7 липня 2017
Технології

ПІДЗЕМНА ГАЗИФІКАЦІЯ ВУГІЛЛЯ В УМОВАХ ДОНБАСЬКОГО ВУГІЛЬНОГО БАСЕЙНУ

Український науковий інститут технічної екології

Плющакова Л.А. - технічний директор.

Сафін В.А. - к.х.н., науковий консультант.

  

З урахуванням світової ситуації з постачання природного газу, 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, 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 природного 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 виведення 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 має 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 у розпорядженні запаси 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 та/або водяний пар.

У першому випадку при так званому повітряному дутті 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. Останнє - всілякі домішки. Чадний газ і водень - це горючі гази, а азот і вуглекислий газ - негорючі. Отриманий газ має порівняно невисоку теплотворну здатність.

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%. Таким чином 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 питомої маси вугілля що підлягає газифікації.

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

  

Основні показники процесу які визначаються проектом.

 

1.ККД газифікації по вуглецю.

2.Витрата вугілля на вироблення 1нм3 газу.

3.Часова витрата вугілля.

4.Річна витрата вугілля.

5.Питома витрата дуття.

6.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. Збійку свердловин пропонується проводити методом гідравлічного розриву. Для кам'яного вугілля цей спосіб збійки є найбільш економічним і екологічно безпечним.

 

Порядок підготовки генератора.

 

1. Буріння вертикальних свердловин.

2. Буріння похилих свердловин 

3. Збійка вертикальних свердловин між собою методом гідравлічного розриву пласта.

4. Припинення подачі води і продування свердловини повітрям високого тиску.

5. Розпал пласта з вертикальної свердловини без припинення дуття.

6. Створення потужного вогнища горіння і обробка гарячими газами каналу похилій свердловини за рахунок подачі до вогнища 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 належать такі:

1. Визначення свердловин, що працюють на дуття та свердловин що відводять газ.

2. Визначення умовного фронту вогневих робіт.

3. Визначення діаметру технологічних свердловин.

4. Визначення нижньої межі робіт.

5. Визначення порядку відпрацювання пластів.

6. Складання календарного плану газифікації родовища.

 

Проведення бурових робіт

Обсяг бурових робіт з розкриття і підготовки підземних газогенераторів підраховується за найгіршим умовами. Протяжність бурових робіт визначається геологічними дослідженнями.

  

Очищення та охолодження газу

 

Газ, що отримується методом підземної газифікації, є  досить запиленим. Середній вміст пилу в газі 2-2,5 г/нм3 Температура газу близько 110 0С.

Для очищення і охолодження газу як правило застосовуються апарати мокрого очищення. При цьому вміст пилу знижується на 90%, температура газу становить близько 30 0С, вологість газу 35 г/нм3.

 

Водний цикл станції

 

Оборотний цикл складається з скруберів 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 фізико-хімічних процесів що протікають:

- електрокоагуляція забруднень;

- електрофлотація забруднень;

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

- фотоокислення розчинених забруднень під впливом ультрафіолетового опромінення;

- та інші при необхідності (знезараження, обратноосмотичне 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:

1. Повітродувних цех.

2. Центральна насосна.

3. Опалення адміністративних та допоміжних будівель.

Залежно від необхідної потреби у парі вибирається тип парогенератора.

 

Потреба станції ПГУ в свіжій воді

 

Споживачами води на станції є:

1. Повітряні компресори або інші машини.

2. Скрубери-холодильники для охолодження газу.

3. Відцентрові скрубери або інші апарати для грубого очищення газу.

4. Газовідвідні свердловини.

5. Бурової цех.

6. Пароводяний цех.

7. Побутові та протипожежні потреби.

8. 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.

  

Тепловий контроль і автоматизація процесу підземної газифікації.

 

Тепловий контроль здійснюється на:

1. Отводках до свердловин і голівках свердловин.

2. Контроль панелей підземних газогенераторів.

3. Загальностанційний контроль контроль.

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

 

Лабораторний контроль

 

Лабораторний контроль здійснюється за такими напрямами:

1. Аналіз вугілля - технічний і елементарний.

2. Аналіз порід - склад, газопроникність.

3. Аналіз вод та контроль якості вод після очищення.

 

 Мета стартапу.

 

1. Проектування пілотної установки ПГУ на не велику потужність.

2. Відпрацювання технологічного регламенту, уточнення технологічних параметрів і визначення основних економічних показників.

3. Впровадження технології на промислові обсяги.

4. Організація проектної компанії, експлуатуючої компанії і керуючої компанії.

5. Енергетична незалежність Держави.