CC BY
26
УДК 622:338.001
КОМПЛЕКСНОЕ ОСВОЕНИЕ УГОЛЬНЫХ И ТЕХНОГЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОДМОСКОВНОГО УГОЛЬНОГО БАССЕЙНА
Д.Р. Каплунов, Н.М. Качурин, Г. В. Фридлендер, М.П. Ганин
Сформулированы концептуальные положения высокотехнологичного и энергоэффективного производства редкоземельных металлов для обеспечения импортоза-мещения и технологической независимости машиностроительных и других предприятий центрального региона России. Показано, что эту проблему можно решить на основе инновационных технологий комплексного освоения угольных и техногенных месторождений Подмосковного угольного бассейна. Решение проблемы заключается в комплексном подходе к изучению и разработке геотехнологий глубокой переработки углей и отходов производства на основе подземной газификации бурого угля.
Ключевые слова: комплексное освоение угольных месторождений, уголь, техногенное месторождение, подземная газификация угля, энергоэффективность, редкоземельные металлы, Подмосковный угольный бассейн, Тульская область.
Научное обоснование и создание высокотехнологичного и энергоэффективного производства редких металлов для обеспечения импорто-замещения и технологической независимости машиностроительных и других предприятий Центрального региона России - одна из наиболее актуальных научно-технических проблем. Анализ состояния сырьевой базы и существующих технологий показывает, что эту проблему можно решить на основе инновационных технологий комплексного освоения угольных и техногенных месторождений Подмосковного угольного бассейна [1
- 4].
Географическое положение Подмосковного бассейна уникально. Он расположен на территории Новгородской, Тверской, Смоленской, Калужской, Тульской и Рязанской областей. Общие геологические ресурсы угля составляют 11 млрд т. Балансовые запасы более 3,5 млрд т. В Тульской области основными полезными ископаемыми до недавнего времени являлись месторождения бурых углей Подмосковного бассейна, разработка которых началась в 1853 году. За это время в Тульской области добыто более 1 млрд 200 млн т угля. Суммарная площадь, в той или иной мере подверженная техногенному воздействию, связанному с разработкой месторождений угля, составляет около 12 % от общей территории области. Аналогичные ситуации наблюдаются на территориях Кузбасса и Восточного Донбасса [5 - 7]. Следовательно, разработка инновационных энергоэффективных технологий комплексного освоения угольных и техногенных месторождений Подмосковного угольного бассейна является актуальной.
Научная значимость решения проблемы заключается в установлении новых и уточнении существующих закономерностей рационального
природопользования при формировании энергетически независимых промышленных кластеров. На этих территориях целесообразно использовать инновационные геотехнологии подземной газификации углей, получения электроэнергии, переработки зольного остатка газифицируемых углей и минерального сырья техногенных месторождений. Это позволит реализо-вывать идеологию экологической и промышленной безопасности территорий на новом техническом уровне, а также сформулировать научные принципы обеспечения сырьевого импортозамещения и технологической независимости предприятий центрального региона России на основе комплексного освоения угольных и техногенных месторождений Подмосковного угольного бассейна.
Конкретной задачей в рамках рассматриваемой проблемы является научное обоснование и разработка геотехнологий глубокой переработки углей, отходов топливно-энергетического комплекса, отходов подземной добычи угля и других промышленных предприятий на основе подземной газификации бурого угля Подмосковного бассейна, и физико-химической геотехнологии извлечения зольного остатка из выработанного пространства. Данная задача является базовым системно образующим блоком в решении рассматриваемой проблемы.
В целом, проблема комплексного освоения угольных и техногенных месторождений и производство товарной продукции из отходов производства является чрезвычайно популярной в различных научных школах стран Европы и США. Особый интерес вызывает возможность подземной газификации угля и глубокой переработки получаемого синтезгаза. Особый интерес представляет разработка энергосберегающих технологий. Однако исследования ведутся, не пересекаясь по узким направлениям. Это переработка отходов угледобычи и обогащения угля с получением различных материалов из вторичных минеральных ресурсов (КНР, США и Канада). Подземная газификация исследуется в США, КНР, ЮАР, Польше и Австралии. Судя по публикациям последних 10 лет, узкоспециализированные исследования ведутся по всем направлениям, входящим в рассматриваемую проблему [8 -11]. Однако в представленной комплексной постановке эта проблема за рубежом не рассматривается. Основными направлениями исследований в мировой науке по рассматриваемой проблеме являются изучение подземной газификации углей, переработка техногенных отходов, разработка энергосберегающих, эффективных технологий переработки минеральных ресурсов [9 -12].
