Обзор современных технологий газификации

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 внутрицикловой газификацией твердого топлива мощностью от 60 до 300 МВт. В таблице № 1 приведены данные по динамике потребления генераторного газа.

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		5 000	9,3
Внутрицикловая газификация (производство электроэнергии)	12 000		11 200
Синтез по Фишеру-Тропшу	10 000
ВСЕГО	40 000		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.

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.

Для современной химической промышленности и энергетики требуются газогенераторы с единичной мощностью по углю 100 т/ч и более. В основном в промышленной практике используют газогенераторы «Винклера» с кипящим слоем, слоевые газогенераторы «Лурги» с единичной мощностью по углю до 45 т/ч и пылеугольные газогенераторы «Копперса-Тотцека».

Если проанализировать конструктивные особенности и принцип действия современных промышленных газогенераторов (к настоящему времени до промышленного масштаба доведено еще более десяти конструкций газогенераторов), можно выделить четыре основополагающих инженерных решения.

1. Создание Фрицем Винклером (концерн BASF) в 1926 г. газогенератора с кипящим слоем. Эта технология послужила основой для современных процессов HTW (Hoch-Temperatur Winkler) и KRW (Kellogg-Rust-Westinghouse) и др.

2. Разработка фирмой "Лурги" в 1932 г. слоевого газогенератора, работающего под давлением 3 МПа. Использование повышенного давления для интенсификации процесса газификации реализовано почти во всех современных промышленных газогенераторах.

3. Разработка Генрихом Копперсом и Фридрихом Тотцеком в 1944-45 гг. пылеугольного газогенератора с жидким шлакоудалением. Пылеугольный принцип газификации с жидким шлакоудалением реализован в промышленных аппаратах Destec, Shell, Prenflo, разработанных на основе газогенератора Копперса-Тотцека, в аппарате Texaco и др. Удаление шлака в жидком виде реализовано в слоевом газогенераторе BGL (British Gas- Lurgy), разработанном на основе газогенератора Лурги.

4. Разработка фирмой Texaco в 1950-е годы газификаторов для переработки тяжелых нефтяных остатков. В 1970-е годы была разработана модификация аппарата Texaco для газификации водо-угольной суспензии. Принцип подачи угля в аппарат в виде водо-угольной суспензии использован и в газогенераторе Destec.

Были попытки использовать и ряд других технических решений для создания новых газогенераторов: использование внешнего теплоносителя, в том числе тепла ядерного реактора; газификация в расплавах солей, железа, шлака; двух - трехступенчатая газификация; газификация в плазме; каталитическая газификация и др.

Газификации могут быть подвергнуты любые виды твердых топлив от бурых углей до антрацитов.

Активность твердых топлив и скорость газификации в значительной степени зависит от минеральных составляющих, выступающих в роли катализаторов. Относительное каталитическое влияние микроэлементов углей при газификации может быть представлено рядом:

Mn>Ba>>B, Pb, Be>>Y, Co>Ga>Cr>Ni>V>Cu

В литературе имеются данные о каталитической активности солей щелочных и щелочноземельных металлов в процессах газификации угля, способствующих понизить температуру процесса на 150-200^оС [56].

В настоящее время ведется поиск эффективных катализаторов и новых каталитических процессов, которые позволят преодолеть многие недостатки, присущие традиционным способам переработки угля.

Одним из направлений поиска каталитических систем является изучение влияния на процесс газификации металлургических шлаков [57].

К основным параметрам, характеризующим отдельные процессы газификации твердых топлив, могут быть отнесены:

- тип газифицирующего агента;

- температура и давление процесса;

- способ образования минерального остатка и его удаление;

- способ подачи газифицирующего агента;

- способ подвода тепла в реакционную зону.

Все эти параметры взаимосвязаны между собой и во многом определяются конструктивными особенностями газогенераторов.

Обычно газифицирующими агентами служат воздух, кислород и водяной пар. При паро-воздушном дутье отпадает необходимость в установке воздухоразделения, что удешевляет процесс, но получается газ низкокалорийный, поскольку сильно разбавлен азотом воздуха.

Температура газификации в зависимости от выбранной технологии может колебаться в широких пределах 850-2000 ⁰С. диапазон давлений газификации от 0,1 до 10,0 МПа и выше. Газификация под давлением предпочтительна в случаях получения газа, используемого в синтезах, которые проводятся при высоких давлениях (снижаются затраты на сжатие синтез-газа).

В газогенераторах с жидким шлакоудалением процесс проводят при температурах выше температуры плавления золы (обычно выше 1300-1400 ⁰С). «Сухозольные» газогенераторы работают при более низких температурах, и зола из него выводится в твердом виде [54].

