Использование водо-угольных, угольно-мазутных суспензий



Предыдущая | Следующая

 

Использование водо-угольных, угольно-мазутных суспензий и сверхчистых угольно-водородных энерготехнологий ШУМЕЙКО Михаил Валерьевич Генеральный директор ООО «Торговая Компания Континенталь Восток» Идея создания трубопроводной системы для передачи угля из восточных энергоизбыточных районов России в энергодефицитные западные возникла несколько десятилетий тому назад, много раньше, чем созрела и была реализована идея передачи угля по трубе в виде водо-угольной суспензии из Белово в Новосибирск для сжигания последней на ТЭЦ-5.
Предполагалось транспортировать бурые угли Канско-Ачинского бассейна, с относительно невысокой теплотой сгорания, а в качестве жидкого носителя использовать метанол. В результате намечалось получить достаточно высококалорийное топливо, пригодное для транспортирования на Урал и далее в западные районы. Исходным материалом для приготовления метанола должен был стать все тот же уголь Канско-Ачинского бассейна.
Авторство идеи закреплялось за Министром химической промышленности СССР Л. А. Костандовым. Реализация проектов установок по получению метанола из угля затянулась. Заказчика же, известного предпринимателя из США А. Хаммера, поджимали сроки, к тому же угольная компонента ему совсем не была нужна. По совокупности обстоятельств трубопровод был построен из Поволжья в район Одессы (порт Ильичевск), сырьем для производства метанола послужил природный газ.
Далее танкерами метанол доставлялся в США. Система исправно работает по сей день.
Идея передачи водо-угольной суспензии из Белово в Новосибирск опиралась на более высокую теплоту сгорания кузнецких углей и относительно небольшую длину транспортирования — 262 км. Хотя с самого начала конкурирующим вариантом была подача суспензии, позднее ее стали называть водо-угольным топливом (ВУТ), на Беловскую ГРЭС, расположенную менее чем в 20 км от шахты «Инская», уголь которой служил исходным сырьем для приготовления ВУТ.
Угольные суспензии были предназначены заменить традиционное энергетическое топливо — мазут и уголь в ТЭС и котельных с пылевидным и слоевым сжиганием угля: в ТЭС и котельных, работающих на мазуте; в двигателях внутреннего сгорания; в установках комбинированного парогазового цикла.
Вопреки утверждению авторов статьи о том, что «научные аспекты этой проблемы были решены», есть основание сомневаться в том, что это вообще было возможно. Так, в Подмосковье неподалеку от г. Раменское для отработки всех элементов системы был создан полигон общей площадью 47 га. Длина трубопровода в 262 км и площадь полигона в 47 га — просто несоизмеримые величины. Безусловно, на таком полигоне невозможно было проложить трассу протяженностью 262 км. В результате пришлось искать выход из положения в виде более компактного решения. И его нашли в виде варианта, далекого от моделируемой реальности: Построили трубопровод меньшего диаметра, который имел несколько перегибов в вертикальной плоскости, что совершенно не идентично почти горизонтальному профилю на трассе трубопровода. В результате в условиях моделирования происходило постоянное перемешивание твердой и жидкой фаз, тогда как в реальных условиях они вели себя достаточно спокойно. Результатом стало в реальности расслоение ВУТ на твердую и жидкую фазы, несмотря на применение стабилизатора суспензии (химического реагента). Неоднократно подача ВУТ прекращалась, и приходилось вырезать значительные участки трубопровода для ликвидации пробок пульпы.
Вторым обстоятельством, не позволившим оценить реальные экономические и экологические результаты применения ВУТ в сравнении с пылеугольным топливом, явилось то, что трата за загрязнение воздушной среды включается в тарифы за электрическую и тепловую энергию, тем самым делая их усредненнобезымянными. Между тем имеются аппаратурно выполненные доказательства того, что уголь в составе ВУТ выгорает более полно, тем самым снижая загрязнение атмосферы.
На основании отечественного опыта можно сделать следующее заключение: Применение ВУТ взамен пылевидного угля нецелесообразно по экономическим и производственным показателям.
