- Во всем мире энергетические потребности обеспечиваются углем, нефтью и природным газом. При этом, в производстве электроэнергии за рубежом ключевая роль принадлежит углю. А как обстоят дела в России, традиционно богатой нефтью и газом?
- Безусловно, ведущая роль в энергетическом балансе нашей страны принадлежит газу - 50% и немного меньше – 30% нефти. Но также растет и добыча энергетических углей (до 264 млн т в 2008 г.), с одновременным увеличением объемов экспорта до 50% от объемов добычи. По объемам экспорта угля наша страна уступает только Индонезии, Австралии и Колумбии. В целом за последние 10 лет объем мировой торговли энергетическим углем вырос на 30% и составил 680 млн т при росте цен от 40–50 долл./т до максимума в 150 долл./т в 2009 г.
Эта тенденция, по-видимому, сохранится в связи с ростом цен на нефть и газ, а также с развитием экономики Китая, Индии и Вьетнама. Несмотря на принадлежность Китая к ведущим угольным державам мира, где добыча угля достигала 2,6 млрд т, т.е. превысила российскую в 10 раз, в 2009 г. эта страна импортировала 10 млн т угля из России. Вместе с тем обращают на себя внимание новые мировые тенденции в добыче и использовании природного газа: организация в США промышленного производства «сланцевого» газа и его экспорт в Европу, широкое развитие производства сжиженного газа, переработка добываемого газа на месте в продукты синтеза, служащие предметом экспорта.
В то же время Россия впервые с 2000 г. утратила мировое лидерство в добыче природного газа, которое перешло к США в условиях роста его производства в течение года на 4% и увеличения извлекаемых запасов на 3,5%. Эти данные, с одной стороны, требуют проведения критического анализа состояния и перспектив развития нашего топливно-энергетического комплекса на ближайшие 20-30 лет, включая оценку вовлечения в промышленное использование альтернативного энергохимического сырья. С другой — заставляют вспомнить предупреждение Д.И. Менделеева о недопустимости расточительного использования нефти в качестве топлива, равноценного «сжиганию в печи ассигнаций», или ее экспорта вместо переработки на конечные нефтепродукты.
- Мировое потребление нефти уже демонстрирует тенденцию к снижению…
- Да, на 4–5% в год с подобным же прогнозом до 2020 г. и далее. В нашей стране прогнозируется ежегодное снижение доходов от нефтегазового комплекса на 3–4% в ближайшие 10 лет. Очевидно, что «газовая пауза» в энергообеспечении также конечна, тем более что пока Россия газифицирована крайне неравномерно и недостаточно, а основной объем газодобычи служит объектом расширяющегося экспорта на Запад и Восток. Причем открытия новых гигантских газовых месторождений типа Уренгоя специалистами не прогнозируются, в то время как сроки промышленного освоения в Баренцевом море глубокозалегающего Штокмановского месторождения газоконденсата остаются неопределенными из-за отсутствия необходимого эксплуатационного опыта и готовых технологических решений при высокой степени риска. Несмотря на известные успехи нашей страны в развитии нефте- и газохимии, а также создание на Сахалине первого завода по сжижению газа, для НГК пока характерна экстенсивная модель функционирования, унаследованная от СССР и поэтому весьма расточительная. Однако в максимальной степени все недостатки этой модели проявлены в системе углепользования — от добычи и обогащения угольного сырья до углесжигания на ТЭС и, наконец, обращения с первичными и вторичными отходами.
- А за рубежом есть эффективные технологии?
- Эффективные технологии были и в советской России, есть они и на зарубежном рынке.
В первую очередь, к таким технологиям можно отнести:
1) дегазацию угольных месторождений до начала и в процессе их эксплуатации шахтным способом в целях обеспечения безопасности по метану и его практического использования; в США, в отличие от России, этим способом смертность горняков снижена до 1 чел. на 1 млн т добытого угля, а использование метана достигает 40 млрд м3/год. Примечательно, что запасы метана в угольных месторождениях Кузбасса (13 млрд м3) сопоставимы с запасами природного газа в Уренгое.
2) глубокое обогащение и фракционирование углей с выделением алюмосиликатного «балласта», определяющего степень их зольности; практически при обогащении высокозольных и сернистых углей достигнуто снижение зольности до 12% и серы до 0,9%. Мировой и российский опыт свидетельствует о технологической возможности и экономической целесообразности извлечения из углей Fe, Al, Mg, Ge, Ga, Sc, Au, U и в перспективе — других рассеянных редких микрокомпонентов.
3) Радикальную дистанционно-геотехнологическую модернизацию традиционной угледобычи инновационными методами: скважинной гидродобычи (СГД), ВУС (водоугольными суспензиями) и ПГУ (подземной газификацией углей); в опытно-промышленных условиях в России и СНГ доказана повышенная эффективность этих методов и продуктов переработки угля в ненарушенном залегании сравнительно с традиционной горной добычей.
