CC BY
64
- отгрузку и транспортирование угля фракции 5-25 мм на энерготехнологический комплекс в количестве 1,33 млн.т в год;
- получение буроугольного полукокса в количестве 0,33 млн.т в год;
- приготовление на основе полукокса металлургического пылеугольного топлива;
- сопутствующее производство тепловой и электрической энергии.
Численность промышленно-
производственного персонала - 450 человек.
Производство буроугольного полукокса-330 ООО
Отпуск электроэнергии на сторону -824 ООО ООО кВт-ч/год
Отпуск тепловой энергии на сторону - 930 ООО Гкал/год
Буроугольный кокс - 330 ООО т/год
Стоимость продуктов:
- буроугольного полукокса
1100 руб./т
- электроэнергии
1 р/кВт-ч
- тепловой энергии
700 руб./Гкал Стоимость товарной продукции буроугольного полукокса 330 000 т/год * 1100 руб./т = 363 000 000 руб.
Электроэнергии 824 000 000 т * 1 р./т - 824 000 000 руб.
Тепловой энергии 390 000 * 700 = 651 000 000 руб.
363 000 000 + 824 000 000 + 651 000 000 = 1 838 000 000 руб.
Итого товарной продукции - 1 838 000 000 руб.
Инвестируемый капитал - 2 828 873 руб.
Уровень технологии 1838000000*1838000000 У~ 450*28288730000 1838000000*0,82
450 1515673612
450
= 3362163
— Коротко об авторах --------------------------------------------------------------
Шумейко М.В. - кандидат экономических наук, директор представительства в странах СНГ компании «Continental contitech.
Рецензент д-р техн. наук, проф. Ю.А. Чернегов.
---------------------------------------- © М.В. Шумейко, 2008
УДК 622
М.В. Шумейко
УГОЛЬ - ВАЖНЕЙШИЙ АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ ИСТОЧНИК ОРГАНИЧЕСКОГО СЫРЬЯ
^ГЛак источник получения тепла
-IV уголь начал применяться значительно раньше нефти и природного газа, хотя последние использовались еще в древние времена. На основе угля осуществлялась минерализация топливно-энергетического баланса России уже в начале XX века, когда преобладало топливо растительного происхождения. В связи с этим, развернулись интенсивные геологоразведочные работы, обеспечившие прирост запасов угля в отдельных регионах страны, строились предприятия по добыче и переработке углей.
По ресурсам бурых и каменных углей, имеющихся в Подмосковном и Печорском угольных бассейнах, на Урале, в Западной Сибири (Тунгусский и Кузнецкий бассейны), Восточной Сибири (Канско-Агинский, Иркутский, Минусинский, Таймырский, Улуг-Хепский бассейн в Туве), на Дальнем Востоке (Южно-Якутский, Ленский, Зырянский бассейны, месторождение Приморья и о. Сахалин), Восточном Донбассе и др., разнообразию их состава и свойств Россия занимает первое место в мире. Однако, по ресурсам углей Россия уступает США и Китаю.
Основные ресурсы и достоверные запасы углей сосредоточены в Восточных районах.
ТНК «Бритиш Петролеум» выполнила ежегодный анализ развития мировой энергетики за 2005 г. в сравнении с 2004 г. Ниже приводятся наиболее важные положения и выводы, содержащиеся в этом обзоре.
В 2005 г. цены сырой нефти, природного газа и угля превысили все рекордные уровни. В сочетании с некоторым снижением темпов мирового экономического роста это привело к замедлению роста потребления энергии.
Общее мировое потребление первичных энергоносителей в 2005 г. увеличилось на 2,7% по сравнению с 4,4% в 2004 г. Несмотря на снижение темпов роста в 2005 г. они оставались выше среднего уровня темпов роста за предыдущие 10 лет. Замедление темпов роста началось в 2004 г. ,причем оно происходило по всем регионам мира и всем энергоносителям. В 2005 г. наиболее высокие темпы роста потребления энергоносителей (5,8) были характерны для азиатско-тихоокеанского региона, а самые низкие темпы роста были отмечены в Северной Америке. Если в США суммарное потребление первичных энергоносителей незначительно снизилось, то на долю Китая в 2005 г. приходилось более половины всего мирового прироста потребления первичных энергоносителей. В 2005 г. средняя цена нефти «Брент» составляла 54,52 дол./баррель, что на 40% превышает средний уровень цен в 2004 г. За 2005 г. объемы мирового потребления нефти выросли на 1,3% по сравнения со значительным (на 3,6%)ростом в предыдущем году. Суточное мировое потребление нефти в 2005 г. составило 82,5 млн баррелей, т. е. увеличилось на 1 млн баррелей в сут. Если в 2004 г. суточное потребление нефти Китаем выросло почти на 1 млн баррелей, то за весь 2005 г. оно увеличилось только на 200 тыс. только на 200 тыс. баррелей. В 2005 г. США уменьшили потребление нефти на 75 тыс. баррелей в сут.
