Глубинное тепло земли и возможности его использования

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

уголь газификация лурги энергетический

Уголь - один из базовых элементов современного мирового топливно-энергетического баланса. Данное полезное ископаемое является уникальным материалом, на основе которого может быть получен широкий спектр различных продуктов.

Актуальность развития процессов глубокой переработки угля усилилась в связи с ресурсной ситуацией по всем видам органических энергоносителей и ценовым баллом нефти. Современная технология ищет новых решений химических, энергетических проблем, проблем добычи природных ископаемых. С целью снижения зависимости от импорта нефти и природного газа при производстве химической продукции многие страны сейчас стремятся активно развивать угольную химию.

Одним из таких технологических решений является газификация твердого топлива. Научные прогнозы показывают, что мировая добыча нефти и природного газа достигнет своего максимума через 20 - 30 лет, а затем начнется неизбежное, в глобальном масштабе, снижение их добычи.

Сегодня практически во всех крупных угледобывающих странах мира резко возрос интерес к подземной газификации угля. Интенсивные работы исследовательского и практического характера проводятся в Китае, где в последние годы построено 8 промышленных станций подземной газификации угля, в Австралии, где в 2003 г. построено крупное предприятие данного профиля - с использованием в этих странах применявшейся ранее в бывшем СССР технологической схемы газификации угольных пластов. Проявляется активный интерес к этой технологии в таких странах, как Индия, Казахстан, Украина, США, Вьетнам, ЮАР, КНДР, Южная Корея и многих других. Вот почему задачи роста добычи и переработки твёрдого топлива приобретают исключительное народнохозяйственное значение.

Все известные невозобновляемые энергетические запасы Земли это ограниченные ресурсы недр. Их современный лимит исчисляется десятилетиями. Буквально на глубине нескольких километров температура пород достаточна для экономически выгодного получения тепла. Используемые сегодня гидрогеологические ресурсы составляют всего 1% общих ресурсов геотермальной энергии. Неисчерпаемая тепловая энергия Земли - основа будущей энергетики. Для страны она может стать постоянным, надежным источником обеспечения дешевыми и доступными электроэнергией и теплом при использовании новых высоких, экологически чистых технологий по ее извлечению и поставки потребителю.



1. Общие положения

Газификацией называют высокотемпературные процессы взаимодействия органической массы твердых или жидких горючих ископаемых или продуктов их термической переработки с воздухом, кислородом, водяным паром, диоксидом углерода или их смесями, в результате которых органическая часть топлива обращается в горючие газы. Сырьём для процесса обычно служат каменный уголь, бурый уголь, горючие сланцы, торф.

В процессе газификации угля существенное влияние оказывают такие его свойства, как спекаемость, термическая стойкость, температура воспламенения, шлакуемость.

Спекаемость характеризуется способностью измельченного угля образовывать сплошную массу при нагреве без доступа воздуха, термическая стойкость - устойчивостью против измельчения при нагреве. Температура воспламенения соответствует температуре, при которой химическая реакция углерода угля с кислородом начинает протекать за счет собственного тепловыделения. Для бурых углей эта температура равна 180-200°С, для древесного угля 252°С, для каменного угля 300-350°С, для полукокса 395°С, для кокса 460°С.

Шлакуемость характеризуется отношением массы шлака к массе золы, образующихся при сгорании угля.

Активность процесса газификации угля характеризуется отношением максимального содержания окиси углерода в полученном газе к содержанию окиси углерода в воздушном дутье (34,7%).

Из геолого-петрографических характеристик угольного пласта на процесс газификации угля оказывают влияние мощность пласта, его строение, проницаемость и особенности строения.

Активность твердых топлив и скорость газификации в значительной степени зависит от минеральных составляющих, выступающих в роли катализаторов. Относительное каталитическое влияние микроэлементов углей при газификации может быть представлено рядом: Mn>Ba>>B, Pb, Be>>Y, Co>Ga>Cr>Ni>V>Cu.

К основным параметрам, характеризующим отдельные процессы газификации твердых топлив, могут быть отнесены:

тип газифицирующего агента;

температура и давление процесса;

способ подачи газифицирующего агента;

способ подвода тепла в реакционную зону.

Все эти параметры взаимосвязаны между собой и во многом определяются конструктивными особенностями газогенераторов.

Обычно газифицирующими агентами служат воздух, кислород и водяной пар.

Температура газификации в зависимости от выбранной технологии может колебаться в широких пределах 850-20000С. Диапазон давлений газификации от 0.1 до 10.0 МПа и выше. Газификация под давлением предпочтительна в случаях получения газа, используемого затем его в синтезах, которые проводятся при высоких давлениях (снижаются затраты на сжатие синтез-газа).

По способу подачи газифицирующего агента и по состоянию топлива при газификации различают слоевые процессы, при которых слой кускового топлива продувается по противоточной схеме газифицирующими агентами, а также объёмные процессы, в которых большей частью по прямоточной схеме топливная пыль взаимодействует с соответствующим дутьем.



