Новые возможности освоения угольных месторождений
С.А. Прокопенко
Современное состояние угольных технологий и энергетики
Угольная энергетика СССР и России много лет пребывает в состоянии концептуального застоя: не то чтобы появлялись принципиально новые энергетические предприятия, но и новые ТЭЦ по традиционной технологии за последние 30 лет не построены. Концепция вчерашней и нынешней угольной энергетики основана на добыче угля шахтами или разрезами, транспортировке его на ТЭЦ, дроблении, измельчении и сжигании с получением электричества и тепла. Каждый из указанных процессов включает много операций, требующих расхода материальных, человеческих, людских, энергетических и т.п. ресурсов. Каждый из процессов оказывает отрицательное влияние на окружающую среду, и масштабы этого влияния растут ежегодно, ставя уже вопрос об экологической угрозе нынешних углеэнергетических комплексов. Специалисты-экологи давно бьют тревогу в связи с загрязнениями больших территорий, ухудшением качества поверхностных и подземных вод, нарушением земной поверхности...
Совершенствование российской угледобычи идет по пути концентрации горных работ, закупки за границей и внедрения мощной и производительной техники, совершенствования технологий и схем отработки пластов, строительства современных обогатительных фабрик. Энергетическое производство улучшается совершенствованием конструкций котлов, топок, электрогенераторов, дробильно-размольных комплексов. Как на добычных, так и на перерабатывающих производствах занимаются внедрением пыле-газоулавливающего оборудования, строительством водных очистных сооружений, рекультивацией нарушенных территорий, улучшением санитарных условий труда.
Все это происходит в рамках существующей системной концепции. Радикальных, принципиальных изменений в российской углеэнергетике не наблюдается и пока даже не предвидится.
В 1954 г. академик П.Л. Капица написал Н.С. Хрущеву [1]: «Сейчас Академия наук по заданию Совета Министров отбирает ведущие проблемы во всех областях науки. Сперва казалось, что будут отбирать как раз эти передовые проблемы, которых в каждой области науки на очереди не больше двухтрех. Но на деле оказалось иначе. Уже принято 80 проблем, и самых разнообразных по характеру. Большинство из них не относятся к тому роду ведущих проблем, о которых я говорю. Ряд ведущих проблем среди них даже отсутствует. Например, среди принятых проблем есть такая важная, но не принципиальная проблема: «Борьба с браком на электровакуумных заводах», – однако отсутствует проблема прямого превращения энергии сгорания угля в электроэнергию. Эта фундаментальная проблема современной электрохимии сейчас, в связи с возможностью эффективной кислородной газификации угля, приобретает более актуальное значение. Я лично думаю, что не пройдет и нескольких десятков лет, как она будет решена, и тогда это революционизирует энергетику, так как изменит облик современных электростанций...».
Прошло с той поры 60 лет, а наша угольная энергетика совершенствуется лишь по пути модернизации, не меняясь качественно. Несомненно, что локомотивом здесь должен был выступить главный угольный регион страны. Однако Кузбасс не стал примером в новых подходах к использованию энергии угля. Много говорилось о глубокой переработке угля в новые виды топлива, химическое сырье, о газификаторах угля разных конструкций, о подземной газификации угольных пластов... Было принято постановление коллегии администрации Кемеровской области №87 от 05.04.2006 г. «О стратегии развития кузбасской энергосистемы до 2015 года», намечались высокие цели: реконструкции действующих и строительства новых ТЭЦ вблизи шахт и карьеров с прогрессивными технологиями сжигания качественного угля и сокращения вредных выбросов; создания энерготехнологических комплексов по добыче и переработке угля, выработке электрической и тепловой энергии, производства минеральных удобрений; строительства восьми станций «Подземгаз», общей производительностью 25 млрд м3 в год газа, для снабжения топливом новых электростанций суммарной электрической мощностью 1000 МВт и объемом тепловой энергии порядка 10,0 млн Гкал.
