Этот кризис преподнес цивилизованному
миру очень важный урок. Во-первых, все
осознали, что запасы углеводородного
сырья распределены крайне неравномерно
и неудобно, и, во-вторых, эти запасы - исчерпаемы.
Запасы же угля и других твердых горючих
ископаемых – нефтяных сланцев, битумных
песков, торфа и т.п. распределены более
равномерно, и сроки их исчерпания оценивается
многими сотнями лет. Но самый главный
результат этот кризиса заключается в
активизации работ по энергосбережению.
Однако в последние годы в связи
с сокращением ресурсов нефтяного и газового
сырья процесс газификации твердых горючих
ископаемых вновь привлек к себе внимание,
искусственные газы опять начинают рассматриваться
как одна из существенных составляющих
теплового баланса. Например, в США планировалось
к 1990 г построить 63 завода этого профиля
средней мощностью ~7 млн. м3 газа в сутки
каждый. Их годовая выработка составляла
140 млрд. м3, а к 2000 г увеличилась
до 220—250 млрд. м3, что соответствует
~23% потребности США в энергетических и
технологических газах.
Взгляд на углепереработку
сквозь десятилетия
В середине 1980-х годов интерес
к углепереработке пошел на убыль. Причин
несколько.
Во-первых, политикой "кнута
и пряника" США установили контроль
над странами - производителями нефти.
Наиболее амбициозных (Ирак, Иран) наказали
в назидание другим. В результате рост
цен на нефть замедлился. Сохранять равновесие
поручили шестому флоту США и силам быстрого
реагирования. Насколько это равновесие
устойчиво покажет время.
В течение 1980-х годов цены на
нефть снизились с 40 долл. США за баррель
(что соответствует примерно 65 долл. США
за баррель в современных ценах с поправкой
на инфляцию) до минимального уровня 9,13
долл. США за баррель в декабре 1998 г. и в
настоящее время колеблются в "коридоре"
17-27 долл. США за баррель.
Во-вторых, эффективно сработали
государственные программы энергосбережения,
что в конечном итоге привело к снижению
темпа роста потребления нефти и природного
газа. С середины 1970-х годов энергоемкость
единицы ВВП в развитых странах снизилась
на 22 %, а нефтеемкость на 38 %.
В-третьих, динамичное развитие
нефтегазовой отрасли и масштабные работы
по разведке новых месторождений нефти
и газа показали, что запасы углеводородного
сырья на самом деле значительно больше,
чем предполагалось. Последние 20 лет ежегодный
прирост разведанных запасов нефти и газа
опережает их потребление, и прогнозные
сроки исчерпания регулярно отодвигаются.
По достаточно авторитетным данным глобальную
замену нефти углем следует ожидать после
середины XXI в., а замену природного газа
углем – к концу века. Если, конечно, не
произойдет прорыва в развитии технологии
ядерного синтеза.
В-четвертых, ни одна из разрабатываемых
технологий не позволила повысить рентабельность
процесса получения жидкого топлива из
угля в такой степени, чтобы "синтетическая
нефть" могла конкурировать с природной
нефтью.
В итоге “эпоха угля” не наступила
и интерес к переработке угля уменьшился.
Большинство программ было свернуто, а
оставшиеся - радикально урезаны. Более
десятка проектов были завершены на стадии
5-летней готовности, т.е. при изменении
конъюнктуры рынка углеводородного сырья
можно в течение 5 лет на основе демонстрационных
установок производительностью 10-60 т/ч
по углю развернуть промышленное производство.
Если от коммерческого использования
технологий прямого и непрямого ожижения
угля в конце 1980-х гг. пока отказались,
то интерес к газификации угля хотя и уменьшился,
но не прекратился. Например, в ряде регионов,
где природного газа нет или мало (Северная
Америка, Китай и др.), использование газа
из угля для синтеза метанола и аммиака
экономически оправдано и построен ряд
промышленных предприятий.
В 1990-е годы бурное развитие
получила внутрицикловая газификация
для производства электроэнергии, т.е.
использование бинарного цикла, при котором
горючий газ утилизируется в газовой турбине,
а продукты сгорания используются при
генерации пара для паровой турбины. Первая
коммерческая электростанция с внутрицикловой
газификацией – Cool Water, США, шт. Калифорния,
мощностью 100 МВт (60 т/ч по углю) была построена
в 1983 г. Использовался газогенератор Texaco
с подачей топлива в виде водо-угольной
суспензии. После 1993 г. в разных странах
было введено в эксплуатацию 18 электростанций
с внутри цикловой газификацией твердого
топлива мощностью от 60 до 300 МВт. На рис.1
приведены данные по мировому производству
газа из твердых топлив с 1970 г., а в табл.
