CC BY
64
© Б.И. Кондырев, А.В. Белов, А.Н. Иванов, 2005
УДК 622
Б.И. Кондырев, А.В. Белов, А.Н. Иванов
НОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ В ТЕХНОЛОГИИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ КАК ФАКТОР АКТУАЛИЗАЦИИ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ НА УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА
~П настоящее время в связи со значительной выработкой ос-
АДновных месторождений и истощением разведанных запасов нефти и газа, начинается период снижения добычи этих видов энергоресурсов и, как следствие, возрастание твердого топлива в топливно-энергетическом балансе страны. При этом необходимо отметить мировую тенденцию в росте для нужд ТЭК доли топливно-энергетических ресурсов органического происхождения. К 2015 г. доля топливно-энергетических ресурсов органического происхождения составит 96%, доля АЭС, ГЭС и др. возобновляемых источников не превысит 4%. Уголь в большинстве индустриально развитых странах мира продолжает оставаться одним из основных и наиболее надежных энергоресурсов. В течение ближайших столетий он будет удовлетворять мировые потребности в энергии и являться дополнительным источником получения ценных химических продуктов.
Переход к рыночной экономике показал отставание угольной отрасли как по технико-технологическому уровню, так и в области экономического и организационного управления. Интенсивная эксплуатация недр ставит проблему развития направления комплексного их освоения и разработку ресурсосберегающих технологий, позволяющих экономить минеральные ресурсы при одновременном снижении трудовых, энергетических и экономических затрат.
Этим требованиям удовлетворяет скважинная технология подземной газификации угля (ПГУ), которая исключает тяжелый
труд горняков под землей и практически не имеет ограничений для создания экологически чистого предприятия.
Советскому Союзу с 30-х годов принадлежал приоритет и ведущая роль в разработке технологии подземной газификации угля. В СССР были построены и в течение многих лет успешно работали промышленные станции ПГУ, подтверждая устойчивость процесса подземной газификации и его эффективность.
В настоящий момент исследования по ПГУ ведутся во многих странах мира. Работая в опытно-промышленном режиме станции «Подземгаз» достигли проектной мощности и себестоимости газа. Себестоимость газа на Ангренской станции в пересчете на уголь в 2 раза дешевле, чем на Ангренском разрезе. Уже более 40 лет станция работает стабильно, снабжая газом потребителей.
Южгипрогазом СССР в 60-80 гг. были выполнены техникоэкономические обоснования строительства ряда станций ПГУ в европейской части бывшего Союза. Мощность проектируемых станций измерялась от 1,4 до 5,92 млрд м 3 газа в год, теплота сгорания от 3,56 до 5,44 МДж/м3, производительность труда по выработке газа составила от 33,9 до 74,9 тонн условного топлива (т у. т.) на рабочего в месяц. Следует отметить, что это был период бурного развития нефтегазовой промышленности Союза и наличия дешевых энергоносителей, где затраты на 1 т у. т. были значительно ниже, чем на запроектированных станциях ПГУ. Это явилось основной причиной, что все основные проекты из запроектированных предприятий ПГУ реализованы не были.
В настоящий момент ситуация изменилась, стоимость высококачественного газа ПГУ с высокой теплотой сгорания значительно снизилась по сравнению с предыдущими годами, и с каждым годом за счет новых технологий теплота сгорания газа ПГУ возрастает, при этом стало возможным обходиться без дорогостоящего кислородного дутья, оказывавшего большое влияние на себестоимость конечной продукции.
За рубежом опытные и исследовательские работы по подземной газификации угля проводились в: США, Бельгии, Германии, Испании, Великобритании, Франции, КНР, КНДР, Австралии. Особенно возрос объем исследований после энергетического кризиса 1974 года, когда в скважинной технологии ПГУ специалисты
увидели реальную возможность получения продуктов - заменителей нефти и газа.
Разработанная в ходе исследований технология позволяет решать следующие задачи: производить энергетический и синтез-газы, получать жидкое топливо (метанол, диметиловый эфир) и химические продукты.
Значительные работы по ПГУ проводятся в КНР. В стране работает 6 станций «Подземгаз». В настоящее время вводится в действие еще 4 крупные станции. В целом в КНР наметилась тенденция ввода в эксплуатацию 1-2 станций подземной газификации каждый год. Отличительной особенностью технологии ПГУ в КНР является то, что при строительстве станций применяется комбинированный способ подготовки подземного газогенератора - шахтная подготовка и бурение технологических скважин. В КНР получен газ ПГУ на паро-воздушном дутье с теплотой сгорания 12,0-14,0 МДж/м3 (2900-3300 ккал/м3). Правительство КНР вкладывает большие финансовые ресурсы в исследование технологии ПГУ и развитие лабораторной базы.
