Новое решение в газификации угля для электростанций

Технология термического крекинга смеси нефтяного гудрона и сланцев включает следующие основные стадии:

• смешение нефтяного остатка (тяжелой нефти) с измельченным горючим сланцем для получения пасты;

• термокрекинг или термичес-кий гидрокрекинг пасты в полом реакторе;

• разделение продуктов реакции с выделением газа, бензиновой, дизельной фракций, вакуумного газойля и крекинг остатка.

Предлагаемый процесс обладает следующими важными преимуществами:

1. отсутствие специальной стадии и детализации тяжелого нефтяного сырья, так как содержащиеся в сырье ас-фальтены, никель и ванадий в процессе переработки осаждаются на минеральной части сланцев и, вместе с продуктами реакции, выводятся из реактора и трубопроводов;

— Коротко об авторе ---------------------------------------------------------------

Шумейко М. В. - кандидат экономических наук, директор представительства в странах СНГ компании «Continental contitech.

Рецензент академик, д-р техн. наук, проф. Ю.А. Чернегов.

2. осуществление процесса без

специальных дорогостоящих катализаторов и водорода;

3. обессереривание жидких продуктов на 50-60 %;

4. возможность использования

простого в техническом исполнении оборудования традиционного термического крекинга нефтяных остатков.

Все это позволяет существенно снизить капитальные и эксплуатационные затраты на переработку тяжелого нефтяного сырья в моторные дистиллатные фракции, что делает его конкурентоспособным со многими современными процессами деструктивной переработки нефтяных остатков. В зависимости от месторождения сланца и метода его активации возможно предпочтительное получение бензина, дизельного или котельного топлива, птез

УДК 622.74

© М.В. Шумейко, 2GG8 39

М.В. Шумейко

НОВОЕ РЕШЕНИЕ В ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Выполнена оценка производства полукокса, размещенного на производственной площадке ОАО «Разрез Березовский -1», и дано обоснование по его использованию в производстве глиноземистого спека на Агинском глиноземном комбинате.

ТЪ 1990-е годы получила развитие

JJ внутрицикловая газификация для производства электроэнергии, т.е. использования бинарного цикла при котором горючий газ утилизируется в газовой турбине, а продукты сгорания используются при генерации пара для паровой турбины. Первая коммерческая электростанция с внутрицикловой газификацией Cool Water в США, штат Калифорния, мощностью 100 МВт (160 т по углю) была построена в 1983 г. Использовался газогенератор Texako с подачей топлива в виде водо-угольной суспензии. После 1993 г. в разных странах было введено в эксплуатацию 18 электростанций с внутрицикловой газификацией твердого топлива мощностью от 60 до 300 МВт.

Это демонстрирует ускорение динамики вовлечения угля в мировую промышленность. Повышенный интерес к внутрицикловой газификации в развитых странах объясняется двумя причинами: Во-первых, ТЭС с внутрицикло-вой газификацией экологически менее

опасна. Благодаря предварительной

очистке газа сокращаются выбросы оксидов серы, азота и твердых частиц. Во-вторых, использование бинарного цикла позволяет существенно увеличить КПД электростанции и, следовательно, сократить удельный расход топлива.

В табл. 1 приведены характерные величины удельных выбросов и КПД для ТЭС с внутрицикловой газификацией, а также для ТЭС с традиционным сжиганием.

Необходимо отметить, что удельные капитальные затраты при использовании внутрицикловой газификации составляют примерно 1500 долл. США за 1 КВт, в то время как для традиционной угольной ТЭС удельные капитальные затраты составляют примерно 800-900 дол. США за 1 КВт. Ясно, что ТЭС с внутрицикловой газафикацией твердого топлива более привлекательна при наличии экологических ограничений и использовании достаточно дорогого топлива, так как расход топлива на 1КВт сокращается. Эти условия характерны для разви-

Таблица 1

Величины удельных выбросов и КПД для ТЭС с внутрицикловой газификацией и традиционным сжиганием угля

Параметры Традиционная угольная ТЭС ТЭС с внутрицикловой газификацией

Концентрация вредных веществ в дымовых газах угольной ТЭС - согласно Евростандарту, мг/м3 130 10

150 30

-твердые частицы

Электрический КПД,% 33-35 42-46

тых стран. В настоящее время использование внутрицикловой газификации твердого топлива считается самым перспективным направлением в энергетике.

