Цель и задачи ООО «СИГД-ПГУ»

ООО «Специальные Инструменты Горного Дела – ПГУ» (ООО «СИГД-ПГУ») считает своей задачей объединение, систематизацию и совершенствование технологии подземной газификации угля (ПГУ) для получения электроэнергии, химических продуктов и жидкого топлива. На основе вновь разработанных технологических схем, программного обеспечения и с учётом достижений современной углехимии, гидрогеологии, экологии горного производства, целью создания ООО «СИГД–ПГУ» является проектирование, строительство и эксплуатация опытно-промышленных коммерчески привлекательных предприятий ПГУ, что соответствует Постановлению Правительства РФ от 24 января 2012 г. № 14р. и предусматривает:

— производство газообразного энергоносителя и технологического синтез-газа из угольных месторождений с вовлечением забалансовых и некондиционных углей;

— обеспечение теплоты сгорания получаемого газа, пригодного для энергетических и технологических целей в диапазоне от 800 до 3000 ккал/м³.

— утилизация тепла, содержащегося в отходящих газах и в выгазованном пространстве и использование его в промышленных и бытовых целях;

— утилизация смолы и газового конденсата;

— замкнутый цикл водооборотной системы и отсутствие сточных вод;

— потери угля в недрах не более 15-20%;

— охрану земной поверхности и поверхностного растительного слоя от нарушения и порчи;

— при сжигании энергоносителя и переработке газа: выбросы в атмосферу твердых частиц – менее 0,1 г/м³(следы), окислов серы – менее 0,3г/м³(следы), окислов азота – не более 0,2 г/м³.

Обоснование и область применения технологии ПГУ

К настоящему время были разработаны технологии получения газа ПГУ на воздушном дутье с теплотой сгорания 800-1000 ккал/м³ (3,35-4,2 МДж/м³). Развиваемая при сжигании такого газа температура не превышает 1200-1500°С, поэтому такой газ относится к топливам с пониженной жаропроизводительностью и может быть пригоден как топливо для низкотемпературных процессов (сушка, сжигание в топках котлов при малых тепловых напряжениях), где успешно использовался. Полученный на воздушном дутье газ из-за большого балласта азота N₂, углекислотыСО₂ неэкономично подавать потребителю расстояние более 25-30 км. Такой газ целесообразно использовать на месте его получения для производства электроэнергии на газотурбинных и особенно парогазовых электростанциях мощностью до 300 МВт с КПД до 40%. При использовании в дутье кислорода О₂ теплота сгорания газа ПГУ может быть повышена почти в 1,5 раза, что позволяет использовать такой газ как энергетическое топливо для поучения электроэнергии по парогазовому циклу с КПД до 45%.

При парокислородном дутье или при очистке газа, полученного на воздушном дутье от негорючих составляющихN₂, СО₂, а также от сероводорода Н₂S, при повышенном давлении в подземном газогенераторе может быть получен газ с повышенной в 2-3 раза теплотой сгорания, который можем использоваться не только как высококалорийное топливо, но и как технологический газ. В зависимости от соотношения компонентов газатехнологический газ может служить как исходное сырьё:

— при (Н₂+СО)/N₂>3,1 для синтеза аммиака и получения карбамида,

— при (Н₂+СО) > 95% для восстановления металлов из руд (взамен кокса),

— при Н₂/СО >1,4 для синтеза жидкого топлива.

Производственный опыт получения газа ПГУ при различном дутье и газохимические расчеты позволяют сравнить теплоту сгорания и возможности его технологического использования при применении паровоздушного, парокислородного дутья с газом на паровоздушном дутье после очистки его от негорючих компонентов (N₂, СО₂) и сероводорода Н₂S (см. Таблицу ниже).

Сравнение возможности газа ПГУ при различном способе его приготовления

Способ	Состав газа, %	Q	Возможность получения
подготовки газа	СО₂	Н₂	Н₂S	СО	СН₄	N₂	ккал/м³ (МДж/м³)	Ам-миака	Для восстановле-ния	Жидкого топлива
	Бурый уголь
Паровоздушное дутьё	18,9	17,3	0,5	5,7	2,8	54,8	800 (3,34)	—	—	+
Парокислородное 95%	28,2	40,8	0,5	24,2	4,3	2,0	2000 (8,36)	+	—	—
Очистка газа от СО₂, N₂и Н₂S	0	67,7	0	21,7	10,6	0	3000 (12,55)	+	+	+
Каменный уголь
Паровоздушное дутьё	6,6	13,1	0	22,2	2,2	55,9	1150 (4,8)	—	—	—
Парокислородное 95%	18,6	33,7	0	37,1	4,2	6,4	3150 (13,2)	+	—	—
Очистка газа от СО₂, N₂и Н₂S	0	34,8	0	59,6	5,6	0	3000 (12,55)	+	+	—

Из таблицы видно, что очищенный от СО₂, N₂и Н₂S газ ПГУполученный на буром угле при паровоздушном дутье может быть не только достаточно калорийным газообразным топливом, но также может быть использован как технологический газ для производства химпродуктов и жидкого топлива.

