Печатная версия
Архив / Поиск

Archives
Archives
Archiv

Редакция
и контакты

К 50-летию СО РАН
Фотогалерея
Приложения
Научные СМИ
Портал СО РАН

© «Наука в Сибири», 2019

Сайт разработан и поддерживается
Институтом вычислительных
технологий СО РАН

При перепечатке материалов
или использованиии
опубликованной
в «НВС» информации
ссылка на газету обязательна

Наука в Сибири Выходит с 4 июля 1961 г.
On-line версия: www.sbras.info | Новости | Архив c 1961 по текущий год (в формате pdf), упорядоченный по годам
 
в оглавлениеN 31-32 (2467-2468) 13 августа 2004 г.

ЕСТЬ ЛИ БУДУЩЕЕ У ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕЙ?

Денис Корнилов
Кемерово

«Настанет, вероятно, со временем такая эпоха, когда 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».


Д. И. Менделеев

Иллюстрация

Как известно, уголь — важный фактор безопасности и энергетической устойчивости экономики страны. Поэтому максимальное использование потенциала угля является мощным резервом качественного роста угольной отрасли, одним из приоритетных направлений, обозначенных Энергетической стратегией России до 2020 года. Наиболее полное использование потенциала угля зависит от науки, от новых способов и технологий разработки угольных месторождений и переработки самого угля.

Одним из нетрадиционных способов разработки угольных месторождений является метод подземной газификации углей, который совмещает добычу и переработку угля, обеспечивая при этом получение горючего газа (конечного продукта) на месте осуществления процесса. Технология подземной газификации углей была разработана в 1930-е годы советскими инженерами, на территории СССР в 1950-е годы было построено несколько опытных станций. Наиболее известные из них: Южно-Абинская станция «Подземгаз» в Кузбассе, пущенная в эксплуатацию в 1955 году и прекратившая свое существование в 1996 году, и Ангренская станция «Подземгаз» в Узбекистане, построенная в 1963 году и работающая по сей день. 1970-80-е годы знаменуются всплеском интереса к подземной газификации углей за рубежом: почти все крупные угледобывающие государства мира приобрели у нашей страны лицензии на технологию подземной газификации углей (ПГУ).

В настоящее время в топливном балансе Кемеровской области основную долю потребности в энергетическом сырье покрывают кузнецкие угли в количестве 19-20 млн тонн в год (82-85% от всей потребности). Сложившийся топливный баланс определил развитие в Кузбассе негативных в экологическом отношении явлений: загрязнение атмосферы, гидросферы и литосферы за счет сжигания на ТЭЦ и в котельных чрезмерно большого количества твердого топлива, только в социальной сфере сегодня работают на угле 1400 (!) котельных. Возможно ли сегодня, используя прежний опыт и современные знания, увеличить газовую составляющую топливного баланса Кузбасса за счет широкого развития ПГУ? С таким вопросом и предложением провести неформальное рассмотрение состояния проблемы подземной газификации углей администрация Кемеровской области обратилась к ученым Института угля и углехимии СО РАН.

Этой теме был посвящен специальный семинар, в работе которого приняли участие представители администрации Кемеровской области, сотрудники Института угля и углехимии, филиала Института химии твердого тела и механохимии, Института теплофизики, Кемеровского научного центра СО РАН, Южно-Абинской станции «Подземгаз» и Ангренской станции «Подземгаз».

Тональность выступлений участников семинара была как оптимистичной, так и весьма сдержанной, но все были едины во мнении, что проблема подземной газификации углей должна быть рассмотрена с позиций сегодняшнего дня, с учетом исследований нового уровня, чтобы не дискредитировать саму идею подземной газификации углей. Предлагаем читателям фрагменты наиболее характерных выступлений участников семинара.

