Подземная газификация угля новый этап технологического и инвестиционного развития

УДК 662.74 А.Д. Рубан

ПОДЗЕМНАЯ ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЯ -НОВЫЙ ЭТАП ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ИНВЕСТИЦИОННОГО РАЗВИТИЯ

Семинар № 18

Одним из основных современных путей перевода угля в электроэнергию является создание энерготехнологических комплексов, использующих синтез - газ переработки углей. Реализуется при этом два варианта:

- получение синтез - газа на месте добычи или переработки угля путем его газификации в наземных газогенераторах;

- получение синтез - газа на месте залегания путем подземной газификации угля (ПГУ).

Газификация углей к настоящему времени находит достаточно широкое применение в технологии IG CC (integrated gasification combined cycle). К.п.д. энергоустановок в этом случае достигают 50 %. 94 % газификацион-ных мощностей в мире одновременно используют продукт - газ для энергетических целей и получения химических продуктов, прежде всего, синтетической нефти и топлив [1,2]. Темпы роста данных мощностей в мире составляют не менее 10 % в год. В то же время использование газа ПГУ для производства электро- и теплоэнер-гии на ТЭС имеет те же преимущества, что и IG CC, т.е.:

- процесс может быть выстроен модульно;

- процесс может расширяться поэтапно;

- выбросы сернистых соединений практически исключаются, а выбросы

азота и твердых частиц значительно сокращаются, что резко снижает затраты в части доведения данных выбросов до нормативных значений (по отношению к пылеугольным ТЭС).

Вместе с тем, использование газа ПГУ в энерготехнологическом комплексе имеет ряд системных преимуществ перед наземной газификацией, а именно [3, 4]:

1. Меньшие капитальные и эксплуатационные затраты.

2. Более простое, в основном, управление процессом газификации угля.

3. Процесс осуществляется в подземных условиях, что исключает затратные и неэкологичные процессы добычи, транспорта, складирования угля, углеподготовки и складирования золоотвалов.

На протяжении всего периода развития технологии ПГУ и ее опытно-промышленного применения Россия занимала лидирующее положение в данной области. Эксплуатация станций ПГУ осуществлялась в широком диапазоне степени метаморфизма углей (табл. 1). Однако в связи с открытием и освоением нефтегазовых провинций мирового уровня в СССР в 60-70-х годах и низких цен на газ в последующий период промышленное развитие подземной газификации не получило широкого развития. Последняя станция ПГУ - Южно-Абинская была закрыта в начале 90-х

годов в рамках реструктуризации угольной промышленности России.

Наряду с очевидными достоинствами ПГУ достигнутый уровень технологического развития процесса ПГУ характеризовался целым рядом недостатков, основными из которых являются следующие (табл. 2):

- низкая теплота сгорания газа ПГУ (как правило, менее 3,5 МДж/м3

- для бурых углей и менее 4,0 МДж/м3 - для каменных углей), что автоматически определяло его положение как низкопотенциального местного топлива;

- высокие затраты на бурение дутьевых и газоотводящих скважин;

- низкий химический и энергетический к.п.д. газификации углей из-за значительных потерь угля в недрах, достигавших в ряде случаев 30%, и низкой теплоты сгорания газа ПГУ;

- отсутствие замкнутого цикла очистки, переработки и утилизации вредных примесей - твердых (пылевых), смол и газообразных, к содержанию которых в газе ПГУ установлены нормы предельных концентраций при эксплуатации газотурбинного и другого энергетического оборудования.

Вместе с тем, опытная и промышленная эксплуатация технологии ПГУ позволила получить следующие важные научно-технические результаты, создающие в значительной степени научно-методические основы совершенствования технологии [3]:

1. В части первоначальных каналов газификации:

а) определены оптимальные режимы фильтрационной сбойки для различных горногеологических условий залегания пластов, физико-химических свойств углей и типов окислителей;

б) отработана технология разрыва угольного пласта сжатием воздуха с

использованием различных типов рабочего вещества.

2. В части расширения первоначальных буровых каналов 0 150-200 мм до 500 мм и более определены оптимальные режимы огневого расширения буровых каналов для соединения буровых каналов в подземный газогенератор с гидравлической связью. Выявлены основные геологические и технологические условия, отрицательно влияющие на процесс огневого расширения первоначальных каналов.