4) на ТЭС – технология циркулирующего «кипящего слоя» (ЦКС), ВУТ, газификации угля в гидроаэрошлаковом расплаве и т.д.; технология ОИВТ РАН высокоскоростного электропиролиза угля в шахтной печи, в том числе в смесях с несортированными бытовыми отходами и т.д.. Применение этих технологий и их модификаций, помимо решения энерго-техноэкологических задач, позволяет получать горючий газ, обогащенный водородом до 60–65%, зольный кокс, металлопродукцию и стройматериалы.
Кроме того, специалистами ОИВТ РАН в 2008-2010 гг. в соответствии с программой Президиума РАН разработана принципиально новая обогатительно-передельная термохимическая технология глубокой и безотходной переработки шлако-зольных отходов угольных ТЭС, использующих высокоглиноземистые угли Экибастуза, импортируемые на Урал из Казахстана. Получен 45%-й глиноземный концентрат при одновременном снижении содержаний кремнезема в 1,5 раза, белитовый шлам как компонент новых сверхпрочных строительных и технических материалов, природнолегированный редкими металлами магнетитовый продукт, концентраты углерода и нанокремнезема, а также достигнута 3-х-кратная концентрация галлия (до 90 г/т) относительно его содержания в традиционных источниках – бокситах и нефелинах.
Возрождение Московского, Челябинского и других буроугольных бассейнов, а также промышленное освоение КАТЭК в красноярском крае за счет применения инноваций в угледобыче, обогащении, углесжигании и комплексном использовании производственных отходов позволит сократить расходы на транспортировку каменного угля в промышленные районы, достигающую более 50% стоимости угля. Следует также учитывать значительные транспортные расходы при экспорте энергетических углей Кузбасса по железной дороге как на запад, так и на восток (по 4500 км), в то время как Австралия и другие конкуренты на мировом рынке транспортируют уголь морским путем.
Однако, главная особенность нефти, газа и угля заключается в возможности получения из них высоколиквидной продукции, обеспечивающей потребности в эффективных энергоносителях.
- В связи с этим, как вы оцениваете перспективы российской углехимии, если учитывать возможность получения из угля СЖТ?
- Проблема получения из углей синтетических газов и синтетического жидкого топлива (СЖТ) как заменителей природного газа и нефти приобретает все большую актуальность во всем мире как инновационная ретроспектива середины XXI века.
В 1943—1944 гг. суммарное мировое производство моторных топлив из угля составило 4 млн т. В СССР до открытия и освоения нефтяных месторождений в Поволжье и Западной Сибири технологические исследования завершились созданием в 1939 г. в г. Кемерово опытно-промышленного завода. Однако, с начала 50-х и до начала 70-х годов действующие установки были реконструированы для переработки нефти, которая оказалась в несколько раз дешевле СЖТ.
Повышение в последующие десятилетия цен на нефть и крайняя неравномерность распределения ее месторождений обусловили новый этап развития химико-технологических исследований, создания опытно-промышленных установок и заводов по производству СЖТ.
- И установки появились в тех регионах, где нет своих нефтяных месторождений?
- Да, например, в ЮАР, не имеющей своей нефти, моторное топливо из угля производится более чем на 100 предприятиях.
- В чем заключается эта технология?
- Соотношение Н:С в углях варьирует в пределах 0,6–1,0, а выход смолы при термическом крекинге без доступа воздуха не превышает 10–20%, поэтому процесс гидрогенизации угля, т.е. насыщение его водородом, осуществляется с применением сложного и дорогого оборудования в токе молекулярного водорода (до 3% от массы угля) или коксового газа, в присутствии катализаторов. Газификация угля, позволяющая получать горючий синтез-газ (Н2 + СО), проще в аппаратурном оформлении, но предусматривает многостадийную схему последовательных химических реакций для получения СЖТ: либо через синтез метанола, либо прямым путем с применением катализаторов. Насыщение угольной массы водородом обеспечивает также удаление кислорода, азота и серы в виде Н2О, NH3 и H2S. В получаемом при газификации синтез-газе соотношение Н:С повышается до 1:2, что позволяет получать в качестве конечного продукта СЖТ.
Инженерно-техническая реализация процесса газификации углей осуществляется путем непрерывного совершенствования газогенераторов в направлениях повышения их производительности за счет укрупнения и модифицирования конструкций, повышения давления и температуры, в том числе в целях снижения выхода смол и удаления золы в расплавленном виде, а также «имплантирования» водорода в энергоносители.
- А кто предлагает на рынке эти технологии?
