авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«ЯНКОВСКИЙ Н.А., МАКОГОН Ю.В., РЯБЧИН А.М., ГУБАТЕНКО Н.И. АЛЬТЕРНАТИВЫ ПРИРОДНОМУ ГАЗУ В УКРАИНЕ В УСЛОВИЯХ ЭНЕРГО- И РЕСУРСОДЕФИЦИТА: ПРОМЫШЛЕННЫЕ ...»

-- [ Страница 2 ] --

На сегодняшний день „газовые границы ЕС с „Газпро мом остановились на западных рубежах стран-транзитеров из СНГ (Украины и Беларуси). Другими словами, на европейской газовой карте такие важнейшие участники цепочки „добыча – транзит – потребление, как транзитные страны Украина и Бе ларусь, отсутствуют. У них нет прямых транзитных контрактов с энергетическими компаниями из ЕС и юридически они не не сут перед Европой ответственности за бесперебойный транзит российского газа. К сожалению, это зафиксировано не только в украинско-российских и белорусско-российских контрактах, но и в контрактах энергокомпаний из ЕС с „Газпромэкспортом.

В ближайшее время перенести пункты приемки-сдачи газа на восточные границы ЕС не представляется возможным. Одна ко необходимо готовить решение этого вопроса с привлечением Еврокомиссии до истечения сроков действующих газовых кон трактов. И положительное его решение повысит ответствен ность (юридическую и финансовую) стран-транзитеров перед партнерами – производителями и потребителями газа. Создание СП с участием европейской компании может ускорить этот процесс, интегрируя транзитную сферу Украины в европей скую систему.

„Прогазпромовские эксперты опубликовали множество статей о вреде экспорта законодательства ЕС в третьи страны, в том числе и через механизм ДОЭС. Так какое зло распростра няет Еврокомиссия посредством экспорта законодательства ЕС и чего же опасается „Газпром?

Что касается Украины, то это распространение на нее дей ствия Третьего энергетического пакета (ТЭП) и, в первую оче редь, Директивы 2009/73/ЕС. В частности, это положения о ре альном разделении добычи, транспортировки и дистрибуции газа;

обязательном доступе третьих сторон;

прозрачности рабо ты газовых компаний и многие другие элементы повышения конкуренции и эффективности газового сектора.

Особые опасения у „Газпрома вызывает то, что положе ние статьи 41.4 (d) Директивы 2009/73/ЕС, распространяющееся на третьи страны, может быть реально применено и к нему. А в статье говорится о том, что оператор газотранспортной системы или вертикально интегрированная компания, принадлежащие третьим странам (вне ЕС) и не выполняющие требований этой директивы, могут быть оштрафованы на сумму до 10% от еже годного оборота оператора газотранспортной системы.

В ДОЭС нет ни слова о ТЭП, что нетрудно заметить при его внимательном прочтении. Вместе с тем общие обязательст ва Украины перед ЕС по адаптации европейского законодатель ства требуют в дальнейшем имплементации и Третьего энерге тического пакета.

Таким образом, Евросоюз предлагает странам, которые намерены стать членами ЕС, те правила игры, по которым игра ет он сам. Это же предлагается и энергетическим компаниям из третьих стран, желающим войти в газовый рынок Евросоюза.

Россия, в свою очередь, предлагает экспорт своей монопо лии: неадекватные экономические предложения и политические цены на газ для стран СНГ, завышенные цены для новых стран членов ЕС и в целом крайне жесткие правила игры, несогласие с которыми карается перекрытием газового вентиля и полити ческим противостоянием.

Можно считать „апрельские тезисы (2010 года) премьер министра В.Путина об объединении энергетических секторов двух стран фальстартом предвыборной кампании кандидата в президенты РФ. Но в ЕС, и в Украине это восприняли очень серьезно. Данное предложение и является высшей степенью экспорта российской монополии, неприемлемого для любой власти.

Выбор из двух политических предложений об интеграции для Украины очевиден – это ЕС. Однако игнорирование инте ресов монопольного поставщика газа при „энергоинтеграции“ чревато новыми газовыми конфликтами и потерей транзита, особенно в условиях нереформированности газового сектора.

В украинском газовом секторе остаются нерешенными два важнейших вопроса, что способствует возникновению новых газовых конфликтов.

Первый: Украина за весь период независимости так и не диверсифицировала источники поставок газа, оставаясь полно стью зависимой от РФ. Даже если в разные периоды времени и осуществлялись поставки газа из Туркменистана (иногда не большие объемы газа продавал Узбекистан), то всегда средне азиатский газ транспортировался через территорию России.

Прошло достаточно много времени, пока в Украине поняли, что единственным альтернативным и экономически приемлемым источником поставок газа может быть лишь строительство тер минала по приему СПГ. Даже при небольшой мощности такой альтернативный источник газа (5-10 млрд. кубометров в год) создал бы в Украине минимальный рынок импортного газа.

Второй вопрос: Украина так и не реформировала свой га зовый сектор. Этот сложнейший вопрос необходимо разбить как минимум на три подвопроса [53].

Во-первых, добыча газа в Украине стагнирует – многие годы незначительно возрастала, а в 2010-м упала на 5,3%. Низ кие цены на газ для льготных категорий потребителей (населе ние, бюджетные организации и предприятия теплокоммунэнер го), а также низкие закупочные цены на газ, добываемый укра инскими компаниями (в которых доля государства превышает 50%), сдерживают развитие газодобычи в Украине.

Во-вторых, Украина так и не соскочила с газовой „иглы, покупая газа больше всех в Европе и практически не используя возобновляемые и альтернативные источники энергии. Расто чительство газа является следствием низкой эффективности его использования, высоких потерь по всей цепочке „добыча – транспортировка – хранение – распределение – использование, несовершенства оборудования, краж газа. Эти и другие пробле мы не позволяют кардинально уменьшить потребление газа в целом в экономике.

В-третьих, большинство стран Центральной и Восточной Европы (ЦВЕ) полностью или частично приватизировали свои ГТС. Сейчас этими компаниями владеют или управляют кон сорциумы, в которые вошли крупнейшие нефтегазовые компа нии мира. Это позволяет наладить работу по международным стандартам (техническим, экономическим, юридическим, управленческим и др.) и кардинально увеличить эффективность работы по сравнению с постсоветским уровнем.

Вопрос выбора формы международного использования украинской ГТС непрост. Украина не имеет опыта передачи та ких крупных объектов в аренду или концессию иностранным компаниям, что чревато подписанием неудачного соглашения.

Исходя из богатого опыта стран ЦВЕ по приватизации ГТС, этот путь и для Украины выглядит логичным. При прода же части украинской ГТС на открытом тендере за государством необходимо было бы оставить контрольный пакет акций (50% + 1 акция), что позволит влиять на принятие важнейших решений по ее работе и развитию. Консорциум компаний, который выиг рает конкурс, получит ГТС в управление. Возможно, в консор циум-победитель вошел бы и „Газпром, что было бы выгодно Украине, так как в этом случае он бы не стал строить некоторые обходные газопроводы, например „Южный поток, или умень шил их мощность.

Приватизация украинской ГТС (с участием „Газпрома) крупнейшими компаниями мира (а это по силам только им, по скольку стоимость ГТС составляет более 15 млрд. долл.) на от крытом тендере навсегда бы нивелировала попытки России за владеть ею на неадекватной экономической основе. Понятно, что сейчас Украина к приватизации ГТС не готова. Для этого необ ходимо изменить законодательство, в т.ч. и относительно запрета на приватизацию ГТС, имплементировать основные директивы ТЭП для газового сектора и регулятора;

провести предпривати зационную подготовку предприятия „Укртрансгаз, которое управляет ГТС;

и главное – реструктуризировать долги и вернуть основную часть кредитов. Все это может занять три-четыре года, так что время для эффективной приватизации уже упущено.

Вместе с тем приватизация части ГТС на открытом конкур се не гарантирует вхождения в консорциум-победитель россий ского „Газпрома вследствие проигрыша конкурса или нежела ния участвовать в нем из-за дефицита средств или наличия дру гих приоритетов. Такой вариант „энергоинтеграции ГТС может не реализоваться вообще, поскольку у энергокомпаний из ЕС не будет уверенности в перспективах „наполнения трубы.

В этих условиях более надежным вариантом выглядит трехстороннее СП с соответствующим внесением активов.

Вместе с тем Украина не первой реформирует газовый сек тор – европейский опыт уже наработал основные направления такого реформирования.

Украина хоть и получила „послабления (снижение цены на 100 долл., неприменение штрафных санкций при недоотборе газа в рамках БИП в 2010-м) в контракте с „Газпромом, но не под влиянием серьезных изменений на газовом рынке Европы, а в обмен на продление базирования Черноморского флота РФ в Крыму. Даже после этого сказать, что в российско-украинских газовых контрактах остались проблемные и невыгодные поло жения для Украины, – это ничего не сказать. В целом контракт на поставку российского газа в Украину построен на методо логической базе, чуждой ее национальному энергорынку, и не отвечает европейской практике контрактирования.

Во-первых, выбранная корзина замещающих энергоноси телей (газойль/дизтопливо и мазут) не только не является практической альтернативой природному газу в Украине, но и имеет минимальную долю в украинском энергобалансе. Наибо лее логичным было бы включение в эту корзину угля и электро энергии (всех основных видов).