По мнению С. Лазаренко, д.т.н., ведущего научного сотрудника Института угля и углехимии СО РАН, технология ПГУ открывает новые возможности в разработке угольных пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания, совмещает добычу и переработку угля, обеспечивая при этом непосредственное получение конечного продукта (горючего газа) на месте осуществления газификации пласта. Безусловно, что ПГУ сегодня нужно рассматривать как технологию ближней и средней перспективы — технологию, которая, не будучи в состоянии сегодня конкурировать со сравнительно дешевым природным газом и нефтью, через определенный период будет обязательно востребована. Следует при этом учитывать следующее обстоятельство: при газификации угля на глубоких горизонтах усиленное проявление горных факторов, отрицательно сказывающееся на шахтной разработке глубокозалегающих пластов (увеличение горного давления, температуры, уменьшение влажности пород, увеличение плотности вмещающих пород), оказывает положительное влияние на протекание технологического процесса газификации в части уменьшения утечек газа и дутья, улучшения кинетики газообразования, степени использования промышленных запасов угля и повышения химического КПД процесса. При осуществлении процесса ПГУ на глубоких горизонтах представляется возможным вести газификацию при высоком давлении, что существенно повышает теплоту сгорания получаемого газа, а также позволяет осуществлять бескомпрессорную транспортировку газа ПГУ на расстояние до 200-250 км от места его производства.

Для Кемеровской области в настоящее время существует три варианта увеличения газовой составляющей топливного баланса, которые, с различной степенью допущения можно назвать реально осуществимыми: рост поставок в Кузбасс тюменского природного газа; широкое использование в качестве топлива метана, получаемого как при дегазации угольных шахт, так и при промышленной добыче последнего; развитие в Кузбассе метода подземной газификации углей. В сегодняшней экономической ситуации наиболее рентабельным и технически реализуемым из них следует считать широкое развитие подземной газификации углей. Расчеты показали, что, например, строительство газопровода из Тюменской области в Кузбасс потребует финансовых затрат в несколько раз (в первом приближении — в пять) больших, чем строительство в Кузбассе нужного числа предприятий «Подземгаз», производящих такое же количество котельного топлива.

Об опыте работы за четыре десятилетия эксплуатации Южно-Абинской станции «Подземгаз» рассказал бывший директор станции А. Ворогов.

Южно-Абинская станция «Подземгаз» в г. Киселевске Кемеровской области как предприятие по подземной газификации угля было пущено в эксплуатацию в 1955 году и прекратило свое существование в 1996 г. За сорок лет работы станции накоплен уникальный материал по практической реализации идеи подземной газификации углей. Если первый газогенератор был пущен в эксплуатацию комбинированным способом — с использованием подземных работ, то уже в 70-80-е годы была освоена и внедрена новая технология, и все последующие 20 газогенераторов были пущены в работу без применения подземных работ. При этом были разработаны и впервые внедрены в производство огневая фильтрационная сбойка технологических скважин, гидравлический разрыв пласта, направленное бурение наклонных скважин по пласту, бурение наклонно-горизонтальных скважин скоростными забойными электробурами, оснащенными телесистемой. Накопленный с годами опыт ведения процесса подземной газификации позволил установить стандартный критерий качества газа. Минимальная теплота сгорания газа подземной газификации на углях Прокопьевско-Киселевского месторождения установлена в количестве 900 ккал/кг. Наивысшая производительность Южно-Абинской станции «Подземгаз» была достигнута в 1966 году — 488 млн кубометров газа, с себестоимостью 1,98 руб./1000 кубометров или 14 руб./т условного топлива. В период с 1967 по 1977 годы производительность станции колебалась в пределах 300-420 млн кубометров газа в год, а с конца 1970-х происходило постепенное снижение количества производимого газа. Общая протяженность газопроводов для перекачки газа подземной газификации, построенных непосредственно в городских условиях, составляла более 30 км в наземном и подземном исполнении, семь промышленных предприятий города были потребителями газа подземной газификации. Необходимо отметить, что станция «Подземгаз» — предприятие повышенной опасности с точки зрения техники безопасности и сегодня отрадно отметить, что за время работы не было допущено ни одного тяжелого, а тем более смертельного случая. Все это положительные моменты работы станции по подземной газификации углей. Директор остановился и на недостатках, которые необходимо будет учесть при строительстве новых станций ПГУ.

