей из-за высоких температур продуктов сгорания в схемах, изображенных на рис. 1.11 и 1.12, можно применять рециркуляцию газов. Степень рециркуляции для схемы со вспомогательной пароперегревательной печью определяется конструкцией и качеством материала пароперегревателя. В централизованных схемах рециркуляция применяется при высоких температурах смеси продуктов сгорания в случае форсированных режимов работы технологического оборудования.

Охлаждение и очистка пиролизного ..VIII -.VI

Рис. 1.13. Схема использования тепловых ВЭР в производстве этилена: пиролизного газа;

1 - пиролизная печь; 2 - ЗИА; 3 - паросборник; 4 - электродвигатели; 5 - компрессор а; б, 7 - компрессоры этиленового и пропиленового холодильных циклов;

8 - паропреобразовательная установка. '. - топливо; II - пар-разбавитель; III - сырье; IV - питательная вода; V - пар для технологического теплоснабжения; VI - компримированный пиролизный газ; VII - конденсат на деаэрацию; VIII - питательная вода в преобразователь пара.

Эффективность приведенных схем энерготехнологического комбинирования на основе утилизации физической теплоты технологических продуктов и дымовых газов в производстве этилена выявляется путем сопоставления с простейшей схемой использования тепловых ВЭР, приведенной на рис. 1.13. По этой схеме привод технологических компрессоров осуществляется от электродвигателей. Питательная вода подогревается в индивидуальных экономайзерах трубчатых печей и направляется далее для генерации пара в ЗИА, давление в которых определяется стремлением обеспечить достаточно длительный межремонтный пробег этого оборудования (около 3,5-^-4 МПа). Полученный пар подается непосредственно через паропреобразовательное устройство для технологического теплоснабжения.

Таким образом, в производстве этилена, его производных и других стратегически важных мономеров возможны различные варианты системы утилизации отходящей теплоты и способы использования утилизационной энергии. Многочисленные противодействующие факторы этих схем не позволяют легко выявить наилучшие варианты и условия их осуществления. В связи с этим необходим термодинамический и технико-экономический анализы.

1.4.3. Примеры использования энерготехнологического комбинирования в нефтехимических производствах с использованием ПГУ и ГТУ

Решение о способе повышения эффективности использования энергоресурсов путем утилизации отходов на каждом конкретном нефтехимическом производстве следует принимать на основе современных энергетических технологий с учетом особенностей сырья и его переработки. Для выработки электроэнергии при сжигании нефтехимических остатков и отходов могут быть использованы три основные технологии (рис. 1.14) [54,108,109,110]. а). Камерное сжигание тяжелого жидкого топлива в обычных энергетических котлах

На такой электростанции жидкое (остаточное) топливо сжигается в обычном котле, где вырабатывается пар для паровой турбины. КПД установок относительно невысок вследствие ограничения температуры пара из-за опасности высокотемпературной коррозии трубок пароперегревателя, с одной стороны, и необходимости повышения температуры уходящих газов во избежание низкотемпературной коррозии, с другой. Это обусловлено наличием в топливе большого количества серы и ванадия.

В зависимости от природоохранных нормативов такие энергетические установки необходимо оснащать золоуловителями, системами сероочистки, а иногда даже и азотоочистки, что приводит к увеличению капитальных вложений на 20-КЗО %. б) Сжигание топлива в котлах с циркулирующим кипящим слоем

Эта технология более эффективна. Она позволяет сжигать различные топлива (с высокими показателями влажности, зольности, содержания серы) без дорогостоящих систем очистки газов от оксидов азота и серы. Для образования кипящего слоя необходим вспомогательный материал, например, песок. _эд

,3 .7 _М-е ^:=_9нйэ

Рис. 1.14. Схемы вариантов выработки электроэнергии из нефтяных остатков: а — с камерным сжиганием тяжелых жидких топлив; б — с сжиганием топлив в кипящем слое; в — ПТУ-ТЭС с внутри цикловой газификацией; / - котел с камерным сжиганием; 2 - паровая турбина; 3 - золоуловитель; 4 и 5 - системы серо- и азотоочистки; б - дымовая труба; 7 - котел с кипящим слоем; 8 - газификатор; 9 - система охлаждения синтетического газа; 10 - газоочистка; 11 - установка разделения воздуха; 12 - ГТУ; 13 - котел-утилизатор; /- нефтяные остатки; II - воздух; III - кислород; IV- азот; V - синтетический газ

Для связывания серы в топку добавляют известняк. Малые количества оксидов азота обеспечиваются ступенчатым подводом воздуха (низкотемпературное сжигание). Допускается хранение в отвалах золы с большим содержанием тяжелых металлов. Для улавливания летучей золы необходимы тканевые фильтры.

