Энергосовет - энергосбережение и энергоэффективность
Главная >> Архив номеров >> Энергетика >> >> Архив номеров

Анонсы

21.06.18 Круглый стол «Специфика внедрения системы энергетического менеджмента на российских предприятиях» подробнее >>>

20.06.18 Комитет Государственной Думы по энергетике проводит «круглый стол» на тему «Законодательное обеспечение развития цифровой энергетики в России» подробнее >>>

18.06.18 Лучшие экологически ответственные компании получат право использовать знак «Выбор потребителей - 2018» подробнее >>>

Все анонсы портала

Новое на портале

21.06.18 Анализ и опыт применения тепловых геотермальных насосов в России // статья подробнее >>>

18.06.18 Музыканты записали видео с с использованием возобновляемых источников энергии // ВИДЕО подробнее >>>

21.05.18 ИД Коммерсантъ. Smart City & ЖКХ: Правовая основа энергосбережения и энергоэффективности // ВИДЕО подробнее >>>

10.05.18 ИД Коммерсантъ. Smart City & ЖКХ. Евгений Грабчак, Минэнерго РФ: Цифровая трансформация электроэнергетики России // ВИДЕО подробнее >>>

Все новости портала

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 5 (30) за 2013 г

Скачать номер в формате pdf (4685 kБ)

Топливные элементы для повышения эффективности ТЭС и НПЗ



Рубрика: Энергетика
Автор: В.И. Краснораменский

В.И. Краснораменский, начальник смены станции Кременчугской ТЭЦ ПАО «Полтаваоблэнерго»; энергоаудитор, Энергосервисное предприятие «Экоэнерго», г. Кременчуг, Украина

 

 

Водород в современном мире является ценным энергетическим ресурсом, формируется целое альтернативное направление энергетики - водородная энергетика, которая направлена на замену традиционных углеводородов на водородное топливо при получении энергии.


 

Причиной этому является не только бОльшая теплотворная способность у единицы массы водорода, чем у углеродного топлива (газ, мазут, уголь), однако и то, что в результате окисления водорода с выделением энергии образуется вода, а в результате окисления углерода (горения) образуется углекислый газ, оксиды азота и другие газы, загрязняющие окружающую среду и способствующие созданию парникового эффекта.

Кроме того, реакция горения углерода идет при повышенной температуре (до 2000 С), а окисление водорода возможно при значительно более низких, в некоторых случаях до 100 С, температурах, что значительно снижает тепловое загрязнение окружающей среды.

Устройствами для получения электрической энергии электрохимическим методом путем соединения водорода и кислорода на катализаторе без дополнительного получения тепловой энергии являются топливные элементы. Эти устройства изобретены в 19-м веке, однако только в конце 20-го получили практическое развитие. Это связано с желанием преодолеть ограничения 2-го и 3-го начал термодинамики, так как для топливных

 


ДЛЯ СПРАВКИ

В энергосистеме Украины на ТЭС установлены: 4 энергоблока по 100 МВт; 6 энергоблоков по 150 МВт; 43 энергоблока 200 МВт; 42 энергоблока 300 МВт и 7 энергоблоков 800 МВт, на всех этих энергоблоках используются генераторы с водородным охлаждением, за исключением энергоблоков 800 МВт, где в генераторах ТВВ-800 наряду с охлаждением ротора водородом используется непосредственное охлаждение статора водой.

Наиболее распространены, как видно, генераторы типа ТГВ-200 и ТГВ-300 с непосредственным охлаждением ротора и статора водородом давлением 0,4 МПа. Кроме того, на ТЭЦ используются генераторы с водородным охлаждением ротора и статора типа ТВ и ТВФ на 30, 50, 60, 100, 120 МВт, а также 5 теплофикационных блоков на 300 МВт с генераторами ТВВ-320, где также используется водород для непосредственного охлаждения ротора.

элементов теоретический КПД может достигать 80%. Это значительно выше, чем КПД цикла Карно, который составляет 50% для тепловой машины и зависит от разницы температур рабочего тела в цикле.

