Перспективы химической переработки газа подземной газификации угля
В настоящее время в России и за рубежом ведутся научные работы по глубокой переработке угля как с целью производства энергетических продуктов для получения электроэнергии, так и с целью получения ценных химических продуктов. Особенно актуальным в настоящий момент является второе направление использования угля, предполагающее получение синтез-газа, метанола, жидкого топлива и других дефицитных продуктов. Это дает возможность рассматривать уголь как надежный альтернативный источник получения углеводородного сырья, особенно на фоне истощающихся запасов нефти и газа, связанных с ростом объемов их потребления и низкими темпами доразведки.
Наличие в Российской Федерации значительного количества угольных месторождений со значительными запасами, рассредоточенных практически на всей территории страны, актуализирует развитие технологий глубокой переработки угля с получением заменителя природного газа, электроэнергии, а также жидкого топлива и химических продуктов. При этом возможен ввод в топливно-энергетический баланс страны продуктов глубокой переработки угля, значительное расширение сырьевой базы энергоресурсов, обеспечение экспорта углеводородов и продуктов их глубокой переработки без ущерба экономической безопасности страны.
Получение жидкого топлива из угля в настоящее время является промышленно освоенным процессом, при этом реакции неполного окисления угля ведутся в наземных газогенераторах. Главным недостатком процесса является высокая стоимость газогенераторов, а также значительные затраты на добычу и транспортировку угля к месту переработки. Перспективным направлением глубокой переработки угля является скважинная технология подземной газификации угля (ПГУ), обеспечивающая осуществление реакций неполного окисления угля в подземных условиях непосредственно на месте залегания угольных пластов – в подземном газогенераторе, с получением после соответствующей обработки на поверхности газа, сходного по своим характеристикам с природным. При этом газ ПГУ может являться сырьем для получения синтез-газа, метанола, аммиака, карбамида и других ценных химических продуктов.
Актуальности и необходимости принятия срочных решений для промышленного применения технологии подземной газификации угля было посвящено заседание межведомственной комиссии по экономической безопасности при полномочном представителе Президента Российской Федерации в ДВФО. Технология ПГУ была признана эффективной и перспективной для угольных месторождений Дальнего Востока в современных условиях. Было принято решение о необходимости начала работ по освоению угольных месторождений способом ПГУ. В настоящее время ряд субъектов ДВФО рассматривают вопрос о строительстве пилотных станций ПГУ на своих территориях.
Способ подземной газификации промышленно апробирован, российский и зарубежный опыт использования технологии подтверждает ее экономическую эффективность и возможность создания экологически чистого предприятия. Следует признать, что ограниченное применение технологии ПГУ, снижение объемов НИР и НИОКР по этой тематике во многом было обусловлено не дефектами технологии, а насыщенностью энергетических потребителей нефтью и природным газом.
На территории бывшего СССР действовало несколько станций ПГУ, до настоящего момента работает Ангренская станция в Узбекистане. За рубежом исследовательские, опытные и промышленные работы по подземной газификации угля и использованию полученного газа ведутся в США, странах Евросоюза, КНР, КНДР, Австралии, Монголии, Японии. В целом опыт применения технологии подземной газификации показал, что эта технология позволяет получать энергетический газ и газ для химического синтеза в промышленных масштабах, заменяя собой природный газ.
В настоящее время разработаны технологические схемы ПГУ, позволяющие осуществлять контроль над процессом подземной газификации, получая высококачественный газ с низкой себестоимостью.
Центром термических технологий добычи трудноизвлекаемых топлив ОАО «Газпром промгаз» совместно со специалистами Дальневосточного государственного технического университета (ДВПИ имени В.В. Куйбышева) проанализированы составы газов ПГУ, полученные при газификации бурых углей на воздушном дутье (О2 – 21%), обогащенным кислородом (О2 – 45%) и кислородном (О2 – 95%) (табл. 1).
По первому варианту, учитывая высокое содержание азота в газе, эффективным оказалось производство карбамида на основе аммиака и диоксида углерода. Также определена перспективная возможность производства метанола и синтетического жидкого топлива из газа, полученного на воздушном дутье.
Была произведена оценка производительности горных энергохимических комплексов при выпуске аммиака, карбапринято, что производительность по газу ПГУ при любом из двух перечисленных вариантов составит 3.5 млрд. м3 газа в год. Оценка показала, что при использовании газа, производимого по первому варианту, в комплексе аммиак-карбамидметанол можно производить около 260 тыс. т аммиака в год.
Если конечным продуктом является карбамид, то может быть произведено около 500 тыс. т карбамида. В комплексе горное энергохимическое предприятие, получая газ на воздушном дутье, может производить 300 тыс. т карбамида и 100 тыс. т метанола. При синтезе искусственной нефти выход продукта составляет 100 тыс. т.
Расчеты, основанные на исследованиях, выполненных на действующих станциях ПГУ показали, что на газе из воздушного дутья гарантированно можно получить стехиометрическую газовую смесь для синтеза аммиака, метанола, карбамида, искусственной нефти.