Рациональная область применения предполагаемой технологии ПГУ определяется потребностью в электрической, тепловой энергии, в газе, химпродуктах, жидком топливе в конкретных регионах. Особое значение приобретает применение ПГУ в регионах с тяжелой экологической обстановкой, в районах Нечерноземья, а также в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока. Это предполагает создание автономных электростанций, базирующихся на полустационарных модулях и передвижных установках.

В зависимости от качества получаемого газа, удаленность потребителя или места переработки газа не должна превышать: для низкокалорийного газа 800 ккал/м³(3,34МДж/м³) — 1150 ккал/м³(4,8МДж/м³) более 25 км, для газа с теплотой сгорания 3000ккал/м³(12,55МДж/м³) и выше — более 250 км.

Предприятия по получению газа ПГУ должны иметь производительность не менее 2,5 млрд. м³газа в год, что обосновано предыдущими исследованиями по влиянию производительности на удельные капитальные затраты и себестоимость продукции, повышение производительности труда, уменьшения энергоемкости и металлоемкости.

Основные технические решения

Задача охраны недр применительно к ПГУ, заключающаяся в полной переработке запасов угля, предотвращении потерь полученного газа, потерьего физического тепла, а также сопутствующих химических элементов, решается путем:

— применения эффективных технологических схем газификации и конструктивного оформления подземных газогенераторов, учитывающих конкретные горногеологические условия залегания угольных пластов;

— управления процессом газификации и выгазовыванием угольного пласта в подземном газогенераторе;

— извлечения из подземного газогенератора и комплексного использования газообразных и жидких продуктов газификации и переработки газа;

Технологические схемы подземной газификации углей

Предлагаемые новые технологические схемы основаны на бесшахтной подготовке и газификации угольных пластов, как апробированных в промышленных условиях, так и теоретических. Они включают в себя технологические приемы, обеспечивающие 90-95% полноту выгазовывания запасов угля и теплоту сгорания газа: на воздушном дутье — 800 ккал/м³(3,34МДж/м³) — 1150 ккал/м³(4,8МДж/м³), а после очистки от сероводорода, азота и углекислоты — до 3000ккал/м³(12,55МДж/м³).

Разрабатываемые ООО «СИГД-ПГУ» технологические схемы предназначены для газификации пологих и малонаклонных пластов угля мощностью 2-10м. Конструкция подземного газогенератора предусматривает использование физического тепла образующихся газов для предварительной термоподготовки угля вдоль зоны транспорта газа и выделения летучих веществ из угля. Для пластов с большими мощностями и глубиной залегания, могут также использоваться принципы газификации в удлиненных каналах, подготовленных наклонно-горизонтальным бурением, а также направленная подача дутья.

Известно, что шахтная разработка угольных пластов на больших глубинах (600-1200 м) технически весьма затруднена (повышение температуры, увеличение горного давления и др.), а подземная газификация вполне осуществима под высоким давлением, что приводит к сокращению утечек газа из подземного газогенератора. Значительно уменьшается водообильность пород и влажность угля, за счет чего отпадает необходимость в предварительном осушении участков газификации.

Расчеты теплового баланса процесса ПГУ, осуществляемых на прежних конструктивных схемах подземного газргенератора с достаточно малыми расстояниями от огневого забоя до газоотводящей скважины показывают, что физическое тепло газа составляет от 5 до 10% теплосодержания сгазифицированного угля. Температура газа на входе в газоотводящую скважину при коротких каналах составляет 800°С и выше, что приводит к температурным напряжениям в ставе труб. При отсутствии охлаждения происходит деформация металлических труб и разрушение цементного кольца, что приводит к разгерметизации газогенератора.Предлагается увеличить расстояние от огневого забоя до газоотводящей скважины, что позволит, с одной стороны, улучшить термоподготовку пласта, а с другой, снизить температуру газа. На наклонной выходящей части газоотводящих скважин оборудуется теплообменники для подогрева воздуха (или образования водяного пара) для организации и применения горячего воздушного (или паровоздушного) дутья.

Управление процессом газификации осуществляется путем изменения: интенсивности подачи дутья и отвода газа, давления, состава и температуры реагента (с добавкой пара).

Стабильное получение кондиционного газа и полнота извлечения запасов угля в подземном газогенераторе обеспечивается: прогнозированием положения первоначальных каналов газификации, оперативным макшейдерским и гравиметрическим контролем за характером выгазовывания угольного пласта по площади и мощности, рациональным конструктивным оформлением обсадных колонн скважин, обеспечивающих заданный срок их эксплуатации.

Предложен научный подход к осуществлению автоматического управления технологическим процессом ПГУ. Предусматривается создание компьютерных систем мониторинга, базирующихся на непрерывном отслеживании изменения технологического и геомеханического состояния газификации с обработкой на принципах самоорганизации математических моделей, позволяющих оперативно выбирать оптимальные технологические параметры управления процессом ПГУ.