- Наиболее распространена технология, предлагаемая компанией «Лурги». Технология предполагает использование стационарных слоев кускового угля. Технология компании «Винклер» использует кипящий слой мелких угольных частиц, «Тексако» — ВУС, «Копперса-Тотцека» — аэрозольный поток топлива и т.д. Из 1 т угля получают 2000 м3 газовой смеси, себестоимость которой составляет 150 долл./м3. В новых модификациях газификаторов достигнуто давление в 4–10 МПа и температуры до 1500–1800°С.
- А есть инновационные, нетрадиционные способы газификации угля?
- К нетрадиционным, но перспективным способам газификации относится вдувание угольной пыли в конвертер с расплавом железа в потоке кислорода при атмосферном давлении и Т = 1400-1600°С, что обеспечивает использование любых углей (60 т/час), простоту аппаратурного оформления, получение газа, свободного от серы, и непрерывное удаление золы. Доказана эффективность каталитической газификации, в том числе с использованием тепла атомных реакторов: в частности, использование в качестве катализатора К2СО3 позволило увеличить среднюю скорость процесса в 4 раза, а максимальную — в 20-40 раз.
В 80-х годах ИГИ АН СССР создает опытную установку газификации угля в псевдоожиженном слое под давлением 1 МПа производительностью 1000 м3/час, а ИВТ реконструирует установку газификации мазута на Щекинском ПО «Азот» под газификацию ВУС при 2 МПа и Т = 1200–1500°С (при расходе угля 1 т/час). Кроме того, была спроектирована установка внутрицикловой газификации для блока ТЭС мощностью 250 Мвт с расходом угля 107 т/час.
В соответствии с разработками Энергетического института им. Г.М.Кржижановского процессов высокоскоростного пиролиза была создана крупная опытно-промышленная установка производительностью 175 т/час. При переработке этим способом 1 т угля получено 325 кг полукокса с теплотворной способностью 27,2 МДж/кг, 42 кг смолы (36,4 МДж/кг) и 58 м3 газа с теплотой сгорания 19,9 МДж/кг. При этом выход смолы может быть увеличен на 25–35%, ее легкие фракции могут быть использованы для химической переработки, а тяжелые и полукокс — для производства брикетов бездымного бытового топлива. Очевидно, что использование полукокса перспективно в качестве восстановителя в металлургии.
К настоящему времени в ОИВТ РАН разработана новая технология высокоскоростного электропиролиза углей в шахтных печах при Т = 1400–1700°С. Производительность типового модуля порядка 10 т/час для сухого угля при длительности пиролиза 5–7 мин. С газом из сырья удаляется до 40–50% серы, а в зольном коксе концентрируются железо, алюминий, другие цветные и рассеянные редкие металлы, включая токсичные.
Применение этих разработок и модульных электропиролизных установок рекомендуется в качестве энерго-техноэкологических комплексов (ЭТК) при угледобывающих шахтах, для угольных ТЭС в качестве газификационного блока-приставки, позволяющего получать из смеси генерируемого газа и водяного пара топливо с теплотворной способностью 2050–2150 Ккал/м3, и, наконец, в качестве мини-заводов различной мощности для переработки несортированных ТПБО (до 1 млн т/год) с добавками зольного кокса (0,25 млн т), отходов угледобычи, зол ТЭС, известняка и другого местного природного и техногенного сырья. Это позволяет получать, помимо газа как энергоносителя и металлизованного кокса, в качестве сопутствующей продукции чугун и каменное литье, клинкер и цемент, другие стройматериалы и изделия.
- Это направление представляется перспективным. Насколько охотно туда идут инвесторы?
- В настоящее время общемировые инвестиции в решение проблемы СЖТ превышают 15 млрд долл. В ЮАР фирма Sasol перерабатывает 50 млн т угля по схеме «Фишера-Тропша» и выпускает 7–8 млн т СЖТ. В нашей стране инвесторы либо не осведомлены о новых технологиях, предлагаемых наукой, либо не спешат вкладывать деньги в экологизацию.
В то же время в нашей стране становятся очевидными как новые возможности, так и инновационно-технологические направления реализации проблем газификации угольного сырья: непосредственно на ТЭС, что отвечает задачам их технической модернизации, и в ненарушенном залегании угольных пластов, разрабатываемых традиционными шахтными методами. Пока же владельцы шахт не инвестируют даже в проекты предварительной дегазации угольных месторождений. Изменение сложившейся ситуации требует разработки и принятия необходимых законопроектов на государственном уровне.
- Вы говорите о подземной газификации? Каковы главные преимущества этого метода?