3. В части влияния различных технологических и геологических условий на процесс ПГУ - установлены основные зависимости процесса газификации от состава и объемов дутья, качественных характеристик угля для конкретных гео- и гидрогеологических условий подземного газогенератора (ПГГ).

4. В части оценки теплоты сгорания получаемого газа ПГУ - установлены зависимости теплоты сгорания от качественных характеристик угля, скорости выгазовывания угля, мощности пласта, влажности углей и ряда других параметров.

5. В части учета гидрогеологических условий участка газогенератора

- разработана методика расчета рациональных гидродинамических режимов для ПГГ в конкретных горногеологических условиях, определены способы нейтрализации влияния напорных вод и схемы осушения угольных пластов в случае необходимости.

6. В части предотвращения неблагоприятных экологических изменений в зоне влияния подземного газогенератора и наземного технологического комплекса станций ПГУ - на основе мониторинга экологических воздействий на окружающую среду - подземные воды, воздушную атмосферу и углепородный массив, установлены

Таблица 1

Параметры горногеологических условий и физико-химических свойств углей пластов, на действовавших станциях ПГУ

№№ п/п Бассейн, станция, угли, пласты Мощность пласта, м Глубина отработки, м Физико-химические свойства, % Низшая теплота сгорания, Рнр, Мдж/кг

Влага рабочая, Wp Зола на сухую массу, Ас Выход летучих, V

1. Донецкий, Лисичанская, каменные, пласты - К8, Л4, Л7, Л8, Л6, Л5 0,6-2,0 60-250 12,1-15,5 7,6-17,0 39,0-40,0 20,1-23,0

2. Кузбасс, Южно-Абинская, каменные, пласты - IV Внутренний, VIII Внутренний, VII Внутренний, Горелый 2,2-9,0 50-300 4,3-8,0 2,3-5,2 27,0-31,3 28,9-30,7

3. Мосбасс, Подмосковная и Шатская, бурые 2,2-3,0 30-80 ~30,0 34,0-35,0 44,0-45,0 11,6-12,0

4. Ангренское месторождение, Ангрен-ская, бурые 3-20 120-200 35,0 12,2 33,0 15,1

Таблица 2

Основные показатели состава газа ПГУ и итоговые параметры станций ПГУ за период эксплуатации

№ Станция Выга-зовано угля, тыс. т Получено газа, млн. м Состав газа, объемнык % Теплота сгорания, Мдж/м3 (Ккал/м3) По- тери угля, % Подземные утечки газа, % КПД гази- фика ции

ИгБ со2 с„ит о2 со и2 СИ4 N2

1. Южно- Абинская (1955-1995) 2305,8 9432,9 0,01- 0,08 6,0- 15,0 0,1- 0,4 0,2 5,6- 22,4 13,6- 18,7 1,6- 3,0 49,6- 66,9 2,9-4,5 (685- 1076) 6,4-21,4 49,1- 60,3

2. Ангрен- ская дейст- вующая дейст- вующая 0,4- 1,0 17,0- 21,4 0,1- 0,3 0,5- 1,0 3,2- 6,6 12,0- 18,0 1,0- 2,5 52,5- 60,9 2,3-3,8 (553-902) - 10,2- 23,0 42,4- 62,5

3. Подмосковная (1947 1962) 2781,8 4753,5 1,0- 2,0 16,9- 18,6 0,2 0,2- 0,9 4,0- 6,8 12,6- 16,0 1,0- 1,6 56,0- 60,8 2,8-3,3 (668-787) 12,0- 37,1 19,4- 33,5 40,6- 50,5

4 Т Т Татскао _ 2102 2 - - - - _ - - _ - йот 23 8- /1/1 6-

Таблица 3

Характеристика основных компонентов газа ПГУ

№ п.п. Компонент газа ПГУ Среднее содержание в газе ПГУ при воздушном дутье, % об. ПДК В воздухе рабочей зоны ПДК в атмосфере населенных пунктов, мг/м3 (среднесуточная) Предел взрывае- мости, % Температура плавления, 0 С Температура кипения, 0 С ПДК в стоках, мг/л

