Технологическое обоснование проекта

Г. Кемерово

 

Г.

 

Оглавление

Введение

1. Цель и сущность проекта

2. Экономические и социальные предпосылки развития подземной газификации и строительства комбината по глубокой переработке угля.

3. Технологическое обоснование проекта

Физико-математическая модель технологической схемы подземного газогенератора.

Технологическая схема комбината по глубокой переработке угля.

Технологическая схема подземного газогенератора.

Технологическая схема химического производства.

Электростанция

 

4. Экономическое обоснование проекта

Капитальные затраты на строительство станции подземной газификации угля и приобретение технологического оборудования.

Экономические параметры станции подземной газификации угля в период эксплуатации.

Капитальные затраты на строительство химического производства.

 

5. Альтернативные методы комплексной глубокой переработки угля.

6. Заключение.

 

Введение.

 

 

Современное политическое и экономическое состояние Российской Федерации, социально-экономическое состояние областей России, где расположены угледобывающие предприятия, а также цель и концептуальная формула комплексного освоения недр, на первом этапе позволят решить следующие задачи:

1. Разработка нормативного документа, регламентирующего на Федеральном и региональных уровнях правоотношения, создающие льготные налоговые условия для бизнесменов, создающих рентабельные рабочие места в угольной промышленности за счет комплексного освоения недр, нетрадиционного использования техногенных пространств, переработки отходов производства.

2. Разработка технико-экономического обоснования и бизнес-планов по типовым технологическим решениям, предусматривающим сохранение базовых систем горных предприятий как основы для создания новых рентабельных рабочих мест, обеспечивающих необходимую занятость населения угледобывающих районов, сохранение и развитие социальной инфраструктуры.

3. Создание на базе одного угольного месторождения, непригодного по горно-геологическим условиям к традиционной добыче, экспериментальных участков для апробации новых технологий и средств.

4. Создание научно-исследовательской базы, объединяющей угольную, химическую, энергетическую промышленности.

5. Создание более выгодных условий обеспечения сырьем участников рыночного оборота, производства и сбыта товаров и услуг.

 

Цель и сущность проекта

 

Стратегической целью проекта является создание углехимической отрасли и обеспечение устойчивости конкурентных преимуществ в долгосрочной перспективе.

В настоящее время сформированная методология инновационной и инвестиционной стратегии, а так же обоснованные теоретически и проверенные на практике экономические взаимосвязи субъектов инновационного процесса применительно к предприятиям угольной, химической, энергетической, научно-исследовательской отраслей отсутствуют.

Проектом предусматривается:

- Строительство предприятия, осуществляющего подземную газификацию угольных пластов с получением смеси газов: пропана, метана, бутана и синтетического газа (СО+Н2).

- Строительство химического предприятия для производства моторного топлива.

- Строительство экологически чистой электростанции.

Производительность предприятия по газу – 1-3 млрд. м³ в год.

Производство моторного топлива – 300000-500000 тонн в год.

 

 

2. Экономические и социальные предпосылки развития подземной газификации углей.

 

 

Среди инновационных методов разработки угольных месторождений важное место занимает метод подземной газификации углей (ПГУ). Эта технология открывает новые возможности в разработке угольных пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания, совмещает добычу и переработку угля, обеспечивая при этом непосредственное получение конечного продукта (горючего газа) на месте осуществления газификации пласта - в отличие от добытого угля, являющегося продуктом промежуточным. Особо привлекательное преимущество метода ПГУ заключается в его экологических достоинствах - так, при подземной газификации не нарушается земная поверхность, а производимый газ является экологически чистым видом топлива и сырьем для химической промышленности.