Во-вторых, отсутствует возможность не только регулярного, но и вообще какого-либо принципиального пересмотра контракта.

В-третьих, после подписания дополнения к контракту ос тавлены практически односторонние санкции при его невыпол нении Украиной.

В-четвертых, четко прописан запрет на так называемый реэкспорт газа. Для покупателей из ЕС этот пункт отменен.

В-пятых, базовая цена газа в формуле (450 долл. за кубометров) делает цену газа для Украины одной из самых вы соких в Европе [21].

На практике получается, что контрактные параметры по добраны для условий энергорынка стран Центральной Европы вместо страны-потребителя – Украины. Можно продолжить список несоответствий, но просто добавим, что даже отдельные элементы ценовой формулы в Европе являются предметом спе циальных переговоров между сторонами контракта.

Так называемая скидка в цене газа для Украины, полученная в результате „харьковских соглашений“, лишь механически и временно приблизила украинскую цену газа к реалиям европейского газового рынка. Одна из основных целей изменения контракта сегодня – это снижение цены на газ. Другие не менее важные це ли – его адаптация к современной европейской контрактной практике и к условиям страны-потребителя – Украины.

Изменять контракт с „Газпромом крайне необходимо и в силу следующих соображений. Во-первых, рост экономики Ук раины в перспективе потребует адекватного увеличения импор та российского газа, а с 2011-го превышение объемов импорта в 40 млрд. кубометров не подпадает под действие „скидки. Во вторых, на период после завершения контракта закладывается „мина – использование его старых базовых элементов, ослож ненных включением „флотских, в т.ч. и экономических дого воренностей. В-третьих, „скидка (отмена экспортной пошли ны РФ) регулируется не на двустороннем межгосударственном или хотя бы на хозяйственном уровне, а только одной сторо ной – правительством РФ.

Таким образом, можно говорить, что именно газовый контракт на сегодняшний день препятствует как созданию СП, так и дальнейшему развитию взаимовыгодного сотрудни чества между РФ и Украиной в целом.

РАЗДЕЛ 2. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ СИНТЕЗ-ГАЗА 2.1. Начало эпохи угля и тенденции развития процесса получения синтез-газа Итак, мы определили важнейшую роль угля в мировом энергообеспечении. Но для оптимального использования угля необходимо знать и учитывать его химическое строение.

Уголь является естественным продуктом, образовавшимся преимущественно из растительного материала. Леса опускались в болота и превращались вначале («биохимическая» фаза) в торф и мягкие бурые угли. Дальнейшее опускание отмерших материалов и покрытие их минеральным слоем привело ко вто рой («геохимической») фазе обуглероживания – образовыва лись твердые бурые угли и, наконец, каменные угли различной степени углефикации. Значительное влияние на превращение растительного материала в смесь веществ, которую сегодня на зывают углем, на биохимической фазе оказали анаэробные микроорганизмы, на геохимической – температура и время.

В настоящее время считается, что в образовании угля принимали участие все растительные элементы, преимущест венно целлюлоза и лигнин. Все угли состоят в основном из уг лерода, водорода и кислорода;

присутствуют также небольшие количества азота и серы. Доля углерода увеличивается со сте пенью углефикации – от ~65% для мягких бурых углей до 91% для антрацитов;

соответственно снижается содержание кисло рода (от ~30 до 2%) и водорода (от ~8 до 4%). Содержание азота и серы меньше зависит от стадий углефикации и состав ляет 0,5-2% N и 0,5-3% S. Эти цифры относятся к органической массе угля, т.е. к высушенной и свободной от золы. Однако лю бой уголь, добываемый из месторождения, содержит влагу и большее или меньшее количество минеральных компонентов, которые во время углефикации взаимодействуют с органиче ским веществом. В табл. 2.1.1 представлен элементный состав углей и содержание летучих, являющееся показателем степени углефикации и определяемое потерей массы угля при его на гревании без доступа воздуха.

Таблица 2.1. Состав древесины, бурого и каменного угля Материал Элементный состав*, % Содержание Содер воды % жание лету С Н О чих, % N S Древесина сырая 48-52 5,8-6,2 43-45 0,05 - 40-60 65- Торф сырой 49-60 5-8 28-48 1-4 0,1-1 80-92 70- Бурый уголь -мягкий 65-70 5-8 18-30 0,5-1,5 0,5-3 55-63 50- -твердый 70-73 5-8 16-23 0,5-1,5 0.5-3 30-40 47- -блестящий 72-75 5,5-7 12-18 1-2 0,5-3 8-10 43- Пламенный уголь 75-81 5,8-6.6 9,8 1-1,5 0,5-1,5 4-8 40- Газопламенный 81-85 5,6-5,8 7,3-9.8 1-1,8 0.6-1,8 2,5-4 35- уголь 85-87,5 5,0-5,6 4,5-7,3 1-1,8 0,6-1,8 1.2-2,5 25- Газовый уголь 87.5- 4,5-5.0 3,2-4,5 1-1,8 0.6-1.8 0,8-1,2 19- Жирный уголь 89,5 4.0-4.5 2,8-3,2 1-1,7 0,6-1,7 1 19- Кузнечный уголь 89,5- 3,75-4,0 2,5-2,8 1-1,7 0,6- 1 12- Тощий уголь 90,5 1, Антрацит 90,5- 3,75 2,5 1-1,7 1 10- Б 91,5 3,75 3,5 1-1,7 0,6-1,7 1 А 0.6-1. 91, 91, * на органическую массу угля (ОМУ).

Органическое вещество угля неоднородно. Так, бурые уг ли состоят из битумов, гуминовых кислот и остаточного угля.

Битумами называют растительные и смоляные частицы, кото рые можно экстрагировать из угля растворителями;

выход смол при полукоксовании бурых углей в значительной степени зави сит от содержания битумов. Гуминовыми кислотами являются компоненты бурых углей, растворимые в едких щелочах. Оста точный уголь не экстрагируется и не растворяется в щелочах. В отличие от бурых углей, каменные угли практически не содер жат карбоксильных групп и поэтому не растворимы в щелочах.

Органические соединения углей являются в основном вы сокомолекулярными. Бурые угли содержат много алифатиче ских соединений;

напротив, каменные угли состоят главным образом из ароматических структур, связанных в крупные мо лекулы. Доля «ароматических» атомов углерода в каменных углях увеличивается со степенью углефикации от 80% у пла менных углей до 100% у антрацита. Атомное отношение С:Н для каменных углей низкой степени углефикации составляет 1:1 (как у бензола и метилнафталина), для антрацитов оно уве личивается до 2:1 (как у низкомолекулярного углеводорода ко ронена С24Н12) [80].

Из каменных углей можно экстрагировать и затем иден тифицировать небольшое количество низкомолекулярных со единений, однако основные вещества, как уже говорилось, яв ляются высокомолекулярными и в случае жирных углей имеют молекулярную массу несколько сотен тысяч. Относительно структуры этих сложных молекул могли бы быть сделаны мно гообещающие статистические высказывания. Хотя надежда од нозначно представить структуру высокомолекулярной «моле кулы угля» неосуществима, есть хорошая возможность охарак теризовать ароматические структурные элементы по их величи не, по степени замещения гетероатомами и по типу межатом ных связей. Можно сказать поэтому, что современные знания позволяют изыскать возможности химического использования углей.

История знает немало примеров, когда в силу острой не обходимости рождались новые оригинальные подходы к реше нию давно существующих жизненно важных проблем. Так, в предвоенной Германии, лишенной доступа к нефтяным источ никам, назревал жесткий дефицит топлива, необходимого для функционирования мощной военной техники. Располагая зна чительными запасами ископаемого угля, Германия была выну ждена искать пути его превращения в жидкое топливо. Эта про блема была успешно решена усилиями превосходных химиков, из которых прежде всего следует упомянуть Франца Фишера, директора Института кайзера Вильгельма по изучению угля.

В 1926 году была опубликована работа Ф. Фишера и Г. Тропша «О прямом синтезе нефтяных углеводородов при обыкновенном давлении», в которой сообщалось, что при вос становлении водородом монооксида углерода при атмосферном давлении в присутствии различных катализаторов (железо – ок сид цинка или кобальт – оксид хрома) при 270оС получаются жидкие и даже твердые гомологи метана.

Так возник знаменитый синтез углеводородов из моноок сида углерода и водорода, называемый с тех пор синтезом Фи шера-Тропша. Смесь CO и H2 в различных соотношениях, на зываемая синтез-газом, легко может быть получена как из угля, так и из любого другого углеродсодержащего сырья. Следует отметить, что к моменту разработки синтеза Фишера-Тропша существовал другой способ получения жидкого топлива – не из синтез-газа, а непосредственно из угля прямой гидрогенизаци ей. В этой области значительных успехов добился также немец кий химик Ф. Бергиус, который в 1911 году получил из угля бензин. Справедливости ради нужно отметить, что синтез Фи шера-Тропша возник не на пустом месте – к тому времени су ществовали научные предпосылки, которые базировались на достижениях органической химии и гетерогенного катализа.

