Синтетический пиролизный газ из угля для газопоршневых и газотурбинных электростанций.

Разрабатываем проектируем и строим угольные электростанции с технологией пиролиза и получения синтез-газа с последующим матанированием до 85% и использованием полученной смеси для работы газопоршневых и газотурбинных электростанций. Компания обладает технологией строительства высокоэффективных теплоэнергетических установок на твердом топливе, безопасных для окружающей среды и климата, с применением перспективных способов использования твердого углеродсодержащего топлива для энергетики – конверсия в парогазовых установках с внутрицикловой газификацией (ПГУ-ВЦГ). Применение ПГУ-ВЦГ позволяет решить ряд ключевых задач, стоящих перед современной угольной энергетикой: повысить КПД электростанции до 50–55%; максимально снизить выбросы углекислого газа в атмосферу (при улавливании и захоронении углерода); повысить гибкость выработки электроэнергии совмещением электрогенерации с производством химических продуктов; использовать широкий спектр твердых топлив. В проекте Энергетической стратегии России на период до 2035 г. подчеркивается необходимость создания и применения ПГУ-ВЦГ с КПД нетто 50%. Принципиально ПГУ-ВЦГ отличаются от ПГУ, работающих на природном газе, структурой узла подготовки топливного газа, ключевым элементом которого является газификатор. Одним из наиболее эффективных типов газификаторов большой мощности считается воздушный поточный газификатор. Для повышения основных показателей работы газификатора (химического КПД, степени конверсии углерода топлива и др.) и его стоимости необходимо интенсифицировать термохимические процессы поточной воздушной газификации угля.

В зависимости от целей принято рассматривать несколько термохимических процессов, происходящих при газификации твёрдого топлива: 1) испарение влаги (сушка); 2) выход летучих веществ (пиролиз); 3) гетерогенные химические реакции коксо-зольного остатка (КЗО) топлива (горение и газификация); 4) шлакообразование; 5) конденсация тяжёлых углеводородных соединений (смол) и т.д. Испарение влаги является первым процессом, который происходит с пылеугольным топливом, попадающим в поточный газификатор. Процесс испарения влаги сильно зависит от способа подачи топлива. При подаче топлива в виде водоугольной суспензии (ВУС) влага угля начинает испаряться только после того, как испарится вода, окружающая частицу угля, поэтому процесс затягивается и подходит к концу уже вдали от топливоподающих форсунок. При сухой топливоподаче (СТП) влага угля начинает испаряться ещё до его попадания в высокотемпературное реакционное пространство установки, это особенно заметно в случаях, когда транспортирующий агент имеет высокую температуру (выше температуры кипения воды при текущем давлении). Одновременно с испарением влаги начинается процесс выхода летучих веществ. Количество и состав летучих веществ сильно зависят от марки угля, скорости нагрева пылеугольных частиц и от давления, при котором это происходит. Чем выше скорость нагрева, тем больше летучих веществ выйдет из угля. Максимальная скорость выхода летучих веществ наблюдается при относительно низких температурах (около 400°С), однако этот процесс не прекращается до полного выгорания КЗО. В процессе выхода летучих веществ химические элементы C, H, N, O, S, Cl и др. содержащиеся в угле, превращаются в газы H2, N2, O2, CO, CO2, H2O, CH4, C6H6, H2S, COS, HCl и др. Сразу после выхода из угля летучие вещества начинают участвовать в гомогенных реакциях в газовом пространстве вблизи угольной частицы, что в свою очередь оказывает влияние на гетерогенные реакции, происходящие на поверхности частицы. В результате выхода летучих веществ образуется КЗО, состоящий из кокса (почти чистого углерода) и золы (минеральной части). При контакте КЗО с химически активными компонентами газовой фазы происходят гетерогенные реакции горения и газификации.