Мировое потребление природного газа в 2005 г. возросло на 2,3%, т. е. прирост был меньше, чем в 2004 г., но близким к среднегодовому темпу роста за последние 10 лет. Интересно отметить, что Северная Америка явилась единственным регионом мира, где по-
требление газа сократилось. США, которые являются самым крупным потребителем газа, сократили его использование на 1,5%. В 2005 г. потребление газа в Великобритании, которая по объемам его использования занимает третье место в мире, снизилось на 2,2%. В остальных регионах и странах мира потребление газа возросло на 3,8%, причем наибольшее увеличение потребления газа приходится на Китай, Южную Европу и Индию. В 2005 г. уголь, как и прежде, явился топливом, темпы роста потребления которого были самыми высокими по сравнению с другими первичными энергоносителями (5%) и вдвое превышали среднегодовые темпы роста за последние 10 лет. На долю Китая приходится 80 % всего прироста мирового потребления угля. В 2005 г. использование угля в Китае выросло на 11 %. Потребление угля в США также было выше среднегодового за последние 10 лет, а рост потребления угля по остальным регионам и странам близок к этому среднегодовому показателю.
Потребление электроэнергии, вырабатываемой атомными электростанциями в 2005 г., оставалось примерно на прежнем уровне, увеличившись лишь на 0,6%, по сравнению с тем, что среднегодовой рост за последние 10 лет составлял 1,8%. Производство электроэнергии оставалось примерно на уровне мощностей атомных электростанций, хотя несколько новых атомных электростанций было введено в эксплуатацию. Мировая выработка гидроэлектроэнергии возросла в 2005 г. выросла на 4,2%. Наибольший рост ее производства был достигнут в Китае- на 13,7 %. В других регионах (Европе, Бразилии и Канаде) выработка гидроэнергетики сократилась в связи с малым количеством дождей,
выпавших в Южной Европе и некоторых районах США.
Данные о потреблении первичных энергоносителей по регионам, странам и по миру в целом сведены в таблицу в пересчете на нефтяной эквивалент. При этом нефтяной эквивалент (Oilequiva-1еп1)- это условное ТОПЛИВО с теплотой сгорания 10 000 Ккал/кг. При анализе приведенной выше информации целесообразно остановиться на вопросах, связанных с мировыми запасами ископаемых видов топлива. По данным «Статистического обзора мировой энергетики» на конец 2005 г. мировые извлекаемые запасы нефти были выше, чем год назад (1200,7 и 1194,1 млрд баррелей соответственно). Это означает, что сохраняется тенденция, когда в мире находят больше нефти, чем добывают, и нехватки запасов нефти не наблюдается.
Вместе с тем, истощение открытых ранее месторождений нефти в США и Северном море вызывает определенные опасения в части будущих поставок нефти, поскольку приращивать запасы нефти становится все труднее. За последнее время годовые темпы увеличения запасов нефти значительно снизились- с 3% в 1985- 1995 гг. до 0,55% в 2005 г. Это соответствует информации, получаемой от крупных западных нефтяных компаний, которые в последние годы ведут борьбу за то, чтобы привести производство нефти в соответствие с прибавлением новых запасов. Нефтяники говорят, что становится все труднее найти новые месторождения нефти и увеличить добычу, тогда как спрос на нефть и ее потребление увеличиваются.
В июне 2006 г. главный управляющий четвертой по степени капитализации мировой нефтяной компании «То-таль» (Франция) спрогнозировал, что при современных тенденциях роста по-
требления пик добычи нефти следует ожидать в 2020 г. Главный управляющий корпорации «Бритиш Петролеум» Джон Браун отказался назвать дату, когда добыча нефти достигнет своего пика, и предположил, что этот пик должен быть вызван постепенным снижением потребления, а не снабжения нефтью. Некоторое улучшение баланса запасов нефти частично объясняется увеличением оценок нефтяных ресурсов в Иране и России при резком их сокращении в Мексике. Иранское правительство оценивает запасы нефти в стране на конец 2005 г. в размере 137,5 млрд баррелей, что на 3,6% больше, чем в декабре 2004 г., в связи с улучшением технологии извлечения нефти. Запасы нефти в России увеличились на 2,8% до 74,4 млрд баррелей. Что касается Мексики, то в этой стране запасы нефти снизились на 7,4 % до 13,7 млрд баррелей. Главный экономист корпорации «Бритиш Петролеум» Питер Дэвис объясняет это принятием более строгих и точных стандартов оценки запасов.