К 2009 г. планы были существенно умерены до одной станции подземной газификации угля в г.Киселевске в районе шахты «Дальние горы». Администрация области известила (газета «Кузбасс» №191 (24911) от 15.10.2009 г.) о создании совместного с ЗАО ИК «ЮКАС-Холдинг» предприятия ОАО «Промгазэнерго» производительностью 1 млрд м3 газа в год. Обещались: создание новых рабочих мест, улучшение экологии, выработка 151296 МВт·ч электрической и 415516 Гкал. тепловой энергии. Однако, 28 декабря 2012 г. стало известно о ликвидации проектного отдела этого предприятия и свертывании проекта. Ни одной угольной ТЭЦ по прогрессивным технологиям в Кузбассе построить так и не удалось. Технологический уклад угольной энергетики все также продолжает оставаться двустадийным. Между угольным пластом и проводом под напряжением сохраняются два промышленных передела – механический и химический.
На I-м переделе пластовый уголь преобразуется в поток его отдельностей для удобства перемещения на земную поверхность и затем к ТЭЦ. Для этого передела строятся в большом количестве шахты и разрезы, высокозатратные и опасные горные производства. На функциональном уровне разницы между шахтами и разрезами нет, о чем отмечает и академик К.Н. Трубецкой в своем фундаментальном учебнике [2]. Функция извлечения угля, будучи объективированной в шахту, несет больше опасностей для человека, а при объективации в разрез – больше опасностей для окружающей природной среды.
На II-м переделе отдельности угольного энергоносителя измельчаются в пыль, которая подвергается реакции окисления в топках ТЭЦ с получением перегретого пара, преобразованием его движения в электрическую энергию и выдачей горячей воды в тепловую сеть.
Оба передела высокозатратны и опасны для человека и окружающей природной среды, что определяет высокую стоимость российской угольной электрогенерации. В ряду атомной, газовой, гидравлической, ветряной, геотермальной и т.п. энергетики угольная занимает последнее место по конкурентоспособности. Низкая конкурентоспособность и у нынешнего дорогого кузбасского угля при вывозе его за пределы страны. В условиях происходящего падения спроса на уголь в США и Европе, обусловленного активным развитием добычи сланцевого газа перспективы кузбасского угля на зарубежных ранках ослабляются. Более того, они уменьшаются даже в Кузбассе и в соседних регионах, где увеличивается количество территорий и объектов, переходящих на пользование природным газом. Электроэнергии дешевой и в избытке Кузбасс не имеет и не предлагает, экспортируя за свои границы лишь каменноугольный энергоноситель, работать с которым даже в Кемеровской области желающих становится все меньше.
Недавно стало известно, что в Новокузнецке начался монтаж оборудования новой газовой ТЭС (ГТЭС). Это ли не парадокс в угольном городе строить электростанцию на газе, для чего уже закуплены в Санкт-Петербурге 2 газовые турбины. Ввод электростанции в эксплуатацию позволит ликвидировать энергодефицит на юге Кузбасса, кроме того, здесь будет создано около ста новых рабочих мест, сообщает ИА «Энергоньюс».
В феврале 2013 г. на сайте www.kuzpress.ru сообщается, что две газотурбинных установки суммарной мощностью 298 МВт будут работать в пиковом режиме, компенсируя повышенные потребности региона в электрической энергии и мощности.
Оценка специалистов показывает, что подземная угледобыча к настоящему времени подошла к пределу возможностей повышения уровня безопасности горных работ. Накопился целый ряд противоречий между техническими средствами и способами, организационно-техническими, конструктивными и проектными решениями. Используемые организационно-технические решения в отношении средств и способов обеспечения промышленной безопасности угольных шахт во многом устарели и не соответствуют современному уровню развития техники и технологии работ по выемке и транспортировке угля [3]. Сложившиеся требования нормативных документов по обеспечению пылевзрывобезопасности, защите выработок от возникновения эндогенных пожаров, вентиляции, креплению выработок и т.п. не соответствуют современному уровню развития техники и технологии угледобычи: многооперационны, трудоемки, неэффективны. Принцип шахтной вентиляции, предусматривающий разбавление метана и вынос его по выработкам на поверхность, по мнению экспертов [3], практически себя исчерпал.
