книги / Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола

Ниже рассматривается исследование ЭТУ, работающей на продуктах подземной газификации угля, для условий Примор­ ского края.

Технологическая схема установки представлена на рис. 4.7. Газ со станции подземной газификации угля сжимается

компрессорами свежего газа (1) до давления 2,7 МПа. Затем газ подогревается последовательно в регенеративном подогре­ вателе (2) до 340 °С и в концевом электроподогревателе (3) до температуры 350 °С. Подогретый газ направляется в реактор сероочистки (4), где поглощается сероводород. Из реактора очищенный газ проходит через регенеративный теплообменник и охладитель компрессора (24), где охлаждается. Затем газ сжимается компрессором до давления 8 МПа и подается на блок синтеза метанола.

Блок синтеза включает три ступени. В каждой ступени имеется реактор синтеза метилового спирта (5), регенера­ тивный теплообменник (6), холодильник-конденсатор метано­ ла-сырца (7) и сепаратор (8). Газ нагревается в регене­ ративном теплообменнике до 210 °С, затем поступает в изо­ термический реактор синтеза, где на медь-цинк-алюминиевом катализаторе при температуре 260 °С происходит процесс об­ разования метанола. Выделяющееся при этом тепло использу­ ется для получения пара давлением 4,3 МПа. После реактора газ направляется в регенеративный теплообменник и холо­ дильник-конденсатор, где охлаждается до температуры 30 °С. При этом конденсируются пары метилового спирта и воды. В сепараторе происходит отделение конденсата от газа. Газ последовательно проходит три ступени блока синтеза.

Из третьей ступени продувочный газ поступает в рас­ ширительную газовую турбину (Р), где его давление снижается до 1,0 МПа. При этом газ охлаждается хладоагентом в тепло­ обменнике (10). Отвод тепла составляет 140 ккал/с. Хладоагент может быть использован в системе очистки газа или для других целей. Газ после теплообменника направляется в камеру сгорания (11) основной газовой турбины (12). Туда же посту­ пает воздух из компрессора (13).

Основная и расширительная газовые турбины, воздушный компрессор и электрогенератор находятся на одном валу. После газовой турбины продукты сгорания поступают в котелутилизатор, который включает пять поверхностей нагрева: экономайзеры низкого (14) и высокого (16) давления, ис-

Рис. 4.7 Технологическая схема ЭТУ ПзГУ

парители низкого (15) и высокого {17) давления и паропере­ греватель {18). Образующийся в котле-утилизаторе пар высо­ кого и низкого давления из барабанов-сепараторов {19) на­ правляется в паровую турбину {2й). Из турбины пар идет в конденсатор (21). Питательная вода нагревается в регене­ ративном подогревателе {22). Из паровой турбины предусмот­ рен отбор пара на подземную газификацию угля.

Исходные данные для расчетов ЭТУ ПзГУ. Годовой расход свежего газа 250 млн нм3 (29 762 нм3/ч, 8,27 нм3/с), число часов работы установки в году 8400.

Состав газа подземной газификации угля на входе в ЭТУ (после предварительной очистки) представлен в табл. 4.8.

Расчеты капиталовложений проводились на основе удель­ ных стоимостей оборудования, представленных в табл. 4.2, при этом удорожание установки, связанное с ее малыми масшта­ бами, учитывалось коэффициентом удорожания, равным 1,5. При вычислении внутренней нормы возврата капиталовло­ жений в установку процентные ставки на кредит, депозит, налоги на прибыль и заработную плату принимались ана­ логично указанным в табл. 4.2.

Результаты исследований ЭТУ ПзГУ. В результате выполнен­ ных на математической модели ЭТУ расчетов определены конструктивные характеристики основных элементов установ­ ки (объем катализатора в реакторе, площади поверхностей нагрева теплообменников и т.д.), параметры материальных и энергетических потоков между элементами схемы, производст­ во метанола и электроэнергии. На основе этих данных сделана оценка капитальных вложений в установку и текущих затрат. Результаты расчетов приведены в табл. 4.9—4.13.

Как следует из выполненных расчетов, производство ме­ танола и электроэнергии на основе газа ПзГУ возможно лишь

Т а б л и ц а 4.13

Технико-экономические показатели ЭТУ ПзГУ

мости электроэнергии и жидкого топлива и достаточно низкой стоимости газа, получаемого в результате подземной гази­ фикации угля.