1. Газ ПГУ 8,0-74,0

2. Водород (Н2) 14,5 - - 4,15-75,0 - 259,2 - 252,5 -

3. Монооксид углерода (СО) 15,0 20 мг/м3 1,0 12,5-74,0 - 206,0 - 191,3 -

4. Диоксид углерода (СО2) 10,0 0,5% об. - нет - 57,5 - 78,2 -

5. Метан (СН4) 2,2 - - 4,0-14,0 - 182,5 - 161,5 -

6. Азот (N2 57,0 - - нет - 210,0 - 195,8 -

7. Аммиак (НН3) Нет данных 2 мг/м3 0,04 - - 77,7 - 33,6 0,1

8. Сероводород (Н2Б) 0,04-0,2 10 мг/м3 0,008 4,3-45,5 - 80,4 - 60,2 1,0

9. Циановодород (ИСН) Нет даннык 0,3 мг/м3 0,01 нет - 14,0 25,9 0,2

10. Бенз(а)пирен Нет даннык 0,00015 0,0001 - -

11. Смола, фенолы 40,6 181,9

Крезолы (орто-; мета-; пара) 1,0 0,3 мг/м3 0,0003 12,2-34,7 191,0- 202,2 0,001

12. Вода (Н2О) 150-300 мг/м3 - - - 0 100 -

13. Конденсат, фенолы - 0,3 мг/м3 0,0003 - - 0,001

14. Пиридин и его основания (С5Н5Н) Нет даннык 5 мг/м3 0,08 - 42,0 115,4

15. Нафталин Нет даннык 20 мг/м3 0,003 80,2 217,9

16. Пыль - - 0,15 - -

закономерности влияния процесса ПГУ на изменение гидрогеологического режима и состава подземных вод на участке ПГУ, геомеханическое состояние массива в зоне влияния ПГГ.

Реализованные в США, странах ЕС и Австралии опытные и промышленные проекты по формированию и использованию технологий ПГУ [3, 5] позволили получить целый ряд результатов, позволивших продвинуть технологическое развитие ПГУ и обосновать области применения технологий ПГУ и использования газа ПГУ:

1. Разработана методика математического моделирования процесса ПГУ с учетом параметров общей схемы потоков дутья и газа, кинетики химического процесса, процесса деструкции угольного пласта и вмещающих пород, характеристика водо-притока, термодинамических процессов в массиве горных пород. Были получены модельные расчеты, в ряде случаев с достаточной степенью приближения описывающие механизм процесса ПГУ в реальных условиях.

2. Отработаны различные способы отбойки скважин огневой проработки каналов, режимные параметры газификации на паровоздушном и парокислородном дутье, схемы опытных газогенераторов для крутопадающих и пологих пластов.

3. Создана методика построения экономико-математических моделей предприятий ПГУ, позволяющих оценить его экономическую эффективность, рациональные производственные параметры, оптимальные параметры потребления и осуществить выбор оборудования. Определены оптимальные показатели горногеологических условий и капитальных затрат, обеспечивающие рентабельность производства газа ПГУ для условий США.

4. Выполнены оценки рациональных областей использования газа ПГУ с получением:

- синтез - газа;

- заменителя природного газа (ЗПГ);

- метанола и других топливных продуктов;

- производства электроэнергии.

5. Реализована схема ПГГ по методу КРИП [5], обеспечивающая контролируемое реагирование окислителя с огневым забоем пласта. Получен газ ПГУ с кислотой сгорания 10,8 МДж/м3 на парокислородном дутье в режиме долговременной газификации.

6. Применительно к ценовым и экономическим условиям США установлено, что стоимость производства синтез - газа, ЗПГ и электроэнергии в сопоставимых условиях по варианту использования этого газа ПГУ ниже, чем по другим вариантам, при этом удельные инвестиции и эксплуатационные затраты также ниже для варианта ПГУ, чем для других вариантов, что соответствует и нашим результатам аналогичных расчетов.

7. Применение высокого давления дутья - до 5,3 МПа позволило продемонстрировать возможность отработки угольных пластов с высоким содержанием серы методом ПГУ на глубине 800 м при значительных во-допритоках в зону газификации.

Устойчивая и долгосрочная тенденция роста цен на углеводородное сырье - нефть и газ на мировом рынке определила привлекательность ПГУ, прежде всего, для стран, не располагающих необходимыми ресурсами нефти и газа при значительных запасах углей - США, КНР, Индия, Австралия и ряда других, выполняющих опытные либо промышленные проекты различного технологического уровня. Наибольший интерес при-

менительно к российским условиям представляет проект «ПГУ - ТЭС» в Австралии (г. СЬіпсЬіІІ). Проект реализует концепцию энерготехнологического комплекса на газе ПГУ, включающего предприятие ПГУ производительностью 100 000 нм3/ч газа с теплотой сгорания 5,5 МДж/м3 и парогазовую установку мощностью 67 МВт (газовая турбина - 45 МВт, паровая турбина - 22 МВт). Схема подземного газогенератора осуществляется с паровоздушным дутьем давлением 1,05 МПа.