На данном этапе уже необходимо переходить к изучению закономерностей направленного изменения свойств техногенных массивов и провести следующие исследования.
1. Обоснование физической модели и разработка математического описание подземного горения угля в фильтрационном канале.
2. Разработка математической модели тепломассообмена подземного сжигания угольного пласта в фильтрационном режиме и комплекса программных средств для имитационного моделирования технологий подземного сжигания угольного пласта.
3. Проведение вычислительных экспериментов и определение режимов устойчивого функционирования подземного теплогазогенератора.
4. Создание базы данных по рекуперативным теплообменникам, газотурбинным и газо-поршневым электростанциям и МГД-генераторам, которые технологически адаптированы к подземным тепло-газогенераторам.
5. Разработка эскизных проектов энерго-сырьевых предприятий, использующих систему «Подземный тепло-газогенератор - локальная электростанция».
В Тульском государственном университете разработаны новые технологии комплексного использования угольных месторождений Тульской области - способ подземной газификации тонких и средней мощности пластов бурого угля и способ комплексного освоения месторождений бурого угля (рис. 1, 2) [14 - 15].
Газотурбинная электростанция
Рис. 1. Способ подземной газификации бурого угля и получение электроэнергии
Технологическая схема реализации способа подземной газификации тонких и средней мощности пластов бурого угля (рис. 3) содержит вертикальные продуктивные скважины 1, с которыми соединены горизонтальные продуктивные скважины 2, которые расположены на границах от-
рабатываемого участка пласта на расстоянии 50...60 м друг от друга. Между горизонтальными продуктивными скважинами 2 по центру отрабатываемого участка пласта расположен ряд нагнетательных скважин 4 с шагом 15.20 м друг от друга.
ШрЙ
Рис. 2. Физико-химическая технология комплексного освоения
месторождения бурого угля
Между вертикальными скважинами 1 на одной оси 6, перпендикулярной линии простирания угольного пласта 7, расположена первая нагнетательная скважина 5. Скважины 1 связаны с дымососом 11. От дымососа 11 энергетический газ направляется потребителю.
Технологическая схема способа комплексного освоения месторождений бурого угля (рис. 4) содержит ряд дренажных скважин 1, ряд продуктивных скважин 2 газификации угля, ряд нагнетательных скважин 3 для воздуха, ряд нагнетательных скважин 4 для растворителя золошлако-вых остатков угля, ряд скважин 5 для откачки продуктивного раствора на поверхность, ряд скважин 6 для заполнения выработанного пространства блока закладочным материалом. Ряды скважин в блоке расположены друг от друга на расстоянии 20.25 м. В каждом ряду располагают 10.12 вертикальных скважин на расстоянии 15.20 м друг от друга. Ряд дренажных скважин 1 подключен к водоводу 7, который соединен с узлом водоподго-товки 8. Ряд продуктивных скважин 2 газификации угля подключают к га-
зопроводу 9, соединенному с дымососом 10, который подключен узлу очистки энергетического газа 11, установленному перед локальной газовой электростанцией 12. Ряд скважин 5 для откачки продуктивного раствора на поверхность подключен к трубопроводу 13, направленному к химико-технологическому узлу 14. Узел аккумулирования 15 диоксида углерода соединен с узлом очистки энергетического газа 11 и локальной газовой электростанцией 12. Узел водоподготовки 8, узел очистки энергетического газа 11, химико-технологический узел 14 связаны с входами узла неутили-зируемых отходов 16. Узел неутилизируемых отходов 16 и узел аккумулирования диоксида углерода 15 соединены с закладочным комплексом 17.
Рис. 3. Технологическая схема реализации способа подземной газификации тонких и средней мощности пластов бурого угля
Практическая апробация в натурных условиях осуществлялась на ш. Киреевская АО «Мосбассуголь». В качестве объекта газификации был использован предохранительный целик в околоствольном дворе. Предохранительный целик залегал на глубине 65 м в неустойчивых горных породах. Было осуществлено осушение горных выработок околоствольного двора. Целик был оконтурен горными выработками, которые выполняли функции горизонтальных продуктивных скважин 2. Вертикальные нагнетательные скважины 4 были пробурены по центру предохранительного целика, а функции вертикальных скважин 1 выполнял вентиляционный ствол
шахты. После розжига угля и подачи дутья в нагнетательные скважины газогенератор вышел на устойчивый режим работы в течение 8 суток.
Рис. 4. Способ комплексного освоения месторождений бурого угля
Низшая теплотворная способность полученного энергетического газа при работе газогенераторов на воздушном дутье 3360...4200 кДж/м . Подача парокислородного дутья повышала теплотворную способность энергетического газа на 45 ... 80 %.