Еще в 1902 году П. Сабатье и Ж. Сандеран впервые получили метан из СО и H2. В 1908 году Е. Орлов открыл, что при про пускании монооксида углерода и водорода над катализатором, состоящим из никеля и палладия, нанесенных на уголь, образу ется этилен.

Промышленность искусственного жидкого топлива дос тигла наибольшего подъема в годы второй мировой войны.

Достаточно сказать, что синтетическое топливо почти полно стью покрывало потребности Германии в авиационном бензи не, а в СССР в 50-е годы работало свыше 350 газогенераторных станций, на которых было установлено около 2500 газогенера торов. Эти станции вырабатывали ежегодно 35 млрд. м3 энерге тических и технологических газов. Это был «золотой век» гази фикации угля. После 1945 года в связи с бурным развитием нефтедобычи и падением цен на нефть отпала необходимость синтеза жидких топлив из СО и Н2. Наступил нефтехимиче ский бум [68].

Начиная с 60-х годов XIX в., все более серьезную конку ренцию углю начинает составлять нефть. В начале 1960-х годов разработка месторождений дешевой нефти на Ближнем Востоке и в Западной Сибири привела практически к полной ликвида ции этой отрасли промышленности. Как известно, в последую щие 20-25 лет в мировом энергетическом балансе происходили изменения, обусловленные ростом добычи и потребления неф ти, попутных и природных газов. Вследствие этого конкурен тоспособность искусственных энергетических и технологиче ских газов, получаемых из твердых топлив, резко снизилась, и их производство практически повсеместно было прекращено.

Сохранились лишь небольшие островки в уникальных регио нах. Например, в ЮАР углепереработка (главным образом на основе газификации угля) стала крупным промышленным сек тором из-за эмбарго на поставку нефти. Началось триумфальное шествие нефти.

Однако уже в 1972 г. оно омрачилось первым «энергети ческим кризисом», который по существу был спровоцирован на политической основе странами-участниками ОПЕК. Мировые цены на нефть подскочили с 5-7 до 24 долл. США за баррель (1т сырой нефти сорта Brent 8,06 баррелей), и стало ясно, что уг лепереработку списывать в архив рано, так как в большинстве развитых стран много угля и мало или совсем нет нефти. Энер гетический шок 70-х годов возродил интерес ученых и промыш ленников к использованию альтернативного нефти сырья, и здесь первое место, бесспорно, принадлежит углю.

Этот кризис преподнес цивилизованному миру очень важ ный 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 ра бот по энергосбережению. В середине 1980-х годов интерес к углепереработке пошел на убыль. Причин несколько.

Во-первых, политикой «кнута и пряника» США установи ли контроль над странами-производителями нефти. Наиболее амбициозных (Ирак, Иран) наказали в назидание другим. В ре зультате рост цен на нефть замедлился. В течение 1980-х годов цены на нефть снизились с 40 долл. США за баррель (что соот ветствует примерно 65 долл. США за баррель в современных ценах с поправкой на инфляцию) до минимального уровня 9, долл. США за баррель в декабре 1998 г. и в настоящее время колеблются в «коридоре» 80-90 долл. США за баррель (данные на декабрь 2010 года) [75].

Во-вторых, эффективно сработали государственные про граммы энергосбережения, что в конечном итоге привело к снижению темпа роста потребления нефти и природного газа.

С середины 1970-х годов энергоемкость единицы ВВП в разви тых странах снизилась на 22%, а нефтеемкость на 38% [13].

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.

В-четвертых, ни одна из разрабатываемых технологий не позволила повысить рентабельность процесса получения жид кого топлива из угля в такой степени, чтобы «синтетическая нефть» могла конкурировать с природной нефтью.

В итоге “эпоха угля” не наступила и интерес к перера ботке угля уменьшился. Большинство программ было свернуто, а оставшиеся – радикально урезаны.

Если от коммерческого использования технологий прямо го и непрямого ожижения угля в конце 1980-х гг. пока отказа лись, 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 оп равдано и построен ряд промышленных предприятий.

В 1990-е годы бурное развитие получила внутрицикловая газификация для производства электроэнергии, т.е. использова ние бинарного цикла, при котором горючий газ утилизируется в газовой турбине, а продукты сгорания используются при гене рации пара для паровой турбины. Первая коммерческая элек тростанция 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 водоугольной суспензии. После 1993 г.

в разных странах было введено в эксплуатацию 18 электростан ций с внутрицикловой газификацией твердого топлива мощно стью от 60 до 300 МВт [9].

Таблица 2.1. Динамика потребления газа из угля в мире [96] Вводится в Годовой Использова- Доля в эксплуатацию прирост Целевое использова ние в 2001 г., 2001 до конца мощности ние МВт по газу г., % 2004 г., МВт в 2002 по газу 2004 гг., % Химическое 18 000 45 5 000 9, производство Внутрицикловая газификация (произ 12 000 30 11 200 водство электроэнер гии) Синтез по 10 000 25 0 Фишеру-Тропшу ВСЕГО 40 000 100 17 200 14, Приведенные данные наглядно демонстрируют ускорение динамики вовлечения газификации угля в мировую промыш ленность.

2.2. Состояние технологии переработки угля и перспективы развития углехимии Уголь издавна используют как ископаемое топливо и как сырье для дальнейшей химической переработки. Гораздо позже были найдены большие запасы нефти и газа. Благодаря их агре гатному состоянию нефть и газ можно легче и многообразнее использовать как энергетическое и химическое сырье, поэтому потребление этих первичных энергоносителей резко возросло по сравнению с углем. В настоящее время нефть является наи более важным ископаемым топливом и вместе с природным га зом покрывает более половины мировых потребностей.

В последние годы стало известно, что запасы ископаемого топлива, в том числе расщепляемых материалов, ограничены.

Особенно это касается нефти и природного газа. При дальней шем росте потребления этих ископаемых через несколько деся тилетий их месторождения будут исчерпаны. Кроме того, гео графически они распределены очень неравномерно. Значитель ное повышение цен на нефть и природный газ в последнее вре мя уже оказало сильное влияние на мировую торговлю и на продолжительное время подорвало мировую валютную систе му. Напротив, запасов угля хватит на несколько столетий. Они распределены более равномерно и поэтому более доступны многим странам.

Химическая промышленность в значительно большей сте пени, чем энергетика, стала применять в качестве сырья нефть и газ вместо угля. Химическая промышленность, созданная пер воначально для производства органических веществ (анилино вые красители, лекарственные средства) на основе продуктов из угля, приблизительно с середины прошлого столетия все боль ше стала отдавать предпочтение жидкому и газообразному сы рью (нефть и газ) с более высоким содержанием водорода, пре жде всего при производстве синтез-газа. А позже, с возникно вением химии полимеров, для получения низкомолекулярных олефинов и низкокипящих ароматических углеводородов. Ка менный уголь в соответствии с его химическим составом оста вался основой для обеспечения химической промышленности ароматическими углеводородами (получаемыми в качестве по бочных продуктов коксования угля) и углеродистыми продук тами, бедными водородом.

Химическая промышленность зависит от обеспечения нефтью и газом больше, чем энергетика. Хотя для химической промышленности, производящей дорогостоящие вещества, це ны на сырье играют только подчиненную роль при производст ве массового продукта. И для этой отрасли могут возникать оп ределенные ограничения. Например, в некоторых областях тех ники металлы конкурируют с синтетическими материалами.

Более 100 лет назад началось развитие крупной химиче ской индустрии. В то время были сооружены фабрики по про изводству красителей, для которых основным источником сы рья была каменноугольная смола. Так называемые смоляные краски (как, например, азо-, ализариновые и индантреновые красители) еще и сегодня производят на основе бензола, нафта лина и антрацена, которые прежде можно было получать только из каменноугольной смолы, а позднее – из сырого бензола кок совых заводов. На основе химии красителей были созданы про изводства фармацевтических препаратов и средств защиты рас тений, другие отрасли органической химии. Ряд синтетических материалов (полистирол, полиуретаны, алкидные и фенольные полимеры) базируются в основном на ароматическом сырье, которое первоначально производили только из угля.

Нафталин и антрацен находятся в смоле коксования в ко личествах, достаточных, чтобы пока удовлетворять потребно сти химической промышленности. В отношении бензола этого сказать невозможно. В прошлом столетии хватало того количе ства бензола, которое конденсировалось вместе с высококипя щими смоляными продуктами при охлаждении коксового газа.

В начале этого века на коксовых и газовых заводах стали при менять дополнительные установки для отмывки и более полно го выделения содержащихся в коксовом газе летучих аромати ческих углеводородов, в первую очередь бензола. Таким обра зом, была решена проблема ароматических углеводородов. Но впоследствии из-за резкого увеличения производства синтети ческих материалов стало недостаточно бензола, вырабатывае мого при коксовании углей. Дополнительное количество бензо ла начали производить в нефтяной промышленности с помо щью процесса реформинга. Эта ситуация и определила цены на бензол. Аналогичным образом развивался рынок и для других химических продуктов. Фенолы, содержащиеся в каменно угольной смоле только в незначительном количестве, следовало за короткий срок научиться получать синтетическим путем.