Актуальность нового этапа развития технологии ПГУ и реализации проектов производства газа ПГУ в российских условиях наряду с фактором роста внутренних цен на газ и роста затрат на добычу угля подземным и открыпым способами определяется также тем, что ресурсная база технологии ПГУ составляет не менее 50 млрд т запасов углей, отработка которых традиционными способами неэффективна. При этом значительная часть данных запасов размещена благоприятно по отношению к крупным центрам энергопотребления в Кузбассе, Красноярском крае, Иркутской области, Хабаровском и Приморском крае, а также в других регионах. Особый интерес представляет разработка с использованием ПГУ запасов ликвидированных угольных предприятий, размещенных вблизи крупных промышленных центров. Так, при общих ресурсах углей для ПГУ в Кузбассе до 15 млрд т, запасы выведенных из эксплуатации нерентабельных шахт со сложными горногеологическими условиями составляют в Кемеровской области до 2 млрд т. Инвестиционные проекты производства газа ПГУ могут рассматриваться в современных условиях в двух основных апробированных в промышленной практике вариантах:

- предприятие ПГУ, продукт - газ которого с повышенной теплотой сгорания (более 4,5-5,0 МДж/м3) используется при небольших расстояниях его транспортировки для производства тепловой и электроэнергии на ТЭС;

- энерготехнологический комплекс «ПГУ - ТЭС», в схеме которого используются технико-технологические решения, обеспечивающие повышение к.п.д. за счет использования парогазовых установок, экологическую чистоту комплекса за счет применения замкнутой схемы утилизации вредных выбросов, в т.ч. направления диоксида углерода в технологический цикл дутья, повышение энергетической ценности газа ПГУ за счет применения новых схемных решений, использование парокислородного и паровоздушного дутья с повышенным содержанием диоксида углерода.

Оба варианта предполагают в современных ценовых условиях достижение теплоты сгорания газа более 4,5 МДж/м3 и повышение КПД энергокомплекса не менее чем на 3 % для обеспечения инвестиционной привлекательности газа ПГУ как местного энергоносителя по отношению к варианту добычи угля подземным или открытым способом и его использование в качестве энергоносителя [3]. Разработка технологии ПГУ для достижения указанных показателей осуществляется в соответствии с проектом «Создание модифицированной энергосберегающей технологии подземной газификации угля с получением газа повышенной энергетической ценности» в рамках ФЦ НТП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2005-2006 гг. Внебюджетную поддержку проекта осуществляет ОАО «СУЭК».

Основные направления развития технологии ПГУ, исходя из приведенного выше анализа уровня отечественных и зарубежных исследований, заключаются в следующем:

1. Совершенствование конструкции ПГГ для обеспечения активного и направленного взаимодействия окислителя с реакционной поверхностью огневого забоя с перемещением его подвода вдоль длинного бурового канала, пройденного по угольному пласту.

2. Снижение непроизводительных потерь тепла, составляющих до 30 %, до 10-15 %, что создает соответственно возможность повышения химического к.п.д. процесса ПГУ до 7580 %. Для этого предлагается два основных технологических инстру-мента:

- изменение конструкции газоотводящих скважин, выполнив ее верхнюю часть в виде теплообменника - утилизатора. При этом перегретый пар, получаемый в теплообменнике, направляется в ПГГ, что приводит к увеличению химического к.п.д. процесса;

- двухстадийный процесс ПГУ. В первой фазе осуществляется подвод окислителя к реакционной поверхности угольного пласта, во второй - к раскаленной угольной массе подводится восстановитель либо в виде перегретого пара из теплообменника -утилизатора, либо диоксид углерода из отходящих выбросов энергетического комплекса.

3. Переход к глубинам функционирования ПГГ 300 м и более, как показал опыт реализации исследовательских проектов в странах ЕС, способствует улучшению основных технико-экономических показателей ПГУ по отношению к меньшим глубинам. Большие глубины ПГГ позволяют применять давление дутья более 2,5 МПа без нарушения герметизации ПГГ. Увеличение давления дутья определяет повышение эффективности ПГГ за счет:

- вытеснения подземных вод из зоны газификации;

- улучшения условий протекания реакции С + 2Н2 = СН4 + 75,3 КДж/моль;

- возможности уменьшения диаметра скважин ПГГ;

- улучшения условий очистки газа ПГУ от вредных примесей.