В первую очередь следует обратить внимание на способы бурения угольных месторождений. Сегодня необходимо учитывать огромный опыт по технологии бурения на нефтегазовых предприятиях, в частности, для того, чтобы не допускать отставания подготовительных работ при строительстве новых газогенераторов, необходимо использовать технологию бурения электробурами, скорости которых превышают роторное бурение в несколько раз. Необходим экономически обоснованный выбор предприятий — потребителей газа ПГУ. Газ должен ритмично потребляться, работа станции не должна быть ориентирована на сезонных потребителей. На Южно-Абинской станции потребление газа в течение года было неравномерным и определялось сезонностью работы потребителей. Так, в зимнее время потребность в газе определялась в количестве до 50 тыс. кубометров в час, в летнее — 10 тыс. кубометров в час. Резкое снижение потребления газа в летнее время отрицательно сказывалось на работе станции «Подземгаз», ухудшался технологический режим процесса, снижались технико-экономические показатели. Предприятие по подземной газификации углей не должно подчиняться угольному ведомству. По мнению директора, основная причина того, что уникальная Южно-Абинская станция «Подземгаз» так варварски была разрушена состоит именно в том, что она в свое время была передана в ведомственное подчинение Минуглепрому.

В г. Ангрен Ташкентской области в настоящее время продолжает работать станция подземной газификации углей «Подземгаз», об основных показателях работы которой рассказал ее генеральный директор А. Чернышев. Промышленная эксплуатация предприятия началась в 1963 году. Проектная производительность составляла 2,1 млрд кубометров в год или по углю — 650 тыс. т угля. Максимальная производительность была достигнута в 1965 году и составила 1,4 млрд кубометров/год или 440 тыс.т угля Ангренского буроугольного месторождения. Предприятие отрабатывает северо-восточную часть Ангренского буроугольного месторождения, которая по технико-экономическим и горно-геологическим показателями непригодна для отработки открытым и подземным способами. Балансовые запасы в горном отводе предприятия на 1 января 2004 года составляют 32 млн.т угля, 80% которых пригодны для подземной газификации. В настоящее время производительность предприятия составляет 350 млн.кубометров/год. Это обусловлено как техническим состоянием основного технологического оборудования, так и ограничениями в приеме потребителями из-за крайнего износа оборудования.

Производство газа ПГУ осуществляется в подземных газогенераторах на воздушном дутье. Все скважины подземного газогенератора соединяются между собой по угольному пласту с помощью противоточной фильтрационной сбойки. Технологические каналы газификации создаются с помощью бурения наклонно-горизонтальных скважин. Длина бурения канала по углю составляет 150-200 м и определяется глубиной залегания угольного пласта, расстояние между технологическими каналами составляет 30-40 м. Газоотвод образующихся продуктов газификации производится через группу наклонных и вертикальных скважин, интенсивность газоотвода составляет до 2500 кубометров/час на одну скважину.

Технико-экономический анализ деятельности предприятия показал, что при сжигании газа ПГУ в объеме 300 млн.кубометров/год достигается экономия мазута в количестве 27 тыс.т, при этом улучшаются экологические показатели Ангренской ТЭС, что ведет к снижению платы за выбросы вредных веществ в атмосферу в сумме более 70 тыс. долларов.

Оптимистическая тональность выступлений определялась следующими аргументами в пользу реализации идеи ПГУ: возможность получения ощутимого эффекта в энергетическом обеспечении промышленных районов в случае широкомасштабного использования технологии ПГУ; возможность исключить тяжелый, вредный и опасный труд горнорабочих при подземной добыче угля; возможность заменить затратные и небезопасные процессы транспортировки, разгрузки и использования угля на безвредную и менее опасную транспортировку очищенного горючего газа в места его непосредственного использования; возможность исключить нарушение почвенного покрова территории, характерное для открытого способа добычи угля.

В ряде выступлений участников были и аргументы против. В наиболее полном виде они сформулированы в сообщении зам. начальника Управления ГУ «ГУРШ» к.э.н. Ю. Каплунова и к.т.н. В. Чекиной.

