ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕЙ В РОССИИ И ПЕРСПЕКТИВЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

В начале 60х годов в СССР эксплуатировали пять опытнопромышленных станций "Под земгаз" (на бурых углях — Подмосковную и Шатскую в Мосбассе, Ангренскую в Средней Азии; на каменных— Лисичанскую в Донбассе, ЮжноАбинскую в Кузбассе). В настоящее время работают Ангренская и ЮжноАбинская станции "Подземгаз".

Основные стадии процесса ПГУ — бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин, соединение этих скважин каналами по угольному пласту и, наконец, нагнетание в одни скважины воздушного или кислородного дутья и извлечение из других скважин образовавшегося газа. Газообразование в канале происходит за счет химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и термического разложения угля.

Первоначально ПГУ задумывали для решения прежде всего социальных задач, связанных с .ликвидацией тяжелого и опасного подземного труда шахтеров. В последующем к этому добавились экономические и экологические аспекты добычи и сжигания угля. Существенное нарушение поверхностного слоя земли при открытой разработке угольных месторождений, большие выбросы твердых (угольной пыли и золы) и газообразных вредных веществ (диоксидов серы и азота) при сжигании угля крайне отрицательно сказываются на экологической ситуации.

За прошедшее время методом ПГУ в СССР выгазовано около 15 млн.т угля и получено более 50 млрд.м3 газа. Наилучшие техникоэкономические показатели были достигнуты в 19641966 гг. на станциях "Подземгаз": Ангренской мощностью 160 тыс.тут/год или 1,4 млрд.м3 газа/год при себестоимости газа — 15—17 руб/тут; ЮжноАбинской мощностью 60 тыс.тут/год или 0,4 млрд.м3/год щ>и себестоимости газа— 13—15 руб/тут.

Основные результирующие параметры освоенной технологии ПГУ следующие: теплотасгорания получаемого газа 3,3—4,2мДж/м3, КПД газификации 55—65%, потери угля при газификации 1020 %, потери дутья и газа 5— 15 %. Недостатки традиционной технологии ПГУ — низкая теплота сгорания получаемого газа вследствие осуществления процесса на воздушном дутье, недостаточная стабильность и управляемость процесса ПГУ, недостаточная экологическая чистота предприятий ПГУ, прежде всего изза неполного улавливащю сопутствующих продуктов, излишне большой объем буровых и подготовительных работ, достигающий в себестоимости газа 30—35%.

Вместе с этим созданные научные и инженерные основы традиционной технологии ПГУ — надежная база для ее дальнейшего совершенствования с целью повышения управляемости и качества получаемого газа, обеспечения экологической чистоты и повышения эффективности предприятия ПГУ.

Социальноэкономические и экологические причины послужили основанием для заметного оживления работ по ПГУ в мире (США— 1972— 1989 гг., Зап. Европа — с 1982 г.).

Опыты по ПГУ в мире

Если ПГУ в России осуществлялась (за некоторым небольшим исключением) на воздушном дутье, то основные эксперименты в США были проведены на парокислородном дутье с получением среднекалорийного газа (9,5— 12,0 мДж/м3).

Наиболее детальное и квалифицированное исследование Возможностей ПГУ в США осуществляет компания "Энерджи Интернейшнл". В докладе ее президента А.Г.Синглтона проанализированы результаты ПГУ в США и сформулированы некоторые стратегические аспекты.

Несомненный интерес представляет сравнение подземной и наземной газификации углей, приведенное в докладе. Наиболее близким по составу газа к подземной газификации автор считает (таблица) наземный газогенератор с неподвижным слоем (процесс Лурги).

Суммарные экономические расчеты по производству синтезгаза из природного газа, а также газа наземной и подземной газификации углей дали основание американским ученым для следующих выводов: эксплуатационные затраты на производство синтезгаза (СО + Н2) при подземной газификации меньше, чем при наземной газификации углей; капитальные затраты при близких по размерам предприятий гораздо меньше при ПГУ; экономические показатели технологии ПГУ выходят на максимум при более низкой производительности предприятия; синтезгаз при ПГУ вполне успешно конкурирует с аналогичным продуктом, полученным при паровом риформинге природного газа.

Американские исследования также показали, что предприятия ПГУ носят модульный характер и поэтому могут расширяться без значительного увеличения затрат; ресурсная база ПГУ в несколько раз превосходит запасы угля, доступные для традиционной добычи; предприятия ПГУ удовлетворяют всем современным ограничениям по охране окружающей среды. Характерной особенностью топливного баланса стран Западной Европы является достаточно большая доля импорта нефти, природного и сжиженного газа. Вместе с этим на их территории имеются большие запасы углей, правда, на большой глубине (1000 м и более).

Отсюда понятна тенденция в странах Западной Европы, заключающаяся в освоении подземной газификации глубокозалегающих угольных пластов.