Побочным продуктом коксования каменного угля являет ся аммиак. Он образуется из органически связанного азота и должен быть удален из газа вследствие способности его к соле образованию с кислотными компонентами. В связи с ростом применения синтетических удобрений в сельском хозяйстве аммиак наряду импортируемой селитрой стал важным химиче ским сырьем и значительным продуктом коксохимии.

Примерно 90 лет назад появились крупные заводы синтеза аммиака из водорода и азота. Однако получение синтетического аммиака тоже базировалось на угле как источнике водорода. Для этой цели газифицировали кокс (или уголь) или подвергали раз делению коксовый газ, содержащий от 50 до 60% водорода. В на стоящее время значение аммиака из кокса невелико, частично его сжигают. Водород, необходимый для синтеза аммиака, полу чают в развитых странах в основном из природного газа или из нефтяных фракций, и только в отдельных развивающихся стра нах, бедных нефтью и финансовыми возможностями, но богатых углем, водород для синтеза аммиака производят, как и прежде, на основе угля или угольных продуктов.

В то время как указанные производства базируются в ос новном на побочных продуктах коксования, отрасли собственно углехимии основываются на карбиде кальция и ацетилене, а также на синтез-газе (переработка в углеводороды в процессе Фишера-Тропша или каталитическая конверсия в метанол).

До 1973 г. выработка химического сырья из угля умень шалась относительно и абсолютно. Из этого сырья получали только ароматические углеводороды (бензол, нафталин, антра цен и др.) и небольшие количества оксида углерода, карбида кальция, ацетилена, аммиака и сероводорода. Кроме того, в от дельных странах уголь газифицировали в основном для произ водства аммиака. Повышение цен на нефть притормозило дальнейшее ее распространение применительно к ряду процес сов и могло бы означать начало «ренессанса» углехимии. Это справедливо, прежде всего, в отношении побочных продуктов коксования.

Если раньше смолу, остающуюся при коксовании угля, использовали для получения химических веществ лишь в неко торых странах (а в основном ее сжигали), то теперь химическая переработка каменноугольной смолы везде приобретает огром ное значение. Это же относится и к другим побочным продук там коксования углей.

Моноциклические ароматические углеводороды, такие как бензол и его гомологи, по-прежнему являются ценным химиче ским сырьем. Потребность в них, как в компонентах топлива, воз растает в той мере, в какой новое законодательство ограничит до бавки тетраэтилсвинца. Однако этому препятствуют ограничения, связанные с расходованием кокса в производстве чугуна.

Выработка кокса до настоящего времени заметно колеб лется. Соответственно увеличивается или снижается производ ство побочных продуктов, правда, коксовые печи не предназна чены специально для получения побочных продуктов – выход смолы и сырого бензола слишком мал (~4%). Если раньше по требность в коксе из угля (кокс использовали в черной метал лургии) могла быть снижена за счет производства кокса из нефтепродуктов, теперь в связи с повышением цен на нефть эта ситуация может измениться [55].

От выработки кокса зависит выход сероводорода и аммиа ка из газа коксовых печей. До сих пор большую часть H 2S и NH3 с трудом выделяют в виде сульфата аммония. Следует ре шить, нужно ли и далее вырабатывать сульфат аммония из ам миака и сероводорода или лучше использовать аммиак коксово го производства для получения ценных удобрений или других продуктов (в этом случае из сероводорода можно было бы по лучать серу или серную кислоту).

Производство карбида кальция и ацетилена также может опять возрасти. Уже в настоящее время в странах с дешевыми углем и электроэнергией предполагается получать винилхлорид и винилацетат из ацетилена. Возможно, снова повысится значе ние цианамида кальция как удобрения. Пока неизвестно, на сколько ацетилен, получаемый из нефти, и прежде всего этилен, могут заменить ацетилен, вырабатываемый другими способами.

В технологии этилена за последнее время сделаны такие успе хи, что для его производства при дефиците бензина, вероятно, будут использовать прежде всего другие, менее ценные нефтя ные фракции или применять новые модификации синтеза Фи шера-Тропша. Это относится также к производству бутадиена как сырья для синтетического каучука.

Превращение синтез-газа в метан представляет для хими ческой промышленности только ограниченный интерес, однако этот процесс будет иметь намного большее значение в энерге тике. Более важным в химии является производство метанола и аммиака, которые легко можно перевести на использование синтез-газа из угля. И метан, и аммиак являются крупнотон нажными продуктами химической промышленности с многооб разными возможностями дальнейшей переработки;

частично она уже осуществляется, а может, как показал пример синтеза уксусной кислоты из метанола, стать еще более эффективной.

При полукоксовании бурых и каменных углей можно по лучать дополнительное количество фенолов, а также (особенно из бурых углей) алифатические углеводороды. Основной во прос технического развития (если отказаться от рыночных фак торов) – выяснение возможности производить из угля химиче ское сырье или основные продукты по ценам дешевле, чем стоимость газа и нефти.

2.3. Методы газификации твердых топлив и инженерные разработки за прошедшее столетие В настоящее время выявились следующие наиболее эко номически эффективные области применения метода газифика ции:

– газификация сернистых и многозольных топлив с после дующим сжиганием полученных газов на мощных тепловых электростанциях. В углях, ежегодно добываемых в Украине, содержится много серы, большая часть которой при сжигании выбрасывается в атмосферу в виде токсичных оксидов серы и серооксида углерода. При газификации сернистых углей образу ется 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 рай онов, 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 клас сификация методов осуществления рассматриваемого процесса.

Ниже приведен один из возможных вариантов классификации:

по виду дутья (газифицирующего агента): воздушное, воз душно-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 не подвижном 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 теплоносите лем (регенеративный нагрев), при подводе тепла через стен ку аппарата (рекуперативный нагрев);

по назначению получаемого газа: получение газов с задан ной теплотой сгорания (низкой – до 6700 кДж/м3, средней – от 12000 до 18000 кДж/м3 и высокой – от 30000 до кДж/м3), получение газов заданного состава;

по способу обогащения конечного газа метаном: безоста точная газификация топлива в СО, СО2 и Н2 в сочетании с отдельной стадией метанирования СО и СО2 водородом;

га зификация с полным выделением летучих и максимальным образованием метана в слое топлива;

гидрогазификация.

Когда в промышленных печах или топках тепловых элек тростанций сжигают нефть, природный газ или тврдое топливо, получают горячий дымовой газ. Высокий тепловой потенциал этого газа необходимо использовать сразу, например, для нагре ва воды с целью получения пара, нагрева металла или для других тепловых процессов. Полученный горячий газ невозможно хра нить или передавать на большие расстояния – он остынет.

Этот газ после использования его теплового потенциала выбра сывают через дымовые трубы в окружающую среду.

Когда газифицируют уголь, получают горючий газ, кото рый можно хранить, транспортировать на большие расстоя ния. Этот газ легко очистить от таких вредных примесей, как соединения серы, он может быть использован не только как го рючее, но и как химическое сырь для разнообразных синтезов в зависимости от используемых газифицирующих уголь средств. Чем же отличаются эти два метода переработки твер дого топлива – сжигание и газификация, дающие столь разные конечные продукты? В основном только одним: процесс сжи гания топлива проводится с избытком кислорода – технология сжигания, а процесс газификации проводится с недостатком кислорода и, следовательно, с избытком углерода – технология газификации [5].

В первом случае получается дымовой газ, в котором весь углерод топлива переходит в диоксид углерода. Он содержит также диоксид серы, избыточный кислород и много азота из воздушного дутья. Во втором случае состав газа, получаемого при газификации углей, чрезвычайно разнообразен и зависит от условий проведения процесса газификации (давления, темпера туры, концентрации в используемом дутье кислорода). В случае газификации твердого топлива при недостатке кислорода сера топлива переходит в сероводород. Если состав дымового газа довольно постоянен, то состав газов газификации твердого топ лива можно резко варьировать.

Дымовой газ трудно очистить от содержащихся в нем ок сидов азота и серы, так как это связано с большими расходами вещества и энергии. Процессы очистки генераторных газов от сероводорода, пылевидного уноса хорошо освоены и проводят ся с большой полнотой и относительно экономично, а оксиды азота в них практически отсутствуют. Дымовые выбросы про воцируют разрушительные кислотные дожди, а в результате очистки генераторных газов от сероводорода появляется нуж ная народному хозяйству сера. Так различная технология пере работки угля приводит в одном случае к экологически непри емлемым конечным результатам, в другом – к экологически чистым.

Какими же приемами, какой технологией достигаются та кие результаты? Какова технология газификации угля? Газифи кация твердого топлива является универсальным методом его переработки. Универсальность методов газификации твердого топлива может рассматриваться в трех направлениях.

Во-первых, методам газификации подвластны любые твердые топлива, начиная от торфа самых молодых бурых уг лей и заканчивая каменными углями и антрацитом, независимо от их химического состава, состава зольной части, примесей серы, крупности, влажности и других свойств. Во-вторых, ме тодами газификации твердого топлива можно получать горючие газы любого состава, начиная от чистых водорода (Н), оксида углерода (СО), метана (N), их смесей в различных пропорциях, пригодных для синтеза аммиака, метанола, оксосинтеза, и закан чивая генераторным газом, который можно использовать для энергетических установок любых типов и любого назначения.