2. История газификации углей

Первый патент на способ газификации угля был выдан в 1788 г. Роберту Гарднеру. А в 1792 г. инженер Вильям Мэрдок, работавший у знаменитого изобретателя парового двигателя Джеймса Уатта, изготовил первый газификатор и начал использовать угольный газ для освещения.

В 1807 г. в Лондоне, а в 1815 г. в Балтиморе (США) на улицах зажглись первые газовые фонари. Уже через 10-20 лет многие крупные города Европы и Америки имели газовое освещение. Но наивысшего расцвета технология газификации достигла к середине XX века.

Однако уже в 1960-е годы природный газ и нефть существенно потеснили уголь, и углегазовая промышленность была разрушена в считанные годы. Отрезвление от наступившей эйфории пришло во время первого нефтяного кризиса начала 1970-х годов. Тогда с целью укрепления энергетической независимости в США была принята программа с многомиллиардным бюджетом по развитию нового поколения угольных технологий. За ними последовали и многие другие страны.

2.1 Физико-химические основы процесса

Газификацией называют высокотемпературные процессы взаимодействия органической массы твердых или жидких горючих ископаемых или продуктов их термической переработки с воздухом, кислородом, водяным паром, диоксидом углерода или их смесями, в результате которых органическая часть топлива обращается в горючие газы.

Единственным твердым остатком при газификации должна явиться негорючая часть угля - зола. В действительности не удается полностью перевести органическую массу угля в газ, и в шлаке остается часть горючей массы топлива.

Общие принципы работы аппаратов для газификации - газогенераторов-можно рассмотреть на примере простейшего газогенератора, изображенного на рис 1.

Газогенератор такого типа представляет собой вертикальную шахту из листовой стали, футерованной огнеупорным кирпичом. В верхней части его имеется загрузочный люк, снабженный затвором 1. В нижней части газогенератора установлена колосниковая решетка 3, через которую в шахту непрерывно подается газифицирующий агент. Сверху непрерывно поступает уголь. При подаче в газогенератор воздуха в зоне, расположенной непосредственно у колосниковой решетки (окислительная зона, или зона горения), происходит горение твердого горючего ископаемого с образованием СО и СО2 по реакциям:

2С + О2 = 2СО + 218,8 МДж/кмоль углерода

С + О2 = СО2 + 394,4 МДж/кмоль углерода

Образующийся диоксид углерода в восстановительной зоне восстанавливается новыми порциями углерода в оксид углерода:

СО2 + С = 2СО - 175,6 МДж/кмоль углерода

Если вместе с воздухом в генератор подают также водяной пар, то в восстановительной зоне дополнительно протекают реакции:

С + Н2О = СО + Н2 - 132,57 МДж/кмоль углерода

С + 2Н2О = СО2 + 2Н2 - 89,5 МДж/кмоль углерода

В этом случае образующийся газ содержит два горючих компонента: оксид углерода и водород.

В газовой фазе могут протекать и другие реакции. Так, возможна реакция между оксидом углерода и водяным паром:

СО + Н2О=СО2 + Н2 + 43,1 МДж/кмоль

При взаимодействии СО и Н2 может образоваться метан:

СО + ЗН2 =СН4 + Н2О + 203,7 МДж/кмоль

который в условиях процесса подвергается термическому распаду:

СН4 -> С + 2Н2 -71,1 МДж/кмоль

Сочетание всех этих реакций и определяет состав образующегося газа, который изменяется по высоте газогенератора. После окислительной и восстановительной зон, называемых вместе зоной газификации, выходят горячие газы при температуре 800-900°С. Они нагревают уголь, который подвергается пиролизу в вышележащей зоне. Эту зону принято называть зоной пиролиза, или зоной полукоксования. Выходящие из этой зоны газы подогревают уголь в зоне сушки. Вместе эти две зоны образуют зону подготовки топлива. Таким образом, при слоевой газификации сочетается термическая переработка топлива и собственно газификация полукокса или кокса, полученного в зоне подготовки топлива. Поэтому газ, отводимый из аппарата, содержит не только компоненты, образовавшиеся в процессе газификации, но и продукты пиролиза исходного твердого горючего ископаемого (газ пиролиза, пары смолы, водяной пар). При охлаждении отводимого из газогенератора газа происходит конденсация смолы и воды, которые далее необходимо очистить и подвергнуть переработке.

В этом процессе изменяется и состав твердой фазы. В зону газификации, как отмечалось выше, поступает уже не уголь, а кокс, а из окислительной зоны выводится раскаленный шлак, который охлаждается в чаше 4 с водой, выполняющей одновременно функции гидравлического затвора, а затем выводится из аппарата.

Из изложенного выше следует, что газификация представляет собой сложное сочетание гетерогенных и гомогенных процессов. Возможно и последовательное, и параллельное протекание этих реакций. Механизм этих процессов до сих пор еще до конца не выяснен. Так, если первой стадией взаимодействия кислорода и углерода в зоне горения считают образование поверхностного углерод-кислородного адсорбционного комплекса, то вопрос о том, что является первичным продуктом взаимодействия водяного пара с раскаленным коксом, является предметом дискуссий.