Обработка результатов длительных наблюдений показала, что необходимо поддерживать температуру огневого забоя на уровне
о
550.700 С путем подачи окислителя в количестве 20000.50000 м/ч. При этом горизонтальные продуктивные скважины должны быть длиной 100.140 м и располагаться на границах отрабатываемого участка газифицируемого угольного пласта на расстоянии 50.60 м друг от друга. Ряд нагнетательных скважин целесообразно бурить по центру газифицируемого участка пласта с шагом 15.20 м.
В целом результаты наблюдений показали, что предлагаемые технологические параметры позволяют обеспечить устойчивое горение в огневом забое фильтрационного канала и повысить калорийность энергетического газа на 45.80 % при подземной газификации тонких и средней мощности пластов бурого угля, залегающих на глубинах 30.100 м от земной поверхности в неустойчивых горных породах. Проектные значения технических параметров газотурбинной электростанции на энергетическом
газе ПГУ представлены в табл. 1. Результаты расчетов затрат на бурение и обсадку технологических скважин показаны в табл. 2.
Таблица 1
Основные технические параметры газотурбинной электростанции на энергетическом газе ПГУ
Геологические и технологические Численное
показатели значение
Глубина залегания угольного пласта, м 40.50
Мощность угольного пласта, м 1,5.3
Теплота сгорания угля, кДж/кг 13400.14700
Зольность угля, % 25.35
Влажность угля, % 30.35
Диаметр скважины, мм 150.200
Теплота сгорания газа, кДж/м3 3400.4200
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 м газа, м 0,8.0,9
Энергетический КПД станции с учетом собственного потребления, % 80.86
Таблица 2
Расчет объемов и стоимости работ по бурению и обсадке технологических скважин
Назначение Коли- Общий Средняя Общая
скважины чество, объем стои- стоимость
шт. бурения, мость 1 бурения,
п.м. п.м., руб. руб.
Дутьевые, ё 300 мм, с обсадкой трубами на всю длину (наклонные по угольному пласту) 8 2 400 4500 10 800 000
Газоподающие, ё 300 мм, с обсадкой
трубами на глубину 70 м (наклонные по угольному пласту) 12 3 600 4 500 16 200 000
Наклонно-горизонтальная сбоечная, ё 300 мм, без обсадки 4 1 400 3 000 4 200 000
Розжиговая, без обсадки (вертикаль-
ная по породе) 4 1 200 3 000 3 600 000
Водоотливные, ё 300 мм, с обсадкой
трубами на всю длину (вертикальные по породе) 8 2 400 4 500 10 800 000
Разумеется, что для реализации всех предложений по комплексному освоению угольных и техногенных месторождений потребуются инвестиции. Бизнес-планы по целому ряду рассмотренных инвестиционных проектов свидетельствуют об инвестиционной привлекательности Тульской области.
Поэтому привлечение государственной финансовой поддержки и появление внебюджетных источников финансирования будет содействовать занятости населения, развитию промышленного производства, агропромышленного комплекса, малого и среднего предпринимательства. Правительство Тульской области уже рассматривает возможность финансирования научно-исследовательской работы по перспективам развития Подмосковного бассейна.
Сроки окупаемости по представленным проектам не превышают 6 лет. Следовательно, вкладывать деньги в комплексное освоение угольных и техногенных месторождений на территории Тульской области экономически выгодно.
Список литературы
1. Грязев М.В., Качурин Н.М., Захаров Е.И. Тульский государственный университет: 85 лет на службе отечеству // Горный журнал. 2016. №2. С. 25-29.
2. Перспективы восстановления и комплексного развития Подмосковного буроугольного бассейна / Н.М. Качурин, С.А. Воробьев, П.В. Васильев, С.М. Богданов // Горный журнал. 2016. №2. С. 30-35.
3. Качурин Н.М., Ефимов В.И., Воробьев С.А. Методика прогнозирования экологических последствий подземной добычи угля в России // Горный журнал. №9. 2014. С. 138-142.
4. Породные отвалы ликвидированных шахт Подмосковного бассейна как источник выбросов пыли в атмосферу / Н.М. Качурин, Н.Д. Лев-кин, С.А. Воробьев, Я.В. Чистяков // Экология и промышленность России. 2016. №5. С. 44-48.
5. Evaluating of closed mines mining lease territories environmental safety by gas factor / N.M. Kachurin, V.I. Efimov, S.A. Vorobev, D.N. Shku-ratckiy // Eurasian Mining. 2014. №2. P. 41-44.