Технология подземной газификации углей в технически осуществимом виде была разработана в 1930-е гг. отечественными инженерами, и уже в 1947 г. на Украине была построена первая опытная станция подземной газификации углей. В 1950-е гг. и в начале 1960-х на территории СССР было построено еще несколько предприятий этого профиля. Наиболее известными из них являются Южно-Абинская станция «Подземгаз» в Кузбассе, пущенная в эксплуатацию в 1955 г. и прекратившая свое существование в 1996 г., и Ангренская станция «Подземгаз» в Узбекистане, построенная в 1963 г. и успешно работающая по сей день.

История развития метода подземной газификации углей тесно связана с Кузнецким бассейном. Так, первые эксперименты по подземной газификации в Кузбассе были проведены еще в 1935 г. близ г. Ленинск-Кузнецкого на пласте "Журинском". Для проведения данных экспериментов был подготовлен шахтным способом газогенератор небольших размеров. В результате этих опытов был получен газ, содержащий 20% СН₄, 15% Н₂ и не более 6% СО. Проведение этой серии экспериментов было прекращено через два года вследствие нарушения герметичности газогенераторов, обусловленного небольшой глубиной их расположения - 30 м от поверхности.

Проектная мощность Южно-Абинской станции "Подземгаз" составляла 500 млн.м³ газа в год, проектная себестоимость - 1,8 руб./1000 м³ газа, или 12,6 руб./т у.т. (в ценах 1990 г.). За время работы предприятия выгазовано 3 млн. т угля, выработано 9 млрд. м³ газа со средней теплотой сгорания 911 ккал/м³ (или 3,8 МДж/м³). Потребителями газа ПГУ являлись 12 предприятий г.г. Прокопьевска и Киселевска, в том числе котельные установки шахт, машиностроительного завода, хлебозаводов, завода железобетонных изделий, автотранспортных предприятий. Потребление газа в течение года было неравномерным и определялось сезонностью работы потребителей. Так, в зимнее время потребность в газе определялась в количестве до 50 тыс.м³/час, в летнее - 10 тыс.м³/час. Резкое снижение потребления газа в летнее время отрицательно сказывалось на работе предприятий "Подземгаз”: ухудшался технологический режим процесса, снижались технико-экономические показатели. При снижении потребления газа станция была вынуждена нагнетать в подземные газогенераторы то же самое оптимальное количество дутья, необходимое для поддержания нормального технологического режима. Это приводило к выработке избыточного количества газа и вынужденному сжиганию его "на свече", следствием чего являлось значительное увеличение себестоимости газа в летний период.

Наивысшая производительность Южно-Абинской станции "Подземгаз" была достигнута в 1966г. - 488 млн. м³ газа, с себестоимостью газа, равной 1,98 руб./1000 м³ или 14 руб./т у.т. В период с 1967 по 1977 годы производительность станции колебалась в пределах 300-420 млн.м³ газа в год, а с конца 1970-х г.г. происходило постепенное снижение количества производимого газа, сопровождавшееся соответствующим увеличением его себестоимости. Нужно отметить, что Южно-Абинская станция "Подземгаз" проектировалась и построена как опытно-промышленное (а не чисто промышленное) предприятие с небольшой производительностью, поэтому невысокие (хотя и не превышающие себестоимости угля, добытого шахтным способом) технико-экономические показатели этой станции не могут в полной мере характеризовать значительные экономические возможности подземной газификации углей, а отражают в данном конкретном случае экономику сезонного предприятия.

Средний состав газа, производимого на Южно-Абинской станции за все время ее эксплуатации, характеризуется следующими диапазонами изменения содержания отдельных компонентов газа:

СО₂ - 12,0-15,3%; С_nН_m - 0,1-0,7%; О₂ - 0,2%; СО - 10,0-14,0%;

Н₂ - 12,1-16,2%; СН₄ - 2,0-4,0%; N₂ - 55,0-60,0%; Н₂S - 0,01-0,06%.

