ГАЗА НЕТ ? ГАЗ ЕСТЬ !

Более 6-ти лет я работаю над проблемой замещения природного газа генераторным, который является продуктом газификации угля марки АМ (антрацит), бурого угля, биологических видов топлива, отходов промышленности и сельского хозяйства в котлах, сушилах, промышленных печах, теплогенераторах и т.д.

Итогами работы являются разработанные уникальные технологические и аппаратные решения, в большинстве случаев, не имеющие, по своей экономической составляющей, аналогов в мире:

     v Разработаны и утверждены Технические Условия на модельный ряд аппаратов ГНД непрерывного действия получения генераторного газа из углей Антрацитовой группы;

v Разработаны и утверждены Технические Условия на модельный ряд аппаратов ГПД периодического действия получения генераторного газа из бурых углей, лигнитов, биотоплива и отходов промышленности и сельского хозяйства;

v Отработан весь технологический цикл и технический регламент по газификации различных марок углей, антрацитов (АС, АМ, АО, АКО), бурого угля, биологических видов топлива, отходов промышленности и сельского хозяйства в котлах, промышленных печах, теплогенераторах и т.д. о чем свидетельствуют заключения Института Газа Национальной Академии Наук Украины.

v Разработана вся необходимая техническая документация;

v Построены лаборатория и сборочный цех;

v Технология внедрена на трех действующих объектах – котельная учебного хозяйства ЛНАУ ГКП «Теплокоммунэнерго» в г. Луганск, Кировоградская ТЭЦ, ПАТ «Вайдман» г. Малино Житомирской области.

Стоит отметить, что себестоимость замены 1 тыс.м.куб. природного газа по разработанной технологии газификации твердых видов топлива составляет не более 2500 грн., в то время как цена природного газа для коммерческого использования для конечного потребителя составляет не менее 5300 грн. за 1 тыс. метров куб.

Стоит немного остановиться на вопросах технологии в особенности на тех ее аспектах которые в первую очередь интересуют производственников и экологов:

v Генераторный газ – готовая газовоздушная смесь, получаемая при газификации твердых топлив. Он состоит из горючих компонент СО (12…30%), Н2 (10…25%), СН4 (0,5…5%) и балласта – N2 (35…55%), CO2 (0…15%), H2O (2…20%).

v В зависимости от используемого топлива и применяемых технологических решений низшая теплота сгорания генераторного газа, производимого в газификаторах «Теплоэнергогаз» может составлять 1000…1600 ккал/м.куб. (4,2 …6,7 МДж/м.куб.).

v Для сжигания природного газа необходимо около 9 частей воздуха для образования газовоздушной смеси после горелки, а для генераторного газа 1,6 частей воздуха. Важно учитывать, что при замещении природного газа генераторным, гидравлический режим работы теплового агрегата существенно не изменяется.  Это объясняется тем, что для сжигания 1м.куб. природного газа необходимо подать в горелку около 9 м.куб. воздуха, а для полного сжигания 1м.куб. генераторного газа – от 0,8 до 1,6 м.куб. воздуха. Таким образом суммарный объем продуктов сгорания остается практически неизменным. 

v Слоевые газификаторы ГПД периодического действия разработаны для газификации бурого угля, но могут использоваться также для получения генераторного газа из лигнита, газовых углей, пеллет и гранул из торфа, птичьего помета, подсолнечной шелухи, древесины и т.д. По желанию заказчика могут быть проведены исследования по газификации другого сырья. Как пример можно привести успешные опыты по газификации опилок, резиновой крошки, щепы из списанных железнодорожных шпал, рисовой шелухи и гранул из куриного помета.

Газификаторы ГНД непрерывного действия разработаны для газификации сортовых антрацитов и тощих углей высокого качества.

v При работе газогенератора образовывается генераторный газ, но это не выбросы – это целевой продукт. Произведенный газ подается на сжигание в технологический агрегат.

При работе на генераторном газе выбросы не увеличиваются. Генераторный газ сжигается без остатка. Вредные выбросы при его сжигании те же, что и при сжигании природного газа – СО и NOx, но их концентрация при работе на генераторном газе обычно ниже, чем при работе на природном.

Особенностью слоевых газогенераторов «Теплоэнергогаз» периодического действия является то, что в процессе газификации твердое топливо дожигается не до золы. Остаток, это также продукт, на который имеется стабильный потребительский спрос. При газификации бурого угля остаток (10…12% от массы загрузки) – полукокс, при газификации пеллет из шелухи подсолнечника - остаток (около 10% от массы загрузки) – аналог древесного угля.