К настоящему времени накоплен большой опыт (положительный и отрицательный) переработки углей. Существуют десятки технологических процессов, реализованных в разное время - от пилотных установок до крупномасштабных промышленных предприятий. В большинстве случаев целевые продукты переработки угля замещаются альтернативными видами продукции. Поэтому объем переработки угля определяется не технологической необходимостью, а сравнительной эффективностью производства и использования целевых продуктов. Оценка и выбор технологий переработки угля производятся по следующим критериям: себестоимость целевых продуктов не выше получаемых из альтернативного сырья; наличие реального и прогнозируемого спроса на продукцию; возможность быстрой реализации в промышленных масштабах; экологическая безопасность; приемлемая величина капитальных вложений и привлекательность для потенциальных инвесторов, гибкость технологии и возможность расширения номенклатуры продукции.

При оценке технологии переработки угля необходимо учесть следующее.

Во-первых, простого решения проблемы глубокой технологической переработки угля не существует. Удельная производительность аппаратов для термологических превращений твердых топлив всегда ниже, чем для переработки нефти и газа, а транспортирующие устройства, запорная и регулирующая аппаратура, автоматика и т. п., то есть то, что называют «обвязкой аппаратов», сложнее в исполнении. В итоге для любых процессов термодинамической пе-

реработки твердых топлив материалоемкость и, соответственно, удельные капитальные затраты на одну магакало-рию в 2-4 раза выше, чем при переработке нефти и газа. Если в ТЭР или ТЭО удельные капитальные затраты на переработку угля малы, это означает одно из двух: появилась гениальная технология или, что вероятнее, сделана неправильная оценка.

Во-вторых, не существует универсальной концепции переработки угля, так как различает не исходное сырье и, главным образом, требование реальных и потенциальных потребителей.

В-третьих, высокие удельные капитальные затраты на реализацию технологий переработки угля предлагают, что эффективно решить эту задачу можно только поэтапно и комплексно, с использованием модульных производств, постепенно увеличивающих номенклатуру продукции и стоимость реализации целевых продуктов.

В результате маркетинговых исследований, выявлено, что существует неудовлетворенный спрос на углеродистые восстановители и технологическое топливо для агломерационных и глиноземных производств в объеме более 5 млн т в год (без экспорта). В качестве агломерационного топлива применяется, как правило, коксовая мелочь.

Производство кокса в России сокращается, так как батареи в 1990-е г. не строились и не планируются к стро-ительству, а ресурс почти всех действующих будет исчерпан до 2010 г. Коксохимические производства экологически опасны, и для приведения их в соответствие действующим природоохранным нормам потребуется строительство очистных сооружений и систем аспирации, соизмеримых по стоимости с основным оборудованием. Коксовую мелочь стали частично заменять углями марок Т, СС, и

ОД, что отрицательно повлияло на качество агломерата и привело к увеличению вредных выбросов на действующих производствах. Еще острее дефицит углеродистых восстановителей для кремниевых и ферросплавных производств. До 1990-х гг. в качестве углеродистого восстановителя широко применяли полукокс. Основным поставщиком полукокса на внешний рынок была ГДР, а в России - Ангарский и Геремховский коксогазовые заводы. Производство полукокса экологически еще более опасно, чем коксохимическое. Из жидких продуктов полукоксования получали ряд ценных химических соединений, но в 1970-1980-е гг. эти вещества стали производить из нефтяного сырья, и спрос на продукты полукоксования упал. В 1990е гг. по экономическим и экологическим причинам производство полукокса было сокращено. В России действуют только маломощный (80 тыс. т в год) Ленинск-Кузнецкий завод полукоксования (запущен в 1942 г., но он не покрывает потребности даже производств, действующих в Кузбассе.

Электротермические производства ферросилиция и кремния были переведены на использование металлургического кокса, имеющего низкое электрическое сопротивление и малую реакционную способность. Это привело к увеличению расхода электроэнергии и к уменьшению удельной производительности электропечей. Анализ технических требований к углеродистым восстановителям и технологическим топливам для агломерационных и глиноземных производств (калорийность не менее 6000 ккал/кг, зольность не выше 15 %. Выход летучих веществ не выше 12 %, высокая реакционная способность) показал, что буроугольный кокс, производимый ЗАО «Карбоника-Ф» из кан-ско-агинских углей, соответствует всем

необходимым параметрам. Но ЗАО «Карбоника-Ф» производит в год до 10 тыс. т полукокса (для природоохранных технологий в качестве углеродного сорбента, а потенциальным потребителям требуются поставки сотен тысяч тонн в год.

