Основы ресурсо-энергосберегающих технологий углеводородного сырья

Е.В. ГЛЕБОВА, Л.С. ГЛЕБОВ, Н.Н. САЖИНА

ОСНОВЫ РЕСУРСО-ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия для подготовки бакалавров и магистров по направлению 553600 «Нефтегазовое дело»

Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Москва 2005

УДК 662.6 Глебова Е.В., Глебов Л.С., Сажина Н.Н. Основы ресурсо-энергосберегающих технологий углеводородного сырья. Изд. 2-е, исправленное и дополненное - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 184 с. с илл. ISBN Комплексно рассмотрена проблема ресурсо-энергосбережения в нефтегазовой промышленности. Изложены основы энергосберегающей политики РФ, приведены основные понятия и законы энергосбережения, энергетический и тепловой балансы, диаграммы Сенке, механизм горения топлива, рассмотрены вопросы техники сжигания топлива, современные энерготехнологии в нефте- и газохимии, нефте- и газопереработке, трубопроводном транспорте газа. Приведены примеры ресурсоэнергосбережения по технологическим блокам работы вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Книга предназначена для студентов факультета магистерской подготовки вузов нефтегазового профиля, инженерно-технических работников ТЭК, аспирантов и слушателей курсов повышения квалификации. Рецензенты: А.С. Лопатин, д.т.н., профессор кафедры Термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина И.А. Голубева, д.х.н., профессор кафедры Газохимии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

ISBN © Е.В. Глебова, Л.С. Глебов, Н.Н. Сажина © Федеральное государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005

2

Введение Важной задачей, стоящей перед мировым сообществом, является формирование устойчивой общественно приемлемой энергетики с высокой энергетической, экологической и экономической эффективностью. Мир с начала 70-х годов прошлого столетия живет в обстановке периодически возникающих энергетических кризисов. Поэтому в центре внимания промышленно развитых стран находились, находятся и будут находиться проблемы обеспечения национальной энергетической безопасности, связанные с надежным ресурсо – энергообеспечением. По прогнозным оценкам спрос на первичную энергию в мире будет увеличиваться на 1-2% в год в течение трех последующих десятилетий. От

энергопотребляющих

компаний, в

частности

от

вертикально

интегрированных нефтегазовых компаний, в рамках повышения эффективности их работы требуется экономить энергию и углеводородное сырье на всех технологических этапах «от скважины до бензоколонки». Основы ресурсо-энергосберегающих технологий углеводородного сырья – это дисциплина, изучающая комплексное и рациональное использование углеводородного сырья и запасенной в нем энергии. Усилия ученых, инженеров, конструкторов, технологов, работающих в областях топливно-энергетического комплекса (ТЭК) всегда были направлены на создание ресурсо-энергосберегающих технологий и оборудования. В результате проделанной за последние годы работы был накоплен значительный практический

опыт

в

деле

разработки

и

применения

энерго-

экологоэффективных техники и технологий. В ВУЗах появились специальные программы и дисциплины, которые с разной степенью глубины и детализации освещают теорию и практику комплексного, эффективного и природозащитного использования топлива, энергии и углеводородного сырья. Эти дисциплины стали базовыми для подготовки и переподготовки квалифицированных кадров для отраслей ТЭК. 3

Однако по-прежнему ощущается недостаток учебной литературы по названной проблематике. Поэтому авторы в предлагаемом учебном пособии предприняли

попытку

рассмотреть

комплекс

вопросов

ресурсо-

энергосбережения в нефтегазовой промышленности. В

главе

комплекса

приведены

1

РФ,

характеристика

законодательство

РФ

в

топливно-энергетического

области

энергосбережения,

энергетический паспорт предприятия, положения программы Международной топливно-энергетической ассоциации по устойчивому развитию энергетики. Главы

2-6

рассматривают

теоретические

вопросы,

такие

термодинамические расчеты в энергосбережении, определение

как

теплоты

сгорания углеводородов в кислороде и воздухе, энергетический и тепловой балансы, диаграммы Сенке, механизм реакции горения топлива. Главы 7 и 8 посвящены экологическим проблемам ТЭК, в том числе, государственным квотам на выбросы загрязняющих веществ. В главах 9 и 10 представлена характеристика оборудования для сжигания топлива и основные виды теплоутилизационных аппаратов. В главах 11, 12 и 13 проанализированы конкретные решения ресурсоэнергосбережения

в

нефте-

и

газохимии,

нефте-

газопереработке,

в

трубопроводном транспорте газа. Учебное пособие написано в соответствии с программой курса «Основы ресурсо-энергосберегающих

технологий

углеводородного

сырья»

для

студентов факультета магистерской подготовки. Авторы выражают надежду, что данное учебное пособие поможет специалистам ТЭК успешно решать стоящие перед ними задачи ресурсоэнергосбережения, рационально использовать углеводородное сырье на всех стадиях

производства

«от

скважины

энергетическую стабильность России.

4

до

бензоколонки»,

обеспечивая

Глава 1 Состояние топливно-энергетического комплекса в России и мире 1.1. Топливно-энергетический комплекс РФ Роль

Российской

Федерации

на

мировом

энергетическом

рынке

достаточно велика, поскольку она обладает 13% мировых запасов нефти (в том числе 4.7% извлекаемые или 6,7 млрд. т) и 36% мировых запасов газа (48⋅103млрд. м3). К настоящему времени разведанность европейских районов России и Западной Сибири достигает 65-70% по нефти и 40-45% по газу, в то время как Восточная Сибирь и Дальний Восток разведаны только на 6-8%, а шельфы морей – лишь на 1%. Но именно на эти труднодоступные регионы приходится около 46% перспективных и более 50% прогнозных ресурсов нефти и около 80% природного газа. Среди шельфовых зон морей по перспективам на нефть наиболее высоко оцениваются Баренцево, Карское и Охотское моря. На шельфах этих морей высока вероятность открытия крупных и гигантских нефтяных и газоконденсатных месторождений. Имеющиеся оценки позволяют утверждать, что объем неразведанных ресурсов нефти и газа России превосходит неразведанные ресурсы в любом отдельно взятом государстве мира, хотя уступает суммарному объему неразведанных ресурсов нефти всех стран Ближнего Востока. Россия полностью обеспечивает не только свои внутренние потребности в топливе и энергии, но и в значительной степени обеспечивает своими ресурсами спрос на энергоносители сопредельных стран Восточной и Центральной Европы. Поставки энергоносителей из России покрывают 80% потребностей Украины, 100% - Прибалтики, свыше 50% - Восточной Европы. Спрос на российские энергоносители сохранится и в дальнейшем. Однако экспорт российских энергоносителей даже на перспективу до 2015 года не превзойдет настоящего уровня и будет составлять 20-25% общего

5

объема их производства с повышением доли продуктов более глубокой переработки. Важнейшей задачей государственной энергетической политики является повышение эффективности использования всех видов энергии внутри страны с тем, чтобы экспорт, в основном, поддерживался не добычей новых объемов нефти и газа, а за счет энергосбережения внутри страны, потенциал которого огромен. До 40% (460 – 540 млн. т.у.т.) всех используемых в стране энергоносителей расходуется нерационально, в то время как каждый процент экономии энергоресурсов дает прирост национального дохода на 0,35-0,4%. Например, технологическое потребление газа, включая его потери, в ОАО «Газпром» достигает 10%, что составляет около 50 млрд. м3. Это в несколько раз превышает объем газа, который Газпром ежегодно планирует поставлять на экспорт по газопроводу «Голубой поток». Расход энергии на единицу промышленной продукции в России в 2,5-5 раз выше, чем в индустриально развитых странах мира. Поэтому выгоднее экспортировать первичное топливо, а не конечную энергоемкую продукцию. Сохранение современного уровня энергоемкости промышленного производства делает российскую продукцию неконкурентоспособной не только на мировом, но и на внутреннем рынке, поощряя тем самым импорт потребительских товаров и экспорт сырья. Топливно-энергетический комплекс производит более четверти всей промышленной продукции России, принося стране более половины всех валютных поступлений. Проблема надежности обеспечения страны топливом и энергией, в основном, сводится к созданию условий устойчивой работы и развития топливно-энергетического

комплекса

и

образующих

его

вертикально

интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНГК). Ключевое значение для гарантированного топливо- и энергоснабжения потребителей, соблюдения энергетического и топливного баланса имеют программы, связанные с 6

рациональным

использованием

энергии

и

топлива,

энерго-

и

топливосбережением, конечная цель которых- достичь расхода топлива и энергии на единицу валового внутреннего продукта, характерного для наиболее развитых

стран,

путем

разработки

и

использования

передовых

энергосберегающих техники и технологий. Разработана и утверждена Правительством РФ Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика», рассчитанная на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 г. К 2005 г. энергоемкость ВВП намечено снизить на 13,4% и к 2010 г. – на 26% по отношению к 2000 г. Уровень и масштаб производства различного углеводородного сырья и топлива огромны и в РФ, и в мире измеряются тыс. млн. т нефти и газового конденсата и тыс. млрд. м3 природного газа (см. табл. 1.1. и 1.2.). Например, установка ЭЛОУ-АВТ-6 служит для переработки 6 млн. т нефти в год. Переработка 1 т нефти на такой установке характеризуется следующими энергозатратами: топливо жидкое – 33,4 кг; электроэнергия – 10,4 кВт⋅ч; вода оборотная – 4,3 м3; водяной пар (1,0 МПа) – 49,1 кг. Тепловая мощность трубчатых печей этой установки составляет около 140 млн. ккал/ч. На рис. 1.1 приведена схема переработки нефти (ГОСТ 9965-76) в нефтепродукты: смесь пропана и бутана технических для коммунальнобытового потребления (СПБТ, ГОСТ 20448-90), автобензин (ГОСТы 2084-77, Р51105-97), авиакеросин (ГОСТ 10277-86), дизельное топливо (ГОСТ 305-82), мазут (ГОСТ 10585-99).

7

Рис. 1.1 Схема переработки нефти в нефтепродукты Таблица1.1 Производство и переработка природного углеводородного сырья в РФ

Сырье

Годы 1996

1998

1999

2000

2001

2002

2003

591

590

584

581

598

620

293

303

305

323

348

380

421

176

164

169

179

178

185

190

Природный газ, 575 млрд. м3 Нефть и газовый конденсат, млн. т Переработка нефти, млн. т

8

Часто для сравнения различных видов топлива пользуются такими понятиями как, условное топливо, нефтяной эквивалент и некоторые другие, которые позволяют сравнивать топлива, различающиеся по теплотворной способности. Условное топливо - это топливо с теплотворной способностью 7000 ккал/кг. Основная идея курса - рассмотреть

ресурсосбережение

углеводородного сырья через его энергосбережение. 1.2. Структура мирового производства энергоресурсов В табл. 1.2 приведены данные по энергетическим ресурсам, из которых видно, что на долю углеводородов нефти и газа, как источников энергии, приходится

более

половины

(63%)

всех

добытых

и

выработанных

энергоресурсов, а доля органических видов топлива в энергетическом балансе превышает 87%. Из табл. 1.2 следует, что экономия 1% энергоресурсов эквивалентна почти 97 млн. т. топлива. Таблица 1.2 Мировое производство энергии Виды энергии

Годы 1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2235

2239

2290

2352

2436

2493

2528

3373

3470

3539

3462

3601

3581

3557

Уголь, млн. т

2306

2309

2259

2139

2130

2239

2379

Энергия атомных

545

541

551

571

585

601

611

580

587

596

601

616

585

592

Природный газ, млрд. м3 Нефть и газовый конденсат, млн. т

электростанций* Энергия гидроэлектростанций* * Млн. т нефтяного эквивалента.

9

Из представленных данных видно, что более 80% энергетических ресурсов приходится на природные ископаемые, в том числе углеводородные. Поскольку более 90% нефти и газа используются как топливо, то предложенная идея курса представляется вполне обоснованной. В мире все взаимосвязано и взаимозависимо. Рассмотрим обеспеченность мировой экономики энергией и природным углеводородным сырьем. В средствах массовой информации и специализированных изданиях нередко обсуждаются энергетический, нефтяной и экологический кризисы. Неужели ситуация с энергией и топливом настолько беспросветна? На рис. 1.2 приведены энергетические ресурсы и время, в течение которого люди могут ими воспользоваться для поддержания современного жизненного

уровня. По данным ЮНЕСКО среднестатистическое годовое

потребление энергии на Земле в расчете на человека составляет около 2 кВт⋅ч.

CnHm τ ≈150 лет

τ ⇒ оо

τ ≈15 000 лет

Рис. 1.2 Запасы различных видов энергии на Земле Из рис. 1.2 видно, что открытых запасов природных углеводородов хватит примерно на 150 лет. На рис. 1.3 схематично показана литосфера Земли и приведены средние значения глубин, на которых залегают разведанные природные углеводороды: нефть,

газовый

конденсат

и

газ.

Видно,

что

неразведанные

запасы

вышеназванных полезных ископаемых составляют большую часть земных недр.

10

Глубина скавжин, км

Нефть 0

Газоконденсат

Газ

2 4 6 8 10

Рис. 1.3 Средняя глубина эксплуатационных скважин при добыче нефти, газоконденсата и газа Не умаляя значения экономического фактора на рынке топлива и энергии, вызванного соотношением предложения-спроса, из рис. 1.2 и 1.3 можно сделать достаточно

оптимистический

вывод.

Возникающие

время

от

времени

энергетические, нефтяные и топливные кризисы пока еще определяются не ограниченностью

природных

ресурсов,

а,

скорее

всего,

обусловлены

исчерпанием возможностей существующих технологий разведки, разработки, добычи, переработки, транспорта, хранения и использования топливных и энергетических ресурсов природных углеводородов. 1.3. Получение тепла и электроэнергии на теплоэлектростанции На

рис.

1.4

представлена

принципиальная

схема

работы

теплоэлектростанции. При сжигании природного газа в паровом котле (1) вырабатывается водяной пар с высокой температурой и давлением. Пар вращает паровую турбину (2), на валу которой установлен электрогенератор (3),

вырабатывающий

электроэнергию.

Тепло

отработанного

пара

утилизируется в конденсаторе-холодильнике (4), а сконденсированная вода вновь поступает в паровой котел. Продукты сгорания природного газа 11

(дымовые газы) после очистки от токсичных загрязняющих веществ (NO x, SO2, CO, C, несгоревшее топливо) выбрасываются через дымовую трубу (5) в атмосферу.

Рис. 1.4. Принципиальная схема работы ТЭС Таким образом, для преодоления мировых энергетических кризисов необходимо

создавать

и

использовать

новые

энергоэффективные

и

энергосберегающие технологии в энергетике и производстве, на транспорте и в повседневной жизни. 1.4. Законодательство РФ об энергосбережении Законодательство РФ об энергосбережении состоит из Федерального закона «Об энергосбережении» № 28 от 03.04.96 г. (в ред. Федерального закона от 05.04.2003 № 42-ФЗ) и принимаемых в соответствии с ним других федеральных законов, иных нормативных правовых актов РФ, а также законов и

иных

нормативных

энергосбережения,

правовых

принимаемых

актов в 12

субъектов

соответствии

РФ с

по

вопросам

договорами

по

разграничению полномочий между органами государственной власти РФ и органами государственной власти субъектов РФ. Федеральный закон «Об энергосбережении» регулирует отношения, возникающие в процессе деятельности в области энергосбережения, в целях создания экономических и организационных условий для эффективного использования энергетических ресурсов. В Федеральном законе используются следующие понятия: энергосбережение - реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии; энергосберегающая политика государства - правовое, организационное и финансово-экономическое

регулирование

деятельности

в

области

энергосбережения; энергетический ресурс - носитель энергии, который используется в настоящее время или может быть полезно использован в перспективе; вторичный энергетический ресурс - энергетический ресурс, получаемый в виде побочного продукта основного производства или являющийся таким продуктом; эффективное использование энергетических ресурсов - достижение экономически оправданной эффективности использования энергетических ресурсов при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдении требований к охране окружающей природной среды; показатель энергоэффективности - абсолютная или удельная величина потребления или потери энергетических ресурсов для продукции любого назначения, установленная государственными стандартами; непроизводительный

расход

энергетических

ресурсов,

установленных

государственными

энергетических

обусловленный

несоблюдением

стандартами,

13

ресурсов а

также

-

расход

требований, нарушением

требований, установленных иными нормативными актами, технологическими регламентами и паспортными данными для действующего оборудования; возобновляемые источники энергии – энергия солнца, ветра, тепла земли, естественного движения водных потоков, а также энергия существующих в природе градиентов температур; альтернативные виды топлива – виды топлива (сжатый и сжиженный газ, биогаз, генераторный газ, продукты переработки биомассы, водоугольное топливо и др.), использование которого сокращает или замещает потребление энергетических ресурсов более дорогих и дефицитных видов. Энергосберегающая политика государства в соответствии с Федеральным законом основана на следующих принципах: • приоритет эффективного использования энергетических ресурсов; • осуществление

государственного

надзора

за

эффективным

использованием энергетических ресурсов; • обязательность

учета

юридическими

лицами

производимых

или

расходуемых ими энергетических ресурсов; • включение

в

государственные

стандарты

показателей

энергоэффективности; • сертификация

топливо-,

энергопотребляющего,

энергосберегающего

оборудования, материалов, конструкций, транспортных средств, а также энергетических ресурсов; • сочетание интересов потребителей, поставщиков и производителей энергетических ресурсов; • заинтересованность производителей, поставщиков и потребителей в эффективном использовании энергетических ресурсов. Энергопотребляющая энергетические

ресурсы

продукция подлежат

любого

назначения,

обязательной

а

также

сертификации

на

соответствующие показатели энергоэффективности. При добыче, производстве, переработке, транспортировке, хранении и потреблении

энергетических

ресурсов 14

показатели

их

эффективного

использования, а также показатели расхода энергии на обогрев, вентиляцию, горячее

водоснабжение

и

освещение

зданий,

иные

показатели

энергопотребления производственных процессов в установленном порядке включаются в соответствующую нормативно-техническую документацию. Требования,

устанавливаемые

в

области

энергопотребления

государственными стандартами, техническими нормами и правилами, являются обязательными для выполнения на всей территории РФ. В целях оценки эффективного использования энергетических ресурсов и снижения затрат потребителей на топливо- и энергообеспечение проводятся энергетические обследования. Энергетические

обследования

эффективности

использования

ТЭР

проводят: • потребители ТЭР (собственные внутренние обследования); • энергоаудиторские организации (работающие по контракту); • органы надзора и контроля над эффективностью использования ТЭР. Объектами энергетического обследования являются: • производственное

оборудование,

машины,

установки,

агрегаты,

потребляющие ТЭР, преобразующие энергию из одного вида в другой для производства продукции, выполнения работ (услуг); • технологические процессы, связанные с преобразованием и потреблением топлива, энергии и энергоносителей; • процессы, связанные с расходованием ТЭР на вспомогательные нужды (освещение, отопление, вентиляцию). Обязательным энергетическим обследованиям подлежат организации независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, если годовое потребление ими энергетических ресурсов составляет более шести тысяч тонн условного топлива или более одной тысячи тонн моторного топлива. Энергетические обследования организаций, если годовое потребление ими энергетических ресурсов составляет менее шести тысяч тонн условного топлива, проводятся по решению органов исполнительной власти субъектов 15

Российской Федерации, ответственных за координацию работ по эффективному использованию энергетических ресурсов. По этому определению большинство предприятий нефтяной и газовой отраслей подлежат обязательным энергетическим обследованиям. Фактически это означает создание на предприятии системы энергоменеджмента. Так, например, целью энергетического обследования на ООО «Саратоворгсинтез» является установление показателей эффективности использования энергетических ресурсов, выработки экономически обоснованных мероприятий по энергосбережению, составление топливно-энергетического баланса и энергетического паспорта. Энергетическое обследование включает следующие виды работ: • анализ динамики энергопотребления предприятия; • оценку структуры энергопотребления по основным производствам и определение показателей энергоэффективности; • анализ систем коммерческого и технического учета всех видов потребляемых энергоносителей; • анализ системы электроснабжения и энергоемких электропотребляющих установок в том числе: Ø

электроснабжения предприятия;

Ø

режимов работы трансформаторных подстанций;

Ø

режимов потребления электроэнергии по цехам;

Ø

производственного освещения;

Ø

оценка параметров качества электроэнергии;

Ø

разработка

мероприятий

по

экономии

топлива,

тепла

и

электроэнергии; Ø

составление топливно-энергетического баланса;

• обследование систем снабжения предприятия паром, теплом, водой, холодом, воздухом по производствам; • диагностика теплопотребляющих установок; • составление энергетического паспорта предприятия. 16

Федеральный закон определяет также экономические и финансовые механизмы энергосбережения. Финансирование федеральных и межрегиональных программ в области энергосбережения осуществляется за счет средств государственной финансовой поддержки федерального бюджета, средств бюджетов соответствующих субъектов РФ, средств российских и иностранных инвесторов, а также за счет других источников в порядке, установленном законодательством РФ, законами и иными нормативными правовыми актами субъектов РФ. В целях стимулирования эффективного использования энергетических ресурсов осуществляется установление сезонных цен на природный газ и сезонных тарифов на электрическую и тепловую энергию, а также внутри суточных дифференцированных тарифов на электрическую энергию. Федеральным

законом

определены

основные

направления

международного сотрудничества в области энергосбережения: • взаимовыгодный

обмен

энергоэффективными

технологиями

с

иностранными и международными организациями; • участие российских организаций в международных проектах в области энергосбережения; • согласование

показателей

энергоэффективности,

предусмотренных

государственными стандартами РФ, с требованиями международных стандартов, а также взаимное признание результатов сертификации. Залогом успеха при решении вопросов энергосбережения в любой отрасли служит комплексный подход к решению проблемы. При этом должны быть объединены усилия различных организаций всех уровней – от руководства соответствующего министерства или объединения до персонала, эксплуатирующего оборудование. Комплексный подход к решению данной проблемы требует решения следующих вопросов: • нормативно-правовое обеспечение энергоснабжения отрасли, включая разработку концепции и программы энергосбережения; 17

• организация энергетических обследований и паспортизации предприятий отрасли; • разработка информационно-аналитической системы энергосбережения отрасли; • организация научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в области энергосбережения; • организация подготовки и переподготовки кадров и специалистов в области энергосбережения; • финансирование программы энергосбережения; • нормирование потребления энергоресурсов; • организация контроля и учета энергопотребления; • создание региональных центров энергосбережения, сертификации и сервисных услуг; • развитие международного сотрудничества. 1.5. Энергетический паспорт предприятия Энергетический

паспорт

промышленного

потребителя

топливно-

энергетических ресурсов (ТЭР) - это нормативный документ, отражающий баланс потребления и содержащий показатели эффективности использования ТЭР в процессе хозяйственной деятельности объектами производственного назначения, а также содержащий энергосберегающие мероприятия. Энергетический паспорт потребителя ТЭР разрабатывают в соответствии с ГОСТ 51379-99 «Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно – энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы» на основе энергетического обследования, проводимого с целью оценки эффективности

использования

ТЭР,

энергосберегающих мероприятий.

18

разработки

и

реализации

Энергетический паспорт состоит из следующих разделов: 1. Общие сведения о потребителе ТЭР (наименование, реквизиты предприятия, объем производства основной и вспомогательной продукции, численность персонала и др.); 2. Сведения о потреблении ТЭР: • общее

потребление

коммерческий

учет

энергоносителей потребления

всех

потребление

и

видов энергоносителей

на

(годовое

предприятии; • потребление

электроэнергии

(информация

о

трансформаторных

подстанциях, мощности электроприемников, собственном производстве электрической и тепловой энергии, годовом балансе потребления электроэнергии); • потребление тепловой энергии (информация о составе и работе котельных

агрегатов,

сведения

о

технологическом оборудовании,

использующем тепловую энергию, расчетно-нормативном потреблении тепловой энергии, а также годовой баланс потребления тепловой энергии); • потребление

котельно-печного

использующих

агрегатов,

топлива

баланс

(характеристики

потребления

топливо

котельно-печного

топлива); • потребление

моторного

топлива

(информация

об

использовании

моторных топлив транспортными средствами, баланс потребления моторного топлива); 3. Сведения об эффективности использования ТЭР (об удельных расходах ТЭР); 4. Мероприятия

по

энергосбережению

использования ТЭР; 5. Выводы.

19

и

повышению

эффективности

Заключительный раздел энергетического паспорта потребителя ТЭР должен включать: • перечень зафиксированных при обследовании потребителя фактов непроизводительных расходов ТЭР с указанием их величины в стоимостном и натуральном выражении; • предлагаемые направления повышения эффективности использования ТЭР с оценкой экономии последних в стоимостном и натуральном выражении с указанием затрат, сроков внедрения и окупаемости; • количественную оценку снижения уровня непроизводительных расходов ТЭР за счет внедрения энергосберегающих мероприятий. Типовые формы энергетического паспорта промышленного потребителя ТЭР включают: 1. Титульный

лист

энергетического

паспорта

потребителя

ТЭР

(приложение А); 2. Общие сведения о потребителе ТЭР - наименование, реквизиты предприятия,

объем

производства

основной

и

вспомогательной

продукции, численность персонала и другие сведения о предприятии (приложение Б); 3. Сведения об общем потреблении энергоносителей - годовое потребление и

коммерческий

учет

потребления

всех

видов

энергоносителей,

используемых потребителем ТЭР (приложение В); 4. Сведения

о

потреблении

трансформаторных электроприемников энергетической

электроэнергии

подстанциях, по

информация

установленной

направлениям

характеристикой

-

использования

энергоемкого

о

мощности с

краткой

оборудования,

информация о собственном производстве электрической и тепловой энергии (собственной теплоэлектростанции), а также годовой баланс потребления электроэнергии (приложения Г-К); 5. Сведения о потреблении (производстве) тепловой энергии - информация о составе и работе котельных (котельных агрегатах, входящих в состав 20

собственной

ТЭС),

сведения

о

технологическом

оборудовании,

использующем тепловую энергию, расчетно-нормативном потреблении теплоэнергии, а также годовой баланс потребления теплоэнергии (приложения Л-П); 6. Сведения о потреблении котельно-печного и моторного топлива, об использовании вторичных энергоресурсов, альтернативных топлив, возобновляемых источников энергии, информация о характеристиках топливоиспользующих агрегатов, об использовании моторных топлив транспортными средствами и др., а также балансы потребления котельнопечного и моторного топлива (приложения Р-Ф); 7. Сведения о показателях эффективности использования ТЭР - удельные расходы ТЭР (приложение Х); 8. Сведения об энергосберегающих мероприятиях по каждому виду ТЭР (приложение Ц). В

качестве

примера

Типовых

форм

энергетического

паспорта

промышленного потребителя ТЭР приведены некоторые Приложения согласно ГОСТ Р 51379-99. 1.6. Энергоаудит Энергетический аудит (энергоаудит) – это техническое инспектирование энергогенерирования и энергопотребления предприятия с целью определения возможностей экономии энергии и оказания помощи предприятию в осуществлении мероприятий, обеспечивающих экономию энергоресурсов на практике. Согласно

Минэнерго

РФ

энергоаудитор

–

юридическое

лицо

(организация, кроме надзорных органов), осуществляющее энергетическое обследование потребителей ТЭР и имеющее лицензию на производство этих работ. В ходе проведения энергоаудита получают объективные оценки об энергетических

событиях

на

предприятии, 21

устанавливают

уровень

их

соответствия показателям энергетической эффективности в соответствии с ГОСТ Р 51541- 99 «Энергетическая эффективность. Состав показателей». Результаты энергоаудита в виде рекомендаций энергоаудитор представляет в Минэнерго РФ или иным заинтересованным организациям. 1.7. Международное сотрудничество в области энергосбережения В 2003 г. по инициативе Международной топливно-энергетической ассоциации (МТЭА) состоялся IV Московский Международный форум «Энергетика и общество». МТЭА как союз ученых и предпринимателей была создана в 1989 г. Главная задача МТЭА - развитие международных связей с целью концентрации научно-технического потенциала ученых и научных организаций различных стран

на

решении

актуальных

проблем

в

области

производства

и

рационального использования топливно-энергетических ресурсов. Сегодня МТЭА

–

международная

общественная

некоммерческая

организация,

учредителями которой являются крупные производители и поставщики нефти, газа, угля и электроэнергии, а девизом «За техническую политику создания эффективной и устойчивой энергетики». Лидеры 117 государств, в том числе России, на Конференции ООН по окружающей

среде

и

развитию

(Рио-де-Жанейро,

г.)

приняли

развитие

системы

1992

национальные стратегии устойчивого развития общества. Устойчивое

развитие

означает

гармоничное

«энергетика - экономика - природа – человек». Устойчивое развитие общества предполагает устойчивое развитие энергетики,

поскольку

именно

с

ее

помощью

природные

ресурсы

превращаются в продукты человеческой цивилизации. МТЭА разработала программу «Российскую энергетику – на путь устойчивого развития совместными усилиями власти и общества». Устойчивое развитие энергетики обеспечивается системой управления топливно-энергетическим сектором, которая охватывает все стадии от 22

разведки, добычи энергоресурсов до их использования, и при которой соблюдается баланс требований развития экономики, экологии, роста качества жизни людей и ресурсо-энергосбережение.

23

Глава 2 Основные понятия и законы энергосбережения 2.1. Виды топливно-энергетических ресурсов Основными видами энергетических ресурсов в современных условиях являются горючие ископаемые: газообразные (природный газ), жидкие (нефть, газовый конденсат), твердые (угли каменный и бурый, сланцы, торф, дрова), атомная энергия, гидроэнергия и энергия ветра. В табл. 2.1 приведены усредненные

значения

теплотворной

способности

некоторых

видов

ископаемых топлив. Таблица 2.1 Теплотворная способность различных видов топлива

Наименование топлива

Теплотворная способность, ккал/кг

Газ природный

13 000

Газовый конденсат

11 000

Нефть

10 000

Уголь: каменный

7 500

бурый

7 000

Сланцы

3 500

С тех пор как человек научился пользоваться огнем, ему понадобилось топливо. Главное назначение топлива получение тепла и света, т.е. энергии. В процессе эволюции и развития требования к ассортименту топлива росли. Первоначальными видами топлива были дрова, а также жир рыб и животных. Эти виды топлива были основными и широко применялись не только в быту, но и в промышленности и на транспорте. Сейчас сегмент топливных ресурсов, приходящихся на эти виды, резко сузился.

