Основными результатами этих работ являются

¦ возможность осуществления некаталитической конверсии природных углеводородных газов в реакции частичного окисления воздухом при технически реализуемых параметрах;

¦ возможность осуществления эффективного каталитического синтеза метанола из синтезгаза, забалластированного азотом воздуха;

¦ возможность создания экономичных, энергонезависимых, промышленных малои среднетоннажных установок для переработки углеводородных газов в жидкие химические продукты.

При этом необходимо отметить, что генератор синтез-газа на базе модифицированного дизельного двигателя может работать с газами низкого давления, такими как газы забалансовых и выработанных месторождений, метан-угольных пластов, попутные нефтяные газы. С использованием полученных результатов в 2008 г. осуществлено проектирование головной опытно-промышленной установки производительностью по метанолу 12 500 т/год. Определено и частично изготовлено базовое оборудование: генератор синтез-газа, компрессор, теплообменное оборудование и т. п. Генератор синтез-газа создан на базе дизельного двигателя 164 Н26/26 Коломенского машиностроительного завода.

Работы по созданию установки, к сожалению, в настоящее время приостановлены.

Дальнейшее развитие энерготехнологических комплексов связано с освоением проточного варианта генератора синтез-газа, что позволяет вместо дизельного двигателя использовать газовую турбину, а, следовательно, существенно повысить единичную мощность и перейти к созданию установок масштаба современных энергоблоков. Технологическая схема такого перспективного энерготехнологического комплекса представлена на рис. 3.

Важным в этой схеме является то обстоятельство, что совместная выработка электроэнергии и синтетического жидкого топлива не требует высокой степени превращения синтезгаза в метанол, т.к. непрореагировавший синтез-газ поступает в камеру сгорания газовой турбины. Совместное производство двух товарных продуктов позволяет получить существенное снижение стоимости отпускаемой электроэнергии даже по сравнению с современными парогазовыми электростанциями.

На рис. 4 представлены результаты сравнения относительных экономических показателей различных энергоблоков. За начало отсчета принята стоимость электроэнергии, вырабатываемой современным отечественным паротурбинным блоком мощностью 300 МВт.

Создание подобных энерготехнологических комплексов требует решения ряда проблем, среди которых на первом месте стоят отработка процесса конверсии природного газа в проточном реакторе и работа газовой турбины на синтез-газе, забалластированном азотом. Для решения этих и ряда других задач в ОИВТ РАН в соответствии с госконтрактом, выполняемым по заданию Минобрнауки, сооружена опытно-промышленная установка с газовой турбиной мощностью 1,2 МВт (рис. 5).

В ходе создания установки поэтапно отрабатывались все технические решения применительно к ее основным агрегатам. Проточный генератор синтез-газа первоначально отрабатывался на кварцевой модели, что позволило оценить относительную протяженность зон протекания основных реакций. Горелочное устройство, играющее немаловажную роль, отрабатывалось в натуральную величину на специальном стенде. За основу при проектировании реакторов синтеза метанола приняты решения, отработанные на установке «Синтоп-300».

Промышленный энерготехнологический комплекс может быть создан на базе, например, газотурбинной установки мощностью 20 МВт, производства ММПП «Салют». На базе двух таких ГТУ энерготехнологический комплекс может иметь электрическую мощность 50−60 МВт и вырабатывать до 150 тыс. т метанола в год. Стоимость генерируемой энергии в 2,5−3 раза ниже, чем на перспективной ПГУ большой мощности, а выбросы в атмосферу практически не содержат токсичных NO_x.

Энерготехнологические комплексы с использованием твердого топлива Россия располагает огромными запасами бурых углей в Восточной Сибири. Канско-Ачинский бассейн в соответствии с «Энергетической стратегией — 2030» должен сыграть громадную роль в обеспечении энергоресурсами не только Восточной Сибири и Дальнего Востока, но и Европейской части страны. Решение этой задачи наталкивается на трудности, связанные не только с большими расстояниями. Во многом эти трудности определяются свойствами самих углей. Они пирофорны (способны к самовоспламенению на воздухе при отсутствии нагрева — Прим. ред.) и их трудно транспортировать. Сжигание на месте добычи с производством электроэнергии и ее дальний транспорт столкнулось с громадными экологическими проблемами, приведшими к замораживанию еще в СССР строительства серии крупных электростанций.