По способу подачи газифицирующего агента и по состоянию топлива при газификации различают слоевые процессы, при которых слой кускового топлива продувается по противоточной схеме газифицирующими агентами, а также объёмные процессы, в которых большей частью по прямоточной схеме топливная пыль взаимодействует с соответствующим дутьем.

Процессы газификации угля: Лурги, Винклера и Копперс-Тотцека, достаточно хорошо изучены и применяются в промышленности в ряде стран для получения в основном синтез-газа и заменителя природного газа.

Большинство крупных газогенераторов на твердом топливе работают по прямому процессу с газификацией топлива в движущемся слое. При этом движение топлива и дутья происходит навстречу друг другу. По этой схеме подаваемое в газогенератор дутьё происходит через шлаковую зону, где оно несколько подогревается, и далее поступает в зону окисления топлива при недостатке кислорода. Кислород дутья вступает в реакцию с углеродом, образуя оксид и диоксид углерода одновременно.

Данное направление переработки углей исследуется в различных странах мира. За рубежом наибольшее промышленное внедрение данная технология получила в ЮАР, где работают четыре завода, с общей годовой производительностью около 8–10 млн. тонн жидкого топлива. Работы ведутся по патентованной технологии SASOL на основе усовершенствованного метода Фишера-Тропша. Учитывая, что SASOL проводит политику по поддержанию высоких платежей за право пользования технологией, это обуславливает высокую стоимость ее промышленной реализации в других странах.

Основными недостатками процесса Лурги является сравнительно небольшая скорость разложения водяного пара дутья, необходимость использования водяного пара как охлаждающего теплоносителя, предотвращающего сплавление и спекание золы, а также содержания в газе высших углеводородов и фенолов.

Повышение температуры реализовано в процессе БГЛ с жидким шлакоудалением, разработанном фирмой «British gas» на основе процесса Лурги. Этим способом можно перерабатывать малореакционные и коксующие угли широкого гранулометрического состава. Выделенные из газа смолы и пыль возвращают в газогенератор, причем количество возврата может доходить до 15% на уголь. Процесс проверен на установке мощностью по углю 350 т/сут. Процесс считается перспективным.

Процесс Винклера основан на использовании псевдоожиженного слоя топлива и обеспечивает высокую производительность, возможность переработки различных углей и управлением составом конечных продуктов. Однако в этом процессе велики потери непрореагированного угля до 20-30% (масс.), выносимого из реактора, что ведет к потере теплоты и снижению энергетической эффективности процесса. Псевдоожиженный слой отличается большой чувствительностью к изменению режима процесса, а низкое давление лимитирует производительность газогенераторов.

В США разработан процесс газификации угля в аппарате с последующей агломерацией золы, так называемый процесс-V, предназначенный для производства низкокалорийного газа, который может быть использован в качестве сырья для получения водорода, аммиака или метанола, а также как топлива. Газификацию проводят в присутствии кислорода и паров воды в псевдоожиженном слое при давлении 5,7-7 МПа и температуре 980-1100 ⁰С. Угольная пыль отделяется в циклонах, причем из внешнего циклона пыль возвращается в газогенератор. Газ не содержит жидких продуктов, что облегчает его очистку.

Вследствие высокой температуры процесса для газификации могут быть использованы угли любого типа, включая спекающиеся, а полученный газ беден метаном и не содержит конденсирующиеся углеводороды, что облегчает его последующую очистку. К недостаткам процесса можно отнести низкое давление, повышенный расход кислорода, необходимость тонкого размола топлива.

Первый промышленный газогенератор этого типа производительностью 4 тыс. м³/ч синтез газа, был создан в 1954 году. По методу Коппер-Тотцека в мире работают 16 заводов (Япония, Греция и другие). Газогенератор Коппер-Тотцека с двумя форсунками имеет диаметр 3-3,5 м; длину 7,5 м и объём 28 м³.

В настоящее время газификацию угольной пыли проводят с жидким шлакоудалением. Для этой цели получили распространение газогенераторы вертикального типа, близкие по конструктивному оформлению к котельным агрегатам с пылеугольным сжиганием (Бабкок-Вилькокс) и газогенераторы с горизонтальной камерой газификации (Копперс-Тотцек).