По мнению авторов, изначально в идее ПГУ имеются два условия, ограничивающие применение подземной газификации: явное условие — процессы горения угля должны быть подконтрольно управляемыми; скрытое условие — должны быть управляемыми процессы, возникающие в результате воздействия горения на компоненты природной среды недр. Процессы воздействий должны быть управляемыми до такой степени, чтобы технически было возможно обеспечить экологическую безопасность жизни и деятельности людей в районе ПГУ.

Многолетний период экспериментально-промышленных испытаний и научных исследований в области газификации углей не подтверждает преимуществ технологии ПГУ, о которых заявляют разработчики. Во-первых, все виды работ, связанные с обслуживанием газогенераторных, дутьевых цехов и цехов сероочистки станций подземной газификации углей отнесены к особо опасным; во-вторых, транспортировка газа в процессе ПГУ не является простой и безвредной, т.к. газ подземной газификации вследствие высоких температур и влажности, является агрессивной средой и содержит большое количество смолы. При изменении температуры, а также при уменьшении скорости течения газа, смола осаждается в трубопроводе, особенно в местах установки дроссельных устройств и забивает измерительные приборы; в-третьих, все разработанные конструкции и самые прогрессивные технологические режимы ПГУ сопровождаются опасными воздействиями на компоненты природной среды, а также отрицательными экологическими последствиями. Основные виды таких воздействий и последствий проявляются в деформации пород, тепловых и химических, гидрогеологических отрицательных изменениях.

В условиях подземной газификации происходят непредсказуемые явления по масштабам деформации и разрушения многослойной толщи пород от угольного пласта до земной поверхности, т.е. над выгазованным пространством. Методы прогнозирования поведения толщи пород весьма ограничены и непригодны для предсказаний подвижек всего массива пород. Фактом возможности особо крупных нарушений горной территории может служить по мнению авторов, разработка Ангренского буроугольного месторождения — в результате использования ПГУ в активном оползневом движении оказался массив объемом 900 кубометров.

Повышение температуры горных пород, наблюдаемое при ПГУ, достигает 1600 градусов Цельсия и выше и приводит к спеканию вмещающих пород и потере первоначальных свойств. Тепловое воздействие обуславливает повышение температуры подземных вод и их активное химическое загрязнение.

Возможности катастрофического уровня распространения гидротехногенеза предопределяется тем, что химическое загрязнение вод при ПГУ наиболее стойкое и свободно распространяющееся. Загрязнение приобретает свойство комплексности и может быть органическим (фенолы, нафтеновые кислоты, пестициды), неорганическим (соли, кислоты, щелочи), а также токсичным (мышьяк, соединения ртути, свинца, кадмия и др.). Очаг химического загрязнения подземных вод в сильно проницаемых грунтах может распространяться до 10 км и более. При этом следует осознавать, что загрязнения подземных вод не ограничиваются площадью газогенераторов, а распространяются по течению потока на расстояния до 20-30 км и более от источника загрязнения. Это создает реальную, долговременную и практически не поправимую угрозу для питьевого водоснабжения региона. На Ангренской станции «Подземгаз» был проведен анализ состава газового конденсата и сточных вод конденсатохранилища. Основными загрязняющими компонентами в конденсате являются летучие фенолы (до 500 мг/л), смолы (до 160 мг/л), органические кислоты жирного ряда (до 200 мг/л), пиридиновые основания (до 500 мг/л), аммиак (до 1000 мг/л). Кроме того, в воде содержатся нитриты и нитраты, различные соединения серы. Все эти компоненты токсичны.

По мнению авторов, перечисленные последствия не позволяют считать технологию ПГУ экологически чистой, перспективной технологией для энергетики. Решение о широкомасштабном применении технологии ПГУ сегодня не может быть принято положительным, пока нет даже удовлетворительно признанной теории подземной газификации углей. Всему свое время.

Именно с целью осмысления, обобщения накопленного материала, как теоретического, так и практического, с учетом современных знаний и возможностей, в Институте угля и углехимии СО РАН сегодня формируется исследовательский проект по подземной газификации углей. Актуальность проблемы для Кузбасса очевидна, необходимо теперь оценить целесообразность ее реализации на практике.

стр. 10

в оглавление

Версия для печати  
(постоянный адрес статьи) 

http://www.sbras.ru/HBC/hbc.phtml?5+301+1