«ВУТ взамен мазута» имеет перспективу только при очень высоких относительно угля ценах на мазут. В центральных областях России, где соотношение цен на мазут/уголь близко к двум, с учетом теплоты сгорания и технологичности этих теплоносителей применение ВУТ взамен мазута нерентабельно. В других странах соотношение цен делает рентабельным ВУТ из обогащенного угля в качестве частичной замены мазута на ТЭС. Исследование этого направления можно считать практически завершенным.
ВУТ из высокодеминерализованного угля будет перспективным для ДВС при условии разработки экономически рентабельной технологии измельчения и деминерализации угля.
Исследовательские работы этого направления целесообразно продолжить. Из известных способов глубокой деминерализации угля (до остаточной зольности менее 1 %) наиболее экономически и экологически перспективным является механохимический, который к тому же совмещен со сверхтонким измельчением и предусматривает возможность утилизации минеральной составляющей угля в виде чистых оксидов кремния, кальция, магния и титана.
Кроме того, установлено, что системы улавливания мазутных ТЭЦ нуждаются лишь в небольшой модернизации, если только улавливание суспензий не превышает 5 % и доля сжигаемого вместе с мазутом ВУТ не превышает 50 %. Обогащение угля до зольности 5 % не требует дорогостоящих методов химической деминерализации или масляной агломерации.
Создан ряд проектов «ВУТ взамен мазута», некоторые из них реализованы. Угольные суспензии (не только ВУТ) применяют в качестве вспомогательного топлива на мазутных ТЭЦ.
Корпорация Мицубиси в Японии разработала промышленную технологию производства и сжигания угольно-мазутных топлив. С 1985 г. такое топливо используют на электростанции, использующей агрегаты мощностью от 265 МВт до 7,5 МВт. Ряд ТЭЦ Японии приморского базирования, на которых была проведена необходимая модернизация системы сжигания и золоудаления, используют ВУТ в промышленном масштабе. Сжигание ВУТ производят совместно с мазутом в основном в ночное время или часы значительного снижения нагрузок. Производят ВУТ в Китае из обогащенного угля и доставляют в Японию танкерами.
Актуальность ВУТ для дизелей и газовых турбин определяется тем, что эти типы двигателей имеют в основном транспортное назначение, а транспорт потребляет примерно половину добываемых на Земле энергоресурсов, практически все светлые производные нефти и часть природного газа. Транспорт является и основным виновником загрязняющих атмосферу выбросов токсичных продуктов сгорания нефтяных топлив (в виде оксидов серы и азота, а также бензопиренов и сажистых частиц. Однако для ДВС требуется высокодеминерализованное топливо (зольность 1 %).
Предварительную газификацию угля, торфа, отходов древесины и сельского хозяйства с последующим использованием горючего газа и перегретого пара в агрегатах парогазотурбинного цикла — на ТЭЦ, в дизелях и турбинах в настоящее время считают наиболее прогрессивным и перспективным в энергетике.
Такие технологические схемы имеют ряд важных преимуществ по сравнению со схемами прямого сжигания. В газогенераторных установках значительно меньше, чем в двигателях, ответственных трущихся деталей, износ которых оказывает существенное влияние на их работоспособность. Высокая температура обеспечивает полноту конверсии топлива в горючий газ. Очистка генераторного газа от оксидов серы и азота значительно дешевле очистки продуктов сгорания, поскольку масса генераторного газа в 9-12 раз меньше, чем масса продуктов сгорания. Соответственно, концентрация подлежащих удалению вредных примесей во столько же раз выше. К тому же, очистку газа производят при давлении 1-1,5 МПа. Следовательно, объем очищаемого газа примерно в 100 раз меньше объема подлежащих очистке продуктов сгорания топлива при атмосферном давлении. Сжигание горючего газа практически не требует модернизации энергоустановок и исключает вызываемый твердым топливом износ их рабочих деталей. Перегретый пар парогазотурбинных генераторных установок (ПГТУ) комбинированного цикла используется в паровых турбинах. Тем самым обеспечивается наиболее полная и рациональная утилизация энергии сжигаемого топлива. Требования к дисперсности угля, степени его обогащения, вязкости и стабильности суспензий (если они используются в качестве топлива) самые умеренные. Перспективность использования ВУТ в таких агрегатах определяют два обстоятельства. Во-первых, суспензии подают в реактор под высоким давлением насосами, что делает процесс газификации непрерывным и избавляет газогенераторы от таких сложных в эксплуатации на сухом топливе конструкций, как шлюзовые камеры, затворы и питатели, обеспечивающие их работу в периодическом режиме при высоких давлениях и температурах. Во-вторых, часть входящей в ВУТ воды (примерно половина) в генераторах полезно расходуется на образование водорода и окиси углерода в результате ее диссоциации при высоких температурах и давлениях. Воду (15 % от массы угля) подают в газогенераторы, работающие на угле с первичной влажностью 10-15 %. В газогенераторных процессах на производство водорода и окиси углерода полезно расходуется примерно половина содержащейся в суспензии воды.