В газогенераторе протекает ряд экзотермических и эндотермических реакций. Равновесия реакций смещены в сторону образования СО и СО2. Равновесие эндотермических реакций при повышении температуры смещены в сторону образования соответственно СО и Н2, но выход указанных продуктов (равновесный) уменьшается при повышении давления.

Равновесие экзотермической реакции сдвинуто в сторону образования исходных продуктов при температурах выше 1000°С и не зависит от давления. Образование метана более вероятно при повышении давления газификации.

Термодинамические расчеты позволяют определить равновесные составы газов в зависимости от температуры и давления газификации. Однако использовать результаты этих расчетов для предсказания реального состава газов трудно из-за значительных различий в скоростях реакций и влияния на процесс ряда технологических факторов.

Скорость реакций газификации лимитируется скоростью химических превращений в газовой фазе и на поверхности твердой фазы, а также скоростью диффузии. При температурах 700-800°С процесс газификации тормозится преимущественно химической реакцией, а при температурах выше 900°С - преимущественно диффузией. В реальных условиях суммарный процесс газификации протекает в промежуточной области, и скорость его зависит от кинетических и диффузионных факторов.

Процессы газификации интенсифицируют путем повышения температуры, увеличения давления газификации (что позволяет значительно увеличить парциальные давления реагирующих веществ), а также увеличения скорости дутья, концентрации кислорода в дутье или развития реакционной поверхности. Для приближения процесса газификации к кинетической области используют тонкоизмельченный уголь и ведут процесс при высоких скоростях газовых потоков. Выход газа, его состав и теплота сгорания изменяются в зависимости от того, что используется в качестве дутья. Названия газов, получаемых при использовании различных видов дутья, приведены ниже:

Дутье	Название
Сухой воздух	Воздушный газ
Смесь воздуха и водяного пара	Полуводяной газ
Водяной пар (при внешнем подводе тепла)	Водяной газ
Смесь кислорода и водяного пара	Оксиводяной газ (газ парокислородного дутья)

Для сопоставления составов и свойств этих газов следует сделать следующие допущения: газовая смесь состоит только из горючих компонентов (единственный возможный балласт - азот воздуха); газифицируется чистый углерод; не учитываются потери тепла. Газы, отвечающие этим допущениям, называют идеальными генераторными газами.

Получаемые на практике генераторные газы отличаются по выходу и составу от идеальных. Во-первых, уголь нельзя считать чистым углеродом, поэтому выход горючих компонентов в расчете на 1 кг органической массы угля всегда значительно меньше. В первую очередь это относится к молодым углям, отличающимся высоким содержанием кислорода, а тем более к торфу.

Во-вторых, в генераторных газах всегда содержится заметное количество СО2. Химическое равновесие в газогенераторах не достигается, поэтому содержание СО2 всегда превышает равновесную концентрацию. В-третьих, в зоне подготовки угля образуются пары воды и летучие продукты термического разложения, которые попадают в состав газа.

В любом газе содержится большее или меньшее количество азота, что снижает реальную теплоту сгорания газа, так как при сжигании газа часть тепла расходуется на нагревание балластного азота.

В реальных условиях газификации вследствие неравномерного распределения зон и смешения потоков часть горючих газов сгорает с образованием водяного пара и СО2. Кроме того, в реальных условиях газификации неизбежны различные тепловые потери (в окружающую среду, с горячими газами, со шлаком и уносимым топливом). Поэтому фактические значения термических коэффициентов полезного действия значительно меньше величин, рассчитанных для идеальных условий.

2.2 Процессы газификации

уголь газификация лурги энергетический

Процессы газификации можно классифицировать по следующим признакам:

1) по теплоте сгорания получаемых газов (в МДж/м3): получение газов с низкой (4,18-6,70), средней (6,70-18,80) и высокой (31-40) теплотой сгорания;

2) по назначению газов: для энергетических (непосредственного сжигания) и технологических (синтезы, производство водорода, технического углерода) целей;

3) по размеру частиц используемого топлива: газификация крупнозернистых, мелкозернистых и пылевидных топлив;

4) по типу дутья: воздушное, паровоздушное, кислородное, парокислородное, паровое;

5) по способу удаления минеральных примесей: мокрое и сухое золоудаление, жидкое шлакоудаление;

6) по давлению газификации: при атмосферном (0,1 - 0,13 МПа), среднем (до 2-3 МПа) и высоком давлении (выше 2-3 МПа);

7) по характеру движения газифицируемого топлива: в псевдостационарном опускающемся слое, в псевдоожиженном (кипящем) слое, в движущемся потоке пылевидных частиц;

8) по температуре газификации: низкотемпературная (до 800°С), среднетемпературная (800-1300°С) и высокотемпературная (выше 1300°С);

9) по балансу тепла в процессе газификации: автотермический (стабильная температура поддерживается за счет внутренних источников тепла в системе) и аллотермические, т.е. нуждающиеся в подводе тепла со стороны для поддержания процесса газификации. Внешний подвод тепла можно осуществлять с помощью твердых, жидких и газообразных теплоносителей.