Следует отметить, что при газификации угля на глубоких горизонтах усиленное проявление горных факторов, отрицательно сказывающихся на шахтной разработке глубокозалегающих пластов (увеличение горного давления, температуры, уменьшение влажности пород, увеличение плотности вмещающих пород), оказывает положительное влияние на протекание технологического процесса газификации в части уменьшения утечек газа и дутья, улучшения кинетики газообразования, степени использования промышленных запасов угля и повышения химического КПД процесса. При осуществлении процесса ПГУ на глубоких горизонтах представляется возможным вести газификацию при высоком давлении (в пределах 0,8-3,0 МПа), что существенно повышает теплоту сгорания получаемого газа, а также позволяет осуществлять бескомпрессорную транспортировку газа ПГУ на расстояние до 200-250 км от места его производства.

 

Уравнение теплового баланса

 

В рамках этой физической модели справедливо следующее уравнение теплового баланса: , где

Q_x - количество тепла, выделяющегося в результате химической реакции;

Q_Т - количество тепла, уходящего из зоны химической реакции за счет теплопроводности;

Q_Г.П. - количество тепла, уносимого из зоны химической реакции газообразными продуктами горения.

Количество тепла, выделяющегося в результате химической реакции, равно q * w, где

q - тепловой эффект физико-химического взаимодействия кислорода с углем, Дж/м³;

w - скорость химической реакции, м³/c.

 

Тепловой эффект взаимодействия кислорода с углем складывается из:

- тепла процесса хемосорбции, которое при высоких температурах изменяется в интервале от 18 до 37 МДж/м³ и в среднем составляет 28 МДж/м³, и

- тепла реакции окисления углерода угля кислородом воздуха, и равно 10 МДж/м³.

Поэтому этот параметр можно считать постоянным и в среднем равным 38 МДж/м³.

 

Математическое описание процесса подземного горения угольного пласта можно представить в следующем виде:

 

 

; (1)

; (2)

; (3)

; (4)

, (5)

Где:

K₀ – предэкспоненциальный множитель, 1/с;

E - энергия активации, Дж/моль;

R - универсальная газовая постоянная, Дж/моль×K;

l_у - теплопроводность термически подготовленного угля, Вт/м×K;

С_у – теплоемкость термически подготовленного угля, Дж/кг×K;

l_Пi - теплопроводность вмещающих пород (индекс i=1 относится к породам кровли, i=2 - к породам почвы), Вт/м×К;

Т_i(x,y_i,t) - функция, описывающая поле температур во вмещающих породах, K;

r_г - плотность газообразных продуктов горения, кг/м;

V - скорость фильтрации, м/с;

С_г - теплоемкость газообразных продуктов горения, Дж/кг×K.

Уравнения (1) - (5) описывают нестационарное поле температур угольного пласта и вмещающих пород соответственно. Математическая модель процесса, представленная уравнениями (1) - (2) и условиями (3) - (5), является теоретическим обобщением результатов физического моделирования.

Полученная модель позволяет решить следующие практические задачи:

· определение расстояния между рядами нагнетательных и всасывающих скважин, которое обеспечит эффективную работу теплообменника;

· определение физических условий, обеспечивающих устойчивую реакцию горения;

· оценка химического состава газообразных продуктов подземного сжигания угольного пласта и мощность выбросов загрязнителей в водоносные слои и атмосферу.

Задача:

пусть в однородном пласте расположены два параллельных ряда скважин, расстояние между которыми 2h, расстояние между скважинами в ряду s, глубина каждой скважины одна и та же и равна H.

Установившееся течение газовой смеси в пористой среде описывается уравнением Лапласа: , где

F - потенциал массовой скорости фильтрации газа;

k - коэффициент газовой проницаемости, м²;

m - коэффициент динамической вязкости воздуха, Па×с;

r₀ - плотность воздуха, кг/м³;

p₀ - атмосферное давление, Па;

p - давление воздуха в данной точке пористой среды, Па.