24

Классификация топливно-энергетических ресурсов Современные виды топливо - энергетических ресурсов подразделяют по: Агрегатному состоянию ♦ Газообразные топлива – природный газ (бытовой, сжатый, сжиженный), сжиженная пропан-бутановая смесь, водород; ♦ Жидкие – автомобильные и авиационные бензины, авиационный и осветительный керосины, дизельные топлива (летние и зимние), печные и котельные топлива; ♦ Твердые – уголь (каменный, бурый), сланцы, торф, древесина и другое растительное сырье. Составу ♦ Органические топлива; ♦ Неорганические топлива. Происхождению ♦ Естественные (ископаемые, природные) – газ, нефть, уголь; ♦ Искусственные – кокс (коксованием углей), искусственное жидкое топливо (ожижением или гидрогенизацией углей), биогаз – продукт газификации органических бытовых отходов; ♦ Синтетические – полученные в результате химических реакций Фишера Тропша

или

Кельбеля-Энгельгарда

синтетические

углеводороды

(газообразные, жидкие, твердые), различные неуглеводородные топлива – ракетные топлива (несимметричный диметилгидразин), ядерные топлива (плутоний). Возобновлению ♦ Возобновляемое топливо – гидроэнергия, геотермальная энергия, ветровая и солнечная энергия, древесина и другое растительное сырье; ♦ Невозобновляемое топливо это синоним ископаемого топлива. Назначению ♦ Энергетическое

топливо

–

используют

для

получения

тепловой и

электрической энергии; т.е. первоначально из топлива получают энергию в 25

виде тепла, перегретого водяного пара, электроэнергии, энергетического топлива. Пример: газ или мазут на ТЭС; ♦ Технологическое топливо (как сырье) – используется непосредственно в производстве

и

технологических

процессах,

установках,

реакторах,

агрегатах без стадии предварительно получения из топлива необходимой энергии. Пример технологического топлива: уголь в процессе коксования для получения кокса. Отношению к топливу ♦ Топливные энергоресурсы (газ, нефть, газовый конденсат, уголь и др.); ♦ Не топливные энергоресурсы (гидроэнергия, энергия ветра, солнечная энергия). Атомную энергию относят одновременно к топливному и не топливному энергетическому ресурсу. Степени вовлечения в технологию ♦ Первичные

энергетические

ресурсы

–

однократное

использование

энергетического потенциала конкретного вида энергии или топлива; ♦ Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) – многократное использование энергетического потенциала конкретного вида энергии или топлива (тепло дымовых газов, сырьевых и продуктовых технологических потоков). По виду энергии вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) разделяют на: Ø Топливные ВЭР – побочные горючие газы, жидкие и твердые продукты образующие

при

подготовке,

транспортировке

и

переработке

углеводородного или другого органического топлива (газы процессов промысловой

подготовки

природных

углеводородов,

коксовый

газ,

водородсодержащий газ пиролиза углеводородов, доменные и конверторные газы, отходы лесохимической промышленности); Ø Тепловые ВЭР – тепло отходящих газов, отработанных теплоносителей (вода, водяной пар); Ø ВЭР давления – потенциальная энергия газовых и жидкостных потоков с давлением, превышающем атмосферное. 26

2.2. Технологические характеристики топлива Теплотворная способность топлива (теплота сгорания) Q – это количество тепла, выделяемое при полном сгорании 1 кг топлива. Для газа часто теплотворную способность рассчитывают на 1 м3. Жаропроизводительность топлива (максимальная температура, tmax) это наивысшая температура, которую теоретически можно достигнуть при количественном сжигании топлива в адиабатических условиях, когда потери тепла равны нулю, а тепло, выделившееся при сгорании топлива, полностью идет на нагрев продуктов сгорания. Кроме вышеназванных характеристик топлива в теплотехнических расчетах используют следующие понятия: высшая (Q В) и низшая (QН) теплоты сгорания топлива; объемы продуктов сгорания и воздуха при сгорании топлива; содержание Н 2О, СО2 и NO х в продуктах сгорания и другие. 2.3. Термодинамические расчеты в энергосбережении Самым простым и распространенным путем получения из топлива тепла является сжигание топлива. Как правило, сжигание топлива проводят в воздухе, в котором содержание кислорода составляет около 21% об. Все реакции горения любых видов топлива в кислороде являются экзотермическими, т.е. протекание таких реакций сопровождается выделением тепла. Тепловой эффект реакции зависит от условий, в которых протекает реакция горения. Поэтому тепловые эффекты при постоянном объеме или постоянном давлении различны. Выделяющееся тепло реакции, если она проводится при постоянном давлении, называют энтальпией и обозначают ∆Н. Например, реакцию сжигания углеводородного топлива общей формулы CnHm в кислороде (О2) до углекислого газа (СО2) и воды (Н2О) в химической термодинамике принято записывать следующим образом: ν1 CnHm + ν2O 2 ⇒ ν 3CO 2 + ν4H 2O + ∆Н где νi – стехиометрические коэффициенты.

27

(2.1)

Законы Г.И. Гесса Количество тепла, которое можно получить из топлива, вычисляют согласно термохимическим законам Г.И. Гесса. На основе экспериментальных данных было установлено, что тепловой эффект химической реакции не зависит от пути (механизма) реакции, а определяется только природой и состоянием исходных реагентов и конечных продуктов реакции. В соответствии с законами Гесса, теплота любой химической реакции (∆Н) равна сумме теплот образования конечных продуктов (νПi∆Нобр)П за минусом суммы теплот образования исходных веществ (νИi∆Нобр)И ∆Н = ∑(ν Пi∆Н обр)П - ∑(νИi∆Нобр)И Для

сопоставления

протекания

различных

(2.2) реакций

используют

стандартные значения теплоты образования соединений. Стандартной теплотой образования соединения называют теплоту реакции образования одного моля конкретного соединения из простых веществ в стандартных условиях и обозначают символом (∆НоТ обр). Теплота образования из простых веществ для углеводородов означает образование из углерода (С) и водорода (Н2). Стандартные значения теплоты образования различных соединений содержатся в специальных справочниках. В них для температуры 298К (25 оС) и давления 1 атм приведены стандартные значения теплоты образования разнообразных химических соединений и органических топлив, которые обозначаются символом (∆Но298 обр). Зависимость теплоты реакции от температуры Большинство данных по теплоте реакций, приведенных в справочной литературе, относится к температуре 298К. Для расчета энтальпии (теплового

28

эффекта) реакции при другой температуре используют уравнение Кирхгофа в интегральном виде:

T

∆H T0 = ∆H 0298 + ∫298 ∆C P dT

(2.3)

где ∆Сp – изменение теплоемкости при постоянном давлении в интервале температур от 298К до Т. Из уравнения видно, что для определения теплового эффекта реакции при температуре Т, необходимо знать его величину при другой температуре, например, при 298К, и зависимость теплоемкостей реагентов и продуктов реакции в температурном интервале от 298К до Т. Темпоемкость вещества – это физическая величина, характеризующая способность

вещества

увеличивать

свою

температуру

при

нагреве.

Теплоемкость вещества при постоянном давлении (СР) выражается отношением энтальпии к температуре (дифференциальное уравнение Кирхгофа):

C P = (∂H / ∂T ) P

(2.4)

и численно равна количеству тепла, которое необходимо для нагревания единицы массы вещества на 1 градус. Наиболее употребительной единицей измерения СР является кал/моль⋅град или Дж/моль⋅град. Теплоемкость i-го вещества зависит от температуры. Поэтому в термохимических

и

теплотехнических

расчетах

используют

либо

экспериментальные значения СiР для различных температур, либо проводят ее расчет по уравнению:

C ip = a i + b i T 29

+

ci T 2

(2.5)

где а, b, c - коэффициенты уравнения зависимости теплоемкости от температуры. Значения коэффициентов уравнения приведены в справочниках. Теплоемкость при постоянном давлении При протекании химической реакции исходные реагенты превращаются в продукты реакции, в результате чего происходит изменение теплоемкости (∆Ср): ∆Ср = ∑(νПiСР)П - ∑(νИiСР)И

(2.6)

Очевидно, что изменение теплоемкости ∆Ср также можно представить в виде уравнения вида:

∆C P

=

∆a

+

∆ bT

+

∆ cT 2

(2.7) 2.7)

где ∆а, ∆b, ∆c – алгебраическая сумма соответствующих коэффициентов уравнений вида (2.5) для исходных реагентов и продуктов реакции с учетом стехиометрических коэффициентов для продуктов (νПi) и исходных реагентов (νИi) соответственно. После подстановки уравнения (2.4) в (2.2) и интегрирования в пределах от 298К до Т с учетом (2.7) получим выражение (2.8):

∆ H T0

=

∆ H 0298

+ ∆ a (T

− 298 ) + ∆ b / 2 (T 2 − 298 2 ) + ∆ c / 3 (T 3 − 298 3 )

(2.8)

Достаточно часто для проведения оценочных расчетов вместо достаточно громоздкого уравнения (2.8) используют выражение (2.9):

30

∆ H T0

=

∆ H 0298

+

( ∆ C P ) 298 ÷ T (T − 298 )

(2.9)

со средней теплоемкостью (∆Cp)298÷T в интервале температур 298К ÷ Т. Для оценочных расчетов в качестве (∆Cp)298÷T можно использовать среднее арифметическое значение теплоемкостей при температурах 298К и Т. Таким образом, для расчета энтальпии (теплоты) химической реакции сжигания топлива при температуре Т необходимо знать: теплоемкости реагентов и продуктов реакции при температурах 298К и Т; энтальпию (теплоту) реакции при температуре 298К.

31

Глава 3 Сжигание горючих газов в кислороде 3.1. Водород Водород входит в состав разнообразных газов нефтегазопереработки и нефтегазохимии, угле- и коксохимии. Так, водород содержат газы процесса риформинга бензиновых фракций нефти, паро-воздушной конверсии метана, коксовый и водяной газы. Кроме того, водород содержат все виды углеводородного топлива. Поэтому

вполне

логичным

представляется

начать

рассмотрение

процессов горения с наиболее простого представителя горючих газов – молекулярного водорода (Н2). Стехиометрическое уравнение реакции горения (глубокого окисления) молекулярного водорода имеет вид: Н 2 + 0,5О2 ⇒ Н 2О + ∆Н

(3.1)

Реакция экзотермическая, ее протекание сопровождается выделением тепла ∆Н. Найдем энтальпию реакции (3.1) по уравнению (2.2), для чего воспользуемся справочными данными, представленными в табл. 3.1. Из табл. 3.1 видно, что стандартная энтальпия образования простых веществ

(Н2, О2 и др.) в термохимических расчетах принимается равной

0 ккал/моль. Энтальпия реакции сжигании 1 моля Н2 (≈ 22,4 л), например, при 400К составляет около 58 ккал или примерно 243 кДж. На основе данных табл.3.1 легко оценить, что при сжигании 1 м3 и 1 кг Н2 выделяется около 2590 и 29020 ккал или 10840 и 121420 кДж соответственно.

32

Таблица 3.1 Стандартные состояния исходных реагентов и продуктов реакции Н2 + 0,5О2 ⇒ Н 2О Т, К

Экспериментальные данные

Реакция (3.1)

Н2

О2

Н 2О

Ср,

∆НоТ обр,

Ср,

∆НоТ обр,

Ср,

кал/моль

ккал/моль

кал/моль

ккал/моль

кал/моль ккал/моль

град

град

∆НоТ обр,

∆Но, ккал/моль

град

298

6,892

0,000

7,017

0,000

8,03

-57,80

-57,80

400

6,974

0,000

7,194

0,000

8,19

-58,04

-58,04

600

7,008

0,000

7,670

0,000

8,68

-58,50

-58,50

800

7,078

0,000

8,064

0,000

9,25

-58,91

-58,91

1000

7,217

0,000

8,335

0,000

9,85

-59,24

-59,24

Высшая и низшая теплота сгорания топлива В теплотехнике при сжигании водородсодержащего топлива (например, углеводородов), когда одним из продуктов реакции является вода, различают высшую и низшую теплоты сгорания топлива. Под низшей теплотой сгорания (QН), применительно к реакции (3.1) понимают теплоту реакции горения водорода ∆Н о, когда продукт реакции Н2О находится в виде водяного пара. Под высшей теплотой сгорания (QВ) применительно к реакции (3.1), понимают теплоту реакции горения водорода ∆Но, когда образующийся продукт реакции - водяной пар находится в виде сконденсировавшейся воды. Высшая теплота сгорания по значению больше низшей теплоты сгорания на теплоту фазового перехода воды в водяной пар (∆НФП), т.е. на теплоту испарения воды (или конденсации водяного пара). Q В – QН = ∆НФП 33

(3.2)

Уравнение Кирхгофа для процесса испарения воды (вода ⇒ пар) в дифференциальном виде можно записать так: d∆HФП/dT = Српар - Срвода

(3.3)

Это уравнение не вполне строго, поскольку записано для p=const, и не учитывает изменение давления водяного пара в зависимости от температуры. Однако, если давление не слишком велико, то теплоемкость пара можно считать не зависящей от давления. Дополнительно примем, что теплоемкости пара и воды в узком интервале температур (например, 298-400К) от него не зависят и равны соответственно Српар ≈ 8,1 кал/моль⋅град; Срвода ≈ 18,1 кал/моль⋅град. Тогда по уравнению (3.3): d∆HФП/dT = 8,1 – 18.1 ≈ - 10,0 кал/моль⋅град.

(3.4)

При температуре 298К теплота испарения воды равна ∆Н298ФП = 10,55 ккал/моль. Легко показать, что при 400К теплота испарения равна: ∆Н400ФП = ∆Н298ФП – 10⋅(400-298) = 10550 – 1000 ≈ 9550 кал/моль. (3.5) При 400К получим: QВ – Q Н = ∆НФП ≈ 9,55 ккал/моль.

(3.6)

С учетом данных табл. 3.1 видно, что при 400К Q В ≈ 67,5 ккал/моль. Таким образом, отношение высшей теплоты реакции к низшей для реакции горения водорода в кислороде при 400К равно: Q В/QН ≈ 1,16 34

(3.7),

т.е. высшая теплота реакции больше низшей теплоты реакции примерно на 16%. Поскольку теплота испарения (конденсации) воды и теплоемкость водяного пара зависят от температуры, то, очевидно, при другой температуре это соотношение будет другим. Например, при температуре 298К QВ > QН на 18%. Следует отметить, что в теплотехнических расчетах обычно пользуются низшей теплотой сгорания. Жаропроизводительность Попробуем оценить максимальную температуру (tmax) адиабатического разогрева продукта сгорания (водяного пара), образующегося при сжигании водорода в кислороде или жаропроизводительность. Для

адиабатических

условий

протекания

экзотермической

стехиометрической реакции окисления водорода можно записать следующее соотношение (3.8): tmax(Н2+О2) = ∆Н о/n⋅ Сp где

(3.8),

n – число молей газовой смеси;

Сp – теплоемкость газовой смеси. Возникает вопрос, какие значения подставить в числитель и знаменатель уравнения (3.8). Дело в том, что энтальпия реакции окисления молекулярного водорода кислородом и теплоемкость единственного продукта реакции водяного пара зависят от температуры. Поэтому, наиболее надежные данные по жаропроизводительности (температуре адиабатического разогрева) можно получить лишь экспериментально, проведя реакцию в калориметрической бомбе с фиксированием температуры адиабатического разогрева реакционной смеси оптическим пирометром или термопарой. Однако

приближенная

возможна. Примем, что

оценка

жаропроизводительности

все-таки

средняя температура сжигания определенного 35

количества водорода в кислороде в соответствии со стехиометрическим уравнением реакции составляет около 1000К. Это значение можно объяснить тем, что температура горения Н2 в О 2 в процессе горения изменяется от некоторой начальной температуры, когда степень превращения Н 2 близка к 0, например, до некой конечной температуры в конце процесса горения, когда степень превращения водорода становится близка к 100%, а температура продуктов реакции приближается к tmax. Затем из табл. 3.1 выберем значения энтальпии реакции и теплоемкостей исходных реагентов и продукта реакции при температуре 1000К. Учитывая близость значений Сp для Н2, О2 и Н2О примем среднюю теплоемкость газовой смеси в процессе горения равной теплоемкости водяного пара. Тогда, для одного моля газовой смеси получим: tmax(Н2+О2) = ∆Н оР / СР(Н2О) ≈ 59240/9,85 ≈ 6000 К Из

приведенной

оценки

видно,

что

(3.9). жаропризводительность

молекулярного водорода, как газообразного топлива, при сжигании его в чистом кислороде, иначе говоря, в пламени водород-кислородной горелки, температура теоретически может достигать 6000К. 3.2. Оксид углерода Оксид углерода (СО) – горючий газ, который получается в следующих процессах: 1. Каталитическая конверсия природного метана водяным паром СН 4 + Н 2О ⇒ СО + 3Н 2 , в результате чего образуется синтез-газ (смесь СО и Н2) – сырье для промышленного синтеза метанола (СН3ОН) и аммиака (NH3).

36

2. Газификация угля и кокса: a) С + 0,5О2 ⇒ СО b) С + СО2 ⇒ 2СО c) С + Н2О ⇒ СО + Н2. В результате этих реакций получается СО или смесь его с Н2. Реакции газификации сопутствуют таким технологическим процессам, как выплавка чугуна и стали (реакция (а) и (b) – доменный, конверторный и коксовый газы), генераторный газ - реакция (с). Стехиометрическое уравнение реакции горения (глубокого окисления) оксида углерода имеет вид: СО + 0,5О2 ⇒ СО2 + ∆Н

(3.10)

Реакция экзотермическая, ее протекание сопровождается выделением тепла ∆Н. Найдем энтальпию реакции (3.10) по уравнению (2.2), для чего воспользуемся справочными данными, представленными в табл. 3.2. Таблица 3.2 Стандартные состояния исходных реагентов и продуктов реакции СО + 0,5О2 ⇒ СО 2 Т, К

СО

О2

СО 2 (ид. газ) Реакция (3.10)

Ср,

∆НоТ обр,

Ср,

∆НоТ обр,

Ср,

∆НоТ обр,

∆Но,

кал/моль

ккал/моль

кал/моль

ккал/моль

кал/моль

ккал/моль

ккал/моль

град

град

град

298

6,97

-26,42

7,017

0,000

8,87

-94,05

-67,63

400

7,01

-26,32

7,194

0,000

9,87

-94,07

-67,75

600

7,28

-26,33

7,670

0,000

11,31

-94,12

-67,79

800

7,62

-26,52

8,064

0,000

12,29

-94,22

-67,70

1000

7,93

-26,77

8,335

0,000

12,97

-94,32

-67,55

37

Из табл. 3.2 видно, что энтальпия экзотермической реакции горения 1моля СО (≈ 22,4 л) в кислороде, например, при 298К составляет около 68 ккал или примерно 283 кДж. На основе данных табл. 3.2 легко можно оценить, что при сжигании 1 м3 и 1 кг СО выделяется около 3020 и 2415 ккал или 12640 и 10100 кДж соответственно. Для реакции сжигания СО в кислороде с позиции теплотехники характерно наличие только одной теплоты сгорания топлива, поскольку топливо не содержит водород, следовательно, в продуктах реакции отсутствует водяной пар. Оценим жаропроизводительность оксида углерода при горении его в кислороде в расчете на 1 моль газовой смеси. Для этого воспользуемся данными табл. 3.2 при 1000К для энтальпии реакции, а среднюю теплоемкость примем равной теплоемкости СО2. После подстановки соответствующих значений в уравнение получим: tmax(СО+О2) = ∆Но/Сp(СО2) ≈ 67550/12,97 ≈ 5200К

(3.11)

Из приведенной оценки видно, что жаропризводительность оксида углерода, как газообразного топлива, при сжигании его в чистом кислороде теоретически может достигать 5200 К. Отметим, что при температуре горения, превышающей 1700оС, всегда приходится считаться с протеканием реакций диссоциации продуктов горения. Речь прежде всего идет о реакции распада молекул СО 2 и Н 2О на СО и О2 или Н2 и О2 соответственно. Реакции диссоциации молекул эндотермические, поэтому практически достижимая жаропроизводительность будет существенно ниже ее теоретической величины. Для парциального давления СО2 в продуктах сгорания около 0,2 атм степень диссоциации (%) составит (табл. 3.3).

38

Таблица 3.3 Зависимость степени диссоциации СО2 от температуры (Парциальное давление СО2 0,2 атм) Температура, оС

Степень диссоциации, %

1800

3,7

1900

6,0

2000

10

2100

15

2200

23

3000

90

Парциальное давление СО2 в продуктах сгорания также влияет на степень диссоциации углекислоты (табл. 3.4). Водяной пар при тех же температурах и давлениях диссоциирует в значительно меньшей степени, чем молекулы СО2 (табл. 3.5). Таблица 3.4 Зависимость степени диссоциации СО2 от его парциального давления (Температура 2000оС) Парциальное давление СО2, атм

Степень диссоциации, %

1,0

6,0

0,2

10,0

0,1

12,5

Таблица 3.5 Зависимость степени диссоциации Н2О от его парциального давления (Температура 2000оС) Парциальное давление Н2О, атм

Степень диссоциации, %

1,0

2,0

0,2

3,5

0,1

4,0 39

Из данных табл. 3.4 и 3.5 видно, что при 2000оС степень диссоциации Н2О почти в 3 раза меньше, чем СО2. 3.3. Метан Стехиометрическое уравнение реакции горения метана (СН4) – основного компонента природного газа - имеет вид: СН4 + 2О2 ⇒ СО 2 + 2Н2О + ∆Н

(3.12)

Реакция экзотермическая, ее протекание сопровождается выделением тепла ∆Н. Найдем энтальпию реакции (3.12) по уравнению (2.2). Для чего воспользуемся справочными данными, представленными в табл. 3.6, из которой видно, что при 1000К в реакции горения 1 моля СН4 (≈22,4 л) выделяется около 192 ккал (≈ 803 кДж). На основе данных табл. 3.6 легко оценить, что при сжигании 1 м3 и 1 кг СН4 выделяется около 8570 и 12000 ккал или 35900 и 50200 кДж соответственно. Таблица 3.6 Стандартные состояния исходных реагентов и продуктов реакции СН4 + 2О2 ⇒ СО2 + 2Н2О Т, К

СН4

СО2

Н 2О

Реакция (3.12)

Ср,

∆НоТ обр,

Ср,

∆НоТ обр,

Ср,

∆НоТ обр,

∆Но,

кал/моль

ккал/моль

кал/моль

ккал/моль

кал/моль

ккал/моль

ккал/моль

град

град

град

298

8,54

-17,89

8,87

-94,05

8,03

-57,80

-191,76

400

9,71

-18,63

9,87

-94,07

8,19

-58,04

-191,52

600

12,55

-19,90

11,31

-94,12

8,68

-58,50

-191,22

800

15,18

-20,82

12,29

-94,22

9,25

-58,91

-191,22

1000

17,40

-21,40

12,97

-94,32

9,85

-59,24

-191,40

40

Оценим высшую и низшую теплоту сгорания метана в кислороде для температуры 298К, при которой теплота испарения воды ∆Н298ФП = 10,55 ккал/моль. Из стехиометрического уравнения реакции горения метана в кислороде видно, что мольная доля водяных паров в продуктах горения составляет примерно 0,67. Поэтому в самом грубом приближении для 298К можно записать: QВ – Q Н = 0,67∆НФП ≈ 7 ккал/моль.

(3.13)

С учетом данных табл. 3.1 и 3.2 QВ ≈ 199 ккал/моль. Таким образом, соотношение высшей и низшей теплоты сгорания для реакции горения метана в кислороде при 298К равно: QВ/QН ≈ 1,04

(3.14)

т.е. высшая теплота реакции больше низшей теплоты реакции примерно на 4%. По аналогии с вышеизложенным проведем приближенный расчет tmax сгорания 1 моля СН 4 в кислороде, для чего воспользуемся уравнением (3.12). Из табл. 3.6 возьмем значения энтальпии реакции и теплоемкостей исходных реагентов и продукта реакции при температуре 1000К. В процессе горения средняя теплоемкость исходной стехиометрической смеси (СН4+2О 2) меняется

до

средней

теплоемкости

образующихся

продуктов

реакции

(СО 2+2Н2О). Так, при температуре 1000К средняя мольная темплоемкость исходной смеси (Сp(И)) и продуктов реакции (Сp(П)) равна: Сp(И) = (Сp(СН4) + 2 Сp(О2))/3 ≈ 11,4 кал/моль⋅град (3.15) Сp(П) = (Сp(СО2) + 2 Сp(Н2О))/3 ≈ 10,9 кал/моль⋅град (3.16) Учитывая близость значений Сp(И) и Сp(П) примем среднюю теплоемкость газовой смеси в процессе горения (Сp) равной 11,1 кал/моль⋅град.

41

Тогда получим: tmax(СН4+О2) = ∆Н оР/n⋅Сp ≈ 191400/3⋅11,1 ≈ 5750К

(3.17)

Из приведенного расчета видно, что в самом грубом приближении жаропризводительность метана, как газообразного топлива, при сжигании его в чистом кислороде теоретически составит примерно 5750К. Расчетные максимальные температуры, достигаемые при количественном сгорании Н2, СН 4 и СО в кислороде, равны 6000, 5750 и 5200К соответственно и образуют следующий ряд: tmax(Н2+О2) > tmax(СН4+О2) > tmax(СO+О2)

(3.18)

Этот ряд является свидетельством того, что жаропроизводительность газообразного топлива тем выше, чем больше водорода в нем содержится. Действительно чистый водород содержит 100% Н, метан – 25% Н, СО – 0% Н. Становится понятным почему, когда говорят об энергетике будущего, то прежде всего имеют в виду водородную энергетику, как наиболее эффективную и экологически чистую, поскольку теоретически единственным продуктом горения Н 2 является вода.

42

Глава 4 Сжигание горючего в воздухе В промышленности, энергетике, на транспорте и в быту почти повсеместно сжигание топлива осуществляют в воздухе. При этом газообразное топливо, его расход удобно измерять в м3. Для простоты теплотехнических расчетов принимают следующий состав атмосферного воздуха (% об.): О 2 – 21, N2 – 79. Это означает, что на 1,00 м3 молекулярного кислорода в воздухе приходится около 3,76 м3 молекулярно азота. 4.1. Водород В отличие от приведенной выше реакции (3.1) горения водорода в кислороде стехиометрическое горение водорода в воздухе можно записать в следующем виде: 42Н 2 + 21О 2 + 79N2 ⇒ 42Н2О + 79N2

(4.1)

Разделив левую и правую часть уравнения (4.1) на 42, получим: Н 2 + 0,5О 2 + 1,88N2 ⇒ Н2О + 1.88N2

(4.2)

Таким образом, из уравнения (4.2) видно, что для сжигания 1 м3 водорода по стехиометрии требуется 2,38 (0,5 +1,88) м3 воздуха. Следует отметить, что по уравнению из 1 м3 Н2 при количественном сгорании образуется 1 м3 водяного пара, то есть объем продуктов сгорания Н2 в воздухе суммарно составляет примерно 2,88 (1+1,88) м3.

43

Выше была найдена энтальпия реакции горения 1 м3 водорода, которая оказалась равной 2590 ккал/м3. Легко видеть, что в расчете на 1 м3 образующихся продуктов сгорания энтальпия составит 2590/2,88 ≈ 900 ккал/м3. Попытаемся теоретически оценить жаропроизводительность сжигания 1м3 Н2 в воздухе. Для этого воспользуемся немного видоизмененным уравнением: tmax(Н2+возд.) = ∆Но/ VП ⋅Сp

(4.3),

где ∆Но- стандартная энтальпия реакции горения Н2 в О2 при температуре 1000К, ккал/м3 (табл. 3.1); VП, стехиометрический объем продуктов сгорания Н2 в воздухе, м3; Сp – средняя теплоемкость продуктов сгорания, ккал/м3⋅град. Затем из табл. 3.1 выберем значения энтальпии реакции и теплоемкостей исходных реагентов и продукта реакции при температуре 1000К (см. стр. 31). Учитывая близость значений Сp для Н 2, О2, N2 и Н 2О примем среднюю теплоемкость газовой смеси в процессе горения равной теплоемкости водяного пара при 1000К, а именно Сp= 9,85 кал/моль⋅град или 0,44 ккал/м3⋅град. Тогда получим: tmax(Н2+возд.) ≈ 900/0,44 ≈ 2050К

(4.4)

В принципе такое значение жаропроизводительности следовало ожидать. За счет увеличения объема продуктов сгорания водорода в воздухе до 2,88 м3, по сравнению с объемом продуктов сгорания Н2 в чистом кислороде (1,0 м3), жаропроизводительность снизилась тоже почти в три раза с 6000 до 2050К.

44

4.2. Метан В отличие от приведенной выше реакции (3.12) горения метана в кислороде стехиометрическое горение метана в воздухе можно записать следующим образом: СН 4 + 2(О2 + 3,76N2) ⇒ СО2 + 2Н2О + 7,52N2

(4.5)

Таким образом, для сжигания 1 м3 СН4 необходимо 9,52 м3 воздуха. При количественном протекании реакции образуется 10,52 м3 продуктов сгорания. Найденная выше энтальпия реакции горения 1 м3 метана равняется 8750 ккал/м3 или 36580 кДж/м3. Легко видеть, что в расчете на 1 м3 образующихся продуктов сгорания энтальпия составит 8750/10,5 ≈ 830 ккал/м3. Оценим в первом приближении жаропроизводительность сжигания 1 м3 СН4 в воздухе. Для этого воспользуемся уравнением вида: tmax (Н2+возд.) = ∆Н о/ VП⋅Сp (4.6) где ∆Н о- стандартная энтальпия реакции горения СН 4 в О2 при температуре, например, 298оК, ккал/м3 (табл. 3.6); VП, стехиометрический объем продуктов сгорания СН 4 в воздухе, м3; Сp – средняя теплоемкость продуктов сгорания, ккал/м3⋅град. Из табл. 3.6 выберем значения энтальпии реакции и теплоемкостей исходных реагентов и продуктов реакции при температуре 298К. Учитывая близость значений Сp для СН4, О2, N2 , СО 2 и Н2О примем среднюю теплоемкость газовой смеси в процессе горения равной теплоемкости водяного пара при 298 К, а именно Сp= 8,03 кал/моль⋅град или 0,36 ккал/м3⋅град. Тогда получим: tmax(Н2+возд.) ≈ 816/0,36 ≈ 2300 К 45

(4.7)

За счет увеличения объема продуктов сгорания метана в воздухе до ≈ 10,5 м3, по сравнению с объемом продуктов сгорания СН4 в чистом кислороде (3,0 м3), жаропроизводительность снизилась с 5750 до 2300К. 4.3. Теплота сгорания жидких углеводородов Большинство

жидких

нефтяных

и

газоконденсатных

топлив

представляют собой природную смесь углеводородов различного строения и молекулярной массы. Основными видами жидкого топлива являются: бензин автомобильный и авиационный, авиационный и осветительный керосин, дизельное топливо летнее, зимнее и арктическое, печное и котельное (мазут) топлива. Теплоту сгорания углеводородных топлив (энтальпию сгорания) можно определить

экспериментально

методом

бомбовой

калориметрии.