В практической плоскости в настоящее время получили распространение 5 типов топливных элементов: с протонообменной мембраной (ПОМТЭ), щелочные (ЩТЭ), фосфорнокислые (ФКТЭ), с расплавленным карбонатным электролитом (РКТЭ) и с высокотемпературным твердооксидным электролитом (ТОТЭ), которые различаются типом электролита и температурой протекания электрохимической реакции. Фактическая эффективность получения электрической энергии на таких топливных элементах составляет 50 - 65%.

Рассмотрим применение топливных элементов в действующей энергетике для получения электроэнергии двумя способами: при утилизации водорода, сбрасываемого в атмосферу из водородного хозяйства электростанций, и при использовании факельного газа нефтеперерабатывающего завода.

 


 

Топливные элементы для утилизации водорода на электростанциях

Для охлаждения электрических машин (генераторов и синхронных компенсаторов) на ТЭС, ТЭЦ, ГЭС или других промышленных объектах в диапазоне установленной мощности агрегатов от 30 до 300 МВт применяется водород в системах косвенного (поверхностного) или непосредственного (внутреннего) охлаждения обмоток статора и ротора, что позволяет повысить КПД электрической машины по сравнению с воздушным охлаждением.

В нашем случае для использования водорода, сбрасываемого в атмосферу на электростанции, для получения дополнительной электроэнергии на топливном элементе выберем низкотемпературный топливный элемент (ТЭ) с протонообменной мембраной (рабочая температура 50-80 °С). Окислителем в случае данного ТЭ может быть кислород, содержащийся в воздухе, а требования использования очищенного водорода удовлетворяются тем, что используется водород, полученный с помощью электролиза высокой чистотой (99%).

Оценим эффективность использования топливных элементов с протонообменной мембраной на примере Кременчугской ТЭЦ для получения дополнительного количества электроэнергии с помощью водорода, сбрасываемого в атмосферу при эксплуатации генераторов, в которых водород используется по проекту для охлаждения обмоток статора и ротора. Данная ситуация типична для большинства тепловых электростанций и не только в Украине.

Примем величину сверхнормативного расхода водорода в среднем в размере 2 м3/ч, хотя это конечно усредненная величина, так как водород может расходоваться неравномерно, однако при этом он может собираться в какую-то промежуточную емкость (ресивер) и подаваться на ТЭ уже более равномерно. Кроме того, характерной особенностью ТЭ является то, что они не требуют непрерывного режима работы, т.е. если восстановитель (водород) имеется, ТЭ вырабатывают электроэнергию, если нет - ТЭ находятся в резерве, готовые к использованию.

Высшая объемная теплотворная способность водорода составляет: 13 000 кДж/м3 = 3 107 ккал/м3. В данном случае используется высшая теплотворная способность водорода вместо низшей, так как нет уноса энергии с водяными парами в процессе горения, реакция происходит при температуре до 100 С.

Количество энергии, содержащееся в используемом водороде:

2 × 3 107 = 6 214 ккал/ч.

Примем 55% эффективность работы ТЭ при выработке электроэнергии. Тогда количество выработанной электроэнергии составит:

6 214 × 0, 55 = 3 418 ккал/ч = 3,97 кВт.

Общая выработка электроэнергии за год составит:

3,97 × 24 × 365 = 34 777,2 кВт = 34,8 МВт.

Средняя стоимость покупки на оптовом рынке электроэнергии 1 МВт электроэнергии, выработанной на ТЭЦ, по данным ГП «Энергорынок» (Украина) в сентябре 2013 г. составила 1090 грн/МВт (примерно 4300 руб./МВт. Здесь и далее в скобках указывается стоимость в рублях - прим. ред.).

Полученный доход из-за дополнительно выработанной на ТЭ электроэнергии составит:

34,8 × 1090 = 37 932 грн. (147 625 руб.)