Производство газа из твердых горючих ископаемых может осуществляться на основе двух технологических приёмов: в газогенераторах наземного типа и под землёй (подземная газификация угля).

2.3 Газификация угля в газогенераторах наземного типа (технология Лурги)

Наиболее перспективной в настоящее время представляется газификация крупнозернистого топлива в плотном слое методом Lurgi, осуществляемым при повышенном давлении. Увеличение давления позволяет существенно повысить теплоту сгорания получаемого газа за счет протекания реакций метанирования. Эти реакции экзотермичны, благодаря чему при давлении 2,8-3 МПа можно сократить потребность в кислороде на 30-35%. Кроме того, одновременно возрастает производительность газогенератора (пропорционально давлению) и повышается КПД газификации (рисунок 2).

В газогенераторе Lurgi исходный уголь (размер частиц 5-30 мм) из бункера 2 периодически загружают в шахту 7 газогенератора, снабженную водяной рубашкой 12. При помощи охлаждаемого вращающегося распределителя 5 и перемешивающего устройства 6 топливо равномерно распределяется по сечению аппарата. Парокислородное дутье подают под вращающуюся колосниковую решетку 11, на которой находится слой золы. Этот слой способствует равномерному распределению газифицирующего агента. При вращении колосниковой решетки избыточное количество золы с помощью ножей 8 сбрасывают в бункер 14. Образующийся в аппарате газ проходит скруббер 10, где предварительно очищается от угольной пыли и смолы (в случае необходимости смолу можно возвратить в шахту газогенератора). Вращение распределителя 5 и колосниковой решетки 11 осуществляется от приводов 4 и 9.

В шахте газогенератора поддерживают давление ~ 3 МПа, поэтому, чтобы обеспечить безопасную загрузку топлива и выгрузку золы, каждый из бункеров 2 и 14 снабжают двумя конусообразными затворами 1, 3, 13 и 15. При загрузке топлива в бункер 2 затвор 1 открыт, а затвор 3 закрыт. Для передачи топлива в шахту затвор 1 закрывают, по обводной газовой линии соединяют бункер с шахтой газогенератора (для выравнивания давления) и открывают затвор 5. Перед следующей загрузкой топлива в бункер 2 закрывают затвор 3, сбрасывают газ в линию низкого давления, продувают бункер азотом или водяным паром, а затем открывают затвор 1.

Аналогично осуществляют выгрузку золы из бункера 14. Типичный газогенератор Lurgi имеет диаметр 4-5 м, высоту 7-8 м (без бункеров) и производительность по углю 600-1000 т/сутки. На рисунке 3 показана принципиальная технологическая схема газификации угля по методу Lurgi.



3. Подземная газификация

Подземная газификация угля (ПГУ) представляет собой промышленный процесс, происходящий под землёй в нетронутых угольных пластах, результатом которого является преобразование угля в синтез-газ.

Основные стадии процесса подземной газификации углей - бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин, соединение этих скважин каналами по угольному пласту, и наконец, нагнетание в одни скважины воздушного или кислородного дутья и извлечение из других скважин образовавшегося газа. Газообразование в канале происходит за счет химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и термического разложения угля.

Получаемый синтетический газ может быть использован в качестве сырья для производства химикатов, жидких топлив, а также для выработки электроэнергии. Технология подземной газификации подходит для угольных пластов, которые залегают слишком глубоко для разработки.

К основным достоинствам технологии ПГУ относятся: а) экономическая привлекательность - себестоимость газа ПГУ заметно ниже себестоимости добычи природного газа; б) довольно высокая степень экологической безопасности - особенно в сравнении с традиционными способами добычи угля, приводящими к возникновению ситуации экологического бедствия в регионах разработки угольных месторождений; в) обеспечение эффекта «газосбережения», выражающееся в замещении газом ПГУ на ТЭЦ и в котельных использовавшегося там природного газа.

Подземная газификация угля выгодна на тех угольных пластах, которые удовлетворяют следующим критериям:

Пласт должен лежать на глубине от 30 до 800 м (100 до 2 600 футов)

Мощность (толщина) пласта должна быть более 5 м (16 футов)

Зольность угля не должна превышать 45%

Пласт должен иметь минимальные разрывы

Рядом не должно быть водоёмов, чтобы исключить загрязнение питьевой воды.