В слоевых газогенераторах периодического действия «Теплоэнергогаз» реализован обращенный процесс газификации. Этот процесс характеризуется минимальным образованием смол – около 0,1 г/м.куб. Так как объем смол невелик подмешивание его к исходному топливу и подача на повторную газификацию. Накопление смол во вновь образующемся газе не происходит, поскольку смолы разлагаются в зоне горения газификатора без остатка.

 Для экологов можно резюмировать, что при переходе на использование газогенераторов выбросы СО и NOx, уменьшатся.

Ситуация, с положением в экономике Украины, отсутствие «по факту» банковской системы способной поддержать предприятия, которые не способны за собственные средства провести реконструкцию с целью снизить затраты на энергоносители и сделать стоимость своей продукции конкурентной для Европейского рынка, отсутствие инвесторов, не позволяет полномасштабно внедрить наши разработки на территории Украины, где это сейчас особо важно и востребовано!

Ниже представлен перечень предприятий, которые ожидают решения финансовых проблем и решили внедрить на своих производствах наши разработки и подписали с нами договора о намерениях и для которых произведен предпроектный расчет.

Этот перечень не в полной мере отражает возможные масштабы применения наших разработок, т.к. включают лишь малую часть объектов, на которые наши специалисты выезжали для оценки ситуации. Количество поступивших заявок в десятки раз больше.

v ООО «Папир-Мал», г. Малин Житомирской обл.

Замещение природного газа

Подписан договор о намерениях, произведен осмотр и сбор исходных данных для РП.

Предполагается замещение природного газа на паровом котле ДЕ-10/14. Эксплуатационная нагрузка комплекса 4 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 2 т угля марок А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 500 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 500 м.куб. в час.
• Расход угля – 1,25 т. в час.
• Стоимость проекта – 7,5 млн.грн.
• Экономический эффект – 8,4 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 6 месяцев. 

v ЛГКП «Теплокоммунэнерго», г. Луганск

Производство тепловой энергии

Заключен договор, выполнены разделы РП, частично поставлено оборудование.

Решение сессии областного и городского совета области.

Предполагается замещение природного газа на водогрейных котлах нескольких котельных.

Суммарная эксплуатационная нагрузка комплексов – не менее 10 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 1,9 т угля марок А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 1000 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 1000 м.куб. в час.
• Расход угля – 2,5 т. в час.
• Стоимость проекта – 15 млн.грн.
• Экономический эффект – 18 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 8 месяцев.

v АГКП «Теплокоммунэнерго», г. Антрацит Луганской обл.

Производство тепловой энергии

Заключен договор о намерениях, выполнена часть РП.

Решение сессии городского совета.

Предполагается замещение природного газа на водогрейных котле ФЕРРОЛИ. Эксплуатационная нагрузка комплекса – не менее 3 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 1,9 т угля марки А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 500 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 500 м.куб. в час.
• Расход угля – 1,25 т. в час.
• Стоимость проекта – 5 млн.грн.
• Экономический эффект – 5,2 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 6 месяцев.

v ПАО «Великоанадольский огнеупорный комбинат», Донецкой обл.

Замещение природного газа

Заключен договор о намерениях, согласованы основные решения на общем техническом совете.

Предполагается замещение природного газа в технологическом оборудовании предприятия (проходная печь №2, вращающаяся печь обжига керамзита, сушило). Эксплуатационная нагрузка двух комплексов – 8 и 2 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 2,2 т угля марки А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 1300 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 1300 м.куб. в час.
• Расход угля – 3,25 т. в час.
• Стоимость проекта – 16 млн.грн.
• Экономический эффект – 15 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 8 месяцев.

v ПАО «Полтавский ГОК»

Замещение природного газа

Выполнен экономический расчет, предварительная договоренность.

Предполагается замещение природного газа в технологическом оборудовании предприятия (печь №5, обжига известняка).

Эксплуатационная нагрузка комплекса – 3 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 2,2 т угля марки А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 600 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 500 м.куб. в час.
• Расход угля – 1,25 т. в час.
• Стоимость проекта – 6 млн.грн.
• Экономический эффект – 8 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 6 месяцев.

v ПАО «Лисичанский стеклозавод «Пролетарий»

Замещение природного газа, производство электрической энергии на собственные нужды.

Выполнен экономический расчет, предварительная договоренность с руководством

Замещение пр.газа

Предполагается замещение природного газа на котле ДКВР.

Эксплуатационная нагрузка комплекса – 4 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 1,9 т угля марок А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 1400 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 1500 м.куб. в час.
• Расход угля – 3,75 т. в час.
• Стоимость проекта – 17 млн.грн.
• Экономический эффект – 18 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 8 месяцев.

v ПАО «СЗВИ», г.Славянск Донецкой обл.

Замещение природного газа

Выполнен экономический расчет, предварительная договоренность.