Работы по созданию газогенераторов для газификации пылевидных топлив под высоким давлением с жидким шлакоудолением проводит американская фирма «Тексако», которая является первопроходцем в применении для газификации водо-угольных суспензий. В газогенератор подают водную суспензию угля с концентрацией до 70 % (мас.), что упрощает решение многих технических вопросов и позволяет автоматизировать процесс. В 1984 году японской фирмой «Убе Индастриз» пущен крупнейший в мире газогенератор Тексако мощностью по углю 1500 тонн в сутки, вырабатывающий газ для синтеза аммиака. На заводе Aioi (Япония) в 1987 году была сооружена пилотная установка производительностью 6 тонн в сутки угля для газификации водо-угольных суспензий по процессу Тексако, как наиболее прогрессивному. По проектным данным процесс осуществляется под давлением 1,96-2,94 МПа при температуре 1400 ⁰С с получением смеси газов из оксида углерода, диоксида углерода и водорода, до 1991 года проводились научно-исследовательские работы совместно с «Tokyo Electric Power Co» и было переработано 533 тонны угля. Степень конверсии углерода достигала 100 %. В синтез-газе содержалось до 52,3 % оксида углерода, 33,2 % водорода, 12,7% диоксида углерода. На воздушном дутье при подогреве суспензии до 150 ⁰С степень конверсии достигала 72 %.

Недостатком этого способа подачи угля является значительный расход тепла на испарение воды в газогенераторе, но уголь не требует предварительной сушки и исключается подача пара в газогенератор. Процесс Тексако характеризуется также повышенным удельным расходом кислорода 400-450 м³ на 1000 м³ синтез-газа. Соотношение «уголь: вода» в суспензии колеблется в разных пределах от 70:30 до 45:55. Водо-угольные суспензии используются также для газификации под давлением 10 МПа в газогенераторе Би-2эс. Кроме того, при эксплуатации оборудования газогенераторных станций, на которых используются водо-угольные суспензии, выявлены трудности по предотвращению коррозии циркуляционных насосов и инжекционных клапанов. Однако эти недостатки не уменьшают значимости, так как процесс высокоэффективен [54].

Среди новых угольных технологий, коммерческое распространение которых реально в ближайшей перспективе, высоким экономическим и экологическим потенциалом обладают установки комбинированного парогазового цикла, работающие на газифицируемом в них угле.

Создание и отработка опытно - промышленной установки (ОПУ) небольшой мощности, включающей все элементы будущего энергоблока, позволит получить необходимый опыт, позволяющий избежать чрезмерных рисков, связанных с доводкой и возможными переделками крупного оборудования. ОАО «ВТИ» разработана ОПУ для Закамской ТЭЦ. Проект ПГУ призван обеспечить научно-технические основы для реального создания нового энергетического оборудования на угле реализующего предложенную технологию. В промышленных ПГУ при использовании продвинутых отечественных газовых турбин она обеспечит КПД не ниже 44% при практически нулевых выбросах пыли в атмосферу, выбросах SO₂ не выше 0,03 г/МДж (что на порядок ниже нормативной величины для твердого и жидкого топлива) и выбросах NO_X не более 0,009 г/МДж. Удельная стоимость таких ПГУ не превышает уровня лучших образцов действующего отечественного паросилового оборудования.

Следует отметить еще один очень важный показатель - качество угольной продукции, от чего зависит не только конкурентоспособность угля на рынке энергоресурсов но и технология переработки угля в целевые продукты. Принципиальные положения в этом направлении конкретизированы в отраслевой программе «Концепция развития угольной промышленности», где предусмотрено создание чистых технологий на всех стадиях производственного цикла [58, 59]. Использование облагороженных видов топлива приводит к снижению затрат на производство электроэнергии по сравнению с использованием рядовых углей.

Таким образом, в ближайшей перспективе углю отводится роль энергетического сырья и все разрабатываемые процессы переработки углей ориентируются в основном на производство различных видов топлива [60]. Однако с исчерпанием основных мировых запасов нефти и газа уголь будет приобретать значение основного источника органического сырья для химической промышленности. Следовательно, нетопливные пути использования ископаемых углей нуждаются в существенной разработке, технико-экономической оценке и широкой практической реализации. Это потребует основательного пересмотра возможностей комплексного использования природного потенциала углей России, как с позиций фундаментальной науки об угле, так и с позиций наиболее оптимальных путей промышленной переработки углей для каждого угледобывающего региона страны. В настоящее время существуют все технологические и экономические предпосылки для повышения качества добываемых в России углей, вовлечения в добычу и глубокую переработку низкосортных и некондиционных твердых топлив и утилизации твердых отходов угледобычи и углепереработки, что позволит получать дополнительно ценную углехимическую продукцию.

Создание высокоэффективных технологий по переработке угля с пониженной эмиссией вредных веществ в технологическом цикле и ориентированных на получение конкурентоспособных продуктов, а также позволяющих получать электрическую и тепловую энергию с высоким КПД, является в настоящее время приоритетной задачей энергетической стратегии России.