По многим направлениям требуется безотлагательное обновление методических пособий и нормативных требований на методологическом уровне [3].
Аварии в шахтах все чаще стали перерастать в катастрофы. Всем памятна катастрофа на шахте «Распадская» в 2010 г., унесшая жизни 91 человека. Эта шахта была флагманом российской подземной угледобычи. Совсем недавно в январе 2013 г. произошел взрыв метана на «Шахте №7» (входит в ОАО «СУЭК-Кузбасс») при котором погибли 8 горняков. Двумя неделями ранее там же произошло обрушение кровли выработки, в результате чего погиб горнорабочий.
И это все происходит на самых передовых угольных производствах, спроектированных по прогрессивным технологиям на основе последних представлений и оснащенных новым импортным оборудованием. Вероятно, сопротивление недр Земли техногенному вторжению человека нынешними технологиями угледобычи приближается к уровню исчерпания возможностей их безопасного применения и требуются качественно новые подходы к освоению пространства литосферы.
Вышеотмеченные обстоятельства определяют острейшую необходимость существенного и активного преобразования российской угольной энергетики на основе прорывных идей и решений, дающих новое качество системе «уголь - электричество».
Как же выйти на новый уровень качества угольной энергитики?
Принципиальным обновлением технологического уклада кузбасской (и российской) угольной энергетики может служить соединение двух переделов в один с размещением его на месте энергетического ресурса.
Нужна печь под землей- Без людей. Это позволит разрешить целые комплексы проблем, тисками сдавивших нынешние производства углеэнергетической отрасли.
Первое устройство, созданное человеком для эффективного преобразования угля в тепловую энергию, была каменная, а затем кирпичная печь. Это было сооружение для направленного отвода тепла и отходов (дым, зола) сгорания дров и угля. Если представить угольный пласт расположенным на земной поверхности с максимально облегченными условиями доступа к нему, то наверняка человек не стал бы разрабатывать и перевозить энергосодержащую горную массу на ТЭЦ. Он бы расположил ТЭЦ вблизи залежи энергетического сырья, разделил бы её на блоки, изолировал от атмосферы для исключения потерь и стал бы выжигать и газифицировать на месте, передавая потоки газа и пара на турбины. Очевидно, транспортировать газ, пар, электричество много дешевле, чем горную массу вагонами и самосвалами.
Природа не дала нам в Кузбассе такого идеального примера размещения угольных пластов. Все пласты расположены в толще литосферы, будучи перекрытыми слоями пород различной мощности. Следовательно, нужно научиться готовить печь под землей. Для этого требуется лишь нарезать столбы угля в пласте и изолировать их друг от друга, так как главные стены у такой печи уже имеются – кровля и почва пласта, а выход пласта из коренных пород перекрыт слоем рыхлых отложений. Столбы нарезают длиной 600–1000 м по падению и шириной 30–60 м по простиранию пласта. В нижней части столбы ограничивают общим штреком, пространство которого соединяют с атмосферой скважинами. Затем в выработках возводят из кирпича или другого негорючего и жаростойкого материала изолирующие стенки. Таким образом, сооружается печь под землей. Подземная угольная печь (рис. 1) – это природно и инженерно изолированный столб угля в недрах, газифицируемый и выжигаемый для выдачи на земную поверхность горючего газа и водяного пара с оставлением твердых отходов на месте их залегания.
