Комбінована енерготехнологічна установка для одержання електроенергії та висококалорійного газу з нафтових залишків

Корисна модель може використовуватися в нафтопереробній промисловості. В даний час в усьому світі вирішується проблема підвищення ефективності використання пальних копалин і захист навколишнього середовища. Важливу роль у рішенні цієї проблеми повинна зіграти нафтопереробна промисловість шляхом випуску екологічно чистих моторних і котельних палив, а також зниження викидів від власних виробництв [1]. При переробці сірчистої нафти з метою зниження шкідливих викидів в атмосферу варто відмовитися від спалювання високосірчистих рідких палив і переходити на безсірчистий газ, отриманий з малоцінних нафтови х залишків. Одним з способів переробки сірчистих нафтових залишків в екологічно чисте паливо є газифікація їх з наступною очисткою синтез-газу. Отриманий малокалорійний газ звичайно використовується в енергетичних парогазовых установках (ПГУ) з досить високими економічними показниками [2,3]. Але слід зазначити, що всі газові турбіни, що випускаються зараз, розраховані на рідке вуглеводневе паливо або природний газ, і для роботи на синтез-газі потрібна їх модернізація. Використовуючи добре освоєні технологічні процеси, низькокалорійний синтез-газ може бути реформулирован у метанвмісний висококалорійний, котрий може бути використаний як у ПГУ, так і іншими споживачами [4,5,6]. Висококалорійний метанвмісний газ, так називаний замінник природного газу (ЗПГ), може бути отриманий шляхом парокисневої газифікації мазуту, гудрону, бітуму, коксу й інших залишків з наступним метануванням синтез-газу і очисткою від диоксида вуглецю. Економічно найбільш доцільно одержувати низькокалорійний і висококалорійний гази на комбінованій енерготехнологічній установці, що включає газифікацію палива і ПГУ. У зв'язку з цим запропоноване нове технічне рішення - створення комбінованої енерготехнологічної установки одержання синтез-газів різного складу і використання їх у ПГУ і як палива для НПЗ. За представленою технологією можуть бути газифіковані різні нафтові залишки (мазут, гудрон, бітум, кокс) з високим вмістом сірки й отримані безсірчисті гази низької, середньої і високої теплотворної здатності і сірчистий газ, що направляється на установку одержання сірки. Теплота, отримана в процесі газифікації, використовується в ПГУ і цим досягається високий енергосировинний КПД установки в цілому. На кресленні зображена принципова схема комбінованої енерготехнологічної установки для одержання електроенергії і висококалорійного газу з нафтових залишків, що складається з секцій газифікації, очистки синтез-газу, метанування й абсорбції ССЬ і ПГУ. Розглянемо газифікацію найбільш масового важкого залишку нафтопереробки - гудрону. Типовий (усереднений) склад гудрону такий, %: С-86, Η-10, S-3,4, Ν-0,5, О-0,1. Крім того, гудрон у виді з'єднань містить метали (в основному ванадій, нікель, калій і кальцій) до 0,5кг/т (0,05%). Гудрон (І) і вода (IX) з сажею, що негазифікувала, подаються в эмульгатор 1, де утворюється водногудронова емульсія з домішками твердих часток. Отримана емульсія надходить у газифікатора 2, куди подається також технічний кисень (II) (95-98% О2) з установки розділення повітря і пара (III) для більш тонкого регулювання співвідношення СН m: Н2О:О 2, яке може змінюватися у досить широких межах. У схему включені газифікатори і котли-утилізатори фірми "Тексако" [3,7] як найбільш розповсюджені. У газифікаторі - порожнистому апараті високого тиску, облицьованим зсередини жароміцними і механічно міцними матеріалами на основі оксидів металу, встановлені у верхній частині пальникові пристрої з високодисперсним розпиленням водно-гудронової емульсії й однорідним складом паливно-кисневої суміші, що інтенсифікує горіння і знижує вихід сажі. При тиску 2-4МПа і t=1300-1400°С у реакторі газифікації