По данным корпорации «Бритиш Петролеум», достоверных мировых запасов нефти при современных объемах добычи хватит на 41 год, а запасов природного газа- на 65 лет. По сравнению с этим достоверных мировых запасов угля хватит на 155 лет, а в США, где сконцентрировано 27% всех мировых запасов угля, - на 240 лет.
К сказанному целесообразно добавить несколько показателей, приведенных в «Прогнозе международной энергетики 2006», который подготовлен и в июне 2006 г. опубликован Администрацией энергетической информации Министерства энергетики США. В этом справочнике отмечается, что за период с 2003 г., который принят как базовый, до 2030 г. ежегодные темпы роста мирового потребления угля впервые превы-
сят темпы роста объемов потребления природного газа, особенно в электроэнергетике. В течение прогнозируемого периода среднегодовой рост потребления природного газа составит 2,4%, а угля -2,5%. В период с 2003 по2015 г. объемы мирового потребления угля возрастут с 4 935 до 7 069 млн т при среднем годовом темпе роста 3%. В период после 2015 г. предполагается некоторое снижение годовых темпов роста до 2% вплоть до 2030 г., когда мировое потребление угля составит 9 581 млн т. При этом отмечается, что наибольший рост потребления угля (в 3 раза) произойдет в Китае, который имеет большие запасы угля, располагает ограниченными запасами нефти и природного газа, а также занимает лидирующие позиции в мировом производстве стали.
За 2005 г. мировое потребление первичных энергоресурсов составило (т.у. в нефтяном эквиваленте): за счет нефти 3838,6 млрд. т, газа 2474,7 млрд. т, угля 29,29,8 млрд. т, производства электроэнергии гидростанциями 668,7 млрд.т, атомными электростанциями 627,2 млрд. т. Всего 10537,1 млрд.т.
В 2005 г. объем добычи угля в России составил 298,4 млн. (натуральных) тонн. По сравнению с 2004 г. объем добычи угля высокопроизводительным открытым способом на разрезах большой единичной мощности увеличился на 6,4 млн. т., а подземным способом 1,8 млн. т. и составил, соответственно, 192,6 млн. т. и 94,1 млн. т.
Основные потребители углей: электростанции - 43,0 %, коксохимзаводы -17,1 %, обеспечение населения - 3,9 %, остальные потребители - 25,5 %, экспорт- 10,5 %.
Оценивая перспективы освоения и потребления угольносырьевой базы России, следует учитывать то обстоятельст-
во, что в общем объеме запасов углей большая доля приходится на угли низкого качества, содержащие большое количество золы, влаги и серы. Использование таких углей в энергетике с ее нынешними технологическими характеристиками приводит к ухудшению теплотехнических показателей работы оборудования и загрязнению окружающей среды вредными выбросами. Снижение или полное исключение таких негативных последствий может быть достигнуто на основе облагораживания углей по сере, золе и влаге или применения принципиально новых технологий их комплексной переработки с получением новых видов товарной продукции.
Киевскими специалистами разработан сухой способ обогащения угля с помощью агрегатов ШОА - 07 и ШОА -10. Эти агрегаты конструктивно и технологически одинаковы и отличаются лишь различным количеством деталей рабочей решетки. Раасматривается конструкция и способ разделения угля и породы на примере ШОА - 10. Агрегат предназначен для сухого обогащения угля и породы как минимум 1,5-2 (по М.М. Прододъяконову), при которой обеспечивается 90-95 %-ное удаление породы из горной массы. Чем выше ница в крепости, тем выше эф-ность работы ШОА. Способ работы ШОА следующий. Горная масса +100-300 по лотку поступает на рабочую решетку и сразу же разделяется на пять ручьев. Ребрами валов - шнеков со ростью 0,75 м/сек смесь кусков угля и породы вступает в контакт с зубьями.
Масса зубьев тарирована по крепости угля, поэтому уголь разрушается и переходит в подрешетное пространство. Второй ряд клавиш контролирует ту часть угля, которая не полностью разрушилась при контакте с зубьями первого ряда. Так как порода крепче угля, ее куски не разрушаются при контакте с зубьями, приподнимают их и сходят с рабочей площадки неповрежденными. Некоторый процент трещиноватой лабленной породы может перейти в подрешетное пространство.
Точно также работает и ШОА - 07 по классу +40-100 мм. Установленные вместе, оба агрегата уверенно обогащают горную массу в границах +40 - 300 мм.