6. Scientific and practical results of monitoring of anthropogenic influence on mining-industrial territories environment / N.M. Kachurin, V.I. Efimov, S.A. Vorobev, T.V. Korchagina // Eurasian Mining. 2014. №2. P. 44-48.
7. Аэродинамика породных отвалов и пылегазовые выбросы в атмосферу / Н.М. Качурин, Н.Д. Левкин, В.И. Ефимов, В.Л. Рыбак // Уголь. 2016. № 2. С. 96-99.
8. Martin Grabner, Bernd Meyer. Performance and exergy analysis of the current developments in coal gasification technology //Fuel. 2014. No 116. P. 910-920.
9. Combined gasification of lignite coal: Thermodynamic and application study / Ganesh R. Kale, Bhaskar D. Kulkarni, Ranjit N. Chavan // Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers. 2014. No 45. P. 163-173.
10. V. Prabu, S. Jayanti. Underground coal-air gasification based solid oxide fuel cell system // Applied Energy. 2012. No 94. P. 406-414.
11. Semi-technical underground coal gasification (UCG) using the shaft method in Experimental Mine "Barbara" / M. Wiatowski, K. Stanczyk, J. Sw i-adrowski, K. Kapusta, K. Cybulski, E. Krause, J. Grabowski, J. Rogut, N. How-aniec, A. Smolinski // Fuel. 2012. No 99. P. 170-179.
12. Krzysztof Kapusta, Krzysztof Stanczyk. Pollution of water during underground coal gasification of hard coal and lignite // Fuel. 2011. No 90. P. 1927-1934.
13. Качурин Н.М., Калаева С.З., Воробьев С.А. Получение магнитных жидкостей из отходов // Обогащение руд. 2015. №2. С.47-52.
14. Способ подземной газификации тонких и средней мощности пластов бурого угля: пат. №2522785 РФ; опубл. 20.07.2014. Бюл. №20.
15. Способ комплексного освоения месторождения бурого угля: пат. №2526953 РФ; опубл. 27.08.2014. Бюл. №24.
Каплунов Давид Родионович, д-р техн. наук, проф., член-корр. РАН, ecology_tsu_ tula@, mail.ru, Россия, Москва, Институт проблем комплексного освоения недр РАН,
Качурин Николай Михайлович, д-р техн. наук, проф., зав. кафедрой, ecology_tsu_tula@mail.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет,
Фридлендер Григорий Владимирович, асп., ecology_tsu_tula@mail.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет,
Ганин Михаил Павлович, инженер, ecology_tsu_tula@mail.ru, Россия, Тула, ПАО «Тулачермет».
COMPLEX DEVELOPING COAL AND TECHNOGENIC DEPOSITS OF MOSCOW COAL BASIN
D.R. Kaplunov, N.M. Kachurin, G. V. Fridlender, M.P. Ganin
Conceptual principals of high-technological and power efficient producing nano-materials and rare-earth metals for providing row materials import substitution and technological independence on enterprises in central Region of Russia are formulated. It's shown that the problem can be solved on basis innovation technologies of integrated developing coal and anthropogenic deposits of Moscow Coal Basin. The solution of the problem consists of complex approach to studying and creating geotechnologies of deep processing coals and industrial wastes with using brown coal underground gasification.
Key words: integrated developing coal deposits, coal, anthropogenic deposit, underground coal gasification, power-efficient, nano-materials, rare-earth metal, Moscow Coal Basin, Tula Region.
Kaplunov David Rodionovich, Doctor of Technical Sciences, Full Professor, Corresponding Member of RAS, ecology tsu tulaa, mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Problems Integrated Developing Subsoil of the Subsurface of the RAS,
Kachurin Nikolai Michailovich, Doctor of Technical Science, Full Professor, Chief of a Chair, ecology_tsu_tula@mail.ru, Russia, Tula, Tula State University,
Fridlender Grigoryi Vladimirovich, postgraduate, ecology_tsu_tula@mail.ru, Russia, Tula, Tula State University,
Ganin Mihail Pavlovich, postgraduate, ecology_tsu_tula@mail.ru, Russia, Tula, Tula State University.
Reference
1. Gryazev M. V., Kachurin N. M., Zakharov E. I. Tula State University: 85 years in the service of the Fatherland // Mining journal. 2016. No. 2. P. 25-29.
2. Prospects of restoration and complex development of the Suburban brown-coal basin / N. M. Kachurin, S. A. Vorobiev, P. V. Vasiliev, S. M. Bogdanov // Gorny Zhurnal. 2016. No. 2. P. 30-35.
3. Kachurin N. M., Efimov V. I., Vorobiev S. A. Methods of forecasting ecological consequences of underground coal mining in Russia. Gorny Zhurnal. No. 9. 2014. P. 138-142.