Среди указанных направлений использования газа подземной газификации угля следует особо выделить возможности химической переработки данного газа. Газ ПГУ обладает уникальным составом, позволяющим организовывать на базе его переработки целый комплекс химических производств самого разного рода, включая производство искусственного жидкого топлива. Газ подземной газификации угля, в отличие от природного газа, содержит в своем составе целый ряд дополнительных компонентов: бензольные углеводороды, каменноугольную смолу, фенолы, метан, олефины, ацетилен и пр. Так, из каменноугольной смолы после ее гидрогенизации возможно получение сырья для производства поверхностно-активных веществ, сажи, растворителей, красителей, полимеров, мономеров, нафталина, бензола и др.

Особо следует выделить наличие принципиальной возможности получения из газа подземной газификации угля искусственного жидкого топлива, которое может быть синтезировано, в частности, методом каталитической конверсии окиси углерода и водорода.

Отличительной технологической особенностью подземной газификации угля является направление движения огневого забоя, дутья и газовых продуктов газификации. В зависимости от этого по технологическому признаку выделяют четыре метода подземной газификации угля: прямой, обращенный, фронтальный и поточный. Эти методы отличаются друг от друга направлением движения огневого забоя, дутья и газовых продуктов газификации.

При прямом и обращенном методах подземной газификации движение окислителя к огневому забою или газообразных продуктов газификации происходит за счет их фильтрации в порах и трещинах угольного пласта. Поэтому эти методы соответственно могут называться прямым фильтрационным или обращенным фильтрационным.

Рис. 4. Расположение химико-технологических зон и путь газов в результативный газ при различных методах подземной газификации угля: а - прямой метод; б - обращенный метод; в-фронтальный метод; г - поточный метод; 1 - дутьевая скважина; 2 - дутьевой коллектор; 3 - газоотводящая скважина; 4 - газосборный коллектор

Фронтальный метод подземной газификации угля возможно обеспечить в том случае, когда будет предотвращено смешивание окислителя, подаваемого на забой, и газообразных продуктов газификации, отводимых от забоя. Практически это можно сделать только при газификации из шахтных выработок, поэтому этот метод - пока не применяется.

Для обеспечения поточного метода газификации необходимо соединить концы газифицируемого участка пласта каналом, который называется каналом газификации. В этом случае газификация угля осуществляется по всей длине канала газификации, который во времени увеличивается в диаметре. Огневой забой при поточной газификации движется перпендикулярно к направлению движения окислителя и газообразных продуктов газификации.

Прямой и обращенный методы газификации угля можно рассматривать как поточные в том случае, если считать каждую пору и трещину пласта отдельным каналом газификации. Сумму отдельных пор и трещин при прямом и обращенном методах подземной газификации угля можно представить как систему примерно параллельных каналов газификации. Газификация угля в его порах и трещинах при прямом и обращенном методах может получить превалирующее развитие по одной или нескольким трещинам. В этом случае прямой и обращенный методы переходят в процесс газификации в канале. С учетом изложенного главной отличительной особенностью газификации угля в порах и трещинах при прямом и обращенном методах от газификации в канале является то, что в первых двух случаях движение огневого забоя перпендикулярно к направлению движения дутья и газообразных продуктов газификации весьма ограниченно, а при газификации в канале это направление является преобладающим.

В каждом из вышеперечисленных методов подземной газификации угля происходит реагирование кислорода, углекислоты и водяного пара с горючими компонентами угля и продуктов его газификации. Превалирующим является гетерогенный процесс реагирования кислорода дутья с углеродом угля. Так как удельная реагирующая поверхность угля велика, то газификация его в порах и трещинах в направлении движения дутья заканчивается на небольшой длине реакционной зоны.

При подземной газификации в канале длина кислородной зоны значительно больше, чем при других методах, что позволяет получить максимально возможную общую поверхность реагирования. Для всех методов подземной газификации угля характерно наличие различных зон, в каждой из которых доминирующим является один из процессов. К таким зонам относятся зона окисления или кислородная зона (ЗО), зона восстановления (3В), зона термического разложения (ЗТ), зона частичного термического разложения (ЗЧТ), зона сушки (ЗС) и зона шлаков (ЗШ).

При прямом методе подземной газификации угля кислород воздушного дутья реагирует с коксовым остатком, образовавшимся в процессе нагрева газообразными продуктами газификации участков пласта, расположенных между огневым забоем и газоотводящей скважиной. При этом методе кислород воздушного дутья расходуется на газификацию только коксового остатка, который другим способом газифицировать невозможно. Кроме этого, при прямом методе тепло шлаков используется на нагрев воздушного дутья, а тепло газообразных продуктов газификации, полученных в предыдущих зонах, расходуется на реализацию процессов в последующих зонах, так как в направлении движения газа зоне сушки предшествует зона термического разложения, а ей, в свою очередь, предшествует зона восстановления и т.д.

Прямой метод подземной газификации угля имеет самый высокий к. п. д., однако он может применяться при сравнительно высокой начальной проницаемости угольного пласта.

При обращенном методе подземной газификации угля кислород дутья расходуется на реагирование не только с коксовым остатком, но и с газообразными горючими компонентами. Обращенный метод обладает недостатками по сравнению с прямым методом, которые заключаются в том, что расход дутья на единицу тепла в образующемся газе выше, теплота сгорания этого газа ниже, нерационально используется тепло, выделяющееся в процессе газификации.