В США, Голландии, Германии, Испании, России и Италии построены и работают на угле энергоагрегаты комбинированного парогазового цикла мощностью от 60 до 300 Вт. В США (в штатах Индиана и Флорида) две из восьми таких ТЭС работают на ВУТ.
Измеренный КПА — 42 %. Перспективы использования ВУТ в ПГТУ будут, вероятно, оценены по результатам работы этих ТЭС.
Масштабное применение ВУТ в строящихся или проектируемых ТЭС на основе ПГТУ в России не предусмотрено. Между тем это направление является, возможно, единственным крупномасштабным и перспективным применением технологии ВУТ, в котором имеются весьма значительные научные и технические наработки российских исследователей и технологов.
Рассмотрим более подробно разработки ТЭС на ВУТ китайских специалистов. При этом следует указать на то, что работы выполнялись в гораздо более многоаспектных направлениях, чем на одном объекте в России. В частности, в Китае транспортировали ВУТ на расстояние 2500 км и сжигали на установке, находящейся в курортной местности. Никаких вредных последствий для окружающей среды не было. Характерным является слив ВУТ в емкости, оснащенные барбатажными устройствами. В таких условиях ВУТ хранились более года, и никакого расслоения не было отмечено. Вполне возможно, здесь применялись также более совершенные стабилизаторы. Очевидно, не столь сложно было создать барбатирующие устройства и по трассе трубопровода.
Неясно, что помешало подавать суспензию под большим давлением насосами.
Часть воды, входящей в состав ВУТ, полезно расходуется на образование водорода, имеющего более высокую теплоту сгорания, чем уголь. Было ли учтено это обстоятельство и были ли созданы в российской системе сжигания топлива условия для такого разложения воды?
Одним из перспективных технико-экономических решений являются технологические схемы сверхчистых угольно-водородных энерготехнологических комплексов на основе концепции «Углегаз — Электричество».
При сверхчистых угольно-водородных технологиях обеспечиваются практически нулевые выбросы парниковых газов и высокая энергетическая эффективность использования твердого топлива при КПД, превышающем 0,6. Нетрадиционная скважинная технология добычи угля (подземная углефикация в массиве и скважинная добыча угля) может быть доведена до промышленного применения.
Прообразы углеэнергетических предприятий нового технологического уровня уже начинают создаваться не только как демонстрационные, но и как полупромышленные комплексы.
Примером может служить проект углеэнергетического предприятия, вводимого в штате Иллинойс (США). Здесь предполагается построить комплекс, состоящий из угольного предприятия и прикарьерной электростанции мощностью 2400 МВт с годовым потреблением угля и выработкой электроэнергии на паро-газотурбинных установках комбинированного цикла. Общая стоимость проекта 4,5 млрд дол. США.
Удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности для проектов ТЭС на «чистом угле» составляют: 2000-3000 дол.
— для США; 3000 дол. — для Японии; 2500 евро — для Европы (Элкогаз, Испания).
Главной причиной, по которой удельные капиталовложения для ТЭС на «чистом угле» столь высоки, при использовании непрерывной и поточной технологии сжигания угля является ее многооперационность. Для снижения затрат требуется найти существенно более простые, малооперационные решения.
