CC BY
37
© С.А. Прокопенко, 2013
УЛК 658.387:622.8:331.87 С.А. Прокопенко
К ВОПРОСУ РАЗВИТИЯ ГАЗИФИКАЦИИ И СЖИГАНИЯ УГЛЯ БЕЗ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЕГО ИЗ НЕДР
Предложен переход от двухстадийного промышленного передела угля к одностадийному с применением подземных печей. Разработана схема технологии подземной энергодобычи на основе газификации и сжигания угля в недрах с отводом горючего газа и пара на мини-ТЭС. Представлен отечественный и зарубежный опыт подземной газификации угля.
Ключевые слова: энергетика, уголь, шахта, безопасность, газификация, сжигание, печь, теплообменник.
Трудами ученых Московского горного, Донецкого индустриального, ВНИИПодземгаз и ряда других институтов СССР разработаны нетрадиционные технологии подземной газификации угля (ПГУ) и подземного сжигания угля (ПСУ) [1-3]. Эти технологии применялись на станциях «Под-земгаз» в Украине, России, а в Узбекистане Ангренская станция работает до сих пор. Однако, в силу ряда обстоятельств, возрождение этого подхода в новых экономических условиях Российской Федерации, несмотря на ряд его очевидных преимуществ по сравнению с традиционной угольной энергетикой, так и не происходит. Российская угольная энергетика продолжает основываться на двух переделах угля, что определяет ее низкую экономическую эффективность, высокую травмоопасность, слабую инвестиционную привлекательность.
Принципиальным обновлением технологического уклада российской угольной энергетики может служить объединение двух ее промышленных переделов в один с размещением его in situ энергетического ресурса (рис. 1). Вместо нынешних шахт и ТЭС необходимо освоение полуподземных ТЭС, что позволит разрешить целые комплексы проблем, тисками сдавивших нынешние производства углеэнергетиче-ской отрасли.
ПЕРВЫЙ ПЕРЕДЕЛ УГЛЯ
Рис. 1. Объединение двух переделов угля в один
Первым устройством человека для эффективного преобразования угля в тепловую энергию была каменная, а затем кирпичная печь. Это было сооружение для направленного отвода тепла и отходов (дым, зола) сгорания дров и угля. Если представить угольный пласт расположенным на земной поверхности с максимально облегченными условиями доступа к нему, то наверняка человек не стал бы разрабатывать и перевозить энер-госодержащую горную массу на ТЭС. Он бы расположил ТЭС вблизи энергетического сырья, разделил бы его на блоки, изолировал от атмосферы для исключения потерь и стал бы выжигать и газифицировать на месте, передавая потоки газа и пара на турбины. Транспортировать газ, пар, электричество много дешевле, чем горную массу вагонами и самосвалами.
Природа не дала нам в Кузбассе такого идеального примера размещения угольных пластов. Все пласты расположены в толще литосферы, будучи перекрытыми слоями пород различной мощности. Следовательно, нужно научиться готовить печь под землей. Для этого требуется лишь нарезать наклонными
выработками столб угля в пласте и изолировать его от остального массива, так как главные стены у такой печи уже имеются - кровля и почва пласта, а выход пласта из коренных пород перекрыт слоем рыхлых отложений. Столб нарезают длиной 600-800 м по падению и шириной 80-100 м по простиранию пласта. В нижней части столб оконтуривают горизонтальной выработкой, пространство которой соединяют с атмосферой скважинами, пробуренными с поверхности. Затем в выработках возводят из кирпича или другого негорючего и жаростойкого материала изолирующие стенки. Таким образом сооружают печь под землей. Выдача газа и пара на мини-ТЭЦ представляется через скважины и наклонные выработки. Таким образом, можно будет отказаться от нынешней двойной переработки угольной массы, а получать из нее энергию не разрабатывая пласт.
Схема строительства подземных печей и осуществления подземной энергодобычи (взамен угледобычи) представлена на рис. 2. Работы осуществляют следующим образом. По падению угольного пласта последовательно проходят выработки - уклоны (стволы), которые затем соединяют горизонтальной выработкой - запальным штреком.
Ширина нарезанных таким образом печей определяется необходимой производительностью теплообменников-парогенераторов, мощностью пласта угля, его калорийностью и т.д. Высота создаваемых выработок соответствует мощности пласта. С целью предотвращения перемещения огневого фронта за пределы блоков почва запального штрека изолируется огнеупорными материалами (кирпич, бетон, современные негорючие материалы), как показано на рисунке. Вдоль оси каждого уклона по всей их длине возводятся огнестойкие перемычки, разделяющие выработанное пространство на две части. Для повышения безопасности изолирующие сооружения заглубляются в породный массив почвы и кровли выработок. Таким образом, в недрах формируются изолированные печи угля, выступающие в дальнейшем в качестве термогазогенераторов.