Рис. 1 Схема последовательного выжигания угля в пласте и осуществления энергодобычиэнергодобычи:
I – II – выжигаемые печи; III – подготовленная печь; ТО 1…ТО 6 – теплообменники; ЭГ – электрогенератор
Работы осуществляют следующим образом (рис. 1). По падению угольного пласта последовательно проходят выработки (1) – уклоны (стволы) – на глубину 600–1000 м, которые затем соединяют горизонтальной выработкой – запальным штреком (2). Ширина нарезанных таким образом печей составляет 30–60 м и определяется необходимой производительностью теплообменников-парогенераторов, мощностью пласта угля, его калорийностью и т.д. Высота создаваемых выработок соответствует мощности пласта. С целью предотвращения перемещения огневого фронта за пределы блоков почва запального штрека изолируется огнеупорными материалами (3) (кирпич, бетон, современные негорючие материалы). Вдоль оси каждого уклона по всей их длине возводятся огнестойкие перемычки (4), разделяющие выработанное пространство на две части. Для повышения безопасности изолирующие сооружения заглубляются в породный массив почвы и кровли выработок. Таким образом, в недрах формируются изолированные печи по сжиганию угля I, II, III, выступающие в дальнейшем в качестве термогазогенераторов.
С поверхности земли в запальный штрек (2) каждого столба бурят скважину (5) для подачи воздуха и регулирования процесса выгазовывания (выжигания) пласта, то есть создают поддувало печи. С целью поддержания высокого температурного режима в зоне нахождения теплообменника, уклоны через 100–150 м оборудуют шлюзовыми воротами (6), управляемыми диспетчером с поверхности. В каждый шлюз с поверхности бурят скважины (7), соединяя их трубопроводной сетью (8) с газовой турбиной электрогенератора (ЭГ). На газопроводе для охлаждения газа устанавливают водяной теплосъемник, передающий образующийся пар в дутьевую скважину для повышения эффективности газификации угля.
На почве уклонов по обе стороны от перемычек монтируют рельсовые дороги для передвижения тепообменников ТО, представляющих собой цилиндрические котлы диаметром 1,5–2 м и длиной 3–4 м на колесах (наподобие железнодорожных цистерн), перемещаемые с поверхностного диспетчерского пункта посредством лебедок. По рельсовым дорогам в уклоны двух первых столбов на уровень запального штрека спускают теплообменники (парогенераторы) и соединяют их системой жестких и гибких трубопроводов с паровой турбиной электрогенератора и резервуаром теплоносителя на поверхности. Парогенераторы, трубопроводы, рельсы, канаты и т.д. изготовляют из материалов, выдерживающих образующуюся под землей высокую температуру. В качестве средств слежения за процессом газификации угля на несгораемых стенках выработок и на теплообменниках ТО1...ТО6 устанавливают датчики контроля температуры, расхода и давления пара и газа.
По завершении подготовки двух первых печей угля и удалении фронта проходческих работ по простиранию пласта, в печи I с запального штрека осуществляют розжиг угольного массива. С поверхности через подающую скважину доставляют в огневой забой воздух, производят выгазовывание пласта, образующийся генераторный газ поступает в уклоны и через отводящие скважины выводится на поверхность. На поверхности газ поступает в систему газопровода и, после предварительной очистки транспортируется к электрогенератору.
Одновременно с этим осуществляют процесс паропроизводства в передвижных теплообменниках. Для этого из резервуара на поверхности по водопроводу подают в тепообменники ТО1 и ТО2 воду, которая вследствие высокой температуры в огневом забое превращается в пар и по паропроводу выдается на паровую турбину электрогенератора. Через теплообменники производится съем выделяемого углем тепла, которое при традиционной технологии ПГУ бесполезно расходуется на ненужный нагрев вмещающих пород.