Для выработки 3,61 кВт электроэнергии необходимо приобрести ТЭ установленной мощностью 4 кВт. Удельные капитальные затраты на сооружение данной энергоустановки на ТЭ с протонообменной мембраной в США составляют 3 500 $/кВт.

Капитальные затраты на сооружение энергоустановки мощностью 4 кВт на топливных элементах с протонообменной мембраной составят:

4 × 3 500 = 14 000 $ = 112 000 грн  (435 886 руб.).

Простой период окупаемости внедрения ТЭ на электростанции составит:

112 000 / 37 932 = 2,95 года.

В мире много производителей энергоустановок на ТЭ:  Vestingaus, Engelgurd, International Fuel Cells. Elenko, Siemens, Fiat, Jonson Metju, Ballard Power Systems, Wärtsilä и другие, которые занимаются производством ТЭ различных типов как киловаттного, так и мегаваттного класса.


ДЛЯ СПРАВКИ

Для выработки водорода в водородном хозяйстве всех электростанций используются электролизеры различных типов, после которых водород поступает в водородные ресиверы, где накапливается для последующей подачи в генераторы для эксплуатационных продувок, подпиток или заполнения газового объема генератора после ремонта.

Чистота водорода, вырабатываемого электролизной установкой, должна быть высока, не ниже 99% согласно требований Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ). В генераторах требования по чистоте водорода немного ниже и составляют согласно ПТЭ от 95 до 98 % для различных типов генераторов. Для поддержания заданной частоты водорода периодически производится продувка газового объема генератора со сбросом водорода в атмосферу, также в атмосферу иногда выполняется сброс избыточного давления в ресиверах хранения водорода, которое меняется в зависимости от температуры наружного воздуха, для предотвращения отключения электролизной действием защиты по повышению давления водорода.

Кроме того, при плановом или неплановом выводе генератора или других элементов водородного хозяйства электростанции в ремонт производится сброс водорода в атмосферу путем его вытеснения углекислотой, азотом или аргоном. ПТЭ нормирует суточную утечку водорода в каждом генераторе: не более 5%, а также суточный расход с учетом продувок: не более 10 %, от общего количества газа в генераторе при рабочем давлении. Если первая норма (5%) жестко контролируется на электростанциях, так как связана с качеством работы масляных уплотнений генератора, плотностью газоохладителей и газовой плотностью арматуры и трубопроводов водородного хозяйства, то вторая величина (10 %) фактически не контролируется, так как не требует останова основного оборудования и влияет только на величину затрат электроэнергии на собственные нужды, поэтому фактический суточный расход водорода зачастую превышает плановый.

Кроме того, так как все работающие и находящиеся в резерве на электростанции генераторы находятся под рабочим давлением водорода, то величина суточного расхода водорода на электростанции получается довольно значительной. Например, для Кременчугской ТЭЦ, на которой имеются четыре генератора (два ТВ-60 и два ТВФ-60 и ТВФ-120), эксплуатируются два электролизера типа СЭУ-4М, номинальной производительностью водорода 2 м3/ч и максимальной производительностью - 4 м3/ч. Согласно расчетных данных, исходя из газовых объемов генераторов и рабочего давления водорода в них, суточный расход водорода на электролизной должен составлять 2 м3/ч, однако фактически в летнее время находиться в работе 1 электролизер, а в зимнее время 2 электролизера с номинальной нагрузкой. Следовательно, фактический суточный расход водорода составляет около 3 м3/ч, из которого только 1 м3/ч расхода приходиться на восполнение неплановой утечки водорода в нормируемых границах (5%). Поэтому расход водорода, который бесцельно выбрасывается в окружающую среду, в данном случае составляет около 2 м3/ч, а на других электростанциях он еще больше, так как там больше турбогенераторов, они мощнее с большим газовым объемом и работают под большим давлением водорода.