С поверхности земли в запальный штрек каждого столба бурят скважину для подачи воздуха и регулирования процесса выгазовывания (выжигания) пласта, то есть создают поддувало печи.
^_ hr
Направление отраВотки Впоквв
стенки огнестойкие
Рис. 2. Схема последовательного выжигания угля в пласте и осуществления энергодобычи: I) выжженная печь; II - III) выжигаемые печи; IV) подготовленная печь; ТО 1-6) теплообменники; ЭГ) электрогенератор
С целью поддержания высокого температурного режима в зоне нахождения теплообменника, уклоны через 100-150 м оборудуют шлюзовыми воротами, управляемыми диспетчером с поверхности. В каждый шлюз с поверхности бурят скважины, соединяя их трубопроводной сетью с газовой турбиной электрогенератора. На газопроводе для охлаждения газа устанавливают водяной теплосъемник, передающий образующийся пар в дутьевую скважину для повышения эффективности газификации угля.
На почве уклонов по обе стороны от перемычек монтируют рельсовые дороги для передвижения теплообменников, представляющих собой цилиндрические котлы диаметром 1,5-2 м и длиной 3-4 м на колесах (наподобие железнодорожных цистерн), перемещаемые с поверхностного диспетчерского пункта посредством лебедок. По рельсовым дорогам в уклоны двух первых столбов на уровень запального штрека спускают теплообменники (парогенераторы) и соединяют их системой жестких и гибких трубопроводов с паровой турбиной электрогенератора и резервуаром теплоносителя на поверхности. Парогенераторы, трубопроводы, рельсы, канаты и т.д. изготовляют из материалов, выдерживающих образующуюся под землей высокую температуру. В качестве средств слежения за процессом газификации угля на несгораемых стенках выработок и на теплообменниках устанавливают датчики контроля температуры, расхода и давления пара и газа.
По завершении подготовки двух первых печей угля и удалении фронта проходческих работ по простиранию пласта, в печи I с запального штрека осуществляют розжиг угольного массива. С поверхности через подающую скважину доставляют в огневой забой воздух, производят выгазовывание пласта, образующийся генераторный газ поступает в уклоны и через отводящие скважины выводится на поверхность. На поверхности газ поступает в систему газопровода и пройдя предварительную очистку транспортируется к электрогенератору. Одновременно с этим осуществляют процесс паропроизводства в передвижных теплообменниках. Для этого из резервуара на поверхности по водопроводу подают в теплообменники 1 и 2 воду, которая вследствие высокой температуры в огневом забое превращается в пар и по паропроводу выдается на паровую турбину электрогенератора. Через теплообменники произво-
дится съем выделяемого углем тепла, которое при традиционной технологии ПГУ бесполезно расходуется на ненужный нагрев вмещающих пород. Возможна организация контурного (каскадного) съема тепловой энергии сжигаемого угля, когда на первом контуре - в подземном теплообменнике - используются тяжелые жидкости (жидкий калий или гликоль) с температурой кипения около 600о С, отдающие тепло водяному теплоносителю в более безопасной зоне. Таким образом, обеспечивается высокая эффективность подземной газификации угольного пласта с производством электроэнергии на двух турбинах, питаемых паровым и газовым энергоносителями. Получаемый из-под земли технологический газ помимо энергетической цели может быть использован для химической его переработки с получением ряда ценных химпродуктов.
Подземная угольная печь - это природно и инженерно изолированный столб угля в недрах, газифицируемый и выжигаемый для выдачи на земную поверхность горючего газа и водяного пара с оставлением твердых отходов на месте их залегания. По мере сжигания угля в печи огневой забой будет перемещаться по восстанию пласта. Для поддержания высокой паропроизводительности теплообменники должны размещаться в зоне высоких температур, что достигается их постепенным вытягиванием лебедками по уложенной колее (рис. 3).
Контроль за подземным газопаропроизводством осуществляют в наземном диспетчерском пункте, где с помощью компьютерной программы отслеживают соответствие фактических параметров процесса требуемым. Отслеживают показания температуры в различных точках печей, контролируют давление и температуру в теплообменниках, трубопроводах, современными средствами наблюдения ведут тепловизорную съемку массива и т.п. Оттуда же управляют процессом производства электроэнергии путем регулирования воздухоподачи в различные скважины, передвижения теплообменников вслед за огневым забоем, открытия шлюзовых ворот, регулирования расхода воды и т.д.
