CC BY
40
-------------------------------------- © Ю.Ф. Васючков, М.Ю. Васючков,
2006
УДК 622.241:622.411.33
Ю. Ф. Васючков, М.Ю. Васючков
СКВАЖИННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ МЕТАНОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Семинар № 18
Значение генераторного газа
Сырой генераторный газ может служить весьма ценным как энергетическим, так и химическим сырьем. В частности, конверсионный процесс получения смеси горючих генераторных газов является основой существенного повышения калорийности газового топлива при включении процесса подземной газификации или подземного сжигания угля в общий технологический цикл производства электро - и/или тепло энергии.
В соответствии с решением Международной конференции по проблемам глобального изменения климата в г. Рио-де-Жанейро и г. Киото (1997 г.) поставлена задача уменьшения выбросов в атмосферу Земли CO2, CH4 и N2O с целью снижения парникового эффекта. Предусмотрено, что концентрация CO2 в атмосфере в 2100 г. не должна превышать 1080 мг/м3. Поэтому задача удаления ТО2 из газа ПГУ имеет двоякое значение - увеличение теплоты сгорания газа и снижение парникового эффекта.
В промышленности применяют абсорбционный, адсорбционный методы и метод компримирования и охлаждения. Абсорбционный метод, предложенный проф. Крейниным Е.В., бывает двух видов - содовый и моноэтаноламиновый. Учитывая, что методы моноэтанолами-новый, адсорбционный и компримиро-
вания достаточно сложны и сравнительно дороги, рассмотрим абсорбционный метод с использованием поташа (соды). Метод состоит из следующих операций: охлаждения отходящих газов; очистка их от твердых частиц и сажи; промывка отходящих газов в слабокислой среде; накопление поглотительного раствора; пропускание поглотительного раствора через десорбер и удаления углекислого газа (в случае его утилизации) или захоронение углекислого раствора в выработанных пространствах интегрированного участка ПГУ.
Химический механизм метода очистки генераторного газа
Химический механизм метода описывается уравнениями:
К2СО3 + Н2О + СО2 2КНСОз
№2СОз + Н2О + СО2 2№НСОз
Таким образом, углекислый газ при этом методе поглощается водным раствором поташа или соды. Эти реакции протекают при умеренной температуре, чем выгодно отличаются от других методов. Поташно-абсорбци-онный способ прогрессивен еще и тем, что водные растворы бикарбонатов калия и натрия можно вновь разложить при нагревании с удалением из них углекислого газа и при необходимости его утилизировать.
Принципиальная технологическая схема поташно-абсорбционного метода
Рис. 1. Схема абсорбционной очистки генераторного газа
представлена на рис. 1. Генераторные отходящие газы 1 выходят из подземного газогенератора при температуре около 400 град. С и поступают в котел-утилизатор I, где охлаждаются до 160 град. С, нагревая при этом теплоноситель III.
Затем они поступают в подогреватель очищенных газов 2, где подогревают очищенный от диоксида углерода газы II до температуры примерно 100 град. С. При этом генераторные газы охлаждаются до 80 град. С. После этого, отходящие газы I направляются в пылеочистительный фильтр 3, где происходит их очистка от сажи, пыли и окалины.
Очищенные от С02 газы II, из подогревателя 2 направляются в перекачное устройство для подачи потребителю. Отходящие газы I, после охлаждения в подогревателе 3 примерно до 80 град. С, поступают на прием вентилятора В1 и направляются в холодильник 4, где охлаждаются воздухом IV, нагнетаемым в холодильный блок вентилятором В2. Охлажденные в холодильнике 4 отходящие газы направляются на очистку от С02, а воздух IV, подогретый в том же холодильнике 4 может быть использован в газотурбинной установке для выработки электроэнергии. Для увеличения теплоемкости воздуха IV можно его насыщать каплеобразной водой перед подачей в холодильник. Охлажденный в холодильнике 4 генераторный газ I поступает в адсорбер диоксида углерода 5, в котором сверху вниз движется поглотительный водный раствор поташа или соды X. Этот раствор предварительно охлаждается водой IV в холодильнике 6.
Абсорбер 5 оснащен насадкой, на поверхности которой происходит массоб-мен между отходящими газами I и поглотительным раствором X. Здесь диок-
сид углерода поглощается из газа I в раствор X, что обеспечивает очистку генераторного газа от С02. Очищенный от С02 генераторный газ направляется потребителю через перекачное устройство (транспортный нагнетатель).