Как представляется, формирование технологии ПГУ с учетом реализации указанных направлений совершенствования, позволит создать основу для выполнения следующего этапа развития технологии для доведения теплоты сгорания газа ПГУ на парокислородном дутье до 9-11 МДж/м при химическом к.п.д. процесса до 80-85 %, что создаст возможность для переработки газа ПГУ в ЗПГ.

Ужесточение экологических требований к деятельности горнодобывающих предприятий в отношении вредных примесей и охраны недр и поверхности определяет возрастание значения технологических процессов, требования к которым в деятельности ранее существовавших предприятий были либо неопределены, либо не соответствовали современным требованиям. К таким процессам следует отнести прежде всего:

1. Очистку газа ПГУ от вредных и газообразных примесей и их утилизацию.

2. Контроль геометрических параметров ПГГ и геомеханического состояния углепородного массива, подвергаемого газификации.

1. В общем случае в процессе ПГУ при различных видах дутья получают газ, содержащий компоненты синтез -газа - СО и Н2, метан, диоксид углерода, водяной пар, органические соединения (масла, смолы, возгоны), механические примеси минеральной природы. Вредными примесями являются соединения серы (сероводород, серо-

окись углерода и др. вещества), азота -аммиак, предположительно цианистый водород и ряд других, а также указанные органические соединения. Поскольку в энерготехнологическом комплексе предполагается использование газотурбинных установок, требования к содержанию вредных примесей в газе ПГУ определяются не только требованиями ПДК в атмосфере рабочей зоны и населенных пунктов, но и нормативами на вредные компоненты для сжигаемого газа, которые определяются ГОСТ 5342-87 «Основные параметры газотурбинного топлива» и значительно усиливающими требованиями по сернистым соединениям и твердым примесям в газе ПГУ. Газ ПГУ содержит ряд токсичных химических соединений, которые попадая в атмосферу, воду, почву, неблагоприятно воздействуют на окружающую среду. В табл. 3 представлена характеристика основных компонентов газа ПГУ по данным ВТИ. В приведенном составе нет данных по содержанию аммиака и циановодорода, равно как и ряда других химических компонентов, поскольку их содержание не контролировалось при работе существовавших ранее станций ПГУ.

После очистки газ подается на газотурбинную установку для производства электроэнергии. В связи с тем, что выход из строя турбинного оборудования на Шатской станции ПГУ происходил именно из-за недостаточной степени очистки газа от твердых и газообразных примесей, а также осаждения каменноугольных смол, целесообразно привести нормативы на вредные компоненты для сжигаемого газа:

- содержание пыли - менее 1 мг/м3;

- содержание Н2Б (по условиям сероводородной коррозии) - менее 20 мг/м3;

- - содержание сероорганических компонентов - менее 36 мг/м3.

Разработанные ВТИ в рамках вышеуказанного проекта схемы очистки

газа ПГУ от вредных примесей (рис. 1 и 2) содержат четыре основных блока:

- блок очистки от пыли и смолы;

- блок сжатия газа;

- блок сероочистки;

- блок очистки от аммиака.

Каждая из представленных схем

может видоизменяться в реализации представленных основных блоков на основе технико-экономической оптимизации в зависимости от содержания вредных компонентов. Химическими продуктами замкнутой схемы очистки газа ПГУ в данных схемах будут являться аммиачная вода, серная кислота (или на их основе сульфат аммония), каменноугольная смола. Утилизация диоксида углерода осуществляется использованием его в дутьевой схеме.

Оптимальное управление системой ПГУ требует оценки параметров подземного газогенератора, как объекта газификации и управления. ПГГ является сложной пространственной и динамической системой с распределенными параметрами, предварительная информация о которой носит интегральный и ограниченный характер. Вместе с тем, процесс ПГУ в каждый данный момент времени локализован в пространстве, как технологический объект и как фактор возникновения геомеханических процессов в массиве. В этой связи два основных подхода могут быть реализованы при выборе структуры и показателей системы контроля параметров подземного газогенератора:

- использование прямых измерений непосредственно в зоне горения с последующей трансляцией данных на поверхность;

- дистанционные измерения на поверхности, в выработках и скважинах, находящихся вне ПГГ с использованием, как правило, активных и пассивных геофизических методов.