Калориметрическая бомба представляет собой, как правило, толстостенный цилиндрический сосуд, погруженный в сосуд с перемешиваемой жидкостью. Из рис. 4.1 видно, что бомба представляет собой прочный стальной сосуд, погруженный в воду. Тепло, выделяющееся при сгорании точной навески вещества, определяют по подъему температуры калориметра. Типичная процедура сжигания топлива в калориметрической бомбе следующая. В чашку для образца помещается определенное количество горючего вещества из расчета 1 г 1/3 л емкости бомбы. Для насыщения внутреннего объема бомбы парами воды вносят дополнительно 1 г воды на 1/3 емкости бомбы. Затем в бомбе создается давление кислорода около 3,0 МПа (30 атм). Включается мешалка

и

определяется

начальная

температура.

Затем

с

помощью

электрической дуги поджигают вещество в чашке и фиксируют температуру. Образующийся в результате горения вещества СО 2 поглощается водой. Однако всегда следует считаться с тем, что смесь продуктов сгорания и не вступившего в реакцию О2 в бомбе не является идеальным газом. Поэтому в наблюдаемые измерения вносят необходимые поправки, а по повышению температуры судят о количестве выделившегося тепла при сгорании вещества. Очевидно, что 46

тепловой эффект при сжигании в бомбе калориметра определяется при постоянном объеме. Поэтому значение теплового эффекта реакции (QP) обычно пересчитывают на постоянное давление, получая в результате QP=∆H.

Рис. 4.1 Схема калориметрической бомбы для определения теплоты сгорания топлива 1 –калориметрическая бомба, 2-чашечка для образца, 3-оболочка калориметра, 4 – вода, 5 –воздух, 6-изолирующий корпус, 7- подставка, 8-мешалка, 9-электропровода для поджигания образца, 10- термометр Современные калориметрические методы позволяют определять количество выделяющегося в калориметре тепла с точностью 0,01%. Углеводороды в калориметрической бомбе количественно сгорают до СО2 и Н 2О. Наличие в исходном углеводородном сырье топливного азота в виде органических N-содержащих соединений в процессе сжигания приводит к образованию оксида азота и азотной кислоты. Сера, входящая в состав углеводородных топлив, при сжигании образует SO2. 4.4. Формула Д.И. Менделеева для вычисления теплоты сгорания топлива Высшую (Q В) и низшую (QН) теплоту сгорания твердых и жидких нефтяных топлив, состоящих из углерода (С), водорода (Н), серы (S) и 47

кислорода (О), молекулярная структура которых неизвестна, можно рассчитать по формуле Д.И. Менделеева:

Q В = 8 100С + 30 000Н + 2 600 (S-O)

(4.8)

QН = 8 100С + 30 000Н + 2 600 (S-O) – 600 (9Н + W)

(4.9)

где С, Н, S, O, W – содержание в топливе углерода, водорода, серы, кислорода и воды соответственно, масс. доля; 8 100, 30 000 и 2 600 – теплота сгорания С, Н, и S, ккал/кг; 600 – среднее значение теплоты испарения /конденсации воды, ккал/кг. Для газообразного топлива теплоту сгорания рассчитывают для 1 м3. Теплота сгорания газа сильно зависит от его параметров: температуры, давления, состава. Поэтому, чтобы рассчитать теплоту сгорания, необходимо задать параметры газа. Ниже приведена формула расчета применительно к 1 м3 природного газа при 273К и 1 атм: QН = 8 555СН4 + 15 226 С2Н6 + 21 795 С3Н8 + 28 338 С4Н10 + 2 579 Н 2 + 3 018 СО + 5 585 Н 2S

(4.10)

где QН - низшая теплота сгорания газообразного топлива, ккал/м3; СН4, С2Н 6, С3Н 8, С4Н 10, Н2, СО и Н 2S – содержание компонентов газообразного топлива, об. доли. Числовые коэффициенты перед газообразными компонентами равны низшей теплоте их сгорания, ккал/м3. Стехиометрический (по уравнению реакции) объем воздуха (LO), необходимого для количественного сжигания 1 кг сухого (безводного) топлива, в состав которого входят следующие элементы: Н,С, S и О, равен: LO = 0,089Н + 0,267С + 0,033 (S-O), м3

48

(4.11)

где Н, С, S и О – содержание в топливе указанных элементов соответственно, % масс.; 0,089; 0,267 и 0.033 – объем в м3 воздуха состава: 21% об. О2 и 79% об. N2, необходимого для сжигания 10 г каждого из элементов Н, С и S соответственно. Стехиометрическое (по уравнению реакции) количество воздуха в кг (LO), необходимое для количественного сжигания 1 кг сухого (безводного) топлива, в состав которого входят следующие элементы: Н,С, S и О, равно: LO = 0,345Н + 0,115С + 0,043 (S-O), кг,

(4.12)

где Н, С, S и О – содержание в топливе указанных элементов соответственно, % масс.; 0,345; 0,115 и 0.043 – количество воздуха в кг, состава 21% об. О2 и 79% об. N2, необходимого для сжигания 10 г каждого из элементов Н, С и S соответственно. Для обеспечения полного сжигания любого вида углеводородного топлива фактическое количество воздуха больше стехиометрического. Фактический

расход

воздуха

(L)

определяют

в

долях

от

стехиометрического и рассчитывают по уравнению: L = LO α

(4.13)

где α - коэффициент избытка воздуха. Значение α всегда больше 1. Величина коэффициента избытка воздуха зависит от вида топлива и типа используемых горелок. Так, для газомазутных горелок с паровым распылением мазута (т.е. распылением водяным паром) α = 1,3÷1,4; для тех же горелок, но с воздушным распылением мазута α = 1,2÷1,3; для горелок беспламенного горения α = 1,02÷1,10. Количество дымовых газов, получающихся при сгорании 1 кг сухого углеводородного топлива с его воздушным распылением, равно: G = 1 + LO α

49

(4.14)

Глава 5 Энергетический и тепловой балансы 5.1. Закон А. Энштейна В большинстве теплоэнергетических производств стоимость исходного топлива составляет значительную часть производственных издержек. Поэтому при

оценке

и

практическом

энерготехнологического

процесса

осуществлении необходимо

того

добиться

или

иного

максимально

эффективного использования сырья и энергии. Поэтому

важнейшим

энерготехнологического

этапом

процесса

при

является

рассмотрении составления

любого

теплового

и

материального балансов процесса. В самом общем случае справедлив закон А. Энштейна, согласно которому полная энергия тела пропорциональна его массе: E = mc2

(5.1)

где: E – энергия, m – масса, с – скорость света в вакууме, равная ≈ 3⋅108 м/с. Прежде чем перейти к составлению теплового баланса попробуем оценить с помощью закона Энштейна энергию покоя (всю внутреннюю энергию), которой обладает любое топливо, в том числе и углеводородное, массой 1 г. Тогда получим: Е ≈ 10-3 ⋅(3⋅108)15 ≈ 9⋅10 10 кДж

(5.2)

Попробуем более наглядно представить 90 млрд. кДж. Всегда достаточно трудно говорить о больших цифрах, поскольку большим цифрам нелегко найти аналогии в жизни. Например, 90 млрд. лет или 90 млрд. долларов или 90 млрд. кДж. С чем их сравнить, со средней продолжительностью жизни человека, со

50

студенческой стипендией, с энтальпией реакции горения метана, которая составляет 50 кДж/г? Если принять, что теплотворная способность лучшего российского малосернистого мазута (LSFO – Low Sulphur Fuel Oil) составляет около 4⋅10 4 кДж/кг, то вся внутренняя энергия 1 г того же мазута примерно равна количеству энергии, которое выделится при сжигании 2250 т мазута (или состава из 45 железнодорожных цистерн). Сравните: 1 г и 45 железнодорожных цистерн мазута! Эффективность расхода энергии в энерготехнологическом процессе устанавливается с помощью энергетического баланса. Основой его служит закон Энштейна. Однако когда в теплоэнергетической системе отсутствуют ядерные превращения, величина энергии в соотношении Эйнштейна с точностью по порядку величины 10-9 кДж/г постоянна. Поэтому ниже и далее мы будем составлять не энергетический, а тепловой баланс. 5.2. Уравнение теплового баланса в общем виде Уравнение баланса или просто баланс в физике, химии или экономике описывается простой формулой, которую в самом общем виде можно записать: Приход – Расход = Накопление

Теплоэнергетическая

установка

–

это

своеобразный

проточный

химический реактор, в котором протекает реакция горения органического топлива. Поэтому естественно к такой установке применить подход, обычно используемый в химической технологии при составлении теплового и материального балансов химических реакторов. 51

Составим тепловой баланс топки энергетической установки (печи) в виде:

Теплота (QВХ) входящего потока (топливо+воздух)

+

Энтальпия (QРГ) реакции горения топлива

−

Приход Теплота (QВЫХ) выходящего потока (дымовые газы)

Теплота (QТП), отводимая через стенки топки (теплопотери)

Теплота (QТОП), накапливающаяся в топке

=

Расход

Накопление

С учетом возможных фазовых переходов как исходного органического топлива (например, испарения жидкого мазута - QФП), так и продуктов сгорания (например, конденсации паров воды + QФП) уравнение теплового баланса топки для нестационарного режима примет вид: QВХ + Q РГ - Q ВЫХ - Q ТП ± QФП = QНАК Составляя

такой

баланс

необходимо

(5.3)

учитывать

отклонения

теоретических тепловых эффектов отдельных стадий процесса. Отклонения возникают по следующим причинам: (*) термодинамическое равновесие не позволяет проводить реакцию горения до конца; (**) вследствие относительно низких скоростей реакций не достигается полное сжигание топлива; (***) часть топлива и/или тепла расходуется на протекание побочных реакций с образованием, например, токсичных продуктов сгорания; (****) часть топлива или окислителя берется в избытке. 52

5.3. Диаграммы энергетического и материального потоков Полосовые диаграммы потоков энергии и тепла (диаграммы Сенке) давно и широко применяют в энергетике. На этих диаграммах потоки энергии изображаются полосами, ширина которых пропорциональная соответствующим величинам энергии. Направление каждого потока энергии указывается стрелкой. В силу закона сохранения энергии полосы на диаграмме Сенке не могут менять свою ширину. Но они могут разделяться и сливаться. Такие диаграммы служат также для демонстрации перехода одного вида энергии в другой. Следует отметить, что полосовые диаграммы также используются и для потоков вещества. На рис. 5.1 приведена диаграмма Сенке, отражающая в определенном масштабе потоки тепла для некоторой печи. На входе в печь имеем два тепловых потока: QВХ – нагретая топливно-воздушная смесь, тепло реакции горения этой смеси QРГ . Выходят из печи три потока тепла: Q ВЫХ – полезная теплота дымовых газов (продуктов сгорания), QФП – теплота со знаком (-) предположительно израсходованная, например, на испарение топлива (мазута), QТП

–

потери

тепла

через

стенку

печи

и/или

рекуператора

и/или

теплообменника. При этом QФП и QТП представляют потери тепла. В уравнении теплового баланса учитываются все потоки тепла, как входящие в топку, так и выходящие из нее. Если принять для стационарного режима работы печи QНАК = 0, то исходя из рис. 5.1 и сделанных предположений по закону сохранения энергии можно записать:

Q ВХ + QРГ = QВЫХ + Q ТП + QФП

53

(5.4)

Рис. 5.1 Поточная диаграмма Сенке для теплового баланса печи 5.4. Энергетический (тепловой) КПД Определим тепловой КПД печи (η) в %, как отношение суммы полезно использованных энергий (∑QПИЭ), к сумме полных энергетических затрат (∑Q ПЭЗ). Тогда получим: η = ∑QПИЭ /∑QПЭЗ ⋅ 100%

(5.5)

Применительно к рассматриваемой печи имеем: η = Q ВЫХ /(Q ВХ + QРГ) ⋅ 100%

(5.6)

Из рис. 5.1 видно, что КПД печи существенно меньше 100%.

54

5.5. Тепловой баланс печи в неизотермическом режиме идеального перемешивания Расшифруем слагаемые уравнения теплового баланса печи, работающей в неизотермическом режиме реактора идеального перемешивания. При составлении балансовых уравнений в качестве элементарного объема берут

элементарный

объем

топки,

работающий

в

режиме

полного

перемешивания. Тогда тепловые потоки за момент времени dt для объема топки (VТОП) составят: QВХ = υВХ ⋅ СР(ВХ)⋅ρВХ⋅ТВХ ⋅ dt

(5.7)

где υВХ – объемная скорость топливно-воздушной смеси на входе в топку, м3/ч; СР(ВХ) – средняя теплоемкость топливно-воздушной смеси на входе в топку Дж/кг⋅град; ρВХ – средняя плотность топливно-воздушной смеси на входе в топку, кг/м3; ТВХ – средняя температура топливно-воздушной смеси на входе в топку, оС. QВЫХ = υВЫХ ⋅ СР(ВЫХ)⋅ρВЫХ⋅ТВЫХ ⋅ dt

(5.8)

где υВЫХ – объемная скорость продуктов сгорания топливно-воздушной смеси на выходе из топки, м3/ч; СР(ВЫХ) – средняя теплоемкость продуктов сгорания топливно-воздушной смеси на выходе из топки, Дж/кг⋅град; ρВЫХ – средняя плотность продуктов сгорания топливно-воздушной смеси на выходе из топки, кг/м3; ТВЫХ – средняя температура продуктов сгорания топливно-воздушной смеси на выходе из топки, оС. QРГ = ∆H РГ⋅VТОП⋅rРГ ⋅ dt

(5.9)

где ∆HРГ – энтальпия реакции горения 1 м3 топлива, кДж/м3; VТОП – объем топки, м3; rРГ – скорость реакции горения, ч-1 (м3/м3⋅ч). 55

QТП = КТ⋅FТО⋅∆Т⋅ dt

(5.10)

где КТ – коэффициент теплопередачи, Дж/м2⋅оС; FТО – поверхность теплообмена, м2; ∆Т – средняя разность температур в топке и внешней среды, оС; QФП = ∆HФП⋅ dt

(5.11)

где QФП – теплота фазового перехода топлива и/или продуктов сгорания, кДж; ∆HФП – энтальпия фазового перехода топлива и/или продуктов сгорания, кДж/ч; QНАК = d(VТОП ⋅ СР(ВЫХ)⋅ρВЫХ ⋅ТВЫХ (5.12) Итак, уравнение теплового баланса топки для нестационарного режима примет вид : υВХ⋅СР(ВХ)⋅ρВХ⋅ТВХ +∆HРГ⋅VТОП⋅rРГ - υВЫХ⋅ СР(ВЫХ)⋅ρВЫХ⋅ТВЫХ - КТ⋅FТО⋅∆Т ± ∆HФП = VТОП d(⋅СР(ВЫХ)⋅ρВЫХ⋅ТВЫХ)/dt

(5.13)

В стационарном режиме правая часть уравнения (5.13) равна нулю. Если принять, что υВХ =υВЫХ и ρВХ = ρВЫХ и СР(ВХ) = СР(ВЫХ), то для стационарного режима можно записать: υ⋅СР⋅ρ⋅(ТВХ - ТВЫХ) +∆HРГ⋅VТОП⋅rРГ - КТ⋅FТО⋅∆Т ± ∆HФП = 0

(5.14)

Для последующего анализа уравнения (5.14) его удобнее записать в следующем виде: υ⋅СР⋅ρ⋅ТВХ +∆H РГ⋅VТОП⋅rРГ ± ∆HФП - КТ⋅FТО⋅∆Т = υ⋅СР⋅ρ⋅ ТВЫХ

(5.15)

Из уравнения (5.15) видно, что эффективность сжигания топлива в топке определяется энтальпией реакции горения топлива (∆H РГ⋅VТОП⋅rРГ). Чем энтальпия выше, т.е. чем полнее протекает реакция горения топлива, и чем оно

56

калорийнее, тем больше тепла выделяется при сжигании единицы топлива и тем выше температура выходящих продуктов сгорания (ТВЫХ). Эффективность сжигания топлива в печи уменьшается с ростом тепловых потерь через стенку (КТ⋅FТО⋅∆Т). В случае использования жидкого топлива эффективность снижается вследствие затрат тепла на испарение мазута, а повышается в случае конденсации водяного пара из продуктов сгорания. Поэтому знак (+) или (-) ∆HФП в уравнении определяется балансом, например, (+∆HФП) - если тепло, выделившееся при конденсации водяного пара, превысит тепло, затраченное на испарение мазута, и (-∆HФП) - если наоборот. Аналогично рис. 5.1 выглядят поточная диаграмма Сенке материального баланса по воде для теплоэлектростанции (ТЭС), приведенная на рис. 5.2 В уравнении материального баланса (по воде) учитываются все потоки воды на входе в ТЭС и на выходе из нее. В приведенной на рис. 5.2 схеме для охлаждения воды ТЭС используют градирню (Г). Для стационарного режима работы ТЭС накопление воды в ТЭС (МНАКЖ) равно 0. Из представленной на рис. 5.2 диаграммы в силу закона сохранения массы вещества можно записать: МВХЖ - МВЫХЖ = МНАКЖ

(5.16)

В ТЭС поступает холодный водяной поток (МВХЖ), состоящий из «свежей» воды речного водозабора (МРЖ) и циркулирующей воды (МЦЖ), охлажденной в градирне (Г). Если пренебречь потерями воды в ТЭС при производстве тепловой и электрической энергии, то количество выходящей горячей воды (МВЫХ) равно: МВХ = МРЖ + МЦЖ = МВЫХЖ

57

(5.17)

Рис. 5.2 Поточная диаграмма Сенке для материального баланса ТЭС по воде Охлаждение воды ТЭС в градирне перед ее частичным сбросом в водоем (МСЖ) происходит за счет частичного испарения воды (МИП). Тогда уравнение для МВЫХЖ примет вид : МВЫХЖ = МЦЖ + МИП + МСЖ

(5.18)

Из уравнений 5.17 и 5.18 можно вычислить количество воды МИП, теряющейся за счет испарения в градирне: МИП = МРЖ - МСЖ

(5.19)

Потеря воды компенсируется водозабором из реки. 5.6. Эксергия Для анализа эффективности различных энерготехнологических схем превращения энергии и тепловых процессов часто используют понятие эксергии. Эксергия - это энергия, пригодная для использования. В процессах 58

преобразования

энергии

она

характеризует

ее

работоспособность.

Совершенство аппаратов (печей, парогенераторов, паросиловых установок и др.), производящих тепло, оценивают эксергетическим КПД. Эксергию определяют через максимальную работу, которая может быть получена при обратимом переходе рассматриваемой системы в равновесное состояние с окружающей средой. Использование эксергии для термодинамического анализа называется эксергетическим методом. Реально протекающие процессы необратимы. При совершении процесса качество эксергии понижается. Например, отработанный пар характеризуется более низкими значениями температуры и давления и вследствие этого может совершить меньше работы. Следить за потоками эксергии удобно с помощью эксергетических диаграмм Сенке. Детальное

рассмотрение

эксергии

и

ее

приложений

для

термодинамического анализа различных систем выходит за рамки курса «Основы ресурсо-энергосберегающих технологий углеводородного сырья». Более подробные сведения об эксергии содержатся в специальной литературе по технической термодинамике и теплотехнике.

59

Глава 6 Основы теории горения углеводородного топлива 6.1. Механизм реакции горения топлива Горение

–

сопровождающаяся химическое

реакция

высокотемпературного

выделением

взаимодействие

энергии

(тепла,

углеводородов

с

окисления света).

Как

кислородом

топлива, известно, воздуха

в

промышленности осуществляют в двух режимах. Если цель окисления углеводородов - получение кислородсодержащих продуктов высокой потребительской ценности (спирты, альдегиды, кетоны, кислоты), то процесс окисления ведут, как правило, при сравнительно низких температурах (не выше 250оС). При этой температуре реакция окисления протекает сравнительно медленно по механизму вырожденного разветвления (через первичное образование гидроперекисей), и для ее ускорения требуется присутствие гомогенных или гетерогенных катализаторов. В отличие от этого, при использовании углеводородного сырья исключительно в качестве энергетического топлива с целью получения тепла и энергии процесс окисления ведут при температурах выше 1000оС. В этих условиях реакция протекает по обычному механизму цепных разветвленных реакций. Рассмотрим механизм реакции горения углеводородов на примере реакции горения метана в кислороде (3.12): СН 4 + 2О2 = 2Н2О + СО2 Эта реакция относится к цепным реакциям. Цепными реакциями называют такие, в которых превращение исходных веществ в продукты реакции протекает через регулярное чередование нескольких реакций с участием свободных радикалов.

60

Любая цепная реакция обязательно включает три основные стадии: зарождение цепи, продолжение цепи и обрыв цепи. Зарождением (инициированием) цепи называют стадию цепной реакции, в которой из валентно насыщенных молекул образуются свободные радикалы. Реакциями продолжения цепи называют стадии цепной реакции, в которых с сохранением свободной валентности расходуются исходные реагенты и образуются продукты реакции. Обрывом цепи называют стадии цепного процесса, в которых происходит исчезновение свободной валентности. Элементарная стадия цепной реакции, в которой превращение активных промежуточных частиц приводит к увеличению числа свободных радикалов и атомов называется разветвлением цепи. Образование свободных радикалов в результате превращений стабильных продуктов реакции окисления называется вырожденным разветвлением цепи. В самом общем виде схему реакции горения можно представить следующей схемой. Стадия зарождения цепи СН 4 + О2 = СН3• + НО 2• - 54 ккал/моль

(6.1)

Эндотермическая реакция инициирования (6.1) энергетически более выгодна, чем эндотермическая реакция (6.2): СН 4 = СН 3• + Н • - 101 ккал/моль

(6.2)

Обусловлено это тем, что одновременно с реакцией (6.2) протекает экзотермическая реакция (6.3): Н • + О2 = НО2• + 47 ккал/моль

61

(6.3)

Стадия продолжения цепи Ключевой стадией продолжения цепи является образование перекисного радикала СН 3О2• СН 3• + О2 = СН 3ОО • (6.4) СН3ОО• + СН4 = СН3ООН + СН3• (6.5) СН 3• + О2 = СН 3О• + О

(6.6)

Гидропероксидный радикал может распадаться с образованием молекулы формальдегида НСОН по реакции: СН3ОО • = НСНО + НО •

(6.7)

Вода образуется по реакции: СН4 + •ОН = СН 3• + Н2О Вырожденное

разветвление

(6.8)

осуществляется

при

взаимодействии

альдегида с О2: НСОН + О 2 = НСО• + НО2•

(6.9)

Продолжение цепи окисления происходит также по реакции: НСО • + О2 = НО • + СО2

(6.10)

Стадия обрыва цепи Наиболее часто обрыв цепи наблюдается в результате гибели радикала НО 2• на стенке и по так называемому механизму квадратичного обрыва в результате протекания реакции рекомбинации двух радикалов: СН 3• + НО2• = СН4 + О2 Согласно

этому

механизму

(6.11)

активными

центрами

реакции

количественного горения метана в кислороде до СО 2 и Н2О являются радикалы СН3•, НО•, НО2•, НСО • и СН3ОО•.

62

6.2. Состав продуктов горения Из рассмотренного выше механизма горения видны пути расходования исходного метана и кислорода и пути получения конечных продуктов СО2 и Н2О. В условиях неполного сгорания углеводородные топлива частично окисляются до СО, а не до СО2 или разлагаются с образованием сажи (высокодисперсных частиц элементарного углерода). Топлива могут содержать и содержат в своем составе различные серосодержащие соединения, которые в условиях протекания реакции горения приводят к получению SO2. Следует отметить, что молекулярный кислород в качестве окислителя используют лишь для специальных целей. Как правило, сжигание ведут в воздухе, содержащем около 78% азота. Поэтому в условиях высоких температур горения топлива наблюдается образование оксидов азота. На рис. 6.1 приведены результаты сжигания в факеле нефтезаводского газа, в основном состоящего из метана и имеющего теплоту сгорания около 4⋅10 4 кДж/м3 в газо-мазутной горелке. Показано распределение концентраций исходного газообразного топлива (СН4 и Н2), кислорода воздуха, продуктов горения метана СО2, СО, образующихся оксидов азота (NОx) и температуры по длине факела. Длина факела приведена по оси абсцисс в условных единицах, как отношение длины факела к его диаметру, численно равному диаметру насадки (см. рис. 6.1). Из рис. 6.1 видно, что факел имеет максимальную температуру в начале 2-ой четверти его длины. Следует отметить, что положение температурного максимума факела зависит от многих факторов, и определяется, прежде всего, конструкцией горелки, подачей воздуха и видом топлива. Видно, что в согласии с представлениями о кинетике реакции идет монотонное снижение концентрации компонентов исходного топлива СН 4, Н2 и окислителя О2. Концентрация промежуточного продукта неполного окисления 63

метана – СО – проходит через максимум. Концентрация конечного продукта – СО2 (другой конечный продукт – вода – на графике не показан) нарастает, достигая максимума в конце факела.

18 16 14

Температура/100

Об.% (оС)

12

CO2 NOx10000

10

CO 8

H2 СН4

6

O2 4 2 0 1

2

3

4

5

6

7

8

-2

Отношение длины факела к его диаметру

Рис. 6.1. Распределение температуры, концентраций исходного топлива и продуктов его сгорания по длине факела Огонь, пламя всегда занимали, занимают и будут занимать значительное место в материальной и духовной жизни человека. Именно добывание и широкое использование огня способствовало быстрой эволюции человека. Одна из основных военных команд в русской, английской, немецкой и французской армиях звучит одинаково: «Огонь!», Fire!», «Fоer!», «Fue!». Люди упоминают огонь в стихах и песнях: знаменитое Б. Пастернака «…Свеча горела на столе, свеча горела…», или «Вьется в тесной печурке огонь…» и т.д. 64

6.3. Концентрационные пределы воспламенения (распространения пламени) Скорость горения смеси топлива с воздухом с повышением температуры увеличивается, как и скорость любой химической реакции в соответствии со вторым постулатом химической кинетики, известным как закон Аррениуса:

k = k0 exp (-E/RT)

(6.12)

где k- константа скорости реакции горения, k0 –предэкспоненциальный множитель константы скорости, Е – энергия активации реакции, кДж/моль R- универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/К⋅моль Т- температура реакции, К. При температуре ниже определенного значения реакция горения не протекает. Поэтому, как правило, топливно-воздушную смесь, подающуюся на сжигание, подогревают до определенной температуры, которая зависит от вида топлива, соотношения воздух/топливо, от конструкции горелки. Соотношения воздух/топливо, в которых возможно зажигание и горение топлива ограничены верхним и нижним концентрационными пределами воспламенения, которые определяют область воспламенения вещества. Под нижним (верхним) концентрационным пределом воспламенения (распространения

пламени)

понимают

минимальное

(максимальное)

содержание горючего в смеси «горючее вещество окислительная среда», при котором возможно распространение пламени по смеси на любые расстояния от источника. Концентрационные пределы воспламения определяются природой и составом топлива. Например, концентрационные пределы воспламенения водород-воздушных смесей имеют интервал от 4 до 74% об. Иначе говоря, водород будет гореть в смеси с воздухом, если его концентрация в водород-

65

воздушной смеси находится в интервале 4-74% об. При концентрациях ниже 4% и выше 74% в смеси с воздухом его горение не происходит. Концентрационные пределы воспламенения метана и СПБТ (смеси пропан-бутана технических) в горючих углеводородно-воздушных смесях равны (% об.) 5-15 и 1,8-9,5 соответственно. 6.4. Скорость горения и распространения пламени Скорость реакции горения имеет существенное значение для обеспечения стационарных условий сжигания топлива. Рассмотрим более подробно поведение плоского фронта пламени в трубе при различных скоростях подачи топливно-воздушной смеси (рис. 6.2). Условием обеспечения нормальной работы горелки является равенство скорости горения (скорости распространения пламени) горючей смеси скорости ее подачи. В этом случае зона 2 неподвижна. Основная нормальной

количественная

скоростью

горения.

характеристика Она

пламени

представляет

собой

называется отношение

перемещения фронта пламени в направлении к нормали к поверхности фронта в единицу времени и определяется формулой: Uo = dx/dt

(6.13)

где х – расстояние по нормали от поверхности фронта пламени.

1

2

3

Рис. 6.2 Зональная схема плоского фронта пламени 1 – зона горючей топливно-воздушной смеси, 2 – зона неподвижного плоского фронта пламени, 3 – зона продуктов сгорания топлива. 66

Основным фактором, определяющим скорость распространения пламени, является химическая реакция, которая служит источником тепловой энергии. Тепловая энергия поддерживает горение и обеспечивает распространение пламени. Величина ее при прочих равных условиях (например, горение проводят в воздухе) определяется природой топлива. При подаче топливно-воздушной смеси со скоростью меньшей скорости горения, зона пламени 2 смещается в зону подачи горючей смеси 1. Иначе говоря, топливо выгорает быстрее, чем оно подается в зону горения. В этом случае наблюдается явление, называемое проскок пламени – т.е. пламя появляется в зоне 1. Если скорость горения топливно-воздушной смеси меньше скорости ее подачи, то зона горения 2 перемещается в зону выноса продуктов реакции горения 3 и возникает явление известное, как отрыв пламени горелки. В этой связи становится понятным требование, предъявляемое к горелкам и направленное на обеспечение надежного и оптимального регулирования соотношения скоростей подачи топлива и его горения. Однако в реальных условиях работы промышленных факельных горелок плоский фронт пламени (зона 2) при высоких скоростях горения топлива не стабилен, разрушается на множество локальных сравнительно небольших по размеру зон, в которых и происходит сгорание топлива. Ниже приведены скорости распространения пламени (скорости горения) некоторых топливно-воздушных смесей (м/с): Н2 – 250, СН4 – 34, С2Н6 – 70, С3Н 8 – 70, С2Н2 – 140, СО – 40. Классификация и структура пламен Энергия топлива, высвобождающаяся в ходе протекания экзотермической реакции, часто принимает форму лучистой энергии и сопровождается излучением света – пламенем. Прежде чем перейти к классификации пламен отметим, что химики давно обратили внимание на окрашивание бесцветного пламени в различные цвета 67

летучими соединениями. В аналитической химии хорошо известна проба Ф.Ф. Бельштейна. При внесении в пламя горелки платиновой проволоки с соединениями натрия, калия и меди оно окрашивается в желтый, фиолетовый и зеленый цвета соответственно. Называя пламенем любое свечение, источником которого является химическая реакция, можно привести следующую классификацию пламен по типам. К I типу относят пламена, горящие без предварительного перемешивания топлива и воздуха, называемые диффузионными. В них перемешивание газообразного топлива и воздуха (окислителя) происходит в результате молекулярной диффузии. В свою очередь диффузионные пламена делят на холодные и горячие. К числу холодных (400-500К) относят пламена, горящие при высоком разряжении (в вакууме). Их еще называют разряженные пламена. В таких условиях

скорость

реакции

горения

невелика,

температура

пламени

относительно невысока. Поскольку все выделяющееся в зоне горения тепло отводится через стенки горелки, то температура пламени примерно равна температуре стенок горелки (сосуда). Примером холодного диффузионного пламени является реакция горения сероуглерода: CS2 + O2 ⇒ COS + SO 2 (6.14) Примером горячего диффузионного пламени является пламя СН 4 или СО. Например, так горит природный газ в бытовой газовой плите. К типу II принадлежат пламена, горящие в заранее приготовленной топливно-воздушной смеси при любом давлении. Практически важное значение в теплоэнергетике имеют горячие пламена разнообразных топливновоздушных смесей, горящих как при атмосферном, так и давлении выше атмосферного. Температура такого пламени обычно составляет 2000-3000К.