 

При этом вновь введенные источники окажут небольшое влияние на распределение потенциалов в плоскости z = H, так как расстояние от них до этой плоскости 2H значительно больше расстояния между скважинами 2s.

 

В этом случае потенциал массовой скорости фильтрации будет иметь вид:

 

, (6)

где q₁, q_2n - мощность стоков и источников, на единицу длины скважины, Н/м×с; n - число скважин.

Массовые дебиты скважин источников находятся из условий равенства нулю потенциалов на их контурах:

, (7)

где r - радиус скважины.

Условия (7) представляют собой систему N линейных уравнений. Учитывая, что радиус скважины значительно меньше расстояний между ними, эту систему уравнений можно записать в следующем виде:

 

, (8)

где

;

;

;

.

 

Учитывая тот факт, что массовая скорость фильтрации газовой смеси пропорциональна градиенту потенциала фильтрационного течения, получим:

 

где

;

;

;

.

. (9)

Использование формулы (9) позволило рассчитать минимальные скорости фильтрации V_min в плоскости угольного пласта (при z = H) в зависимости от соотношения линейных размеров сетки скважин и числа скважин в ряду.

Установлено, что оптимальной по критерию V_min ® max является квадратная сетка скважин c h/s = 1. C ростом числа скважин в ряду V_min монотонно возрастает, но, начиная с N = 13 – 15, прирост минимальной скорости фильтрации незначителен.

Решение уравнений (8) показывает, что общий дебит скважин-источников всегда меньше дебита стоков. Это объясняется тем, что кровля угольного пласта не является абсолютно непроницаемой и поэтому неизбежен подсос воздуха через аэродинамические активные зоны покрывающих пород. Расстояние между рядами скважин определяется из условия прогрева угольного пласта до температуры, равной расчетной температуре газообразных продуктов горения. При этом рассматривается стационарный процесс теплообмена, который установится через некоторый период после возникновения устойчивого горения. Для того чтобы поддерживалось устойчивое горение, необходим устойчивый диффузионный поток кислорода к реагирующей поверхности, который соответствует состоянию динамического равновесия процесса окисления угля в интервале температур горения. Тогда с учетом принятых допущений и математического описания процесса теплового массового обмена получим, что при стационарном теплообмене дT/дt = 0, и тогда математическая модель примет вид:

 

; (10)

(11)

 

Где:

V - скорость фильтрации воздуха, м/с;

V_ОЗ - средняя скорость движения огневого забоя, м/c;

- концентрация кислорода на линии огневого забоя;

; .

Из решения задачи (10) - (11) следует, что существует функция T(x), которая имеет горизонтальную асимптоту < T_ОЗ

. (12)

При этом в зависимости от расстояния 2h асимптота может находиться как выше изотермы T_г, так и ниже нее.

Принимая =T_г, можно определить оптимальное расстояние между рядами скважин

. (13)

Чтобы воспользоваться формулой (13), необходимо рассчитать .

Для решения этой задачи достаточно рассмотреть стационарный конвективно-диффузионный перенос кислорода к огневому забою.

 

Математическая модель диффузионного переноса в этом случае имеет вид:

 

, (14)

, (15)

 

Где:

K - константа скорости химического взаимодействия кислорода с углем при температуре T_ОЗ, 1/с;

 

Решение задачи (14) - (15) можно записать следующим образом:

Функция C(x) также имеет горизонтальную асимптоту > C_*, которая определяется по формуле:

Принимая, что = C_о,

где C_о - начальная концентрация кислорода в воздухе, поступающем в нагнетательные скважины, получим:

.

Исходя из оптимальных режимов работы серийно выпускаемых теплообменников, принимаем средний расход газообразных продуктов горения равным 5×10⁴ м³/ч и их температуру T_г=578К, при этом средняя скорость фильтрации воздуха будет составлять 3,5×10² м/с.