Анализ некоторых аналогичных разработок для нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств показал, что при суммарном объеме сырого кокса 220 тыс. т/год тепловая мощность котла с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) составит 230-К260 МВт, электрическая мощность -80-Н00 МВт. Удельные капитальные затраты на 1 кВт установленной электрической мощности составят 600 долл. при реконструкции в существующем здании или 900-4000 долл. - при новом строительстве. Срок окупаемости проекта - 4-^-6 лет. в) Применение парогазовой установки (ЛГУ) с внутрицикловой газификацией

При такой технологии обеспечиваются наибольшая гибкость в использовании различных топлив и нечувствительность к их качеству. Газификация тяжелых нефтяных остатков освоена во многих химических производствах, осуществляется обычно с использованием парокислородного дутья. Газ очищается до очень низкого содержания серы, при этом выделяется высококачественная элементная сера. Очищенный газ можно сжигать в ПТУ. Очень низкий уровень выбросов оксидов азота обеспечивается подмешиванием к синтетическому газу азота с установки, разделения воздуха, насыщением его парами воды и соответствующей организацией процесса горения. Для нефтехимических предприятий преимущество газификации состоит в возможности получения водорода для гидропроцессов путем извлечения оксида углерода из синтетического газа. Их отходов газификации можно получать удобрения.

Благодаря комбинированию газотурбинного и паротурбинного циклов КПД ПГУ с внутрицикловой газификацией на 3-5 % выше, чем при других технологиях сжигания, и может достигать 50 %.

На многих производствах экономически развитых стран (США, Япония, Германия и др.) освоена технология газификации нефтяного кокса и успешно осуществляется его сжигание с применением парогазового цикла с внутрициколовой газификацией. При этом образующийся генераторный газ обладает положительными характеристиками: имеет относительно высокую теплотворную способность (на уровне 4300 кДж/м³); имеет низкое содержание токсичных и коррозионно-агрессивных соединений ванадия; отличается устойчивостью горения. Результаты проведенного литературного анализа показывают, что при газификации кокса для ПГУ, их КПД оценивается на уровне 44-^52% (предельное значение достигается при использовании ГТУ зарубежных образцов).

В последнее время широкое распространение приобретают схемные решения, в которых предусматривается использование не только энергоресурсов среднего и высокого потенциала, но и низкотемпературных, один из вариантов таких решений представлен на рис. 1.15.

Рис.1.15. Принципиальная схема комбинированной установки для производства электроэнергии и тепла с использованием газовой и газорасширительной турбин, а также теплового насоса [65]

Схема комбинированной установки, представленная на рис. 1.15, содержит магистральный газопровод 1, газовую турбину (газопоршневой двигатель) 2 с электрогенератором 3, газорасширительную турбину 4 с электрогенератором 5, теплообменники для подогрева газа 6 и 7, регулятор расхода 8, сетевой подогреватель 9, тепловой насос 10.

В работе установки главную роль играют три составляющих: газотурбинная установка, газорасширительная турбина с генератором (детандер - генераторный агрегат), тепловой насос.

В результате сгорания газа, поступившего в газовую турбину (ГТУ), выделившаяся энергия приводит в движение электрогенератор. Отработавший газ ГТУ имеет большой запас теплоты: температура его колеблется в интервале 30СН-500 С. Такое тепло полезно может использоваться для работы детандера, который устанавливается на станциях снижения давления.

Природный газ высокого давления в газорасширительной турбине (детандере) играет роль пара в паровой турбине. Таким образом, процесс выработки электроэнергии происходит дважды: сначала в газовой турбине, затем тепловая энергия отработавшего газа создает возможность для работы детандера и производства электричества.

Благодаря тому, что компоненты установки соединены последовательно, выработка электроэнергии проходит одновременно с понижением давления транспортируемого газа с коэффициентом использования топлива (КИТ) 85% и более (только при производстве электроэнергии). Это в 1,5 раза больше, чем у лучших парогазовых установок - наиболее современных устройств для выработки электроэнергии, уже запущенных в производство.