68

6.5. Механизм образования загрязняющих веществ при сжигании углеводородного топлива Из рис. 6.1 видно, что кроме СО2 и Н2О в состав продуктов сгорания СН4 входит – NOx. Естественно возникает вопрос о происхождении оксидов азота. Рассмотрим механизм образования NOx Содержащиеся в продуктах сгорания оксиды азота, принятое обозначение которых NОx, представляют собой в основном смесь двух оксидов NO 2 и NO. Концентрация этих оксидов определяется условиями протекания реакции (температура, концентрация О2). 2NO + O 2 ⇔ 2 NO2

(6.15)

По происхождению NО x подразделяются на топливные и термические. Термические NОx Основным путем получения NОx является окисление азота воздуха при горении топлива. Это было установлено в работах Я.Б. Зельдовича и Д.А. Франк-Каменецкого. Остановимся кратко на основных результатах этих исследований. 1. Было установлено образование NO после окончания горения топлива, в той зоне, где нет горючего и следовательно нет реакции горения, что прямо доказывают термическую природу реакции получения оксидов азота. 2. Количество образующегося NO не зависит от количества и типа горючего, но определяется концентрацией кислорода и азота. 3. Подогрев исходной горючей смеси повышает содержание NO в продуктах горения. Таким образом, NO образуется в результате протекания обратимой реакции: O 2 + N2 ⇔ 2 NO

69

(6.16)

Уравнение скорости реакции имеет вид: W = k [N2] [O2]0,5 (6.17) Механизм реакции – цепной и включает следующие основные стадии. ♦ Стадия зарождение цепи: O2 + M* ⇔ 2O + M - 117 ккал/моль (эндотермическая )

(6.18)

где М* - частица (молекула) с избыточной энергией. ♦ Стадии продолжения цепи: O + N2 ⇔ NO + N – 47 ккал/моль (эндотермическая

(6.19)

N + O2 ⇔ NO + O + 4 ккал/моль (экзотермическая)

(6.20)

♦ Стадия обрыва цепи: O + N ⇒ NO

(6.21)

Топливные NOx Если углеводородное топливо содержит N-содержащие соединения, то при их сгорании образуются так называемые топливные NOx . Органические азотсодержащие соединения содержатся в российских нефтях в количестве до 0,6 масс.% и отсутствуют в природном газе и газовом конденсате. Поэтому источником топливных NОx являются углеводородные топлива, полученные из нефти. Содержание азота в топливах повышается с увеличением их температуры кипения. С позиций теплотехники наибольший интерес, как энергетические топлива, представляют мазут и другие котельные топлива. Основное количество азота в мазутах приходится на следующие соединения: пиррол, пиридин, пиперидин, пиколины, хинолин, индол, карбазол. Таким образом, видно, что азот в нефтяных топливах представлен гетероциклическими вторичными (группа HN нефтедобывающая (8,4) > нефтеперерабатывающая (5,2) > угольная (3,4) > газовая (2,8) > нефте- и газохимическая (2,6). На долю отраслей ТЭК приходится суммарно более 50% выбросов в атмосферу ЗВ. Энергетическая

27,9

Нефтедобывающая

8,4

Нефтеперерабатывающая

5,2

Угольная

3,4

Газовая

2,8

Химическая (в т.ч. нефте- и газохимическая)

2,6

Остальная промышленность

48,3 0

20

40

%

Рис. 7.1 Выбросы ЗВ в атмосферу отраслями промышленности ТЭК В РФ практически все добываемое ископаемое углеводородное сырье используется как топливо: газ природный и сжиженный, автомобильный и авиационный бензин, авиационный и осветительный керосин, дизельное и печное топлива, различные виды котельного топлива, прежде всего мазут, а также кокс. Расход углеводородного сырья для производства химической, 76

нефтехимической и газохимической продукции (полимерные материалы, синтетические ПАВы, каучуки, спирты, гликоли и др.) не превышает 5% от общего объема добываемых углеводородов. Основной

компонентный

состав

атмосферы Земли

(N2,

O2,

Ar)

характеризуется постоянством, что создает иллюзию неисчерпаемости ресурсов атмосферного воздуха. Однако с усилением антропогенного воздействия на биосферу, вызванным интенсивным развитием энергетики, промышленности ТЭК, транспорта, состав атмосферы, а вместе с ним и качество воздуха, непрерывно меняются вследствие увеличения содержания в нем загрязняющих веществ. Загрязняющее вещество (ЗВ) – это любое вещество природного или антропогенного происхождения, концентрация которого превышает среднюю, многолетнюю концентрацию этого вещества в биосфере. Загрязнение - это процесс внесения в биосферу ЗВ. На рис. 7.2 приведено распределение ЗВ в атмосфере по районам, из которого видно, что наиболее загрязненный воздух – в районе промышленных предприятий, а самый чистый - над Мировым океаном. По влиянию на биосферу выделяют загрязняющие вещества глобального и локального действия. К числу ЗВ глобального (планетарного) действия относят те из них, которые вызывают парниковый эффект, кислотные дожди, озоновые дыры. ЗВ, имеющие локальный характер действия, как правило, антропогенного происхождения. К их числу следует отнести ЗВ, содержащиеся в выбросах промышленных предприятий и транспорта, а также ЗВ, образующие смог. 7.2. Вещества, загрязняющие атмосферу При инвентаризации газовых выбросов выделяют источник выброса ЗВ и источник выделения (появления, образования, получения) ЗВ. Например, в

77

автомобиле источник выделения ЗВ - двигатель, а источник выброса ЗВ выхлопная труба.

Мировой океан 0,1

Сельский район 1,0

Промышленный район 86,0

Городской район 12,9

Рис. 7.2 Распределение ЗВ в атмосфере Классификация источников ЗВ Существуют различные классификации источников ЗВ. Источники выбросов ЗВ по виду разделяют на точечные и линейные. Точечный источник характеризуется наличием отрицательного градиента концентрации ЗВ по всем координатам в пространстве. К числу точечных источников ЗВ, прежде всего, следует отнести дымовые и выхлопные трубы, факелы. В отличие от точечного линейный источник хотя бы в одном направлении не имеет отрицательного градиента концентрации ЗВ. Типичными линейными источниками ЗВ могут являться газо-, нефте и продуктопроводы. Источники выбросов ЗВ разделяют: по времени действия - на постоянные (штатные, связанные с технологией) и периодические (аварийные, залповые); по подвижности - на стационарные (технологическое оборудование) и подвижные (транспорт); по характеру действия - на организованные (через специальные выводы ЗВ – дымовые трубы, факелы) и неорганизованные (не имеющие специальных выводов ЗВ - свищи и утечки из технологического 78

оборудования); по параметрам - температуре, месту расположения, группам ЗВ. В атмосферном воздухе присутствуют тысячи разнообразных ЗВ, которые оказывают негативное воздействие на окружающую среду и человека. Поэтому на сотни из них установлены нормы предельно допустимых концентраций (ПДК). В свою очередь выделяют пять наиболее распространенных групп ЗВ: 1. твердые частицы (сажа, зола, аэрозоли); 2. оксиды углерода (СО, СО2); 3. оксиды серы (SO2, SO3) и H 2S; 4. оксиды азота (NO2,NO, N2O, NOx); 5. углеводороды (СН) и их функциональные производные. На долю вышеназванных ЗВ приходится 90-98% всех атмосферных выбросов в городах и промышленных центрах. Все пять групп ЗВ присутствуют в выбросах топливно-энергетических установок и предприятий ТЭК. Нормирование атмосферных ЗВ Человек осуществляет нормирование качества окружающей среды, то есть устанавливает пределы, в которых могут меняться ее состав и свойства. Почти для каждого вещества, загрязняющего атмосферу, установлены различные нормы. В качестве наиболее употребительной нормы используют ПДК - предельно допустимую концентрацию. ПДК - это

максимальная концентрация вещества, которая за

определенный период времени не оказывает ни прямо, ни косвенно вредного воздействия на человека. ПДК для одного и того же ЗВ имеют разные значения в зависимости от места определения. Так, в населенном пункте различают следующие ПДК: ПДКМ.Р.- максимально разовая; ПДКС.С.- среднесуточная. В рабочей зоне ПДКР.З.. Единица измерения ПДК в атмосферном воздухе мг/м3. 79

Максимально рефлекторных

разовая

реакций

у

ПДК

устанавливается

человека

для

(ощущение

предупреждения

запаха,

изменение

биоэлектрической активности головного мозга, световой чувствительности глаз и др.) при кратковременном (до 20 мин) воздействии атмосферных ЗВ. Среднесуточная ПДК - с целью предупреждения общетоксического, канцерогенного, мутагенного влияния ЗВ на организм человека. Концепция ПДК. Существо концепции ПДК тесно связано с Декларацией по окружающей среде и развитию, принятой на Конференции ООН по окружающей среде и развитию (Рио-де-Жанейро, 1992 г.). Существо этой концепции (от англ. sustainable development - устойчивое развитие) состоит в балансе социальных, экономических и экологических требований к чистоте биосферы, экологическая емкость которой по отношению к ЗВ ограничена. В настоящее время этот баланс регулируется рынком, на котором чистота биосферы имеет свою цену. Человек быстро и неэффективно расходует природные ресурсы, в результате чего образуется много отходов и ЗВ. Живущее поколение должно удовлетворять свои потребности, оберегая потребительские возможности будущих поколений. Устойчивое

развитие

человеческого

общества

невозможно

без

разрешения противоречия между ростом промышленного производства и уровнем потребления им разнообразных благ. Поэтому человек на современном этапе развития производства и потребления с целью сохранения социального развития вынужден мириться с компромиссным, социально приемлемым загрязнением окружающей среды. Уровень такого компромиссного загрязнения определяется ПДК по каждому ЗВ и устанавливается каждым государством независимо. Предположим, что в воздухе в результате антропогенного загрязнения появилось i-ое ЗВ, которое атмосфера не содержит. Тогда концентрация i-го ЗВ Сi, например, в воздухе находится в пределах допустимой нормы, если индекс загрязненности атмосферного воздуха (ИЗАi), рассчитанный по формуле, 80

ИЗАi = Ci/ПДКi ≤ 1

(7.1)

окажется не больше 1. Если содержится несколько ЗВ однонаправленного действия, то расчет проводят по формуле:

i

i

∑ ИЗА =∑ (C / ПДК i

0

i

0

i

) ≤ 1.

При допустимом содержании смеси ЗВ в атмосфере суммарный индекс загрязненности атмосферного воздуха (∑ИЗАi) не должен превышать 1. Нормирование качества окружающей среды и содержания в ней ЗВ проводится с использованием санитарно-гигиенических нормативов ПДК, ПДВ, ПДС. Если i-ое, ЗВ в концентрации отличной от 0, присутствует в атмосферном воздухе, то для предприятий устанавливают ПДВ – предельно допустимый выброс. ПДВ - это выброс, создающий в воздухе концентрацию i-го ЗВ равную СiПДВ, которая в сумме с фоновой концентраций CiФ того же ЗВ не превысит ПДКi этого ЗВ. В этом случае расчет ∑ИЗАi проводят по формуле:

i

∑ ИЗА 0

i

i

= ∑ (С i + C i Ф

0

ПДВ

) / ПДК

i

≤1

Аналогично ПДК и ПДВ ЗВ в атмосфере, используя ПДК ЗВ в воде и почве, определяются индексы загрязненности воды (ИЗВi) и почвы (ИЗПi) соответственно. Помимо этого, так же, как ПДВ для воздуха, применительно к воде и почве используют предельно допустимые сбросы (ПДС) ЗВ.

81

Уровни ПДК в каждом государстве свои. В табл. 7.1 приведены значения ПДК, установленные в РФ для некоторых ЗВ в атмосферном воздухе, из которой видно, что ПДК изменяются в широких пределах и определяются природой ЗВ. Таблица 7.1 ПДК некоторых ЗВ в атмосфере ПДК, мг/м3

Вещество ПДКМ.Р.

ПДКС.С.

Сажа

0,15

0,05

Пыль ( SiO2)

0,15

0,05

CO

3

1

SO2

0,5

0,05

H 2S*

0,008

-

NO 2

0,085

0,085

Бензин

5

1,5

Бенз-α-пирен

-

0,000001

* Максимально разовые ПДК H2S в воздухе рабочей зоны и смеси H 2S с углеводородами равны 10 и 3 мг/м3 соответственно. 7.3. Воздействие продуктов сгорания углеводородного топлива на атмосферу Основными продуктами сгорания углеводородного топлива являются СО2, Н 2О, NО x и SO 2. Кроме того, продукты сгорания часто содержат несгоревшие углеводороды. Углекислый газ относится к числу газов, вызывающих парниковый эффект - увеличение температуры приповерхностного слоя атмосферы за счет поглощения теплового излучения поверхности Земли молекулами газов, содержащих в своем составе три и более атомов. 82

Относительный вклад газов в парниковый эффект (без учета Н2О) представлен на рис. 7.3. Наряду с СО2 парниковый эффект вызывают следующие компоненты атмосферы: H2O, CH 4, NO 2, фторхлоруглероды и фторхлоруглеводороды (CFC); SO 2+COS+H 2S, обозначенные на рис. 7.3 как (SO2) и некоторые другие. Из рис. 7.3 видно, что основной вклад в парниковый эффект вносит СО2, значительная часть которого имеет антропогенное происхождение. Некоторые парниковые газы, такие как СО 2, Н2О, СН4, всегда входили в состав земной атмосферы. Другие появились в атмосфере в результате человеческой деятельности. Парниковые свойства газов различаются по степени поглощения теплового излучения Земли и по своей стабильности в атмосфере. Если сравнить данные, приведенные на рис. 7.3 с составом атмосферы, то можно заметить, что содержащиеся в атмосфере 3⋅10-2 % об. СО2 вызывают 64% парникового эффекта, а 2⋅10-4 % об. СН4 – 19%. Иначе говоря, молекула метана по своему парниковому воздействию примерно в 45 раз сильнее молекулы углекислого газа. Кроме того, молекулы СН4 в силу своей относительной устойчивости в атмосфере сохраняют парниковые свойства на протяжении десятков лет.

CFC 10%

N Ox 6%

SO2 1%

CH4 19%

CO2 64%

Рис. 7.3 Участие газов в парниковом эффекте

83

Каждый из газов, представленных на рис. 7.3, имеет характерное время жизни в атмосфере, в течение которого он или продукты его превращений могут вызывать парниковый эффект. По времени парникового воздействия газы можно расположить в следующий ряд: СО2 < CH 4 < NOx < CFC. На рис. 7.4 представлена схема парникового эффекта на примере СО 2.

Рис. 7.4 Схема парникового эффекта Углекислый газ с молекулярной массой (м.м.) 44 тяжелее воздуха, (м.м. 29) скапливается у земной поверхности. Падающие солнечные лучи с энергией hvП свободно проникают через слой, содержащий СО2, достигают поверхности и частично поглощаются ею. Тепловое излучение Земли с энергией hvИ поглощается молекулами СО 2, поскольку частота валентных колебаний СО2 совпадает с частотой теплового излучения поверхности. Таким образом,

тепловое

излучение

задерживается

и

концентрируется

в

приповерхностном слое атмосферы, что приводит к увеличению температуры у поверхности Земли и возникновению парникового эффекта. В той или иной степени парниковый эффект на Земле проявлялся всегда. Другое дело, что в последнее время концентрация некоторых парниковых газов в атмосфере стала нарастать, и появилась реальная возможность воздействия парникового

84

эффекта на климат Земли и в целом на биосферу, усилились ожидания глобального потепления. Парниковый эффект и связанное с ним повышение температуры имеют отрицательную (-) и положительную (+) стороны: (-) наблюдается ускорение таяния ледников, что может сопровождаться подтоплением низко расположенных участков суши; (+) отмечается потепление климата, что приводит к ускорению протекания реакции фотосинтеза. В табл. 7.2 приведены выбросы СО2, образующегося при сжигании различных видов органического топлива. Таблица 7.2 Выбросы СО2 при сжигании различных видов органического топлива Вид органического

Выброс СО2, млн. т

Выброс СО2, %

топлива Твердые топлива

8 576

38,7

Нефть

9 343

42,2

Газ

4 231

19,1

Всего выбросов СО2

22 150

100,0

Государственная квота на ЗВ В рамках защиты атмосферы от ЗВ государства - участники рамочной конвенции ООН об изменении климата приняли протокол (Киото, 1997г.), в котором все страны были разделены на три группы: индустриально развитые, с переходной экономикой и развивающиеся. Для каждой группы были установлены квоты выбросов «парниковых газов» в атмосферу. Так к 20082012 гг. страны ЕС, США и Япония должны снизить выбросы на 8, 7 и 6% соответственно по сравнению с базовым уровнем 1990 г. При этом «экологически

чистым государствам» таким как Норвегия, Австралия,

85

Исландия, разрешено даже увеличить выбросы по сравнению с 1990 г. на 1, 8 и 10% соответственно. Каждый процент сокращения выбросов это немалые затраты по внедрению экологически чистых технологий. Квоту на выбросы ЗВ для РФ сохранили на уровне 19% от общемировых, в то время как реальные выбросы российскими предприятиями в период 1990-1997 гг. сократились на 10%. В этой связи на конференции было принято решение, относящееся к сфере международного бизнеса - торговля государственными квотами выбросов парниковых газов и других ЗВ. Поэтому у индустриально развитых стран появилась реальная альтернатива сокращению атмосферных выбросов в виде покупки недостающей квоты на ЗВ у других государств. В 2004 г. РФ ратифицировала Киотский протокол. Кислотные дожди из продуктов сгорания В атмосфере каждая капля воды представляет собой химический микрореактор, в котором протекают разнообразные химические превращения. Характерная особенность таких превращений состоит в том, что реакции в дождевой капле протекают в мягких условиях при атмосферном давлении и температуре окружающей среды. Для примера рассмотрим один из вероятных механизмов образования сернокислотного дождя (рис. 7.5).

Рис. 7.5 Дождевая капля - химический микрореактор

86

Образующийся при сгорании топлива сернистый газ (SO2) попадает в атмосферу, где растворяется в капле дождя. Присутствующий в атмосферном воздухе озон (О 3) окисляет раствор до серной кислоты, превращаясь при этом в кислород. В химической промышленности получить серную кислоту (H 2SO4) из SO2 намного сложнее, поскольку процесс протекает в две стадии и на первой из них требуется температура 550 оС и гетерогенный катализатор (V2O5).

1) SO2 + 1/2 O2

V2O5 550oC

SO3 H2SO4

2) SO3 + H2O

Классификация методов определения ЗВ в атмосфере Для анализа и определения содержания ЗВ в воздухе используют разнообразные

физико-химические

методы

анализа.

Существует

классификация методов по времени проведения анализа, согласно которой методы подразделяют на непрерывные (мониторинг), периодические и экспресс- методы. Методы анализа атмосферного воздуха классифицируют также на химические, электрохимические, спектральные, газо-хроматографические и другие. 7.4. Защита атмосферы от продуктов сгорания углеводородных топлив В энергетике, нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей и нефтегазохимической промышленности существует множество способов очистки газообразных выбросов от ЗВ. Применяются они на всех стадиях производства от подготовки сырья, его переработки до отгрузки товарной продукции. Строго говоря, если бы удалось обеспечить полное извлечение ЗВ на производстве, 87

когда ЗВ находятся в замкнутом объеме реакторов, аппаратов, резервуаров, трубопроводов, иначе говоря, создать безотходные технологии, то очистка газовых выбросов, как Проблема, перестала бы свое существовать. Правила очистки газовых выбросов Правило

1.

Сохранение экологии атмосферы (воздуха) Земли -

необходимое условие жизни и устойчивого развития человека. Правило 2. Полностью элиминировать ЗВ из газовых выбросов в атмосферу технически возможно, но экономически не эффективно. Правило 3. Очистку газовых выбросов проводят, исходя из паритета экологических и экономических ценностей. Рассмотрим некоторые способы очистки газовых выбросов. Очистка от твердых частиц Следует отметить, что существует большое количество способов очистки газов от твердых частиц. Рассмотрим лишь два из них. Фильтр. Для очистки газовых выбросов от твердых частиц (сажи) широко применяют фильтры (рис. 7.6) из пористых материалов. Фильтры используют для очистки газов, содержащих частицы сажи, золы, аэрозолей и пыли размером 5-25 мкм в концентрации около 100 мг/м3. Степень удаления твердых частиц - выше 50%. Инерционный пылеуловитель. Принцип действия инерционного пылеуловителя (рис. 7.7): движущийся запыленный газ наталкиваются на непроницаемую перегородку. Крупные частицы, двигаясь по инерции, останавливаются перегородкой, оседают на ней и постепенно ссыпаются на дно пылеуловителя. Поток очищенного воздуха, содержащий

мелкие

частицы,

огибает

пылеуловителя.

88

перегородку

и

выходит

из

Рис. 7.6 Схема фильтрации запыленного воздуха 1- фильтр, 2- пыль Инерционные пылеуловители предназначены для улавливания твердых частиц с размером 50-500 мкм. Степень очистки - ниже 50%.

Рис. 7.7 Схема инерционного пылеуловителя Очистка от оксидов углерода Диоксид

углерода

(СО 2)

является

малотоксичным

газом,

и

его

содержание в атмосферном воздухе составляет около 0,03%. В этой связи очистку газовых выбросов от СО2, как правило, не проводят. Наоборот, в способах очистки от высокотоксичных ЗВ предусматривают превращение их в малотоксичный СО2. Однако, принимая во внимание возможность усиления парникового эффекта с увеличением выбросов диоксида углерода в атмосферу, проблема его удаления из газовых выбросов становится все более значимой. 89

Большей частью от СО 2 очищают технологические газы, используемые в химико-технологических

процессах

на

предприятиях

нефтехимической,

химической и газовой промышленности. Существуют различные методы технологической очистки газов от СО 2. В качестве примера рассмотрим очистку с применением водных растворов этаноламинов. Так называемая этаноламиновая очистка от СО 2 проводится моно-, ди- и триэтаноламинами RNH2, R2NH и R3N (где R= -CH2CH2OH). Наибольшей поглотительной способностью СО 2 обладает водный раствор моноэтаноламина (МЭА), который взаимодействует с диоксидом углерода по реакции: RNH2 + СO2 + H 2O ⇒ (RNH 3)HCO 3 Среди современных методов удаления оксида углерода (СО) из газовых выбросов наиболее часто применяют каталитические. Примером могут служить каталитические нейтрализаторы выхлопных газов на транспорте и в энергетике. В основе каталитического метода удаления СО лежит каталитическая реакция его окисления до СО 2

2CO + O2 Катализатор Т,о С

2CO2

В качестве катализаторов используют металлы Pt, Pd, нанесенные на носитель, или смесь оксидов CuO, Cr2O3, Fe2O3, Аl2O 3. Очистку проводят в диапазоне температур 100-250 оС, при которых степень превращения СО в СО2 превышает 99%. Очистка от сероводорода и оксидов серы В газовой, нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности основным методом очистки газов от H2S является 2-х

90

стадийный метод Клауса. На первой стадии (I) сероводород окисляют до сернистого газа (SO2), а во второй (II) стадии получают серу

900оС

I) H2S + 3/2O2

SO2 + S + H2O 250оС

II) 2H2S + SO2

3S + 2H 2O Al2O3

По методу Клауса предприятия РАО «Газпром» Оренбургский ГПЗ и Астраханский ГПЗ из природного газа, содержащего 5

и 25% H2S

соответственно, ежегодно вырабатывают около 0,7 и 3,3 млн. тонн серы. Ди- и триоксиды серы (SOx) являются типичными представителями так называемых кислых ЗВ, т.е. веществ, водный раствор которых характеризуется значением pH < 7. Поэтому большинство методов удаления этих компонентов из газовых выбросов основано на нейтрализации SO2 и SO3 растворами щелочей или суспензиями карбонатов. В основе наиболее простого и надежного известкового метода лежат реакции SO2 и SO3 с водной суспензией известняка (CaCO3) SO2 + CaCO3 ⇒ CaSO3↓ + CO2↑ SO3 + CaCO3 ⇒ CaSO4↓ + CO2↑ Степень очистки газовых выбросов от оксидов серы достигает 98%. Получающиеся сульфит и сульфат кальция (гипс) практически не находят квалифицированного

использования

и

сбрасываются

в

отвал.

Крайне

ограниченное применение гипса в промышленности стройматериалов проблему не

решает.

Поэтому

известковый

метод

концентрации SO 2 и SO 3 не превышающей 0,2%.

91

применяют

при

суммарной

Очистка от оксидов азота В топливно-энергетическом комплексе РФ используются три основных метода очистки дымовых газов от оксидов азота (N2O, NO, NO2). Метод селективного каталитического восстановления Эффективным, обеспечивающим наиболее полное удаление NOx методом является

их

селективное

каталитическое

восстановление

(СКВ)

углеводородами, например, метаном: 2N2O + CH4+ O2 ⇒ 2N2 + CO 2 + 2H2O 2NO + CH4+ O2 ⇒ N2 + CO2 + 2H2O 2NO2 + 2CH4 + O 2 ⇒ N2 + 2CO2 + 4H 2O Реакцию СКВ проводят при температуре 350-550оС атмосферном давлении в присутствии катализаторов на основе металлов Pd, Pt на носителях или каталитических систем, содержащих CuO, Cr2O3, Fe2O3, Al2O 3 и другие катализаторы. Степень превращения оксидов азота зависит от их концентрации, примесей оксидов серы, H2S и воды и обычно составляет 70-95%. Восстановление аммиаком Эффективным методом высокотемпературной очистки дымовых газов от оксидов азота является восстановление их аммиаком или карбамидом. Восстановление NO x аммиаком протекает при температуре 800-1000 оС по реакциям: 3N2O + 2NH3 ⇒ 4N2 + 3H2O 6NO + 4NH3 ⇒ 5N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 ⇒ 7N2 + 12H 2O

92

На рис. 7.8 приведена схема комбинированной очистки дымовых газов аммиаком от оксидов азота. Схема включает размещение в топке узла дозированного ввода аммиака в камеру сгорания, а в дымоходе - кассеты с гетерогенным катализатором.

Рис. 7.8 Схема комбинированной очистки дымовых газов NH 3 от NO x Каталитический блок вмонтирован в зоне оптимальных температур (150450 оС). Комбинированная схема очистки включает две стадии: на первой стадии проводится восстановление газообразным NH3 основного количества оксидов азота продуктов сгорания природного газа; на второй – осуществляется СКВ оставшихся NOx реагентами-восстановителями (CH4, NH3) до N2. В результате очистки количество NOx в дымовых газах, например ГТУ, снижается с 100-300 до 50 мг/м3. Очистка от углеводородов Удаление углеводородов (СН) из газовых выбросов проводят методом каталитического окисления их до СО2 и Н 2О: 93

CnH 2n+2 + (3n+1)/2O 2 ⇒ nCO2 + (n+1)H2O Очистку ведут при температуре 150-250оС, используя катализаторы на основе металлов Pd, Pt на носителях или каталитические системы, содержащие CuO, Cr2O3, Fe2O3, Al2O3 и другие. Эффективность удаления углеводородов превышает 99,5%. Современные

каталитические

системы

позволяют

проводить

комплексную очистку газовых выбросов одновременно от NOx, CO и СН в присутствии паров Н2О и SO x. Если

очистка

газовых

выбросов

невозможна

одним

из

вышеперечисленных методов, то проводят рассеивание выбросов в атмосфере через дымовые трубы таким образом, чтобы концентрация ЗВ в приземном слое атмосферы не превышала ПДК.

94

Глава 8 Энергетика и вода Вода и

водяной

пар

широко

используется в ТЭК в качестве

теплоносителя и/или рабочего тела. На рис. 8.1 приведен сброс загрязняющих веществ (ЗВ) в поверхностные воды по отраслям промышленности, традиционно входящих в ТЭК РФ, которые можно расположить в ряд по убыванию стоков (%): энергетическая (18,07) ≈ нефте-газохимическая (18,04) > угольная (8,51) > нефтеперерабатывающая (2,63) >> нефтедобывающая (0,29) > газовая (0,04). На долю отраслей ТЭК приходится суммарно менее 50% выбросов ЗВ в гидросферу.

Газов ая

0,04

Нефтедобыв ающая

0,29

Нефт еперерабат ыв ающая

2,63

Угольная

8,51

Химическая (в т .ч. нефтеи газохимическая)

18,02

Энергетическая

18,07

Ост альная промышленност ь

52,44

0

20

40 %

Рис. 8.1 Сброс ЗВ в поверхностные воды отраслями промышленности ТЭК Вода - одно из наиболее распространенных соединений в биосфере. Мировой океан занимает около 71% поверхности Земли и на его долю приходится 95-97% воды. Доля пресной воды составляет 3-5%. 95

8.1 Круговорот воды В природе различают естественный и антропогенный круговорот воды. Естественный - это такой круговорот, в результате которого вода сохраняет свои состав и свойства. Антропогенный - это такой круговорот, в результате которого вода меняет свои состав и свойства. Антропогенный (техногенный) круговорот обусловлен воздействием на воду человека, энергетики, промышленности и сельского хозяйства. На входе антропогенного круговорота - вода, а на выходе из него - сточные воды. Сточная - это вода, участвующая в антропогенном круговороте, в результате которого ее состав и свойства становятся отличными от чистой воды. Процесс поступления в воду ЗВ называют загрязнением. Обычно загрязнения подразделяют на физические, химические и биологические. Физическое загрязнение воды проявляется через изменение ее физических параметров, таких как температура, наличие радиоактивных излучений и механических примесей. Химическое

загрязнение

воды

обусловлено

неорганическими

и

органическими ЗВ. К неорганическим ЗВ воды относят растворенные в ней минеральные

соли

и

минералы,

кислоты,

основания.