Температура огневого забоя принимается исходя из опыта подземной газификации угля и результатов физического моделирования равной 788К, тогда К = 0,19 1/с. Значения коэффициентов: a = 5,9×10^-7 м²/с; b = 7,44×10^-3 м/с (при расчете b, значение V_о.з. принято из опыта подземной газификации угля равным 0,5 м/сут).

Расчетная концентрация кислорода на огневом забое 3,1%, тогда по формуле найдем 2h = 28,9 м. Учитывая возможные отклонения, связанные с временными флуктуациями температуры, оптимальным следует считать расстояние между рядами скважин 20 - 50 м.

Физико-химическими характеристиками, определяющими интенсивность процессов горения угля, являются:

- проницаемость (трещиноватость) угля;

- влажность угля и вмещающих пород;

- коэффициент диффузии кислорода;

- энергия активации (константа скорости окисления угля и тепловой эффект реакции кислорода с углем).

Процесс подземного горения угольного пласта моделируется системой уравнений теплового массового обмена с учетом закономерности Аррениуса для константы скорости хемосорбции кислорода в огневом забое. Математическая модель комбинированной схемы подземной газификации должна учитывать трехмерный процесс теплового массового обмена и скорость движения огневого забоя, а вмещающие породы можно рассматривать как однородную, изотропную пористую среду.

 

Рис. 4 Принципиальная технологическая схема станции подземной газификации угля

технологией предусматривается наличие водоотливных и розжиговых вертикальных скважин.

Основной особенностью данной технологии является то обстоятельство, что точка подвода дутья к огневому забою должна перемещаться по дутьевой скважине навстречу дутью в сторону земной поверхности по мере выгорания угольного пласта, чем должен обеспечиваться постоянный и активный контакт окислителя с реакционной поверхностью угольного пласта.

В технологии предлагаемой данным проектом к строительству станции подземной газификации угля предусматривается наличие четырех таких модулей.

 

Вертикально-наклонные скважины: Д-дутьевые, Г-газоотводящие;

Вертикальные скважины: Г – газоотводящие, Р – розжиговые; С – вертикально-горизонтальная скважина; В – вертикальные водоотводные скважины.

 

Рис. 5 Конструкция модуля подземного газогенератора

 

Ангренская станция «Подземгаз» в Узбекистане, построенная в 1963 г. и успешно работающая по сей день.

 

 

Рис.6

Действующая в г. Ангрен с 1961 года станция «Подземгаз» (ныне ОАО «Еростигаз») – самый мощный промышленный объект такого рода, не имеющий аналогов на сегодняшний день в мировой практике.
Главное назначение предприятия – переработка угля в энергетический газ с последующим его использованием на Ангренской ТЭС. Предприятие отрабатывает часть Ангренского буроугольного месторождения, которая по технико-экономическим соображениям и горно-геологическим условиям непригодна для отработки открытым и подземным способами.
Более чем сорокалетний опыт работы предприятия показал, что способ подземной газификации угля позволяет надежно получать энергетический газ в промышленных масштабах.

 

Рис.7

 

 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ Производство энергетического газа осуществляется в подземных газогенераторах на воздушном дутье. Подземный газогенератор представляет собой систему дутьевых и газоотводящих скважин, пробуренных с поверхности земли на пласт угля по определенной системе. Процесс работы подземных газогенераторов состоит из: - подготовки угольного пласта к газификации при помощи огневой фильтрационной сбойки отдельных скважин, а также бурения наклонно-горизонтальных скважин с созданием сплошного фронта газификации; - последующей газификации угольного пласта при помощи воздушного дутья. Подача дутья в угольный пласт осуществляется через дутьевые скважины, расположенные параллельными рядами вдоль фронта газификации газогенератора. Образовавшийся в подземных газогенераторах газ с температурой на головках 150—350 °С по системе газопроводов поступает на промплощадку для охлаждения и очистки от пыли в скрубберах-холодильниках. Скрубберы-холодильники имеют самостоятельную циркуляционную систему водоснабжения, включающую насосы холодной и горячей воды, отстойники и градирни. Сточные воды скрубберного цикла перед сбросом в канализацию подвергаются очистке на обесфеноливающей установке. Охлажденный и обеспыленный газ передается по газопроводу диаметром 2 м на Ангренскую ТЭС. Передача газа на ТЭС осуществляется за счет избыточного давления газа на выходе из газоотводящих скважин.