Современные станции ПГУ значительно отличаются от предприятий, которые работали в 30-е, 50-е, 80-е годы. Это современные автоматизированные энергетические комплексы с надежным, эффективным оборудованием, которые оказывают значительно меньшее влияние на окружающую среду в сравнении с традиционными технологиями разработки угольных месторождений. Объем вредных выбросов в атмосферу от сжигания газа ПГУ на порядок меньше, чем при сжигании угля потребителями, минимизированы площади земной поверхности, отсутствуют терриконы и золоотва-лы.
Несмотря на отсутствие в нашей стране действующих промышленных станций ПГУ, приоритет в разработке наукоемких технологий добычи угля на основе этого способа остается за Россией.
Один из ведущих российских центров по изучению проблем ПГУ работает на базе Дальневосточного государственного технического университета (г. Владивосток), при котором в настоящее время создан Дальневосточный центр глубокой переработки угля. За более чем 15-летний период работы сформирован научный коллектив по проблемам применения скважинных технологий добычи полезных ископаемых, проведена работа по обоснованию приме-
нения технологии ПГУ для добычи угля на месторождениях Дальнего Востока, успешно ведется подготовка кадров высшей научной квалификации. Научный коллектив Центра имеет прочные международные связи. Налажено сотрудничество с крупнейшими мировыми центрами по изучению проблем ПГУ. В настоящий момент осуществляются международные образовательные программы и программы зарубежных научных стажировок.
Продолжительный опыт эксплуатаций станций «Подземгаз» выявил факторы сдерживающие широкое применение ПГУ, а именно: низкие химический и энергетический КПД процесса; сложность управления процессом газификации; низкая теплотворная способность получаемого газа; не решен вопрос комплексной утилизации физического тепла газа; высокая энергоемкость технологии; транспортировка газа на расстояние не более 20-30 км; определенные риски, связанные с загрязнением окружающей среды. Отмеченные недостатки определили направление дальнейших научно-исследовательских работ, которые ведутся в ДВГТУ. Взято направление на дальнейшее совершенствование ПГУ на новой технологической основе с использованием последних достижений горной науки, энергетической и химической индустрии, с целью создания экологически чистого, экономически эффективного предприятия для производства электроэнергии, получения тепла и ценных химических продуктов. Данное предприятие можно квалифицировать как горноэнергохимическое, где технологическая схема включает подземную разработку угольных пластов способом ПГУ, обработку газа на поверхности, получение электроэнергии на газо-и паротурбинных установках, синтез различных химических продуктов.
В ДВГТУ разработана технологическая схема экологически чистого предприятия по производству газообразного энергоносителя на основе подземной газификации углей для использования в качестве топлива и технологического сырья, включающая:
- комплексную схему утилизации тепла вмещающих пород подземного газогенератора и физического тепла газа на основе энерготехнологических процессов с получением технологического пара, электроэнергии и тепла для собственных нужд;
- модифицированную технологическую схему получения электроэнергии для собственных нужд на газотурбинных установках с
высоким КПД, а также способ компенсации неравномерного получения и потребления газа и электроэнергии;
- способ подготовки подземных газогенераторов бурением вертикально-горизонтальных скважин с применением передвижных компрессоров;
- способ подготовки подземных газогенераторов посредством технологии скважинной гидродобычи угля;
- воздушное паро-кислородное-диоксид углеродное дутье с упрощенной схемой технологических трубопроводов;
- высокоэффективные схемы очистки газов от диоксида углерода, а также оксидов серы, в том числе и непосредственно в подземном газогенераторе;
- использование диоксида углерода в процессе газификации;
- схему утилизации смолы и конденсата выделяющихся при очистке газа и технологии газификации, обеспечивающую значительную интенсификацию процесса, а также охрану недр и окружающей среды;
- экономию материальных и людских ресурсов посредством применения неметаллических труб, беструбного крепления скважин в устойчивых породах, извлечения металлических труб при погашении газогенераторов.