1 – структура его потребления.
Рис. 1. Суммарная мощность газогенераторных
установок
Таблица 1
Динамика
потребления газа из угля в мире
Целевое использование |
Использование в 2001 г., МВт по
газу |
Доля в 2001 г., % |
Вводится в эксплуатацию до
конца 2004 г., МВт по газу |
Годовой прирост мощности в
2002-2004 гг., % |
Химическое производство |
18 000 |
45 |
5 000 |
9,3 |
Внутрицикловая газификация
(производство электроэнергии) |
12 000 |
30 |
11 200 |
31 |
Синтез по Фишеру-Тропшу |
10 000 |
25 |
0 |
0 |
ВСЕГО |
40 000 |
100 |
17 200 |
14,3 |
Приведенные данные наглядно
демонстрируют ускорение динамики вовлечения
газификации угля в мировую промышленность.
Повышенный интерес к внутрицикловой
газификации угля в развитых странах объясняется
двумя причинами.
Во-первых, ТЭС с внутрицикловой
газификацией экологически менее опасна.
Благодаря предварительной очистке газа
сокращаются выбросы оксидов серы, азота
и твердых частиц.
Во-вторых, использование бинарного
цикла позволяет существенно увеличить
КПД электростанции и, следовательно,
сократить удельный расход топлива.
В табл. 2 приведены характерные
величины удельных выбросов и КПД для
ТЭС с внутрицикловой газификацией и для
ТЭС с традиционным сжиганием угля.
Таблица 2
Величины удельных выбросов и КПД для
ТЭС с внутрицикловой газификацией и с
традиционным сжиганием угля
Параметры |
Традиционная угольная ТЭС |
ТЭС с внутрицикловой газификацией |
Концентрация вредных веществ
в дымовых газах
(для угольной ТЭС – согласно Евростандарту),
мг/м3
- SOx
- NOx
- Твердые частицы |
130
150
16 |
10
30
10 |
Электрический КПД, % |
33-35 |
42-46 |
Необходимо отметить, что удельные
капитальные затраты при использовании
внутрицикловой газификации составляют
примерно 1500 долл. США за 1кВт с перспективой
снижения до 1000-1200 долл. США, в то время
как для традиционной угольной ТЭС удельные
капитальные затраты составляют примерно
800-900 долл. США за 1 кВт. Ясно, что ТЭС с внутрицикловой
газификацией твердого топлива более
привлекательна при наличии экологических
ограничений в месте размещения и при
использовании достаточно дорогого топлива,
так как расход топлива на 1 кВт сокращается.
Эти условия характерны для
развитых стран. В настоящее время использование
внутрицикловой газификации твердого
топлива считается самым перспективным
направлением в энергетике.
Инженерные разработки
за прошедшее столетие
В настоящее время выявились
следующие наиболее экономически эффективные
области применения метода газификации:
- газификация сернистых
и многозольных топлив с последующим
сжиганием полученных газов на
мощных тепловых электростанциях.
В углях, ежегодно добываемых
в России, содержится около 10 млн.
т серы, большая часть которой
при сжигании выбрасывается в
атмосферу в виде токсичных
оксидов серы и серооксида
углерода. При газификации сернистых
углей образуется сероводород, который
можно сравнительно легко извлечь
и затем переработать в товарную
серу или серную кислоту
- газификация твердых
топлив для крупномасштабного
производства заменителей природного
газа. Это направление имеет наибольшее
значение для местного газоснабжения
районов, удаленных от месторождений
природного газа и нефти или
от магистральных трубопроводов
- газификация твердых
топлив с целью получения синтез-газа,
газов-восстановителей и водорода
для нужд химической, нефтехимической
и металлургической промышленности.
Процесс газификации зависит
от многих факторов, влияющих на состав
получаемого газа и его теплоту сгорания.
В связи с этим до сих пор отсутствует
единая общепринятая классификация методов
осуществления рассматриваемого процесса.
Ниже приведен один из возможных вариантов
классификации.
по виду дутья (газифицирующего
агента): воздушное, воздушно-кислородное,
паровоздушное, парокислородное.