Если при прямом методе проницаемость пласта в процессе его разогрева и газификации постоянно возрастает, то при обращенном методе она остается постоянной.

При поточном методе подземной газификации угля, так же как и при обращенном, кислород дутья расходуется на реагирование с коксовым остатком и с горючими газообразными продуктами газификации. Однако большая часть кислорода все же расходуется на реагирование с коксовым остатком. По тепловым и химико-технологическим особенностям поточный метод занимает промежуточное положение между прямым и обращенным. Если при прямом методе в результативном газе практически полностью сохранились летучие горючие компоненты, образовавшиеся на стадии коксования угля без доступа воздуха в последующих зонах газификации, то при обращенном методе они в большей части прореагировали с кислородом. При поточном методе в результативном газе находятся как /летучие газы коксования, так и газовые продукты реакции кислорода с коксом.

Одним из преимуществ поточного метода является возможность реверсирования воздушного дутья без изменения химико-технологической сущности процесса газификации.

На сегодняшний день подземная газификация угля является конкурентоспособной технологией, в результате использования которой производятся бензин, дизельное и авиационное топлива, электричество и множество различных химических веществ. Для подземной газификация угля не требуется внешнего источника воды, что является основным положительным фактором для сохранения окружающей среды в противоположность водоёмким процессам добычи, переработки угля и получения электроэнергии на угольных ТЭС.

Сегодня мировой лидер в сфере подземной газификации угля - Linc Energy (Австралия) - реализует проекты по всему миру: в США, Канаде, Польше, ЮАР, Вьетнаме, Великобритании, Узбекистане).



4. Петроэнергетика. Глубинное тепло земли и возможности его использования

Все известные невозобновляемые энергетические запасы Земли это ограниченные ресурсы недр. Их современный лимит исчисляется десятилетиями. А что потом? Буквально на глубине нескольких километров температура пород достаточна для экономически выгодного получения тепла. Используемые сегодня гидрогеологические ресурсы составляют всего 1% общих ресурсов геотермальной энергии. Неисчерпаемая тепловая энергия Земли - основа будущей энергетики. Для страны она может стать постоянным, надежным источником обеспечения дешевыми и доступными электроэнергией и теплом при использовании новых высоких, экологически чистых технологий по ее извлечению и поставки потребителю. Процесс извлечения и использования невозобновляемых природных энергетических ресурсов в мире происходит очень быстрыми темпами. Мощная мировая промышленность с каждым годом потребляет все больше и больше энергетического сырья. Если говорить о потребностях в органических ресурсах, то они очень велики в индустриально развитых и развивающихся странах (США, Япония, государства объединенной Европы, Китай, Индия и др.). США, например, в 1950 г. обеспечивали себя на 91% полезными ископаемыми, добываемыми на собственной территории, а спустя 60 лет около двух третей потребностей в ресурсах эта страна удовлетворяет за счет других государств.

Слово «нефть» стало самым упоминаемым в политических сообщениях. И не случайно, запасы нефти и природного газа на суше значительно сократились. Теперь основные их запасы сосредоточены на континентальном шельфе.

В России, являющейся одной из богатейших стран в мире по энергетическим ресурсам, фактор несовпадения хозяйственных потребностей и природных возможностей пока не существует. Однако извлечение невозобновляемого органического сырья из недр происходит очень быстро. Если в 1940-1960-е годы основными нефтедобывающими районами были «Второе Баку» в Поволжье и Предуралье, то начиная с 1970-х годов и по настоящее время таким районом является Западная Сибирь. Но и здесь сегодня происходит падение добычи углеводородного сырья. Уходит в прошлое эпоха «сухого» сеноманского газа. Прежний этап экстенсивного развития добычи природного газа подошел к завершению. Извлечение газа из таких месторождений-гигантов как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское составило соответственно 84, 65 и 50%. Удельный вес запасов нефти, благоприятных для разработки, во времени также снижается. Однако сырьевая база нефтяной и газовой промышленности сохранила количественные параметры, необходимые для добычи нефти и газа в России. В связи с освоением месторождений с более сложными горно-геологическими условиями себестоимость добычи углеводородного сырья будет расти.

Большая часть добываемых из недр невозобновляемых ресурсов используется как топливо для энергетических установок. В первую очередь это природный газ, доля которого в структуре топлива составляет 64%. В России 70% электроэнергии вырабатывается на ТЭС, на получение тепла расходуется углеводородного топлива в 3-4 раза больше, чем на производство электроэнергии. Энергетические предприятия страны ежегодно сжигают около 500 млн. т у. т. (тонн условного топлива) в целях получения электроэнергии и тепла.