Реальной сырьевой базой для использования принципиально новых технологий и комплексной переработки являются плотные бурые угли Южно-Сибирского региона, имеющего их огромные запасы, почти на % от запасов всей страны пригодные для открытого способа разработки. Сырьевую базу промышленного производства продуктов химико-техно-логического назначения с новыми потребительскими свойствами должны быть включены бурые угли Канско-Агинского бассейна, многие угли марок Д, Г, ГЖ Кузнецкого бассейна, Б,Д и Г ряда месторождений Иркутского, Тунгусского, Печорского бассейнов, Забайкалья, Приморья, Якутии и др. Фактические объемы добычи углей указанных марок в 2005 г., по данным РОСИНФОРМугля, приведена в таблице.
Основные Марки Фактическая до-
регионы угля быча угля, тыс. т.
Кузнецкий бассейн, в ... г — 41743
том числе каменные: — гж — 13504
....д.... 10354
- 3831
.... дг - 13554
Канско-Агинский бас-
сейн, в том числе бурые ... б — 36425
каменные ...д... 48
Восточно-Сибирский и 37553
Уральский регионы, в Б 17478
том числе Г 6560
бурые Д 12773
каменные ДГ 742
Печорский бассейн Д 7140
Хакасия Д 4922
Забайкалье Б 10174
Дальний Восток, Чукот-
ка, Сахалин, в том числе
бурые Б 16764
каменные Г,Д,ДГ 2724
Подмосковный бассейн Б 898
Добыча углей по маркам в угольных регионах России для использования в химико- технологической переработке с получением продуктов, обладающих новыми потребительскими свойствами.
Получение из угля качественного товарного продукта особенно актуально при существующей конкуренции его сбыта. Стоимость концентрата и сортовых углей значительно выше стоимости рядовых углей. Поэтому рентабельность предприятий во многом зависит от качества отгружаемых ими продуктов. В процессе переработки угля в водной среде на обогатительных фабриках происходит выделение мелких классов угля крупностью 0-1(3)мм, именуемых шламами. Это наиболее трудная для переработки часть угля. Большое количество шламов выделяется также при переработке угля гидравлической добычи. Шламы образуются и на некоторых шахтах с обычной технологией добычи угля в результате шахтно-
го водоотлива, при котором во внешние водоемы сбрасывается мелкий уголь.
Количество образуемых шламов составляет от 20 до 40% добываемого угля и зависит от способа добычи и свойств горной массы. Отсутствие требуемых технологий и оборудования для переработки мелкого угля оказывает отрицательное влияние на рентабельную работу предприятий. Это выражается в высоких затратах на технологические процессы, повышенных потерях угля, неоправданных сбросах части его на отдельных предприятиях в земляные отстойники, недостаточном выходе угля в виде концентрата, реализации части угля по более низкой цене как шлама. С другой стороны, земляные отстойники для шлама и хвостохранили-ща, предназначенные для складирования отходов, получаемых при обогащении шлама флотацией, ухудшают экологическую обстановку вокруг предприятий, поселков и городов. Себестоимость процесса обогащения 1 т шлама на обогатительных фабриках в 5-7 раз дороже, чем более крупных классов угля. Наиболее трудными для переработки являются шламы, содержащие повышенное количество тонких частиц менее 0,1 мм. Вместе с этим необходимо отметить, что в Кузбассе в данном направлении были выполнены крупные работы и получены положительные результаты. ФГУП «НПЦ «Экотехника» совместно с институтом ВНИИгидроуголь разработаны технологические решения, которые позволят:
-производить полное улавливание и переработку шлама;
-прекратить сброс шлама в земляные отстойники и флотохвостов в хвосто-хранилшца и тем самым существенно улучшить экологическую обстановку в районе нахождения предприятия;
-снизить расходы на переработку шлама в 2-3 раза;
-уменьшить потери угля с отходами производства и со сбросами вод в шахтные выработки и водоемы;
-поднять рентабельность предприятий за счет улучшения качества товарного угля, повышения выхода и снижения производственных затрат;
-приготовить из тонких шламов крупностью 0-0,1 мм водоугольное топливо (ВУТ) на предприятиях, где нет других средств для их переработки.
Выявлены факторы, определяющие жизнеспособность трубопроводного транспорта ВУТ в ламинарном режиме. Закупорка трубопровода на длинном его участке оказалась из них самым тревожным. Приходилось многократно останавливать перекачку ВУТ и устранять образовавшиеся пробки. Существенно, что транспортировали вполне стабильные в статических условиях суспензии, к тому же, успешно испытанные в замкнутом коротком (длиной примерно 1000 м) опытном трубопроводе. Это явление не было заблаговременно обнаружено в лабораторных и макетных исследованиях и не было предсказано теорией.
