От подземной газификации угольных пластов к синтезу углеводородных топлив

Ж ТЕХНОЛОГИИ

От подземной газификации угольных пластов к синтезу углеводородных топлив

А.Ю. Зоря, Е.В. Крейнин, ОАО «Газпром промгаз»

Состояние проблемы

Физико-химическая суть технологии подземной газификации угля (ПГУ) заключается в превращении твердой угольной массы на месте ее залегания глубоко под земной поверхностью в горючий газообразный энергоноситель и использовании последнего в наземном энергохимическом комплексе.

Впервые идею о превращении угля под землей в искусственный горючий газ высказал в 1888 г. Д.И. Менделеев. «Настанет, вероятно, со временем даже такая эпоха, что угля из земли вынимать не будут, а там, в земле, его сумеют превращать в горючие газы, и их по трубам будут распределять на далекие расстояния», — писал наш гениальный соотечественник.

Осуществление на практике смелой идеи Менделеева означало возможность использования энергии угля без извлечения его на поверхность, освобождение человечества от тяжелого и весьма опасного труда под землей.

Первые опытные работы по ПГУ были начаты в нашей стране в 1933 г. в Подмосковном бассейне на Кру-товском буроугольном месторождении, в Донбассе — с лисичанским каменным углем и в г. Шахты — с антрацитом. Первоначально конструкторы и исследователи пытались перенести в подземные условия технологию освоенного на практике процесса газификации в наземных газогенераторах. Считалось необходимым дробить уголь под землей, так как в наземных газогенераторах процесс газификации осуществлялся в слое угля [1]. Успех был достигнут в 1935 г. при реализации изобретения молодых тогда инженеров

ПЕРВЫЕ ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ ПО ПГУ БЫЛИ НАЧАТЫ В НАШЕЙ СТРАНЕ В 1933 Г. В ПОДМОСКОВНОМ БАССЕЙНЕ НА КРУТОВСКОМ БУРОУГОЛЬНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ, В ДОНБАССЕ — С ЛИСИЧАНСКИМ КАМЕННЫМ УГЛЕМ И В Г. ШАХТЫ — С АНТРАЦИТОМ

В.А. Матвеева, П.В. Скафы и Д.И. Филиппова, получившего название метода потока. Сущность метода заключалась в организации процесса газификации в канале, образованном в пласте угля. При ПГУ методом потока не предусматривалась необходимость предварительного рыхления угля в пласте, т.е. газифицировался целик угля. На основе этого метода и проводились все последующие работы по ПГУ. Одна из первых Сталинских премий была присуждена упомянутым выше авторам.

Основными стадиями процесса ПГУ являются: бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин, соединение этих скважин каналами, проходящими в угольном пласте, и, наконец, нагнетание в одни скважины воздушного или парокислородного дутья и получение из других скважин газа, т.е. газификация угольного пласта в канале. Газообразование в канале происходит за счет химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и термического разложения угля (рис. 1 и 2).

32 ГАЗОХИМИЯ ФЕВРАЛЬ-МАРТ 2009

НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GA7OHIMIYA.RU

ТЕХНОЛОГИИ Ж

Объем, состав и теплота сгорания получаемого газа зависят от состава подаваемого в скважины дутья (воздушное, паровоздушное, парокислородное), класса угля и его состава, а также от геологических и гидрогеологических условий залегания угольного пласта, его мощности и строения, притока подземных вод в зоны газификации.

Теплота сгорания газа ПГУ на воздушном дутье может достигать 4,65,0 МДж/м3. При применении дутья, обогащенного кислородом (концентрация кислорода 65%), теплота сгорания газа достигает 6,7 МДж/м3, а на чистом техническом кислороде (98 %) — до 10-11 МДж/м3.

Подземную газификацию углей в нашей стране проводили на месторождениях платформенного (Мос-басс, Днепробасс) и геосинклинального (Донбасс и Кузбасс) типов. Ангренское буроугольное месторождение (Средняя Азия) занимает промежуточное положение.

На отечественных станциях к началу 1995 г. было подвергнуто подземной газификации около 15 млн т угля и получено более 50 млрд м3 газа.

Заманчивая идея ПГУ из разряда технологий с высоким техническим и коммерческим риском перешла в России в ряд традиционных технологий с обычным уровнем надежности и управляемости. Приобретенный при этом опыт уникален и не имеет аналогов в мире.