В ДВГТУ разработана комплексная методика создания станций ПГУ с учетом природных, горно-геологических, горнотехнических и экологических факторов угольного месторождения, позволяющая конструировать эффективные технологические схемы подземной газификации. Разработана концепция ресурсосберегающего экологически чистого предприятия по производству газообразного энергоносителя на основе подземной газификации угля. Создана и научно обоснована методика эколого-экономической оценки технологии ПГУ, направленная на оптимизацию экономических показателей процесса подземной газификации. Проведены работы по научному обоснованию применения кислород-диоксид-углеродного дутья, исследованы и разработаны способы повышения теплоты сгорания газа ПГУ, предложена схема подземного газогенератора для мощных угольных пластов с опережающей термической подготовкой канала, направленной на активизацию процесса выделения летучих веществ в увеличенной зоне пиролиза. Разработаны технологические схемы ПГУ с утилизацией тепла в газоотводящей скважине с получением перегретого пара электри-
ческой энергии. Создана конструктивная схема газоотводящей скважины-парогенератора подземного газогенератора, позволяющая получать технологический пар и электроэнергию на головке газоотводящей скважины, охлаждая при этом газ ПГУ до заданной температуры. Ведутся работы по созданию мощных (200 МВт и более) энергетических комплексов на основе способа ПГУ с применением различных типов дутья при высоком давлении, что обеспечивает высокую теплоту сгорания газа. Изучается возможность использования принципов комбинированного энергетического цикла (ЮСС) в технологии ПГУ. Это обеспечит возможность повышения КПД процесса, значительно снизить вредное воздействие на окружающую среду, уменьшить выбросы окислов серы более, чем на 90 %, азота - на 40 %, практически исключается выброс твердых частиц.
В 1989 г. на конкурсе ГКНТ СССР по разработке принципов создания экологически чистого предприятия по производству новых видов энергоносителей на базе подземной газификации угля, концепция сотрудников Дальневосточного технического университета была признана победителем. На основе разработанной принципиальной технологической схемы выполнено техникоэкономическое обоснование строительства станции на ряде месторождений Дальнего Востока с высокими технико-экономическим показателями запроектированных предприятий.
Новым направлением в технологии ПГУ является утилизация твердых бытовых и производственных отходов (ТБО и ТПО). Творческой группой ученых и инженеров ДВГТУ разработаны и запатентованы принципиальные основы модифицированной технологии ПГУ, которая позволяет совместно с подземной газификацией угля перерабатывать твердые бытовые и производственные отходы в горючий газ для получения электроэнергии и тепла. Технология ПГУ, наличие подземного газогенератора с огневым забоем на значительной глубине открыли большую возможность утилизации твердых бытовых и производственных отходов. Утилизация ТБО и ТПО, которые образуются в городах и крупных населенных пунктах, является острой проблемой охраны окружающей среды и рационального использования сырьевых ресурсов.
Твердые промышленные и городские отходы (пластмассы, древесина, бумага, резина, кожа, шламы и т. д.) имеют достаточно высокую теплоту сгорания и могут участвовать в процессе газифи-
кации угля, улучшая состав и теплоту сгорания получаемого газа. Существует три основных процесса получения энергии при обработке городских и промышленных отходов: непосредственное сжигание, пиролиз и биологическая переработка.
С точки зрения газификации наибольший интерес представляет пиролиз твердых отходов. Под действием высокой температуры без доступа воздуха органические вещества разлагаются с выделением газов, твердых и жидких продуктов. Измельченные отходы без разделения на органические и неорганические фракции подвергаются разложению в подземном реакторе на глубине 200-600 м. при температуре свыше 800° С. Образующийся газ содержит (в %): водород - 19, метан - 17, оксид углерода - 25, углеводородов - 9, и инертных газов - 30. Удельная теплота сгорания газа достигает 18 мДж/м3. При этом перегоревшие остатки переработки отходов навсегда утилизируются под землей на большой глубине, при этом являясь безвредными для окружающей среды.
Установки по утилизации отходов в подземном газогенераторе разработаны для шахтерских городов Партизанска и Артема, что позволяет улучшить экологическую обстановку и создать новые рабочие места на новых производствах. Артемовская термогазодинамическая установка имеет следующие характеристики: объем вырабатываемого газа 200 млн. м3 в год, количество перерабатываемых отходов - 90 тыс. м3, при этом окупаемость инвестиций составляет 4 года. Энерготехнологический комплекс включает в себя локальную газотурбинную энергоустановку мощностью 550 МВт, со значительно меньшими капитальными затратами и сроком строительства, чем типовые ТЭЦ. Технология ПГУ с использованием ТБО приобретает ресурсовоспроизводящий характер, так как позволяет вовлечь в производство неистощимый источник все возрастающих объемов отходов, в больших объемах скапливающихся практически на всех урбанизированных территориях. Также необходимо отметить социально-экономический аспект технологического решения: ТБО превращается из источника загрязнения окружающей среды в полезный товарный продукт для производства газа для энергетических целей.