Наиболее

распространенными органическими ЗВ воды считают углеводороды (нефть и нефтепродукты)

и

их

поверхностно-активные

функциональные вещества,

производные,

пестициды

и

синтетические

другие

органические

соединения. Ежегодно в воды Мирового океана поступает 5-10 млн. тонн нефти. Биологическое

загрязнение связано,

прежде

всего,

с

изменением

биологических свойств воды, с появлением в воде новых не типичных для чистой

воды

представителей

фауны

и

флоры

и

микроорганизмов, свойственных экологически чистой воде.

96

с

исчезновением

Обычно за чистую природную воду принимают прозрачную воду без цвета вкуса и запаха, которая не содержит ни взвесей, ни коллоидных частиц, ни органических веществ. Такие свойства присущи воде из ключей, родников, глубинных скважин. Минеральный состав воды Вода содержит минеральные соли, диссоциированные на ионы. Основные ионы, содержащиеся в воде приведены в табл. 8.1. Вышеперечисленные ионы образуются в результате диссоциации в воде солей Cа (HCO 3)2, MgCO 3, NaCl, KF, FeSO4 и других. Анионы NO3-, PO4-3 и катион NH4+ являются индикаторами антропогенного загрязнения воды. Таблица 8.1 Ионный состав воды Катионы

Анионы

Ca+2

CO3-2

Mg+2

HCО3-

Na +

SO4-2

K+

Cl-

Fe+2

F-

Концентрацию ионов в воде, как правило, измеряют в миллиграмм эквивалентах на 1 литр (мг-экв/л = 10-3 г-экв/л). Также в мг-экв/л измеряют жесткость воды - важный качественный показатель, представляющий собой сумму концентраций ионов Ca+2 и Mg+2. Например, жесткость невской, волжской и черноморской воды составляет 0,5, 5,6 и 65,5 мг-экв/л соответственно. Для оценки жесткости воды в разных странах исторически сложились национальные единицы ее измерения. Так в Германии с этой целью используют немецкий градус равный 10 мг СаО в 1 л воды; во Франции - французский градус равный 10 мг СаСО 3 в 1 л воды; в Англии - английский градус равный 1 грану (0,0648 г) СаСО3 в 1 галлоне (3,785 л) воды. 97

Жесткость можно определить по количеству осадка - стеарата кальция Ca(C17H35COO)2, образующегося при растворении в воде мыла - стеарата натрия (С17Н35СООNa): 2С17Н35СОО- + Ca+2 ⇒ Ca(C17H35COO)2↓ . 8.2. Загрязняющие вещества гидросферы Нормирование загрязняющих веществ в воде Нормирование качества воды устанавливает пределы, в которых могут меняться ее состав и свойства. Практически для каждого загрязняющего вещества (ЗВ) в воде установлены различные нормы. Для

ПДК

водоемов

различают

ПДКХПВП

(хозяйственно-питьевого

водопользования) и ПДКРХВП (рыбохозяйственного водопользования). Единица измерения ПДК – мг/л или мг/дм3. Индекс загрязненности для i-го ЗВ в воде (ИЗВi), которое вода не содержит, рассчитывают по формуле: ИЗВi = Ci/ПДКi ≤ 1 Концентрация i-го ЗВ, в воде Сi находится в пределах допустимой нормы, если индекс загрязненности воды (ИЗВi) рассчитанный по формуле окажется не больше 1. Если содержится несколько ЗВ однонаправленного действия, то расчет проводят по формуле:

i

∑ ИЗB 0

i

i

= ∑ (C

i

/

ПДК

0

i

) ≤ 1.

При допустимом содержании смеси ЗВ в воде суммарный индекс загрязненности воды (∑ИЗВi) не должен превышать 1.

98

Если i-ое, ЗВ в концентрации отличной от 0 присутствует в воде, то используют ПДС – предельно допустимый сброс, создающий в воде концентрацию i-го ЗВ равную СiПДВ, которая в сумме с фоновой концентраций Ciф того же ЗВ не превысит ПДКi этого ЗВ. В этом случае расчет ∑ИЗВi проводят по формуле:

i

∑ ИЗB

i

i

0

= ∑ (С

Ф i

+

0

C

ПДВ i

)/

ПДК

i

≤1

Уровни ПДК в каждом государстве свои. В табл. 8.2 приведены значения ПДК, установленные в РФ для некоторых ЗВ в воде, из которой видно, что ПДК изменяются в широких пределах и определяются природой ЗВ. Таблица 8.2 ПДК, ХПК и БПК некоторых загрязняющих веществ в воде Загрязняющее вещество Нефть

ПДК, мг/л

ХПК, мг О 2/мг

БПКПОЛН., мг О 2/мг

0,3

3,58

0,43

Бензин

0,1

3,54

0,11

Фенол

0,001

2,3

1,18

Качественные характеристики воды Качество воды определяет ее состав и свойства. Помимо ЗВ в воде нормируются цвет, запах, вкус, прозрачность, рН, сухой остаток, жесткость, содержание солей, химическое потребление кислорода (ХПК), биологическое потребление кислорода (БПК) и другие. Рассмотрим некоторые показатели. Химическое потребление кислорода (ХПК) водой характеризует наличие в ней органических веществ, а также неорганических соединений, содержащих ионы Fe+2, SO 3-2, NO 2-, S-2 и способных окисляться бихроматом калия (K2Cr2O7). 99

ХПК воды численно равно количеству мг кислорода бихромата калия, которое в течение 2 ч расходуется на окисление ЗВ, содержащихся в 1 л воды. Единицей измерения ХПК является мг О2/л. ХПК индивидуальных соединений определяется количеством мг кислорода K2Cr2O7, которое израсходовано на 1 мг соединения [мг О 2/мг]. Биологическое потребление кислорода (БПК) характеризует содержание в воде органических веществ, способных к ассимиляции и/или разложению аэробными микроорганизмами в присутствии кислорода. БПК воды численно равно количеству мг О2, которое за определенный промежуток времени пошло на окисление ЗВ, содержащихся в 1 л воды. Единица измерения БПК - мг О2/л. БПК определяют по истечении 5 суток (БПК5), 7 суток (БПК7) или 21-35 суток (БПКПОЛН.). Значения ХПК и БПКПОЛН. нефти, бензина и фенола приведены в табл. 8.3., из которой видно, что для всех веществ ХПК >БПКПОЛН.. Правила очистки сточных вод Источниками

стоков

и

ЗВ

в

гидросфере

являются: энергетика,

промышленность, сельское и коммунально-бытовое хозяйство. Правило 1. Сохранение экологии гидросферы Земли - необходимое условие жизни и устойчивого развития человека. Правило 2. Полностью очистить сточные воды технически возможно, но экономически не эффективно. Правило 3. Очистку сточных вод проводят, исходя из паритета экологических и экономических ценностей. Можно сформулировать следующие общие требования, предъявляемые к стокам: • стоки, сбрасываемые в водоемы, не должны нарушать природную систему самоочищения воды и изменять температуру, рН, прозрачность, цвет, запах, содержание взвешенных частиц;

100

• стоки не должны проявлять токсичность в отношении флоры и фауны водоемов

и

удовлетворять

эколого-токсикологическим

и

санитарно-

гигиеническим требованиям. 8.3. Водоподготовка и водоочистка Водоподготовка и водоочистка это близкие понятия, поскольку оба определяют технологические схемы очистки воды с конкретным набором разнообразных методов. Различие принципиальных схем водоподготовки и водоочистки состоит в следующем (рис.8.2): v при водоподготовке воду из внешнего источника (например, из реки) очищают до использования в технологическом процессе; v при

водоочистке

очищают

сточную

воду

после

использования

в

технологическом процессе. На объектах ТЭК процессы водоподготовки и водоочистки чередуются и базируются на следующих методах очистки воды. Применяемые водоочистные сооружения на предприятиях ТЭК включают сбор, очистку, контроль качества, возврат очищенной воды в водооборотный цикл и сброс отходов на переработку. В энергетических установках, как правило,

используется

вода

специально

разнообразные технологии водоочистки.

101

очищенная.

Существуют

Водоподготовка Внешний источник воды

Водоподготовка

Очищенная вода

Технологический процесспотребитель воды

Сточная вода

Водоочистка Внешний источник воды

Технологический процесс- потребитель воды

Сточная вода

Водоочистка

Очищенная вода

Рис.8.2 Принципиальные схемы водоподготовки и водоочистки Основные методы очистки воды приведены на рис. 8.3

102

Методы очистки воды

Физические

Отстаивание Фильтрация (Процеживание) Выпаривание Дистилляция Охлаждение Кристаллизация Абсорбция Адсорбция Экстракция Центрифугирование Отдув Дегазация Вакуумирование Мембранные технологии

Химические

Коагуляция Флокуляция Ионный обмен Хлорирование Озонирование Окисление Нейтрализация Осаждение Умягчение Осветление Известкование Терморазложение

Биологические

Аэробные Анаэробные

Рис. 8.3 Классификация методов очистки воды В зависимости от вида ЗВ методы очистки воды подразделяют: (1) для очистки от нефти, нефтепродуктов, органических веществ, продуктов нефте- и газохимии, в том числе высокомолекулярных соединений и синтетических поверхностно-активных веществ, используют экстракцию, абсорбцию, адсорбцию, окисление, озонирование, хлорирование, термическое разложение, аэробные и анаэробные методы; (2) для удаления дисперсных и взвешенных частиц, механических примесей

используют

отстаивание,

центрифугирование, коагуляцию;

103

флотацию,

фильтрацию,

(3) для очистки от кислот, щелочей, солей, неорганических веществ, металлов

используют

нейтрализацию,

ионный

обмен,

охлаждение,

выпаривание, дистилляцию, реагентное осаждение, умягчение; (4) для очистки от

газов

и паров используют нагрев, отдув,

вакуумирование. Характеристика методов очистки сточных вод Флотация - физико-химический процесс, заключающийся в создании комплекса частица-пузырек воздуха или газа (пены), всплытия его и удаления пенного слоя. Озонирование - очистка стоков озоном (О3), в результате которой органические ЗВ, растворенные в воде окисляются и превращаются в менее токсичные.

Озонирование

сопровождается

обесцвечиванием

воды,

дезодорированием (устранением запаха), обезвреживанием и стерилизацией (озон вызывает гибель микрофлоры и микрофауны). Поскольку озон является токсичным веществом, то вместо него для окислительной очистки воды все чаще используют перекись водорода (H2O2). Хлорирование - очистка стоков хлором (Cl2), в результате которой органические ЗВ, растворенные в воде, хлорируются и окисляются с образованием

часто

более

токсичных

хлорсодержащих

органических

соединений (например, диоксинов). Хлорированию сопутствует обесцвечивание воды, обезвреживание и стерилизация (озон вызывает гибель микрофлоры и микрофауны). Хлорированная вода в отличие от озонированной, приобретает специфический запах, хорошо известный городским жителям по запаху водопроводной воды весной. В основе обеззараживающего действия хлора лежит реакция образования хлорноватистой кислоты (HClO): Cl2 + H2O ⇒ HCl + HСlO В случае присутствия в воде аммиака непосредственно в процессе очистки наблюдается образование хлорамина (NH2Cl) - стерилизующего и обеззараживающего вещества: 104

Cl2 + NH 3 ⇒ NH2Cl + HCl. Коагуляция - процесс агрегации дисперсных частиц, присутствующих в воде, продуктами гидролиза коагулянта. В качестве коагулянта используют сульфат алюминия - Al2(SO4)3, хлорид железа - FeCl3. При добавлении к сточной воде коагулянта Al2(SO4)3 в результате его гидролиза происходит образование хлопьев гидроксида алюминия Al(OH)3, обладающих развитой поверхностью, которые адсорбируя дисперсные частицы ЗВ, агрегируются и осаждаются: Al2(SO4)3 + 3H 2O ⇔ 2Al(OH)3↓ + 3H2SO4.

Флокуляция - процесс агрегации дисперсных частиц, присутствующих в воде, флокулянтами. В качестве флокулянтов используют высокомолекулярные соединения:

поликремневую

кислоту

(xSiO2⋅yH 2O),

полиакриламид

[-CH 2-СH(CONH2)-]n. При добавлении к сточной воде флокулянта его макромолекулы, адсорбируя дисперсные частицы ЗВ, осаждаются.

105

Наибольшая

степень

очистки

сточной

воды

достигается

при

использовании смеси коагулянта и флокулянта. Осветление воды относится к комплексным методам ее очистки и включает прежде всего реагентные методы, с помощью которых примеси из воды удаляются в виде осадков. Осветление воды проводят следующими методами: флокуляция, коагуляция, известкование (обработка суспензией известкового молока – Са(ОН)2), обработка MgO для удаления H2SiO 3. В результате проведения осветления воды уменьшается ее жесткость и солесодержание, резко снижается концентрация ионов Fe+2 и Fe+3 и кремневой кислоты. Вышеназванные процессы стараются технологически проводить в одном аппарате, называемом осветлителем. Завершается процесс осветления стадией отделения осадка фильтрованием. Умягчение воды – комплексная очистка от соединений кальция и магния, определяющих

жесткость

воды.

Процесс

умягчения

проводят

последовательной обработкой. 1) Ca(OH)2 – для устранения временной жесткости, удаления ионов железа и связывания СО2: Ca(HCO3)2 + Ca(OH)2 ⇒ 2CaCO 3 ↓ + 2H2O Mg(HCO 3)2 + Ca(OH)2 ⇒ 2CaCO3↓ + Mg(OH)2↓ + 2H 2O FeSO 4 + Ca(OH)2 ⇒ Fe(OH)2↓ + CaSO 4↓ CO2 + Ca(OH)2 ⇒ CaCO3↓ + H2O 2) Na2CO3 – для устранения постоянной жесткости: MgSO4 + Na2CO3 ⇒ MgCO3↓ + Na 2SO4 MgCl2 + Na 2CO 3 ⇒ MgCO 3↓ + 2NaCl CaSO4 + Na2CO3 ⇒ CaCO 3↓ + Na2SO4 3) обработка Na3РO4 для количественного осаждения ионов Ca+2 и Mg+2: 3Ca(HCO3)2 + 2Na3PO4 ⇒ Ca3PO4 ↓ + 6NaHCO 3 3MgCl2 + 2Na3PO4 ⇒ Mg3PO4 ↓ + 6NaCl.

106

Ионный обмен проводят с использованием катионитов и анионитов. Катиониты – твердые не растворимые в воде вещества, имеющие

в своем

составе ионы Na+ и/или H +, способные обмениваться на другие катионы, присутствующие в воде. В качестве катионитов используют сульфоуголь, КУ-2 (сульфированный сополимер стирола и дивинилбензола). Аниониты – твердые не растворимые в воде вещества, имеющие в своем составе ионы ОН -, способные обмениваться на анионы, присутствующие в воде. В качестве анионитов, достаточно

часто

используют АВ–17 -

аминометилированный сополимер стирола и дивинилбензола. Обмен ионов Са+2 на Na+ или Н+ по реакции, например, с катионитом КУ-2 в Na+ или H + формах можно представить соответственно следующими уравнениями: 2RNa+ + Ca+2 ⇔ R2Ca+2 + 2Na+ 2RН+ + Ca+2 ⇔ R2Ca+2 + 2Н+ Обмен ионов SO4+2 или Cl- на OН- по реакции с анионитом АВ-17 в ОHформе можно представить следующими уравнениями соответственно: 2RОН- + SO 4-2 ⇔ R2SO 4-2 + 2OHROН- + Cl- ⇔ RCl- + OН-

где R= (

)n для КУ-2

для АБ-17 R1 = N+(Me) 3

R1 Основной

способ

удаления

R 1= SO-3

из

воды

растворенных

. газов

–

вакуумирование. Процесс ведется в вакуумных деаэраторах при давлении 0,070,5 атм (0,007-0,05 МПа).

107

Глава 9 Техника сжигания топлива Сжигание топлив производится с помощью специальных устройств, называемых

горелками,

обеспечивающих

максимально

полное

(количественное) сгорание углеводородного топлива до СО 2 и Н 2О в условиях минимального избытка воздуха при минимальном образовании токсичных продуктов сгорания.

Имеется множество различных горелок для сжигания

газообразного, жидкого и твердого топлива. 9.1. Газовые горелки Горелки классифицируют по: 1) способу подачи воздуха на горение; 2) давлению газа и воздуха; 3) теплоте сгорания топлива; 4) величине факела. Рассмотрим подробнее каждый из пунктов классификации газовых горелок. 1) По способу подачи воздуха газовые горелки бывают с раздельной подачей воздуха и топлива или совместной подачей (в виде топливно-воздушной смеси). Также различают подачу воздуха за счет вынужденной конвекции, свободной конвекция или инжекции. 2) По величине давления газа на входе различают горелки низкого давления < 500 мм водяного столба, среднего давления 500-103 мм вод. ст., высокого давления > 103 мм вод. ст. По величине давления воздуха на входе различают горелки низкого давления < 100 мм водяного столба, среднего давления 100 - 300 мм вод. ст., высокого давления - > 300 мм вод. ст. 3) Теплота сгорания газообразного топлива определяется его теплотворной способностью. 4) Величину факела горелки определяют в относительных единицах - калибрах, представляющих собой отношение длины факела к выходному диаметру (калибру) горелки. По длине факелы горелок бывают 8 типов: беспламенные 108

(факел отсутствует); до 10; 10-16; 16-25; 25-40; 40-63; 63-100; более 100 калибров. Инжекционная горелка и принцип ее работы Раздельную подачу топливного газа и воздуха обеспечивают простейшие лабораторные горелки Бунзена или Теклю. В обеих горелках подача воздуха в зону

горения

осуществляется

путем

инжекции

(всасывания)

воздуха,

возникающей в результате разряжения, создаваемого движущимся потоком (струей) газообразного топлива. Принципиальная схема инжекционной горелки приведена на рис. 9.1

Рис. 9.1 Схема инжекционной горелки 1 – сопло газовое; 2 – регулятор подачи воздуха; 3 - смеситель; 4- насадка; 5– факел Как видно из рис. 9.1 горелка состоит из четырех основных частей: сопла газового, регулятора подачи воздуха, смесителя и насадки. Сопло – это отверстие, через которое газ поступает в горелку. Назначение сопла – подать в горелку определенное количество газа. От диаметра отверстия сопла зависит тепловая нагрузка горелки. Регулятор подачи воздуха предназначен для получения оптимального соотношения топливо/воздух и обеспечения условий количественного сгорания топлива. Смеситель горелки обеспечивает получение однородной топливновоздушной смеси. Смеситель состоит из трех частей. Первая по ходу газа 109

коническая часть называется инжектор, вторая цилиндрическая часть – горлом, третья коническая часть – диффузором. Инжектор

в

сочетании

с

соплом обеспечивает

подачу

воздуха,

необходимого для горения топлива. Разряжение в инжекторе зависит от скорости горючего газа и соотношения диаметров внешнего (Фвнеш., большого) и внутреннего (Фвнут., малого) инжектора. Поток газа, попадая из сопла в инжектор, создает разряжение. В результате чего возникает инжекция (подсос) воздуха, необходимый для горения газообразного топлива. Следует отметить, что назначение

регулятора

воздуха

независимо

от

его

конструкционного

исполнения менять сечение потока газа в инжекторе. Малая конусность инжектора (Фвнеш > Фвнут.) при неизменном потоке газа через сопло вызовет незначительную инжекцию (подачу) воздуха в горелку, большая конусность (Фвнеш >> Фвнут.) – большую инжекцию. В теплотехнике применительно к газовым инжекционным горелкам отношение объемов воздуха к газу, поступающих в горелку, называют коэффициентом инжекции. Например, если поток газа в 1 л/с обеспечивает подачу потока воздуха величиной 5 л/с то говорят, что коэффициент инжекции горелки равен 5. Горло горелки представляет собой цилиндрический участок и служит для выравнивания скоростей потоков газа и воздуха при их смешении. Назначение диффузора - снизить скорость потока газовой смеси и обеспечить условия для завершения процесса ее гомогенизации. В результате чего из насадки выходит однородная топливно-воздушная смесь. Насадка горелки служит для подачи однородной топливно-воздушной смеси в зону горения (факел). Очевидно, что регулировку количества подаваемого в горелку воздуха в принципе можно осуществлять различными путями: (1) – за счет варьирования скорости газовой струи (при фиксированном положении регулятора подачи воздуха; (2) меняя положение регулятора подачи воздуха (при постоянной 110

скорости подачи топливного газа) относительно инжектора; (3) – изменяя геометрические размеры сопла горелки, что вызовет уменьшение или увеличение скорости топливного газа на входе в инжектор; (4) путем изменения геометрических размеров инжектора, что приведет к усилению или ослаблению разряжения, и, в конечном счете, изменит подачу воздуха; (5) сделать подачу воздуха принудительной (напорной). Очевидно, что в случае практической реализации путей (3-5)

получится новая газовая горелка

с другими

конструкционными и мощностными параметрами. 9.2. Методы сжигания топлива Методы сжигания топлива можно классифицировать по: • наличию или отсутствию факела -факельные (инжекционные горелки) и не факельные (каталитические, беспламенные горелки); • сжиганию одного или нескольких различных топлив одновременномонотопливные (сжигают или газ, или мазут) и политопливные, комбинированные (сжигают газ + мазут); • температуре топлива и воздуха- холодные или с подогревом или топлива или воздуха или топливно-воздушной смеси; • полноте использования топлива в процессе сжигания - одноступенчатые и многоступенчатые (когда на каждой ступени сжигания топлива сгорает лишь только его определенная часть). Многоступенчатые методы позволяют обеспечивать полное сжигание топлива при относительно низкой температуре. • избытку воздуха при стехиометрическом расходе воздуха (при малом его избытке) или при большом избытке воздуха. Чем ближе количество воздуха к стехиометрии реакции горения, тем меньше вероятность образования в зоне высоких температур термических оксидов азота (NOx) из N2 и О2 воздуха.

111

Беспламенное горение Беспламенное горение – это горение топливно-воздушной смеси на поверхности раскаленных огнеупорных материалов. Существует множество технологий беспламенного горения. В качестве иллюстрации на рис. 9.2 приведена схема инжекционной беспламенной горелки, у которой сжигание топливно-воздушной смеси происходит в огнеупорном туннеле. Рассмотрим работу беспламенной инжекционной горелки. Пуск горелки начинается с пламенного горения смеси в огнеупорном тоннеле. По мере его разогрева увеличивают скорость подачи горючей смеси так, чтобы она превысила скорость ее горения. Иначе говоря, искусственно создаются условия для

срыва

пламени

горелки,

и

горение

топливно-воздушной

смеси

продолжается далее уже без пламени в сильно нагретом огнеупорном туннеле.

Рис. 9.2 Схема инжекционной беспламенной горелки 1 – сопло газовое; 2 – регулятор подачи воздуха; 3 - смеситель; 4- насадка; 5– огнеупорный туннель Преимущества (+) и недостатки (-) беспламенной горелки по сравнению с обычной: (+) высокое, в расчете на объем туннеля, тепловыделение (тепловое напряжение), достигающее величины около 100 млн. кДж/ч⋅м3, что примерно на 2 порядка превышает тепловое напряжение пламенной горелки;

112

(-) огнеупоры, применяемые для туннеля, должны обладать исключительно высокой термической прочностью, особенно в случае применения топлива с высокой жаропроизводительностью. Каталитическое горение Каталитическое горение топливно-воздушной смеси – это беспламенное горение углеводородного топлива, его глубокое окисление до СО2 и Н2О в присутствии катализаторов. Обычно для этой цели используют гетерогенные катализаторы, устойчивые при высокой температуре. Катализаторы – вещества, изменяющие скорость химической реакции и не входящие в ее стехиометрическое уравнение. В процессах сжигания топлива наиболее часто используют 2 группы катализаторов: 1) металлы, в качестве которых применяют Pt и Pd; 2) оксиды металлов – Cr2O 3, Fe2O 3, CuO. В присутствии катализаторов первой группы процесс горения проводят при температуре 150-250оС, на катализаторах второй группы – при температуре 300-500оС. Преимущества каталитического беспламенного горения – сравнительно низкие температуры и практически количественное (полное) сжигание топлива без избытка воздуха в топливно-воздушной смеси. В качестве недостатков следует отметить достаточно высокую стоимость катализаторов на основе металлов платиновой группы, а также необходимость тщательной подготовки топлива, включая предварительную очистку топлива от соединений, снижающих эффективность каталитических нагревателей. На рис. 9.3 приведена схема каталитического нагревателя, работающего на газе. Газ из баллона поступает через редуктор в камеру каталитического нагревателя. Сгорание газа происходит без пламени в слое катализатора на воздухе.

Температура

каталитического 113

горения

определяется

типом

катализатора и теплотворной способностью газообразного топлива и обычно составляет около 400оС. Производительность по теплу (тепловая нагрузка) такого

нагревателя

определяется

конструкционными

особенностями

и

составляет, как правило, (12-15)⋅103 кДж/ч. Каталитические газовые нагреватели предназначены для обогрева фонтанной, регулирующей и запорной арматуры газовых промыслов, приборов автоматики и КИП (контрольно-измерительных приборов). Широкое распространение каталитические нагреватели на жидком органическом топливе получили в качестве индивидуальных безопасных карманных печек для нефтяников, газовиков, геологов, разработчиков, буровиков.

Рис. 9.3 Схема каталитического нагревателя 1- баллон с газом, 2- редуктор, 3-каталитический нагреватель, 4-катализатор

114

Глава 10 Эффективность использования топлива 10.1. Теплоутилизационное оборудование энергетических установок Основными потребителями углеводородного топлива в виде природного газа и мазута на предприятии являются технологические печи. Работа такой печи характеризуется несколькими показателями. В качестве показателей используют коэффициент полезного действия печи (КПД) и коэффициент использования топлива (КИТ). Как правило, КИТ составляет 80-90%, в то время как КПД обычно не превышает 50%. Высокое значение КИТ обусловлено тем, что технология сжигания топлива, применяемая в современных топках, обеспечивает практически количественное его сгорание. В то же время большие потери тепла с уходящими дымовыми газами (50-70%) и через стенки камеры сгорания (10%) ответственны за низкое значение КПД печи в целом. Как известно, при сжигании топлива образуются продукты сгорания с высокой температурой. При этом часто в непосредственной близости от печи источника тепла - возникает задача нагрева некоторых веществ или продуктов. Для

решения

возникшей

задачи

представляется

вполне

естественным

использовать теплоту продуктов сгорания. С целью повышения эффективности использования топлива за счет утилизации

тепла

продуктов

его

сгорания

широкое

применение

в

промышленности получили различные типы теплоутилизационных аппаратов и установок. Ими снабжены практически все современные модели паровых и водонагревательных котлов. Классиификация теплоутилизационных установок Теплоутилизационные установки различают по потребителю тепла, способу его передачи и по виду.

115

Отметим,

что

существует

огромное

множество

конструкций

теплоутилизационных установок. Рассмотрим их классификацию. По потребителю тепла ♦ самой печью, за счет возврата части тепла для нагрева поступающей топливно-воздушной смеси; ♦ за счет других потребителей. По способу передачи тепла ♦ путем теплопередачи через стенку; ♦ с использованием специальных теплоносителей или агентов; ♦ непосредственной теплоотдачей при соприкосновении горячих и холодных потоков; ♦ комбинированный (одновременно включает несколько способов). По видам ♦ регенераторы; ♦ котлы-утилизаторы; ♦ теплообменники; ♦ контактные экономайзеры; ♦ тепловые насосы. Рассмотрим более

подробно классификацию теплоутилизационных

аппаратов по способу передачи тепла. (1) Часто при решении задачи утилизации тепла потоков путем передачи тепла от одного потока к другому по технологии не допускается смешение нагревающего

и

нагреваемого

потоков

газов

или

жидкостей,

из-за

возможности, например, их химического взаимодействия. В этом случае теплопередачу между потоками осуществляют через стенку при помощи специальных аппаратов, называемых теплообменниками. (2) Иногда теплопередача от одного технологического потока к другому через стенку невозможна по каким-то причинам. Под этот случай подпадают следующие технологические потоки: имеющие слишком большую разность температур, нагреваемый поток имеет низкую термическую устойчивость, 116

высокую агрессивность. Преодолеть возникающие трудности можно, разделяя потоки специальным тепловым агентом (теплоноситель), который обладает достаточной термоустойчивостью и/или химической активностью. Недостатком такого способа теплопередачи является появление дополнительных потерь тепла за счет использования 2-х разделительных стенок по схеме: нагревающий поток – стенка – теплоноситель – стенка – нагреваемый поток. (3) Непосредственная теплопередача при соприкосновении горячего и холодного

потоков

используется

либо

в

случае

образования

легко

отделяющихся гетерогенных систем, например, газ - твердое тело, газжидкость, либо когда по техническим и прочим условиям и требованиям допускается смешивать жидкость с жидкостью или газ с газом. Регенератор – это технологический аппарат, предназначенный для нагрева воздуха и представляющий собой камеру, футерованную огнеупорным материалом и заполненную огнеупорной керамической насадкой. Принцип работы: в регенератор попеременно подают либо дымовые газы, либо воздух. Горячие дымовые газы нагревают насадку и стенки регенератора, которые отдают тепло поступающему холодному воздуху. С целью обеспечения непрерывности процесса регенераторы используют парами: один – на нагрев, другой – на охлаждение. Котел-утилизатор предназначен для утилизации тепла путем нагрева воды и выработки водяного пара. Конкретный пример использования котлаутилизатора будет рассмотрен в главе 12. Теплообменник – это технологический аппарат для утилизации тепла газов за счет теплопередачи его через стенку газообразному или жидкому теплоносителю. Эти аппараты широко распространены на предприятиях ТЭК. С

использованием

теплообменников

осуществляют

следующие

технологические процессы: нагрев - охлаждение, испарение – конденсация, плавление – кристаллизация. Поток вещества, используемый в теплообменнике для нагрева, называется теплоносителем, а для охлаждения – хладоагентом.