Механизм образования осевых сгустков выявлен по результатам натурных испытаний трубопровода и только затем воспроизведен на лабораторных моделях и обоснован теоретически. Способы их предотвращения были разработаны на завершающем этапе работы КБН.
Технические проблемы приготовления и гидротранспорта ВУТ можно считать на сегодня решенными.
Из выполненного техникоэкономического анализа следует:
1. На расстояние менее 1000 км железнодорожный транспорт угля с пыле-приготовлением выгоднее трубопроводного транспорта и прямого сжигания ВУТ даже оптимальной вязкости для самых благоприятных из известных условий приготовления.
2. Конкурентоспособность гидротранспорта ВУТ растет с увеличением расстояния его доставки. Доставка угля по железной дороге на расстояние 2000 км устраивает цену угля.
Доставка угля на такое же расстояние по трубопроводу диаметром 0,5 м по оптимизированной технологии приготовления ВУТ почти вдвое выгоднее.
3. Затраты на транспорт ВУТ по трубопроводу диаметром 1 м меньше, чем по трубопроводу диаметром 0,5 м, только на 20 %.
Предложена еще одна модель производства электроэнергии за счет переработки угля при полном отсутствии вредных выбросов в окружающую сре-ДУ-
Локальный углегазо-энергетичес-кий комплекс предназначен для выработки электроэнергии на месте залегания угольных пластов по комплексной ресурсосберегающей экологически чистой технологии при эксплуатации угольных месторождений энергетических углей со средней и высокой метаноносностью путем совместного метанодренажа и скважинной подземной газификации угля. Смесь метана с генераторным газом используется в качестве первичного энергоносителя для выработки электроэнергии на водородных турбогенераторах, работающих по комбинированному циклу с паротурбинными генераторами.
Технология обеспечивает повышение эффективности использования тепловой энергии за счет повышения интеграль-
ного КПД локального углегазоэнергетического комплекса, в котором интегрированы основные технологические процессы: метаноотсоса, подземной углегазификации и генерирования электроэнергии на водородном топливе.
Для обеспечения метанодренажа и газификации угля каждая панель подготавливается двумя скважинами, пробуренными с поверхности. Скважины служат сначала как метаноотводящие, а затем, после завершения метаноотсоса, они используются для подачи паро- водородного дутья в огневой забой и для отвода генераторного газа. Углепласто-вый метан и генераторный газ подаются в газоперерабатывающий блок, расположенный на поверхности. Здесь происходит очистка и переработка газов, получение из них водорода как конечного чистого топлива и превращение парниковых газов в твердые отходы производства. Полученный свободный водород подается в энергоблок, где и производится электроэнергия на водородных турбогенераторах и паротурбинных установках, работающих по комбинированному циклу. Некоторая часть полученного водорода из блока газоперера-ботки в смеси с водяным паром направляется в огневой забой газифицируемой панели в качестве дутья. Таким образом, энергетическая установка работает по двойному паро-водородному комбинированному циклу: первый паро- водородный цикл «подземный газогенератор- блок газопереработки», а второй цикл «водородный турбогенератор- паротурбинный генератор». Получаемая электроэнергия направляется в сеть к потребителю, а некоторая часть используется для собственных нужд угле -энергетического комплекса.
Генераторный газ подземной углегазификации и каптированный углепла-
стовый метан не являются конечным топливом, а служат исходным сырьем для получения экологически чистого водородного топлива, при использовании которого обеспечиваются нулевые выбросы парниковых газов в атмосферу.
При этом следует сказать, что использование водорода в энергетике требует высокой культуры производства. Так, на военных судах российского флота имеются двигатели с приводом от электрогенератора, работающего на водороде. Агрегаты функционируют под пломбой. Роль матросов сводится к наблюдению за приборами и фиксированию аварийной ситуации.
В этом случае с завода немедленно вылетает бригада специалистов, которые устраняют аварию и вновь закрывают агрегат с установкой пломбы. В энергетике пока не было необходимости в создании подобной сервисной службы, и пока, ввиду отсутствия опыта, трудно говорить об условиях ее работы, создания и служебного обеспечения.
Еще одно направление энерготехнологического использования канско-агинских углей развивает НТЦ «Эко-сорб» на базе Бородинских углей, более зольных и более влажных, чем Березовские. В целом вопросы переработки углей - стратегическая задача для России, и не только из-за перспективы исчерпания запасов нефти. Основная прибыль от добычи ресурсов, в частности угля, заключается в конечной продукции, но за исключением коксохимии у нас практически отсутствует углеперерабатывающая промышленность, и целесообразность создания новой углехимической отрасли не вызывает сомнений и является ближайшей задачей.