В этой ситуации создание крупных энерготехнологических комплексов совместной выработки электроэнергии и синтетического жидкого топлива представляется крайне перспективным. Почему именно комплексы, а не раздельное сжигание на ТЭС и газификация с последующим получением синтетического жидкого топлива? Причин несколько. Прежде всего, это уже упоминавшийся синергетический эффект, приводящий к росту эффективности комплексной технологии. Второе, не менее важное, обстоятельство связано с тем, что уголь — уникальная природная субстанция, содержащая многие исключительно полезные связи. Их полное разрушение в процессе газификации с последующим синтезом при производстве синтетического жидкого топлива вряд ли оправдано. Наконец, в Сибири огромные пространства остаются без централизованного энергообеспечения, и население остро нуждается в высококачественном, облагороженном печном топливе, производство которого не может опираться на технологию газификации.

Первый опыт в создании энерготехнологических комплексов был получен одним из авторов статьи при разработке и внедрении на Дзержинской ТЭЦ метода внутрицикловой газификации высокосернистых мазутов в сочетании с газовой турбиной. Несмотря на то, что разработанная и реализованная технология не нашла широкого распространения (природный газ оказался более привлекательным), полученный опыт работы с такими продуктами, как легкие и тяжелые смолы, оказывается крайне полезным при создании энерготехнологических комплексов на угле.

Следующим этапом освоения технологий работы с углем явилось создание и эксплуатация в ОИВТ РАН совместно с чешскими специалистами установки ТФР-300 по газификации угля в циркулирующем кипящем слое при давлении 20 атм. На установке производительностью 600 кг угля в час был получен опыт газификации многих углей СССР, Чехии и Югославии.

Технологическая схема установки ТФР-300 представлена на рис. 6, а ее основные технические характеристики в таблице.

Полученный опыт позволил разработать технологическую схему энерготехнологического комплекса переработки угля, в первую очередь, Канско-Ачинского, с получением электроэнергии, синтетического жидкого и облагороженного твердого топлива, представленную на рис. 7.

энерготехнологический газообразный углеводород уголь Анализ выполнен на базе парогазовой установки мощностью 325 МВт.

Часть сжатого воздуха после компрессора ГТУ подается в нижнюю часть трехслойного газификатора кипящего слоя, в которой противотоком из шлюз-бункерной системы подается дробленый подсушенный уголь. В верхнем кипящем слое осуществляется высокоскоростной пиролиз исходного угля при температуре порядка 550 ^ОС за счет тепла продуктов газификации полукокса, поступающего в средний слой из верхнего, за счет его частичного окисления горячим воздухом, поступающим из нижнего слоя. В нижнем слое осуществляется дополнительный подогрев воздуха за счет охлаждения золы, поступающей из среднего слоя, и выжигания оставшегося в ней углерода. Кроме того, в нижем слое осуществляется доокисление ядовитых сульфидов до сульфатов, которые через гидрозатвор выводятся в золоотвал.

Полученные продукты пирогазификации после реактора промываются в первом по ходу квенчере циркулирующей тяжелой угольной смолой, где конденсируются тяжелые смолы, а во втором по ходу квенчере легкой смолой с охлаждением продуктов газификации до 100 ^ОС и конденсацией легкой смолы.

Тяжелая смола с уносом угольной пыли, продукт нестабильный, используется в качестве связующего для получения угольных брикетов. Легкая смола — товарный продукт, очищенные продукты газификации — топливо для ПГУ (возможно предварительно прошедшие однопроходной реактор синтеза метанола).

Ожидаемые результаты для энергоблока мощностью 325 МВт:

¦ выработка электроэнергии — 1900 млн кВтч/год;

¦ производство легкой смолы — 100 тыс. т у.т./год;

¦ производство угольных брикетов — 350 тыс. т у.т./год;

¦ стоимость генерируемой электроэнергии снижается на 20% по сравнению со стоимостью электроэнергии на перспективной ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.

Приведенный перечень товарной продукции демонстрирует преимущества предлагаемой технологии перед технологией создания парогазовых ТЭС с прямой предварительной газификацией угля. Последние при отсутствии необходимости очистки выбросов от оксидов серы из-за дополнительных капитальных затрат проигрывают в экономичности даже паротурбинным ТЭС с прямым сжиганием угля. КанскоАчинские угли являются, к счастью, малосернистыми.