Консепт-модель ультрачистой угольной электростанции XXI в.
«Vision-21» была разработана Министерством энергетики США.
Это прообраз угольно-водородной теплоэлектростанции будущего с внутрицикловой газификацией угля и паро-турбинными установками комбинированного цикла в сочетании с топливными электрохимическими генераторами (fuel cells) и высокой энергетической эффективностью с КПД, достигающим 0,55-0,6 с полным улавливанием СО2 и парниковых газов. Концепция «Углегаз — Электричество» по своей сути заключается в создании глубокоинтегрированных угледобывающего и энергопроизводящего предприятия в виде единой производственно-технологической системы с конечным продуктом — электроэнергией, который является социобезопасным и экологоэнергоэффективным. Замыкающим топливом является генераторный газ (в смеси с пластовым метаном), а конечным продуктом углеэнергетического комплекса — тепло — и/ или электроэнергия. Условно можно назвать эти схемы «чистыми технологиями». Дальнейшее развитие этой концепции — «сверхчистые угольно-водородные технологии» на водородном топливе, получаемом химическим способом из генераторного газа (в смеси с углеметаном). При этом уголь сначала газифицируется, после чего из генераторного газа (в смеси с углеметаном) вырабатывается водород и запускается в цикл, а выделяющиеся парниковые газы, включая углекислый газ СО2, улавливаются и утилизируются. Такая многостадийная конверсия: уголь — генераторный газ — метан — водород — электричество — позволяет создавать высокоэффективные углеэнерготехнологические системы с нулевыми или близкими к ним выбросами компонентов в атмосферу.
Относительная стоимость получения водорода из природного газа, нефти и угля оказывается соответственно в четыре и три раза более высокой, чем из угля. Получение водорода из воды электролитическим методом оказывается вообще экономически неэффективным. При формировании концепции «углегаз — электричество» вводится положение о том, что энергетическая эффективность углеэнергетических систем обусловливает их экологическую и энергетическую эффективность.
Общим для всех консепт-моделей является выделение водорода, основной объем которого используется для газо-паротурбинных генераторов комбинированного цикла, а частично направляется внешним потребителям. При подземной разработке углеметановых месторождений возможны три технологические схемы. В первом случае предусматривается углегазификация в массиве совместно с метанодренажем;
смесь генераторного газа с пластовым углеметаном служит сырьем для получения водорода. По второй схеме уголь, добытый по традиционной технологии, подвергается внутрицикловой газификации на поверхности, после чего синтетический газ используется как промежуточный продукт для получения водорода. По третьей схеме добыча угля и попутный дренаж метана ведутся по технологии скважинной гидродобычи. В этом случае водоугольная пульпа из продуктивной скважины направляется на внутрицикловую газификацию с последующим использованием генераторного газа для получения водорода. При открытой добыче угля возможны два варианта технологии: традиционная технология добычи угля в карьере с внутрицикловой газификацией угля или механогидравлическая добыча угля и напорный гидротранспорт внутриугольной пульпы на внутрицикловую газификацию.
Схемы с традиционной добычей угля шахтным или открытым способом являются наиболее подготовленными для реализации в демонстрационных проектах.
Вместе с тем скважинные технологии подземной газификации, и тем более скважинной гидродобычи, нуждаются в дальнейшем совершенствовании. Наиболее сложным и менее разработанным в технологическом отношении является промышленное выделение водорода из синтетического генераторного газа и углепластового метана.
Углеэнерготехнологический комплекс на базе карьерной механогидравлической добычи угля, внутрицикловой с применением газотурбинных генераторов двойного пароводородного комбинированного цикла может быть положен в основу проектов глубоко интегрированных угольно-водородных энерготехнологических комплексов по совместной открытой добыче угля, внутрицикловой углефикации и генерировании электроэнергии на газогенераторах по двойному пароводородному циклу.
Комплекс состоит из горного цеха (угольный разрез), блока углегазификации и газопереработки (пульпоподготовка, углегазификация, очистка генераторного газа и получение водорода) и энергоблока с газотурбинными генераторами, где вырабатывается электроэнергия.