Во многих странах мира (США, Франция, Бельгия, Китай, Австралия) начиная с 50-х гг. ХХ столетия делались попытки экспериментальной проверки возможностей подземной газификации угольных пластов на месте их залегания. Повышенная активность характерна для периода после 1970 г., когда, может быть впервые, проявились признаки мирового энергетического кризиса.

Обобщая зарубежный опыт, необходимо отметить следующее:

1. Как правило, все зарубежные опытные работы по ПГУ в естественных условиях осуществлялись всего лишь на нескольких скважинах (за исключением последних опытных работ в Китае и Австралии). Поэтому эти работы следует рассматривать лишь в качестве принципиальной проверки газификации угля на месте его залегания.

ного и долговременного производства искусственного газа и снабжения им потребителя гораздо более сложная и ответственная, требующая для своей реализации большого количества скважин. Постоянная эксплуатация этих скважин должна быть основана на специальном технологическом регламенте.

2. Метод «КРИП», запатентованный известной американской Лоу-ренс-Ливерморской лабораторией (ЛЛЛ), решает очень важную для ПГУ задачу контролируемого реагирования окислителя с огневым забоем угольного пласта.

Однако конструктивное оформление этого метода не только весьма сложно, но и не предусматривает гидравлически связанной системы многих скважин. Это затрудняет эксплуатацию большого количества скважин-газогенераторов и не обеспечивает полноту выгазования угольного пласта.

3. ПГУ в России насчитывает более чем полувековой период практической и научной разработки. К настоящему времени (несмотря на полное прекращение работ по ПГУ в 1996 г.) разработаны конструктивные и технологические реше-

РИС. 1. ПРЕДПОЛАГАЕМАЯ СХЕМА ПРИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО (А) И НАКЛОННОГО (Б) УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ:

1 — начальная стадия реакционного канала; II — канал в стадии газификации; 1 — реакционный канал;

2 — угольный пласт; 3 — термически подготовленный уголь; 4 — шлак и зола; 5 — куски угля и кокса; 6 — порода кровли; 7 — направление выгазовывания угольного пласта

РИС. 2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЗОНАЛЬНОСТИ В РЕАКЦИОННОМ КАНАЛЕ ПРИ ПГУ МЕТОДОМ ПОТОКА

ДУТЬЕ

I

ГАЗ

Однако весь отечественный опыт ЖШ

показывает, что от отдельных экс- ‘ •' "* * *•' * V %' * * *,  • % ; / / ; в .**• / ,* *• / ,* / * '  * ’* я* * "* я* *

периментов до промышленного Зона Зона Зона Зона

предприятия ПГУ — дистанция до- выгазованного угля окисления восстановления сухой перегонки

статочно большая. Задача стабиль-

и подсушки угля

ФЕВРАЛЬ-МАРТ 2009 ГАЗОХИМИЯ 33

Ж ТЕХНОЛОГИИ

ТАБЛ. 1.

СОСТАВ ГАЗА ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ

Параметры СССР США Примечание

Рабочее давление, МПа 0,3 0,4 Давление на дутьевых скважинах

Содержание кислорода в дутье, об. % 21,0 95-98 Для варианта кислородного дутья требуется соответствующая

установка генерирования кислорода

Состав газа, об. %

СО2 13,2 34,9

СО 11,6 20,8

Н2 15,9 38,1 Средние составы газа ПГУ

СН4 3,0 4,0

H2S 0,04 1,5

N2 55,6 0,7

Теплота сгорания (нижний предел), кДж/м3 4500 8730

ния, защищенные рядом новых российских патентов. Приходится удивляться нашей отечественной бесхозяйственности. Накоплен колоссальный интеллектуальный потенциал по технологиям ПГУ, который до сих пор не используется.

В то же время в мире начинается новая волна интереса к ПГУ. В Китае эта технология реализуется на нескольких подземных газогенераторах, в том числе с повторением наших старых российских ошибок (кстати, давно решенных). Один проект ПГУ реализуется при участии экспертов Великобритании.

Австралийский коммерческий проект ПГУ выполняется при участии специалистов Канады, США и Узбекистана.

Россия же, обладающая многолетним опытом действительно промышленной эксплуатации предприятий ПГУ в различных горно-геологических условиях, остается в стороне от возобновления работ и совершенствования технологии ПГУ как наиболее экологически чистой

и энергетически перспективной угольной технологии. Таким образом, мы начинаем утрачивать свои приоритеты в действительно российской технологии ПГУ из-за затянувшегося бездействия. Процесс ПГУ, также как и при наземной газификации угля, сопровождается выходом большого количества сопутствующих химических продуктов.