Подвод дополнительного количества теплоты в газификатор путём нагрева дутьевого воздуха позволяет заместить часть химической энергии сжигаемого топлива на физическую (тепловую) энергию воздуха. Таким образом, большее количество топлива газифицируется, возрастёт теплота сгорания синтез-газа и химический КПД газификатора (отношение теплоты сгорания синтез-газа к теплоте сгорания твёрдого топлива). При этом должна уменьшиться нагрузка на газификатор и обслуживающий его компрессор, снизятся габаритные размеры и стоимость газификатора, появится возможность обогащения воздушного дутья водяным паром, повышения соотношения H2/СО и минимизации метана в синтезгазе, что будет влиять на энергетические и экологические показатели работы газовой турбины. Исследования процесса газификации твёрдого топлива высоконагретым дутьем в настоящее время проводятся преимущественно в Японии и Швеции (технология HTAG – High temperature air gasification). Практическая реализация высокотемпературного нагрева воздушного дутья связана с нетривиальной проблемой разработки высокотемпературного рекуперативного воздухонагревателя, рассчитанного на длительную работу при температурах около 900°С. При температурах выше 650°С происходит скачок стоимости металлов – по данным, приведенным в стоимость сплавов, способных работать при температурах ~900°С по сравнению со сплавами, рассчитанными на ~650°С, выше в 7–10 раз. В связи с вышеописанными техническими ограничениями в работе будет рассматриваться рекуперативный нагрев дутьевого воздуха до 900°С (достигнутые параметры) и 1200°С (перспективные). Кроме рекуперативных трубчатых воздухонагревателей в ряде работ рассматриваются регенеративные керамические теплообменники периодического действия, которые позволяют нагреть воздух до 1500°C. Однако у данной технологии имеется ряд недостатков: сложность работы при повышенных давлениях, колебания температуры воздуха, высокие капитальные затраты и др. Нагрев топлива пред подачей в котёл осуществляют, как правило, путём сжигания его части в предтопках - установках предварительной подготовки топлива перед сжиганием, в которых часть топлива сжигается для нагрева газотопливной смеси. Однако пристройка к газификатору дополнительных устройств может значительно увеличить капитальные затраты, поэтому при нехватке подводимой в газификатор тепловой энергии повышают коэффициент расхода окислителя. Это позволяет произвести недостающую тепловую энергию путём сжигания части топлива одновременно с газификацией другой его части. Применительно к газификаторам предтопки могут служить теплообменниками смешивающего типа для нагрева реагирующих сред (воздух, топливо, пар и др.).

С ростом давления наряду с увеличением экономичности технологической схемы ПГУ-ВЦГ появляется возможность увеличения единичной мощности газификатора до ≈ 1 ГВт без заметного изменения его габаритных размеров, что открывает новые компоновочные возможности в создании моноблочной (1 ГФ – 1 ГТУ – 1 КУ – 1 ПТУ) ПГУ-ВЦГ перспективных параметров мощностью ≈ 500 МВт, а с применением воздушного котла – 700-800 МВт. Увеличение давления в реакторе, повышая интенсивность термохимических и тепломассообменных процессов, вызывает значительное увеличение удельных объемных и поверхностных напряжений конверсии. В результате газификатор и все последующие узлы ВЦГ имеют меньшие размеры, что снижает капитальные затраты. Наибольшие давления до 10 МПа достигнуты фирмой GE для кислородных газификаторов, работающих на ВУС. На ВУС работает и самый мощный газификатор на производительность 3000 т/сут и давление 6,5 МПа созданный фирмой ECUST. Возможное применение таких газификаторов в составе ПГУ-ВЦГ совместно с газовыми турбинами повышенного давления. Газификаторы с сухой топливоподачей имеют более ограниченные возможности для роста давления. Фирмой Siemens в 2015 г. заявлялось о разработке кислородного поточного газификатора SFG-850 на давление 4,6 МПа, однако свежих сведений о ходе работы не поступало. Корпорация MHI, опираясь на опыт работы демонстрационной/коммерческой IGCC Nakoso, рассматривает ПГУ-ВЦГ на базе газовой турбины со степенью сжатия 20-23 и воздушного поточного реактора близкой мощности с давлением около 4 МПа при увеличении габаритных размеров на 20%. Иных сведений о разработке воздушного газификатора на повышенные давления (4-7 МПа) не известно. Решением проблемы сухой топливоподачи при высоком давлении (7-10 МПа) занимается компания Pratt & Whitney Rocketdyne, которая разрабатывает насоса для сухих мелкодисперсных сред (dry solids pump). Применение данного насоса позволяет снизить стоимость системы топливоподачи по сравнению с традиционной шлюзовой системой до 40 %, а высокое давление обеспечивает компактность установки и снижение капитальных затрат до 50 % (по сравнению с газификатором Shell). Применение во вновь разрабатываемом газификаторе с давлением 5-7 МПа высокотемпературного воздушного дутья позволит облегчить работу первой ступени, в том числе снизить потребление углерода, приблизить коэффициент избытка воздуха к теоретическому значению, облегчить сход жидкого шлака и поднять хим. КПД газификации. Высокотемпературная реакция водяного сдвига, проводимая посредством ввода перегретого пара на вход во вторую ступень реактора, корректирует H2/CO в синтез-газе. Избыточный водяной пар после шифт-процесса в условиях горячей газоочистки не выводится из тракта (как при холодной газоочистке), а поступает в ГТУ вместе с топливным газом, выполняя известные функции разбавителя – корректора генерации NOx. Безусловно, что переводу на повышенное давление сопутствует усложнение решений в области систем подачи топлива, вывода шлака, силового корпуса и т.п., но имеется обширный опыт разработки и эксплуатации реакторов на высоких давлениях, а прогнозируемое повышение единичной мощности и экономичности отдельных узлов и ПГУ-ВЦГ в целом может перекрыть сопутствующий рост технических проблем и позволит внести соответствующий вклад в развитие теории и практики комбинированных парогазовых установок с внутрицикловой газификацией твердого органического топлива.