296

очищенный

Рис. 1. Схема очистки газа подземной газификации: 1 - узел охлаждении я, 2 - узел улавливания пыли и смолы, 3 - сероводородный абсорбер, 4 - аммиачный абсорбер, 5 - теплообменник, 6 - нагреватель, 7 - холодильник, 8 - 11 - насосы. 12 - сероводородная колонна, 13 - бак. переработки диаммонийфосфата, 14 - блок получения серной кислоты методом «мокрого катализа», 15 - блок получения сульфата аммония

Рис. 2. Схема очистки газа ПГУ от вредных компонентов: 1 - пыиеуловитель, 2 - сборник пыии, 3-5 - насосы, 6 - мокрый электрофильтр, 7 - смолоприемник, 8 - центрифуга, 9, 11, 13, 23, 24, 25 - водяные холодильники, 10, 12 - компрессоры, 14 - абсорбер сероводорода, 15 - десорбер сероводорода, 16 - теплообменник «амин-амин», 17, 31 - кипятильники «фосфат-фосфат», 27 - подогреватель, 28 - дефлегматор, 29 - конденсатор, 30 - сборник аммиачной воды

Анализ патентной информации, опыта эксплуатации участков технологии подземного сжигания угля на шахтах Донецкого и Подмосковного бассейнов и реализации опытных проектов в США и странах ЕС позволили сформировать понимание комплекса методов контроля, обеспечивающего решение вышеуказанной задачи:

1. При наличии предварительного доступа к газифицируемому пласту, например через скважины, необходимая надежность контроля обеспечивается за счет использования кодированных взрывных сигнализаторов, устанавливаемых на пути распространения фронта горения и регистрации на поверхность сейсмических сигналов от них.

2. При сравнительно небольших глубинах ПГУ (до 100-200 м) необходимая эффективность, точность и надежность контроля обеспечивается профильными мониторинговыми геофизическими и маркшейдерскими наблюдениями на поверхности.

3. При глубинах ПГУ до 400 м положительные результаты контроля достигаются с использованием сейсмических методов контроля на земной поверхности сейсмических и акустических сигналов, возникающих в процессе горения и геомеханических процессов, обусловленных выгазовы-ванием угольного пласта.

4. При глубинах более 400 м необходимое качество и надежность контроля достигаются только путем геофизических измерений в скважинах, пробуренных либо непосредственно на пласты, либо в зону мульды сдвижения под выгазованном пространством.

Сформированная с использованием изложенного подхода структура системы контроля геометрических параметров ПГГ включает методическое и программное обеспечение данных методов и базируется на апробированной тех-

нической структуре, прототипом которой является техническая структура системы^, включающая следующие подсистемы:

- сейсмическая подсистема АНАМІБ-М;

- сейсмоакустическая подсистема АНЕБ-5;

- сейсмическая подсистема вЕОТОМО.

Структура и показатели системы контроля реализуют иерархическую методическую и техническую структуру обработки данных - от меньших объемов контролируемого массива к всей площади станции ПГУ, соответственно от высокочастотных и низкоэнергетических сейсмических явлений, возникающих в ходе геомеханических процессов при работе ПГГ, к низкочастотным высокоэнергетическим (рис. 3). Совместный анализ данных названных подсистем обеспечивает возможность оценки геомеханических параметров в условиях изменяющегося положения огневого фронта и неоднородности углепородного массива.

При анализе первоочередных участков ПГУ по обоим указанным выше вариантам создания предприятий ПГУ в современных условиях необходимо учитывать не только горногеологические, гидрогеологические и физико-химические свойства угольных пластов для газификации, но, прежде всего, социально-экономические условия в районах размещения предприятий ПГУ, поскольку даже с учетом доведения теплоты сгорания газа ПГУ до 8-10 МДж/м3, он будет оставаться, прежде всего, топливом

^ Проект БиКБСЛ! 3533 «Система контроля и прогнозирования рисков, связанных с нарушением равновесия пластов и окружающей среды, предназначенная для предприятий по подземной и открытой разработке полезных ископаемых»