Топливные элементы для утилизации водорода факельного газа НПЗ

Часто можно видеть над нефтеперерабатывающим заводом факел, который становиться то больше, то меньше, то меняет цвет, то пропадает совсем. Это сжигается факельный газ, который образуется в процессе переработки и хранения нефти и нефтепродуктов на НПЗ из-за различного рода потерь, сбросов и утечек в технологическом процессе. Это ценный энергетический продукт, который не только бесполезно расходуется, но еще и загрязняет окружающую среду. Его приблизительный состав следующий: 45-50% Н2 (водород), 20-25% СН4 (метан), 15% СО2 (углекислый газ), 10% СО (окись углерода), азот, сероводород и другие (тяжелые) углеводороды. Надо сразу сказать, что состав и расход данного попутного газа нестабилен. Ясно только одно, что там содержится много водорода и немного меньше метана. И хотя в Украине имеется 6 нефтеперерабатывающих заводов, такой факел горит в настоящее время только над одним заводом: Кременчугским НПЗ, и этот факельный газ может быть использован только на одной ТЭЦ: Кременчугской ТЭЦ.   

Можно ли сжигать данный газ на энергетических котлах типа ТГМ-84 (Кременчугская ТЭЦ), даже если собирать его в промежуточную емкость (ресивер) и подавать его на горелки котлов с постоянным расходом и давлением? Водород в отличие от природного газа имеет значительно большую удельную теплотворную способность на единицу массы, но значительно меньшую удельную теплотворную способность на единицу объема. Так низшая удельная теплотворная способность водорода по массе составляет 120,9 МДж/кг, а для природного газа, который на 92-98% состоит из метана, 50,1 МДж/кг. Для низшей удельной теплотворной способности по объему все наоборот, для водорода она составляет 10,8 МДж/м3, а для природного газа в среднем 35,1 МДж/кг. Это связано, прежде всего, с низкой плотностью водорода, как газа, 0,09 кг/м3, тогда как плотность природного газа составляет в среднем 0,77 кг/м3, т.е. в 8,5 раз больше.

Расходная характеристика газовых горелок энергетических котлов определена в объемных единицах, м3/ч, поэтому если заменить полностью или частично весь объем природного газа в горелке энергетического котла на такое же по объему количество факельного газа, в котором большую часть составляет водород, то количество тепла, выдаваемое горелкой, уменьшиться, так как водород имеет значительно меньшую удельную теплотворную способность по объему, чем природный газ (приблизительно в 3 раза). Поэтому чтобы получить тоже количество тепла в газовой горелке, сжигая в ней чистый водород вместо природного газа, надо объемную производительность горелки увеличить в 3 раза. Следовательно, если сжигать водород в газовых горелках, предназначенных для сжигания природного газа, то производительность котла уменьшиться в 3 раза, если это будет чистый водород, или, например, в 1,73 раза, если метана в факельном газе будет половина. Это приблизительные оценки, важно, что номинальную паровую производительность котла, сжигая факельный газ вместо природного газа или вместе с природным газом, но в отдельных горелках, предназначенных для природного газа, или в смеси с природным газом в одних и тех же горелках, обеспечить будет невозможно.

Для сжигания водорода на энергетическом котле типа ТГМ-84 необходимо провести реконструкцию горелочных устройств с увеличением их производительности. Либо водород надо подавать под большим давлением на горелочные устройства, что также невозможно без их реконструкции, так как может привести к отрыву пламени на горелках котла. Другое дело, если объем предлагаемого к сжиганию газа незначителен, по сравнению с расходом газа на котел. Например, при расходе факельного газа 100 м3/ч при рабочем диапазоне потребления природного газа котлом 24 - 32 тыс. м3/ч. В этом случае произойдет замещение большим объемом факельного газа меньшего объема природного газа для получения одинаковой теплоотдачи при горении.

При низшей удельной теплотворной способности водорода и природного газа 2 581,2 ккал/м3 и 8 388,9 ккал/м3 и их доле в факельном газе 50 и 25% соответственно, низшая удельная теплотворная способность факельного газа будет составлять (при условии, что все остальные газы негорючие):

(2 581,2 × 0,5 + 8 388,9 × 0,25)/0,75 =  4 517,1 ккал/м3.