 

 РОЗЖИГ ГАЗОГЕНЕРАТОРА, СБОЙКА СКВАЖИН Первоначальный канал по углю между скважинами создается гидроразрывом с последующей подачей в этот канал воздуха. В результате продувки воздухом угольного канала происходит его просушка, после чего производят розжиг скважины. Розжиг угольного пласта производится путем забрасывания в скважину раскаленного кокса через шлюзовое устройство с одновременной подачей воздуха для поддержания горения угольного пласта. После розжига газогенератора подается дутье на сбойку соседних скважин. Таким образом, очаг горения постепенно, перемещаясь от одной скважины к другой, соединит все скважины и образует каналы газификации. Резкое падение давления и увеличение расхода воздуха свидетельствует о завершении сбойки скважины.

 СОСТАВ СТАНЦИИ В комплекс сооружений станции „Подземгаз" входят: а) подземные газогенераторы со скважинами и инженерными коммуникациями; б) воздуходувный цех в составе трех турбовоздуходувок для подачи сжатого воздуха давлением 3 атм., двух турбокомпрессоров для подачи сжатого воздуха давлением до 6 атм., шести поршневых компрессоров для подачи сжатого воздуха давлением до 40 атм; в) скрубберное отделение в составе восьми каскадных скрубберов для охлаждения и очистки газа и пыли; г) подземный магистральный газопровод диаметром 2 м и длиной 5 км от промплощадки станции до ТЭС; д) циркуляционная система водоснабжения в составе двух градирен скрубберного цикла, градирни цикла условночистых вод, насосной и отстойников; е) обесфеноливающая установка для очистки сточных вод; ж) мехмастерская, парокотельная, гараж, главная контора, административно-бытовой комбинат, столовая и другие вспомогательные сооружения; з) насосная для подачи свежей воды на промплощадку.

 

 ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ СТАНЦИИ Глубина залегания угольного пласта, м - 130-300 Мощность угольного пласта, м - 0,2-15 Теплота сгорания угля, ккал/кг - 2800-3200 Зольность угля, % - 15-21 Влажность угля, % - 30-35 Диаметр скважины, мм - 150-200 Теплота сгорания газа, ккал/м3 - 800-1000 Химический КПД газификации, % - 70-85 Потеря угля в недрах, % - 5-15 Выход газа на 1 кг угля, м3 - 3,0-3,4 Расход дутья на получение 1 м3 газа, м3 - 0,8-0,9 Энергетический КПД станции с учетом собственного потребления, % - 80-86

 СОСТАВ ГАЗА (%) CO2 - 20-22 CO - 4.0-7.0 O2 - 0.5-0.3 H2 - 22.0-22.4 CH4 - 2.2-3.0 CmHn - 0.2-0.3 N2 - 50.6-44.4

 

 

3.4. Технологическая схема химического производства

 

 

Оборудование установки производства бензина и дизельного топлива из синтез-газа по технологии СГ-МТ ("Цеосит").

