Перспективы химической переработки газа подземной газификации угля с получением синтетического жидкого топлива Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ТЕХНОЛОГИИ

Перспективы химической переработки газа подземной газификации угля с получением синтетического жидкого топлива

А.В. Белов, А.Ю. Зоря, Е.В. Крейнин, ОАО «Газпром промгаз»

Приведена возможность применения технологии подземной газификации угля (ПГУ) для получения газа — сырья для производства химических продуктов. Проанализирован состав газа для различных типов дутья. Приведена технико-экономическая оценка горных энергохимических комплексов «ПГУ — блок синтеза метанола».

В настоящее время в России и за рубежом ведутся научные и практические работы по глубокой переработке угля с целью как производства энергоносителя для генерации электроэнергии, так и получения ценных химических продуктов. Особенно актуальным в настоящий момент является второе направление использования угля, предполагающее получение синтез-газа, метанола, жидкого топлива и других дефицитных продуктов. Это дает возможность рассматривать уголь как надежный альтернатив ный источник получения углеводородного сырья, особенно на фоне исто щающихся запасов нефти и газа, связанных с ростом объемов их потребления и низкими темпами доразведки. Наличие в Российской Федерации значительного количества угольных месторождений с большими запасами, рассредоточенных практически по всей территории страны, актуализирует развитие технологий глубокой переработки угля с получением заменителя природного газа, электроэнергии, а также жидкого топли ва и хи-

СПОСОБ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННО АПРОБИРОВАН, РОССИЙСКИЙ И ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОДТВЕРЖДАЕТ ЕЕ ЭКОНОМИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ И ВОЗМОЖНОСТЬ СОЗДАНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

мических продуктов. При этом возможно появление в топливно-энергетическом балансе страны продуктов глубокой переработки угля, значительное расширение сырьевой базы энергоресурсов, а также обеспечение экспорта углеводородов и энергетической безопасности страны. Получение жидкого топлива из угля в настоящее время является промышленно освоенным процессом, при этом реакции неполного окисления угля ведутся в наземных газогенераторах. Главным недостатком процесса является высокая стоимость газогенераторов, а также значительные затраты на добычу и транспортировку угля к месту переработки.

Перспективным направлением глубокой переработки угля является скважинная технология подземной газификации угля (ПГУ), обеспечивающая осуществление реакций неполного окисления угля в подземных условиях н е п о -средст-венно на месте залегания угольных пластов (в подзем-

ном газогенераторе) с получением на поверхности газа. При этом газ ПГУ может являться сырьем для получения синтез-газа, метанола, аммиака, карбамида и других ценных химических продуктов [1].

18 ГАЗОХИМИЯ СЕНТЯБРЬ-ОКТЯБРЬ 2009

■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU

ТЕХНОЛОГИИ

Актуальности и необходимости принятия срочных решений для промышленного применения технологии подземной газификации угля было посвящено заседание межведомственной комиссии по экономической безопасности при полномочном представителе Президента Российской Федерации в Дальневосточном федеральном округе. Технология ПГУ была признана эффективной и перспективной для угольных месторождений Дальнего Востока в современных условиях. Было принято решение о необходимости начала работ по освоению угольных месторождений способом ПГУ. В настоящее время ряд субъектов ДВФО рассматривают вопрос о строительстве пилотных станций ПГУ на своих территориях.

Способ подземной газификации углей промышленно апробирован, российский и зарубежный опыт использования технологии подтверждает ее экономическую эффективность и возможность создания экологически чистого предприятия. Следует признать, что ограниченное применение технологии ПГУ, снижение объемов НИР и НИОКР по этой тематике во многом было обусловлено не дефектами технологии, а насыщенностью энергетических потребителей нефтью и природным газом.

На территории бывшего СССР действовало несколько станций ПГУ, до настоящего момента работает Ангренская станция «Подзем-газ» в Узбекистане. За рубежом исследовательские и опытные работы по подземной газификации угля и использованию полученного газа ведутся в ряде стран: США, странах Евросоюза, КНР, КНДР, Австралии, Монголии, Японии. В целом опыт применения технологии подземной газификации показал, что она позволяет получать энергетический газ и газ для химического синтеза в промышленных масштабах, заменяя природный газ.