Основной целевой продукт — это газ ПГУ, при этом состав получаемого газа во многом зависит от состава нагнетаемого в подземный газогенератор дутьевого реагента (от воздуха до технического кислорода).

В табл.1 приведены составы газа, полученного в благоприятных гидрогеологических условиях на неглубоко залегающих угольных пластах в СССР (воздушное дутье) и США (кислородное дутье).

ПОСЛЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КРИЗИСА 1973 Г. МНОГИЕ НЕФТЯНЫЕ КОМПАНИИ США И ДРУГИХ СТРАН СТАЛИ ПРОЯВЛЯТЬ АКТИВНОСТЬ В ОБЛАСТИ ПРОЦЕССОВ СЖТ

Данные на воздушном дутье являются средними за 1966-1970 гг. работы опытно-промышленной станции «Подземгаз» на каменноугольных пластах Кузбасса, а на кислородном дутье — эксперимент продолжительностью 100 сут. на двух скважинах месторождения битуминозного угля (месторождение Ханна, США). При этом в американском эксперименте использовалась присадка водяного пара к кислородному дутью [2].

Если газ ПГУ, получаемый на воздушном дутье, эффективно используется в теплоэнергетике, то газ, получаемый на парокислородном дутье после очистки от СО2, может служить химическим сырьем для различных синтезов. Получаемый синтез-газ (СО+Н2) является сырьем для производства синтетического жидкого топлива (СЖТ) с помощью синтеза Фишера-Тропша (СФТ).

Исторически производство СЖТ-СФТ из угля было освоено в Германии еще во время Второй мировой войны, а позже компания SASOL (ЮАР) довела эту технологию до значительных

34 ГАЗОХИМИЯ ФЕВРАЛЬ-МАРТ 2009

ТЕХНОЛОГИИ Ж

промышленных масштабов. Кстати, в конце 40-х гг. прошлого столетия в СССР по репарации было смонтировано два немецких завода по производству искусственного жидкого топлива из угля: в г. Новочеркасске — слоевой газогенератор с получением водяного газа и синтеза на его основе искусственного бензина; в г. Ангарске — гидрогенезация угля в атмосфере водорода под высоким давлением и последующая разгонка ожиженной угольной массы до топливных фракций. Однако промышленное освоение этих технологий СЖТ оказалось не под силу отечественному инженерному потенциалу, и оба завода были перепрофилированы.

После энергетического кризиса 1973 г. многие нефтяные компании США и других стран стали проявлять активность в области процессов СЖТ [3]. При этом основное внимание уделяется производству СЖТ из природного газа. Переработка природного газа в жидкие топлива с помощью технологии Gas-to-Liquid (GTL) стала предметом исследований многих компаний мира, в том числе и в Российской Федерации. На наш взгляд, производство искусственных жидких углеводородов из метана может представлять лишь локальный интерес, т.е. только для тех регионов, где есть природный газ и далеко до источников жидкого топлива.

Гораздо более универсальную значимость имеет производство СЖТ из угля, запасы которого на порядок превышают запасы нефти и газа. Тем более, если это возможно в подземных условиях без извлечения угля на поверхность.

На рис. 3 показаны варианты поверхностного энергохимического комплексного предприятия ПГУ. Технологический процесс в подземном газогенераторе осуществляется на парокислородном дутье. После очистки (отмывки) от №S и СО2 остается синтез-газ (СО+Н2).

Особый интерес представляет возможность получения на базе газа ПГУ метана как заменителя природного газа (ЗПГ). Состав сырого газа, получаемого в подземном газогенераторе при осуществлении процесса на парокислородном дутье и давлении около 3,0 МПа, аналогичен составу сырого газа процесса Лурги в наземном газогенераторе.

В наземном газоперерабатывающем комплексе основным является процесс метанизации газа, осуществление которого связано со строгим соблюдением технологическо-

В ПОСЛЕДНИЕ ГОДЫ КОРЕННЫМ ОБРАЗОМ ИЗМЕНИЛСЯ ПОДХОД К ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ТОПЛИВА.

НА ПЕРВОЕ МЕСТО СТАВЯТСЯ НЕ ТОЛЬКО ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ВЫГОДЫ ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ, НО И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ, Т.Е. НАНЕСЕНИЕ НАИМЕНЬШЕГО УЩЕРБА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ

го режима. Процесс метанизации газа определяется следующими двумя реакциями:

СО + 3Н2 ^ СН4 + Н2О + q1;

СО2 + 4Н2 ^ СН4 + 2Н2О + q2.