№ п/п	Наименование оборудования	Количество, шт.	Рекомендуемые химически стойкие материалы
	Реактор адиабатический полочный		12Х18Н10Т
	Печь		Змеевик 15Х5М
	Теплообменники		12Х18Н10Т
	Теплообменник		ВСт3Сп
	Кипятильник		12Х18Н10Т
	Кипятильник		ВСт3Сп
	Ректификационная колонна-стабилизатор		12Х18Н10Т
	Колонна ректификационная		ВСт3Сп
	Аппарат воздушного охлаждения		12Х18Н10Т
	Аппарат воздушного охлаждения		ВСт3сп
	Сепараторы		12Х18Н10Т
	Емкость - сепаратор		12Х18Н10Т
	Трехфазный разделитель-сепаратор		12Х18Н10Т
	Емкости		ВСт3Сп
	Фильтр-пылеуловитель		12Х18Н10Т

Вес аппаратов без обвязки и насосно-компрессорного оборудования: сталь 12Х18Н10Т - 2960 т (вар.I) и 3930 т (вар. II), сталь ВСт3сп - 71 т (вар.I) и 95 т (вар. II).

 

Технологический процесс.

Газ подается из подземного газификатора на смешивание с циркуляционным газом в компрессор. Смешанный газ сжимается до рабочего давления и разделяется на два потока. Основной поток нагревается в теплообменнике-рекуператоре за счет тепла газа после реактора и поступает на вход реактора. Меньший поток – холодный байпас поступает в между полочные пространства реактора для регулирования температурного режима в реакторе. Продукты реакции поступают в теплообменник-рекуператор и холодильник-конденсатор для охлаждения оборотной водой. Газ отделяется от жидких продуктов реакции в сепараторе высокого давления. Часть газа подается после сепаратора в топливную сеть для выработки тепловой и электрической энергии. Основная часть газа смешивается с исходным синтез газом после сепаратора высокого давления и поступает на компрессор. Жидкие продукты реакции дросселируются после сепаратора высокого давления и отделяются от растворенных газов в сепараторе низкого давления. В отстойнике разделяются на воду и нестабильную бензиновую фракцию. Бензин поступает в колонну для отделения легких углеводородов от бензиновой фракции. Товарный бензин, который выходит из низа колонны, поступает на склад готовой продукции. Содержание олефинов в бензине менее 3% Содержание бензола не более 0,6%.

 

 

 

Рис.9

 

 

 

Электростанция

 

 

Рис.8

 

 

Теплоэлектростанция ГТЭС-2,5 предназначена для обеспечения тепловой и электрической энергией промышленных и бытовых потребителей. Может эксплуатироваться автономно, параллельно с другими источниками электроэнергии или параллельно с энергосистемой в базовом, полупиковом и пиковом режимах, наиболее востребована на объектах нефте- и газодобычи в качестве основного и резервного источника электроэнергии и тепла.

 

 

Рис.10 Газотурбинный двигатель Д049Р.

 

 

Основные параметры и технические характеристики ГТЭС-2,5:

 

 

 

 

Сердцем теплоэлектростанции ГТЭС-2,5 является газотурбинный двигатель Д049Р, который производится по документации, разработанной ОАО "НПО "Сатурн" для РАО "Газпром", что подтверждается Актом приемочных вневедомственных испытаний опытного образца от 6 декабря 2000 года. Рыбинск.

 

Д049Р выполнен по одновальной схеме, наиболее полно удовлетворяющей требованиям к качеству вырабатываемой энергии. ГТД имеет встроенный на входе соосный редуктор. Общая компоновка ГТД обеспечивает, при необходимости, в эксплуатации блочную замену ГТД или редуктора, а также отдельных узлов и элементов.

 

Двигатель Д049Р спроектирован изначально по стойкости к сернистой коррозии и морскому климату. Это обеспечивается применением лопаток из сплава с повышенным содержанием хрома и использованием антикоррозионных покрытий. Одним из преимуществ двигателя является то, что он может работать на различных видах топлива, включая тяжелые виды топлива.