розпадаються усі високомолекулярні з'єднання і переважними стають реакції парової конверсії. Конвертований газ з вмістом сажі і золи не більш 3 мг/нм 3 надходить у радіаційний котелутилізатор 3, встановлений безпосередньо після газифікатора 2 і екранований парогенеруючими трубами. Охолоджений до 700-800°С газ надходить у конвективный котел-утилізатор 4, де охолоджується до 400°С. В обох котлах генерується пара тиском 7-13ΜПа в залежності від типу парової турбіни ПГУ. Подальше охолодження з регенерацією тепла здійснюється в теплообмінниках підігріву очищеного газу. З температурою 70-80°С газ подається в скрубер водяного промивання 5, де відмивається від золи і сажі і охолоджується до 40°С. Зола і сажа надходять у відстійник 6. Частина сажі рециркулює з відстійника 6 у газифікатор і емульгатор, а частина відводиться на установку обробки стічних вод. Охолоджений до 40°С газ надходить в абсорбер 7, де здійснюється очистка від сірчистих з'єднань. Очищений газ складається в основному з водню й оксида вуглецю і його теплотворна здатність складає 11,4МДж/м 3. Після підігріву за рахунок тепла сирого газу він спрямовується в камеру згоряння газової турбіни (10). Для підвищення калорійності в нього додають гази з наступних апаратів. Усі печі і котли НПЗ розраховані на спалювання висококалорійного нафтозаводського газу. Тому використання низькокалорійного синтез-газу складно, тому що необхідна заміна пальникових пристроїв або повністю печей. Тому в схемі передбачено одержання висококалорійного газу. Після абсорбера 7 частина газу підігрівається до 300°С, що необхідно для початку реакції і надходить у конвертерметанатор 8, куди подається також необхідна кількість пари.. Отриманий газ складається в основному з СН4 і СО2; цей середньокалорійний газ з нижчою теплотворною здатністю 19,8МДж/м 3 може використовува тися в ГТУ, будь-яких печах і котлах. Для одержання висококалорійного газу близького по складу до природного (ЗПГ), після конвертера-метанатора 8 газ спрямовується в диэтаноламиновий абсорбер 9, де з нього вилучається СО2 і залишається в основному метан з нижчою теплотворною здатністю 34,3МДж/м 3. Такий газ може спрямовуватися не тільки в газову мережу НПЗ, але й у міську мережу природного газу або у магістральний газопровід. Отримана у котлах-утилізаторах 3,4 і в конвертере-метанаторе 8 насичена пара подається в котелутилізатор ПГУ 11, де перегрівається до 490-530°С разом з отриманою там парою. Для цього в ньому додатково спалюється синтез-газ отриманий на установці. В іншому ПГУ мало відрізняється від такої для природного газу. Відповідно до розрахунків електричний КПД нетто комбінованої установки газифікації з ПГУ- 325 досягає 47-48%. При цьому в димових газах, що відходять з Г'ГУ і в газі, що надходить у заводську мережу практично не міститься сірчистих з'єднань. Таким чином, беззалишкова переробка нафти з одержанням електроенергії і висококалорійного газу економічно доцільна і приводить до істотного зниження шкідливих викидів у навколишнє середовище. Список посилань 1. Степанов А.В., Николаенко В.Н., Матусевич Г.Г., С ульжик Η.И. Нефтеэнергетический комплекс с безостаточной переработкой сернистой нефти. // Экотехнологии и ресурсосбережение. 2003, №5, С.36. 2. Масленников В.М., Смитсон Г.Р., Робсон Ф.Л. и др. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. М.: На ука. 1983. - с.260. 3. Саламов А.А. Парогазовые установки с газификацией топлива. // Теплоэнергетика, 2002. №6, С.74-77. 4. Лом У.Л., Уильяме А.Ф. Заменители природного газа. М.: Недра. 1979. - с.248. 5. Степанов А.В. Получение водорода и водородсодержащих газов. Киев.: Наукова думка. 1982. С.312. 6. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Применение новых технологий при техническом перевооружении угольных ТЭС. Теплоэнергетика. 2003. №3, С.7-18. 7. Справочник азотчика. - М.: Химия. 1986 с.512.