Если далее использовать полученную электроэнергию для привода теплового насоса (требуется в 4+-5 раз дешевле электроэнергии по сравнению с покупаемой), то в результате получается в 2-^-3 раза больше полезного тепла по сравнению со сжиганием топлива в лучших отопительных котельных.

В последнее время прогрессивно развивается направление по проектированию и практическому внедрению безотходных производств с одновременной выработкой технологической и энергетической продукции. При этом энергия требуется для запуска производственного процесса и резервирования. На рис. 1.16 представлена схема безотходного мусороперерабатывающего комплекса. Аналогичные схемные решения безотходных производств синтезированы в нефтехимической промышленности при производстве метанола, высших спиртов и других углеводородов, основанные на принципах энерготехнологического комбинирования.

Тепло Электроэнергия Дымовые газы нКШРУ^?*»**'^"

Вторичное сырье

Участок приема и сор гировки отходов

Цех подготовки

Продукт - газ

Участок газификации

Теплоэнерг етический

Зола и шлак

Участок-очистки дымовых газов

Цех изготовчения сч роительных изделий

Строительные

ИЗ1РПИЯ

Рис. 1.16. Безотходный мусороперерабатывающий комплекс

Для создания автономной системы выработки электроэнергии и теплоты необходимо разработать стратегию энергосбережения и утилизации вторичных энергоресурсов индивидуально на каждом нефтехимическом предприятии, учитывая специфику производства.

Реализация стратегии энергосбережения на нефтехимических предприятиях неизбежно повлияет на взаимоотношения с ТЭЦ и тарифную политику энергогенерирующих кампаний. Демонополизация производства электроэнергии и теплоты потребует повышения эффективности работы электростанций.

Таким образом, среди приоритетных направлений в развитии нефтехимического комплекса РФ можно выделить следующие: повышение эффективности технологических режимов работы оборудования; эффективное и наиболее полное использование вторичных ресурсов (разработка методов эффективного использования отходов с превращением их в дорогостоящую продукцию; использование в качестве топлива не представляющих сырьевой ценности отходов производства и пр.); приоритетное замещение традиционных видов сырья, материалов и энергии вторичными ресурсами и отходами производства, дающее как экономический, так и экологический эффект; использование автономных источников теплоэнергоснабжения: контейнерных котельных, индивидуальных тепловых пунктов, когенерационных установок с использованием газотурбинных, парогазовых, газопоршневых и газовинтовых агрегатов малой и средней мощности и др.

Выводы:

На данный момент имеется множество инженерных решений применительно к нефтехимическому комплексу, которые позволяют повысить надежность энергообеспечения нефтехимических производств и снизить энергозатраты на синтез органической продукции. На многих предприятиях решены вопросы самообеспечения тепловой энергией в виде пара и горячей воды на 50-70%. Но вопрос электроснабжения остается открытым и является особенно острым в настоящее время.

Резервы энергосбережения на многих предприятиях нефтехимической отрасли достигают 40-60%, что подразумевает под собой поиск и практическое внедрение наиболее эффективных с энергетической точки зрения и целесообразных с экономической позиции схемных решений. Анализ литературных источников показал, что наиболее эффективными вариантами теплоэнергоснабжения является организация ЭТКС на базе ПГУ и ГТУ, которые могут работать на различном газовом топливе, в том числе и на горючих ВЭР теплотехнологий.

3. Синтез высокоэффективных ЭТКС для предприятий нефтехимической отрасли требует привлечения методов анализа, синтеза и оптимизации теплоэнергетических и теплотехнологических систем описанных в работах Симонова В.Ф., Кафарова В.В., Попырина Л.С. и других авторов.

Применение систем энерготехнологического комбинирования как основного метода энергосбережения на нефтехимических и химических производствах

На данный момент когенерация приобретает огромное значение в рамках энергообеспечения практически всех стран [1,2,9,21,22,36,39,40,52,56,65,87]. В качестве примера можно привести США, где принята программа, целью которой является удвоение к 2010 году существующих мощностей когенерации (относительно 2000 года) как в энергетическом, так и промышленном комплексе. Это значит, что к концу десятилетия будет дополнительно введено приблизительно 46 ГВт.