Возможна организация контурного (каскадного) съема тепловой энергии сжигаемого угля, когда на первом контуре – в подземном теплообменнике – используются тяжелые жидкости (жидкий калий или гликоль) с температурой кипения около 600°С, отдающие тепло водяному теплоносителю в более безопасной зоне. Таким образом, обеспечивается высокая эффективность подземной газификации угольного пласта с производством электроэнергии на двух турбинах, питаемых паровым и газовым энергоносителями. Получаемый из-под земли технологический газ помимо энергетической цели может быть переработан с получением ряда ценных химпродуктов.
По мере сжигания угля в печи огневой забой будет перемещаться по восстанию пласта. Для поддержания высокой паропроизводительности теплообменники ТО1...ТО6 должны размещаться в зоне высоких температур, что достигается их постепенным вытягиванием лебедками по уложенной колее.
Контроль за подземным газопаропроизводством осуществляют в наземном диспетчерском пункте, где с помощью компьютерной программы ведётся мониторинг фактических параметров процесса: отслеживают показания температуры в различных точках печей, контролируют давление и температуру в теплообменниках, трубопроводах, современными средствами наблюдения ведут тепловизорную съемку массива и т.п. Из диспетчерской управляют процессом производства электроэнергии путем регулирования воздухоподачи в различные скважины, передвижения теплообменников вслед за огневым забоем, открытия шлюзовых ворот, регулирования расхода воды и т.д.
По мере выжигания первой печи вводят в действие вторую и последующие. При этом на соседней с разжигаемой печью все подготовительные работы должны быть завершены, а люди из нее должны быть переведены в следующие блоки.
Вырабатываемое паровой и газовой турбинами электрогенератора электричество передают на трансформаторную подстанцию и затем к потребителям. Высвободившийся поток пара перед подачей теплоносителя в недра пропускают через сети теплоснабжения ближайших промышленных и жилых комплексов с целью их обогрева. Электрогенератор передвигают в направлении подготавливаемых печей по простиранию пласта с соответствующим перемонтажем трубопроводов.
При освоении описанной технологии появляется возможность создания на угольном месторождении современного энергетического комплекса с наземно-подземной ТЭЦ и практически безлюдной технологией получения энергии из недр. Будет реализован новый принцип: не уголь из недр и в котлы, а котлы – в недра, в уголь-
О преимуществах новой технологии
Штат такого энергокомплекса включает профессии проходчиков, буровиков, строителей огнестойких перемычек и изоляций, операторов огня, газа и пара, слесарей КИПиА и специалистов компьютерных технологий. Персонал подземных рабочих новой производственной системы сокращается до численности 2–3 проходческих бригад. Сотни людей, работающих в настоящее время машинистами комбайнов, ГРОЗ, электрослесарями и т.п. выводятся из опасных условий труда и высвобождаются для других видов занятости.
Шахта будущего – уже не система для преобразования пластового угля в поток его отдельностей на поверхность, а система для управляемого преобразования угля под землей и выдачи на поверхность газо- и парообразного энергоносителя, готового для превращения в электроэнергию и обогрева помещений. Нужно прекратить расходовать огромные средства на добычу угля для энергетики, а направить часть этих средств на освоение технологии извлечения химической и тепловой энергии из нетронутых пластов. Сама собой отпадает и необходимость освоения на таких шахтах технологии опережающего удаления метана из угольных пластов, как меры ослабления главной угрозы шахтеров последних лет – взрывов газа и пыли. Объёмы добычи угля в Кузбассе, существенно сократятся, т.к. останется необходимость его добычи для нужд металлургических предприятий, химических, зарубежного рынка...
И Кузбасс из поставщика и экспортёра угля превратится в экспортёра электроэнергии по стране и в соседние государства. На начальном этапе реализации предлагаемой технологии расход топлива на единицу электроэнергии, вероятно, будет выше уровня, достигнутого на нынешних угольных ТЭЦ. Одним из вариантов решения этого вопроса, видимым уже сегодня, может быть перемещение теплообменников не по фланговым уклонам, а по центральным для двустороннего контакта агрегата с огневым фронтом. Возможно и совместное применение этих схем. Вложение инвестиций в новую технологию – интеллектуальных, финансовых, материальных – позволит накопить опыт и обнаружить дополнительные возможности повышения технологической и товарной эффективности наземно-подземного энергокомплекса.
