Підземна газифікація вугілля в умовах донбаського вугільного басейну

 

Нами, групою молодих вчених хіміків-технологів, було вивчено і були проведені дослідження процесів газифікації та продуктів газифікації вугілля Донецького вугільного басейну. Була попередньо розглянута математична модель отримання газу.

З урахуванням сформованої світової ситуації з постачання природного газу на сьогоднішній день процес підземної газифікації з одержанням горючих газів (синтезгаз) є основною альтернативою природному газу.

Переваги зазначеної технології полягають у тому, що вугілля не піднімається на поверхню, не утворюються великі обсяги породи, які потребують розміщення, чи не порушується цілісність рельєфу, і не відбувається просадка в результаті утворення підземних пустот, відсутня необхідність у застосуванні додаткових хімічних реагентів, які негативно впливають на навколишнє середовище. Технологія екологічно безпечна, тому може стати альтернативою видобутку сланцевого газу.

Підземна газифікація твердого палива є важливим напрямком експлуатації природних родовищ палива і полягає в переведення його під землею в горючий газ для енергетичного та технологічного використання після виводу на земну поверхню.

Головною особливістю підземної газифікації вугілля, є те, що при такому методі розробки вугілля можна використовувати запаси вугілля, які не відносяться до промислових.

 

Сировинна база

Геологія вугільних родовищ дуже різноманітна. Підземні пласти часто залягають складним чином, їх потужність не представляє інтересів для видобутку звичайним способом. Є й просто ті родовища, які значною мірою вже вироблені, але ще мають великі запаси вугілля, який добувати традиційним способом невигідно.

Для того щоб отримати 1 млрд. кубометрів газу, потрібно газифікувати від 2 до 2,4 млн. тонн вугілля. Таким чином, Україна має запасами вугілля для отримання приблизно 10 тисяч млрд. кубометрів газу. При щорічному споживанні 73 млрд. кубометрів газу цих запасів вистачило б на 130-140 років.


Газохімічний розрахунок

Розрахунок зводиться до визначення теплотворної здатності газу на підставі складу вугілля і складу газу.

Склад газу визначається залежно від застосовуваного дуття. Для цього вугілля потрібно підпалити і подати йому окислювач - повітря (близько 20% кисню), чистий кисень і / або водяна пара.

У першому випадку при так званому повітряному дуття після згоряння під землею вугілля на виході виходить газ, в якому буде приблизно 14% вуглекислого газу СО2, 7-14% чадного газу СО, до 16% водню Н2 і близько 55% азоту N2, 3- 7% метану СН4, 1,1-1,4 сірководню H2S. Решта - всілякі домішки. Чадний газ і водень - це горючі гази, а азот і вуглекислий газ - негорючі. Отриманий газ має порівняно невисокою теплотворною здатністю.

Якщо ж задувати під землю суміш водяної пари і кисню, то на виході виходить синтез-газ, в якому буде чадного газу СО до 35%, метану СН4 близько 7% і водню Н2 - до 50%. Тобто горюча фракція в сумі перевищуватиме 90%. Такий газ має набагато більшу теплотворну здатність.

 

Матеріальний баланс

На основі матеріального балансу визначається кількість дуття і водяної пари для проведення процесу газифікації. Розрахунок приводиться до питомій масі вугілля підлягає газифікації.

Також при розрахунку враховується процес первинного охолодження газу, який здійснюється безпосереднім контактом газу та води, з наступному виносом на поверхню газу і пари. Залишкове вологовмісткість газу становить 0,5 кг / нм3. Розрахунок води на охолодження визначається на підставі теплового балансу.

 

Матеріальний баланс газифікації складається з наступних статей:

 

Статті приходу

Статті витрат

1

Вугілля сухе

Газ сухий (0,8)

2

Волога вугілля

Витоки газу (0,2)

3

Дуття на газифікацію

Зольний залишок

4

Волога розкладання

Волога газу, у т.ч.

5

Волога не розкладена

Волога на вході

6

Волога привнесена

Волога витоків

7

Сірка інших джерел

 

8

Водень інших джерел

 

 

Тепловий баланс

Основні статті теплового балансу:

 

Статті приходу

Статті витрат

1

Тепло виділяється при горінні

Тепло виділяється при горінні валового газу

2

Тепломісткість сухого вугілля

Тепломісткість сухого газу

3

Тепломісткість вологи вугілля

Тепломісткість вологи газу

4

Тепломісткість сухого дуття

Втрати тепла з газами витоків

5

Тепломісткість припливної вологи

Тепломісткість газу витоків

6

Втрати тепла з вологою газу витоків

Втрати тепла з вологою газу витоків

7

Тепломісткість зольного залишку

Тепломісткість зольного залишку

8

 

Втрати тепла (0,1)

 

Основні показники процесу які визначаються проектом

  • ККД газифікації по вуглецю.
  • Витрата вугілля на вироблення 1нм3 газу.
  • Часова витрата вугілля.
  • Річна витрата вугілля.
  • Питома витрата дуття.
  • Продуктивність станції.

