Нетрадиционные технологии добычи и переработки жестких топлив и урана

НЕТРАДИЦИОННЫЕ 
ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ И 
ПЕРЕРАБОТКИ ТВЕРДЫХ 
ТОПЛИВ И УРАНА 

    Переход
энергетики Рф на
угольное горючее

    Необходимость
такового перехода сегодня уже ни у 
кого не вызывает колебаний. Остальных 
топливных ресурсов хватит на значительно 
меньший срок, а их стоимость гораздо 
выше. В России разница в цене
на уголь, газ и нефть пока не настолько 
велика, как, к примеру, в Европе, но положительная 
динамика роста цен на нефть и 
газ по сравнению с углем очевидна.
За последние годы стоимость на нефть 
и газ выросла на порядок, а 
на уголь — в полтора-два раза. Из
расчета потребления топлива 
на 2000 год, мировых нефтяных запасов 
хватит приблизительно на 48 лет, газа — на 60 лет,
а угля — более чем на 220. Мировые 
припасы угля громадны, и Россия стоит 
в списке обладателей этих ресурсов
на третьем месте после стран 
Азиатско-Тихоокеанского региона и 
Северной Америки.

    В
структуре потребления первичных 
энергетических ресурсов Рф уголь 
занимает всего 18%, тогда как нефть
— 21%, а газ — 52%. Сегодня значительно 
прибыльнее и с экономической и 
с экологической точки зрения
экспортировать большую часть добываемого 
газа и нефти. Каждый год потребления 
угля в мире вырастает на 5%. В 1988 году в 
нашей стране добыча угля составила
748 млн т, а в 2005 — 1 миллиардов т. Но угольное
горючее в мировой энергетике употребляется
существенно лучше, чем в Рф,
и причина тому — отсутствие технологической
базы и готовности власти на самом деле поддержать
нужную реформу, которая, как указывает
забугорная практика, оправдывает все издержки
в максимально недлинные сроки.

    Угольные 
припасы Рф в основном сосредоточены 
в Западной и Восточной Сибири
и на Дальнем Востоке. Объемы добычи
угля возросли, но толика в энергетическом
балансе осталась практически без 
конфигураций. В этом вопросе мы отстаем 
от всего цивилизованного мира. Чтобы 
поменять устоявшуюся систему, требуется 
существенное время и усилия со стороны 
предприятий и поддержка страны.
В мире уголь стал объектом приложения
современных фундаментальных исследовательских работ
и научных методов.  

    Технологии 
переработки угля

    Современные
научно-технические разработки ориентированы,
сначала, на повышение эффективности 
процессов сжигания, газификации 
и комплексной переработки твердых 
топлив, в том числе с их плазменной
и кислородной активацией. Новые
технологии сжигания, вызывают много споров,
но числятся очень многообещающими —
вихревые технологии и котлы с циркулирующим
кипящим слоем (ЦКС). Вобщем, ЦКС не единственная
высочайшая разработка сжигания угля. Посреди
главных современных («чистых») технологий
переработки угля можно именовать:

    — Сжигание 
в факеле с системами серо-
и азотоочистки.

    — Сжигание 
в других модификациях кипящего 
слоя при атмосферном давлении:
фонтанирующий слой (ФС), низкотемпературный 
кипящий слой (НКС), высокотемпературный 
кипящий слой (ВКС).

    — Сжигание 
в кипящем слое под давлением 
для парогазовых установок на 
твердом топливе (КСД).

    — Газификация 
в потоке, плотном и кипящем 
слоях при атмосферном давлении.

    — Газификация 
в потоке и плотном слое 
под давлением для парогазовых 
установок на твердом топливе. 

    Плазматрон 
на охране экологии

    Системы
плазменного розжига и плазменной подсветки
факела — в дальнейшем могут позволить отрешиться
от использования мазута на станциях,
сжигающих любые виды угля, — от бурого
до антрацита. Необходимо отметить, что данная
разработка имеет много недостатков и тонких
моментов, которые при внедрении утверждают
о для себя.

    Системы
плазменного воспламенения позволяют 
обойтись без дорогостоящих газа
и мазута, которые традиционно 
употребляют для растопки котлов и 
стабилизации горения пылеугольного 
факела. Они обеспечивают размеренное
воспламенение, понижение механического 
недожога топлива и температурного
уровня в камере остывания котла. Благодаря 
двухступенчатому режиму сжигания горючего
(ПТС и топка котла) снижаются 
выбросы NOx. Экономический эффект от
внедрения ПТС  находится в зависимости от соотношения
цен на уголь, газ, мазут. В целом  срок
окупаемости данного оборудования варьируется
от 6 до 18 месяцев.