Когенерация со временем все активней и активней внедряется практически всеми развитыми и активно развивающимися странами мира вследствие её высокого КПД.

Рост когенерации в Европейском Союзе характеризуется крайним разнообразием, и в масштабах, и в сущности развития. Разнообразие объясняется различиями в истории, политических приоритетах, владением природными ресурсами, культуре и климате стран Союза, а также тесной связью когенерации со структурой и активностью рынка тепла и электроэнергии каждой конкретной страны. Диаграмма на рис. 1.7 показывает степень развития комбинированной выработки энергии в различных странах.

В России развитие когенерационной выработки энергии на промышленных предприятиях развивается очень низкими темпами (не учитывая крупных ТЭЦ) и в большинстве своем носит проектный характер, хотя её практическое внедрение является очевидным и необходимым фактором развития регионов. Энергоснабжение от систем энерготехнологического комбинирования позволяет повысить надежность обеспечения электроэнергией и теплом промышленных и социальных потребителей в случае временного отсутствия возможностей в покрытии нагрузок от энергоснабжающих организаций на период их модернизации или расширения, а также при возникновении аварийных ситуаций.

Технология энерготехнологического комбинирования является одним из приоритетных направлений многих стран с целью создания систем замкнутого энергообеспечения предприятий, повышая тем самым эффективность использования первичных и вторичных энергетических ресурсов, с удовлетворением экологических аспектов. На предприятиях кооперационные установки (мини-ТЭЦ) могут сооружаться в качестве основного, дополнительного или резервного источника электроэнергии и теплоты [14,24,25,66,77,97,101,111,114,116,117].

В качестве основного источника питания мини-ТЭЦ целесообразно сооружать: 1. на предприятиях с установленной мощностью электроприемников до 50 МВт при их размещении в удаленных районах или при недостатке мощности в энергосистеме; 2. при наличии специальных требований к бесперебойности питания. В качестве дополнительного источника питания мини-ТЭЦ могут сооружаться: 1. на предприятиях с непрерывными технологическими процессами в дефицитных по электроэнергии регионах; 2. при наличии на предприятиях сбросных вторичных энергоресурсов (различные сбросные газы, отходы нефтепродуктов, отходы древесины и т.д.). В качестве резервного источника питания мини-ТЭЦ могут сооружаться: 1. на предприятиях, перерыв в электроснабжении которых может привести к взрыву, пожару, массовому браку продукции или выходу из строя сложного технологического оборудования и электронной техники; 2. на предприятиях оборонной промышленности. Возможность использования для мини-ТЭЦ различных видов топлива, а также сравнительно низкие сроки монтажа значительно расширяет области их применения. Следует заметить, что срок окупаемости когенерационных установок редко превышает 4 лет, что делает проекты энергоснабжения на их основе привлекательными для инвестирования. Рассматриваемая установка позволяет выделять пар из выхлопных газов и возвращать конденсат воды для повторного использования в цикле. В контактном конденсаторе, установленном на выхлопном патрубке котла-утилизатора, за счет орошения его водой происходит охлаждение выхлопных газов до температуры ниже точки росы водяного пара, высаживание воды и сбор конденсата. Собранная вода поступает в бак-накопитель, очищается от примесей и подается снова в котел-утилизатор. Положительным эффектом работы установок типа "Водолей" является их способность генерировать дополнительное количество пресной воды, образующейся в результате химической реакции окисления углеводородного топлива при сжигании в камере сгорания ГТД. При этом количество высаженной в контактном конденсаторе воды больше, чем количество пара, произведенного котлом-утилизатором. Значительный потенциал для практического использования когенерации имеется в следующих областях промышленности: пищевой; текстильной; деревообрабатывающей; целлюлозно-бумажной; нефтехимической; нефтеперерабатывающей; в производстве строительных материалов (особенно цемента); в первичной металлургии. В следующих областях потенциал также довольно велик (хотя и несколько меньше предыдущего): стекольной; керамической; лесной. Первое, что необходимо оценивать при выборе когенерационной системы для специфического использования - это электрическая и тепловая нагрузка, отношение (электроэнергия : тепло) и количество рабочих часов в год. Большинство областей промышленности со значительным потенциалом для когенерации имеют определенные процессы, в которых производится или выбрасывается тепло в таком количестве и такого качества (температуры или давления), что вполне можно утилизировать это тепло для повторного использования. С другой стороны, в некоторых промышленных процессах (таких как каталитический крекинг в нефтепереработке, пиролиз в нефтехимии) имеются газы (побочный продукт), которые могут использоваться непосредственно в системе когенерации. В нефтехимической промышленности особенно на высокотемпературных стадиях, образуются горючие отходы, такие как метановодородная фракция, абсорбционный газ, которые могут быть использованы в качестве топлива для энерготехнологических систем [13,27,28,37,45,83,100,102].