Во второй половине 80х годов в рамках Европейского экономического сообщества была создана специальная организация по разработке технологии ПГУ на глубине 1000—1500 м, в которую вошли ФРГ, Бельгия, Франция, Нидерланды, Великобритания, Испания и др. Программа этой организации, названная "Уголь второго поколения К2", финансируется Европейским экономическим сообществом и частично странамиучастницами. Симпозиум группы "К2", проведенный в октябре 1989 г. в г.Амстердаме, обобщил первые результаты в реализации программы ПГУ [2]. В настоящее время Европейское сообщество ведет подготовку ко второму натурному эксперименту ПГУ в Северной Испании на глубине около 500 м, в реализации нового проекта принимают участие Бельгия, Испания, Великобритания.

Направления совершенствования технологии

Широкомасштабное промышленное внедрение ПГУ 'в нашей стране возможно только при условии Повышения степени управляемости процесса, одновременном снижении удельных затрат и повышении степени использования угольного пласта. Ниже рассмотрены основные резервы повышения эффективности ПГУ.

1. Совершенствование схемы газификации и конструкции подземного газогенератора с целью активного и направленного взаимодействия окислителя с реакционной поверхностью огневого забоя несмотря на выгазование угольного пласта.

Необходимо найти такое конструктивное оформление подземного газогенератора, в котором бы постоянно сохранялся реакционный канал подземного газогенератора, соединяю

щий дутьевую и газоотводящую скважины. Достаточно строгие закономерности гетероген

ного горения угля в таком постоянно существующем канале— надежная основа для управления процессом ПГУ.

На рис. 1 показана принципиальная схема подземного газогенератора с постоянным 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 части обе скважины соединяются между собой одним из известных способов в единую гидравлическую систему. В бу^ ровом канале дутьевой скважины формируется огневой забой, и по мере выгазования 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.

Химический КПД процесса традиционной технологии составляет 60 %. Потерт тепла в окружающий массив и с охлаждающей водой достигают 30%.

Вопервых, целесообразно изменить конструкцию газоотводящих скважин, выполнив ее в виде теплообменникаутилизатора. Это позволит заменить охлаждение газа с 600—700 до 200 °С, осуществляемое впрыскиванием в его поток охлаждающей воды, косвенным теплообменом через стенку теплообменника. Перегретый водяной пар, получаемый в теплообменникеутилизаторе, можно либо возвращать вместе с дутьем в подземный газогенератор, либо использовать в поверхностном комплексе. Таким образом, можно использовать ДО 12 % тепла, теряемого при контактном охлаждении. Немаловажно также, что при косвенном охлаждении газа увеличивается пропускная способность газоотводящей скважины.

Вовторых, непроизводительные потери тепла можно снизить, осуществляя процесс ПГУ в две стадии. Если в зону транспорта образовавшегося газа с температурой 700— 800 °С в реакционный канал через специальные скважины подавать перегретый водяной пар или углекислоту, то физическое тепло будет использоваться на эндотермические реакции восстановления Н20 и С02. Благодаря этому не только обогащается газ ПГУ водородом и монооксидом углерода, но и появляется возможность активного воздействия на химизм процесса ПГУ и конечный состав газа ПГУ.

Двухстадийная ПГУ может быть проведена и в две периодически осуществляемые фазы. В первой из них осуществляется подвод окислителя к реакционной поверхности угольного пласта, во второй фазе к раскаленной угольной массе подводится восстановитель.

Расчеты показывают, что непроизводительные потери тепла описанными выше методами могут быть снижены с 30 до 10%, а следовательно, химический КПД процесса ПГУ повышен с 60 до 80%.

В настоящее время [3] в России завершается строительство опытнопромышленного участка для натурной проверки новой технологии ПГУ, отличительными особенностями которой являются: повышенная устойчивость и стабильность процесса; возможность изменения соотношения СО/Н2 в газе; КПД газификации 80—85%; уменьшенное количество эксплуатационных скважин; минимальная экологическая напряженность на окружающую среду.

Сферы использования газа ПГУ Многообразны направления использования газа ПГУ. На рис. 2 показаны варианты комплексного энергохимического предприятия ПГУ. Как видно из этих данных, при ПГУ на парокислородном дутье после очистки (отмывки) от HjS и С02 остается синтезгаз (СО + IQ. Этот ценный продукт может быть использован как сырье для синтезов аммиака, метана, метанола, легкого бензина, дизельного топлива, а также в качестве топлива для различных промышленных и бытовых энергетических установок. Особое место занимает вариант использования синтезгаза в качестве восстановителя в металлургических производствах. Поэтому комплексное предприятие "Металлургический комбинат — Подземгаз" представляется вполне разумным сочетанием и может быть реализовано в регионах, в которых в непосредственной близости от металлургической базы расположена угольная.

ПГУ может стать важной стадией в сложном горнометаллургическом комплексе как в качестве источника газообразного энергоносителя, так и в качестве источника восстановителя металла.

Достигнутые в России результаты по промышленно освоенной ПГУ, экспериментальные исследования в США, а также перспективы в совершенствовании и создании. новой технологии позволяют рассматривать в будущем комплексное предприятие "Металлургический комбинат— Подземгаз" как реальное сочетзвде

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ Черная металлургия России и стран СНГ в XXI веке. Т о м 2, Москва 1994