В Дальневосточном центре глубокой переработки угля ДВГТУ разработана технологическая схема станции ПГУ в модульноблочном исполнении, в том числе и для экстремальных условий Крайнего Севера. Технологией предусмотрен замкнутый безотход-
ный цикл производства электроэнергии, тепла, жидкого топлива, что создает комфортные условия труда и проживания на отдаленных территориях. При этом возможна отработка целиков угля и некондиционных по мощности и зольности пластов. Разработано блочное исполнение и модульная компоновка технологических, хозяйственных, административных и бытовых звеньев предприятия. Обоснованы типоразмеры и мощности модульных блочных электростанций и их основные технико-экономические показатели. Определены принципиальные технологические схемы использования газовых двигателей и газотурбинных установок. Принципиальная схема разработанной в ДВГТУ модульно-блочной установки ПГУ была рассмотрена и одобрена на уровне правительства с рекомендацией использования ее в северных районах ДВ региона, в населенных пунктах вблизи угольных месторождений.
В ДВГТУ совместно с ОАО «Приморскуголь» накоплен значительный научный, проектный и производственный потенциал по скважинной выемке угольных пластов на основе физического разрушения угля и технологии ПГУ. Разработана и запатентована технологическая схема подготовки подземных газогенераторов способом скважинной гидродобычи. При этом подготовка каналов подземного газогенератора ведется посредством скважинных гидромониторов, формирующих соединенные между собой камеры в пласте угля, позволяющие обеспечить большую начальную площадь контакта огневого забоя с углем и осуществлять выемку и реализацию товарного угля до момента ввода газогенераторов в эксплуатацию, частично компенсируя при этом капитальные затраты на строительство станции ПГУ. Технология позволяет эффективно отрабатывать остающиеся запасы погашаемых и низкорентабельных шахт, а также глубокозалегающие угольные пласты на открытых горных работах, что дает возможность быстро нарастить объемы производства энергоносителей на угольных месторождениях Приморья, в том числе отрабатываемых разрезами различной мощности.
В настоящее время ведутся работы по научному обоснованию применения технологии ПГУ на отрабатываемых угольных разрезах, выходящих на предельно допустимую глубину отработки и находящихся вблизи электростанций - проектных потребителей продукции. Это направление представляется перспективным, особенно в связи со снижением проектной мощности ряда угольных разрезов на территории Дальнего Востока и России в целом, свя-
занным с завершением освоения основных запасов и падением рентабельности их отработки с глубиной.
Проведенные в ДВГТУ научные исследования показали, что ПГУ может эффективно применяться на 22-х угольных месторождениях Приморья, Хабаровского края, Сахалина и Магаданской области, где суммарные объемы производства заменителя природного газа на основе газа ПГУ могут достигать 60 млрд м3, что эквивалентно около 11 млн. т у. т. (рисунок). Для сравнения можно отметить, что объем газа, добытого с Сахалинского шельфа в 2004 г.,
Л 3 .
составил 2 млрд м .
Реализация проектов по освоению угольных месторождений дальнего Востока способом ПГУ позволит ликвидировать дефицит топлива в регионе и обеспечить возможность экспорта химических продуктов и энергоносителей без угрозы для экономической безопасности государства.
Около городов Хабаровска, Владивостока, Уссурийска, Магадана, Комсомольска-на-Амуре выявлены угольные месторождения, уголь которых можно эффективно перерабатывать непосредственно в газ под землей. В ДВГТУ рассмотрены вопросы техникоэкономического обоснования строительства станций «Подземгаза» в ДВФО. Выполнены ТЭО Вахрушевской (Сахалинская обл.), Хабаровской (Хабаровский край), Артемовской, Чернышевской и Бонивуров-ской (Приморский край) станций «Подземгаз», разработаны инвестиционные обоснования по строительству станций ПГУ на участках Долина и Заозерный 1-2 Артемовского буроугольного месторождения.
