ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Энерготехнологическое комбинирование на базе газотурбинных установок из "Снижение потребления энергии в процессах переработки нефти" Одно из важнейших направлений повышения эффективности энертоснабжения НПЗ-комбинирование производства электроэнергии, пара и непосредственно технологического тепла , т.е. создание энерготехнологических систем. Основой таких систем может служить газотурбинная установка, особенно в технологических процессах, где для их интенсивного проведения необходимы высокие давления. Газотурбинные установки отличаются достаточно большой единичной мощностью и компактностью, быстроходностью, возможностью изменять число оборотов в широком диапазоне, простотой регулирования. При ее использовании достигается полная автономия компрессорного блока и резко уменьшается потребность в охлаждающей воде. [c.124] Газотурбинный привод более экономичен, чем электропривод и паротурбинный привод, даже при относительно невысоких КПД газотурбинной установки, что обусловлено низкими эксплуатационными и капитальными затратами, связанными с внедрением газотурбинной установки. [c.124] Возможность использования газотурбинных установок в технологических установках по переработке нефти обусловлена высокими температурами выхлопных газов (450-550 °С) и необходимостью сжигания топлива в камере сгорания газотурбинных установок с большим избытком воздуха. Большой избыток воздуха позволяет применять в качестве окислителя топлива выхлопные газы турбины, содержащие 16-19% кислорода. [c.124] Анализ соотношения потребности в электрической энергии и непосредственно технологического тепла показывает, что количество воздуха, необходимого для горения топлива трубчатых печей, значительно превышает количество уходящих газов газотурбинной установки, т.е. всегда при необходимости (например, при многоступенчатом подводе тепла) можно получать нужную концентрацию кислорода в зоне горения топлива трубчатой печи. [c.124] В простейших схемах включения газотурбинной установки в технологический процесс в газовой турбине вырабатывают электрическую (или механическую) энергию, необходимую для проведения процесса, а выхлопные газы направляют в конвекционную (рис. 79, а) либо ра-диантно-конвекционную трубчатую печь (рис. 19,6). [c.124] Эффективность как первой, так и второй схем определяется температурой уходящих из печи газов, которая зависит от температуры нефтепродукта на входе в трубчатую печь и в зависимости от типа труб превышает ее на 80-120 С. В среднем температура уходящих газов в различных процессах составляет 400-600 °С. Большой тепловой потенциал уходящих из трубчатых печей газов, который при их использовании в качестве окислителя топлива трубчатых печей еще значительно увеличивается, позволяет утилизировать это тепло. Тепло уходящих газов можно использовать для выработки пара или(и) горячей воды (рис. 80, а, б) предварительного подогрева рабочего тела перед камерой сгорания ГТУ (рис. 81, а, б) для указанных целей одновременно. [c.125] Мшгимальная степень сжатия выпускаемых газотурбинных установок превышает 4. Количество воздуха, необходимого для сжигания топлива трубчатых печей, значительно превышает количество уходящих газов. Поэтому предложена схема интеграции (рис. 82), при которой недостающее для горения топлива трубчатых печей в заданных условиях количество воздуха перед смешением с выхлопными газами газотурбинной установки сжимают в компрессоре до промежуточного давления и направляют на доохлаждение уходящих газов трубчатых печей в теплообменники, установленные последними по ходу уходящих газов. Эта схема обеспечивает эксплуатацию газотурбинной установки при оптимальной степени сжатия в компрессоре, надежную и экономичную утилизацию тепла уходящих газов трубчатой печи. [c.126] В связи с тем, что температуры продуктов сгорания топлива на перевалах трубчатых печей и рабочего тела газотурбинной установки на входе в тазовую турбину совпадают, возможны схемы с использованием уходящих газов трубчатых печей в качестве рабочего тела газотурбинной установки и уходящих газов последней для производства непосредственно технологического тепла или(и) производства пара (рис. 83) с полным подогревом рабочего тела газотурбинной установки в поверхностном теплообменнике за счет тепла сжигаемого в трубчатой печи топлива (рис. 84). [c.127] приведенная на рис. 83, позволяет использовать только обычное нефтезаводское топливо и сжигать его при стандартном содержании кислорода. Однако поверхностный подогреватель рабочего тела газотурбинной установки характеризуется повышенной металлоемкостью. Компоновка трубчатой печи со встроенным подогревателем зависит от технологических условий конкретного процесса и характеристик газотурбинной установки. [c.127] Наряду с проектной схемой энергоснабжения рассмотрены схемы получения непосредственно технологического тепла путем нагрева технологических продуктов в результате сжигания топлива в трубчатых печах и привода циркуляционного компрессора водородсодержащего газа паром из внешнего источника, а также в результате сжигания топлива в трубчатых печах и привода компрессора электрической энергией внешнего источника. [c.128] Схемы включения газотурбинной установки в секцию каталитического риформинга определятся техническими характеристиками этой установки. В данном случае можно использовать газотурбинные установки ГТ-750-6, ГТ-6-750, ГТН-6 и ГПА-Ц-6,3 (табл. 18). [c.129] Повышенная степень сжатия компрессора ГПА-Ц-6,3 не позволяет применять его в сложных схемах интеграции газотурбинной установки с печными блоками. Применение установки ГТ-750-6 затруднено из-за наличия регенератора. В настоящее время отечественной промышленностью не выпускаются энергетические газотурбинные установки требуемой для установок по переработке нефти мощности. Поэтому для расчетов принята приводная установка ГТ-6-750. [c.129] Сравнение данной схемы с проектной показывает, что опа характеризуется дополнительным расходом топлива для обеспечения привода циркуляционного компрессора водородсодержащего газа и исключением потребления для этой цели пара, снижением расхода топлива в трубчатых печах и выводом из секции пара, производимого в котле-утилизаторе в результате утилизации уходящих газов трубчатых печей. Количество пара, производимого в котле-утилизаторе, позволит исключить потребление пара со стороны секцией газофракционирования установки ЛК-6У. Для сопоставимости в схеме приняты проектные температурные и расходные параметры газов после печного блока и котла-ути-лизатора, а также давление и количество производимого в котле-утили-заторе пара. [c.130] Результаты расчетов энергетической эффективности схем энергоснабжения приведены в табл. 19. Как видно из таблицы, коэффициент энергетической эффективности интеграционных схем превышает проектный на 9,5-10,5%. Конкретную схему из-за малых различий в коэффициенте энергетической эффективности надо выбирать, исходя из реальной потребности в энергоносителе технологической установки или НПЗ в целом и цен на используемые энергоносители. [c.130] Результаты расчетов экономической эффективности схем энергоснабжения приведены в табл. 20. Как видно из таблицы, годовой экономический эффект от использования интеграционных схем по сравнению с проектной превышает 1 млн. руб. [c.131] Вернуться к основной статье