4. Rock dumps of liquidated mines Near Moscow basin as a source of dust emissions into the atmosphere / N. M. Kachurin, N. D. Levkin, S. A. Vorobiev, Ya. V. Chistyakov // Ecology and industry of Russia. 2016. No. 5. P. 44-48.
5. Evaluating of closed mines mining lease territories environmental safety by gas factor / N. M. Kachurin, V. I. Efimov, S. A. Vorobev, D. N. Shku-ratckiy // Eurasian Mining. 2014. No. 2. P. 41-44.
6. Scientific and practical results of monitoring of anthropogenic influence on mining-industrial territories environment / N. M. Kachurin, V. I. Efimov, S. A. Vorobev, T. V. Korchagina // Eurasian Mining. 2014. No. 2. P. 44-48.
7. Aerodynamics of rock dumps and dust-gas emissions into the atmosphere / N. M. Kachurin, N. D. Levkin, V. I. Efimov, V. L. Rybak // Coal. 2016. No. 2. P. 96-99.
8. Martin Grabner, Bernd Meyer. Performance and exergy analysis of the current developments in coal gasification technology //Fuel. 2014. No. 116. P. 910-920.
9. Combined gasification of lignite coal: Thermodynamic and applica-tion study / Ganesh R. Kale, Bhaskar D. Kulkarni, Ranjit N. Chavan // Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers. 2014. No. 45. P. 163-173.
10. V. Prabu, S. Jayanti. Underground coal-air gasification based solid oxide fuel cell system // Applied Energy. 2012. No. 94. P. 406-414.
11. Semi-technical underground coal gasification (UCG) using the shaft method in Experimental Mine " Barbara' / M. Wiatowski, K. Stanczyk, J. Swiadrowski, K. Kapusta, K. Cybulski, E. Krause, J. Grabowski, J. Rogut, N. Howaniec, A. Smolinski // Fuel. 2012. No. 99. P. 170-179.
12. Krzysztof Kapusta, Krzysztof Stanczyk. Pollution of water during underground coal gasification of hard coal and lignite // Fuel. 2011. No. 90. P. 1927-1934.
13. Kachurin N. M. Kalaev, S. Z., Vorobiev, S. A. production of magnetic liquids from the wastes, obog. 2015. No. 2. P. 47-52.
14. Method of underground gasification of thin and medium capacity brown coal seams: Pat. No. 2522785 of the Russian Federation; publ. 20.07.2014. Bull. No. 20.
15. Method of complex development of brown coal Deposit: Pat. No. 2526953 of the Russian Federation; publ. 27.08.2014. Bull. No. 24.
УДК 622.831
СОСТОЯНИЕ ДЕМОНТАЖНЫХ РАБОТ НА ШАХТАХ АО «СУЭК-КУЗБАСС»
И. А. Ермакова, В. А. Федусов
Шахты АО «СУЭК-Кузбасс» применяют систему разработки длинными столбами, которая характеризуется высокой производительностью. Недостаточная эффективность этой системы разработки объясняется необходимостью монтажных и демонтажных работ. Выполнение демонтажа оборудования часто связано с трудностями, приводящими к непредвиденному увеличению времени этого процесса, что соответственно, влечет за собой уменьшение экономической эффективности работы шахты. Установлено, что в период с 2011 по 2018 г. наблюдалось превышение нормативного времени демонтажных работ более чем на 900 дней. Статистический анализ не выявил зависимости между временем демонтажных работ и длиной лавы в рассматриваемом диапазоне от 230 до 300 м.
Ключевые слова: система разработки длинными столбами, демонтаж механизированного комплекса, демонтажная камера.
Шахты АО «СУЭК-Кузбасс» при отработке угольных пластов используют систему разработки длинными столбами, которая является наиболее производительной. При этом применяется современное оборудование, длина столба может достигать 2500 м, длина лавы - 400 м, а месячная производительность забоя - до 500 тысяч тонн.
Однако при оценке производительности лавы и шахты в целом следует учитывать, что очистной работе механизированных комплексов предшествует монтаж оборудования, а по окончании отработки столба механизированный комплекс следует демонтировать для отработки последующего столба. Как показывает практика, выполнение демонтажа оборудования часто связано с трудностями, приводящими к непредвиденному увеличению времени этого процесса, что соответственно, влечет за собой уменьшение экономической эффективности работы шахты. Причина трудностей демонтажа оборудования заключается в ликвидации негативных проявлений горного давления. При проведении демонтажной камеры может произойти непредвиденное обрушение груди забоя и кровли, образование куполов, что требует усиления крепления кровли и груди забоя. Пу-