По мере выжигания первой печи вводят в действие следующую. При этом на соседней с разжигаемой печью все подготовительные работы должны быть завершены, а люди из нее должны быть переведены в следующие блоки. Вырабатываемое через паровую и газовую турбины электрогенератора электричество передают на трансформаторную подстанцию и
Рис. 3. Визуальная модель подземной печи
затем к потребителям. Высвободившийся поток пара перед подачей теплоносителя в недра пропускают через сети теплоснабжения ближайших промышленных и жилых комплексов с целью их обогрева. Электрогенератор передвигают в направлении подготавливаемых печей по простиранию пласта с соответствующим перемонтажом трубопроводов.
При освоении описанной технологии появляется возможность создания на угольном месторождении современного энергетического комплекса с наземно-подземной ТЭС и практически безлюдной технологией получения энергии из недр. Будет реализован новый принцип: не уголь из недр и в котлы, а котлы - в недра, в уголь!
Штат такого энергокомплекса включает профессии проходчиков, буровиков, строителей огнестойких перемычек и изоляций, операторов огня, газа и пара, слесарей КИПиА и т.п. Персонал подземных рабочих новой производственной системы сокращается с численности шахты до численности 2-3 проходческих бригад. Сотни людей занятых в настоящее время на профессиях машиниста комбайна, ГРОЗ, электрослесаря и т.п. выводятся из опасных условий труда и высвобождаются для другой созидательной деятельности.
Шахта будущего - уже не система для преобразования пластового угля в поток его отдельностей на поверхность, а система для управляемого преобразования угля под землей и выдачи на поверхность газо- и парообразного энергоносителя, готового для превращения в электроэнергию и обогрева помещений. Нужно прекратить расходовать огромные средства на добычу угля для энергетики, а пустить часть из них на освоение технологии извлечения химической и тепловой энергии из нетронутых пластов. Сама собой отпадает и необходимость освоения на таких шахтах технологии опережающего удаления метана из угольных пластов, как меры ослабления главной угрозы шахтеров последних лет - взрывов газа и пыли. Добыча угля в Кузбассе, как процесс извлечения из недр горной массы, существенно сократится и останется для нужд металлургических предприятий, химических, зарубежного рынка...
На начальном этапе реализации предлагаемой технологии расход топлива на единицу электроэнергии, вероятно, будет
выше уровня, достигнутого на нынешних угольных ТЭС. Одним из вариантов решения этого вопроса, видимым уже сегодня, может быть перемещение теплообменников не по фланговым уклонам, а по центральным для двустороннего контакта агрегата с огневым фронтом. Возможно и совместное применение этих схем. Вложение инвестиций в новую технологию - интеллектуальных, финансовых, материальных - позволит накопить опыт и обнаружить дополнительные возможности повышения технологической и товарной эффективности наземно-подземного энергокомплекса.
Важным моментом является то, что сырьевая база наземно-подземных ТЭС расширяется вследствие вовлечения в процесс теплоотдачи не только угля, но и углевмещающих пород, представленных, как правило, алевролитами и аргиллитами. При современных технологиях угледобычи эти породы вследствие малого содержания в них угольного вещества или не добываются или при открытой разработке направляются в отвалы.
При организации подземной энергодобычи на свите сближенных угольных пластов предусматривается газификацию проводить по самым мощным и по нижнему пласту свиты с опережающим преобразованием в энергию угольной массы вышележащих пластов. При этом подготовку «подземных печей» необходимо провести на всем столбе до начала огневых работ. Остальные пласты свиты будут вовлечены в процесс газификации вследствие разрушения налегающей толщи над выжигаемыми пластами. Таким образом, энергетический потенциал угля маломощных пластов может быть извлечен без подготовительных горных работ по ним.
Предлагаемое изменение концепции угольной энергетики позволит уйти от необходимости отбойки угля и выдачи его на поверхность, обогащения, транспортировки, дробления, измельчения, золоудаления, рекультивации золоотвалов и шахтных (карьерных) полей, загрязнения земной поверхности угольной пылью и сажей... Капитальные и эксплуатационные затраты на получение электроэнергии из угля новым подходом при сравнении с традиционной шахтой и ТЭС сокращаются в разы. Исключаются затраты на: приобретение очистных комплексов (на 90 % импортных) и их эксплуатацию; строительство конвейерных магистралей; закупку миллионов киловатт-часов электроэнергии для подземных механизмов. Подземное про-
изводство освобождается от большого объема горных работ, подземных рабочих, ИТР. Комплексу подземной энергодобычи не страшны ныне сдерживающие опасные факторы: пылевой, газовый, эндогенной пожароопасности, обрушения кровли очистных выработок. Опасные условия для ставших уже регулярными аварий и травм шахтеров сокращаются на порядки. Техногенная нагрузка на окружающую природную среду существенно ослабевает.