Как показывают расчеты, строительство Шкотовской станции «Подземгаз» около Артемовской ГРЭС позволит полностью обеспечить электростанцию газом ПГУ. Большой интерес для технологии ПГУ представляет Хабаровское буроугольное месторождение, расположенное в черте города Хабаровска, оно примыкает к восточной окраине с балансовыми запасами по категории С1 - 102186 тыс. т и С2 - 190171 тыс. т, всего 292257 тыс. т. Учитывая, что за прошедший сорокалетний
^ о а §о Н сь
■§ ^ Обзорная карта
8 о
3 ^ энергетических
п п
* I предприятии,
о х планируемых к
(Я '■О
^ £ строительству
Ён О —
я о станции ПГУ и
Я
о
8 “ месторождении
Н Я
о Е
и * УГЛЯ
о -а Дальневосточного
>§ экономического
р о
* ^ района
§ ^
О ^
н
« р
1; 3 ----------------------------
'-0-‘ рг- Условные обозначения
<П) м
<?* т; йаамам омиш шаДим
О Ьуро'о угя« К«м«ииого угла
К я со Й д 5
0 £3 ■ ХамСнНыи ■ Бурый
Р ^ Энцгетичеь&ис предприятия
ТЗ п © ТЭЦ А - Станция ЛГУ
Типи угла
& § © ,к г
Й >« О ГРХ ■гэс Энергии • страны АТР
Е Я
ваться посредством способа ПГУ, используя одни и те же скважины для групповой выемки пластов и закладку при выгазовывании нижележащих мощных угольных залежей, включение в эксплуатацию месторождения является экономически и технически оправданным.
Выполнено технико-экономическое сравнение основных показателей Хабаровской станции «Подземгаз» и Ерковецкого разреза в Амурской области и выявлено, что при значительно меньшей мощности производительность труда на станции сопоставима с производительностью на угольном разрезе, значительно ниже себестоимость и меньше капитальные затраты на 1 т. у. т. Проведенные исследования и сравнения позволяют говорить о полной конкурентоспособности предприятий ПГУ и действующих разрезов и шахт.
В настоящее время ведутся работы по получению из угля жидкого топлива (метанола). Разработано горно-энергохи-мическое предприятие на примере горно-геологических условий Чернышевского буроугольного месторождения.
Разработанные и предлагаемые способы глубокой переработки и обогащения углей могут широко применяться на многих угольных месторождениях ДВФО и России и закрывать дефицит в твердом, газообразном и жидком топливе.
В настоящий момент учеными ДВГТУ выделены топливноэнергетические узлы региона, где особо остро стоит вопрос развития промышленности и энергетических мощностей и где активно может быть использована технология ПГУ. К таким узлам относятся: в Приморском крае - Лучегорский (Бикинское буроугольное месторождение); Уссурийский (Бонивуровское, Раковское); Хабаровский край - г. Хабаровск (Хабаровское); г. Комсомольск (Лиан-ское); Сахалинская область - пос. Лермонтово (Вахрушевское); Магаданская область - г. Магадан (Ланковское); Амурская область -г. Свободный (Свободненское). В скобках показаны угольные месторождения, которые находятся около энергетических мощностей, но по объективным причинам не разрабатываются или не обеспечивают потребности электростанций (ТЭЦ) в твердом топливе. Только на Хабаровском буроугольном месторождении, примыкающем к восточному флангу города, теоретически можно получить 650 млрд.м3 газа, что сопоставимо с запасами газа на Сахалинском шельфе. Выполнение посредством экспертных оценок расчета себестоимости получения газа ПГУ на Хабаровском месторождении
и природного с Сахалинского шельфа показало, что себестоимость газа ПГУ может быть ниже природного в 1,5-2,0 раза.
По оценкам экспертов, в период 2008-2015 гг. газовая промышленность выходит из зоны эффективного извлечения запасов и уголь может стать основным источником первичных энергоресурсов для энергоснабжения страны. Это обуславливает актуальность проведения научных исследований и строительства опытнопромышленных горно-энергохимических предприятий на основе способа ПГУ. В новых экономических условиях, реализуя программу по скважинной добыче и глубокой переработке угля, ДВ регион сможет выступать не как сырьевой придаток развитых стран, а как партнер, строящий на основе новейших технологий современные экологически чистые высокорентабельные предприятия по глубокой переработке минерально-сырьевых ресурсов.
— Коротко об авторах ---------------------------------------------
Кондырев Б.И. - доктор технических наук, профессор, директор Центра глубокой переработки угля,
Белов А.В. - помощник проректора, советник РАЕН,
Иванов Антон - аспирант,
Дальневосточный государственный технический университет, г. Владивосток.