Очистка и переработка газов ПГУ

Газ, получаемый в подземном газогенераторе, перед подачей потребителю (электростанция, химпредприятие, предприятие получения жидкого топлива и др.) должен быть подвергнут обработке, которая включат в себя: очистку от твердых примесей, конденсирующихся углеводородов (фенолы и др.), сернистых соединений, двуокиси углерода и азота.

Для очистки от твердых примесей в газе, выходящего из подземного газогенератора по высоким давлением 2-5 МПа (20-50 атм) при температуре 400°С и выше, наиболее целесообразно применить сухие механические методы пылеочистки. Это позволит использовать физическое тепло газов и упростить водно-шламовое хозяйство очистной системы наземного комплекса. Перспективными для очистки горячей пыли является метод фильтрации через термоустойчивые тканые металлические сетки, помещенные непосредственно в газопроводе вблизи скважин.

Для газов ПГУ предпочтительным методом очиcтки газов от сероводорода является применение сухих высокотемпературных процессов извлечения серы из газа, при которых снижены теплопотери и уменьшается количество сточных вод.

Получение газов, предназначенных для энергетических и технологических целей, например, синтез-газа с заданным соотношением Н₂/СО возможна при использовании паровой конверсии окиси углерода непосредственно в канале газификации с применением железохромовых (для 850-550°С) и цинкохромовых катализаторов. Необходима разработка данных методов управления протеканием таких реакций и расход катализаторов в подземном газогенераторе.

Перечень новых технологий, подлежащих разработке

Разработка инновационной схемы подземного газогенератора с учётом недостатков предыдущих схем.
Технологическая схема использования тепла исходящих газов.
Разработка приспособлений для перемещения точки подачи дутья в подземный газогенератор с учётом недостатков, присущих методу CRIP.
Возможно, технология выгазовывания целиков угля в шахтах.
Разработка математической модели процесса газификации с учетом основных влияющих факторов (горногеологические условия, состав дутья, режимные показатели, конструкция газогенератора и т.п.).
Совершенствование методов эксплуатации подземного газогенератора с целью ликвидации выявленных недостатков.
Разработка методов контроля за изменением состояния вмещающих пород и контуров огневого забоя в реальном времени с компьютерной прогностической картой, предусматривающей меры противодействия нежелательным факторам.
Способы защиты скважин от сдвижения горных пород.
Способы защиты земной поверхности при разработке мощных пластов.
Разработка технологии по обесфеноливанию производственных сточных вод техническими сульфохлоридами.
Разработка технологии по извлечению двуокиси углерода из газа ПГУ, её хранения и использования в дальнейшем процессе ПГУ.
Разработка технологии по извлечению серы из газа ПГУ,
Разработка технологии проводки скважин сложного профиля.
Исследование газификации углей на различных агентах (воздушно-парового, диоксид-углеродного-воздух, обогащенное кислородом и др.).
Включение технологии ПГУ в ESG-повестку для широкого применения в условиях Российской Федерации.

Пример возможной реализации предлагаемой концепции

Производственная мощность горно-энергетического предприятия ПГУ 1,5-5,76 млрд. м³ газа в год.

Теплотворная способность энергоносителя до 3000 ккал/м³(12,55 МДж/м³).

Коэффициент полноты использования запасов угля – не менее 90%.

Экологические требования по нормам выбросов в атмосферу;

— твердых частиц – менее 0,1 г/м³;

— окислов серы не более 0,02 г/м³, диоксида углерода – 100%-ная очистка, азота – около 100%-ная очистка.

Очистка газового конденсата газопроводов и подземного выгазованного пространства от фенолов и их переработка для получения химических продуктов.

Замкнутые циклы водооборотных систем.

Противопожарная безопасность обеспечивается выполнением общепринятых действующих на предприятиях норм и правил при сжигании газа ПГУ и выработке дутья.

Ожидаемые расчетные технико-экономические показатели предприятия, включающего станцию «Подземгаз», комплекс по очистке газов и электростанций мощностью 100 Мвт:

Производственная мощность: по газу 1,5 млрд. м³/год, по углю (при калорийности угля до 3000 ккал/кг) 0,75 млн.т.

Теплотворная способность энергоносителядо 3000 ккал/м³(12,55МДж/м³).

Энергетический КПД 40%.

Прибыль предприятия, вырабатывающего газ ПГУ и электроэнергию 100 Мвт с учетом реализации газа для выработки серы, тиосульфата, диоксида углерода, карбамида, жидкого топлива и др. в 5,5 раз больше, чем при поставке потребителю только газа.

Срок окупаемости капиталовложений:

а) при выработке газа только для выработки электроэнергии 7,5 лет,
б) при реализации технологического газа для выработки серы, тиосульфата, диоксида углерода, карбамида, жидкого топлива и др. – 1,3 года.