117

Наиболее часто в качестве теплоносителя используют продукты сгорания углеводородного топлива или водяной пар, а в качестве хладоагента – воду. Отличие теплообменника от котла-утилизатора состоит в том, что при работе теплообменника с водой в качестве хладоагента отсутствует фазовый переход вода - водяной пар. Некоторые теплообменные аппараты исторически имеют собственные названия: теплообменник, встроенный внутрь технологической печи, называют рекуператором; теплообменник для нагрева воздуха – калорифером. Наиболее распространенные схемы утилизации тепла с помощью теплообменников приведены на рис. 10.1. Контактный экономайзер – это технологический аппарат, который служит для утилизации тепла продуктов сгорания топлива в результате непосредственного (прямого) контакта их с водой. Схема контактного водяного экономайзера приведена на рис.10.2, из которой видно, что горячие продукты сгорания (ПС) орошаются холодной специально подготовленной водой, не содержащей СО2. Для улучшения теплообмена при контакте ПС с водой его проводят на специальной насадке, например, кольцах Рашига. В результате работы экономайзера тепло отходящих продуктов сгорания отбирается потоком воды. Дополнительное количество тепла утилизируют за счет протекания конденсации паров воды, содержащихся в продуктах сгорания углеводородного топлива. На выходе из экономайзера нагретая вода в теплообменнике отдает свое тепло теплоносителю (Т). При этом коэффициент использования топлива в системе котел-экономайзер по сравнению с котлом возрастает на 10-15%. При утилизации продуктов сгорания, образующихся при сжигании 1 м3 метана в экономайзере, удается получить около 1,6 кг водяного конденсата. По своим физико-химическим характеристикам конденсат представляет собой синтетическую воду, не содержащую растворенные соли. Например, в котельной

ООО

«Оренбурггазпром»

дымовые

газы

от

трех

котлов

направляются в контактный экономайзер, который служит для нагрева 50 т/ч

118

воды с 25 до 75оС. При этом удается сконденсировать из дымовых газов около 70% синтетической воды – продукта реакции горения природного газа. Расчетная экономия теплоты составляет около 5000 (5⋅1012) ГДж, что эквивалентно теплоте сгорания 1,5 млн. м3 природного газа. Таким образом, работа контактных экономайзеров осуществляется на синтетической воде, что дает дополнительный экономический эффект за счет экономии затрат на проведение водоподготовительных работ (обессоливание, умягчение и т.д.). Преимущество экономайзера в сравнении с теплообменником состоит в более высоком КПД, поскольку помимо тепла газообразных продуктов сгорания в нем используется теплота фазового перехода водяной пар-вода. Основный недостаток экономайзера - получаемая горячая вода содержит значительное количество растворенных продуктов сгорания топлива, прежде всего СО 2, а также воздуха и некоторых других (NOx, SO 2). Поэтому горячую воду из экономайзера перед использованием в сетях горячего водоснабжения требуется дегазировать. Тепловой насос – это теплоутилизационный аппарат, использующий теплоту фазового перехода пар-жидкость (например, водяной пар – вода). Рассмотрим работу простейшего теплового насоса, представленного на рис.10.3. Тепловой насос (ТН) представляет собой конструкцию типа «труба в трубе» и состоит из корпуса 1, внутри которого имеется стакан 2. Расстояние между стенкой корпуса и стенкой стакана должно обеспечивать сток конденсата.

119

Рис. 10.1 Схемы применения теплообменника Н – наружный теплообменник, В – внутренний теплообменник - продукты сгорания (теплоноситель), 120

- вода (хладоагент)

Рис. 10.2 Схема контактного экономайзера 1 – контактный экономайзер; 2- горячие ПС из топки; 3- охлажденные ПС; 4- горячая В; 5- холодная В из теплообменника; 6- теплообменник противоточного типа «труба в трубе»; 7-циркуляционный водяной насос; ПС- продукты сгорания топлива; В-вода; Т-теплоноситель. Насос герметично закрыт и внутри него находится вода при давлении, существенно меньше атмосферного (в вакууме). При нагреве дна насоса пары

Рис.10. 3 Схема теплового насоса 1 – корпус насоса; 2 – внутренний стакан вода; пар. 121

воды поднимаются вверх по центральной части стакана и переносят определенную порцию тепла. Достигнув холодной зоны, пары конденсируются, и образующаяся вода под действием гравитационных сил стекает на дно насоса, большей частью по зазору между корпусом и стаканом. Очевидно, что количество тепла, перекаченного снизу вверх тепловым насосом определяется теплотой фазового перехода вода - водяной пар (∆Hф.п. ≈ 9,6 ккал/моль). Необходимым условием эффективной и устойчивой работы насоса является его вертикальное положение, благодаря которому обеспечивается возврат воды в зону нагрева. Коэффициент теплоотдачи Процессы передачи тепла через стенку, особенно в тех случаях, когда трудно определить поверхность теплообмена, а движение теплоносителя и/или хладоагента

имеет

турбулентный

характер,

не

всегда

поддаются

аналитическому расчету по формуле КТ⋅FТО⋅∆Т. Поэтому для процессов теплопередачи вводят коэффициент теплоотдачи (α), ккал/м2⋅ч⋅оС Q = α⋅∆T , где Q – тепловой поток, т.е. количество тепла передаваемое через единицу поверхности в единицу времени, ккал/м2⋅ч; ∆Т – разность температур теплоносителя и хладоагента через стенку теплообменника, оС. По этой формуле расчет теплового потока сводится к определению коэффициента

теплоотдачи,

который,

в

свою

очередь,

определяется

экспериментально или с помощью методов теории подобия для каждого типа теплообменника.

122

Вторичные тепловые энергоресурсы До сих пор, говоря об энергетическом ресурсе, понимали под ним природный

невозобновляемый

энергетический

ресурс,

образованный

в

результате земных геологических процессов. Типичными представителями первичного

углеводородного

энергоресурса

являются

нефть,

газовый

конденсат, природный газ и некоторые другие. Под вторичным энергетическим ресурсом понимают энергетический ресурс, получающийся в качестве побочного продукта и/или отхода в тепловом технологическом процессе и который может быть использован повторно внутри и/или вне данного технологического процесса. К числу вторичных энергетических ресурсов следует отнести: дымовые газы, отработанный водяной пар, газы НПЗ и другие. На рис. 10.4 приведена схема использования вторичных тепловых ресурсов, а в табл. 10.1 – состав и теплота сгорания газов НПЗ. Типичные примеры энергосберегающих технологий и установок для рис. 10.4: (1) - синтез аммиака; (2) - сушка, выпаривание; (3) - тепличное хозяйство; (4) - отопление, кондиционирование воздуха, горячее водоснабжение. 10.2. Пирамида тепловой энергии Схему утилизации тепла удобно рассмотреть, используя пирамиду тепловой

энергии.

Основные

потери

тепла

в

нагревательных

печах,

газотурбинных установках и других технологических аппаратах и агрегатах вызваны потерями с уходящими газами, температура которых находится в интервале 200-1400оС. Один из эффективных энергосберегающих подходов состоит в полезном использовании тепла дымовых газов в энерготехнологических комплексах,

которые

представляют

собой

последовательность

технологических аппаратов и процессов, проводимых при различных температурных режимах.

123

Источники вторичных тепловых энергоресурсов

Трубчатая печь

Газотурбинная установка

Водогрейный паровой котел

Технологический аппарат

Энергосберегающие установки и технологии

Выработка электроэнергии (1)

Технологические процессы (2)

Агропромышленный комплекс (3)

Коммунальнобытовое хозяйство (4)

Рис. 10.4 Схема использования тепловых вторичных ресурсов Применяют технологи-ческих

технологические аппаратов),

которые

схемы

(последовательность

обеспечивают

постадийную

утилизацию тепла дымовых газов. Схема позволяет ступенчато снижать температуру продуктов сгорания углеводородного топлива с высокой (выше 550оС) ⇒ до средней температуры (550-150оС) ⇒ и в конечном итоге до температуры ниже 150оС. На рис. 10.5 приведена пирамидальная 4-х стадийная схема утилизации тепла. Схема утилизации тепла дымовых газов предусматривает ступенчатое уменьшение их теплосодержания за счет постадийного вовлечения тепла этих газов в разнообразные теплообменные процессы. Утилизация тепловой энергии дымовых газов происходит по следующей схеме: источник тепла (ИТ) ⇒ теплообменник (ТО) ⇒ потребитель тепла (ПТ). Естественно теплообмен неизбежно сопряжен с определенными тепловыми потерями (ТП), которые в свою очередь зависят от многих факторов.

124

Таблица10.1 Состав и теплота сгорания газов НПЗ Газ

Теплота

установки

Состав газа, % об.

сгорания, МДж/м3

СН 4

С2Н6

С3Н8

∑С4Н10

∑С5Н12

Н2

H2S

АВТ-6

3

19

41

13

18

6

0,02

82

Риформинга

4

26

37

18

2

13

0,002

77

Гидроочистки 19

6

1

0,1

72

0,8

20

16

7

1

57

1,2

33

Факела

14

0,4 3

Под рис. 10.5 подпадает следующая вполне реальная схема утилизации тепла. I Стадия Топочные дымовые газы из печи беспламенного горения (ИТ-I) поступают в трубчатый теплообменник (ТО-I), где часть тепла дымовых газов расходуется, например, на нагрев топливно-воздушной смеси на входе в печь беспламенного

горения

(ПТ-I).

Утилизация

тепла

дымовых

газов

сопровождается теплопотерями (ТП-I). II Стадия Не использованное на I-ой стадии тепло дымовых газов (ИТ-II) используют в котле-утилизаторе (ТО-II), в котором часть тепла дымовых газов идет на выработку перегретого водяного пара (ПТ-II). Утилизация тепла дымовых газов сопровождается теплопотерями (ТП-II). III Cтадия После II-ой стадии еще сравнительно горячие дымовые газы с остаточным теплом (ИТ-III) направляют в контактный экономайзер (ТО-III), в котором тепло дымовых газов частично затрачивается на выработку горячей 125

воды для теплосети (ПТ-III). Утилизация тепла дымовых газов сопровождается теплопотерями (ТП-III). IV Стадия Оставшееся после III-й стадии тепло охлажденных продуктов сгорания углеводородного топлива (ИТ-IV) полностью утилизируют, например, в контактном воздухонагревателе для подогрева газовой атмосферы теплицы. Содержащийся в дымовых газах СО2 служит подкормкой тепличных растений.

ИТ-1

Рис.10.5 Пирамида утилизации тепла ИТ – источник тепла, ТО – теплообменник, ТП – тепловые потери, ПТ – потребитель тепла

126

10.3. Утилизация СО2 Зеленые растения являются основными производителями на Земле органического вещества. По реакции фотосинтеза из воды и углекислого газа на солнечном свету в присутствии хлорофилла идет непрерывный синтез углеводов и кислорода. Реакция фотосинтеза обратима и имеет вид:

n H2O + n CO2

hv , хлорофилл

(CH2O) n +

n O2

Она показывает, что растения, как и любые живые существа, дышат. Днем зеленые растения поглощают СО2 и выделяют О 2, а ночью наоборот поглощают О 2 и выделяют в атмосферу СО2. Хлорофилл (chlorophyl) с химической формулой С55Н72O5N4Mg является природным катализатором фотосинтеза и зеленым пигментом, который содержат зеленые листья растений. Кинетика фотосинтеза Как известно, увеличение концентрации СО 2 в атмосфере связывают с увеличением объемов сжигания ископаемого топлива (угля, газа, нефти, газового конденсата, продуктов нефтегазопереработки). Различные модели, позволяющие экстраполировать концентрацию СО2 в атмосфере на XXI век, прогнозируют ее быстрое увеличение. Однако часто такие модели не учитывают протекание реакции фотосинтеза. Отметим,

что

существует

пороговое

значение

концентрации

СО2 ≤ 0,009%, при которой большинство современных растений не ведет фотосинтез. Иначе говоря для нормальной физиологии растений атмосфера Земли всегда должна содержать некоторое количество СО2. Оценим возможности фотосинтезе в регулировании концентрации СО2 в атмосфере. Согласно первому постулату химической кинетики скорость реакции фотосинтеза (Wф) равна: 127

WФ = k [CO2] [H 2O] [Cat]

(10.1)

где k - константа скорости фотосинтеза; [CO 2] и [H2O] - концентрации соответственно СО2 и Н2О; [Cat] - концентрация катализатора фотосинтеза (хлорофилла) Предположим, что количество воды и зеленых растений в биосфере не изменяется. Иначе говоря [H2O] ≈ const и [Cat] ≈ const. Это предположение имеет смысл с точностью примерно ± 10%. Как результат техногенного воздействия на биосферу отмечают незначительный рост уровня Мирового океана, т.е. [H 2O] ≈ const, и уменьшение зеленых растений суши. На долю «сухопутных» растений, как известно, приходится около 10% всей земной флоры. Остальные 90% составляют зеленые растения (фитопланктон) Мирового

океана,

количество

которых

не

меняется,

следовательно

концентрация хлорофилла остается практически постоянной ([Cat] ≈ const). Тогда уравнение для скорости фотосинтеза примет вид: WФ = k* [CO2]

(10.2)

где k* = k[H2O][Cat] кажущаяся константа скорости фотосинтеза Из (10.2) видно, что при постоянной температуре скорость фотосинтеза пропорциональна концентрации СО2. То есть рост концентрации СО 2 в атмосфере приводит к увеличению его расхода на фотосинтез. Из

приведенной

искусственного

кинетики

увеличения

фотосинтеза

скорости

видна

фотосинтеза

роль и

СО 2

для

снижения

его

концентрации в атмосфере. Метод ускорения фотосинтеза в регулируемой газовой среде за счет увеличения в ней концентрации СО 2 нашел применение в тепличном сельском хозяйстве для повышения урожая овощей, фруктов и цветов. Например, подкормка растений может осуществляться продуктами сгорания углеводородных топлив, содержащих значительное количество СО2, которые специально добавляют в ограниченный объем воздушной среды теплицы.

128

Глава 11 Основы ресурсо-энергосберегающих технологий в газопереработке и газохимии 11.1. Принципы ресурсо-энергосберегающих технологий углеводородного сырья Углеводородное сырье примерно на 95% используется как топливо. Поэтому для углеводородного сырья понятия энерго- и ресурсосбережение практически тождественны по содержанию. 1-й Принцип: полное сгорание топлива. Принцип первый отражает следующие элементы технологии ресурсо- и энергосбережения: количественность сжигания топлива, т.е. чтобы топливо сгорало на ≈ 100% (с учетом термодинамического контроля реакции горения) в соответствии адиабатичность

со

стехиометрическим

сжигания

топлива,

т.е.

уравнением чтобы

вся

реакции

горения;

тепловая

энергия,

выделяющаяся в реакции горения топлива, без потерь, пошла на нагрев продуктов его сгорания. 2-й Принцип: полная утилизация тепла продуктов сгорания топлива. Следование второму принципу означает обеспечение эффективных теплообмена и теплопередачи (без теплопотерь через стенку) на всех ступенях (этапах) передачи тепловой энергии от продуктов сгорания топлива к теплоносителю (хладоагенту). Для практической теплоэнергетики это означает выравнивание температуры продуктов сгорания с температурой окружающей среды. 3-й Принцип: экологически чистая утилизация продуктов сгорания. Существо третьего принципа в том, чтобы за счет использования эффективных, комплексных технологий защиты атмосферы, гидросферы и литосферы достигнуть:

129

(*) максимального превращения высокотоксичных продуктов сгорания углеводородного топлива в мало- или нетоксичные вещества (СО2, Н2О, N2, и другие) по следующим направлениям: СО ⇒ СО2; NОx (N2O, NO, NO 2 ) ⇒ N2; SO 2 (SO3, H2S) ⇒ S (CaSO4, Н2О); CnHm (ПАУ) ⇒ CO2, H 2O; C (сажа) ⇒ CO2 ; зола (V2O 5) ⇒ V (нетоксичные шлаки, шламы); (**) минимизации ущерба для окружающей среды путем квалифицированной и эффективной переработки, ассимиляции, рассеивания и захоронения мало- или нетоксичных веществ. 11.2. Энергосберегающие технологии Одним

из

стратегических

путей

повышения

эффективности

использования углеводородного топлива в энергетике и промышленности является разработка комплексных энерготехнологических установок. Цель

создания

теплоэнергетических

таких процессов

установок с

–

эффективная

промышленными

комбинация

технологическими

процессами на основе углеводородного сырья. В энерготехнологических установках одновременно с энергетическими процессами, такими, как сжигание топлива, преобразования теплоты продуктов сгорания в работу или электрическую энергию, осуществляются процессы пиролиза, коксования, получения синтез-газа и др. Из сказанного видно, что назначение энерготехнологических установок – эффективное, комплексное использование углеводородного топлива, с одной стороны, как источника тепловой и других видов энергии, а с другой – как 130

сырья для нефте- и газохимической промышленности и других отраслей при безусловном соблюдении требований защиты окружающей среды. Энерготехнологические установки обычно классифицируют по виду топлива на установки, использующие ископаемое органическое (в частности, углеводородное топливо) и установки, работающие на ядерном горючем (U 235, U238). Энерготехнологические установки, использующие теплоту реакции сгорания углеводородного топлива Примерами энерготехнологических установок, работающих за счет теплоты сгорания углеводородного топлива служат: (*) установки переработки природного

сероводородсодержащего

газового

конденсата

на

ООО «Оренбурггазпром» и ООО «Астраханьгазпром» с целью получения газовой серы (жидкой, комовой, гранулированной), смеси пропана и бутанов (СПБТ), стабильного газового конденсата и других; (*) установки пиролиза углеводородного

сырья,

например,

на

ОАО

«Нижнекамскнефтехим»,

ООО «Ставролен» и других с целью получения ценных полупродуктов нефте- и газохимии: этилена, пропилена, бензола. На рис. 11.1 приведена принципиальная энерготехнологическая схема переработки H2S-содержащего природного газового конденсата. В первом приближении тепловой баланс схемы складывается следующим образом: стадии

тепловыделения

–

сжигание

топливного

газа

(+∆Q1),

стадии

теплопоглощения – установка стабилизации газового конденсата (-∆Q 2) с получением «кислого сырого» газа, ШФЛУ – широкой фракции легких углеводородов и стабильного конденсата. Переработка (-∆Q3) «кислого, сырого газа» с получение топливного газа и H2S, переработка ШФЛУ с получением пропана, бутанов или СПБТ – смесь пропана и бутана технических (на схеме не показана), переработка стабильного конденсата с получением бензина, дизельного и котельного топлива (на схеме не показано).

131

Рис. 11.1 Энерготехнологическая схема переработки сероводородсодержащего нестабильного природного газового конденсата Из сероводорода в процессе Клауса (-∆Q3) получают серу. При переработке природного газового конденсата утилизируют следующие потоки тепла: тепло дымовых газов, тепло продуктов процесса Клауса, тепло, выделяемое в колоннах конденсации продуктов. На рис. 11.2 приведена принципиальная энерготехнологическая схема пиролиза углеводородов. Приближенно, в самом общем виде тепловой баланс схемы выглядит следующим образом: стадии тепловыделения – сжигание топливного газа (+∆Q 1) и котельного топлива (+∆Q2) , стадии теплопоглощения – пиролиз углеводородов (-∆Q 3) и ректификация продуктов пиролиза (-∆Q 4) с получением этилена, пропилена, бензола, компонента котельного топлива. 132

Рис. 11.2 Энерготехнологическая схема установки пиролиза углеводородов На установках пиролиза утилизируют следующие потоки тепла: тепло дымовых газов, тепло продуктов пиролиза, тепло, выделяющееся в колоннах конденсации продуктов. Например, тепла пирогаза и дымовых газов достаточно для получения пара высокого, среднего и низкого давления, расходуемого на установке пиролиза. Энергоресурсы предприятия Энергоресурсы

предприятия

имеют

следующие

основные

характеристики: § природный газ, при сжигании 1000 м3 газа выделяется 8,1 Гкал тепла, (при сжигании 1 т мазута – 9,6 Гкал); § электроэнергия,

для

электродвигателей

мощностью

до

250

кВт:

трехфазный ток 380 В 50 Гц, для электродвигателей мощностью свыше 250 кВт: трехфазный ток 6000 В 50 Гц;

133

§ пар (тепло), низкого давления: давление 5 ата, температура 175оС, низкого давления: давление 5 ата, температура 175оС, среднего давления: давление 11 ата, температура 240оС; § холод (температура –5оС); § вода оборотная (технологическая), температур не выше 28оС, рН 6,8-7,1, SiO 2 не более 0,1 ppm, проводимость 10-18 мкСименс/см; § вода обессоленная (химочищенная), провдимость не выше 3 мкСименс/см; § вода захоложенная с температурой не выше 10оС; § воздух технологический (сжатый), давление 5 ата; § воздух КИП и А, точка росы не выше – 40оС, без масла, давление 5 ата; § азот, содержание N2 не менее 99,6% об., О 2 не более 0,2% об., точка росы не выше –50оС, давление 6-8 ата. В табл. 11.1 приведены расходы энергоресурсов на выработку 1 т этилена на установке пиролиза ЭП-300.

134

Таблица 11.1 Расход энергоресурсов на выработку 1 т этилена на ЭП-300 №

Энергоресурс

п/п

1

Единица

Количество

измерения

Газ

Коэффициент пересчета

Количество в энергоресурса,

Гкал

Гкал

Тыс. м3

0.20-0,36

8,001)

1,60-2,88

0,23-0,25

1,00

0,23-0.25

2,902)

0,41-0,64

природный со стороны 2

Пар

Гкал

3

Электро-

Тыс. кВтч 0,18-0,28

энергия 4

Вода

Тыс. м3

0.36-0,43

-

Тыс. м3

0,00-1,45

-

оборотная 5

Вода химочищен-

∑ (п/п 4-7) 0,38-0,46

ная 6

Воздух

Тыс. м3

0,07-0,20

-

0,02-0,06

-

сжатый 7

Азот

Тыс. м3

8

∑ Энерго-

Гкал

2,62-4,23

ресурсов3) 1) С учетом КПД трансформации 0,95; теплота сгорания природного газа принята 8,4⋅10 3 ккал/м3. 2) С учетом КПД трансформации тепловой в электрическую энергию 0,35. 3) Без учета метан - водородной фракции пиролиза на топливо. Из табл. 11.1 видно, что на установках ЭП-300 расход стандартного нефтезаводского топлива (SRF – standard refinery fuel) с теплотворностью 9,6 Гкал/т составляет 0,27-0,44 т, а с учетом метан – водородной фракции 1,05-1,30 т в расчете на 1 т этилена.

135

Энерготехнологические установки, использующие теплоту реакции синтеза аммиака Как известно тепло может выделяться не только в реакциях горения углеводородов.

Примером

весьма

эффективной

энерготехнологической

системы является синтез аммиака из азота и водорода. Рассмотрим на примере промышленного процесса синтеза аммиака принципы создания энерготехнологических схем, для чего представим основные материальные потоки процесса синтеза аммиака следующей схемой (рис. 11.3).

Рис.11. 3 Схема материальных потоков процесса синтеза NH3 Схема аммиачного производства конверсией природного газа (метана) включает следующие основные технологические стадии (некоторые стадии опущены): ♦ очистка природного газа от S-содержащих соединений; ♦ конверсия метана (частично) водяным паром: СН 4 + Н2О ⇔ СО + 3Н 2 - ∆Q

136

Реакция эндотермическая проводится при температуре ≈ 800 оС, давлении 3,5 МПа, катализатор Ni/Al2O 3; ♦ Частичная конверсия метана кислородом воздуха: СН4 + ½О 2 + nN2 ⇒ СО + 2Н 2 + nN2 + Q Реакция экзотермическая проводится при температуре ≈ 1100 оС, давлении 3,5 МПа, катализатор Ni/Al2O3; ♦ Конверсия СО водяным паром СО + Н2О ⇔ СО 2 + Н 2 +Q Реакция экзотермическая проводится в 2 ступени: на 1-ой ступени температура ≈ 450оС, катализатор Fe3O4 -Cr2O 3; на 2-ой ступени температура ≈ 220оС, катализатор ZnO-CuO; ♦ Выделение

из

газа

СО2

(очистка

от

СО2)

водным

раствором

моноэтаноламина (МЭА) при температуре ≈ 50оС и давлении ≈ 3 МПа HOC2H4NH2 + CO 2↑ + H2O ⇒ HOC2H4NH3HCO 3 +Q; ♦ Регенерация МЭА нагреванием его отработанного раствора при температуре ≈110оС HOC2H 4NH 3HCO3 ⇒ HOC2H4NH2 + CO 2↑ + H2O -Q; ♦ Очистка азотоводородной смеси от «следовых» количеств СО и СО 2 до суммарного содержания оксидов углерода (∑[CO,CO 2] ≤ 5 ppm с помощью реакции «метанирования» при температуре ≈ 300оС в присутствии Ni/Al2O 3 СО + 3H 2 ⇔ H2O + CH 4 +Q CO2 + 4H2 ⇔ 2H2O + CH4 +Q; ♦ Компрессия смеси N2 + 3H 2 до давления 30 МПа. ♦ Синтез аммиака при температуре ≈ 500оС, давлении 30 МПа в присутствии восстановленного железного промотированного плавленого катализатора 3Н2 + N2 ⇔ 2NH3 +Q; ♦ Конденсация и охлаждение аммиака до температуры ≈ - 35оС с целью обеспечения его хранения в жидком виде при давлении ≈ 0.2 МПа.

137

На рис. 11.4 приведена энерготехнологическая схема процесса синтеза аммиака. Паровая конверсия метана осуществляется в трубчатом конверторе 1 при температуре ≈1100оС. Для ее обеспечения трубчатка конвертора обогревается теплом от сжигания природного газа. Дымовые газы имеют температуру ≈1400оС. В конвекционной камере конвертора расположены теплообменники для нагрева исходного сырья (метана), водяного пара для конверсии метана, воздуха для получения топливно-воздушной смеси. Отдав часть тепла, горячие дымовые газы направляются в котелутилизатор (К) для получения пара, который затем направляется в паровую турбину 6, установленную на одном валу с турбокомпрессором 5. Такая

технологическая

связка

паровой

турбины

и

компрессора

представляет наглядный пример выработки механической энергии за счет тепла реакции, что в конечном итоге приводит к существенной экономии энергии на сжатие азотоводородной смеси. Продукты

реакции

конверсии

метана

(Н2,

СО,

СН4),

имеющие

температуру около 800оС, направляются в паровоздушный конвертор метана 2, на выходе из которого получается смесь (N2, Н2, СО, СО2), а затем в котелутилизатор (К), где получается насыщенный водяной пар. Этот пар перегревается в конвекционной камере трубчатого конвертора и расходуется на конверсию метана. Охлажденная до температуры 450оС смесь N2, Н2, СО и СО2 поступает в 2-х ступенчатый конвертор 3, где СО превращается в СО2, а затем в абсорбер 4, где СО2 поглощается водным раствором моноэтаноламина. Очищенная от оксидов углерода азотоводородная смесь дожимается компрессором 5 до давления 30 МПа и поступает в колонну синтеза аммиака 7. Аммиак из колонны синтеза вместе с непрореагировавшей азотоводородной смесью последовательно охлаждается в котле утилизаторе (К) и других теплообменниках-холодильниках (на схеме не показаны). Сжиженный NH3 складируется в изотермический резервуар 8.

138

Рис. 11.4 Энерготехнологичекая схема синтеза NH3 1 – реактор паровой конверсии метана; 2 – паровоздушный конвертор СН 4;3 – конвертор СО; 4 – абсорбер СО2; 5 – компрессор; 6 – паровая турбина; 7 – колонна синтеза NH3; 8 – изотермический резервуар для NH3. ( - дымовые газы, К- котел-утилизатор, П – водяной пар,) В – водух, Т – топливо, МЭА –моноэтаноламин Более половины всего вырабатываемого в РФ аммиака (12 млн.т/г) получают на энерготехнологических агрегатах мощностью 450 тыс.т/год, что составляет 1360 т или около одного ж.д. состава в сутки. Производство аммиака отличается большой энергоемкостью. Рассматриваемый агрегат расходует около 1,2 т условного топлива (у.т.) или около 1000 м3 метана, или около 8,4 Гкал на 1 т NH3. Поэтому разработка аммиачного агрегата со сниженным потреблением энергии является актуальной. Энерготехнологические агрегаты 1360 т/сут характеризуются наличием многочисленных материальных и энергетических потоков. Такой агрегат содержит 24 аппарата, преобразующих 25 материальных потоков, и 94 139

аппарата, преобразующих 115 энергетических потоков, 5 каталитических реакторов с 8 различными катализаторами, 11 основных рециркуляционных потоков сырья и продуктов реакций. Агрегат обеспечивает практически полную рекуперацию тепла всех экзотермических реакций. В процессе синтеза аммиака получается водяной пар с параметрами (давление 10 МПа, температура ≈ 500 оС), что позволяет полностью удовлетворять потребности производства NH3 в технологическом паре и механической энергии, расходуемой на привод компрессоров и насосов. Попробуем оценить эффективность экспорта российского природного газа в Турцию в рамках проекта «Голубой поток». По газопроводу «Голубой поток», протяженностью 2312 км от г. Изобильное (Ставропольский край) до г.Самсун (Турция) с 2001 г. начаты поставки природного газа, которые к 2010 г. достигнут 16 млрд м3/год. Если при транспортировке газа в Турцию принять цену за природный газ около на уровне 100$ США за 1000 м3, то расчетная маржинальная прибыль (при условии платежеспособного спроса на газ в Турции) после возврата инвестиций в строительство газопровода составит около 20$ за 1000м3. Вероятной альтернативой транспорта природного газа в Турцию могли бы стать газохимические проекты переработки природного газа в продукты более высокой потребительской ценности, например, аммиак. Оценим эффективность двух сценариев реализации газа: 1-й - газ используется для производства аммиака; 2-й - для экспорта в Турцию. Цена аммиака на рынке европейских стран по мировым котировкам ICISLOR (Independent Commodities Information Servies) в течение 2004 г. не опускалась ниже 130$/т. Поэтому, маржинальная прибыль при продаже аммиака может составить ≈ 50 $/т, т.е. в 2,5 раза выше, чем при продаже природного газа.

140

Принимая во внимание имеющуюся разницу между внутренними и экспортными ценами на природный газ, составляющую в 2004 г 50-70$/1000м3, нетрудно видеть, что, перерабатывая природный газ в NH3, можно было бы выручить около 100$ в расчете 1000 м3 переработанного природного газа. В расчете на год при благоприятной конъюнктуре спроса на NH3 можно было бы выручить от 0,3 до 1,6 млрд $/год при газохимической переработке газа в объеме от 3 до 16 млрд. м3. В то же время выручка от продажи природного газа составит от 60 до 320 млн. $/год, т.е. 4,5 раза меньше, чем от продажи аммиака. Приведенная приближенная оценка этих сценариев (без учета затрат на строительство мощностей по синтезу аммиаки) показывает эффективность переработки природного газа в высоко стоимостные химические, нефте- и газохимические товары в сравнении с экспортом природных газообразных энергоносителей. Из приведенного выше расходного коэффициента видно, что для выработки 12 млн. т аммиака российским заводам требуется около 12 млрд. м3 СН4. Поэтому дальнейший прогресс производства NH3 связан, прежде всего, со снижением расхода природного газа, являющегося для процесса синтеза аммиака одновременно сырьевым и энергетическим ресурсом. Рассмотрим основные направления снижения энергетических затрат, которые можно получить за счет совершенствования существующих агрегатов синтеза аммиака. Ø Совершенствование технологии. Прежде всего, следует увеличить межремонтный пробег и надежность работы технологического оборудования установки получения NH3. Так в периоды остановки и пуска агрегат синтеза NH3 работает в условиях расхода природного газа далеких от оптимальных. Например, за время внеплановой остановки агрегата синтеза расходуется около 1 млн. м3 природного газа без выработки аммиака. Основными путями увеличения надежности работы агрегата синтеза являются следующие: (*) обеспечение бесперебойного снабжения сырьем и 141

отгрузки (сбыта) готовой продукции. Здесь еще раз уместно напомнить, что речь идет об агрегате синтеза аммиака мощностью 1360 т/сут., что составляет примерно 1 ж.д. состав; (*) улучшение качества основного и насоснокомпрессорного оборудования, запорной арматуры, средств управления, автоматизации и контроля. Ø Снижение энергозатрат. Увеличение

степени

использования

вторичных

энергоресурсов.