 

Технические характеристики Д049Р:

 

Концепция ОАО «Сатурн - Газовые турбины» предусматривает формирование развернутого коммерческого предложения по изготовлению и поставке газотурбинного оборудования (от поставки только газотурбинного привода до выполнения всего комплекса работ – разработка проекта, изготовление и поставка оборудования, строительная часть, монтаж оборудования и, наконец, запуск электростанции в эксплуатацию, плюс сервисное обслуживание жизненного цикла энергообъекта). В соответствии с этим, ГТЭС-2,5 спроектирована в пяти различных вариантах комплектации: МИНИМУМ, МЕДИУМ, МАКСИМУМ, СТАНДАРТНЫЙ и АВТОНОМНЫЙ. Данный подход позволяет Заказчику самому определиться в степени его участия в реализации проекта строительства электростанции.

 

 

Годовой доход предприятия

 

Доход при эксплуатации станции подземной газификации угля формируется из выручки от реализации произведенного на предприятии горючего газа и тепловой энергии (см. табл. 3).

Газ подземной газификации угля поступает на поверхность из газоотводящих скважин с температурой, превышающей 400 º С. Согласно расчетам, при удельной теплоемкости газа, равной 0,4 ккал/м³ град, производимый за год работы станции объем газа может дать 160000 Гкал тепловой энергии, которую также можно полезно использовать.

 

 

Таблица 3

Расчет годового дохода предприятия от реализации горючего газа и тепловой энергии

Вид товара	Ед. изм.	Годовой объем производства	Тариф цены, руб.	Годовой доход с НДС, руб.	В том числе:
НДС, руб.	Чистый доход, руб.
Горючий газ	тыс. м3	1 000 000		250 000 000	41 667000	208 333 000
Тепловая энергия	Гкал	160 000	308,1	49 296 000	8 216000	41 080 000
ИТОГО				299 296 000	49 883000	249 413 000

 

И себестоимости газа

 

 

Наименование затрат	Сумма, руб.
Бурение и обсадка скважин для нового газогенератора сторонней организацией	29 800 000
Затраты на заработную плату по эксплуатации станции	3 024 000
Амортизация оборудования	15 500 000
Затраты на материалы	4 000 000
Затраты на электроэнергию	105 785 000
Налоги	30 771 000
ИТОГО годовые затраты производства	188 880 000
Компенсация затрат производства за счет реализации тепловой энергии	41 080 000
Себестоимость газа с учетом реализации тепловой энергии, руб./1000 м3	148

 

Финансовые результаты работы предприятия, приведенные в табл. 9, определены как разность между значениями годового дохода и затрат производства.

 

 

Таблица 9

Вакуумная дистилляция

Процесс проводят в токе азота при скоростях нагрева от 3 до 10 град/мин. В качестве сырья используют преимущественно угли марок Г и Д. Основным промышленным продуктом вакуумной дистилляции углей является смола, содержащая смесь ароматических и алифатических соединений. Алифатическая фракция представлена линейными алканами С₄-С₃₂ с преобладанием н-декана. Ароматическая фракция включает в основном однокольчатые углеводороды.

Флеш-пиролиз

В отличие от вакуумной дистилляции, при флеш-пиролизе угля высокие температуры (500-550^оС) достигаются за время порядка нескольких секунд. Получаемые при этом масла рассматриваются как сырье для производства жидких топлив. Групповой состав масляной фракции представлен парафиново-нафтеновыми веществами, ароматическими соединениями и смолами, количество которых зависит от типа угля. При использовании в качестве сырья бурых углей масла содержат больше смолистых веществ (62%, против 56% у каменных), при флеш-пиролизе каменных углей больше выход ароматических соединений (34%, против 26% у бурых).

Гидропиролиз

Гидропиролиз углей проводят при повешенной температуре в среде молекулярного водорода или водородсодержащего газа. Основным продуктом данного процесса являются жидкие углеводороды. Для более полного использования водорода и увеличения выхода жидких продуктов применяют катализаторы. При промышленной реализации гидропиролиз углей с целью получения жидких углеводородных продуктов ведут в реакторах проточного типа при давлении 3-20МПа, температуре 530-1100^оС, времени пребывания частиц угля в реакционной з<