Предполагается замещение природного газа для нужд отопления (котел Е-1) и в технологическом оборудовании предприятия (теплогенераторы).

Эксплуатационная нагрузка комплекса – в зимний период – 3 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 1,9 т угля марок А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 1000 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 1000 м.куб. в час.
• Расход угля – 2,5 т. в час.
• Стоимость проекта – 15 млн.грн.
• Экономический эффект – 12 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 8 месяцев.

v ООО «ТПГ» Альбатрос» г. Днепропетровск

Замещение природного газа

Выполнен экономический расчет, предварительная договоренность.

• Потребление природного газа – 280 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 250 м.куб. в час.
• Расход угля – 1,25 т. в час.
• Стоимость проекта – 3 млн.грн.
• Экономический эффект – 4 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 6 месяцев.

v ЗАО «Лугцентрокуз им. С.С.Монятовского», г.Луганск

Замещение природного газа

Выполнен экономический расчет, предварительная договоренность.

Предполагается замещение природного газа в технологическом оборудовании предприятия (печь кузнечная, печь термообработки).

Эксплуатационная нагрузка комплекса – до 4 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 2,2 т угля марки А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 1000 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 500 м.куб. в час.
• Расход угля – 1,25 т. в час.
• Стоимость проекта – 8 млн.грн.
• Экономический эффект – 8 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 6 месяцев.

v AGRICOM (ООО «СФ «Агроукрптаха»), Луганская обл.

Замещение природного газа

Выполнен экономический расчет, предварительная договоренность.

• Потребление природного газа – 1000 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 1000 м.куб. в час.
• Расход угля – 2,5 т. в час.
• Стоимость проекта – 18 млн.грн.
• Экономический эффект – 15 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 8 месяцев.

v Котельная ЛОКПБ (обл.больница), Луганской обл.

Производство тепловой энергии

Выполнен экономический расчет, предварительная договоренность.

Решение сессии областного совета области.

Предполагается замещение природного газа на водогрейных котлах.

Эксплуатационная нагрузка комплекса – 5 МВт.

Для замещения 1000 м³ природного газа необходимо до 1,9 т угля марок А (АС-АКО).

• Потребление природного газа – 500 м.куб. в час.
• Предполагается замещение – 500 м.куб. в час.
• Расход угля – 1,25 т. в час.
• Стоимость проекта – 6,5 млн.грн.
• Экономический эффект – 6 млн.грн. в год.
• Срок реализации - 8 месяцев.

Повторю, что этот перечень не в полной мере отражает возможные масштабы применения наших разработок, т.к. включают лишь малую часть объектов, на которые наши специалисты выезжали для оценки ситуации. Количество поступивших заявок в десятки раз больше.

Тем не менее сводные результаты по перечисленным объектам позволят:

v Уже через год сократить потребление дорогостоящего Российского природного газа минимум на 70 млн.м.куб. в год.

v Снизить энергетическую составляющую себестоимости в 2 раза, а значит и повысить конкурентную способность основной продукции перечисленных предприятий на сумму 200 млн.грн. в год. Этот показатель особенно важен для экономики Украины в условиях рынка при ассоциации с ЕС и ситуации вокруг Российского газа.

v Реализовать сырьевые и энергетические ресурсы внутри страны и сохранить рабочие места на угледобывающих предприятиях Украины. Потребление угля только для перечисленных объектов составит 200 тыс. тонн в год, чем не забота о рабочих местах шахтеров.

При этом срок окупаемости затрат составляют от 6 месяцев до 2 лет.

КПД использования энергии топлива:

v КПД газогенератора – не более 70%.

Только 70% энергии угля преобразовывается в генераторный газ.

v КПД агрегата при работе на генераторном газе:

• КПД котла изменяется не значительно.

Его уровень остается близким к показателям, характерным работе на природном газе. Обычно это 90…92%.

• Аналогичная ситуация для сушил.

КПД при переходе практически не изменяется (не более 1…2%).

Для высокотемпературных агрегатов при переходе на использование генераторного газа КПД уменьшается с ростом уровня рабочих температур. Для печей нагрева металла снижение КПД может составить 20…30% от существующего уровня.

В связи с этим, когда мы указываем соотношение расходов угля на замещение природного газа мы указываем эти данные 1,8 ….2,2 кг на 1 м.куб. замещенного природного газа. 

Очень простой расчет:

Если уголь 6000 ккал/кг, а природный газ 8000 ккал/кг, то при КПД 70% получим 1,9 кг угля на 1 м³.

Если уголь 7000 ккал/кг, то при КПД 70% получим 1,6 кг угля на 1 м³.

v Прирост стоимости капиталовложений составит 100-200%.

С уважением,

Технический директор ООО «Теплоэнергогаз» А.А. Костенко.