Например, за счет использования тепла дымовых газов для нагрева воздуха или других технологических потоков путем снижения их температуры на выходе с 230 до 190оС. Ø Снижение расхода углеводородного сырья. Сбор и разделение «сдувочных» и резервуарных газов, содержащих около 60% Н2, полученного конверсией углеводородного сырья, и 7% Ar. Водород после разделения следует направить для смешения с циркулирующим потоком синтез газа (H 2+N2), аргон – на получение технического аргона. Вышеназванные усовершенствования могут дать экономию около 18% энергозатрат. Дальнейшее сокращение расхода энергии возможно за счет изменения принятой технологии синтеза аммиака. Рассмотрим перспективные пути изменения технологии с позиции энерго- и ресурсосбережения. Ø Снижение давление синтеза. Синтез аммиака проводится при давлении около 30 МПа. Поэтому предлагается существенно снизить давление синтеза (до 15 МПа и ниже). Повидимому, уменьшение давления вызовет значительную экономию энергии на сжатие исходной азото-водородной смеси. Поскольку реакция синтеза аммиака обратима и протекает с уменьшением объема, то снижение давления синтеза будет способствовать сдвигу равновесия реакции влево, в сторону исходных азота и водорода. Компенсировать сдвиг равновесия влево от снижения давления можно, например, путем понижения температуры экзотермической реакции синтеза с 450-500 оС до 300-350оС. Очевидно, чтобы без снижения 142

существующей производительности вести синтез аммиака, необходимы эффективные катализаторы, обладающие высокой активностью при 300-350оС. Ø Использование мембранной технологии разделения аммиак-азотоводородной смеси. Мембранная различных

технология основана

газов

и

высокомолекулярных

паров

через

соединений

на

селективной проницаемости

мембраны,

(полимеров).

изготовленные

Основные

из

направления

использования мембранной технологии в агрегате синтеза следующие: (*) более полное выделение NH3 из циркулирующей через колонну синтеза смеси газов (H2, N2 и NH 3); (*) выделение H2 из газов резервуарного парка (танковые газы) и из газов сдувки (в настоящее время Н 2 сжигается на факеле). Расчетная экономия природного газа только за счет дополнительного извлечения водорода и направления его в синтез может составить около 2,5%. Ø Подготовка исходной азото-водородной смеси Для синтеза NH3 требуется проведение очистки газовой смеси от СО2 с помощью раствора моноэтаноламина (МЭА). Сократить энергозатраты на стадии

регенерации

абсорбента

можно

путем

замены

МЭА

на

метилдиэтаноламин (МДЭА) или пропиленкарбонат (ПК). Регенерацию абсорбентов МДЭА и ПК проводят за счет сброса давления из абсорбера с использованием лишь незначительного подогрева. Ø Более полная утилизация СО2 Одновременно при конверсии природного газа и выделения из него очищенной азото-водородной смеси для синтеза аммиака образуется большое количество СО2, около 1,23 т на 1 т аммиака. Основное количество диоксида углерода находит квалифицированное применение для получения карбамида (мочевины) по реакции: СО2 + 2NH 3 ⇒ H 2NCONH2 + H 2O 143

Однако полностью утилизировать СО2 в синтезе карбамида не удается. Поэтому представляется целесообразным на базе СО2 содержащих газов производства аммиака организовать получение метанола по реакции СО2 + 3Н2 ⇒ СН 3ОН + Н2О Например, корпорация «Тольяттиазот» с 2000 г. ввела производство метанола из диоксида углерода и водорода мощностью 400 тыс. т/год. Энергетическая эффективность основного технологического оборудования агрегата синтеза аммиака мощностью 1360 т/сут (на примере компрессора) Для сжатия синтез-газа

применяют 4-х ступенчатый компрессор

мощностью 32 МВт. Турбина компрессора потребляет пар с давлением 10 МПа и температурой 482оС в количестве около 360 т/ч. При конденсации отработанного («мятого») пара потери энергии достигают 0,4 Гкал/т NH 3, в то время как расход энергии на синтез составляет около 8,4 Гкал/т NH3. Иначе говоря, потери энергии в турбине компрессора находятся примерно на уровне 4,8% от общих энергозатрат. В этом примере вновь пришлось столкнуться с проблемой наглядности больших чисел. 1 Гкал = 109 кал, много это или мало? Одна кал равна количеству тепла, которое необходимо для нагрева 1 г воды на 1оС. Тогда одной Гкал можно вскипятить 10 т воды. Понятно, что в агрегате синтеза аммиака 1360 т/сут потери только за счет конденсации пара составляют: 1360⋅0,4 = 544 Гкал. Этого тепла достаточно, чтобы нагреть до кипения 5440 т воды. То есть, взять и вскипятить почти 109 железнодорожных цистерн с водой по 50 т воды в каждой. И такую процедуру можно проводить ежедневно, пока идет синтез аммиака.

144

Рис. 11.5 Схема утилизации теплоты химической реакции синтеза NH 3 1– колонна (реактор) синтеза; 2– котел-утилизатор; 3– теплообменник, восстановленный железный промотированный плавленный катализатор На рис. 11.5 приведена одна из возможных схем утилизации теплоты химической реакции синтеза аммиака, выделяющейся в колонне синтеза (1), с помощью

котла-утилизатора

(2)

и

выносного

теплообменника

(3).

Использование представленной схемы позволяет получать на 1 т аммиака (≈ 50 т/ч) ≈ 0,9 т пара с давлением 4 МПа, температурой ≈380оС, который используется для работы компрессора азото-водородной смеси.

145

Глава 12 Энерготехнологии в трубопроводном транспорте газа 12.1 Энерготехнологическая схема ГТУ Развитие энергосберегающих технологий транспорта газа в настоящее время является одной из важных задач в нефтегазовом секторе экономики РФ. Основные

направления

развития

энергосберегающих

технологий

транспорта природного газа связаны с экономией его ресурсов, прежде всего как

топлива

газотурбинных

установок

(ГТУ).

Значительные

ресурсы

энергосбережения по природному газу имеются у ОАО «Газпром» и его дочерних газотранспортных структур (ООО): Баштрансгаз, Волгоградтрансгаз, Волготрансгаз,

Кавказтрансгаз,

Лентрасгаз,

Мострансгаз,

Пермтрансгаз,

Самаратрасгаз, Сургутгазпром, Таттрансгаз, Томсктрансгаз, Тюментрансгаз, Уралтрансгаз, Югтрансгаз. Протяженность магистральных газопроводов на территории России превышает 150 тыс. км, по которым в 2004 г. было перекачено около 630 млрд. м3 природного газа. В составе газотранспортных предприятий находится 251 компрессорная станция (КС), более 85% КС имеют в своем составе газоперекачивающие агрегаты (ГПА), которые приводятся в действие газотурбинными установками (ГТУ) различных типов и мощностей. В табл. 12.1. приведена структура парка газоперекачивающих агрегатов (ГПА) ОАО «Газпром». Из данных табл. 12.1 следует, что основным видом энергетического привода КС на магистральных газопроводах большого диаметра (диаметр трубы 1020-1420 мм) являются газотурбинные установки (ГТУ) и электродвигатели. Так всего на магистральных газопроводах задействовано более 4000 ГПА различных типов общей мощностью более 41 млн. кВт.

146

Таблица 12.1 Парк газоперекачивающих агрегатов ОАО «Газпром» Вид привода ГПА

Количество

Мощность

Штуки

%

Млн. кВт

%

Газотурбинный

3001

74,2

34,0

85,5

Электропривод

746

18,5

5,6

13,5

Поршневой

293

7,3

0,4

1,0

4040

100,0

40,0

100,0

(ГТУ)

получили

(газомотокомпрессоры) Итого

Газотурбинные

установки

на

магистральных

газопроводах наибольшее распространение: на их долю приходится около 74,2 % от общего количества и более 85 % по мощности. Каждый из трех видов энергетических приводов ГПА имеет свои преимущества и недостатки, рассмотрим их. Газотурбинный привод: § автономен, в качестве топлива используется перекачиваемый газ; § концентрирует значительную мощность в одном агрегате; § имеет сравнительно небольшие размеры; § высокоэффективен только при низкой цене на природный газ. Недостатками ГТУ являются: -

снижение со временем КПД на 10-20% до 0,20-0,25;

-

высокий уровень газовых выбросов в атмосферу. Например, у ГТК-10 номинальной мощности 10,0 МВт после 80-90 тыс. ч работы мощность составляет 8,0-9,0 МВт. Электропривод § прост в эксплуатации и обслуживании; § рабочий межремонтный ресурс до 150 тыс. ч; § слабое воздействие на экологию окружающей среды.

147

К числу недостатков ГПА с электрическим приводом следует отнести необходимость наличия дешевой электроэнергии в месте расположения КС, неустойчивую работу при частых сменах объема перекачиваемого газа. Поршневые ГПА: § имеют относительно высокий КПД на уровне 35-36%; § обеспечивают большую степень сжатия газа. Недостатки поршневых ГПА: малая мощность агрегатов, большая металлоемкость, небольшой межремонтный пробег, около 5-6 тыс. ч. Для повышения надежности, эффективности и КПД работы КС за счет использования преимуществ каждого из видов приводов компрессорные станции одновременно оборудуют ГПА с газотурбинным и электрическим приводом. Практическим примером реализации такого энергосберегающего подхода являются ООО «Мострансгаз» и входящие в него КС «Алгасово» и «Давыдовская»; ООО «Сургутгазпром» и входящие в него КС «Самсоновская» и «Демьяновская». В табл. 12.2 приведена характеристика парка газотурбинных установок магистральных газопроводов РФ. Попробуем оценить количество природного газа, которое потребуется сжечь в ГТУ для бесперебойной работы КС на полную мощность ≈ 34 млн. кВт или ≈ 34 млн. кДж/с в течение года. При количественном сгорании природного газа (в расчете на метан), в условиях

полного

превращения

тепловой

энергии

в

механическую,

теоретически его годовой расход на всех ГТУ мощностью 34 млн. кВт составит: (34 000 000 кДж/с × 31 536 000 с/г) / 35 200 кДж/м3 ≈ 38 млрд. м3/г.

148

Таблица 12.2 Характеристика ГТУ магистральных газопроводов Тип ГТУ

Мощность, МВт

КПД %

агрегата, Количество, шт

∑ мощность, МВт

Центавр

2,6/3,9

25

20/10

91

ГТ-700-5

4,3

25

36

155

ГТ-5

4,4

26

19

84

ГТ –750-6

6,0/6,5

27

99/5

ГТ-6-750

6,0

24

140

840

ГТН-6

6,0

24

83

498

ГПА-Ц-6,3

6,3

24

440

2772

ГТ-10

10,0

29

791

ГТ-10И

10,0

26

150

1500

ГПУ-10

10,0

28

269

2690

ГТНР-10

10,0

32

1

10

ДЖ-59

12,0

31

1

12

11,9/12,9

28

19/14

406,5

ГТНР-12,5

12,5

28

1

12,5

ГТК-16

16,0

25

3

48

ГТН-16

16,0

29

60

960

ГПА-Ц-16

16,0

28

536

8576

ГПУ-16

16,0

30

58

928

ГПА-16

16,0

30

19

304

ДГ-90

16.0

35

15

240

ГТН-25

25,0

28

100

2500

ГПА-Ц-25

25,0

35

7

175

ГТК-25И

25,0

28

105

2625

11,6

27,9

3001

33964

Коберра-182

Суммарные

и

627

7910

средние значения

ГТ – газовая турбина; ГТК – газотурбинный компрессор; ГТН – газотурбинный насос; ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГПУ – газоперекачивающая установка.

149

Из приведенной оценки видно, что теоретически тепловой энергии, запасенной в 38 млрд. м3 природного газа, достаточно для выработки механической

энергии,

необходимой

для

транспортировки

газа

по

газотранспортной системе магистральных газопроводов при работе всех ГТУ на установочной мощности. КПД газоперекачивающих агрегатов Средний годовой расход природного газа для работы КС составляет примерно

26

млрд.

м3.

Среднее

арифметическое

значение

КПД

газоперекачивающих агрегатов (ГТУ), примерно равно 28% (см. табл. 12.2). Это означает, что приблизительно около 7 млрд. м3 расходуется на перекачку природного газа, а 19 млрд. м3 приходятся на тепловые и технологические потери. Поэтому цена энерго - и ресурсосбережения только на транспорте газа составляет при экспортной цене на природный газ около 100$/1000 м3 порядка 1,9 млрд. $/год. В табл. 12.3 приведены объемы технологических потерь природного газа при работе ГТУ различных типов для двух пусков агрегатов в год. Видно, что технологические потери природного газа при пусках и остановках ГТУ составляют около 17 млн. м3/год. КПД ГТУ, т.е. величину, характеризующую полезно используемую часть тепла, выделяющегося при сжигании топлива, можно рассчитать по формуле: η = (Qн – Qвых – Qтп)/Q н где

Qн – низшая теплота сгорания топлива, кДж; Qвых – теплота выходящего потока (дымовые газы), кДж , Qтп – потери тепла в окружающую среду, кДж.

150

Таблица 12.3 Годовые объемы технологических потерь природного газа на ГТУ магистральных газопроводов

Количество, агрегатов, шт

Расход газа на пуск ГПА, м3

Расход газа при остановке ГПА, м3

∑ расход (5)=(2)⋅(3+4), м3

1

2

3

4

5

Центавр

30

170

750

58 740

ГТ-700-5

36

2 840

815

263 160

ГТ-5

19

2 840

815

138 890

ГТ –750-6

104

4 500

815

2 211 040

ГТ-6-750

140

2 000

950

826 000

83

2 000

950

489 700

950

1 364 000

Тип ГТУ

ГТН-6 ГПА-Ц-6,3

440

ГТ-10

791

1 500

ГТ-10И

150

1 620

ГПУ-10

269

ГТНР-10

1

600

600 1 500

1 360 750

4 524 520 711 000

1 360

1 054 480

1 360

5 720

Коберра-182

33

ГТ-16

3

7 500

2 175

58 050

60

4 270

2 175

773 400

450

2 175

2 814 000

150

2 175

358050

2 175

88 350

ГТН-16 ГПА-Ц-16

536

ГПУ-16

77

140

ГПА-16

19

150

ДГ-90

8

600

ГТН-25

100

Всего

950

58 740

24800

1 500

3 670

764 000

1 200

2 450

7 300

105

2 330

1 770

861 000

3069

38 910

30 045

17 616 150

ГТН-25-1 ГТК-25И

750

1

151

Для грубой, не учитывающей тепловые потери, оценки КПД ГТУ можно в первом приближении воспользоваться формулой КПД цикла Карно, показывающей, какая доля тепла может быть превращена в работу η = (Qвх – Qвых)/Qвх = (Твх – Твых)/Твх где

Qвх и Твх – теплота (кДж) и температура (оС) продуктов сгорания на входе в турбину, Qвых и Твых – теплота (кДж) и температура (оС) продуктов сгорания на выходе из турбины. Например, для ГТ-10 по данным табл. 12.4 оценка КПД по формуле для

цикла Карно дает величину: η = (780-495)/780 ≈ 0,37, в то время как из табл. 12.2 видно, что КПД ГТ-10 составляет 0,29. Структура расхода природного газа на КС Анализ расхода природного газа на компрессорной станции (КС) – аудит природного газа – является одним из основных путей сокращения его расхода как энергетического и материального ресурса. Весь объем перекачиваемого КС природного газа можно разделить на товарный и потребляемый самой КС. Рассмотрим структуру потребления газа на газотурбинной КС (рис. 12.1). Газ на КС расходуется по двум основным каналам: на собственные нужды (основное и вспомогательное производства) и технологические потери. Причем 80-85% объема потребления природного газа составляет газообразное топливо для ГТУ.

152

12.2. Технологии энергосбережения на основе тепла отходящих газов ГТУ Опыт

использования

газотурбинного

привода

на

компрессорных

станциях (КС) показывает, что далеко не вся теплота дымовых газов, образующихся в камере сгорания ГТУ природного газа полезно используется.

Затраты природного газа на КС (100)

Собственные нужды (85-95)

Основное производство (80-90) -топливный газ (77-87), -газ на пуски остановки (1,5), -газ КИП (1,5)

и

Вспомогательное производство (3-5) -котельные, мастерские, бытовые нужды КС (1), -газ на электростанции для собственных нужд (2-4)

Технологические потери (5-15)

Технологические потери (5-15) -утечки из коммуникаций (4-13), -утечки из коллекторов (0,5-1,5), -утечки из технологических аппаратов (0,5)

Рис.12.1 Структура потребления (в %) природного газа на газотурбинных КС Большая часть теплоты реакции сгорания природного газа теряется за счет выброса отработавших в турбине продуктов сгорания с температурой 400-500оС в атмосферу. Современные конструкции ГТУ имеют КПД 30-35%. Утилизация тепла продуктов сгорания (дымовых газов) достигает в них 85%. К числу безвозвратных следует отнести следующие потери: неполноту сгорания топлива, нагрев масла в подшипниках турбины и компрессора; за счет радиации и излучения через стенки камеры сгорания в окружающую среду и некоторые другие.

Тепло при транспортировке газа теряется ежесекундно. Поэтому реальным и вполне достижимым на сегодня способом утилизации теплоты дымовых газов является использование разнообразных комплексных схем использования тепла для целей отопления и теплоснабжения, горячего водо- и воздухоснабжения

производственных

и

бытовых

помещений

КС

и

прилегающих рабочих поселков, создание разнообразных парников и теплиц.

Рис. 12.2 Энерготехнологическая схема работы ГТУ с регенератором тепла 1- нагнетатель (компрессор магистрального газа); 2- газовая турбина ГТУ; 3 – пластинчатый регенератор; 4 – камера сгорания ГТУ МГ – магистральный газ, ТГ- топливный газ, В – воздух, ПС – продукты сгорания Повышение КПД ГТУ С целью утилизации теплоты дымовых газов и повышения КПД ГТУ оборудуют регенераторами пластинчатого (или трубчатого) типа для нагрева воздуха, идущего на приготовление топливно-воздушной смеси. На рис. 12.2 приведен простейший вариант энерготехнологической схемы работы ГТУ с частичной утилизации тепла продуктов сгорания природного газа пластинчатым регенератором 3 в режиме частичной утилизации теплоты 154

продуктов сгорания. Температуры основных потоков продуктов сгорания и воздуха приведены для ГТУ различных типов в табл. 12.4. Таблица12.4 Температура основных газовых потоков ГТУ с регенератором Показатели ГТУ

Тип ГТУ ГТ-700-5

ГТ-5

ГТ-750-6

ГТ-10

700

700

760

780

475

475

478

495

170

170

195

190

414

414

420

434

84

84

82

84

Температура продуктов сгорания на входе в турбину, оС Температура продуктов сгорания на выходе из турбины, оС Температура воздуха на входе в регенератор, оС Температура продуктов сгорания после регенератора, оС Регенерация теплоты продуктов сгорания (паспортные данные), %

В настоящее время на КС в эксплуатации находится около 1000 ГТУ, оснащенных

пластинчатыми

регенераторами.

Перепад

температуры

в

пластинчатом регенераторе достигает следующих значений: температура продуктов сгорания и воздуха на входе в регенератор составляет 400-500оС и 150-250оС соответственно. Однако

в

течение

эксплуатации

такие

регенераторы

теряют

герметичность, что приводит к утечкам нагреваемого в них воздуха через образующиеся щели и другие неплотности. В условиях эксплуатации 155

пластинчатый регенератор качественному ремонту не поддается. Ресурс работы регенератора составляет около 40 тыс. ч, против 100 - 150 тыс. ч для ГТУ. Возникает

парадоксальная

ситуация:

с

одной

стороны,

пластинчатые

регенераторы ставят для повышения КПД ГТУ, а с другой стороны, утечки в регенераторе снижают КПД и мощность ГТУ на 3-8% и 5-12% соответственно. Поэтому в оптимальных условиях с помощью регенераторов удается утилизировать лишь около 68% теплоты уходящих дымовых газов, вместо 82-84% по паспортным данным. Таким образом, потери мощности и тепла КС вследствие разного рода утечек в расчете на один ее агрегат составляют 1,0-1,5 МВт, что эквивалентно примерно 2,5-3,8 млн. м3 природного газа в год. Энергосберегающие подходы в трубопроводном транспорте газа можно разделить на несколько групп. 1) Совершенствовать конструкцию ГТУ, например, путем создания агрегатов из жаропрочных материалов нового поколения. Это позволит увеличить температуру продуктов сгорания соприкасающихся с лопатками турбины до с 800 до 1100оС за счет уменьшения разбавления их воздухом. В этом случае КПД может возрасти до 36%. 2) Комплексно

использовать

теплоту

продуктов

сгорания

(вторичных

энергетических ресурсов) на основе принципа «пирамиды утилизации тепла». За счет использования современных технологий регенерации тепла КПД может быть увеличен на 20-40%. 3) Использовать

ГПА

с

различными

приводами:

газотурбинным

и

электрическим. 4) Заменить пластинчатые регенераторы на регенераторы более совершенной конструкции, например, трубчатые на ГТУ с относительно низким КПД. 5) Оптимизировать режимы работы газопроводов, применять методы и средства технической диагностки оборудования компрессорных станций. В настоящее время ОАО «Газпром» интенсивно проводит работы в разных направлениях по утилизации теплоты вторичных энергоресурсов (ВЭР). 156

Утилизация ВЭР при транспортировке природного газа сдерживается рядом причин, среди которых основными являются следующие: Ø Отсутствие крупных потребителей теплоты в месте расположения КС. Ø Ограниченность

теплоутилизационного

оборудования

по

ассортименту и качеству. 12.3. Технология энергосбережения на базе системы ГТУ+ПГУ Одним из возможных направлений энергосбережения при транспорте природного газа по магистральным газопроводам является применение на КС комбинации газотурбинной (ГТУ) и парогазовой установки (ПГУ). На рис. 12.3 приведены принципиальные энерготехнологические схемы работы ГТУ и комплекс газотурбинной с парогазовой установками (ГТУ+ПГУ). Совмещение ГТУ и ПГУ имеет как плюсы, так и минусы. (+) ♦ Повышается эффективность утилизации теплоты ПС за счет создания оптимальных условий сжигания топлива при низком коэффициенте избытка воздуха (α = 1,05 для ГТУ+ПГУ, против α = 1,3÷1,8 для ГТУ). ♦ Повышается КПД КС в целом. Применение на КС «Грязовец» комбинации агрегата ГТН-25 и паровой турбины позволило увеличить КПД системы ГПУ+ПГУ до 35% с 28% для агрегата ГТН-25. ♦ Отпадает необходимость использовать газовые турбины с жаропрочными лопатками, повышается межремонтный ресурс агрегата. Температура ПС на входе в газовую турбину обычно составляет для ГТУ 700-830 оС, температура пара на входе в паровую турбину 450-480оС (давление 4,0-4,1 МПа). (-) ♦ На КС необходимо иметь запас химочищенной, специально подготовленной воды для ПГУ, что не всегда возможно в силу географических особенностей маршрута магистрального газопровода.

157

ТГ

Камера сгорания

В

ПС

МГ

Газовая

Газовый

турбина

компрессор

ГТУ ТГ

Камера

В

сгорания

ПС

Парогазовая установка

ВП

Паровая

Газовый

турбина

компрессор

ГТУ + ПГУ Рис. 12.3 Принципиальные схемы ГТУ и ГТУ+ПГУ МГ – магистральный газ; ТГ - топливный газ; В - воздух; ПС - продукты сгорания; ВП - водяной пар Энергетическая схема камеры сгорания ГТУ Рассмотрим более подробно схему ГТУ, приведенную на рис. 12.4. Сжигание топлива в камере сгорания ГТУ удобно рассмотреть по зонам: I – зона подачи воздуха

и топливного газа

;

II – зона горения топливно-воздушной смеси (

продукты сгорания

топлива); III – зона разбавления продуктов сгорания топлива (

- продукты сгорания

топлива разбавленные воздухом). Зональность камеры сгорания ГТУ обуславливает невысокий КПД газоперекачивающего агрегата. Воздух подводится в зону горения (II) с избытком по отношению к топливному газу. Коэффициент избытка воздуха α обычно равен 1,3. Это делается с целью снижения температуры продуктов сгорания. В зоне разбавления (III) продукты сгорания топлива разбавляются дополнительным количеством

воздуха

до

(α=1,8)

температуры,

определяемой

эксплуатационными режимными параметрами работы лопаток турбины компрессора (700-830оС). 158

Таким образом, сжигание топлива в камере сгорания ГТУ проводится в условиях, далеких от оптимальных. Теплопотери с продуктами сгорания топлива (дымовыми газами), имеющими температуру 400-500 оС, весьма значительны. Вот почему КПД ГТУ в среднем не превышает 28%.

Рис. 12.4 Энергетическая схема камеры сгорания ГТУ 1 – форсунка топливного газа; 2 – воздуховод; 3 – камера сгорания ГТУ; 4 – завихритель; 5 – дежурная горелка 12.4. Энергосберегающие технологии ГТУ и экология Продукты сгорания природного газа в ГТУ при работе КС содержат загрязняющие вещества (NОx, CO CO2 и другие), которые при выбросе в атмосферу загрязняют ее. Количество выбрасываемых NО x, и CO для разных типов ГТУ приведены в табл. 12.5. Видно, что суммарный выброс ГТУ КС магистральных газопроводов по NОx и CO составляет примерно 1 млн. т в год по каждому из них. Оксид углерода мог бы сгореть до СО 2 и при этом выделилось бы 10100 кДж/кг СО. Что такое 1 млн. т СО, выброшенного в атмосферу компрессорными станциями с позиции недополученного тепла? Это примерно равно 280 млн. м3 несгоревшего природного газа.

159

Из табл. 12.5 также видно, что ГТУ равной мощности, снабженные регенераторами теплоты продуктов сгорания, сильно различаются по выбросам оксидов азота. Сравним выбросы оксидов азота агрегатами мощностью 10 МВт : ГТК-10, ГТК-10И, ГПУ-10 и ГТНР-10, из которых агрегат ГТК-10 снабжен пластинчатыми регенераторами тепла продуктов сгорания. Выбросы NОx вышеназванными агрегатами составляют (т): ГТК-10 (734), ГТК-10И (256), ГПУ-10 (150) и ГТНР-10 (378). Отсюда следует, что выбросы оксидов азота ГТК-10 в 2-5 раз превышают выбросы NО x от других типов ГТУ равной мощности. На КС «Елец», оснащенной 6 агрегатами единичной мощности 6 МВт ГТ-750-6 с регенераторами тепла, фактические выбросы оксидов азота составили 560 т/год. В то же время на КС «Ефремово», где установлено 6 агрегатов ГПА-Ц-6,3 единичной мощности 6,3 МВт фактически за год было выброшено лишь 340 т, т.е. в 1,6 раза меньше. Эти факты можно интерпретировать следующим образом. В ГТК-10 и ГТ-750-6 воздух, поступающий в камеру сгорания, имеет существенно более высокую температуру. Предварительный нагрев газовоздушной горючей смеси приводит к созданию благоприятных условий для образования топливных оксидов азота, условия и механизм возникновения которых был рассмотрен ранее. Приведенные примеры является иллюстрацией одного из законов экологии Б. Коммонера «Ничто не дается даром». Хотите сберечь тепло, смонтировав теплообменник, пожалуйста. Но при этом надо быть готовым к тому, что в дымовых газах в несколько раз увеличится содержание оксидов азота. Очевидно, это повлечет за собой применения на КС специальных технологий очистки газовых выбросов от оксидов азота. Оснащение ГТУ регенераторами практически не влияет на выбросы оксида углерода, значения которых находятся в интервале 63-84 т/год и практически не зависят от типа ГТУ при прочих равных условиях (табл. 12.5).

160

Таблица12.5 Годовые объемы выбросов СО и NOx ГТУ Тип ГТУ

Коли- Выход чество, ПС, шт нм3/с

Концентрация, Выброс, Т/год⋅агрегат мг/нм3 (т/год⋅∑агрегатов) NO x

CO

NO x

CO

Центавр

30

12,9

135

50

55 (1650)

20 (600)

ГТ-700-5*

36

35,4

200

50

223(8028)

56(2016)

ГТК-5*

19

35,4

200

50

223(4237)

56(1064)

ГТ –750-6*

104

45,6

350

60

503(52312)

86(6240)

ГТ-6-750

140

37,1

100

150

117(16380)

175(24500)

83

37.1

100

150

117(9711)

175(14525)

ГПА-Ц-6,3

440

47,1

70

150

104(45760)

223(98120)

ГТК-10*

791

66,5

350

40

734(580594)

84(66444)

ГТК-10И

150

40,6

200

50

256(38400)

64(9600)

ГПУ-10

269

68,1

70

30

150(40350)

64(17216)

1

66,6

180

30

378(378)

63(63)

33

60,7

135

140

258(8514)

270(8910)

ГТК-16

3

79,2

100

20

250(750)

50(150)

ГТН-16

60

67,4

180

200

383(22980)

425(25500)

536

80,5

100

400

254(136144)

1015(544040)

ГПУ-16

58

76,2

90

10

216(12528)

24(1392)

ГТН-25

100

117,3

120

350

444(44400)

1295(129500)

ГТН-25-1

1

80,2

165

500

417(417)

1265(1265)

ГТК-25И

105

92,5

145

30

423(44415)

88(9240)

Всего

2959

-

-

-

(1 067 948)

(960 385)

ГТН-6

ГТНР-10 Коберра-182

ГПА-Ц-16

*ГТУ, снабженные пластинчатыми регенераторами; ПС - продукты сгорания.