Из технологий термопереработки в условиях нехватки качественного твердого топлива перспективно полукоксование - пиролиз, причем пиролиз с при-
менением твердого теплоносителя, что обеспечивает высокую интенсивность нагревания и разложение угля и компактность аппаратов. Особенность пиролиза угля - получение в больших количествах твердого продукта - полукокса, который, как следует из опыта, может быть востребован и эффективно использован. При пиролизе КАУ (разреза «Бородинский») получают следующие продукты (на сухую массу): полукокс 65 %, газ - 20 %, смола - 8,5 % (минимально). В эти продукты переходит, соответственно, 67,15 и 13 % потенциального тепла угля (суммарно) -95 %.
По своим физическим и теплотехническим свойствам полукокс - высококачественное топливо, которое эффективно сжигается в топках котлоагрегатов. В перспективе - для его крупномасштабного использования на ТЭС Урал и Европейской части РФ должны быть решены вопросы его безопасного и экономически приемлемого дальнего транспорта и хранения. Полукокс КАУ обладает уникальными свойствами: повышенной реакционной способностью, делающей его эффективным восстановителем, низким содержанием серы, благоприятным составом золы, развитой микропористой структурой.
Опытно-промышленными испытаниями установлена возможность эффективного использования продуктов пиролиза КАУ, и прежде всего, полукокса. В металлургии он испытан: при выплавке стали в кислородных конверторах с повышенным содержанием металлолома; в качестве отощающей добавки в шихту при получении доменного и специальных видов кокса; в недоменных процессах, потребляющих металлургический кокс; при получении литейного чугуна, при производстве ферросплавов, желтого фосфора, карбида кальция; в процессах агломерации руд, при прямом вос-
становлении железа, для обжига извести и доломита; при производстве рудо-флюсо-углеродистых и других видов окатышей; в производстве формованного кокса; в доменном производстве - путем прямого вдувания полукокса в домну с частичной заменой дорогостоящего металлургического кокса; в цветной металлургии, химической и строительной отраслях; для частичной или полной замены мелких сортов металлургического кокса.
Во всех технологиях применения буроугольного полукокса достигается существенный положительный технологический и экономический эффект. Зернистый и порошкообразный буроугольный полукокс может эффективно использоваться также в качестве дешевого углеродного сорбента массового применения
- для очистки воды, в частности, в процессах водоподготовки, очистки возвратных конденсантов и сточных вод на ТЭС, при питьевом водоснабжении в системах биологической очистки сточных вод, для очистки промышленных отходящих газов.
В направлении пиролиза бурого угля были выполнены следующие работы:
1. Для переработки пылевидного угля были построены две опытнопромышленные установки для скоростного пиролиза КАУ производительностью 4-6 т/час. На одной из этих установок на промплощадке завода «Сиброэлектросталь» за 14 тыс.ч работы было переработано 45 тыс. т бородинского угля, получены и испытаны в металлургии и других отраслях промышленности партии полукокса, подтвердившее эффективность его использования.
В период 1975-1983 гг. Была спроектирована и построена на промплощадке Красноярской ТЭЦ-2 аналогичная по технологии и аппаратуре крупная про-
мышленная энерготехнологическая, точнее энерго-топливно-химическая установка ЭТХ-175 производительностью 175 т/час по исходному углю. Установка была увеличенной в 40 раз по производительности копией аппаратов опытнопромышленной установки, принятых за прототип, и сблокирована с котлами ТЭЦ-2, составляя с ними единый энерготехнологический комплекс. При испытании установки были выявлены серьезные дефекты, ее пустить не удалось и в 1988 г. работы были прекращены.
Использование технологий с твердым теплоносителем для пиролиза угля.
Эта технология в крупном промышленном масштабе освоена для пиролиза сланцев. Установки имеют производительность 3000 т/час и находятся в эксплуатации с 1990 г. Основными товарными продуктами установок являются фракции сланциевого масла, эквивалентные нефтяным топливам - мазуту, дизельному и газотурбинному топливу, бензину.
3. Освоение технологий термоконтактного коксования углей.
Эта технология основана на нагревании мелкозернистого угля циркулирующим твердым теплоносителем - полукоксом. В ее основу положены технология и аппаратура современной нефтепереработки - технология термоконтактного коксования нефтяного сырья, адаптированная к переработке угля.
С целью проверки возможности применения технологии и аппаратуры нефтепереработки для переработки угля при ТЭЦ-1 «Екатеринбургэнерго» была построена опытно-промышлен-ная установка по данной технологии производительностью по 4-5 т/час.
Установка была освоена на бородинском буром углу КАУ.