по давлению: при атмосферном
давлении, при повышенном давлении.
по размеру частиц топлива:
газификация крупнозернистого (кускового),
мелкозернистого и пылевидного топлива.
по конструктивным особенностям
реакционной зоны: в неподвижном плотном
слое топлива, в псевдоожиженном слое
топлива, в пылеугольном факеле.
по способу выведения золы:
в твердом виде, в виде жидкого шлака.
по способу подвода тепла: при
частичном сжигании топлива в газогенераторе,
при смешении топлива с предварительно
нагретым твердым, жидким или газообразным
теплоносителем (регенеративный нагрев),
при подводе тепла через стенку аппарата
(рекуперативный нагрев).
по назначению получаемого
газа: получение газов с заданной теплотой
сгорания (низкой — до 6700 кДж/м3, средней — от 12000 до 18000 кДж/м3 и высокой — от 30000 до 35000 кДж/м3); получение газов заданного состава.
по способу обогащения конечного
газа метаном: безостаточная газификация
топлива в СО, СО2 и Н2 в сочетании с отдельной стадией метанирования СО и СО2 водородом; газификация с полным выделением летучих и максимальным образованием метана в слое топлива; гидрогазификация.
Газификации может быть подвергнуто
большинство известных видов твердых
горючих ископаемых. При этом можно получить
газ заданного состава или заданной теплоты
сгорания, так как эти показатели в значительной
степени определяются температурой, давлением
и составом применяемого дутья.
Газ с низкой теплотой сгорания
образуется при использовании воздушного
или паровоздушного дутья. В соответствии
с этим его называют воздушным или паровоздушным
(смешанным). Он характеризуется высоким
содержанием балласта — азота (до 40—50%
об.), что обусловливает низкую теплоту
сгорания такого газа. Основная область
применения таких газов — сжигание в топках
промышленных печей. Кроме того, после,
конверсии содержащегося в них оксида
углерода и очистки от СО2 получают
азотоводородную смесь — исходное сырье
для синтеза аммиака.
Газы со средней теплотой сгорания
получают в процессах паровой или парокислородной
газификации твердых топлив под давлением
до 2—2,5 МПа. По составу они представляют
собой смеси оксидов углерода и водорода
с небольшими количествами метана и других
углеводородов: 30—35% (об.) СО2, 10—13% (об.)
СО, 38—40% (об.) Н2) 10—12% (об.)
СН4, 0,5— 1,5% (об.)
СnН2n. По экономическим
соображениям такие газы применяют в ограниченных
масштабах. Их используют главным образом
как химическое сырье, а также начинают
применять в металлургии в качестве газов-восстановителей.
Технология получения указанных
газов первоначально была основана на
использовании паровоздушного дутья,
причем воздух предварительно обогащался
кислородом до 40% (об.). Наряду с этим повысить
теплоту сгорания газа можно, проводя
газификацию при повышенном давлении.
Другой способ получения газов со средней
теплотой сгорания — газификация твердых
топлив с применением парового дутья и
предварительно нагретого до 900—1100 °С
твердого теплоносителя. В качестве последнего
можно использовать золу, остающуюся после
сжигания части топлива в выносной топке.
Подобный вариант позволяет получать
газ, состоящий в основном из СО и Н2 в соотношении,
близком к 1:1, однако этот способ опробован
пока лишь на небольших опытно-промышленных
установках.
Газы с высокой теплотой сгорания,
приближающиеся по этому показателю к
природному газу, в настоящее время в промышленных
масштабах пока не производят. Однако
технология их получения в ряде случаев
отработана на достаточно крупных опытно-промышленных
установках. Основа повышения теплоты
сгорания газа — обогащение его метаном
за счет проведения газификации при повышенном
давлении, благодаря чему интенсифицируется
взаимодействие углерода и его оксидов
с водородом, образующимся в слое топлива.
Продуктом этих реакций является метан.
Разработано также несколько
вариантов многоступенчатых газогенераторов,
в которых предусмотрены максимальное
извлечение летучих продуктов из топлива
и последующая газификация углеродного
остатка с применением водородсодержащих
газов в качестве газифицирующего агента
(гидрогазификация). Наряду с этим газ,
обогащенный метаном, может быть получен
из низко- и среднекалорийного газа путем
гидрирования содержащихся в нем оксидов
углерода в выносном реакторе (вне газогенератора).