    Новосибирская
инжиниринговая компания ЗАО «СибКОТЭС»
также представила плазматроны принципно
новейшей конструкции — на базе СВЧ-разряда,
которые пока находятся на стадии разработки.
По сопоставлению с электродуговыми плазматронами
СВЧ-плазматрон имеет ряд таких преимуществ,
как большее дробление частиц угля, более
насыщенная газификации угля, устойчивое
горение угольной пыли и полное выгорание
горючего. Плазма локализована в пространстве
в виде летящего СВЧ-разряда. В данной
конструкции исключается смещение точки
горения. Простота и надежность оборудования
достигаются за счет отсутствия электродов,
дорогого циркулятора, волноводов и частей
подстройки. 

    Плазменная 
газификация углей 
и сланцев

    Долгое 
время плазменная обработка считалась 
пригодной лишь для периодических 
процессов. Но на данный момент ее начинают применять 
и в процессах непрерывных, при этом
сфера их использования постепенно
расширяется. Естественно, что для 
этого необходимо улучшать
плазменную технику, и прежде всего
наращивать продолжительность ее работы.

    Плазма
— это подогретый до высочайшей температуры
газ, содержащий, при этом в довольно высочайшей
концентрации, электроны и положительные
ионы. В генераторе плазмы — плазмотроне
газ (либо водяной пар) греется электронной
дугой. Разность потенциалов меж анодом,
которым служит корпус аппарата, и вольфрамовым
стержнем-катодом около 500 вольт. Электронный
разряд проходит по каналу очень ионизированного
газа, и температура в плазменном шнуре
добивается 5000-10000°С. При всем этом катод подвергается
бомбардировке томными положительными
ионами. Это приводит к сильному его разогреву
и эрозии. Происходит также и эрозия анода.
В общем, срок службы электродов в значимой
степени ограничивает общий ресурс плазмотрона.

    Сейчас
плазмотроны мощностью до 500 кВт 
уже могут надежно работать около
тыщи часов. Разумеется, таковой ресурс полностью
достаточен для того, чтоб использовать
плазменную технологию в многотоннажных
непрерывных производствах, в том числе
и для переработки твердого горючего в
высококалорийный газ либо жидкое горючее.

    Плазменная 
разработка может найти применение
для переработки сибирских углей 
с получением синтетического газа или 
углеводородного жидкого горючего,
которые по трубопроводам будут 
транспортироваться в центральные 
районы страны. Есть и другие возможности 
ее использования. Это газификация 
низкосортных местных углей и 
сланцев — выработка высококалорийного 
газа для электростанций с парогазовыми
блоками или газовыми турбинами,
которые могут работать при переменной
нагрузке; и газификация углей и других
топлив в газогенераторах малой мощности
— для ублажения потребностей компаний
в газовом горючем.

    Во 
всех случаях в любой из перечисленных 
схем сначала необходимо получить так 
именуемый синтез-газ — смесь окиси 
углерода и водорода, по возможности 
свободную от балластирующих газов
— азота, двуокиси углерода, кислорода,
водяного пара. Поэтому процесс должен
идти фактически без доступа воздуха,
другими словами на парокислородном дутье. Это
— главное требование, предъявляемое к
плазменной газификации твердого горючего.

    Плазменный 
генератор для газификации угля
представляет собой обычную топочную
камеру. Только заместо горелок на стенках 
камеры установлены плазменные реакторы
с плазмотронами.

    В
каждом из плазмотронов смесь водяного
пара и кислорода нагревается при помощи
электронного газового разряда до температуры
в среднем около 3000°С. Жаркие газовые
струи в реакторе соединяются в раскаленный
факел. В этом факеле угольная пыль, поступающая
в реактор, с большой скоростью газифицируется
— появляется синтез-газ (СО + Н2), который
выходит в топочную камеру со средней
температурой 1100-1200°С. Как и в обыкновенной
котельной установке, в камере и газоходах
газ охлаждается приблизительно до 100°С, улавливаются
шлак и зола.

    Мощность 
плазмотронов легко регулировать, изменяя 
силу тока в цепи. Поэтому в газогенераторе
можно автоматически поддерживать
температурный режим на данном
оптимальном уровне даже при неизбежных
в эксплуатации конфигурациях свойства
перерабатываемого топлива. С помощью 
плазмотронов довольно легко изменять
мощность газогенератора, пускать его 
в работу после плановых или вынужденных 
остановок. В этом смысле плазменный
газогенератор несравненно удобнее 
в эксплуатации, ежели традиционная
пылеугольная топка.