Испытания опытно-промышленной установки на других углях, в том числе на каменных и слабоспекающихся, обладающих другими характеристиками и свойствами, подствердили работоспособность аппаратуры установки и, следовательно, достаточную универсальность технологии по отношению к перерабатываемому топливу. Освоение установки подтвердило принципиальную возможность применения для переработки угля технологических аппаратурных принципов переработки нефти с использованием циркулирующего псевдо-ожиженного твердого теплоносителя. Была отработана конструкция основных аппаратов и подтверждена надежность их работы.
Основной принципиальный результат освоения опытно-промышлен-ной установки состоит в том, что практически была показана возможность переноса опыта целой отрасли - нефтепереработки в другую отрасль - углеперера-ботку. Были получены и исследованы твердые, жидкие и газообразные продукты пиролиза КАУ, показана возможность эффективного использования полукокса в качестве энергетического топлива и металлургического топлива-восстановителя, а также в качестве углеродного сорбента. Проведенными исследованиями была также установлена возможность производства из получаемых смол жидкого топлива и химических продуктов.
Как считают авторы разработки, аппаратура для реализации технологии моделируется для увеличения единичной мощности установки достаточно увеличить геометрические размеры аппаратов, не изменяя их конструкции, что позволит создавать серию однотипных, подобных по конструкции установок возрастающей мощности на базе первой головной промышленной установки.
На основе полученных результатов была спроектирована промышленная установка ТККУ-300 производительностью 300 т/час угля. Как видим, неудача с аналогичным решением в части установки ЭКХ-175 не послужила авторам должным уроком. Существуют особые законы моделирования, которые предусматривают при увеличении единичной мощности агрегатов одновременное внесение конструктивных изменений, приспособленных к переработке большего количества угля.
В 1985 г. Решением Госплана СССР был утвержден титул на ее строительство на промплощадке Минусинской ТЭЦ, работающей на бородинском угле КАУ. Но она не была реализована.
На базе результатов испытаний ряда марок углеродных сорбентов в энергетике и промышленности НТЦ «Эко-сорб» были выбраны и согласованы промплощадки и разработаны проекты производства сорбентов по технологии термоконтактного коксования углей на Гусиноозерской ГРЭС (Бурятия), Кед-ровском разрезе (Кемеровская область), на Костромской ТЭЦ-1, прошедшие экспертизу РАО «ЕЕС России и Угольного комитета РФ».
4. Разработка энерготехнологической ТЭС с внутрицикловым пиролизом угля (ВЦП) по технологии термоконтактного коксования углей (ТККУ).
Как логическое следствие тенденций угольной электроэнергетики может быть предложен энерготехнологический комплекс, аналогичный блокам, состоящим из парогазовой установки с внутрицикловой газификацией угля (ПГУ с ВЦГ), но основанной не на газификации, а на пиролизе угля.
Схема такой ТЭЦ разработана НТЦ «Экосорб». Обладая достоинствами угольных ПГУ с ВЦГ - повышенными КПД и улучшенными экологическими
характеристиками, в таком комплексе могут быть реализованы энерготехнологические принципы использования всего энергохимикотехнологического потенциала угля с получением на ТЭС, наряду с электроэнергией и теплом, попутной продукции термопереработки угля-жидкого топлива, химических продуктов, углеродных сорбентов - активированных углей.
Производство сорбентов размещается на ТЭС и составляет с ним единый комплекс.
При этом из систем топливоподачи и топливоподготовки ТЭС небольшая часть угля отводится для переработки угля в сорбенты, а все пылегазовые отходы производства возвращаются на ТЭС и сжигаются в топках котлов, где также сжигают отработавшие ресурс сорбенты.
В данном варианте энерготехнологического комплекса технология производства сорбентов также основана на пиролизе бурого угля в блоке ТККУ последующей активацией полукокса и составляет с ТЭС единый комплекс. При этом из парогазовой смеси пиролиза угля может быть организовано производство жидкого топлива и химпродукции. Важнейшая особенность такого комплекса - это его полная безотходность, так как все пылегазовые отходы производства сжигаются в котлах. Из приведенных данных следует, что имеется значительный научно-технический и практический задел для будущей реализации энерготехнологических комплексов. Отсутствие в тексте каких либо цифр, характеризующих экономические показатели разработок, по-видимому, является следствием того, что ни одна из них в промышленном масштабе не реализована, и авторы справедливо опасаются а достоверность расчетных данных, особенно основанных на характе-
ристиках опытно-промышленных образцов.
Предложено еще одно специфическое направление создания углеэнерготехнологических комплексов.