Однако фактически в факельном газе будут еще горючие газы, поэтому примем его низшую удельную теплотворную способность 5 000 ккал/м3. Аналогично, рассчитывая плотность факельного газа ((0,5 × 0,09 + +0,25 × 0,77)/0,75 = 0,32 кг/м3), примем ее 0,4 кг/м3.

В 2012 г. Кременчугский НПЗ переработал 3 091,4 тыс. т нефти с глубиной переработки 71,1%, учитывая, что кроме светлых нефтепродуктов (бензина и дизтоплива) он произвел также мазут, примем количество факельного газа, направляемого на сжигание, в размере 5% от количества переработанной нефти. Следовательно, годовой расход факельного газа составит:

3 091 400 × 5/100 = 154 570 т    или   154 570 / 0,4 = 386 425 м3.

Часовой расход факельного газа составит:

386 425 / 365 / 24 = 44 м3/ч.

Определим величину природного газа, которую заместит данный объем факельного газа в час, при условии неизменной подводимой теплоты в топку:

44 × 5 000 / 8 388,9 = 26,2 м3/ч.

Это позволит за год сэкономить при простом сжигании факельного газа в топках энергетических котлов Кременчугской ТЭЦ:

26,2 × 24 × 365 × 4 661,74/1000 = 1 069 925,2 грн (4 163 978 руб.),

где 4 661,74 грн/тыс. м3 - цена природного газа, поставляемого на ТЭЦ для промышленных потребителей.

Рассмотрим вариант использования данного факельного газа для прямого получения электроэнергии с использованием высокотемпературных топливных элементов, например, на твердых оксидах (ТОТЭ). Данные ТЭ могут работать как на метане, пропане, бутане, так и их смеси с водородом с содержанием СО до 10 % при температуре 800 - 1000 С. За счет высокой рабочей температуры твердого электролита на топливном элементе происходит риформинг (преобразование) метана, других углеводородов и СО в Н2 (водород) и СО2 (углекислый газ). Водород участвует в окислительно-восстановительной реакции на ТЭ с получением полезной электроэнергии с КПД 55 - 65 % и воды (Н2О). Причем выбросы основных загрязняющих газов на 1-2 порядка ниже ПДК вредных веществ в выхлопных газах по немецким стандартам (содержание в выбросах СО и NOx составит 70 и 20 мг/м3 соответственно или меньше 0,01 г/кВт×ч).  Единственное требование к качеству факельного газа - низкое содержание серы (или сероводородов), так как в противном случае будет нужна предварительная сероочистка.

В 44 м3/ч факельного газа содержится энергии: 44 × 5 000 = 220 000 ккал/ч.

При использовании данного факельного газа на ТОТЭ для получения электроэнергии с КПД 60% получим электроэнергии в час:

220 000 × 0,6 = 132 000 ккал/ч = 153,5 кВт.

При цене покупки полученной электроэнергии 1090 грн/МВт годовой доход от дополнительно выработанной электроэнергии составит:

153,5 × 24 × 365 × 1090/1000 = 1 465 679,4 грн. (5 704 190 руб.)

Очевидно, что использование факельного газа для получения электроэнергии на топливных элементах более выгодное мероприятие, чем его простое сжигание в топках энергетических котлов (на 395 754,2 грн в год).

Капитальные затраты на сооружение энергоустановки с ТОТЭ установленной мощностью 154 кВт составят:

154 × 3 500 = 539 000 $ = 4 312 000 грн (16 781 614 руб.),

где 3 500 $/кВт - удельные капитальные затраты на сооружение ТЭ в США.

Простой период окупаемости внедрения ТОТЭ на электростанции составит

4 312 000 / 1 465 679,4 = 2,94 года.