Важное достоинство предлагаемой технологии состоит и в том, что сырьевая база наземно-подземных ТЭЦ расширяется вследствие вовлечения в процесс теплоотдачи не только угля, но и углевмещающих пород, представленных, как правило, алевролитами и аргиллитами. При современных технологиях угледобычи эти породы вследствие малого содержания в них угольного вещества из шахт не извлекаются, а при открытой разработке они складируются в отвалах вместе с другими вскрышными породами.
При организации подземной энергодобычи на свите сближенных угольных пластов газификацию предусматривается проводить по самым мощным и по нижнему пласту свиты с опережающим преобразованием в энергию угольной массы вышележащих пластов. При этом подготовку «подземных печей» необходимо провести на всем столбе до начала огневых работ. Остальные пласты свиты будут вовлечены в процесс газификации вследствие разрушения налегающей толщи над выжигаемыми пластами. Таким образом, энергетический потенциал угля маломощных пластов может быть извлечен без подготовительных горных работ по ним.
Предлагаемое изменение концепции угольной энергетики позволит отказаться от отбойки угля и выдачи его на поверхность, от обогащения, транспортировки, дробления, измельчения, золоудаления, рекультивации золоотвалов и шахтных (карьерных) полей, и избавить от загрязнений угольной пылью и сажей земную поверхность... Капитальные и эксплуатационные затраты на получение электроэнергии новым способом по сравнению с традиционной шахтой и ТЭЦ будут сокращены в несколько раз. Исключаются затраты на приобретение очистных комплексов (на 90% импортных) и их эксплуатацию; строительство конвейерных магистралей; закупку миллионов киловатт-часов электроэнергии для подземных механизмов... Подземное производство освобождается от большого объема горных работ, снижается потребность в подземных рабочих, ИТР. Комплексу подземной энергодобычи не страшны ныне сдерживающие опасные факторы: пылевой, газовый, эндогенной пожароопасности, обрушения кровли очистных выработок. Условия для ставших уже регулярными аварий и травм шахтеров уменьшаются многократно. Техногенная нагрузка на окружающую природную среду существенно ослабевает.
Понятно, что новая технология энергодобычи потребует затрат на возведение качественной огнестойкой изоляции стенок выработок на контакте с массивом, возведения дополнительных перемычек, приобретение передвижного электрогенератора, создание комплекта парогенераторов, оснащение контрольно-измерительной аппаратурой. Но все эти затраты невелики в сравнении с колоссальной экономией, которую получает такой энергокомплекс вследствие избавления от необходимости расходования средств на нынешние процессы и операции.
Предлагаемая технология представляет собой развитие известных технологий подземной газификации угля (ПГУ) и подземного сжигания угля (ПСУ) [4]. Она несколько сложнее и дороже в реализации, однако, ослабляет их недостатки: низкую эффективность и слабую управляемость процесса выжигания пласта. То тепло, что при ПГУ и ПСУ уходило на ненужный нагрев вмещающих пород, вовлекается как дополнительный ресурс для выработки электроэнергии. Съем тепла в огневом забое через теплообменники-парогенераторы повышает энергетический КПД системы. Изоляция столба угля в массиве недр позволяет избежать неконтролируемого перемещения очага горения за пределы «подземной печи».
Необходимо отметить, что в последнее время в научно-технической литературе, посвященной ПГУ, а также в ряде ее практических реализаций проводился курс на максимальное удешевление технологии, в связи с чем к развитию предлагались только скважинные методы подготовки подземных газогенераторов, исключающие подземные горные работы.
Следствием этого становилась низкая эффективность производства и неконтролируемость процесса под землей, что ставилось затем в укор самой технологии и идее ПГУ.