Разработка схемных решений для высокотемпературного участка теплотехноогии изопрена

Как уже и упоминалось, большой интерес представляет применение систем, вырабатывающих за счет использования ВЭР электрическую и тепловую энергию. В настоящее время эксплуатация оборудования традиционного централизованного теплоэнергоснабжения от крупных источников становится проблематичной, вследствие изношенности основных фондов, потерь при транспортировке энергии и многих других факторов. В связи с этим наметилась тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения, устанавливаемых на территории промышленных предприятий.

Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности тепло- и электроснабжения потребителей, снижение потерь в тепловых сетях.

Использование автономных систем производства электрической и тепловой энергии с использованием газотурбинных энергетических установок (ГТУ) работающих на газообразном топливе является одним из возможных решений обозначенных выше задач, так как газотурбинные установки получили в настоящее время признание в энергетике, как полностью освоенное, надежное оборудование [14,31,35,38,43,76,82,84,85,96,119].

Эксплуатационные показатели ГТУ на электростанциях находятся на том же уровне, что и традиционное энергетическое оборудование. Для них характерна готовность к работе в течение 90% календарного времени, 2-3 летний ремонтный цикл, безотказность пусков 95 — 97%. Используемые в настоящее время ГТУ подразделяются на 3 основных типа: созданные на базе авиационных реактивных газотурбинных двигателей; созданные на базе газотурбинных двигателей для морского использования; созданные специально для энергетического использования. Первый и второй тип ГТУ обычно объединяют в одну группу. Малый удельный вес, компактность, простота транспортировки и легкость монтажа, относительно низкие капитальные вложения и малые (для энергетических объектов) сроки окупаемости, минимальные объемы вредных выбросов в окружающую среду сделали ГТУ одними из самых распространенных энергетических агрегатов во всем мире. За рубежом газотурбинные энергетические установки выпускаются более чем 40 фирмами. Однако, большинство из них выпускает продукцию по лицензии ведущих фирм, таких как, АББ. Сименс, Вестингауз, Дженерал Электрик. Ведущими предприятиями по выпуску ГТУ в России являются: ІТГГП им. В.Я. Климова (г. Санкт-Петербург); ФГУП ММПП «Салют» (г. Москва); АО «Люлька-Сатурн» (г. Москва), входящее в НПО «Сатурн»; ОАО «Рыбинские Моторы» (г. Рыбинск), входящее в НПО «Сатурн»; НЛП «Мотор» (г. Уфа); Самарский НТК им. Н.Д. Кузнецова и ОАО «Моторостроитель» (г. Самара); ОАО «Авиадвигатель» ОАО НПО «Искра» и ОАО Пермский Моторный завод (г. Пермь); ОМП им. П.И. Баранова (г. Москва); ФГУП Тушинское машиностроительное конструкторское бюро «Союз» (г. Москва); Турбомоторный Завод (УТМЗ) (г. Екатеринбург); АООТ Невский машиностроительный завод (г. Санкт-Петербург); Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) (г. Санкт-Петербург). Реконструкция муниципальных и промышленных котельных в ТТУ ТЭЦ решает 4 основные задачи энергосбережения: 1. котельные, дающие населению до 62% тепловой энергии, превращаются из потребителей электроэнергии в поставщиков дешевой электроэнергии как в пиковом, так и в базовом режимах; 2. существенно снижаются удельные расходы топлива, как на производство электроэнергии, так и на производство тепла; 3. снижается себестоимость тепловой энергии, что очень важно, т.к. дотации можно превратить в инвестиции; 4. уменьшаются потери в сетях, т.к. в многотысячных отдаленных микрорайонах РФ появляются местные источники электроэнергии. Наиболее традиционным видом топлива для газовых турбин является природный газ, хотя это не исключает возможности использования других видов газообразного топлива, в том числе и горючих ВЭР нефтехимических теплотехнологий. При этом газовые турбины предъявляют повышенные требования к качеству его подготовки (механические включения, влажность). Температура уходящих из турбины газов составляет 45(Н550С. Количественное соотношение тепловой энергии к электрической у газовых турбин составляет от 1.5:1 до 2.5:1, что позволяет строить когенерационные системы, различающиеся по типу теплоносителя: непосредственное (прямое) использование отходящих горячих газов; производство пара низкого или среднего давления (8-18 кг/см") во внешнем котле; производство горячей воды (лучше, когда требуемая температура превышает 140С); производство пара высокого давления. КПД газовой турбины составляет 25% — 35%, в зависимости от параметров работы конкретной модели турбины и характеристик топлива. В составе когенерационных систем эффективность возрастает до 90% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Газовые турбины обладают хорошими экологическими параметрами (эмиссия NOx на уровне 25 ррт).