Практически такое же значение периода окупаемости, что и в первом случае. Причем, интересно, что в данном случае годовой доход от продажи электроэнергии и капитальные затраты на сооружение ТЭ изменяются пропорционально при изменении объема потребления факельного газа, поэтому простой период окупаемости уже не зависит от объема потребляемого факельного газа и остается неизменным, например, при 1% или 3% его потребления от объема переработанной нефти на НПЗ.

В случае объединения двух вариантов и сооружения энергоустановки на ТОТЭ суммарной установленной мощностью 158 кВт простой период окупаемости составит:

(112 000 + 4 312 000) / (37 932 + 1 465 679,4) = 2,94 года.

При строительстве энергоустановок на ТЭ мегаваттного класса удельная стоимость капитальных затрат уменьшается и составляет 1700 $/кВт, что уже сопоставимо с затратами на сооружение тепловых электрических станций (1000 $/кВт), однако КПД получения электроэнергии в 2 раза выше.

Самым важным достоинством высказанного предложения использования ТЭ для получения электроэнергии является, во-первых, ликвидность и универсальность электроэнергии, как товара, в отличие от тепловой энергии, сбыт которой привязан к одному месту ее производства, во-вторых, практическая бесплатность такого важного, но бросового энергетического ресурса, как факельный газ НПЗ, тогда как цена природного газа для Кременчугской ТЭЦ составляет 4 661,74 грн/тыс. м3(18 142,7 руб.).

 

Заключение

Водородная энергетика стремительно развивается, она эффективна и экологична. Некоторые страны принимают целые программы, направленные на развитие водородной энергетики. Например, Южная Корея приняла план строительства водородной экономики к 2040 г., Исландия к 2050 г., Индия и ЮАР имеют программу до 2020 г, США до 2025 г. В Украине же мы по-прежнему считаем, что другой «альтернативной энергии» нам не надо.

 

Все статьи рубрики Энергетика

Архив номеров

Выпуски за 2009 год: №1 (1), №2 (2), №3 (3), №4 (4), №5 (5),

Выпуски за 2010 год: №1 (6), №2 (7), №3 (8), №4 (9), №5 (10), №6 (11), №7 (12), №8 (13),

Выпуски за 2011 год: №1 (14), №2 (15), №3 (16), №4 (17), №5 (18), №6 (19),

Выпуски за 2012 год: №1 (20), №2 (21), №3 (22), №4 (23), №5 (24), №6 (25),

Выпуски за 2013 год: №1 (26), №2 (27), №3 (28), №4 (29), №5 (30) , №6 (31),

Выпуски за 2014 год: №1 (32), №2 (33), №3 (34), №4 (35), №5 (36), №6 (37),

Выпуски за 2015 год: №1 (38), №2 (39), №3 (40), №4 (41), №5 (42),

Выпуски за 2016 год: №1 (43), №2 (44), №3 (45), №4 (46),

Выпуски за 2017 год: №1 (47), №2 (48), №3 (49), №4 (50),

Выпуски за 2018 год: №1 (51).

Статьи по темам

Энергетика (18) ,
Энергоэффективное строительство (17) ,
Возобновляемые источники энергии (21) ,
Региональный опыт (3) ,
О работе НП "Энергоэффективный город" (8) ,
Энергоменеджмент (5) ,
Энергоэффективные здания (2) ,
Информация о работе Координационного совета (124) ,
Экономика и управление (135) ,
Теплоснабжение (95) ,
Энергоэффективное освещение (53) ,
Учет энергоресурсов (16) ,
Энергосервис и ЭСКО (47) ,
Электроснабжение (13) ,
Когенерация (4) ,
Мировой опыт энергосбережения (44) ,
Новые технологии (46) ,
Энергетические обследования и энергоаудит (30) ,
Обзор СМИ (5) ,


Rambler's Top100

Авторские права на размещенные материалы принадлежат авторам
Тел.(495) 360-66-26 E-mail:
© Портал ЭнергоСовет.ru - энергосбережение, энергоэффективность, энергосберегающие технологии 2006-2018
Возрастная категория Интернет-сайта 18 +
реклама | карта сайта | о проекте | контакты | правила использования статей