Топливопотребление с каждым годом будет увеличиваться. Это тот случай, когда вспоминаются слова великого Д.И. Менделеева «о сжигании ассигнаций». Для получения электроэнергии и тепла в мире ежесуточно сжигаются более одного миллиона тонн угля и нефти, миллиарды кубометров природного газа. Но далеко не вся тепловая энергия, полученная от сгорания углеводородов, эффективно используется. Почти половина ее «вылетает в трубу» и рассеивается в пространстве. А такой вид топлива, как уголь, при сгорании поглощает из воздуха большое количество кислорода и загрязняет окружающую среду.

Количеству теплоты, получаемое от сгорания названных объемов углеводородного сырья, эквивалентно использованию сотен тонн ядерного топлива - разница огромна. Однако ядерная энергетика требует обеспечения экологической безопасности (исключения повторения Чернобыля) и защиты ее от возможных террористических актов, а также осуществления безопасного и дорогостоящего вывода из эксплуатации устаревших и отработавших свой срок энергоблоков АЭС. Доказанные извлекаемые запасы урана в мире составляют порядка 3 млн. 400 тыс. т. За весь предшествующий период (до 2007 г.) его добыто около 2 млн. т.

Все известные невозобновляемые энергетические запасы Земли это ограниченные ресурсы недр. Их современный лимит исчисляется десятилетиями. Объективные факторы и тенденции развития энергетики позволяют предположить, что в первой половине двадцать первого века произойдет полный или почти полный переход на нетрадиционные источники энергии. Нефть, уголь, природный газ, горючие сланцы, а тем более древесина и продукты ее переработки практически будут исключены из энергетических ресурсов.

Энергетический апокалипсис не за горами - в Европе его ждут к 2030 г. 

Возросший в последние десятилетия в мире интерес к альтернативным источникам энергии вызван не только истощением запасов углеводородного топлива, но и необходимостью решения экологических проблем. Объективные факторы (резервы ископаемого топлива и урана, а также изменение окружающей среды, вызванные традиционной огневой и атомной энергетикой) позволяют утверждать, что переход к новым способам и формам получения энергии является неизбежным. Чем раньше будет сделан прорыв в этом направлении - тем менее болезненным он будет для всего общества и более выгодным для страны, где это произойдет.

Мировая экономика в настоящее время взяла курс на переход к рациональному сочетанию традиционных и новых источников энергии. Энергопотребление в мире к 2000 г. составило более 18 млрд. т у. т., а энергопотребление к 2025 г. может возрасти до 30 -38 млрд. т у. т., по прогнозным данным, к 2050 г. возможно потребление на уровне 60 млрд. т у. т. Характерной тенденций развития мировой экономики в рассматриваемый период являются систематическое снижение потребления органического топлива и соответствующий рост использования нетрадиционных энергетических ресурсов. Неисчерпаемая тепловая энергия Земли занимает среди них одно из первых мест.

Весьма богатые, по сравнению с другими странами, топливные ресурсы России пока обеспечивают развитие отечественной энергетики и необходимый стране экспорт энергоресурсов. Освоение новых источников энергии еще не стало у нас действительно острой необходимостью. Это не должно влиять на развитие работ по освоению нетрадиционных, неисчерпаемых геотермальных ресурсов.

Ресурсы геотермальной энергии разделяются на гидротермальные и петротермальные. Первые из них представлены теплоносителями, как подземные воды, пар и пароводяные смеси. Вторые представляют собой геотермальную энергию, содержащуюся в раскаленных горных породах. Гидрогеологические ресурсы составляют всего 1% общих ресурсов геотермальной энергии. Принятая в нашей стране и за рубежом фонтанная технология (самоизлив) добычи природного пара и геотермальных вод проста, но неэффективна.

Гидротермальные источники энергии могут быть задействованы лишь в районах молодого и современного вулканизма, крупных разломов земной коры с высокими геотермальными параметрами (температура, дебит), где геотермальные воды находятся сравнительно не глубоко от поверхности и доступны буровой современной технике. Срок службы скважин во многих странах не достигает 10 лет. Использование гидротермальных, как правило, минерализованных источников в качестве теплоносителя приводит к зарастанию скважинных зон оксидом железа, карбонатом кальция и силикатными образованиями. Проблемы эрозии, коррозии и солеотложений отрицательно сказываются на работе другого технологического оборудования. Кроме того, все источники гидротермальной энергии в подавляющем большинстве отдалены от потребителя. Поэтому фонтанная технология не может служить основой широкого освоения геотермальных ресурсов. Месторождения пара - редкость, его известные и прогнозные запасы невелики.

В то же время опыт подтверждает, что при наличии неглубоких коллекторов природного пара строительство геотермальных теплоэлектростанций (ГеоТЭС) представляет собой наиболее выгодный вариант использования гидротермальной энергии. Так как при малом дебите самоизливающихся скважин их теплопродукция может окупить затраты на бурение лишь при небольшой глубине геотермальных коллекторов с высокой температурой в районах термоаномалий. Эксплуатация таких станций показала их конкурентноспособность по сравнению с другими типами энергоустановок. Поэтому использование запасов геотермальных вод и парогидротерм в нашей стране на Камчатке, на островах Курильской гряды, в регионах Северного Кавказа, возможно и в других районах, целесообразно и своевременно. 

