Подземная газификация угля (ПГУ) — нетрадиционный способ разработки угольных месторождений, открывающий новые возможности в отработке угольных пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания, совмещающий добычу, обогащение и переработку угля. Сущность технологии подземной газификации угля заключается в бурении с поверхности земли скважин до угольного пласта, со сбойкой их в пласте, в последующем розжиге угольного пласта и обеспечении условий для превращения угля непосредственно в недрах в горючий газ и в выдаче произведенного газа по скважинам на земную поверхность. Таким образом, все технологические операции по газификации угольного пласта осуществляются с земной поверхности, без применения подземного труда работающих, а разработка угольного пласта происходит экологически приемлемым способом.
Россия обладает передовыми позициями в мире в области подземной газификации угля. В свое время на территории бывшего СССР работало несколько промышленных предприятий данного профиля. Некоторые из этих предприятий успешно функционировали на протяжении нескольких десятилетий. Так, в Кузбассе в течение 40 лет с 1955 г. эксплуатировалась Южно-Абинская станция «Подземгаз», бесперебойно снабжавшая горючим газом 14 малых котельных гг. Киселевска и Прокопьевска и закрытая в 1996 г. по причине физического износа оборудования.
К настоящему времени в России разрабатываются новые, значительно более совершенные технологии газификации угольных пластов, которые позволят развивать данную технологию на новом, гораздо более высоком техническом уровне, и получать при этом горючий газ со значительно большей теплотворной способностью.
Сегодня практически во всех крупных угледобывающих странах мира резко возрос интерес к подземной газификации угля. Интенсивные работы исследовательского и практического характера проводятся в Китае, где в последние годы построено 10 промышленных станций подземной газификации угля, в Австралии, где в 2003 г. построено крупное предприятие данного профиля. Проявляется активный интерес к этой технологии в таких странах, как Индия, КНДР, Южная Корея, и многих других. Нужно отметить, что в США и Западной Европе в 1980-е гг. проводились масштабные опытно-промышленные исследования по выявлению эффективности советской технологии подземной газификации угля. Результатом этих исследований явилось заключение о том, что данная технология является работоспособной и весьма эффективной и будет неминуемо востребована в период сокращения мировых запасов природного газа и нефти.
Среди промышленно развитых стран, в которых явно прослеживается интерес к развитию технологий и созданию новых образцов оборудования газификации, можно выделить Швецию, Финляндию, Германию, Данию, Нидерланды, США, Канаду и Японию. Среди развивающихся стран несомненными лидерами в данном вопросе являются Бразилия, Индия, Филиппины, ЮАР, Куба, Мали, Кения, Бурунди и Мадагаскар. Там развитие технологий газификации закреплено государственными программами.
Для энергетики тех регионов, в которых имеются запасы угля, открываются новые возможности, а именно: строительство энергетических предприятий, работающих на собственном энергетическом сырье — газе подземной газификации угля.
Срок окупаемости средств, затраченных на строительство предприятия данного профиля, составляет 2–2,5 года.
Расчетный состав газа, производимого на предприятии подземной газификации угля, характеризуется следующими диапазонами изменения содержания отдельных компонентов газа [1]:
а) при использовании в технологии воздушного дутья:
СО2–12,0–15,3 %; СmНn — 0,1–0,7 %; О2–0,2 %; СО — 10,0–14,0 %;
Н2–12,1–16,2 %; СН4–2,0–4,0 %; N2–55,0–60,0 %; Н2S — 0,01–0,06 %.
В случае применения для нагнетания в газифицируемый угольный пласт воздушного дутья получается низкокалорийный газ с теплотворной способностью порядка 4 МДж/м3. Данный горючий газ пригоден для успешного использования в газотурбинных установках либо котельных и ТЭЦ.
б) при использовании парокислородного дутья:
CO — 35,0 %; H2–50,0 %; CH4–7,5 %; CmHn — 1,2 %; O2–0,3 %; N2–5,0 %.
В случае применения в технологии газификации угля парокислородного дутья получается среднекалорийный газ с теплотворной способностью 10–13 МДж/м3.
На характер и течение технологического процесса подземной газификации оказывают влияние многие факторы.
Сегодня ситуация с развитием ПГУ в России складывается таким образом, что наибольшие перспективы в практическом плане для реального внедрения этой технологии в практику освоения угольных месторождений создались в Кузнецком бассейне.