Декомпозиция математической модели и построение иерархии ее элементов

Еще 10-15 лет назад повышение экономической эффективности нефтехимических производств достигалось в основном увеличением единичной мощности технологических установок, производящих как полупродукты (этилен, пропилен, бутадиен, изопрен), так и использующих эти полупродукты для получения целевой продукции (полиэтилен, синтетические каучуки, синтетические волокна и др.) [98,99,112].

Следствием роста единичной мощности установок является снижение удельных капитальных затрат и себестоимости продукции. Это объясняется в первую очередь тем, что условно-постоянные затраты при укрупнении производства не возрастают или увеличиваются в меньшей степени, чем мощность производства. Таким образом, для нефтехимических производств повышение их мощности является одним из факторов снижения удельных капитальных вложений (в большей степени) и себестоимости продукции (в меньшей степени).

Однако указанная выше зависимость справедлива в определенном интервале мощностей. При дальнейшем росте единичной мощности установок наблюдается резкое снижение эффекта от увеличения мощности. Очевидно доля переменных затрат в себестоимости становится значительно больше доли условно-постоянных и улучшение экономических показателей должно идти в направлении использования более дешевых или эффективных видов сырья, топлива и энергии, оптимизации технологических схем и режимов работы оборудования. В условиях большой единичной производительности технологических агрегатов мощности энергопотребляющих и энергогенерирующих на базе внутренних источников энергии установок нефтехимических производств, становятся соизмеримыми с мощностью крупных специализированных энергопроизводств. Это создает принципиально новую основу для проектирования и эксплуатации энергогенерирующих установок на базе ВЭР. Во-первых, создаются условия для органической увязки энергетических и технологических процессов в составе одного производства в целях достижения максимального экономического эффекта. Поэтому следует рассматривать уже не в отдельности технологическую и энергетическую установки, а энерготехнологический комплекс в целом. Во-вторых, значительная мощность энергогенерирующих установок позволяет применять современное оборудование, обеспечивающее наиболее экономное и качественное использование внутренних источников энергии, с учетом конкретных особенностей технологии нефтехимического производства. В-третьих, комплексный характер производства позволяет существенно повысить эффективность технологических процессов, основанных на подводе и отводе теплоты. В-четвертых, комплексный характер энерготехнологических схем позволяет обеспечить эффективное использование всех видов ВЭР, включая низкопотенциальные тепловые. Это создает дополнительные возможности для увеличения выработки энергии в энерготехнологических схемах и снижения на этой основе потребления энергии от энергогенерирующих и сетевых кампаний. В-пятых, в составе энерготехнологических схем наиболее оптимальным образом могут быть решены вопросы уменьшения или даже полного предотвращения вредного воздействия производства на окружающую среду на базе безотходных энерготехнологических схем. Таким образом, развитие крупнотоннажных нефтехимических производств должно базироваться на энерготехнологических схемах, обеспечивающих решение вопросов совершенствования энергоиспользования. В качестве основной задачи энерготехнологического комбинирования выступает создание таких схем, где параметры и аппаратурное оформление энергетических и технологических процессов в рамках одного производства, обеспечивает максимальный экономических эффект и предотвращает вредное воздействие производства на на окружающую среду. Одним из главных моментов энерготехнологического комбинирования является построение схемы установки. Этот этап проектирования наиболее сложный и в большей степени определяет эффективность производства. Сложность построения энерготехнологической схемы обусловлена необходимостью учета большого числа связей, возникающих при энерготехнологическом комбинировании, прежде всего взаимосвязи показателе производства и потребления энергии и технологических показателей установки.