5. Сопоставление экономической эффективности трубопроводного транспорта метанола и природного газа

5.1. Постановка задачи

В настоящее время огромные объемы природного газа транс­ портируются по трубопроводам на значительные расстояния, порядка 2—4 тыс. км, по направлению Западная Сибирь — европейская часть России — страны Восточной и Западной Европы. Проекты передачи природного газа в восточном направлении: Западная Сибирь — Восточная Сибирь — Даль­ ний Восток, Западная Сибирь — Восточная Сибирь — Мон­ голия — Китай предполагают еще большие расстояния транс­ порта, до 5—6 тыс. км. Затраты на транспорт газа могут в этом случае в несколько раз превосходить затраты на его добычу.

Как известно, трубопроводный транспорт жидкости требу­ ет значительно меньших капитальных вложений и эксплуа­ тационных издержек на перекачку, чем трубопроводный тран­ спорт природного газа, при одинаковых массах перекачивае­ мых сред. Представляется целесообразным исследовать ва­ риант переработки природного газа в метанол на достаточно близком расстоянии от места его добычи и трубопроводный транспорт метанола потребителю. Очевидно, что чем больше расстояние, на которое транспортируется энергоноситель, тем больший экономический эффект даст вариант транспорта ме­ танола по сравнению с транспортом газа. Если этот выигрыш перекроет дополнительные затраты, связанные с производст­ вом метанола, то относительная суммарная экономическая эффективность переработки природного газа в метанол и последующего трубопроводного транспорта его будет поло­ жительна.

Кроме того, следует учитывать, что потребительская цен­ ность метанола выше, чем природного газа. Метанол не требует дорогостоящей распределительной сети, легко транс­

портируется и хранится. Есть основания полагать, что единица условного топлива в метаноле может быть продана дороже, чем единица условного топлива в природном газе.

Ранее в работе [40] авторами уже проводилось сопостав­ ление эффективности разных вариантов транспорта газа полу­ острова Ямал, однако при этом использовались упрощенные оценки капитальных вложений и эксплуатационных затрат на перекачку транспортируемых сред в газо- и метанолопроводы.

В настоящей работе выполнено более детальное моде­ лирование элементов трубопроводов: линейных участков, ком­ прессорных (КС) и насосных станций (НС).

Важное условие корректного сопоставления газо- и метанолопроводов — определение их оптимальных технико-эконо­ мических характеристик. Данную задачу можно сформули­ ровать следующим образом. Задавая диаметр трубопровода, определяем его пропускную способность и расстояние между компрессорными или насосными станциями, которые обеспе­ чат минимальную разность цен перекачиваемой среды на выходе трубопровода и на его входе при принятом уровне внутренней нормы возврата капитальных вложений. Считаем, что источником дохода при функционировании трубопровода является разность цен перекачиваемой среды на входе и выходе. В этом случае наиболее конкурентоспособным будет тот вариант трубопровода, для которого заданный уровень рентабельности обеспечивается наименьшей ценой перекачки. При такой постановке задачи оптимизации предполагается, что ограничения по возможному объему добычи газа или про­ изводства метанола и по возможностям потребителей этих энергоносителей не будут лимитирующими для определения пропускной способности трубопровода.

Сравнивая показатели экономической эффективности оп­ тимального варианта газопровода с показателями экономичес­ кой эффективности оптимального варианта переработки при­ родного газа в метанол с его последующим транспортом, можно установить границы областей эффективности этих спо­ собов транспортировки химической энергии природного газа.

5.2. Математическое моделирование элементов трубопроводных систем

5.1.1. Линейный участок трубопровода

Гидравлические расчеты трубопроводов в данной работе про­ водятся при следующих допущениях: температура перекачива­ емых сред по длине трубопровода не меняется, природный газ считается идеальным газом, а метанол —'несжимаемой жидко­ стью, плотность и вязкость которой не зависят от давления.

При гидравлическом расчете газопроводов длина его участ­ ка между компрессорными станциями (назовем его большим) делится на значительное число одинаковых элементарных уча­ стков. Длина элементарного участка подбирается таким обра­ зом, чтобы использование при определении гидравлического сопротивления труб вязкости и плотности, найденных при входном давлении в элементарный участок, не превышало допустимую погрешность по сравнению с использованием указанных величин, найденных при среднем давлении на элементарном участке.

При расчетах метанолопровода на основании принятых допущений считается, что большой участок между соседними насосными станциями равен одному элементарному участку.

Давление на выходе элементарного участка трубопровода определяется из выражения

р — плотность потока.

Коэффициент гидравлического сопротивления трения на­ ходится следующим образом [91]: