История газификации углей

Первая ПЦС извлечения тепла пористых пластов для отопления была создана в 1963 г., в Париже. Сейчас более 60-ти таких систем функционируют во Франции и больше десятка городов обогреваются теплом петротермальной энергии. А в 1977 г. первая ПЦС с гидроразрывом практически непроницаемого массива раскаленных гранитов по проекту Лос-Аламосской национальной лаборатории начала создаваться в США. В настоящее время в этой стране на основе ПЦС осуществлено более 224 проектов петротермального теплоснабжения. При этом допускается, что геотермальные ресурсы могут обеспечить основную часть перспективных потребностей США в тепловой энергии для неэлектрических нужд. В 1983 г. английские ученые повторили американский опыт, создав экспериментальную ПЦС с гидроразрывом гранитов в Корнуэлле. Аналогичные работы проводятся в Германии, Швеции, Бельгии, Швейцарии, Финляндии и других странах.

В настоящее время исследования и разведка геотермальных ресурсов ведутся в 65 странах мира. В мире на основе геотермальной энергетики создано станций общей мощностью около 10 000 МВт. Актуальную поддержку в освоении геотермальной энергии оказывает ООН и ЮНЕСКО. Расчеты показывают, что за год из одной скважины можно получить столько тепловой энергии, заключенной в петротермальных теплоносителях, сколько выделяется при сгорании 158 тыс. т угля.

Накопленный во многих странах мира опыт свидетельствует, что использование петротермальных теплоносителей в благоприятных условиях оказывается в 2–5 раз выгоднее применения тепловых и атомных энергоустановок.

Технические средства и процессы добычи, обработки и доставки петротермальных теплоносителей к их потребителю следует рассматривать как важную часть высокоэффективной технологии, которая располагает современной техникой, опытом и квалифицированными кадрами, необходимыми для освоения всей совокупности неисчерпаемых топливно-энергетических ресурсов Земли.

Основную трудность при освоении тепловой энергии Земли представляет строительство глубоких и сверхглубоких скважин, являющихся каналом для вывода теплоносителя на поверхность. В связи с высокой температурой на забое (при 200–250°С традиционные породоразрушающие инструменты малопригодны для работы) предъявляются особые требования буровым и обсадным трубам, цементным растворам, технологии бурения, крепления и заканчивания скважин. Отечественная измерительная техника, серийные эксплуатационная арматура и оборудование выпускаются в исполнении, допускающем температуры не выше 150–200°С. Традиционное глубокое бурение скважин подчас затягивается на годы и очень дорого. Строительство скважин из-за высокой плотности пород, рельефа местности, других параметров не всегда доступно.

Таким образом, пока еще малую роль петротермальных ресурсов в экономике можно объяснить незначительным вниманием, уделяемым им, и небольшими средствами на их освоение. Этого хватает для использования малой доли ресурсов энергии недр в виде общепринятой сегодня низкоэффективной фонтанной технологии.  
Следовательно, решить эту проблему можно и нужно лишь путем создания прогрессивной технологии разработки основной части петротермальных ресурсов, т.е. извлечения энергии горячих пород.

Технически доступной глубинная тепловая энергия Земли может стать только при создании высокоэффективной технологии строительства глубоких и сверхглубоких геотермальных скважин. В основных производственных фондах стоимость скважин составляет 70–90%.  
Проблемой извлечения и использования неисчерпаемой глубинной тепловой энергии горячих пород Земли на территории России наша группа российских ученых и специалистов занимается не один год. Целью работы группы – создание на основе отечественных передовых технологий высокоэффективных технических средств для глубокого и сверхглубокого проникновения в недра земной коры. В настоящее время разработано несколько вариантов буровых снарядов (БС) "ноу-хау". Такие буровые снаряды создаются впервые. Аналогов в мировой практике нет. Работа первого варианта БС связана с действующей традиционной технологией бурения скважин. Скорость бурения твердых пород (средняя плотность 2500–3300 кг/м3) до 30 м/ч, диаметр скважины 200–500 мм.

Второй вариант БС осуществляет бурение скважин в автономном и автоматическом режиме. Запуск БС осуществляется со специальной пускоприемочной установки, с которой и ведется управление его движением. Этот снаряд сможет пройти в твердых породах 1000 м в течение нескольких часов. Диаметр скважины от 500 до 1000 мм.  
Варианты БС многоразового использования обладают большой экономической эффективностью и огромным потенциалом. Внедрение их в производство позволить открыть новый этап в строительстве глубоких и сверхглубоких скважин и обеспечить доступ к неисчерпаемым источникам тепловой энергии Земли.

Глубина скважин определяется петротермальными условиями и требованиями потребителя в энергетике. Для нужд теплоснабжения необходимая глубина скважин на всей территории страны лежит в пределах 3–4,5 км и не превышает 5–6 км.  
Выработка электроэнергии в широких масштабах потребует создание циркуляционных систем со скважинами на глубине 7–9 км.

Температура теплоносителя для нужд жилищно-коммунального теплоснабжения не выходит за пределы 150°С. Для промышленных объектов температура, как правило, не превышает 180–200°С, а для выработки электроэнергии – 220–250°С.  
Новая высокоэффективная технология потребует строительства глубоких и сверхглубоких нагнетательных и эксплуатационных скважин и создания между ними циркуляционных систем на глубине 5–9 км. Для сообщения между скважинами можно использовать естественный проницаемый пласт или создается искусственный коллектор с серией вертикальных трещин гидроразрыва, возможно внедрение других технологий. ГТЦС могут создаваться любой тепловой мощности. Продолжительность эксплуатации таких циркуляционных систем 40 лет и более. На основе постоянных ПЦС планируется строительство в широких масштабах тепловых станций (ПетроТС), электростанций (ПетроЭС) и теплоэлектростанций (ПетроТЭС). Станции строятся максимально приближенными к потребителю и по мощности, в зависимости от потребности тепла и электроэнергии, могут быть различными.

Мощность петротермальных паровых турбогенераторов (выпускаемых промышленностью): 1–5; 10–20; 25; 30; 50; 75; 100 МВт.  
Мощность (электрическая) петротермальных теплоэлектростанций: 1–5; 10–20; 25–100; 100–300; 300–500; 500–1000 МВт.  
Тепловая мощность ГЦС, кВт – любая.  
Теплоноситель – пар, вода.

Районы обеспечения потребителей теплом ограничиваются радиусом – 10–15 км. В особо благоприятных условиях обеспечение потребителей теплом может достигать – 25–50 км.  
Себестоимость получаемой электроэнергии и тепла на станциях, использующих тепло "сухих" горных пород может быть в 3–6 раз ниже получаемой электроэнергии и тепла на станциях, построенных по традиционной технологии геотермальных скважин.  
Конструктивная простота ПетроТЭС, ПетроЭС и ПетроТС значительно упрощает их строительство и эксплуатацию. Наземная часть станций осуществляется в каркасном или комплектно-блочном (мобильном) исполнении.

Цель создания таких станций – обеспечение постоянными, доступным дешевыми теплом и электроэнергией отдаленных, труднодоступных неосвоенных и нуждающихся в энергетике районов РФ.  
Срок окупаемости геотермальных тепло- и электростанций 3 года.  
Две трети территории России вполне возможно снабдить таким станциями.

Надо полагать, что это один из главных источников энергии в ближайшем будущем. Поэтому, Российской Федерации как арктическому государству развитие такого потенциала энергии крайне необходимо.  
Создание новой отрасли дает возможность экономить около одного миллиарда тонн органического топлива в год. Экономия может составить  
3–5 трлн. руб.

В срок до 2030 г. возможно создать энергетические мощности по замене до 30% огневой энергетики, а до 2050 г. почти полностью исключить органическое сырье в качестве топлива из энергетического баланса Российской Федерации.  
Развитие промышленной петротермальной энергетики является уникальным в своем роде процессом в мировой энергетике.

Неисчерпаемая тепловая энергия Земли – основа будущей энергетики.  
Для страны она может стать постоянным, надежным источником обеспечения дешевыми и доступными электроэнергией и теплом при использовании новых высоких, экологически чистых технологий по ее извлечению и поставки потребителю. Петротермальная энергетика – это фундамент обеспечения безопасности России, её дальнейшего и интенсивного экономического развития различных областей промышленности, сельского хозяйства транспорта и коммунально-бытовой сферы в отдаленных и неосвоенных районах страны, других районах РФ, нуждающихся в дешевой и стабильной энергетике.

Статья опубликована на сайте Национального союза энергосбережения.  

Заключение

процесс газификация уголь газогенератор

Несмотря на глобальное лидерство нефти и газа как первичных источников энергии, уголь по-прежнему занимает очень прочные позиции. В XXI веке роль угля в энергетическом балансе большинства стран будет возрастать. Это обусловлено как ростом издержек на добычу нефти и газа, так и неизбежной перспективой их исчерпания в текущем столетии. Запасы угля на порядок и более превышают запасы углеводородов, и на третье тысячелетие угля в мире точно хватит.

Очевидно, что сегодняшний взлет цен на нефть в большей мере вызван политическими и спекулятивными причинами, чем дефицитом этого сырья. И, скорее всего, через какое-то время нефть опять подешевеет. Но многие потребители уже не хотят ждать очередного кризиса, который поставит их на грань банкротства. Они начинают формировать свои корпоративные или региональные программы энергоснабжения, ориентированные на локальные источники энергии, чтобы ослабить зависимость от конъюнктуры мирового энергетического рынка. И, естественно, их взоры в первую очередь обращаются к газификации угля как к альтернативному источнику газа для энергетики, металлургии и химической промышленности. Но эта альтернатива имеет два главных недостатка по сравнению с нефтегазовыми технологиями: более высокая капиталоемкость основных процессов и значительные затраты на очистку газа от вредных примесей. Хотя при сравнении с традиционными технологиями сжигания угля есть и целый ряд преимуществ: очистка газа перед сжиганием дешевле, чем очистка дымовых выбросов угольных электростанций. При сжигании угольного газа радикально снижаются выбросы оксидов азота, и может быть эффективно реализован комбинированный парогазовый цикл производства энергии. Много вопросов к угольным технологиям возникает и в свете принятия Киотского протокола об ограничении выбросов углекислого газа.

Но и здесь наметился значительный прогресс. Так, например, Департамент энергетики США (US DOE) планирует к 2012 г.

Запустить в эксплуатацию угольную электростанцию коммерческого масштаба, которая относится к классу «zero emissions» с полной сепарацией и секвестрацией (sequestration) углекислого газа. Ожидается, что стоимость электроэнергии будет только на 10 % выше, чем на традиционной угольной электростанции. Как только будут введены ощутимые налоги за выброс диоксида углерода в атмосферу, такие технологии займут лидирующее положение в энергетике.

Безусловно, прогресс не стоит на месте.

Поэтому современные процессы газификации угля существенно отличаются от уровня 1950-1960 гг. и по технологическим, и по экологическим показателям. И если тогда были известны три-пять основных способов газификации с несколькими вариациями для каждого, то в настоящее время счет идет на десятки. Причина такого разнообразия заключается в том, что невозможно разработать один универсальный процесс, который будет использовать самые разные угли и производить продукцию, пригодную для всех случаев жизни: для традиционной и водородной энергетики, для многочисленных химических технологий и металлургии. Каждый процесс имеет свою потребительскую нишу, свои недостатки и свои преимущества. Однако можно сформулировать одну общую закономерность. Наибольшей экономической эффективностью и гибкостью обладают технологии газификации с комбинированным производством нескольких продуктов. Поэтому сегодня наряду с уже устоявшимся термином «когенерация» все чаще применяется «тригенерация» и даже «квадрогенерация». И это является отражением современной тенденции в области газификации угля. В истории газификации имеется многолетний опыт заводов SASOL в ЮАР, которые производят более сотни продуктов из угля. По-видимому, это избыточно предельный случай полипроизводства. Однако здесь следует вспомнить, что данный проект был обусловлен в большей мере политическими (введение эмбарго), чем экономическими причинами. Естественно, что экономический оптимум должен определяться индивидуально для каждой конкретной ситуации.

Характерным примером из новой истории газификации угля может служить изобретение российских специалистов. В центре Сибири находится Канско-Ачинский бассейн с необозримыми запасами дешевого бурого угля. В начале 1990-х годов в институте КАТЭКНИИуголь, который занимался проблемой переработки этого угля, был разработан новый процесс газификации. Он относится к классу слоевых автотермических технологий. Это направление, которое берет свое начало от исторически первого способа газификации угля, достигло самого высокого уровня развития в промышленных технологиях фирмы Lurgi. На протяжении многих десятилетий тысячи специалистов в разных странах неустанно совершенствовали этот процесс и, казалось, что здесь уже не может быть места новым решениям. Однако в процессе детального исследования слоевой газификации угля на компьютерной модели удалось выявить новый эффект. При определенных технологических параметрах в слое угля с так называемым обратным дутьем формируется фронт неполной конверсии угля, движущийся навстречу воздушному потоку.

Процесс был воспроизведен на экспериментальной установке.

Как оказалось, он обладает целым рядом преимуществ по сравнению с классической технологией. Прежде всего, производимый газ абсолютно не содержит конденсируемых продуктов пиролиза угля, потому что они сгорают в потоке воздуха сразу же после выхода из угля, а продукты сгорания вступают в реагирование с раскаленным коксом и превращаются в газ, который (кроме азота, поступающего с воздухом) состоит в основном из водорода и оксида углерода (Н2 + СО). Отмывка газа от смол в классической технологии и последующая их утилизация — одна из главнейших проблем слоевой газификации. В том числе она связана с громоздкими сооружениями для переработки больших объемов воды, загрязненной фенолами и канцерогенными органическими соединениями. Характерным признаком такой технологии является специфический запах летучих веществ, которые пронизывают весь завод. Они депрессивно воздействуют на окружающую экосистему (вода, воздух, растительность) и, конечно, в первую очередь, на здоровье персонала. В новой технологии эта проблема полностью устранена — в производимом газе нет даже следов угольных смол.

И это радикально удешевляет промышленное производство.

После прохождения через слой угля фронта термических превращений (термической волны) в газификаторе остается высокопористый твердый продукт. В зависимости от сорта исходного угля и выбранных технологических параметров процесса он может представлять собой активированный углерод или среднетемпературный кокс металлургического назначения. Как известно, активированный углерод является незаменимым веществом для адсорбции очень широкого спектра загрязняющих веществ. Его применяют для очистки самых разнообразных газовых выбросов. В России этот продукт сертифицирован также для очистки загрязненной воды до питьевого качества. А кокс является универсальным технологическим топливом для многочисленных металлургических технологий и эффективным углеродным восстановителем для электротермических производств (например, получение ферросплавов, кремния, фосфора), где требуется высокая реакционная способность и большое электрическое сопротивление.