Наконец, в-третьих, немаловажной особенностью методов гази фикации твердого топлива являются их масштабные изменения.

Газогенераторные установки могут обслуживать крупнейшие химические комбинаты, выпускающие миллионы тонн аммиака или метанола в год, снабжать горючим газом крупнейшие ТЭЦ и в то же время могут обеспечивать газом небольшие автономные энергетические и химические установки (например, газогенера торные установки для автомобилей), поселки и деревни, неболь шие химические, машиностроительные или другие заводы. Про цесс превращения твердого топлива в горючий газ известен с 1670 г. За последние 150 лет техника газификации достигла вы сокого уровня и интенсивно развивается. В настоящее время су ществует более 70 типов газогенераторных процессов, часть ко торых используется в промышленных масштабах.

Многообразие разрабатываемых и действующих процес сов находит свое объяснение.

Первое заключается в исключительном различии физиче ских и химических свойств твердых топлив разных месторож дений: по элементарному составу, происхождению, содержа нию летучих веществ, содержанию и составу золы, влажности, соотношению в угольной массе Н/С, спекаемой углей, их тер мической стойкости.

Второе – в различии во фракционном составе добываемых углей: крупнокусковой уголь, угольная мелочь, топливная пыль.

Третья причина – различный состав и требования к полу чаемому конечному продукту:

генераторный (энергетический) газ – теплота сгорания – 3800-4600 кДж/нм3;

синтез-газ (технологический) для химической технологии – 10900-12600 кДж/нм3;

восстановительный газ (для металлургических и машино строительных производств) – 12600-16800 кДж/нм3;

городской газ (отопительный) – 16800-21000 кДж/нм3;

синтетический природный газ (богатый газ) для транспорти ровки на дальние расстояния – 25000-38000 кДж/нм3.

Не последнюю роль здесь играют и постоянные поиски новых технических решений для снижения энергоматериальных затрат на процесс, затрат на обслуживание, капитальных вло жений, повышение надежности процесса.

При всем своем многообразии эти процессы делятся на два основных класса.

Автотермические процессы газификации, при которых тепло, необходимое для проведения эндотермических процес сов, для нагрева газифицируемого материала и газифицирую щих средств до температуры газификации (900-1200 оC), произ водят за счет сжигания в кислороде части газифицируемого то плива до диоксида углерода. В автотермических процессах сжигание части топлива и газификации протекают совместно в едином газогенераторном объеме.

В аллотермических процессах газификации сжигание и газификация разделены, и тепло для прохождения процесса га зификации подводятся через теплопередающую стенку внутри единого газогенераторного объема или при помощи автономно нагретого теплоносителя, который вводится в газифицируемую среду.

Как автотермические, так и аллотермические процессы га зификации в зависимости от зернистости топлива могут проте кать в плотном слое – крупнокусковое топливо, в «кипящем»

слое – мелкозернистое топливо, в аэрозольном потоке – топ ливная пыль. Эти принципы проведения гетерогенных процес сов, разработанные в газогенераторной технике, получили ши рокое применение в химической технологии при проведении, например, гетерогенных каталитических процессов.

Таким образом, можно выделить следующие методы га зификации твердых топлив:

1) Автотермические процессы.

А) Газогенератор с «кипящим» слоем топлива. Газифика цию твердого мелкозернистого топлива в «кипящем» слое (га зогенератор типа Винклера) начали исследовать с 1922 г. В этом процессе используют молодые высокореакционные бурые угли (размер частиц – до 9 мм). Уголь газифицируют паром в смеси с чистым кислородом, или обогащенным кислородом воздухом, или воздухом в зависимости от требований к конеч ному составу газов – генераторный (воздушный) газ, азотосо держащий газ для синтеза аммиака, безазотистый газ для синте за метанола.

Газогенератор представляет собой вертикальный цилинд рический (шахтный) аппарат, футерованный изнутри огнеупор ным кирпичом. Внизу газогенератора расположена колоснико вая решетка с движущимся гребком для распределения дутья, она же служит для непрерывного удаления из газогенератора зольной части угля.

После дробления и подсушки сухой уголь поступает в бункер газогенератора, откуда шнеком он подается вниз шахты газогенератора. Дутье (кислород, воздух) и пар подаются через водоохлаждаемые фурмы газогенератора, расположенные под колосниковой решеткой. Это дутье и создает «кипящий» слой угля, который занимает 1/3 объема газогенератора. Несколько выше «кипящего» слоя топлива подается вторичное дутье для газификации уносимой вверх газогенератора дисперсной уголь ной пыли. Температура газификации держится в пределах 850 1100 оС в зависимости от температуры плавления золы топлива во избежание ее расплавления. Чтобы повысить температуру в газогенераторном процессе и избежать расплавления золы топ лива, в уголь, поступающий в газогенератор, добавляют каль цинированную (обожженную) известь. Повышение температу ры увеличивает скорость процесса газификации топлива, спо собствует его полноте. В верхней части шахты газогенератора установлен котел-утилизатор для подогрева воды и получения пара, используемого в процессе. Известь, вводимая в процесс, может также служить для удаления серы из получаемого газа.

После грубой очистки полученного газа от топливной пы ли, уносимой из газогенератора потоком газа, в циклоне газ по ступает для тонкой очистки от летучей золы в мультициклон.

Далее его очищают от летучей золы в электрофильтрах и в скрубберах с водной промывкой газа. Давление в процессе не сколько выше нормального, что необходимо для преодоления сопротивления системы. Температура получаемого пара – 350 500оC, он может быть использован в другом процессе.

Б) Газогенератор с аэрозольным потоком топлива. Гази фикация в аэрозольном потоке топлива (газогенератор типа Копперса-Тотцека) разрабатывается с 1938 г. В 1948 г. был со оружен демонстрационный газогенератор для газификации угольной пыли по этому методу, а первый промышленный газо генератор был введен в эксплуатацию в 1950 г. Газогенераторы подобного типа – это первая попытка создать универсальный газогенераторный процесс для газификации твердого топлива любого типа, от молодых бурых углей до каменных углей и ан трацитовой пыли. В таком газогенераторе можно газифициро вать также тяжелые нефтяные остатки, нефтяной кокс.

Подготовка угля к процессу заключается в его измельче нии до пылевидного состояния (размер частиц – до 0,1 мм) и сушке (до 8% влажности). Угольная пыль пневматически с по мощью азота транспортируется в угольный бункер, откуда шне ками подводится к смесительным головкам горелочных уст ройств и далее парокислородной смесью инжектируется в газо генератор. Парокислородные горелки для вдувания угольной пыли располагают друг против друга, поэтому в газогенераторе создается турбулентный слой встречных перекрещивающихся потоков взвешенного в парогазовом слое твердого топлива. В этом турбулентном потоке при температуре 1300-1900оС и про исходит безостаточная газификация поступившего в газогене ратор топлива. При такой температуре зола топлива плавится и стекает вниз газогенератора, где попадает в водяную баню и гранулируется, а гранулированный шлак удаляется.

Газовый поток поднимается вверх газогенератора, где расположены подогреватель воды и паровой котел. Получен ный пар используется в процессе, а газ охлаждается в холо дильнике-скуббере, где проходит его частичная очистка от уне сенной потоком газа топливной пыли и золы. Тонкая очистка газа от пылевого уноса происходит в дезинграторе и мокром (орошаемом водой) электрофильтре. Сухой чистый газ подается потребителю для использования.

Процесс газификации топливной частицы в газогенерато ре длится меньше секунды. После очистки полученного газа от сероводорода, диоксида углерода из системы выдается чистый технологический газ, который может быть использован в хими ческой технологии.

Две или четыре горелки, расположенные друг против дру га, гарантирует воспламенение топливной смеси и безопасность процесса в целом. Интенсивность процесса при высокой темпе ратуре так высока, что в небольшом по объему газогенераторе можно получать 50 000 м3/ч и перерабатывать за сутки 750 850 т. угольной пыли.

2) Аллотермические процессы.

А).Газификация угля с использованием тепла атомного реактора. Чтобы получить высококалорийный безазотистый газ из угля без затрат углерода газифицируемого топлива на подо грев газифицируемой смеси до высокой температуры, исполь зуют аллотермические процессы.

Тепло для процесса газификации может быть проведено разными методами, например, за счет подогрева теплоносителя теплом атомного реактора. Теплоносителем в процессе может служить гелий.

Теплоноситель подогревается в атомном реакторе до тем пературы 850-950оС. Подогретый гелий (первый гелиевый кон тур) направляют в другой теплообменный аппарат, где также циркулирует гелий (второй гелиевый контур). Во втором гелие вом контуре нагретый гелий используется в газогенераторе для газификации угля.

Уголь, прежде чем поступить в газогенератор для газифи кации водяным паром, проходит через газогенератор для низко температурной газификации угля (швелевания), где из него от гоняются летучие компоненты. Полученный в результате шве левания богатый (высококалорийный) газ, содержащий кроме СО и Н2 метан и другие углеводороды, после его очистки от пыли, смолы, газовой воды присоединяется к газогенераторно му газу, поступающему из газогенератора, прошедшему пыле очистку и отдавшему свое тепло в котле-утилизаторе.