Согласно первой реакции отношение Н2/СО должно быть не менее трех. Из практики технологии термической переработки твердого топлива, в том числе и его газификации в наземных установках, хорошо известно, что газогенератор

с улавливанием побочных продуктов и низкой температурой отводимого газа позволяет достигнуть наибольшей энергетической эффективности. Помимо этого, получаются такие побочные продукты, как аммиак, сжижаемые углеводороды и сера, которые с потребительской точки зрения представляют ценность, так как могут быть использованы в дальнейшем как сырье или товарные продукты.

В последние годы коренным образом изменился подход к использованию топлива. На первое место ставятся не только экономические выгоды его использования, но и экологические, т.е. нанесение наименьшего ущерба окружающей среде.

Горячий газ ПГУ, в том виде, в каком он выходит из скважин на поверхность, является смесью парогазовых продуктов полного и неполного горения углерода, реакций взаимодействия двуокиси углерода и водяного пара, реакций термического разложения угля и продуктов этих реакций, а также реакций горения газообразных продуктов. В перечисленных реакциях участвуют не только реагенты, подаваемые в угольный пласт с поверхности земли, но и подземные воды, влага и углесодержащие компоненты пород, вмещающих угольный пласт. В результате охлаждения парогазовая смесь разделяется на жидкую (конденсат) и газообразную части. Каждая из этих частей проходит впоследствии переработку с получением конечных продуктов.

Новая технология ПГУ

Многолетний отечественный опыт масштабной промышленной

РИС. 3. ВАРИАНТЫ ПЕРЕРАБОТКИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗА ПГУ

ФЕВРАЛЬ-МАРТ 2009 ГАЗОХИМИЯ 35

Ж ТЕХНОЛОГИИ

реализации проектов ПГУ и опыт проверки возможностей ПГУ, полученный в зарубежных странах на ограниченном количестве скважин, выявили необходимость разработки новой технологии ПГУ. Отличительными особенностями такой технологии должны быть:

устойчивость и стабильность процесса за счет контролируемого и управляемого переноса воспламененной зоны огневого забоя в подземном газогенераторе;

возможность получения газа ПГУ с теплотой сгорания от 4 МДж/м3 (воздушное дутье) до 11 МДж/м3 (кислородное дутье);

возможность управления соотношением компонентов (СО, Н2, СО2) в газе ПГУ;

КПД процесса — до 75-80%;

ограниченное количество эксплуатационных скважин;

полнота выгазовывания угольного пласта — до 90-95%;

минимизация экологических последствий на подземные воды гидросферы.

Эти отличия повышают энергетическую эффективность и эксплуатационную надежность предприятия ПГУ, работающего по новой технологии.

На рис. 4 показана принципиальная схема модуля подземного газо-

генератора с перемещающимся реакционным каналом, вдоль которого движутся дутьегазовые потоки.

Газогенератор представлен в плоскости угольного пласта (наклонного или горизонтального). Дутьевая скважина обсаживается на всю длину, а газоотводящая — только до входа в угольный пласт. В нижней своей час-

РИС. 4. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА МОДУЛЯ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОГЕНЕРАТОРА ПО НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

Дутье

1 - дутьевая скважина, обсаженная по угольному пласту; 2 - газоотводящая скважина без обсадки по угольному пласту; 3 - угольный пласт;

4 - реакционный канал; 5 - обрушившаяся порода кровли и шлак; 6 - первоначальный канал газификации; 7 - точки переноса подачи дутья вдоль скважины

ти обе скважины соединяются между собой одним из известных способов в единую гидравлическую систему. В буровом канале дутьевой скважины формируется огневой забой и по мере выгазовывания угольного пласта между скважинами точка подвода дутья перемещается вверх по скважине. Таким образом, постоянно осуществляется направленный подвод окислителя непосредственно к реакционной угольной поверхности. Активное гетерогенное реагирование в канале, стенки которого преимущественно угольные, обусловливает не только высокую температуру на поверхности, но и минимальные относительные потери тепла в окружающие породы.

Подземный газогенератор, состоящий из большого количества модулей, изображенных на рис. 4, и соединенных в единую гидравлически связанную систему, обеспечивает стабильное осуществление технологического процесса ПГУ в реакционном канале с максимальным КПД и без элементов дожигания получаемого газа свободными токами окислителя.