В действующем производстве ЗАО «Карбоника-Ф» горючий газ без дальнейшей очистки направляется в котлы -утилизаторы для нагрева теплофикационной воды, подаваемой в городскую теплосеть. При этом удельные выбросы на 1 Гкал по всем показателям (пыль, оксиды серы и азота, оксид углерода и др.) существенно ниже, чем на угольных котельных, ТЭС и ТЭЦ и ниже действующих нормативов.

Горючий газ - это эффективный экологически чистый энергоноситель для генерации электроэнергии. Внутрицик-ловая газификация с бинарным циклом производства электроэнергии, когда горючий газ из угля подается на газовую турбину, а продукты горения - в котел утилизатор для производства пара для паровой турбины, считается самым перспективным направлением в теплоэнергетике. Электрический КПД электростанции с бинарным циклом в 1,5 раза выше, чем у традиционной ГРЭС. Удельные выбросы по сере, окислам азота и пыли сокращаются в несколько раз. С 1995 г. в мире построено более 20 электростанций, с внутри цикловой газификацией твердого топлива. В России - ни одной. Здесь мы отстаем минимум на 20 лет. Ежегодный прирост мощности ТЭС, работающих на этом принципе - более 30 %.

Технология совмещенного производства полукокса и горячего газа, реализованная ЗАО «Карбоника-Ф» позволяет создать на базе угледобывающего предприятия эффективный технологический комплекс, включающий выпуск не-

скольких видов продукции: сортового угля, полукокса, электрической и тепловой энергии, бездымного бытового топлива, углеродных сорбентов, суль-фокатионита. За счет внутреннего перераспределения потоков сырья и полупродуктов имеется возможность гибкого реагирования на спрос изменением долитого или иного продукта. Этот фактор кроме экономического эффекта обеспечивает оперативную адаптацию производства к изменениям рынка.

Программа развития переработки может быть реализована последовательным увеличением глубины переработки путем создания модульных производств и включает в себя следующие основные этапы:

• наращивание доли выпуска сортового угля;

• создание производства полукокса (цена от 20 до 70 дол/т для разных классов продукта);

• создание производства высокококсовых брикетов и гранул (бездымное топливо, цена от 70 до 150 дол/т);

• создание малотоннажных производств «элитных» продуктов: углеродных бентов (цена от 800 до 1400 дол/т); сульфокатионита (цена 350-400 дол/т); карбюризаторов (500-800 дол/т).

По тепловому балансу в газе содержится более 40 % теплоты сгорания исходного угля. Эффективное использование газа при производстве полукокса по технологии ЗАО «Карбоника-Ф» имеет принципиальное значение, так как это самый серьезный рычаг снижения удельных приведенных затрат на единицу продукции. Прибыльность производ-

ства полукокса больше всего будет зависеть от того, насколько эффективно будет использована или продана электрическая и тепловая энергия. В этом и заключается комплексный подход к переработке угля.

Выполнена оценка производства полукокса (табл. 2-4) мощностью 1 млн т полукокса в год, или 7 млн т рядового угля в год, размещенного на производственной площадке ОАО «Разрез Березовский -1». Сортовый уголь - 3,5 млн т Б2 ПКО (класс 25-100 мм) направляется потребителям, а отсев после сортировки угля - на технологическую переработку.

Производительность комплекса выбрана исходя из потребности ОАО «Агинский глиноземный комбинат», намеренного использовать буроугольный полукокс в производстве глиноземистого спека. При размещении на борту разреза предполагается разделить производство на четыре автономных модуля и вводить их в эксплуатацию поочередно.

Агинский глиноземный комбинат (АГК) в настоящее время потребляет 1,3 млн т Кузнецких углей марки Тс калорийность 6000-6500 ккал/кг. Кузнецкие угли нестабильные нестабильны по содержанию и составу минеральной части, что отрицательно сказывается на качестве глинозема. Собственниками АГК (ОАО «Русский алюминий») перед руководством комбината поставлена задача - перевести технологический передел обжига глинозема на более стабильные по составу канско-агинские угли (КАУ). Ближайший поставщик КАУ - разрез «Березовский-1» (120 км от АГК). Высокое содержание СаО минеральной

Таблица 2

Основные показатели производства полукокса

Показатели Величины

1. Производительность по углю

- тыс. т в год 750

- т/час 95

2. Производительность по полукоксу:

-тыс. т в год 250

- т/час 31,6

3. Производительность по электроэнергии, млн. КВт-ч в год 335

4. Мощность энергогенерирующей установки (КПД 30 %, МВт) 42

5. Производительность по тепловой энергии

- тыс. Гкал в год 653

- Гкал/час в год 82,4

6. Численность работающих, чел. 75

7. Установленная электрическая мощность, включая энергоблок, КВт 8000

8. Потребление электроэнергии, включая энергоблок, млн. КВт-ч в год 44

9. Отпуск электроэнергии (335-44), млн. КВт-ч в год 291

10. Оценочная стоимость строительства,

включая СМР и оборудование с монтажем, млн. долл. 37,7

В том числе: - электрогенерирующая установка 14,7

- производство полукокса 23,0

Удельные капитальные затраты на 1 т переработанного угля, долл. 50,3

Таблица 3

Структура эксплутационных затрат на 1 т полукокса

Статьи затрат (включая НДС) Величина затрат, долл/т % от себестоимости

1. Уголь класса 3-25 мм, 3 т 9,0 43,3

2. Энергоматериальные затраты 4,2 20,2

3. ОПЗ с отчислением в фонды 3,4 16,3

4. Укрупненные расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, цеховые и общезаводские расходы 4,2 20,2

Итого себестоимость 20,8 100,0

При выпуске 1 т полукокса производится: - электроэнергии 1340 КВт-ч 32,1 154,3

-тепловой энергии 2,6 Гкал 10,0 48,1

части угля разреза «Березовский-1», неблагоприятное для энергетического использования, для глиноземного производства является, наоборот, положительным фактором, так как СаО (известняк) добавляется в качестве компонента шихты (флюса) при спекании глинозема. Использование рядовых КАУ в глиноземном производстве невозможно из-за низкой калорийности углей, не позволяющей достичь необходимой температуры спекания в печах. Кроме того, су-

ществующие печи не пригодны для использования углей с выходом летучих выше 25 % (у КАУ - 48 %) по условиям взрывобезопасности.

Руководством АГК сформулированы технические требования к техническому топливу - калорийность не ниже 6000 ккал/кг, выход летучих - от 10 % до 25 %. Полукокс из угля разреза «Березовский-1», производимый ЗАО «Карбоника-Ф», удовлетворяет техническим требованиям к технологическому топливу

Таблица 4

Укрупненная оценочная характеристика товарной продукции

Наименование товар- Область сбыта Количество Стоимость

ной продукции единицы, всего,

долл. тыс. долл.

Базовый вариант

Бурый энергетический уголь ТЭК 7QQQ тыс. т 6,5 45 5QQ

Бурый энергетиче- Энерготехнологический комплекс

ский уголь ТЭК, ком -быт сектор 3QQQ тыс. т 7.S 23 4QQ

Отсев, 25-3 мм ТЭК 1QQQ тыс. т 6,5 65QQ

Полукокс Металлургия (ОАО «АГК») 1QQQ тыс. т 2Q 2Q QQQ

Электроэнергия Собственные нужды, км-быт. сектор 1164 мм КВТ-ч 0,024 2794Q

Тепловая энергия Собственные нужды, км-быт. сектор 2612 тыс. Гкал 3,84 1QQ3Q

для АГК, а также для агломерационных и цементных производств. В расчетах использованы энергетические тарифы, действовавшие в январе 2003 г.

Укрупненно эксплуатационные издержки, связанные с функционированием нового производства, оценены в 8,6 млн долл. в год. Себестоимость сырья исходного принята по данным практики в 3 дол/т. Исходя из этих данных, можно заключить, что срок окупаемости инвестиционного проекта составит:

4,37700 / 42370-8600 = 4,5 года после выхода на проектную мощность.

Таким образом, есть реальная перспектива создать на базе разреза «Березовский-1» эффективный энерготехнологический комплекс: есть технология, есть платежеспособный потребитель продукции и возможно решение социальных проблем, которые назрели в регионе. Нужны инвестиции и стремление решить вопрос. ЕШ

— Коротко об авторе

Шумейко М. В. - кандидат экономических наук, директор представительства в странах СНГ компании «Continental contitech.

Рецензент академик, д-р техн. наук, проф. Ю.А. Чернегов.

---------------------------------------------------- © М.В. Шумейко, Е.Ю. Чернегова,

2008

УДК 65:65.011.12