Как уже упоминалось, нефтехимическая промышленность является очень крупным потребителем топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), занимает первое место по потреблению тепловой энергии. Прежде всего, это обусловлено большими удельными расходами топлива и энергии при многостадийной переработке углеводородного сырья.

Среди крупнотоннажных производств нефтехимии многочисленную группу составляют технологические установки, вторичные энергоресурсы которых представлены физической теплотой отходящих технологических продуктов и дымовых газов огнетехнических агрегатов. Сюда относятся пиролизные установки различного целевого назначения, технологические установки для получения мономеров, используемых в производстве синтетического каучука. Каждое из производств имеет свои технологические особенности, обусловленные спецификой сырьевых и целевых продуктов, параметрами основных технологических процессов и т. д.[33,42,43,44]. Вместе с тем все они являются крупными потребителями различных видов энергии. Поэтому многие методические вопросы построения и оптимизации энерготехнологических схем являются для них общими. В первую очередь это относится к определению способов использования тепловых ВЭР, созданию оптимальных условий и аппаратурного оформления процессов генерации энергии на внутренних источниках.

Энерготехнологическое комбинирование в производстве этилена Производство этилена и его производных характеризуется высокими затратами тепловой и электрической энергии. Следует отметить, что в производстве этилена накоплен большой опыт внедрения когенерационных установок, позволяющих снизить энергоемкость готового этилена. Они позволяют в общем виде сформулировать задачи энерготехнологического комбинирования и показать пути их решения. Накопленный к настоящему времени опыт эксплуатации этиленовых установок дает обширную информацию о работе отдельных узлов, что способствует получению объективных данных для анализа и оптимизации энергоиспользования в промышленных энерготехнологических агрегатах нефтехимии.

На рис. 1.11 представлена энерготехнологическая схема стадии пиролиза и компримирования в производстве этилена с индивидуальной системой использования отходящей теплоты. Печные агрегаты, число которых определяется производительностью этиленовой установки, состоят, из радиантной и конвективной частей и закалочно-испарительного аппарата (ЗИА). Из сырьевого коллектора бензиновые фракции с температурой около 30С поступают в конвективный хвостовой подогреватель, где температура сырья повышается до температуры кипения. Испарение сырья и перегрев паров до 400С осуществляются в первом по ходу дымовых газов змеевике, куда подается также пар-разбавитель. Между сырьевыми змеевиками в конвективной части располагается подогреватель питательной воды для ЗИА. Питательная вода поступает в этот подогреватель из общего для всей установки коллектора и направляется далее в барабан ЗИА.

Определение технико-экономической эффективности использования ГТУ и турбин противодавления в предлагаемых схемных решениях

Анализ некоторых аналогичных разработок для нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств показал, что при суммарном объеме сырого кокса 220 тыс. т/год тепловая мощность котла с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) составит 230-К260 МВт, электрическая мощность -80-Н00 МВт. Удельные капитальные затраты на 1 кВт установленной электрической мощности составят 600 долл. при реконструкции в существующем здании или 900-4000 долл. - при новом строительстве. Срок окупаемости проекта - 4- -6 лет. в) Применение парогазовой установки (ЛГУ) с внутрицикловой газификацией

При такой технологии обеспечиваются наибольшая гибкость в использовании различных топлив и нечувствительность к их качеству. Газификация тяжелых нефтяных остатков освоена во многих химических производствах, осуществляется обычно с использованием парокислородного дутья. Газ очищается до очень низкого содержания серы, при этом выделяется высококачественная элементная сера. Очищенный газ можно сжигать в ПТУ. Очень низкий уровень выбросов оксидов азота обеспечивается подмешиванием к синтетическому газу азота с установки, разделения воздуха, насыщением его парами воды и соответствующей организацией процесса горения. Для нефтехимических предприятий преимущество газификации состоит в возможности получения водорода для гидропроцессов путем извлечения оксида углерода из синтетического газа. Их отходов газификации можно получать удобрения. Благодаря комбинированию газотурбинного и паротурбинного циклов КПД ПГУ с внутрицикловой газификацией на 3-5 % выше, чем при других технологиях сжигания, и может достигать 50 %.