При работе подземного газогенератора на кислородном дутье новой технологией предусматривается нагнетание через дутьевые скважины в зоны активного гетероген-

36 газохимия февраль-март 2009

ТЕХНОЛОГИИ Ж

РИС. 5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ «ПГУ-ТЭС» РАЗЛИЧНОЙ МОЩНОСТИ:

1 - себестоимость получаемой электроэнергии, руб/кВт'Ч; 2 - капиталовложения, млрд руб.; 3 - срок окупаемости, годы

ного горения углерода также СО2 и Н2О. Оба эти компонента генерируются непосредственно в наземном комплексе: СО2 отмывается из смеси, отводимой из газоотводящих скважин, а Н2О образуется в результате утилизации ее физического тепла. Нагнетание в подземный газогенератор СО2 и Н2О в различных сочетаниях позволяет регулировать отношение Н2/СО в отводимом из скважин газа, а следовательно, и в получаемом синтез-газе (Н2+СО).

В следующем этапе общей технологии получения из синтез-газа углеводородного сырья важное значение имеет не только отношение Н2/СО, но и вид катализатора, термобарические условия синтеза Фи-шера-Тропша [4].

Так, например, для получения парафиновых углеводородов синтез протекает по реакции

nCO + (2n+1)H2 ^ CnH2n+2 + иНЮ + Q, т.е. на входе в агрегат СФТ отношение Н2/СО должно быть близким к 2. Получаемые парафины могут быть гидрооблагорожены (гидрокрекинг, гидростабилизация, гидроизомеризация) до моторных топлив требуемого состава с подавлением ароматики (бензол, толуол и др.) и олефинов (этилен, пропилен и др.).

Сегодняшний уровень инженерных и научных разработок отечественных ученых [3, 4] позволяет надеяться на положительные результаты такой технологии применительно к ПГУ

Экономическая оценка

Для определения эффективности подземной газификации углей, как одного из способов разработки угольных месторождений, был проведен сравнительный анализ экономических показателей подземной газификации углей с аналогичными показателями шахтной и открытой добычи. Этот анализ показал, что себестоимость 1 т у.т. на Южно-Абин-ской станции была в 1,5 раза больше, чем при открытой добыче и в 1,3 раза меньше, чем на шахте. Причем производительность шахты и разреза в 10 и более раз выше, чем станции «Подземгаз» [1].

Широко известная американская Лоуренс-Ливерморская лаборатория в 70-х гг. ХХ века осуществила технико-экономические исследования производства заменителя природного газа методом ПГУ [5].

Экономическая оценка процесса производства заменителя природ-

ного газа при подземной газификации углей по методу ЛЛЛ проводилась на основании предварительных конструктивных и технологических параметров подземных газогенераторов. Сравнение осуществлялось с результатами аналогичных расчетов наземной газификации по методу Лурги, базирующейся на угле открытой добычи. В качестве примеров наземной газификации по методу Лурги были приняты установки «Эль Пасо» на полубитуминозном угле штата Вайоминг и компании «Американ Нейчерел Гэс» (АНГ) на лигните Северной Дакоты. Максимальная суточная производительность установок составляла 8,185 млн м3 ЗПГ Подземная газификация углей по методу ЛЛЛ осуществлялась на полубитуминозном угле бассейна Паудер-Ривер (штат Вайоминг). Мощность угольного пласта — 30 м, глубина его залегания — 300 м.

Цена искусственного метана, получаемого на основе подземной га-

ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕЙ КАК ОДНОГО ИЗ СПОСОБОВ РАЗРАБОТКИ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БЫЛ ПРОВЕДЕН СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕЙ С АНАЛОГИЧНЫМИ ПОКАЗАТЕЛЯМИ ШАХТНОЙ И ОТКРЫТОЙ ДОБЫЧИ

зификации углей, колебалась бы для различной степени извлечения углей от $40,6 до $48,7 за 1000 м3. Это существенно дешевле ЗПГ, получаемого при наземной газификации ($64,2 за 1000 м3), и природного газа, импортируемого по цене около $80-90 за 1000 м3.

Японские эксперты проанализировали [6] три конструкции подземного газогенератора. Две из них представляют американские предложения, а третья — российский модуль.