 

Система газифікації і конструкція підземних газогенераторів

Підготовка підземних газогенераторів пропонується комбінованим способом, тобто поєднання похило спрямованих свердловин по вугіллю з проходженням штреків шахтним способом. Сбойку свердловин пропонується проводити методом гідравлічного розриву. Для кам'яних вугілля цей спосіб збійки є найбільш економічним і екологічно безпечним.

 

 

 

Порядок підготовки генератора

  • Буріння вертикальних свердловин.
  • Буріння похилих свердловин (не добурюються до вертикальних на 30-40 м).
  • Сбойка вертикальних свердловин між собою методом гідравлічного розриву пласта.
  • Припинення подачі води і продування свердловини повітрям високого тиску.
  • Розпал пласта з вертикальної свердловини без припинення дуття.
  • Створення потужного вогнища горіння і опрацювання гарячими газами каналу похилій свердловини за рахунок подачі до осередку повітря високого тиску.
  • Канал свердловини розширюється, пропускна здатність збільшується, дуття високого тиску на свердловині перекладається на дуття низького тиску і починається нормальна експлуатація свердловини.

 

Конструктивні елементи газогенератора

До основних конструктивних елементів газогенератора відносяться наступні:

  • Визначення дуттєвих і газовідводящих свердловин.
  • Визначення умовного фронту вогневих робіт.
  • Визначення діаметра технологічних свердловин.
  • Визначення нижньої межі робіт.
  • Визначення порядку відпрацювання пластів.
  • Складання календарного плану газифікації родовища.

 

Проведення бурових робіт

Обсяг бурових робіт з розкриття та підготовки підземних газогенераторів підраховується за найгіршими умовами. Протяжність бурових робіт визначається геологічними вишукуваннями.

 

 

 

Очищення та охолодження газу

Газ, одержуваний методом підземної газифікації, є досить запиленим. Середній вміст пилу в газі 2-2,5г/нм3. Температура газу близько 1100С.

Для очистки та охолодження газу як правило застосовуються апарати мокрого очищення. При цьому вміст пилу знижується до 90%, температура газу становить порядку 300С, вологість газу 35г/нм3.

 

 

 

 

Водний цикл станції

Оборотний цикл складається з скрубберов мокрого очищення, шламовідстійника, градирні та системи електрохімічного очищення оборотних вод.

Основні процеси очищення:

В основу технології прийнятий принцип мультістадійной селекції, що включає ряд послідовно або одночасно випливають фізико-хімічних процесів:

  • електрокоагуляція забруднень;

  • електрофлотація забруднень;

  • коалесценція забруднень на поверхні розділу фаз в інфрачервоному тепловому потоці, умовно звана ІК - обробка;

  • фотоокислення розчинених забруднень під впливом ультрафіолетового опромінення;

  • та інші при необхідності (знезараження, зворотноосмотичної фільтрування).

 

Повітродувних цех (киснева станція)

Залежно від обраної технології дуття проводиться розрахунок компресорних машин або розрахунок кисневої станції.

 

 

 

Пароводяний цех

Основні споживачі пара станції підземної газифікації:

  • Повітродувних цех.
  • Центральна насосна.
  • Опалення адміністративних та допоміжних будівель.

Залежно від необхідної потреби в газі вибирається тип парогенератора.

 

Потреба станції ПГУ в свіжій воді

Споживачами води на станції є:

  • Повітряні компресори або інші машини.
  • Скрубери-холодильники для охолодження газу.
  • Відцентрові скрубери чи інші апарати для грубої очистки газу.
  • Газовідвідні свердловини.
  • Бурової цех.
  • Пароводяний цех.
  • Побутові та протипожежні потреби.
  • Поповнення оборотного циклу.

Для забезпечення станції свіжою водою, можливі варіанти поверхневого, підземного чи іншого водозабору з організацією циклу водопідготовки, з досягненням якості води вимогам споживачів.

Силові навантаження і річний розрахунок споживання енергії

Розрахунок проводиться в залежності від типу обраного устаткування на кожній виробничій ділянці.

 

 

 

Тепловий контроль і автоматизація процесу підземної газифікації

Тепловий контроль здійснюється на :

  • Отводках до свердловин і голівках свердловин.
  • Контроль панелей підземних газогенераторів.
  • Загальностанційний контроль.

Автоматизація всіх етапів роботи станції покликана скоротити втрати газу і тим самим збільшити основні техніко-економічні показники роботи станції.

Лабораторний контроль

Лабораторний контроль здійснюється за такими напрямами:

  • Аналіз вугілля - технічний і елементарний.
  • Аналіз порід - склад, газопроникність.
  • Аналіз газу ПГУ.
  • Аналіз вод і контроль якості вод після очистки.

 

Мета стартапу

  • Проектування щільної установки ПГУ невеликої потужності.
  • Відпрацювання технологічного регламенту та визначення основних економічних показників.
  • Впровадження технології на промислові обсяги.
  • Організація проектної компанії, що експлуатує компанії і керуючої компанії.