    Для
питания плазмотронов высокопроизводительного
газогенератора будет нужно электронная
мощность 100-150 МВт. Если использовать плазменные
реакторы мощностью около 1500 кВт, на стенах
камеры придется установить приблизительно
80 таких реакторов.

    

    Плазменный 
газогенератор представляет собой 
топочную камеру (1), на стенках которой 
установлены плазменные реакторы (2)
с плазмотронами (3). В плазмотронах
с помощью электрического газового
разряда разогревается смесь 
водяного пара и кислорода. Горячие 
газовые струи плазмотронов вдуваются 
в реактор, сливаясь в раскаленный 
факел. В реакторы поступает угольная
пыль. Здесь она газифицируется,
а газы выводятся из камеры газогенератора
— на остывание и очистку. 4 — сепаратор 
угольной пыли, 5 — пароперегреватель, 6
— подогреватель воздуха, 7 — энергоустановка 
для питания плазмотронов, 8 — подготовка
горючего

    Итак,
плазменная газификация угля — вещь
полностью настоящая, даже в крупных 
промышленных масштабах. И технические 
задачи, связанные с ограниченным
ресурсом плазмотронов из-за эрозии электродов,
тоже разрешимы.

     
Главные достоинства:

    Полученный 
синтез-газ необходимо очищать от
сероводорода. Но это значительно 
легче, чем избавляться от окислов 
серы, непременной составляющей отходящих 
газов пылеугольных котельных. Разработка
удаления сероводорода из газовых смесей
освоена и применяется в крупных 
масштабах на Оренбургском газовом 
месторождении для очистки природного
газа — она проще и экономичнее 
всех известных методов освобождения
от SO2 и SO3. Кроме того, пылеугольные
котельные дают приблизительно в пять раз 
больше отходящих газов, чем плазменные
газогенераторы.

    Большая
единичная мощность плазменного 
газогенератора и возможность простой 
очистки газа от сернистых соединений
в наибольшей мере могут определить
перспективность плазменной газификации 
для массовой переработки сибирских 
углей.

    К.
п. д. плазменной газификации приближается
к 90%. Его можно еще повысить, если питать
плазмотроны энергией атомных электрических станций.  

    Подземная
газификация угля —
новые возможности 
для энергетики

    (ПГУ) 
— нетрадиционный способ разработки 
угольных месторождений, открывающий 
новые возможности в отработке 
угольных пластов со сложными 
горно-геологическими условиями 
залегания, совмещающий добычу, обогащение 
и переработку угля. Суть технологии
подземной газификации угля заключается
в бурении с поверхности земли скважин
до угольного пласта, со сбойкой (соединением)
их в пласте одним из узнаваемых методов,
в следующем розжиге (разработке управляемого
очага горения) угольного пласта и обеспечении
критерий для перевоплощения угля конкретно
в недрах в горючий газ и в выдаче произведенного
газа по скважинам на земную поверхность.
Таким макаром, все технологические операции
по газификации угольного пласта осуществляются
с земной поверхности, без внедрения
подземного труда работающих, а разработка
угольного пласта происходит экологически
применимым методом.

    Россия 
обладает передовыми позициями в 
мире в области подземной газификации 
угля.

    К
истинному времени в России разрабатываются 
новые, значительно более совершенные 
технологии газификации угольных пластов,
которые позволят развивать данную
технологию на новеньком, гораздо более 
высоком техническом уровне, и 
получать при этом горючий газ 
со существенно большей теплотворной
способностью.

    

    Сейчас
практически во всех крупных угледобывающих
странах мира резко возрос интерес 
к подземной газификации угля.

    Данная 
разработка является работо-способной
и очень действенной и будет неизбежно
нужна в период сокращения глобальных
припасов природного газа и нефти (и сопутствующего
данному процессу повышению рыночных
цен последних). Сейчас можно утверждать,
что такое время уже пришло, потому
развитие подземной газификации угля
рассматривается в мире как возможность
получения дефицитного и дешевого газообразного
горючего.

    Расчетное
значение себестоимости производимой
на таком предприятии электроэнергии
— 0,45 руб./кВт.ч.

    Срок 
окупаемости средств, затраченных 
на строительство предприятия данного 
профиля, составляет 2-2,5 года.

    

Вы можете оставить комментарий, или ссылку на Ваш сайт.

Оставить комментарий


gazogenerator.com