Понятно, что новая технология энергодобычи потребует затрат на возведение качественной огнестойкой изоляции стенок выработок на контакте с массивом; возведения дополнительных перемычек; приобретение передвижного электрогенератора; создание комплекта парогенераторов; оснащение контрольно-измерительной аппаратурой. Но все эти затраты невелики в сравнении с колоссальной экономией, которую получает такой энергокомплекс вследствие избавления от необходимости расходования средств на нынешние процессы и операции.
Предлагаемая технология является развитием известных технологий ПГУ и ПСУ [2,3]. Она несколько сложнее и дороже в реализации, однако, ослабляет их недостатки, а именно, низкую эффективность и слабую управляемость процесса выжигания пласта. То тепло, что при ПГУ и ПСУ уходило на ненужный нагрев вмещающих пород, вовлекается как дополнительный ресурс для выработки электроэнергии. Съем тепла в огневом забое через теплообменники-парогенераторы повышает энергетический к.п.д. системы. Изоляция столба угля в массиве недр позволяет избежать неконтролируемого перемещения очага горения за пределы «подземной печи».
Кроме того, важным фактором для оценки эффективности предлагаемого решения выступает существенное снижение потерь угля в выжигаемом пласте. Применявшаяся в Кузбассе на Южно-Абинской станции технология подземной газификации приводила к большим потерям выделенных запасов. Так, за период с 1955 по 1965 гг. потери на участке размещения 13 подземных газогенераторов составили 1830 тыс. т, или 59 % от исходных балансовых запасов [4]. Потери угля формировались за счет оставления предохранительных целиков (боковых, верхних, охранных), недожога угля, утечек газа.
О 125 250 375 500
Рис. 4. Характеристика угольных запасов пласта VIII Внутреннего:
1 - выгазованное пространство; 2 - боковой предохранительный целик; 3 -верхний предохранительный целик; 4 - угольный пласт
На рис. 4 показана схема размещения подземных газогенераторов и целиков угля по одному из выжигаемых станцией пластов.
Из анализа рисунка видна значительная площадь заце-личенных запасов по отношению к отрабатываемым. Размеры верхних предохранительных целиков по падению пласта составляли 30-87 м, а боковых (между газогенераторами) -40-115 м. Представленные в [4] расчеты по выжигаемым пластам IV и VIII Внутренним показывают, что потери угля только в верхних предохранительных целиках составили 28,1 % от исходных балансовых запасов по двум пластам. Еще 22,5 % запасов терялись в боковых целиках. Потери из-за недожога, как было установлено вскрытием отработанных газогенераторов, составляли 8,3 % от подготовленных для газификации запасов. Потери угля вследствие утечек газа по трещинам в окружающие породы достигали 2,6 % от исходных балансовых запасов.
Конструкция предлагаемой подземной печи с искусственными огнестойкими стенками позволяет отказаться от боковых целиков. Инъектирование глинисто-цементного раствора через сеть скважин в верхние целики, как это предлагалось в [4] , позволит уменьшить их размеры в 2-3 раза, доведя до 30-40 м. Шахтная подготовка печи дает
возможность сократить до минимума потери от недожога угля. Таким образом, предлагаемая технология позволит увеличить использование балансовых запасов участка подземной газификации с прежних 40 % до 85-90 %.
Необходимо отметить, что в последнее время в научно-технической литературе, посвященной ПГУ, и в ряде ее практических реализаций проводился курс на максимальное удешевление технологии в связи с чем к развитию предлагались только скважинные методы подготовки подземных газогенераторов, исключающие подземные горные работы. Следствием становилась низкая эффективность производства и неконтролируемость процесса под землей, что ставилось затем в укор самой технологии и идее ПГУ.
Однако известно, что дешевое хорошим не бывает. В Кузбассе, где проведение подземных горных выработок решено и технически и организационно, обеспечивая высокий темп проходки, затраты на подземную качественную подготовку «подземных печей» не будут обременительными для подземной энергодобычи. Если отказаться от курса на «удешевление всего и вся», проводимого нынешними собственниками угольных активов и изыскать требуемые для эффективного энергопроизводства инвестиции, то экономия такого комплекса будет тем не менее в разы выше, по сравнению с нынешними комплексами типа «шахта-ТЭЦ».