Сегодня в топливном балансе Кемеровской области основную долю потребности в энергетическом сырье покрывают кузнецкие угли (82–85 %), кроме того, используется небольшое количество привозного минусинского и канско-ачинского углей (2–3 %), а также поступающий по трубам природный газ (10 %). Сложившийся топливный баланс определил развитие в Кузбассе негативных в экологическом отношении явлений, загрязнения атмосферы, гидросферы и литосферы, объясняющихся сжиганием на ТЭЦ и в котельных чрезмерно большого количества твердого топлива. Поиск частичной альтернативы твердому топливу сводится в данном случае к изучению возможностей замены твердого топлива на газообразное.
В настоящее время существует три варианта увеличения газовой составляющей топливного баланса Кузбасса, которые, с различной степенью допущения, можно назвать реально осуществимыми: а) резкое увеличение поставок в Кузбасс природного газа; б) широкое использование в качестве топлива метана, получаемого как при дегазации угольных шахт, так и при промышленной добыче последнего; в) развитие в Кузбассе метода подземной газификации углей.
Эффективность применения данной технологии обусловлена:
- Разработкой угольных месторождений методом ПГУ исключает опасный подземный труд рабочих в сравнении с шахтной добычей угля.
- Социальным аспектом — создание новых рабочих мест в регионе.
- Экологической чистотой: а) на стадии добычи исключается образование отходов горной породы, отчуждения земель и выброс в атмосферу угольной пыли; б) на стадии транспорта предотвращается выброс пыли; в) на стадии сжигания практически исключаются выбросы золы и сернистого ангидрида, уменьшается в 1,5–2 раза выход оксидов азота. Эффективность технологии ПГУ заключается также в разработке пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания, которые невозможно отработать существующими технологиями.
Институтом угля и углехимии СО РАН разработан инвестиционный проект, предполагающий строительство в Кузбассе шести крупных промышленных предприятий ПГУ, с производительностью по газу от 1,0 до 4,0 млрд м3 горючего газа в год, осуществляющих газификацию угольных пластов по новой современной технологии, и производящих таким образом горючий газ, который может быть успешно использован либо как котельное топливо, либо в качестве энергетического сырья для газотурбинных установок при производстве электроэнергии [2].
Проектом предполагается строительство двух типов предприятий ПГУ, различающихся между собой видом выдаваемого конечного продукта:
а) предприятие ПГУ, конечным продуктом которого является горючий газ;
б) предприятие ПГУ, конечным продуктом деятельности которого является электроэнергия.
В последнем случае в структуру предприятия ПГУ включается газотурбинная станция, которая работает на производимом этим же предприятием газе подземной газификации угля. Фактически в данном случае речь идет об автономной электростанции, работающей на собственном газообразном энергетическом сырье.
В свою очередь, для предприятия ПГУ, производящего в качестве конечного продукта горючий газ как котельное топливо, существует два варианта такого производства: первый–это производство низкокалорийного газа, имеющего теплоту сгорания 4 МДж/м3, и получаемого при использовании в технологии газификации воздушного дутья, и второй вариант–производство среднекалорийного газа с теплотворной способностью 10–13 МДж/м3, получаемого в случае использования в технологии паровоздушного дутья.
В настоящее время возможно использовать данную технологию на территориях Кузбасса и регионов России, где имеются брошенные участки с трудно извлекаемыми запасами каменного и бурого угля.
Для реализации технологии необходимо применение:
- Современной буровой техники, позволяющей бурить скважины с поверхности на значительную глубину и использующей направленное бурение;
- Газоотсасывающих турбин на устьях газовыдающих скважин с температурой горючего газа до 6000С;
- Современных технологий розжига угля в подземном газогенераторе для формирования огневого забоя.
Полученный в результате газ конкурентоспособен с природным газом: цена газа ПГУ будет ниже стоимости поступающего в регион природного газа и сопоставима со стоимостью угля, добытого наиболее дешевым открытым способом, что, по сути, является созданием нового предприятия по производству инновационной продукции.
Предлагаемая технология ПГУ может конкурировать с любыми новыми решениями по энергетическим технологиям, является перспективной и заслуживает внедрения, а также дальнейшего совершенствования.
Литература:
- Копытов В. В. О деятельности ФГУП «ММПП «Салют» в области создания оборудования газификации твердых топлив[Текст] / В. В. Копытов //Альтернативная энергетика и экология.- № 10 (90) 2010.- С. 187–195.
- Стратов В. Г. Тенденции инновационного развития проектирования горнодобывающих предприятий на примере комплексного освоения запасов газоугольного месторождения Восточной Сибири [Текст] / В. Г. Стратов, И. А. Стежко // Рациональное освоение недр.- № 1.- 2013.- С.36–40.