Далее идет очистка газа от диоксида углерода и сероводо рода, и полученный газ, содержащий СО и Н2 (синтез-газ), пе редается для технологического использования. Если требуется обогатить газ метаном, его направляют в метанатор, где проте кает реакция гидрирования СО водородом до метана с образо ванием воды. После отделения воды полученный синтетиче ский природный газ используют в качестве топлива.


Б) Газификация топливной пыли с использованием низко температурной плазмы. В ряде случаев требуется получить из угля сразу газ с высоким содержанием СО и Н2 и малым содер жанием диоксида углерода, метана и азота. Этот газ можно по лучить при очень высокой температуре газификации, порядка 3000-3500 оС. Такая температура может быть достигнута в низ котемпературной электрической плазме. При этом исключается влияние источника тепла на состав получаемого газа. Значи тельно возрастает интенсивность процесса. Он примерно в раз интенсивнее топочных процессов (циклонные топки с жид ким шлакоудалением). Водяной пар в этом процессе использу ется в качестве плазмообразующего газа, что исключает забал ластирование конечного газа инертным азотом.

В плазмотронах водяной пар нагревают с помощью элек трического разряда до плазменного состояния и при температу ре порядка 3000-4000 оС его подают в газогенератор. Сюда же, например, потоком кислорода, подают угольную пыль, которая, попадая в плазму, взаимодействует с водяным паром и кисло родом. Полученный синтез-газ подают в камеру охлаждения и очистки газа от зольных частиц. В процессе отсутствуют потери углерода – с уносом и шлаком происходит полное стехиомет рическое превращение углерода топлива.

3) Парогазовый цикл.

Любая технология развивается, имеет какую-то незавер шенность, подвержена постоянным изменениям. Она несет в себе элементы прошлого, которые не соответствуют современ ным экологическим нормам, предъявляемым к технологиче ским процессам.

Проанализируем работу современной тепловой электро станции (ТЭС), работающей на твердом топливе. Такие элек тростанции жизненно необходимы, без них нет промышленно сти, они вырабатывают электроэнергию для транспорта, пред приятий торговли, быта, но они, безусловно, вредны в экологи ческом плане, так как выбрасывают в окружающее пространст во вещества, наносящие вред здоровью людей и ущерб окру жающей среде. Из дымовых труб ТЭС выбрасываются миллио ны тон золы, сажи, оксидов серы, азота. Взаимодействуя с вла гой воздуха, эти выбросы порождают кислотные дожди, кото рые наносят вред флоре и фауне Земли. Они отравляют водо емы, разрушают сооружения и памятники культуры. Это бедст вие современной цивилизации. Ученые считают, что сравни тельная оценка ущерба, наносимого здоровью человека работой ТЭС на угле и атомной электростанции, в расчете на одинако вую выработку электроэнергии в год, дает преимущество ядер ному циклу по меньшей мере в 100 раз.

Можно ли создать и создается ли такая технология ис пользования твердого топлива в энергетике, которая была бы экологически более приемлемой, чем на современной ТЭС? Да, такая технология разработана и входит в современную энерге тическую технику под названием комбинированного парогазо вого цикла.

Она связана в первую очередь с очисткой дымовых газов ТЭС, выбрасываемых в атмосферу, от летучей золы, сажи, ок сидов серы, канцерогенных веществ. Сера в результате из вред ного выброса превращается в полезный продукт. Растет энерге тический КПД ТЭС. Снижается стоимость получаемой электро энергии.

Рассмотрим принципиальную схему такого комбиниро ванного процесса (совмещения газогенераторного процесса с процессом получения электроэнергии). Газ паровоздушной га зификации твердого топлива (угольной пыли), полученный в газогенераторе, работающем под давлением, очищают от золы, сернистых соединений, сажи, канцерогенных веществ и сжига ют под котлом для получения пара высокого давления. Этот пар, как и обычно, используется в паровой турбине, связанной с генератором для получения электроэнергии, направляемой в сеть. Горячие отходящие газы, покидающие паровой котел при температуре порядка 800-900 оС, поступают в газовую турбину, которая, в свою очередь, связана с электрогенератором.

Новая технология действует сразу в трех направлениях:

ресурсосбережения, энергосбережения, экологической защиты.

Но для обеспечения процесса необходимы добыча угля, его пе ревозка, перегрузка, подача в топку или газогенератор;

остается на земле зола топлива, которое может содержать радиоактив ные элементы. Здесь требуется новый шаг в технологии исполь зования угля.

4) Подземная газификация угля.

Отметим тот установленный факт, что выбросы тепловых электростанции, использующих уголь, могут содержать естест венные радионуклиды элементов. Эти радиоактивные элементы есть и в золе, выбрасываемой через трубы вместе с дымовыми газами. Если дымовые газы очищать от золы с эффективностью даже 98,5%, что имеет место лишь на некоторых наиболее со временных ТЭС и является очень дорогостоящим процессом, то и в этом случае доза облучения, обусловленная естественными радионуклидами в выбросах тепловых электростанций, превы сит аналогичную дозу, полученную населением, живущим вблизи АЭС аналогичной мощности, в 5 и даже в 40 раз.

Можно полагать, что единственным методом, который даст возможность использовать угольные месторождения для получения тепла и электроэнергии с большей радиационной безопасностью, является реализация идеи Рамзая-Менделеева о подземной газификации углей и очистке полученных газов в подземных газогенераторах.

Преимущество подземной газификации не только в этом.

В ней исключается тяжелый и очень вредный труд горнорабо чих. Транспортировка, погрузка, разгрузка и дробление угля, требующие больших энергетических затрат и загрязняющие то пливной пылью окружающую среду, заменяются безвредной и простой транспортировкой очищенного горючего газа в места его непосредственного использования. Подземная газификация в экологическом плане предпочтительней и открытой добыче угля в угольных разрезах, так как в ней отсутствует нарушение верхнего покрова Земли. Наконец, подземная газификация пре доставляет широкие возможности для автоматизации процесса.

Основные стадии подземной газификации углей:

Бурение наклонно-горизонтальных скважин для подводки дутья и отвода полученного горючего газа в сеть.

Создание в угольном пласте между этими скважинами реак ционных каналов (путем прожигания угольного пласта).

Газификация угольного пласта нагнетанием дутья во вхо дящие каналы и отвод полученного газа из отводящих кана лов. (Зола топлива, содержащая естественные радиоактив ные нуклиды, остается под землей.) Окончательная очистка газа.

Разработка процессов газификации твердого топлива в са мых разных их проявлениях: парогазового цикла, плазменной газификации топлива, подземная газификация угля – создает условия для широкого использования твердого топлива.

Газификации может быть подвергнуто большинство из вестных 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 использо вании воздушного или паровоздушного дутья. В соответствии с этим его называют воздушным или паровоздушным (смешан ным). Он характеризуется высоким содержанием балласта – азота (до 40-50% об.), что обуславливает низкую теплоту сгора ния 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 количества ми 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 ог раниченных 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, при чем воздух предварительно обогащался кислородом до 40% (об.). Наряду с этим повысить теплоту сгорания газа можно, проводя газификацию при повышенном давлении. Другой спо соб получения газов со средней теплотой сгорания – газифика ция твердых топлив с применением парового дутья и предвари тельно нагретого до 900-1100 °С твердого теплоносителя. В ка честве последнего можно использовать золу, остающуюся по сле сжигания части топлива в выносной топке. Подобный вари ант позволяет получать газ, состоящий в основном из СО и Н 2 в соотношении, близком к 1:1, однако этот способ опробован по ка лишь на небольших опытно-промышленных установках.

Газы с высокой теплотой сгорания, приближающиеся по этому показателю к природному газу, в настоящее время в про мышленных масштабах пока не производят. Однако технология их получения в ряде случаев отработана на достаточно крупных опытно-промышленных установках. Основа повышения тепло ты сгорания газа – обогащение его метаном за счет проведения газификации при повышенном давлении, благодаря чему ин тенсифицируется взаимодействие углерода и его оксидов с во дородом, образующимся в слое топлива. Продуктом этих реак ций является метан.

Разработано также несколько вариантов многоступенча тых газогенераторов, в которых предусмотрены максимальное извлечение летучих продуктов из топлива и последующая гази фикация углеродного остатка с применением водородсодержа щих газов в качестве газифицирующего агента (гидрогазифика ция). Наряду с этим газ, обогащенный метаном, может быть по лучен из низко- и среднекалорийного газа путем гидрирования содержащихся в нем оксидов углерода в выносном реакторе (вне газогенератора).


Для современной химической промышленности и энерге тики требуются газогенераторы с единичной мощностью по уг лю 100 т/ч и более. К началу 1970-х годов в промышленном масштабе были реализованы три типа газогенераторов:

слоевые газогенераторы. В разное время действовало более 800 газогенераторов, в том числе более 30 газогенераторов Лур ги с единичной мощностью по углю до 45 т/ч. После 1977 г.

введено в эксплуатацию еще 130 газогенераторов Лурги;

газогенераторы Винклера с кипящим слоем. Было соору жено более 40 аппаратов с единичной мощностью до 35 т/ч по углю;

пылеугольные газогенераторы Копперса-Тотцека. К началу 1970-х годов эксплуатировалось более 50 аппаратов с единич ной мощностью до 28 т/час по углю.