Горный цех — это угольный карьер, где выемка угля ведется гидромониторами или механогидравлическим способом. Образованная в процессе добычи угля на карьере водо-угольная пульпа направляется в блок углегазификации и газопереработки для газификации угля и получения генераторного газа как исходного продукта для выработки водородного топлива, на основе которого и генерируется электроэнергия. Добыча угля ведется открытым или открыто-подземным способом с выемкой угля гидравлическим или механо-гидравлическим способом по четырем типам технологий: гидромоторная выемка угля на уступе карьера; разработка угля на уступе с применением фрезерных комбайнов типа КСМ.; разработка угля с применением шнеко-буровых агрегатов; с выемкой угля в камерах узкобойным комбайном с дистанционным управлением по схеме «HIGH WALL». Добытый уголь смешивается с водой, и водоугольная пульпа подается по трубопроводу в углегазификатор, расположенный в газоперерабатывающем блоке. Общим для всех четырех технологических схем является наличие дробильно-загрузочного устройства ДЗУ и последующий гидротранспорт водоугольной пульпы в блок топливоподготовки и газопереработки, что обеспечивает непрерывность, поточность и малооперационность выемки и транспортировки угля. Такая концепция может быть воплощена в локальном углегазоэнерготехнологическом комплексе на угольных месторождениях с достаточно разнообразными горно-геологическими условиями, подчас такими, в которых традиционные технологии неприемлемы.
Блок углегазификации и газопереработки осуществляет пульпоподготовку, углегазификацию, очистку генераторного газа и получение водорода. В газоперерабатывающем блоке производится очистка генераторного газа, из которого выделяется свободный водород, направляемый в энергоблок как топливо для выработки электроэнергии на турбопарогазогенераторах комбинированного цикла.
Энергоблок состоит из газовой турбины, работающей на водородном топливе, теплообменника-парогенератора., питающего паром паровую турбину, электрогенератора комбинированного цикла. Отработанные высокотемпературные газы из газовой турбины направляются в теплообменник, откуда образованный пар поступает в паротурбоэлектрогенератор.
Отработанный пар из паровой турбины вместе с низкотемпературным паром из газовой турбины вместе с водородом направляется в углегазификатор. Таким образом обеспечивается двойной комбинированный пароводородный цикл для поддержания процесса углегазификации.
Основными горючими компонентами генераторного газа при углегазификации являются водород (H2), окись углерода (СО) и в небольших объемах метан (CH4). Обычно содержание свободного водорода в генераторном углегазе колеблется от 20 до 56 %. Свободный водород выделяется из генераторного газа непосредственно, а также в результате реакции окиси углерода с водяным паром CO+H2O = CH2+ 4H2. Кроме того, в результате взаимодействия метана с парами воды также образуется свободный водород CH4 +2H2 O = CO2 + 4H2.
Содержание метана в генераторном газе составляет 18-22 %.
Основной объем водорода подается в водородный турбогенератор, а часть свободного водорода возвращается в реакторгазогенератор для поддержания процесса углегазификации.
Количество получаемого из угля метана, а с ним и водорода может быть увеличено примерно на 1/3.В ИПКОН РАН создан принципиально новый тип дробилки-мельницы — гидроскопическая мельница.
Обычно выделяющийся из угля метан находится в межпаровом пространстве. Другая часть метана содержится в флокулах, образуемых наночастицами угля. Доказано, что каменный уголь является природным наноматериалом. Выделение метана из флокул происходит в результате их разрушения рабочими частями мельницы. За этот счет могут быть повышены параметры, в том числе мощность турбогазогенераторов для выработки электроэнергии.
В газоперерабатывающем блоке производится очистка генераторного газа, из которого выделяется свободный водород, направляемый в энергоблок как топливо для выработки электроэнергии на турбогазогенераторах комбинированного цикла. Отработанные высокотемпературные газы из газовой турбины (перегретый пар) направляются в теплообменник (1-й контур). Образованный пар из теплообменника поступает в паровую турбину (паротурбоэлектрогенератор). Отработанный пар из паровой турбины вместе с низкотемпературным паром из газовой турбины в смеси с водородом направляется в углегазификатор. Таким образом обеспечивается двойной комбинированный пароводородный цикл для поддержания процесса углегазификации (2-й контур).