161

Глава 13 Энергосбережение на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях С позиции энергосбережения российские предприятия нефтепереработки и

нефтехимии

недостаточно

эффективны,

поскольку

их

в

основном

проектировали в 50-60-е годы XX века, когда недостатка в энергетических мощностях и топливе не ощущалось. Другая причина энергетической неэффективности заводов кроется в отсутствии энергосберегающих стимулов в период

горизонтальной

интеграции

предприятий

по

отраслевым

министерствам. В настоящее время большинство НПЗ РФ входят в состав вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНГК), являются центрами образования

прибыли

и

поэтому

в

интересах

акционеров

стараются

минимизировать производственные издержки, значительная часть которых приходится на топливо и энергию. 13.1. Энергопотребление и энергосбережение на НПЗ Вертикально

интегрированные

нефтегазовые

компании

(ВИНГК)

являются не только основными производителями топлива, но и его главными потребителями. НПЗ мощностью около 5 млн. т/год нефти со стандартным набором технологических установок (риформинг, каталитический крекинг, висбрекинг) имеет расход энергии на технологические нужды 5-6 % в расчете на исходное сырье или около 400 Гкал/ч. Основное количество топлива (≈ 90%) потребляют трубчатые печи для нагрева сырья и нефтепродуктов и парогенераторы (паровые котлы). Энергопотребление на НПЗ имеет количественное и стоимостное выражение. Попробуем грубо оценить стоимость топлива, потребляемого на НПЗ. Средняя цена давальческой нефти, перерабатываемой на НПЗ в 2004 г. 162

составляла около 4000 руб/т. Себестоимость варианта глубокой переработки нефти без учета стоимости топлива на технологические нужды составляет около 1000 руб/т. При этом 5-6% нефти в пересчете на технологическое топливо можно оценить в 200-240 руб. на 1 т нефти, что составит 20-24% стоимости услуг нефтепереработки. Цены на энергию и топливо оказывают заметное влияние на часть прибыли, которую ВИНГК получают от реализации нефтепродуктов. НПЗ требуется достаточно много энергоресурсов в виде электроэнергии и пара различного давления, особенно для НПЗ топливно-масляного или топливнонефтехимического профиля. Можно выделить три предельных случая энергического обеспечения НПЗ. Первый - получить энергию со стороны, за забором НПЗ. Второй наладить производство энергии на НПЗ. Третий – комбинация первого и второго путей. Существующая

в

электроэнергетике

система

не

устраивает

ни

производителей, ни потребителей энергии. С каждым годом потребители платят за электроэнергию все больше, но за их деньги никто не может гарантировать надежное и бесперебойное энергоснабжение. Концепция систем коммерческого учета энергии В

настоящее

время

в

России

активно

проводится

реформа

электроэнергетики. Идея реформирования возникла при анализе ответов на вопросы: кто, сколько и за что платит. В энергетике РФ создается федеральный оптовый рынок энергии и мощности - ФОРЭМ. Электрогенерирующие предприятия превращаются в самостоятельные компании. В результате чего на рынке

электроэнергии

появляется

конкуренция,

во-первых,

между

предприятиями генерирующими энергию, во-вторых - за предприятиями потребителями энергии. В этой связи ВИНГК, например, ОАО «ЛУКОЙЛ», внедряют у себя автоматические системы коммерческого учета энергии – АСКУЭ. 163

Для функционирования оптового рынка энергии, где товаром является электрическая энергия (мощность), важно иметь достоверную информацию о балансе электроэнергии между отдельными его участниками. Для определения составляющих энергетического баланса разработана система коммерческого учета электроэнергии, которая включает средства и правила коммерческого учета. Цель создания системы коммерческого учета электроэнергии – организация взаимосвязанного процесса получения, отображения, регистрации информации о производстве и реализации энергии на оптовом рынке. Определение количества энергии, ее учет, составления баланса энергии производится с помощью счетчиков электрической энергии на основе Федерального Закона «Об обеспечении единства измерений» №4871-1 от 27.04.93. Однако некоторые предприятия и ВИНГК выбирают второй путь. Это обусловлено тем, что цены на стороннюю электрическую и тепловую энергию для промышленности имеют устойчивую тенденцию к росту. Поэтому инвестиционные программы большинства ВИНГК предусматривают развитие производства

тепловой

предприятиях

или

в

и

электрической

непосредственной

энергии

непосредственно

близости

от

них.

на

Например,

ОАО «Сургутнефтегаз», ТНК-ВР строят собственные газотурбинные установки и ГРЭС для выработки электроэнергии из попутного нефтяного газа с целью обеспечения электроэнергией собственных предприятий. Цены на

электрическую

и

тепловую

энергию

вынуждают НПЗ

расходовать средства не на реконструкцию технологических установок, а на строительство энергоблоков, паровых котлов. Очевидно также, что в долгосрочной

перспективе

создание

собственной

энергетики

основных

направлений

на

НПЗ

представляется неэффективным. Ниже

приведена

классификация

ресурсо-

энергосбережения на НПЗ: ♦ Совершенствование технологий, оборудования и технологических схем переработки нефти; ♦ Оптимизация процессов разделения нефтепродуктов; 164

♦ Оптимизация технологий и технологических схем использования топлива и вторичных энергетических ресурсов; ♦ Разработка энерготехнологических схем нефтепереработки. Например,

ресурсо-энергосбережение

применительно к

ректифика-

ционной колонне обычно включает несколько этапов: Ø Оптимизация процесса испарения. Например, в 2000 г. на Рязанском НПЗ (ОАО «Тюменская нефтяная компания») оснащение вакуумных колонн установок АВТ-1 и АВТ-4 насадками фирмы KOCH-Glitch привело к увеличению отбора светлых фракций до 98% от их потенциального содержания в нефти. Ø Приведение

в

соответствие

мощностей

насосов

колонны

и

их

электроприводов. Ø Использование для отгонки фракций водяного пара, вместо огневого или электронагрева. Ø Оптимизация орошения колонны (флегмовое число). 13.2. Ресурсо-энергосберегающее нефтезаводское оборудование К числу самых распространенных процессов нефтепереработки относят нагрев, охлаждение, теплообмен, транспорт нефти и нефтепродуктов. Для осуществления

этих

процессов

применяют

оборудование

различных

конструкций. Поэтому габариты теплообменников, мощности насосов, длина трубопроводов должны обеспечивать соблюдение режимных параметров технологических процессов при минимуме энергозатрат. Структура норм расхода топливно-энергетических ресурсов Для НПЗ структура норм расхода топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) учитывает специфику и организацию производства, технологию переработки нефти, номенклатуру продуктов нефтепереработки.

165

Структура норм расхода ТЭР позволяет: Ø отражать реальные затраты ТЭР на производство продукции; Ø проводить анализ использования ТЭР по -

видам технологических процессов,

-

характеру работы оборудования; Ø определять зависимость удельного расхода ТЭР от технологических, технических и организационных факторов; Ø выявлять причины сверхнормативных потерь ТЭР; Ø устанавливать резервы экономии ТЭР; Ø рационально использовать ТЭР. Нормы расхода ТЭР в значительной мере формируют затраты на

производство продукции. Утвержденная на НПЗ структура норм расхода позволяет намечать мероприятия по снижению затрат на ТЭР. Отдельно нормируются расходы ТЭР при капитальном ремонте, пуск и наладку

нового

оборудования,

потери

топлива

при

хранении

и

транспортировании. Нормы на электрическую и тепловую энергию включают расходы на основные и вспомогательные технологические процессы. Топливо и прибыль нефтепереработки Экономическую эффективность нефтепереработки оценивают величиной маржинальной прибыли, которую в общем виде рассчитывают по формуле: Маржинальная прибыль

=

Стоимость нефтепродуктов

Стоимость

-

нефти

-

Стоимость нефтепереработки (включая топливо и энергию)

Рассмотрим влияние на прибыль стоимости топлива, которая составной частью

входит

в

стоимость

нефтепереработки.

Попытаемся

оценить

экономическую эффективность выработки тепловой и электрической энергии на НПЗ. Примем, что энергию на НПЗ вырабатывают паротурбинные установки (ПТУ). 166

На рис. 13.1 приведена схема ПТУ. Для конкретности будем считать, что ПТУ работает по циклу Ренкина и вырабатывает тепловую энергию в виде водяного пара и дымовых газов, а также электроэнергию. Очевидно, энергосбережение зависит от вида топлива (газ, мазут, уголь). Как правило, в качестве топлива для ПТУ на НПЗ используют мазут. Вода, нагреваясь в паровом котле, превращается в перегретый водяной пар высокого давления (ПВД) с начальной энтальпией Но. При расширении пара в паровой турбине за счет ее вращения происходит выработка электроэнергии электрогенератором. При этом ПВД превращается в пар низкого давления (ПНД), а его энтальпия снижается до Н 1. Отработанный пар полностью конденсируется в конденсаторе с получением водяного конденсата с энтальпией Н2, который питательным насосом подается снова в паровой котел. Наибольшие потери тепла связаны с неполнотой утилизации тепла дымовых газов и пара низкого давления (ПНД). Если в качестве котельного топлива используется мазут, то с позиции получения наибольшей прибыли следует принимать во внимание его качество. При использовании мазута марки М-100 его цена определяется содержанием серы. Например, в IV кв. 2003 г. продажные цены мазута на российском и европейском рынках были следующие: мазут с S=3,5% - 2800 руб/т, с S=1.0% – 3600 руб/т.; на условиях FOB NWE по котировке Platt’s мазут марки HSFO (High Sulphur Fuel Oil 3,5%) – 140-155 $/т, LSFO (Low Sulphur Fuel Oil 1,0%) – 160-170 $/т, т.е. разница мировых цен на обе марки составляет 15-20 $/т. Из приведенных цен видно, что при практически одинаковой теплоте сгорания высоко - и низкосернистого мазута 9,65±0,1 Гкал/т (ГОСТ 105585-99) предпочтительнее выглядит цена мазута с S=3,5%. Однако при выборе того или иного вида мазута необходимо принимать во внимание экологический аспект котельного топлива и учитывать плату за выбросы ЗВ. В этих условиях выбор в пользу более дешевого высокосернистого мазута не столь очевиден, поскольку при полном сжигании 1 т мазута с S=3,5% и c S=1,0% образуется соответственно 70 и 20 кг диоксида серы (SO2). 167

Рис. 13.1 Схема паротурбиной установки Вероятно оптимальным котельным топливом будет смесь высоко- и низкосернистого мазутов в соотношении, которое будет зависеть от цен на топливо и платы за выбросы ЗВ в атмосферу в соответствии с действующими нормативами. Стоимость пара Из рис. 13.1 видно, что при работе ПТУ получается пар высокого давления (ПВД) и пар низкого давления (ПНД). Стоимость ПВД, очевидно, определяется стоимостью топлива и теплосодержанием (энтальпией, Н о) этого пара. На НПЗ энергетический потенциал ПВД прежде всего расходуется на выработку электроэнергии. В результате на выходе из паровой турбины получается пар низкого давления (ПНД) с энтальпией H1. Очевидно, стоимость ПНД можно определить по формуле: Стоимость ПНД

=

Стоимость ПВД

168

-

Стоимость электроэнергии

Пример расчета стоимости ПВД, ПНД и электроэнергии Рассмотрим определение стоимости ПНД. Пусть ПТУ потребляет мазут собственной выработки НПЗ в количестве 10т/ч, с теплотой сгорания 9,65 Гкал/т, внутренняя, корпоративная цена которого около 1000 руб/т, включая НДС. Коэффициент полезного действия парового котла 80%, электрогенератора 50%, теплосодержание (энтальпия Н1) ПНД 81 Гкал/ч, теплосодержание (энтальпия Н 2) конденсата 14 Гкал/ч. Энтальпия ПВД (Но) на выходе из парогенератора равна: Но = (10т/ч⋅9,65Гкал/т + 14Гкал/ч) ⋅ 0,8 ≈ 88 Гкал/ч Электрогенератор

за

счет

тепла

ПВД

(7

Гкал/ч)

выработает

электроэнергию (G) в количестве: G = (88-81)⋅10 6 ккал/ч⋅0,5⋅1,16 Вт⋅ч/ккал ≈ 4 МВт ≈ 4 тыс. кВт В этом случае цена 1 тыс. кВт электроэнергии, полученной на НПЗ, составит: Цена 1 тыс. кВт⋅ч = 10 т/ч⋅1000 руб/т⋅(7/88)/4 тыс. кВт ≈ 200 руб/тыс. кВт⋅ч. Если

пренебречь

стоимостью

конденсата,

то

стоимость

ПНД

(«отработанного или мятого пара») на НПЗ составит: Цена 1 Гкал ПНД = (10т х 1000 руб/т – 200 руб/тыс.кВт⋅ч х 4тыс. кВт⋅ч)/81 Гкал ≈ 113 руб/Гкал. Ситуация на энергетическом рынке РФ сегодня (2004 г.) такая, что отпускная

цена

на

электрическую и

тепловую

энергию

предприятий

РАО «ЕЭС» в зависимости от региона составляет 490-763 руб/тыс.кВт⋅ч и 200-350 руб/Гкал, что примерно в 2-3 раза дороже энергии, вырабатываемой на НПЗ. Таким образом, приведенный в качестве иллюстрации пример расчета стоимости ПВД, ПНД и электроэнергии наглядно показывает целесообразность выработки электрической и тепловой энергии непосредственно на НПЗ при сложившихся ценах на энергоносители. 169

Схема теплового насоса для ректификации на НПЗ Затраты энергии на ректификацию достигают примерно 25% от всех энергозатрат НПЗ и ГПЗ, так как ректификационные процессы характеризуются сравнительно низким энергетическим КПД. С целью снижения энергозатрат на НПЗ и ГПЗ на стадиях разделения и очистки фракций углеводородов путем ректификации широко применяются разнообразные схемы тепловых насосов. В таких схемах эффективно используется теплота фазовых переходов пар-жидкость следующих процессов: испарение, конденсация, дросселирование, сжатие (компремирование). Причем в

качестве

теплоносителя

и

хладоагента

может

использоваться

как

низкокипящий компонент (НКК), так и высококипящий компонент (ВКК). Принцип действия теплового насоса состоит в том, что для подвода тепла используется теплота, выделяющаяся при сжатии газа (паров), а отвод тепла происходит в результате дросселирования и испарения сжататого (сжиженного) газа. Практическим примером работы теплового насоса является разделение этан-этиленовой фракции продуктов пиролиза в ректификационной колонне установки ЦГФУ, где этан - ВКК, а этилен - НКК. В качестве иллюстрации рассмотрим разделение НКК и ВКК в ректификационной колонне с использованием схемы теплового насоса, в которой рабочим телом являются пары НКК (рис. 13.2). Указанные на схеме НККП и ВККП, НККЖ и ВККЖ обозначает паровую и жидкую фазы соответственно низко - высококипящих компонентов. Опишем работу теплового насоса по стадиям. Пары НКК с верха ректификационной колонны разделяются на два потока. Один поток поступает в конденсатор 2, где происходит конденсация паров НКК с образованием НККЖ.

Процесс

конденсации

сопровождается

выделением

тепла.

Выделяющееся в конденсаторе 2 тепло снимают сжиженным НККЖ. Ожижение НКК достигается дросселированием его паров через дроссель 5.

170

Рис. 13.2 Схема теплового насоса при ректификации жидкой смеси НКК и ВКК с использованием паров НКК - низкокипящий компонент (НКК), - высококипящий компонент (ВКК) 1- ректификационная колонна; 2 – конденсатор; 3 – компрессор; 4 – кипятильник; 5 – дроссель Другой поток НККП поступает на вход компрессора 3. Пары НКК компремируются. В результате сжатия температура НККП повышается. Нагретые пары НКК поступают в кипятильник 4. В кипятильнике происходит нагрев жидкого ВККЖ и его испарение с образованием ВККП. Пары ВКК поступают вниз ректификационной колонны 1. Балансовые количества НККЖ и ВККЖ выводится из процесса в виде товарных продуктов. Энергосбережение при ректификации по схеме теплового насоса в сравнении с традиционной схемой достигается за счет отсутствия тепловых потерь на нагрев и охлаждение внешнего теплоносителя (вода, водяной пар). 171

ПРИЛОЖЕНИЕ А (обязательное) ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ №____ промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов

__________________________________________________________________ наименование организации, предприятия Паспорт разработан месяц _____________200... г.

_______________________________________ наименование организации-разработчика

_____________________________________________________________ должность руководителя организации-разработчика, подпись, фамилия

__________________________________________

__________________

подпись, фамилия, должность ответственного за

должность исполнителя,

энергохозяйство потребителя

подпись, фамилия

Срок действия до________________________________ пять лет, не считая года разработки

172

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное) Общие сведения о промышленном потребителе топливно-энергетических ресурсов ___________________________________________________________________________ (полное наименование потребителя топливно-энергетических ресурсов) 1 Вид собственности _________________________________________________________ 2 Адрес ___________________________________________________________________ 3 Наименование головной (вышестоящей) организации____________________________ 4 Ф.И.О. руководителя _______________________________________________________ 5 Ф.И.О. гл. инженера_______________________________________________________ 6 Ф.И.О. гл. энергетика_____________________________________________________ 7 Факс _____________________________________________________________________ 8 Банковские реквизиты ______________________________________________________ 9 Телефоны: гл. инженера ______________________ гл. энергетика _____________________ для справок _______________________ Наименование

Единица

Базовый

Текущий Приме-

измерения

год

год

1

2

3

1 Объем производства продукции тыс. руб. (услуг, работ) 2 Производство продукции в натуральном выражении 2.1 Основная продукция 2.2 Дополнительная продукция 3 Потребление энергоресурсов

тыс. т у.т. тыс. руб.1)

4 Энергоемкость производства продукции2) 5 Доля платы за энергоресурсы в стоимости произведенной продукции3) 6 Среднесписочная численность 6.1 в т.ч. промышленно-производственный персонал _________

тыс. т у.т. тыс. руб. чел. чел.

1)

Стоимость ТЭР определяется по предъявленным счетам. Определяется по формуле Значение п. 3 (числитель) Значение п. 1 3) Определяется по формуле Значение п. 3 (знаменатель) Значение п. 1

2)

173

чание 4

5

ПРИЛОЖЕНИЕ В (обязательное) Общее потребление энергоносителей

Наименование энергоносителя

Единица Потреблен- Коммерческий Примечаизмере- ное учет ние ния количество в год Тип Колиприбора чество (марка) 1 2 3 4 5 6 1 Котельно-печное топливо т у.т. 1.1 Газообразное топливо 1.2 Твердое топливо 1.3 Жидкое топливо 1.4 Альтернативные (местные) виды топлив 1.5

Переводные

коэффи-

циенты в условное топливо 2 Электроэнергия

МВт⋅ч

3 Тепловая энергия

Гкал

3.1 Давление

МПа

3.2 Температура прямой и °С обратной воды 3.3 Температура перегрева °С пара 3.4 Степень сухости пара

%

4 Сжатый воздух

кН⋅м3

4.1 Давление

МПа

5 Моторное топливо:

л, т

5.1 - бензин 5.2 - керосин 5.3 - дизельное топливо

174

ПРИЛОЖЕНИЕ Ф (обязательное) Сведения об использовании вторичных энергоресурсов, альтернативных (местных) топлив и возобновляемых источников энергии

Наименование характеристики

Единица

Значение

измерения характерис-

Примечание

тики 1

2

1 Вторичные (тепловые) ВЭР 1.1 Характеристика ВЭР 1.1.1 Фазовое состояние 1.1.2 Расход

м3/ч

1.1.3 Давление

МПа

1.1.4 Температура

°С

1.1.5 Характерные загрязнители, их

%

концентрация 1.2 Годовой выход ВЭР

Гкал

1.3 Годовое фактическое использование

Гкал

2 Альтернативные (местные) и возобновляемые виды ТЭР 2.1 Наименование (вид) 2.2 Основные характеристики 2.2.1 Теплотворная способность

ккал/кг

2.2.2 Годовая наработка энергоустановки ч 2.3 Мощность энергетической установки Гкал/ч, кВт 2.4 КПД энергоустановки

%

2.5 Годовой фактический выход энергии Гкал, МВт⋅ч

175

3

4

ПРИЛОЖЕНИЕ X (обязательное) Удельный расход ТЭР на выпускаемую продукцию

Виды энергоносителей и наименование продукции (работ)

Единица измерения

Базовый год: фактический удель-ный расход общезаводской/ цеховой

Расчетные удельные Примечание расходы энергоносителей (нормативы) по видам продукции с учетом реализации программы энергосбережения (приложение Ц) при объеме производства в...г. обследования теку- 2 3 4 5 щий год

1 1 Котельно-печное топливо: 1.1 - на продукцию 1.2 - на производство тепловой энергии 1.3 - на выработку электрической и тепловой энергии 2 Тепловая энергия: 2.1 - на продукцию 3 Электроэнергия:

2

кг у.т./ед. изд. кг у.т./Гкал

3

4

— — —

г у.т./ кВт⋅ч), кг у.т./Гкал Гкал/ед. изд.

—

кВт⋅ч/ед. изд.

3.1 - на продукцию 3.2 - на производство кВт⋅ч/ сжатого воздуха (кН⋅м3) 3.3 - на производство кВт⋅ч/Гкал холода 4 Моторное топливо: - бензин л/км, - керосин л/(т⋅км) - дизельное топливо

— —

176

5

6

7

8

9

ПРИЛОЖЕНИЕ Ц (обязательное) Перечень энергосберегающих мероприятий Наименование мероприятий, вид энергоресурса

1

Затра- Годовая экономия топливноты, энергетических тыс. ресурсов руб в нату- в стоираль- мостном ном выражевырании, жении тыс. руб. (по тарифу) 2 3 4

Мероприятия по экономии: - котельно-печного топлива, т у.т. - тепловой энергии, Гкал - электроэнергии, МВт⋅ч - сжатого воздуха, кН⋅м3 и других материальных ресурсов - моторного топлива: - бензина - керосина - дизельного топлива Экономия, всего: тыс. т у.т. . Гкал МВт⋅ч л, т в т. ч. по мероприятиям, принятым к внедрению: тыс. т у.т. Гкал МВт⋅ч л, т

177

Согласованный срок внедрения, квартал, год

5

Срок Примеоку- чание паемости

6

7

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Апостолов

А.А.,

Бикчентай

Козаченко

А.Н.,

Лопатин

Р.Н., А.С.,

Бойко

А.М.,

Дашунин

Н.В.,

В.И.,

Поршаков

Б.П.

Никишин

Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа. – М.: Нефть и газ, 2000 . – 170 с. 2. Вукалович М.П., Ривкин С.Л., Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара.- М.: Из-во. стандартов, 1968. – 408 с. 3. Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения.- М.: Энергоиздат, 1988. – 286 с. 4. Глебова Е.В., Глебов Л.С. Курс экологии.- М.: РГУ нефти и газа, 2000.- 183с. 5. Кривоногов Б.М. Повышение эффективности сжигания газа и охрана окружающей среды. – М.: Недра, 1986. – 280 с. 6. Кулиш

О.Н.

Разработка

некаталитической

очистки

и

промышленное

газовых

внедрение

выбросов

от

оксидов

методов азота

аминосодержащими восстановителями / Автореферат дисс. докт. техн. наук – М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996. – 45 с. 7. Кутепов А.М., Бондарева Т.И., Беренгартен М.Г. Общая химическая технология.- М.: ИКЦ «Академкнига», 2003.- 528 с. 8. Литвак

В.В.,

Силич

В.А.,

Яворский

М.И.

Региональный

вектор

энергосбережения. – Томск, STT, 1999. – 320 с. 9. Лунин А.Ф., Голубева И.А., Гулякевич Т.Д. Основы безотходных химикотехнологических процессов. –М.: ГАНГ, 1994. – 112 с. 10.Никишин

В.И.

Энергосберегающие

технологии

в

трубопроводном

транспорте природных газов. – М.: Нефть и газ, 1998. – 349 с. 11.Поршаков

Е.П.,

теплопередача

в

Бикчентай

Р.Н.,

технологических

Романов процессах

Б.А.

Термодинамика

нефтяной

и

и

газовой

промышленности.- М.: Недра, 1987. – 349 с. 12.Равич М.Б. Газ и эффективность его использования в народном хозяйстве. – М.: Недра, 1987. – 237 с. 178

13.Ревель П., Ревель Ч. Среда нашего обитания. Ч. 3. Энергетические проблемы человечества.- М.: Мир, 1995.- 291 с. 14.Ромашкина Л.Л., Силина Э.Ю. Направления развития и проблемы ресурсосбережения в отраслях химической промышленности. – М.: МИУ, 1988.- 48 с. 15.Свинухов А.Г. Энергосберегающие проблемы технологических процессов нефтепереработки и пути их решения. – М.:ГАНГ, 1992. – 35 с. 16.Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. – М.: Недра, 2000.- 676 с. 17.Сталл Д., Вестрам Э., Зинке Г. Химическая термодинамика органических соединений. – М.: Мир, 1971. – 807 с. 18.Телегина Е.А., Румянцева М.А., Покровский С.В., Салахова И.Р. Внешний вектор энергетической безопасности России.- М.: Энергоатомиздат, 2000.335 с. 19.Чечеткин А.В., Занемонец Н.А. Теплотехника.- М.: Высшая школа, 1986. – 343 с. 20.Широков В.А. Энергосбережение и охрана воздушного бассейна на предприятиях газовой промышленности. – М.: Академия, 1999. – 283 с. 21.Энергосберегающие технологии газовой индустрии. /Под ред. А.И. Гриценко. М.: 1995. – 272 с. Нормативно-правовые документы в области энергосбережения 1. Федеральный закон РФ «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ. 2. Федеральный закон РФ « Об энергосбережении» от 03.04.1996 г. № 28- ФЗ. 3. Федеральный закон РФ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об энергосбережении» от 05.04.2003 г. №42-ФЗ. 4. Федеральный закон РФ «О

внесении изменений

и дополнений в

Федеральный закон «О естественных монополиях» от 26.03.2003 г. №39-ФЗ. 5. Федеральный закон РФ «О

внесении изменений

и дополнений в

Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на 179

электрическую

и

тепловою

энергии

в

Российской

Федерации»

от

26.03.2003г. №38-ФЗ. 6. Федеральный закон РФ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ» от 14.04.1995 г. №41-ФЗ. 7. Постановление Правительства РФ №80 «О федеральной целевой программе «Энергосбережение России» на 1998 – 2005 г.г.» от 24.01.1998 г. 8. Постановление Правительства РФ №588 «О дополнительных мерах по стимулированию энергосбережения в России» от 15.06.1998 г. 9. ГОСТ

Р

Энергосбережение.

51379-99

Энергетический

паспорт

промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы. 10.Приказ Минтопэнерго России № 324 от 05.10.1999 г. «О научнотехническом сопровождении проведения обязательных энергетических обследований

энергоемких

предприятий

и

организаций

топливно-

энергетического комплекса и внедрения на их объектах энергосберегающих мероприятий» Информацию

по

курсу

технологии

«Ресурсо-энергосберегающие

углеводородного сырья» публикуют журналы: Ведомости МТЭА, Газовая промышленность; Газотурбинные технологии; Мир нефтепродуктов, Нефть и капитал; Нефть и бизнес; Нефтегазовая вертикаль; Нефтегазовые технологии; Нефтепромысловое дело, Нефтяное хозяйство; Нефть России; Нефтепереработка

и

нефтехимия;

Промышленная

энергетика;

Теплоэнергетика; Территория Нефтегаз, Трубопроводный транспорт нефти; Транспорт и хранение нефтепродуктов; ТЭК; Химия и технология топлив и масел;

Химия

и

технология

воды;

Энергосбережение и другие.

180

Эксперт;

Энергетик;

Энергия;

СОДЕРЖАНИЕ Введение

3

Глава 1. Состояние топливно-энергетического

5

комплекса в России и мире 1.1. Топливно-энергетический комплекс РФ

5

1.2. Структура мирового производства энергоресурсов

9

1.3. Получение тепла и электроэнергии на электростанции

11

1.4 Законодательство РФ об энергосбережении

12

1.5. Энергетический паспорт предприятия

18

1.6. Энергоаудит

21

1.7. Международное сотрудничество в области

22

энергосбережения Глава 2. Основные понятия и законы

24

энергосбережения 2.1. Виды топливно-энергетических ресурсов

24

2.2. Технологические характеристики топлива

27

2.3. Термодинамические расчеты в энергосбережении

27

Глава 3. Сжигание горючих газов в кислороде

32

3.1. Водород

32

3.2. Оксид углерода

36

3.3. Метан

40

Глава 4. Сжигание горючего в воздухе

43

4.1. Водород

43

4.2. Метан

45

181

4.3. Теплота сгорания жидких углеводородов

46

4.4. Формула Д.И. Менделеева для вычисления теплоты сгорания топлива

47

Глава 5. Энергетический и тепловой балансы

50

5.1. Закон А. Энштейна

50

5.2. Уравнение теплового баланса в общем виде

51

5.3. Диаграммы энергетического и материального потоков

53

5.4. Энергетический (тепловой) КПД

54

5.5. Тепловой баланс печи в неизотермическом режиме

55

идеального перемешивания 5.6. Эксергия

58

Глава 6. Основы теории горения углеводородного топлива

60

6.1. Механизм реакции горения топлива

60

6.2. Состав продуктов горения

63

6.3. Концентрационные пределы воспламенения (распространения пламени)

65

6.4. Скорость горения и распространения пламени

66

6.5. Механизм образования загрязняющих веществ при сжигании углеводородного топлива

69

Глава 7. Охрана воздушного бассейна в ТЭК

76

7.1. Энергетика и атмосфера

76

7.2. Вещества, загрязняющие атмосферу

77

7.3. Воздействие продуктов сгорания углеводородного топлива на атмосферу

82

7.4. Защита атмосферы от продуктов сгорания углеводородных топлив

87

182

Глава 8. Энергетика и вода

95

8.1 Круговорот воды

96

8.2. Загрязняющие вещества гидросферы

97

8.3. Водоподготовка и водоочистка

101

Глава 9. Техника сжигания топлива

108

9.1. Газовые горелки

108

9.2. Методы сжигания топлива

111

Глава 10. Эффективность использования топлива

115

10.1. Теплоутилизационное оборудование энергетических установок 10.2. Пирамида тепловой энергии

115 123

10.3. Утилизация СО2

127

Глава 11. Основы ресурсо-энергосберегающих технологий в газопереработке и газохимии

129

11.1. Принципы ресурсо-энергосберегающих технологий углеводородного сырья 11.2. Энергосберегающие технологии

129 130

Глава 12. Энерготехнологии в трубопроводном транспорте газа

146

12.1. Энерготехнологическая схема ГТУ

146

12.2. Технологии энергосбережения на основе тепла отходящих газов ГТУ 12.3. Технология энергосбережения на базе системы ГТУ+ПГУ 12.4. Энергосберегающие технологии ГТУ и экология

153

183

157 159

Глава 13. Энергосбережение на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях

162

13.1. Энергопотребление и энергосбережение на НПЗ

162

13.2. Ресурсо-энергосберегающее нефтезаводское оборудование

165

Приложения

172

Список литературы

178

184