В настоящее время разработаны технологические схемы ПГУ, позволяющие осуществлять контроль над процессом подземной газификации, получая высококачественный газ с низкой себестоимостью [2].

Центром термических технологий добычи трудноизвлекаемых топлив ОАО «Газпром промгаз» совместно со специалистами Дальневосточного государственного технического университета (ДВПИ имени В.В. Куйбышева) проанализированы составы

ТАБЛ. 1.

СОСТАВЫ ГАЗА ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ

Состав газа, %

Дутье с концентрацией О2 21% Дутье с концентрацией О2 45%

CO2

18,9

22,3

H2

H2S

17,2

26,3

0,3

0,2

CO

CH4

O2

N2

6,4

12,5

2,5

3,0

0,2

0,2

54,5

35,5

ТАБЛ. 2.

СВОДНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРЕДПРИЯТИЙ ПГУ РАЗЛИЧНОЙ МОЩНОСТИ В ВАРИАНТЕ «ПГУ — БЛОК СИНТЕЗА ЖИДКОГО ТОПЛИВА (МЕТАНОЛА)»

Показатели

Объем производства метанола, тыс. т/год 30 60 120

Объем производимого газа, млн м3 год

538

1100

1800

Теплота сгорания газа, МДж/м3

7,2

7,2

7,2

Себестоимость газа, руб./1000 м3

320

300

290

Себестоимость метанола, руб./т

2420

2350

2240

Капитальные затраты, млн руб.

780

1614

2564

Срок окупаемости, лет

5

3,5

3,2

газов ПГУ, полученные при газификации бурых углей на воздушном дутье (О2 — 21%), обогащенном кислородом (О2 — 45%) и кислородом (О2 — 95%). Составы газа ПГУ по первым двум вариантам дутья приведены в табл. 1. Эти составы газа приняты для расчета поверхностного комплекса производства синтетических углеводородов.

По первому варианту, с учетом высокого содержания азота в газе, эффективным оказалось производство карбамида на основе аммиака и диоксида углерода. Также определена перспективная возможность производства метанола и синтетического жидкого топлива из газа ПГУ.

Была произведена оценка производительности горных энергохимических комплексов при выпуске аммиака, карбамида, метанола и искусственного жидкого топлива. Производительность по газу ПГУ при любом из двух перечисленных вариантов составляет 3,5 млрд м3 газа в год. Оценка показала, что при использовании газа, производимого по первому варианту, в комплексе аммиак-карбамид-

можно производить около 260000 т аммиака в год. Если конечным продуктом является карбамид, то его может быть произведено около 500000 т. Горное энергохимическое предприятие, получая газ ПГУ на воздушном дутье, может производить суммарно 300000 т карбамида и 100000 т метанола.

Нами выполнены расчеты, обосновывающие возможность получения синтетического жидкого топлива из газа ПГУ на Ланковском (Магаданская область), Ургальском (Хабаровский край) и Шкотовском (Приморский край) угольных месторождениях. При этом предприятия в комплексе со станцией ПГУ, энергоустановкой и блоком синтеза можно характеризовать как горный энергохимический комплекс. В качестве источника сырья рассматривался газ, получаемый при использовании дутья, обогащенного кислородом до уровня 45%. Технологический процесс описывается следующим образом (рис. 1). На входе в поверхностный комплекс исходный газ сжимается газо-дувкой 1 до давления около 0,2 МПа и затем поступает в установку 2 для выделения смол, затем в узел абсорбции 3 для удаления сероводорода. В качестве абсорбента ис-

СЕНТЯБРЬ-ОКТЯБРЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 19

ТЕХНОЛОГИИ

РИС. 1. БЛОК-СХЕМА ПРОИЗВОДСТВА АММИАКА, МЕТАНОЛА И ЖИДКОГО ТОПЛИВА ИЗ ГАЗА ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ

СО

Газодувка

Ф™

Блок очистки от смол

Блок

сероочистки

Компрессор

Блок синтеза метанола или жидкого топлива

Компрессор

Блок Блок выделения

абсорбции СО водорода

Блок

очистки от СО,

Блок среднетемпературной Блок среднетемпературной

конверсии СО конверсии СО

I

Блок —> Криогенный —► Блок компрессии

метанирования блок синтез-газа

Блок синтеза аммиака

4

В ЦЕЛОМ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПОКАЗЫВАЕТ ОБОСНОВАННОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ В ПРЕДПРИЯТИЯ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЖИДКОГО ТОПЛИВА НА ОСНОВЕ ТЕХНОЛОГИИ ПГУ

пользуется метилдиэтаноламин (МДЭА). Этот процесс лучше проводить при низком давлении. Поглотительная способность МДЭА при сорбции H2S высока при этих условиях, но мала для сорбции CO2. Далее газ компримируют до 2-3 МПа (компрессор 4) и направляют в реактор 5, где протекает конверсия СО (в одну или две стадии).

После реактора конверсии СО газ направляют в секции 6, 7 и 8 для выделения СО2, избыточного азота, СО, CH4, Ar, метанирования и осушки газа. В секции 6 СО2 и влага удаляются физическим абсорбентом (диметиловый эфир триэтиленгли-коля). Этот процесс подобен хорошо известному процессу Селексол. Далее происходит новая стадия компрессии 9 и синтез аммиака 10, который может быть использован в качестве попутного товарного продукта при производстве метанола.

Для производства метанола и жидкого топлива необходимо иметь возможность изменять соотношение СО/Н2 в сырьевой газовой смеси. Поэтому часть газовой смеси направляют не на конверсию СО (5а), а на стадию 11 для выделения

СО специальным абсорбентом. Этот процесс назван МОК-процес-сом. Он был разработан несколькими фирмами: японской фирмой «Тохо кемикал», российской фирмой ГИАП и Каунасским университетом. Состав абсорбента основан на смеси солей меди, мета-толуиди-на и Хайсолв-МТМ как разбавителя.

Кроме того, желательно предусмотреть возможность получения концентрированного водорода. Для решения этой задачи предлагается использовать короткоцикловую адсорбцию или мембранную установку (стадия 13). Полученный водород и вновь скомпримированный оксид углерода направляются на стадии производства метанола (стадия 14).

Ниже приведены технико-экономические показатели предприятий («ПГУ — блок синтеза метанола») на примере Ланковского буроугольного месторождения (Магаданская область). Для синтеза метанола используют вариант дутья, обогащенного до 45% О2 (табл. 1).

Сводные технико-экономические показатели предприятий подземной газификации угля приведены в табл. 2.

В целом экономическая оценка показывает обоснованность инвестиций в предприятия по производству жидкого топлива на основе технологии ПГУ. При этом рекомендуется рассматривать проекты строительства предприятий с максимальной мощностью, что обеспечит более высокую экономическую эффективность и более низкий

срок окупаемости проекта. Как видно из расчетов, срок окупаемости промышленных предприятий «ПГУ — блок синтеза метанола» составит не более 4-5 лет, при этом средняя норма рентабельности 30-33%.

Согласно экспертным оценкам только на Дальнем Востоке России технология ПГУ может эффективно применяться на 22 угольных месторождениях Приморского и Хабаровского краев, Сахалинской, Магаданской областей, где суммарные объемы производства заменителя природного газа на основе газа ПГУ могут достигать 60 млрд м3/год. При этом расход газа ПГУ, полученного на окислителе с концентрацией кислорода 45%, составит 12000 нм3 на тонну метанола, что обеспечит ежегодное производство до 3-4 млн т метанола только в одном из российских регионов.

Уголь на месте залегания путем подземной газификации может быть источником синтетических углеводородов. Положительное решение инновационной задачи, «уголь в жидкость» (CTL), особенно важно для угольных регионов, отличающихся дефицитом углеводородного сырья. РХ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зоря А.Ю., Крейнин Е.В. Газ подземной газификации углей — сырье для синтеза углеводородов // Газовая промышленность. 2009. №3. С. 65-66.

2. Зоря А.Ю., Крейнин Е.В. От подземной газификации угольных пластов к синтезу углеводородных топлив // Газохимия. 2009. №1. С. 32-37

20 ГАЗОХИМИЯ СЕНТЯБРЬ-ОКТЯБРЬ 2009