При иcпользовании водородного топлива выбросы парниковых газов (SOx, NOx, CO2) в атмосферу исключаются практически полностью, выбрасывается только нетоксичный водяной пар.
Двуокись углерода связывается, вступая в реакцию с окисью кальция, превращается в карбонат кальция, который идет в отходы CO2 +CaO = CaCO3.
Также в отход идут сера и азот, находящиеся в генераторном газе.
Использование выделенного из генераторного газа водорода как замыкающего топлива обеспечивает повышение КПД газопаротурбинных электрогенераторов и полностью исключает выбросы в атмосферу парниковых газов. Структура локального углегазоэнергетического комплекса, состоящего из горного цеха, блока, характеризуется тем, что в горном цехе ведутся открытая и открыто-подземная выемка угля и подготовка водо-угольной пульпы, в топливно-подготовительном блоке осуществляется газификация угля с последующей очисткой генераторного газа и выделением из него свободного водорода.
Сепарация газа — запатентованный массообменный сепаратор обеспечивает смешение неочищенного газа с размельченной до микронного уровня дисперсности жидкостью, контакт капель жидкости с механическими и смолообразующими примесями и их отделение вместе с каплями жидкости центробежной секции сепаратора. Высокая плотность орошения жидкости на поступающий газ, достигающая 200 м на 1 м сечения, и высокая дисперсность абсорбирующей жидкости позволяют достичь практически полного извлечения примесей из генераторного газа. Массообменный сепаратор хорошо работает в строго определенных пределах производительности по газовому потоку; он рассчитывается и изготавливается на конкретные условия эксплуатации.
При необходимости генераторный газ подвергается очистке на твердом носителе сорбента.
В настоящее время ООО «Малая газовая энергетика» серийно выпускает эти агрегаты с использованием российских и белорусских базовых двигателей (производства Ярославского и Минского моторных заводов), максимально приспособленных к реальным условиям, имеющих обеспеченную ремонтную базу и работающих на отечественных и маслах. Электроагрегаты выпускаются в интервале электрических мощностей от 4 до 500 кВт (всего 15 моделей). Электрический КПД составляет 30-35 %, тепловой — 49 %, суммарный — 79-84 %. Топливная эффективность — 2500 (кВт?ч).
Выпускаемые газопоршневые электроагрегаты работают на природном или сжиженном газе (пропан-бутан), но их перевод на генераторный газ технической сложности не представляет.
Подсчитано и практически доказано, что для производства 1 кВт электрической энергии энергоагрегатами с двигателями внутреннего сгорания необходимо 2500 ккал энергии, получаемой при сгорании топлива. Такое количество энергии может быть получено из 220 г дизтоплива в дизельном двигателе. При стоимости дизтоплива 16 руб. за 1 л производство из него 1 кВт?ч электроэнергии обойдется в 4,4 руб.

/*/

трнаспортировать уголь по трубе - это оригинально...

/*/

"Неоднократно подача ВУТ прекращалась, и приходилось вырезать значительные участки трубопровода для ликвидации пробок пульпы."
Только вдумайтесь в эту фразу...

/*/

@механогидравлическая добыча угля и напорный гидротранспорт внутриугольной пульпы на внутрицикловую газификацию@ - самая перспективная тема! Поточная технология, а если еще грунтососы доработать в сторону усиления деструкции твердой части пульпы... Вот только "нулевые выбросы парникового газа СО2" нафик нивелируют весь эффект... Киотские соглашения - полная липа! СО2 изначально в природном цикле возвращается к С и О2. А во найдите природный процесс, возвращающий О2 из Н2О ? А вот водяной пар (облака) как раз самое теплое одеяло для планеты!
Так что это - саболаж угольного уклада энергетики в пользу углеводородов, позволяющий нефтегазовому бизнесу снимать сверхприбыли и ведущий технический прогресс к совершенствованию именно нефтегазопереработки, т.е. в тупик, наступающий через ДЕСЯТКИ лет...