Посещение в 2007 г. автором статьи станции подземной газификации угля в Китае убедило его в наличии интереса к этой технологии в странах с развивающейся экономикой и энергетикой. Китайцы показали способность организовывать современные предприятия на базе ПГУ и даже предложили помощь в строительстве аналогичного производства в Кузбассе. При этом они не пошли по пути минимизации капитальных вложений, а используют схему шахтной и скважинной подготовки подземных газогенераторов.
Станция ПГУ занимается газификацией угля на остаточных запасах шахты. Производимый горючий газ поставляется в печи фарфорового завода, принадлежащего этой же компании. Предприятие оснащено современным оборудованием, аппаратурой, процесс управляется из компьютеризированного диспетчерского пункта. Калорийность получаемого газа, исходя из данных суточного мониторинга в мае 2007 г., изменялась в
диапазоне 2178-2421 ккал/м3, содержание Н2 составляло 35,0-38,1%, СН4 7,4-7,9%. Все параметры фиксируются в журнале ежесуточного контроля.
Территория размещения предприятия не испытывает серьезных отрицательных воздействий: везде растет трава и деревья, воздух чистый, вода проходит очистку в специальных сооружениях. Поверхностный комплекс этого предприятия показан на рис. 5.
Рис. 5. Воздухоподающая скважина н прилегающая территория станции ПГУ в Китае (2007 г.)
Помимо возможности личного знакомства с современным вариантом реализации идеи ПГУ в Китае убеждению перспективности предлагаемого автором решения способствовали оценки А. И. Ворогова, работавшего много лет директором Южно-Абинской станции «Подземгаз», производившей в г.Киселевске 40 лет генераторный газ по технологии подземной газификации для 12 котельных Киселевска и Прокопьевска. По его словам, к 1993-1994 гг. были воплощены такие инженерные решения, которые вывели предприятие на безубыточный режим работы. И это при
потере 50 % объема годовой продукции - генераторного газа, т.к. в весенне-осенний период при остановке котельных он попросту выбрасывался в атмосферу!
В плане экологичности такое производство будет самым передовым в углеэнергетической отрасли. Это подтверждается виденным автором состоянием дел на китайской станции ПГУ, отзывами посещавших Южно-Абинскую станцию ПГУ и ее котельные, исследованиями д-ра техн. наук, проф. Е. В. Крейнина, обоснованно утверждающего, что технология ПГУ является наиболее щадящей для окружающей среды из всех освоенных человеком технологий отработки угольных месторождений [5]. На возможные сомнения неспециалистов в части опасения подземных пожаров, каких-то вероятных взрывов и т.п. ответим компетентным мнением все того же А. И. Ворого-ва, заявившего автору статьи: «За 40 лет существования моего предприятия не было ни одного не то чтобы смертельного случая, а даже хоть одной серьезной аварии с травмированием работников»!
Таким образом, предлагаемая технология подземной энергодобычи является развитием подземных газификации и сжигания угля, позволяет устранить их недостатки и повысить привлекательность для промышленного освоения.
Выводы
Показано, что принципиальным обновлением технологического уклада российской угольной энергетики может служить объединение двух ее промышленных переделов в один с размещением его in situ энергетического ресурса. Это позволяет отказаться от подземной добычи угля и перейти к подземной энергодобыче, основанной на преобразовании пластового угля в потоки горючего газа и пара на земную поверхность к мини-ТЭС для выработки электроэнергии. Аналоги такой технологии применялись в Кузбассе, а в настоящее время используются в Китае. Предлагаемый способ позволяет устранить имеющиеся у известных технологий недостатки и повысить инвестиционную привлекательность технологии.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Скафа П.В. Подземная газификация углей. - М.: Госгортехиздат, 1960. - 321 с.
2. Крейнин Е.В., Федоров H.A., Звягинцев К.Н., Пьяикова Т.М. Подземная газификация угольных пластов. - М.: Недра, 1982. - 151 с.
3. Ржевский В.В. Методические разработки по проблеме "Углегаз", Ч. III Процессы горения, - М.: 1985. - 191 с.
4. Ревва М. К. Взаимосвязь основных параметров подземного газогенератора со степенью использования запасов участка угольного месторождения/ Проблемы подземной газификации в Кузбассе: Сб. статей. - Вып. 2. Кемеровское книжное изд-во. - 1967. - С.55-67.
5. Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 302 с. ЕШЭ
КОРОТКО ОБ АВТОРЕ -
Прокопенко Сергей Артурович - доктор технических наук, профессор, ведущий научный сотрудник Института угля СО РАН, профессор Юргинского технологического института НИ ТПУ, sibgp@mail.ru.