Не случайно все самые мощные газогенераторы имели немецкое происхождение. Причина в том, что в Германии нет собственной нефти, но имеются большие запасы угля. В 1920 1940 гг. в Германии была реализована беспрецедентная по мас штабам программа углепереработки с производством моторных топлив, металлургического топлива, газов различного назначе ния и широкого спектра продуктов углехимии, включая пище вые продукты. Во время Второй мировой войны с использова нием жидких продуктов пиролиза, прямого и непрямого ожи жения угля производилось до 5,5 млн. т моторного топлива в год. Именно немецкие разработки того времени определили на многие десятилетия стратегию развития технологий углепере работки, в том числе газификации топлива.

Если проанализировать конструктивные особенности и принцип действия современных промышленных газогенерато ров (к настоящему времени до промышленного масштаба дове дено 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 газоге нератора, работающего под давлением 3 МПа. Использование повышенного давления для интенсификации процесса газифи кации реализовано почти во всех современных промышленных газогенераторах.

3. Разработка Генрихом Копперсом и Фридрихом Тотце ком в 1944-45 гг. пылеугольного газогенератора с жидким шла коудалением. Первый промышленный аппарат этого типа был построен в 1952 г. в Финляндии. Пылеугольный принцип гази фикации с жидким шлакоудалением реализован в промышлен ных аппаратах Destec, Shell, Prenflo, разработанных на основе газогенератора Копперса-Тотцека, в аппарате Texaco и др. Уда ление шлака в жидком виде реализовано в слоевом газогенера торе BGL (British Gas – Lurgy), разработанном на основе газо генератора Лурги.

4. Разработка фирмой Texaco в 1950-е годы газификаторов для переработки тяжелых нефтяных остатков. Всего построено более 160 таких установок. В 1970-е годы была разработана мо дификация аппарата Texaco для газификации водоугольной 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-, трехсту пенчатая газификация;

газификация в плазме;

каталитическая газификация и др., но они не привели к созданию современного конкурентоспособного технологического процесса.

Таблица 2.3. Характеристика производства различных продуктов, получаемых на основе синтез-газа [14] Процесс Продукт Состав исходного газа Расход 1 т конечного Затраты тв. топлива на продукта 1 т конечного продукта 2050 м3 H2+ 685 м3 N Синтез аммиака аммиак 75% (об) H2, 25% (об) N2 1, 1650 м3 H2+ 825 м3 CO Синтез метанола метанол 67% (об) Н2, 33% (об) CO 1, 3 Оксосинтез альдегиды, спирты 50% (об) H2, 50%(об) CO 600 м H2 + 600 м CO 0, 33% (об) Н2, 67% (об) 2000 м3 H2+ 4000 м3 CO или Синтез у/в по жидкие или 3, 4000 м3 H2 + 2000 м3 CO Фишеру-Тропшу углеводороды 67% (об) Н2, 33% (об) CO 225 м3 H2 + 400 м3 CO Прямое железная губка 33% (об) Н2, 67% (об) 0, восстановление (92%Fe) железа 500 м3 H Гидрокрекинг бензин 100% (об) H2 0, вакуумного дистил лята нефти 2070 м3 H Гидрирование жидкие 100% (об) H2 0, каменного углеводороды угля 1620 м3 H Гидрирование жидкие 100% (об) H2 0, бурого углеводороды угля 2.4. Экономический аспект и затраты на получение синтез-газа в 70-80 гг. ХХ века Коксование каменного угля (через коксовый газ, кокс, смолу и извлекаемые из газа углеводороды) создает определен ную сырьевую базу для азотной промышленности и получения алифатических и ароматических углеводородов, однако этому процессу присущи недостатки по сравнению с другими углехи мическими процессами. Коксование осуществляют преимуще ственно на основе шихтовки углей, а при получении синтез-газа через коксовый газ или кокс неэкономично: удлиняется техно логическая цепочка по сравнению с непосредственной газифи кацией угля. Является недостатком и сложный состав получа емых продуктов, которые могут не соответствовать спросу.

В углехимическом использовании коксового газа до по следнего времени на первом плане стоял синтез аммиака. В случае применения всего коксового газа для производства син тез-газа (путем конверсии метана) было бы необходимо ~1500 м3 этого газа на 1 т NH3, или 3,95 т безводного угля на 1 т NH3. Если применять низкотемпературное разделение только водородной фракции коксового газа, потребовалось бы 3600 м газа (или почти 9,6 т безводного угля на 1 т NH3. В случае заме ны всего существующего производства синтетического аммиака (оно составляло в ФРГ в 1974 г. 2,17 млн. т азота, или 2,64 млн.

т аммиака) на его выработку конверсией коксового газа потре бовалось бы в качестве сырья, согласно расчетам, 10,4 млн. т безводного угля. Такой расход составляет при округленном подсчете 11% всего угля, добываемого в ФРГ, и может быть обеспечен уже за счет относительно незначительного повыше ния добычи. Правда, в этих расчетах не учли, что не весь выра ботанный коксовый газ можно направлять на переработку вви ду собственной потребности коксохимических производств в отопительном газе.

Основное количество производимого в настоящее время синтез-газа (CO+H2) перерабатывают в водород конверсией ок сида углерода. Главный потребитель водорода – производство аммиака. С чисто химической точки зрения синтез-газ можно было бы получать непосредственной газификацией угля. Одна ко в реальных процессах следует учитывать выделение летучих из угля. Поэтому газификации подвергают кокс или компонен ты образовавшейся смолы или превращают коксовый газ в син тез-газ.

Таблица 2.4. Мировое потребление водорода в химической промышлен ности и нефтепереработке в 1970 г. (в млн. т.) [89] Химическая промышленность синтез аммиака 9, синтез метанола 1, оксосинтез, гидрирование бензола в 1, циклогексан и др.

Нефтеперерабатывающая промышленность гидрогенизационное обессеривание 2, гидрокрекинг 1, отопительный газ 0, При расчетах было бы удобно оценивать синтез-газ как определенный полупродукт, из которого затем получают мно гочисленные производные. Однако при таком статистическом подходе возникают трудности из-за того, что этот газ может иметь различный состав. Кроме того, в случае многих продук тов, получаемых из синтез-газа, обычно следует суммировать экономические показатели по материалам и энергии с учетом тесной взаимосвязи производства синтез-газа и его последу ющей переработки. Расходные показатели по сырью в подоб ных процессах, например при синтезе аммиака, относят в таком случае не на синтез-газ, а на сырье для газификации. Иногда имеется информация о выработке и потреблении синтез-газа или, что еще лучше, о его компонентах (СО или Н2).

Важным продуктом переработки синтез-газа, получаемого углехимическим путем, может стать метан. В настоящее время, правда, синтез-газ наоборот производят из метана прежде всего потому, что природный газ доступен по цене. Хотя получение синтез-газа из метана при перестройке химической промыш ленности на углехимическую основу, естественно, не имело бы смысла, тем не менее, допустимо получать метан (в виде полу продукта) из смесей СО+Н2, вырабатываемых газификацией уг ля. Другая возможность производства метана на углехимиче ской основе – низкотемпературное разделение коксового газа, содержащего 25-30%, (об.) СН4. При гидрогенизации угля и синтезе Фишера-Тропша тоже можно получать значительные количества метана из остаточных газов этих процессов. И, на конец, метан получают в недавно разработанных процессах гидрогазификации углей (особенно бурых), где не требуется проводить дорогостоящее метанирование синтез-газа [89].

Метан как химическое сырье можно применять в следую щих направлениях:

1. Получение ацетилена способами, применяемыми в на стоящее время для переработки природного газа. Поскольку при некоторых из этих способов (например, при частичном окислении по способу BASF) образуется большое количество синтез-газа, недостатком была бы необходимость частичного обратного превращения метана в полупродукт.

2. Хлорирование метана с получением его хлорпроизвод ных. Следовало бы испытать, можно ли некоторые хлорпроиз водные метана получать на основе химической переработки уг ля, но другим, более выгодным путем, например, получать хло ристый метил взаимодействием метанола с хлористым водоро дом, хлористый метилен хлорированием хлористого метила, тетрахлорметан и перхлорэтилен при пиролизе углеводородов С2 и С3, получаемых синтезом Фишера-Тропша, в присутствии хлора.

3. Получение синильной кислоты аммонолизом метана (способ Андруссова) или путем непосредственного взаимодей ствия метана и аммиака (способ фирмы Degussa). Однако на ос нове химической переработки угля можно проводить синтез и не через метан – синильную кислоту удобно получать из мета нола, по старому формамид-аммиачному способу.

4. Получение сероуглерода при взаимодействии метана с элементной серой. Наряду с этим процессом в рамках углехи мии можно было бы рассматривать взаимодействие кокса с се рой в псевдоожиженном слое (как дальнейшую разработку ста рого ретортного способа получения сероуглерода), а также применение для этой цели углеводородов С2 и выше, синтези рованных, например, при гидрогенизации угля или по Фишеру Тропшу.

