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 150-200оС [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 NOX 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.