- С современных позиций главное достоинство подземной газификации угля ПГУ заключается в исключении необходимости нахождения и работы горняков под землей, сопряженной с опасностями и рисками. Технологии ПГУ обладают целым рядом преимуществ как перед шахтным способом добычи угля, так и перед традиционным углесжиганием. Их применение исключает основные затраты в углепользовании на добычу сырья из недр, необходимость отчуждения земель под отходы добычи (0,25 т на 1 т угля при подземном способе и 7,1 т при открытом) и обогащения (0,25 т из 1 т угля), а также создания сложных в техническом отношении и затратных систем доставки угля к месту потребления и углесжигания, улавливания, складирования и хранения его отходов, требующих соблюдения правил и норм геоэкологической безопасности.
В целом система скважин дутья и отвода газа представляет собой подземный газогенератор. Мощность станций ПГУ эквивалентна добыче 100–400 тыс. т угля в год. Специфика состава генерируемой из углей газовой смеси определяется их геохимической специализацией. Так, например, газовая смесь из углей Мосбасса отличается от кузбасской повышенной концентрацией водорода и особенно сероводорода при меньшем содержании метана, т.е. с энергохимических позиций является более эффективной.
Эти данные – дополнительно свидетельство в пользу концепции о возможности производственно-экономического возрождения Мосбасса и социально-экологической реабилитации территории на принципиально новой технологической основе, включая ПГУ. При замене воздушного дутья на парокислородное теплота сгорания газовой смеси из углей может быть повышена с 4 МДж/м3 (низкокалорийный газ) до 10-13 МДж/м3; такой среднекалорийный газ пригоден для синтеза аммиака и углеводородов (СЖТ). Если низкокалорийный газ содержит 12,1–16,2% Н2 и 10–14% СО, то среднекалорийный характеризуется значительно более высокими концентрациями основных компонентов синтез-газа —50% Н2 и 35% СО, что и обеспечивает его большую теплотворную способность.
Низкокалорийный газ преимущественно используется как котельное топливо с выводом на дневную поверхность для энергетических нужд ТЭС. Технико-экономические показатели ПГУ определяются масштабами производства. Себестоимость газа ниже себестоимости угля при его шахтной добыче и выше — при открытой. Однако применение парокислородного дутья, увеличение глубин размещения подземных газогенераторов и создание парогенерирующих систем в подземном пространстве с выдачей на дневную поверхность либо горючей газовой смеси с повышенной теплотворной способностью, либо парообразного энергоносителя для обогрева помещений и преобразования в электроэнергию, повышают расчетную себестоимость.
Необходимо отметить, что затраты на создание системы ПГУ и ее эксплуатацию составляют 25% от общей суммы капитальных затрат на подземно-наземный энерготехнологический комплекс, в то время как 75% этих затрат приходится на наземный комплекс. Срок окупаемости при этом 2,5 года. Возможности переработки высокотемпературных горючих газов в ценные химические продукты позволяют оценивать угли в вариантах применения ПГУ в качестве энергохимического, а не только энергетического сырья.
Кроме того, геотехнологическая эффективность ПГУ обусловлена возможностями дистанционной разработки глубокозалегающих продуктивных пластов. Превращение металлизированного зольного остатка в кокс открывает перспективы получения непосредственно в подземном пространстве дополнительной высоколиквидной продукции. Но ПГУ не свободна от ряда недостатков и рисков, к которым относятся нестабильность процесса горения, КПД < 55–60%, слабая управляемость режимом и т.д. Объем газа, производившегося в СССР за счет ПГУ Мосбасса, Кузбасса и Узбекистана достигал в 1980 г. 1,3 млрд м3. В настоящее время единственной действующей станцией ПГУ остается Ангренская в Узбекистане. Ее мощность по газу после реконструкции планируется увеличить до 6 млрд м3/год, что должно почти в 5 раз превысить достигнутый уровень общесоюзного производства.
Во всех странах мира, обладающих крупными запасами угля и развитой угледобывающей промышленностью, резко возрастает интерес к ПГУ. В Китае в последние годы построено 10 промышленных станций ПГУ. К 2015 г. Китай планирует производить из угля до 1 млн баррелей дизтоплива в день. В Китае планируется создать 7 зон углехимической промышленности с объемом инвестирования 60 млрд долл для выпуска жидкого и газообразного топлива за счет переработки угля. В связи с этим не исключено, что строительство первого подобного завода в России будет осуществляться в течение 6-7 лет с использованием китайского опыта, вплоть до совместной реализации проекта.
Крупное предприятие ПГУ создано в 2003 г. в Австралии. Проявляют интерес к освоению технологии ПГУ Индия, Северная и Южная Корея, а также США и страны ЕС. Согласно расчетам специалистов из 100 млрд т бурых углей можно производить 30-40 т синтетической нефти для получения моторного топлива.
Ускоренное и комплексное решение проблемы создания и развития в России энергоуглехимических производств представляется существенным инновационным дополнением к программе энергетической стратегии страны, которое в случае реализации может обеспечить ей лидирующее положение и конкурентные преимущества среди угольных стран мира.