5. Получение сажи. Это производство весьма экономично именно на основе дешевого природного газа. Если исходить из угля, то кроме выработки метана следует учитывать, кроме то го, возможность использования для этой цели котельного топ лива и остатков от дистилляции смолы, а также способ непол ного сгорания высших углеводородов, образующихся при гид рогенизации угля и синтезе Фишера-Тропша.

Синтез метана из смеси СО+Н2 до сих пор рассматривают главным образом для получения высококачественного замени теля природного газа (газ SNG) для энергоснабжения. Если бы через действующую систему дальнего газоснабжения природ ным газом можно было подавать метан, это позволило бы обес печить и его химическое использование, и применение в каче стве только энергоносителя. В настоящее время во всем мире природный газ применяют и для химической переработки, и для энергетических целей. Однако количественные данные об этом распределении малодоступны.

Предварительная калькуляция затрат на синтез-газ как промежуточный продукт позволяет сравнивать затраты на про изводство и экономически оценивать различные способы гази фикации и применение разнообразного сырья. Однако при этом существуют различные затруднения, что усложняет расчеты и делает их неточными.

По этой причине предлагается объединять, по крайней ме ре, газификацию и подготовку или очистку газа, причем за ос нову оценки синтез-газа целесообразно принять содержание в нем оксида углерода и водорода. Для более точного суждения следует классифицировать синтез-газ по типам в зависимости от последующих синтезов: для синтеза аммиака, для оксосинте за, синтеза метанола и т.д., поскольку при этом показатели син тез-газа будут иметь большое значение (отношение СО:Н2, сте пень чистоты, требуемое давление). В случае предварительной калькуляции применительно к объединенной установке, точ ность абсолютных данных все же сохранится.

В качестве примера для одного из способов газификации угля в табл. 2.4.2 приведена предварительная калькуляция по лучения синтез-газа, обогащенного водородом, с соотношением H2:СО = 2,05:1 (оно необходимо, например, для некоторых ва риантов синтеза Фишера-Тропша или синтеза метанола). В ос нове лежит газификация пылевидного угля по способу Koppers Totzek. Производительность очень большой установки должна соответствовать последующей переработке газа синтезом Фи шера-Тропша годовой мощностью 1,5 млн. т первичных про дуктов С3 и выше. Установка по переработке угля включает га зогенератор с котлом-утилизатором, установку разделения воз духа для получения кислорода, компрессор синтез-газа на 3 МПа, стадию подготовки газа с отмывкой по способу Rectisol, установку конверсии СО, различные газгольдеры, системы рас пределения энергии и производства пара, соединительные тру бопроводы, стадию обработки шлама и золы, факельное хозяй ство, общее снабжение охлаждающей водой, подготовку воды для питания котлов и установку с печами Клауса.

Таблица 2.4. Предварительная калькуляция получения синтез-газа, обогащенного водородом (ФРГ, 1975 год) Статья затрат Газификация каменно- Газификация буро угольной пыли угольной пыли (Q=29330 кДж/кг) (Q=S388 кДж/Кг) расход на Сумма, расход на Сумма, 1000 м3 смеси долл. 1000 м3 смеси долл.

СО+Н2 США СО+Н2 США Каменный уголь 0,847 т 71.5 - (21,8х (84 долл. за 1т.) Бурый уголь кДж) 3,1т 30. (26х106кДж) (9 долл. зa 1 т) - 0. Вспомогательные 0.5 материалы 2,7 м3 2,8 м Вода для процесса 1.5 1. Зарплата производствен- 32 чел. в сме- 36 чел. в сме 0.5 0. ного персонала (0.5 долл. ну по 23 ну по за 1 мЗ) тыс.долл. на 1 тыс.долл. на чел. в год чел. в год 0.5 0. Зарплата управленческого - персонала и общезавод ские расходы (100% зар платы производственного персонала) - 14.5 Отчисления: - от капиталовложений - 1.5 1. в установку (24%) - от оборотных средств (16%) Затраты на производство - 90.5 - 49. Производство и очистка синтез-газа и получение кислоро да объединены в одну систему. Для большинства компрессоров в качестве двигателей предусмотрены паровые турбины, ис пользующие отработанный водяной пар от производства газа, поэтому требуется относительно небольшое количество допол нительной электроэнергии (производство ее также включено в установку). При объединении с установкой Фишера-Тропша была бы дополнительная возможность располагать значитель ным производством отработанного водяного пара, поэтому фак тически пришлось бы рассматривать другие выкладки по энер госистеме.

При низшей теплоте сгорания очищенного газа Qн = 1114,5 кДж/ма к. п. д. (с учетом всех технологических и вспо могательных установок и получения сжатого и очищенного га за) при газификации каменных углей составляет 45%, а при га зификации бурых – 43%. К.п.д. непосредственно газификации значительно больше.

В случае газификации каменного угля затраты на произ водство на 75% определяются стоимостью угля, остальное при ходится преимущественно на долю платежей по нетоварным операциям. При использовании бурого угля сырьевая состав ляющая себестоимости из-за низкой стоимости этого угля сни жается до 60%.

Большая производительность установки благоприятствует снижению капиталовложений и расходов на рабочую силу, по этому затраты на производство 1 м3 смеси СО+Н2 при ее выра ботке из каменного угля составляют 9 центов США, а из бурого угля они меньше – 5 центов – и ненамного отличаются от затрат на производство синтез-газа, который получали бы на основе нефтехимического сырья. Однако следует ожидать, что при вы работке только 100 тыс. м3 сырого газа в час затраты на произ водство 1 м3 смеси СО+Н2 на основе каменного угля возрастут до 12 центов.

Обычные установки нефтехимического синтеза в настоя щее время невелики: мощность установок оксосинтеза в боль шинстве случаев составляет 10-50 тыс. м3 синтез-газа в час, а для одной нитки установок синтеза аммиака и метанола требу ется мощности по синтез-газу порядка 100 тыс. м3 в час.

Таблица 2.4. Предварительная калькуляция получения газа для оксосинтеза окислительной конверсией мазута (ФРГ, 1975 год) Статья затрат Расход на 1000 Сумма, Доля в м3 смеси долл. США общих СО+Н2 затратах, % Мазут 0.36 т 40 (110 долл. за 1 т) Электроэнергия 360 кВт/ч (3 цента за 1 кВт/ч) Водяной пар -0,3 т (8 долл. за 1 т) Вода 1 м для питания котлов (1,5 долл.за 1 т) для охлаждения (3 цента за 1 м3) 70 м Вспомогательные материалы Зарплата производственного 8 чел. в смену 3 2. персонала по тыс.долл. на 1 3 2. Зарплата управленческого персонала чел. в год.

и общезаводские расходы (100% зарплаты производственного персо нала) Отчисления - 24 -от капиталовложений в установку (24%) - 3 1. -от оборотных средств (16%) Затраты на производство - 85 56, Для сравнения в табл. 2.4.3 приведена предварительная калькуляция производства газа для оксосинтеза на установке производительностью 40 тыс. м3 смеси СО+H2 в час окисли тельной конверсией мазута. Потребность в капиталовложениях для установок газификации и очистки газа, для печей Клауса и на компрессию газа (32,5 МПа) составляет ~17.5 млн. долл.

США;

в производство кислорода необходимо вложить, кроме того, еще 14.5 млн. долл., т.е. еще почти половину общих капи таловложений. При большей производительности (100 тыс. м смеси СО+H2 в час) потребность в капиталовложениях состави ла бы 61 млн. долл., что соответствует коэффициенту снижения отчислений, равному 0,65.

Затраты на производство 1 м3 синтез-газа, обусловленные небольшой производительностью, относительно высоки – почти 8 центов;

убыточным в этом случае оказывается также приме нение электродвигателя в качестве привода для компрессора.

При производительности установки 100 тыс. м3 синтез-газа в час и использовании паровой турбины в качестве привода для компрессора затраты на производство 1 м3 газа составили бы максимум 7 центов.

Кроме газификации пылевидного угля по способу Koppers-Totzek существуют и другие современные процессы газификации твердых топлив, опробованные в промышленном масштабе, газификация в псевдоожиженном слое по способу Winkler и газификация под давлением по способу Lurgi. Уже ведутся разработки для осуществления способа Winkler под давлением (фирмы Union Rheinische Braunkohle Kraft и Davy Powergas). Способ Texaco, применяемый в настоящее время в основном для парциального окисления тяжелых масел, также модифицируют для газификации измельченного угля под дав лением. С этой целью рабочая группа фирм Ruhrkohle и Ruhrchemie ввела в 1977 г. в Оберхаузене в эксплуатацию де монстрационную установку производительностью 15000 м3 в час.

Газификация угля под давлением по способу Lurgi преду смотрена на заводе, сооруженном в Сасолбурге (Южная Афри ка) для синтеза Фишера-Тропша. Из-за значительного содержа ния метана в газе и высокого термического к. п. д. при более низких температурах газификация под давлением привлекает большое внимание в последние годы, прежде всего для плани руемого в США производства синтетического метана или заме нителя природного газа (газ SNG).

На основе опубликованных технологических и экономи ческих показателей в табл. 2.4.4 приводятся предварительная калькуляция производства этого газа применительно к услови ям, существующим в то время в ФРГ. При пересчете данных в соответствии с американскими затратами для условий 1974 г.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.