Выполнены расчеты, обосновывающие возможность получения синтетического жидкого топлива из газа ПГУ на Ланковском (Магаданская область), Ургальском (Хабаровский край), Шкотовском (Приморский край) угольных месторождениях. При этом предприятия в комплексе со станцией ПГУ, энергоустановкой и блоком синтеза можно характеризовать как горный энергохимический комплекс.
В качестве источника сырья рассматривался газ, получаемый при использовании дутья, обогащенного кислородом до уровня 45%. При этом технологический процесс описывается следующим образом (рис. 1).
Рис. 1 Блок схема производства аммиака, метанола и жидкого топлива из газа подземной газификации угля
На входе в поверхностный комплекс исходный газ сжимается газодувкой до давления около 0.2 МПа и затем поступает в установку 2 для выделения смол, затем в узел абсорбции 3 для удаления сероводорода. В качестве абсорбента используется метилдиэтаноламин (МДЭА). Этот процесс лучше проводить при низком давлении. Поглотительная способность МДЭА при сорбции H2S высока при этих условиях, но мала для сорбции CO2. Далее газ компримирует до 2–3 МПа (компрессор 4) и направляют в реактор 5, где протекает конверсия СО (в одну или две стадии).
После реактора конверсии СО газ направляют в секции 6, 7 и 8 для выделения СО2, избыточного азота, СО, CH4, Ar, метанирования и осушки газа. В секции 6 СО2 и влага удаляются физическим абсорбентом, так называемым «ХайсолвМТМ» (диметиловый эфир триэтиленгликоля). Этот процесс подобен хорошо известному процессу «Селексол». Далее происходит новая стадия компрессии 9 и синтез аммиака 10, который может быть использован в качестве попутного товарного продукта при производстве метанола.
Для производства метанола и жидкого топлива необходимо иметь газовую смесь, содержащую СО, H2 при низкой концентрации азота. Поэтому часть газовой смеси направляют не на конверсию СО, а на стадию 11 для выделения СО специальным абсорбентом. Этот процесс назван МОК процессом. Он был разработан несколькими фирмами: TOHO Chemical Industry (Япония), ГИАП (Россия) и Каунасским Университетом (Литва). Состав абсорбента основан на смеси солей меди, мета-толуидина и «Хайсолв-МТМ» как разбавителя.
Для синтеза метанола и жидкого топлива необходимо также выделять концентрированный водород. Для решения этой задачи предлагается использовать короткоцикловую адсорбцию (КЦА, PSA – Pressure Swing Adsorption) или мембранную установку, стадия 13. Полученный водород и вновь скомпримированный оксид углерода направляются на стадии производства метанола (стадия 14).
Ниже приведены технико-экономические показатели предприятий на примере Ланковского месторождения. При определении показателей был произведен расчет для двух типов предприятий:
1. Станция ПГУ + ТЭЦ (действующая станция);
2. Станция ПГУ + Блок синтеза жидкого топлива (метанола).
Срок службы предприятий по всем вариантам принимается не менее 50 лет.
Расчеты выполнены исходя из двух вариантов состава газа ПГУ, указанного в табл. 1. Газ, полученный путем газификации с повышенным содержанием кислорода, используется для синтеза метанола.
Технико-экономические характеристики производства рассчитаны исходя из увеличения мощности предприятия по газу от 438 млн. м3/год до 1410 млн. м3/год для варианта Станция ПГУ + ТЭЦ и увеличения мощности предприятия по метанолу от 40 тыс. т до 120 тыс. т (438 млн. м3/год до 3590 млн. м3/год по газу) для варианта Станция ПГУ + Блок синтеза жидкого топлива (метанола).
Сводные технико-экономические показатели предприятий подземной газификации угля в двух рассматриваемых вариантах приведены в табл. 2 и 3.
В целом экономическая оценка показывает обоснованность инвестиций в предприятия по производству электроэнергии и жидкого топлива на основе технологии ПГУ. При этом рекомендуется рассматривать проекты строительства предприятий с максимальной мощностью, что обеспечит более высокую экономическую эффективность и более низкий срок окупаемости проекта. Как видно из расчетов, срок окупаемости промышленных предприятий «ПГУ – ТЭЦ» и «ПГУ – Блок синтеза метанола» составит не более 4 лет, при этом средняя норма рентабельности составит 30–33%.
Согласно экспертных оценок только на Дальнем Востоке России технология ПГУ может эффективно применяться на 22 угольных месторождениях Приморского и Хабаровского краев, Сахалинской, Магаданской областях, где суммарные объемы производства заменителя природного газа на основе газа ПГУ могут достигать 60 млрд. м3 /год, что эквивалентно около 11 млн. тут. При этом расход газа ПГУ, полученного окислителем с концентрацией кислорода 45% составит 12 тыс. нм3 на тонну метанола, что обеспечит ежегодное производство до 3–4 млн. т метанола только в одном из российских регионов.