В недрах Кузнецкого и других угольных бассейнов России сосредоточены огромные запасы углеродных энергоносителей. Если овладеть технологией их управляемого подземного сжигания и паропроизводства, то можно создать энергетические комплексы по схеме «вода в недра - пар из недр -электроэнергия - вода в недра». Энергия угля без его извлечения из недр будет посредством теплоносителя (пара) передаваться на паровую турбину генератора, что обеспечит получение существенно более дешевой электроэнергии, чем на нынешних углеэнергетических комплексах.
Принципиально технологическая схема такого комплекса представляется в следующем виде:
• Последовательное сжигание нарезаемых в пласте угля столбов (блоков), предварительно изолированных огнестойкими материалами от остального угольного массива;
• Съем образующегося в недрах тепла парогенераторами, перемещаемыми вслед за огневым фронтом;
• Выдача на поверхность по жаростойким трубоотводам пара и его трансформация в электроэнергию на генераторах, передвигающихся по простиранию пласта вслед за последовательно выжигаемыми пластами угля;
• Концентрация электроэнергии от нескольких генераторов и транспортирование ее по магистральным АЭП к энергопотребителям. Вырабатываемую электрогенератором энергию передают на трансформаторную подстанцию и затем к потребителям. Электрогенератор передвигают по мере подготовки стол-
бов по простиранию пласта с соответствующим перемонтажем трубопроводов.
Освоение предлагаемой технологии означает возможность создания принципиально нового углеэнергетического комплекса с наземно-подземной ТЭС, с минимальными трудовыми затратами на получение энергии из недр. Шахта будущего в этом случае - это уже не комплекс для выдачи углеродного энергоносителя на поверхность, а система его управляемого преобразования под землей с доставкой на поверхность парообразного энергоносителя для превращения его в электроэнергию. Добыча угля подземным в ее традиционном понимании существенно сократится в пределах нужд металлургических, химических предприятий, зарубежного рынка.
Эффективным направлением развития предлагаемой технологии является организация отвода на поверхность образующегося в огневом забое вследствие газификации угля горючего газа. Этот низкокалорийный, но высокотемпературный продукт может использоваться в качестве дополнительного энергоносителя (по схеме бинарного цикла) для производства электроэнергии и повышения КПД генератора или для его химической переработки с получением ряда ценных продуктов, включая жирное моторное масло.
Вложение инвестиций в новую технологию позволит накопить опыт и выявить дополнительные возможности повышения технолого-подземного комплекса. В частности, сырьевая база на-земно-подземных ТЭС может быть расширена за счет вовлечения в процесс теплоотдачи не только угля, но и углевмещающих пород, представленных, как правило, алевролитами и аргиллитами, которые при современных технологиях угледобычи вследствие малого содержания в
них угольного вещества или доставляются в отвалы.
Предварительные расчеты показали, что инвестиции в создание опытного энергоучастка новой технологии для обеспечения энергией собственных нужд шахты производительностью 1 млн. т угля в год, составляет порядка 60-70 млн. руб. и окупятся в течение 1,8-2.1 года. В себестоимости электроэнергии (0,47 руб. за 1 КВт-час) произведенной ОАО «Кузбасс энерго» в 2003 г., расходы на приобретение угля составили 35 %. Для новой технологии реально ожидать снижения себестоимости 1
КВт-ч до уровня 0,25-0,30 руб. будет конкурентоспособна с энергией не только газовых ТЭС, но и гидроэлектростанций.
Освоение предлагаемой технологии угольными шахтами и компаниями позволит получить конкурентоспособную энергию из угля, не добывая его в традиционном понимании. При реализации такого направления развития энергетики возможно кардинальное изменение экономического положения угольных предприятий, компаний и регионов, та
— Коротко об авторах --------------------------------------------------------------
Шумейко М. В. - кандидат экономических наук, директор представительства в странах СНГ компании «Continental contitech.
Рецензент д-р техн. наук, проф. Ю.А. Чернегов.
Файл:
Каталог:
Шаблон:
Заголовок:
Содержание:
Автор:
Ключевые слова: Заметки:
Дата создания:
Число сохранений: Дата сохранения: Сохранил:
Полное время правки: Дата печати:
При последней печати страниц: слов: знаков:
22_Шумейко
Е:\С диска по работе в универе\ГИАБ_2008\11\семинар
С:Ш5ег5\Таня\АррВа1а\Яоат1^\М1сго50Й\Шаблоны\]Чоппа1.с1о1т
ОМ
Гитис Л.Х.
03.09.2008 15:23:00
3
03.09.2008 15:36:00 Г итис Л.Х.
4 мин.
25.11.2008 23:18:00 24
9 682 (прибл.)
55 188 (прибл.)