ЦЕНТР МОНИТОРИНГА И АНАЛИЗА ТЕХНОГЕННЫХ ПРОЦЕССОВ

СЕРВЕР КОНТРОЛЯ ТЕХНОГЕННЫХ ПРОЦЕССОВ НА ПОВЕРХНОСТИ И В ГОРНЫХ ВЫРОБОТКАХ

ИНТЕГРИРОВАННЫМ СЕРВЕР БАЗ ДАННЫХ И ВЗАИМОСВЯЗИ СИСТЕМЫ ЗАГЕСОМЕЧЕ С ПЕРЕФЕРИЯМИ

ДАННЫЕ С ПЕРЕНОСНОЙ АПАРАТУРЫ: РАБАТ/Б, КОТЕЭТ/Б, МГОАБ/Е

КОМПЬЮТЕРНЫЕ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ

Рис. 3. Структура и схема функциональных потоков системы контроля параметров подземного газогенератора и огневого забоя

для местного тепло- и энергоснабжения. Выполнен анализ первоочередных участков угольных месторождений бассейнов федерального значения - Кузнецкого и Канско-Ачинского и региональных - Восточного Донбасса, Восточной Сибири (Иркутская область и Забайкалье), Хабаровского и Приморского краев и Сахалина для освоения методом ПГУ.

С учетом экологических, социально-экономических условий и перспектив газификации ряда регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока на основе освоения имеющихся там

месторождений природного газа определен ряд первоочередных объектов в Кемеровской, Сахалинской областях и Приморском крае. Перспектива развития производства газа ПГУ в указанных регионах на период до 2025 года представлена в табл. 4.

Резюме

1. Достигнутый технологический уровень развития процесса ПГУ позволяет осуществлять производство газа ПГУ с достаточно стабильными качественными и количественными параметрами в широком диапазоне теплоты сгорания газа - от 3,5 до 11

Таблица 4

Развитие производства газа ПГУ

Регионы 2010-2015 гг. 2015-2025 гг.

3 млрд. м млн. т выгазо-ванного угля 3 млрд. м млн. т выгазо-ванного угля

1. Кемеровская область 18,0 3,2 30,0 5,1

2. Сахалинская область 3,0 1,0 3,0 1,0

3. Приморский край 3,5 1,17 45,0 15,0

Мдж/м3 в зависимости от применяемых технологических инструментов и требований потребителей.

2. Обоснованы основные конструктивные и режимные параметры схемы подземного газогенератора для модифицированной технологии газификации с использованием:

- длинных скважин по пласту для создания газоотводящих и дутьевых каналов;

- выгазовывания пласта от единого розжигового канала по восстанию;

- продвижения реакционной поверхности угольного канала от первоначального канала газификации и др.,

которые обеспечивают сокращение объема бурения скважин до 2 раз при сопоставимой мощности ПГГ.

3. Разработанные схемные и технологические решения в части параметров ПГГ, контроля его геометрических параметров и геомеханических процессов в газифицируемом массиве, про-

1. Степанов С. Г. Тенденции развития и новые инженерные решения в газификации угля. Уголь, 2002, №11, с. 53-57.

2. Simbeck D., Gohnson H. World

Gasification Survey: Industry Trends and

Developments. Conf. «Gasification Technologies 2001». 2001, October 8.

3. Крейнин E.B. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноиз-влекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. -302 с.

цессов очистки и подготовки газа ПГУ к использованию в энерготехнологическом комплексе позволяют сформировать модифицированную технологию производства газа ПГУ повышенной энергетической ценности.

4. Изменение ценовой ситуации на мировом и отечественном энергетических рынках, заключающееся в формировании устойчивой и долговременной тенденции роста цен на газообразные и жидкие углеводороды обусловило значительный исследовательский и инвестиционный интерес в угледобывающих странах к созданию предприятий подземной газификации угля. Выполненные исследовательские и промышленные проекты свидетельствуют о целесообразности инвестиций в производство газа ПГУ для использования его в качестве топлива местного значения для энергетических объектов в ряде регионов России.

-------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

4. Рубан А.Д., Кузнецов A.A., Капралов В.К. Переработка угля на месте добычи с получением электрической энергии. Уголь, 1999, №5, с. 45-48.

5. Трубецкой КН., Чантурия В.А., Малышев Ю.Н., Рубан А.Д. Проблемы и перспективы развития угольных энергоресурсов России, безопасных и экологически чистых технологий их освоения. Доклад на научной сессии РАН 20-21 декабря 2005г. «Энергетика России - проблемы и перспективы». - 15 с.

— Коротко об авторах--------------------

Рубан АД - чл.-корр. РАН, ИПКОН РАН.