Японские эксперты в своей технико-экономической оценке процесса ПГУ подтвердили преимущества российского модуля. Так, для предприятия ПГУ с получением газа с теплотой сгорания 11,3 МДж/м3 (сырой газ для синтеза) его удельная стоимость (по капитальным и эксплуатационным затратам) колеблется для американских конструктивных решений от $0,029 до $0,045/МДж (от $7 до $11/Гкал), что находится в полном соответствии с американскими расчетами [5].

Оцененный японскими экспертами российский вариант выявил удельную стоимость газа ПГУ величиной $0,023/МДж ($5,5/Гкал). На основании проведенного техникоэкономического анализа японские эксперты делают вывод о перспективности технологии ПГУ для получения искусственного газа, особенно, когда возрастут цены на нефть и природный газ.

Другим вариантом энергетического использования газа ПГУ, осуществляемой на воздушном дутье,

ФЕВРАЛЬ-МАРТ 2009 ГАЗОХИМИЯ 37

Ж ТЕХНОЛОГИИ

является комплексное предприятие «ПГУ-ТЭС».

Не останавливаясь на деталях технико-экономических расчетов предприятий «ПГУ-ТЭС» электрической мощностью 25, 60, 300 и 600 МВт, рассмотрим их итоговые технико-экономические показатели.

Основные технико-экономические показатели предприятий ПГУ для всех рассмотренных вариантов представлены на рис. 5.

На рис. 5 видно, что капитальные затраты возрастают от 1,25 млрд руб. для сооружаемого опытнопромышленного предприятия электрической мощностью 25 МВт до 20,5 млрд руб. для промышленного предприятия мощностью 600 МВт электрической энергии, при этом при росте электрической мощности в 24 раза капитальные затраты возросли только в 16 раз.

Себестоимость генерируемой электрической энергии в этом интервале изменения мощности предприятия снижается от 0,71 до 0,5 руб./кВт-ч. Важным показателем является срок окупаемости капи-

ПЕРСПЕКТИВА НЕ ТОЛЬКО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗА ПГУ, НО И ПРОИЗВОДСТВА НА ЕГО ОСНОВЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ВЕСЬМА ЗАМАНЧИВА

тальных затрат на сооружение предприятий «ПГУ-ТЭС». Он снижается в рассмотренном диапазоне изменения мощности этих предприятий от 5 (опытно-промышленное предприятие) до 2 лет для достаточно мощного промышленного предприятия «ПГУ-ТЭС» электрической мощностью 600 МВт.

Заключение

Итак, ПГУ может рассматриваться как технология комплексной энергохимической переработки угля на месте его залегания. При этом весьма привлекательны процессы производства синтетического жидкого топлива и заменителя природного газа с использованием широко известного синтеза Фишера-Тропша .

В настоящее время разработаны конструктивные и технологические элементы новой технологии ПГУ, обеспечивающей устойчивое и управляемое ведение технологического процесса с получением газа стабильного состава. Задача заключается в ускорении испытания новых технических решений на опытном газогенераторе в Кузбассе и переходе к масштабному промышленному предприятию.

Перспектива не только энергетического использования газа ПГУ, но и производства на его основе синтетических углеводородов весьма заманчива. У России есть основания стать первой страной мира, превратившей «красивую идею» в реально освоенную промышленную технологию переработки угля (без извлечения на поверхность) в экологически более чистые электрический и углеводородный энергоносители. Необходимо повышенное внимание и инвестирование НИР и ОКР по проблеме ПГУ, а также опытно-промышленных (пилотных) установок. РХ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. — 302 с.

2. Крейнин Е.В., Пьянкова Т.М. Перспективы производства заменителя природного газа на основе подземной газификации углей . — М.: ВНИ-ИЭГазпром, 1978. — 45 с.

3. Хасин А.А. Обзор известных технологий получения синтетических жидких углеводородов по методу Фишера-Тропша // Газохимия, 2008. — №2. — С. 28-36.

4. Каган Д.Н., Шпильрайн Э.Э., Лапидус А.Л. Разработка малостадийной технологии производства СЖТ на установках низкого давления // Газохимия, 2008. — №2. — С. 50-58.

5. Garon A.M. An economic evaluation of underground coal gasification. Proceedings of the Second Annual Underground Coal Gasification Symposium. USA, 1976, p.p.155-168.

6. Shimada S., Ohga K., Tamari A., Ishli E. Cost estimation of underground coal gasification in Japan // Mineral Resources Engineering, Vol. 5, 1996, p.p. 241-252.

38 ГАЗОХИМИЯ ФЕВРАЛЬ-МАРТ 2009