Поглотительный раствор, обогащенный С02, по мере стекания по насадке абсорбера 5, накапливается в низу этого абсорбера. Далее, насыщенный раствор накачивается насосом Н1 на захоронение. По другому, более перспективному сценарию, насыщенный С02 раствор насосом Н1 подается в подогреватель 7, где подогревается регенерированным поглотительным раствором X и пропускается через десорбер 9. Последний снабжается кипятильником 8, обогреваемым теплоносителем III.
Опускаясь по десорберу 9, подогретый насыщенный раствор XI выделяет газообразный диоксид углерода VII и, таким образом, генерируется (восстанавливается) до чистого поглотительного водного раствора поташа или соды X, который подают в абсорбер 5. Тем самым, завершается обогатительный, замкнутый цикл. Однако, при этом часть воды из раствора ХІ теряется. Для восполнения потерь воды и поддержания поглотительной способности раствора, в низ десорбера 9 подают свежий поглотительный раствор IX из емкости 11 насосом Н3.
Диоксид углерода VII откачивают из десорбера 9 нагнетателем В4, пропускают через холодильник 13 и осушитель 10. Холодильник 13 охлаждают водой VI, а в осушителе 10 отделяют от С02 каплеобразную влагу VIII. Чистый диоксид углерода VII поступает из осушителя 10 на склад или на утилизацию, а влага VIII стекает в промканализацию.
Абсорбционный метод позволяет получить очищенный на 96-98 % от диоксида углерода генераторный газ,
244
Рис. 2. Технологическая схема экологически чистого углеэлектрического комплекса для разработки угольного месторождения: 1 - питательный компрессор среднего давления на расход 70 тыс. м/ч; 2 - электрогенераторная установка комбинированного цикла на мощность 60-70 МВт; 3 -повышающий трансформатор; 4 - ЛЭП; 5 - градирня; 6 - абсорбционная обогатительная установка на расход газа до 90 тыс. м/ч; 7 - циклонный пылеуловитель типа ПБЦ2-28 на расход 31 тыс. м/ч; 8 - скруббер центробежного типа ЦС ВТИ на расход 31,8 тыс. м/ч; 9 - дымосос ДН - 19 НЖ на расход 102 тыс. м/ч и температуру входящих газов 400 °С; 10 - экономайзер чугунный водяного типа ЭТ1-300 на расход 34 тыс. м/ч; 11 - котел - утилизатор типа РКК - 20/40 на расход газов до 56 тыс. м/ч и температуру 850 °С; 12 - градирня; 13 - компрессор низкого давления для подачи сжатого воздуха в воздухопадающие скважины; 14 - вакуум-насос типа ВВН-50 на расход до 3 тыс. м/ч; 15 - продуктивные (газоподающие) скважины ПГУ -ПСУ; 16 - воздухопадающие скважины; 17 - скважины, используемые для добычи угольного метана; 18 - вертикальногоризонтальная сбоечная скважина
который вполне может быть использован для энергетических нужд, как газовое топливо с теплотой сгорания до 1500 ккал/м3 или примерно 6000 МДж/м3.
Выводы
1. Проведен анализ возможностей использования генераторного газа ПГУ в качестве химического сырья; установлено, что наиболее актуальным направлением в настоящее время является его использование как энергетического сырья.
2. Разработана технологическая схема локального углегаз-электричес-кого комплекса на основе использования комбинации технологий ПГУ, очистки сырого генераторного газа от углекислого газа и попутной добычи угольного метана с последующей выработкой электроэнергии непосредственно на шахтном поле, которая по своим технико-экономическим показателям превосходит показатели шахты аналогичной мощности.
3. Доказана принципиальная возможность использования технологиче-
ской схемы скважинной технологии на базе ПГУ-ПСУ, добычи необходимого объема угольного метана, обогащения смеси и выработки электроэнергии на шахтном поле.
4. Разработаны параметры пилотного углегаз-электрического предприятия и показано, что оно по сравнению показателями шахты аналогичной тепловой мощности имеет выше производительность труда в 2,4 раза, себестоимость производства энергоносителя в 1,55 раза ниже и численность трудящихся в 2 раза ниже, но уступает показателям разреза.
5. За счет сложных реакций подземного горения угля и последующего использования генераторного газа при ПГУ-ПСУ значительно (до 4-6 раз) сокращаются выбросы сернистых окислов, окислов азота и окиси углерода.
6. При применении скважинной технологии углегаз-электричество исключаются выдача на поверхность пустой породы и обогатительный цикл при переработке энергетических углей, что выгодно отличает скважинную технологию
— Коротко об авторах -------------------------------------------------------
Васючков Ю. Ф. - профессор, доктор технических наук, Заслуженный деятель науки РФ, Васючков М.Ю. - кандидат технических наук,
Московский государственный горный университет.