На многих производствах экономически развитых стран (США, Япония, Германия и др.) освоена технология газификации нефтяного кокса и успешно осуществляется его сжигание с применением парогазового цикла с внутрициколовой газификацией. При этом образующийся генераторный газ обладает положительными характеристиками: имеет относительно высокую теплотворную способность (на уровне 4300 кДж/м3); имеет низкое содержание токсичных и коррозионно-агрессивных соединений ванадия; отличается устойчивостью горения. Результаты проведенного литературного анализа показывают, что при газификации кокса для ПГУ, их КПД оценивается на уровне 44- 52% (предельное значение достигается при использовании ГТУ зарубежных образцов). Схема комбинированной установки, представленная на рис. 1.15, содержит магистральный газопровод 1, газовую турбину (газопоршневой двигатель) 2 с электрогенератором 3, газорасширительную турбину 4 с электрогенератором 5, теплообменники для подогрева газа 6 и 7, регулятор расхода 8, сетевой подогреватель 9, тепловой насос 10. В работе установки главную роль играют три составляющих: газотурбинная установка, газорасширительная турбина с генератором (детандер - генераторный агрегат), тепловой насос. В результате сгорания газа, поступившего в газовую турбину (ГТУ), выделившаяся энергия приводит в движение электрогенератор. Отработавший газ ГТУ имеет большой запас теплоты: температура его колеблется в интервале 30СН-500 С. Такое тепло полезно может использоваться для работы детандера, который устанавливается на станциях снижения давления.

Природный газ высокого давления в газорасширительной турбине (детандере) играет роль пара в паровой турбине. Таким образом, процесс выработки электроэнергии происходит дважды: сначала в газовой турбине, затем тепловая энергия отработавшего газа создает возможность для работы детандера и производства электричества. Благодаря тому, что компоненты установки соединены последовательно, выработка электроэнергии проходит одновременно с понижением давления транспортируемого газа с коэффициентом использования топлива (КИТ) 85% и более (только при производстве электроэнергии). Это в 1,5 раза больше, чем у лучших парогазовых установок - наиболее современных устройств для выработки электроэнергии, уже запущенных в производство.

Если далее использовать полученную электроэнергию для привода теплового насоса (требуется в 4+-5 раз дешевле электроэнергии по сравнению с покупаемой), то в результате получается в 2- -3 раза больше полезного тепла по сравнению со сжиганием топлива в лучших отопительных котельных.

В последнее время прогрессивно развивается направление по проектированию и практическому внедрению безотходных производств с одновременной выработкой технологической и энергетической продукции. При этом энергия требуется для запуска производственного процесса и резервирования. На рис. 1.16 представлена схема безотходного мусороперерабатывающего комплекса. Аналогичные схемные решения безотходных производств синтезированы в нефтехимической промышленности при производстве метанола, высших спиртов и других углеводородов, основанные на принципах энерготехнологического комбинирования.

Похожие диссертации на Повышение эффективности теплоэнергоснабжения производства изопрена на основе парогазовых технологий

Повышение эффективности использования биомассы как топлива на основе газогенераторных технологийСергеев Виталий Владимирович

Повышение энерго- и ресурсосбережения в городских системах теплоснабжения на основе использования новых информационных технологий Фролов Максим Вячеславович

Использование детандер-генераторных технологий как способ повышения эффективности работы котельныхАндреев Александр Рудольфович

Повышение энергоэкологической эффективности тепловых технологий за счет использования генераторов газопаровых теплоносителейНикитин, Максим Николаевич

Повышение эффективности работы теплоиспользующих установок за счет новых технологий сушки и разогрева футеровкиПриходько Евгений Валентинович

Повышение эффективности систем энергообеспечения промышленных предприятий с использованием технологии газификации угляТимофеева, Светлана Сергеевна

Повышение энергетической эффективности сталеплавильного производства на основе использования конвертерных газовКурзанов, Сергей Юрьевич

Повышение эффективности выпаривания отработанных варочных растворов целлюлозного производстваСуслов Вячеслав Александрович

Повышение энергетической эффективности теплотехнологической схемы пиролиза в совместном производстве этилена и пропилена методами энерготехнологического комбинированияМихайлова Людмила Валерьяновна

Повышение эффективности тепловой работы плавильных печей-ванн метизного производстваЮдин Илья Рафаилович