Однако известно, что дешевое хорошим не бывает- В Кузбассе, где технологии проведения подземных горных выработок освоены и технически и организационно, обеспечивая высокий темп проходки, затраты на подземную качественную подготовку «подземных печей» не будут обременительными для подземной энергодобычи.
Если отказаться от курса на «удешевление всего и вся», проводимого нынешними собственниками угольных активов и изыскать требуемые для эффективного энергопроизводства инвестиции, то экономия такого комплекса будет, тем не менее, в несколько раз выше, чем нынешними комплексами типа «шахта - ТЭЦ».
Что накоплено мировым опытом?
В 2007 г. нам была предоставлена возможность посетить станцию подземной газификации угля в Китае, где убедились в наличии интереса к этой технологии в странах с развивающейся экономикой и энергетикой. Китайцы показали способность организовывать современные предприятия на базе ПГУ и даже предложили помощь в строительстве аналогичного производства в Кузбассе. При этом они не пошли по пути минимизации капитальных вложений, а используют схему шахтной и скважинной подготовки подземных газогенераторов (рис. 2).
Рис. 2 Схема подготовки подземных газогенераторов в Китае
Станция ПГУ занимается газификацией угля на остаточных запасах шахты. Производимый горючий газ поставляется в печи фарфорового завода, принадлежащего этой же компании. Предприятие оснащено современным оборудованием, аппаратурой, процесс управляется из наземного диспетчерского пункта. Калорийность получаемого газа, исходя из данных суточного мониторинга в мае 2007 г., изменялась в диапазоне 2178–2421 ккал/м3, содержание Н2 составляло 35,0–38,1%; СН4 – 7,4–7,9%; СО – 17,9–22,1%; СО2 – 23,32–26,03%; N2 – 4,75–13,72%.
Территория размещения предприятия не испытывает серьезных отрицательных воздействий: везде растет трава и деревья, воздух чистый, вода проходит очистку в специальных сооружениях. Поверхностный комплекс этого предприятия (см. фото) – чистый и аккуратный, больше напоминает систему трубопроводов крупной котельной.
Твёрдому убеждению в перспективности предлагаемого нами способа освоения угольных месторождений способствуют не только увиденный в работе комплекс ПГУ в Китае, но и оценки А.И. Ворогова, руководившего Южно-Абинской станцией «Подземгаз», производившей в г.Киселевске 40 лет генераторный газ по технологии подземной газификации для 12 котельных Киселевска и Прокопьевска. По его словам, к 1993–1994 гг. были воплощены такие инженерные решения, которые вывели предприятие на безубыточный режим работы. И это при вынужденной потере 50% получаемого годового объема генераторного газа, т.к. в весенне-осенний период, когда котельные останавливались, он попросту выбрасывался в атмосферу.
В плане экологичности такое производство будет самым передовым в углеэнергетической отрасли. Это подтверждается увиденным нами состоянием дел на китайской станции ПГУ, отзывами посещавших Южно-Абинскую станцию ПГУ и ее котельные, исследованиями д.т.н., профессора Е.В. Крейнина, обоснованно утверждающего, что технология ПГУ – самая щадящая для окружающей среды из всех освоенных человеком технологий отработки угольных месторождений [5].
Поверхностный комплекс станции ПГУ в Китае (2007 г.)
На возможные сомнения неспециалистов в части риска возникновения подземных пожаров, каких-то вероятных взрывов и т.п. ответим компетентным мнением А.И. Ворогова, заявившего нам: «За 40 лет существования моего предприятия не было ни одного не то чтобы смертельного случая, а даже хоть одной серьезной аварии с травмированием работников»Основным оборудованием наземно-подземного энергокомплекса станут: мини-ТЭЦ, проходческие комбайны, передвижные теплообменники-парогенераторы, воздуходувки, циклоны, отстойники технической воды. Перечисленные машины, аппараты и сооружения освоены отечественной промышленностью, нестандартными будут только передвижные парогенераторы. Теплообменник должен быть простым по конструкции и недорогим. Предприятию необходимо иметь запас теплообменников, чтобы в случае прогорания аппарата, обрыва каната и т.п. можно было оперативно спустить в выработку резервный.
Конструктивно теплообменник представляет собой змеевик из жаростойких труб, заключенный в корпусе длиной 3–4 м и диаметром 1,5–2 м, установленном на рельсовой тележке. Змеевик подключают в трубопроводу для приема воды и ко второму трубопроводу для выдачи пара. Агрегат оснащают контрольно-измерительными приборами, выдающими информацию оператору в диспетчерской по GPS связи. Трубопроводы для поддержания над почвой выработки укладывают на колесные тележки, служащие передвижными опорами.
Важный вопрос технологии ПЭД – демонтаж водо- и паропровода по мере подъема теплообменника к поверхности. Требуется особая конструкторская проработка участка трубопровода длиной 200–300 м перед парогенератором в подземной выработке и участка его быстрого демонтажа перед присоединением к стационарному трубопроводу на дневной поверхности. Возможный вариант решения на нынешнем этапе (рис. 3).
Рис. 3 Теплообменник с трубопроводами переменной длины:
1, 2 – кровля и почва пласта 3; 4 – теплообменник; 5 – огневой забой; 6 – шлюзовые ворота; 7 – передвижная опора; 8 – телескопический участок трубопровода; 9 – вытяжной трос; 10 – трубопровод
Трубопровод в зоне демонтажа выполняется телескопическим с возможностью уменьшения длины и сохранения герметичности. После сжатия телескопического участка прекращают подачу воды под землю, перекрывают задвижки, быстро удаляют жесткий став длиной 50–70 м, телескопический участок растягивают на полную длину и присоединяют быстроразъемными соединениями к стационарному трубопроводу. После этого открывают задвижки, пускают воду в парогенератор и продолжают его эксплуатацию с постепенным вытягиванием лебедкой за трос к устью уклона по показаниям КИПиА, удерживая в зоне оптимальных температур от огневого фронта. Возможно и подключение металлического трубопровода от парогенератора к стационарному на поверхности через гибкий жаростойкий трубопровод, изгибающийся и не мешающий выдвижению аппарата из выработки.
Указанные задачи не представляют особой сложности, лишь требуют соответствующего интеллектуального и финансового сопровождения. Неподдельное внимание властей к новым возможностям получения электроэнергии из угольных пластов по упрощенной, удешевленной и гуманизированной технологии позволит наконец-то подойти к принципиальному, качественному обновлению углеэнергетической отрасли страны. На привлечение такого внимания рассчитывают и автор публикуемой статьи, и редакция журнала.
ЛИТЕРАТУРА:
1. «...Требуется смелость, размах и дерзание». Пять писем академика П.Л.Капицы Н.С.Хрущеву/ Знамя, 1989. - №5. – с. 200–208.
2. Трубецкой К.Н., Галченко Ю.П. Основы горного дела: Учебник/ Под ред. Акад. К.Н.Трубецкого. – М.: Академический Проект, 2010. – 231 с. +32 с. Цв. Вкл. – (Фундаментальный учебник).
3. Павлов А.Ф. Анализ и управление риском крупных аварий на угольных шахтах России/А.Ф.Павлов, С.И.Голоскоков, С.В.Шатиров, А.В.Сурков// Вестник Научного центра по безопасности работ в угольной промышленности. – 2012. №2. – с. 125-135.
4. Михеев О.В., Виткалов В.Г., Козовой Г.И., Атрушкевич В.А. Подземная разработка пластовых месторождений. Теоретические и методические основы проведения практических занятий: Учебное пособие. – 2-е изд., перераб. и доп./Под ред. Л.А.Пучкова. – М.: Изд-во Московского государственного горного университета, 2001. – 487 с.
5. Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 302 с.