По предварительным оценкам, на территории Российской Федерации прогнозные запасы термальных вод с температурой 40-250°С, минерализацией 35-200 г./л и глубиной залегания до 3 км составляют 21-22 млн. мУсут, что эквивалентно 45-280 млн. ту. т. в год. 

Прогнозные запасы паровоздушной смеси с температурой 150-250°С на Камчатке и Курильских островов составляет 500 тыс. мУсут, а запасы термальных вод с температурой 40-100°С - 150 тыс. мУсут.

Первоочередными для освоения считаются запасы термальных вод с дебитом около 8 млн. мУсут, с минерализацией до 10 г./л и температурой выше 50°С. 

Огромное значение для энергетики будущего имеет извлечение тепловой энергии, практически неисчерпаемых, петротермальных ресурсов. Эта геотермальная энергия, заключенная в твердых «сухих» горячих породах и составляет около 99% от общих ресурсов подземной тепловой энергии. На глубине до 4-6 км горячие породы с температурой 100-150°С распространены почти повсеместно, а с температурой 180-200°С на довольно значительной части Российской Федерации. Этого вполне достаточно для целей теплоснабжения.

Этот потенциальный источник энергии имеет следующие преимущества:

· повсеместное распространение; неисчерпаемость;

· приближенность и приспособляемость к потребителю;

· сравнительно низкая капиталоемкость;

· относительно низкая трудоемкость разработки; безотходность;

· безопасность в эксплуатации; экологическая чистота.

К недостаткам можно отнести нетранспортабельность, невозможность складирования, отсутствие опыта промышленного использования в России.

На протяжении миллиардов лет ядерные, гравитационные и другие процессы внутри Земли генерировали и генерируют тепловую энергию. Непрерывная генерация внутриземного тепла компенсирует ее внешние потери, служит источником накопления геотермальной энергии и определяет возобновляемую часть ее ресурсов. Общий потенциал геотермальной энергии является практически неисчерпаемым, поскольку определяется как общее количество теплоты которой располагает Земля.

Разумеется, значительный интерес вызывает та его часть, которая отвечает современным техническим возможностям проникновения в глубинные недра планеты. 

Ориентируясь на достигнутые успехи традиционной технологии бурения и перспективные технологии глубокого и сверхглубокого бурения, резонно ограничить технически доступные ресурсы петротермальной энергии общим теплосодержанием верхних 10-12 км земной коры в пределах суши.

Общий ресурс тепловой энергии Земли, размещенных на глубинах до 10 км, эквивалентен тепловому потенциалу сжигания 34,1x10 в девятой степени млрд. т у. т. Это в несколько тысяч раз больше тепловой способности всех известных запасов топлива на Земле. 

Неслучайно в последние десятилетия в мире рассматривается направление более эффективного использования энергии глубинного тепла Земли с целью частичной замены природного газа, нефти, угля. Это станет возможным не только в районах с высокими геотермальными параметрами (температура, дебит), но и в любых районах земного шара при бурении нагнетательных и эксплуатационных скважин и создании между ними циркуляционных систем.

Разумеется, для эффективной работы таких систем необходимо иметь или создать в зоне отбора теплоты достаточно развитую теплообменную поверхность. Такой поверхностью обладает нередко встречающиеся на указанных выше глубинах пористые пласты и зоны естественной трещиноватости, проницаемость которых позволяет организовать 

принудительную фильтрацию теплоносителя с эффективным извлечением энергии горных пород, а также искусственно создать обширные теплообменные поверхности в слабопроницаемых массивах методом гидравлического разрыва (гидроразрыв).

Извлечение энергии горячих слабопроницаемых горных пород методом гидроразрыва основано на технологии широко применяемой в нефтегазовой промышленности как способа повышения проницаемости пластов для увеличения дебита добычных скважин и повышения нефтеотдачи при разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений. 

Отечественная идея извлечения основных петротермальных ресурсов, заключенных в твердых породах, была высказана еще в 1914 г. Э.К. Циолковским, а в 1920 г. петротермальная циркуляционная система (ПЦС) в горячем гранитном массиве описана В.А. Обручевым.

Первая ПЦС извлечения тепла пористых пластов для отопления была создана в 1963 г., в Париже. Сейчас более 60-ти таких систем функционируют во Франции и больше десятка городов обогреваются теплом петротермальной энергии. А в 1977 г. первая ПЦС с гидроразрывом практически непроницаемого массива раскаленных гранитов по проекту Лос-Аламосской национальной лаборатории начала создаваться в США. В настоящее время в этой стране на основе ПЦС осуществлено более 224 проектов петротермального теплоснабжения. При этом допускается, что геотермальные ресурсы могут обеспечить основную часть перспективных потребностей США в тепловой энергии для неэлектрических нужд. В 1983 г. английские ученые повторили американский опыт, создав экспериментальную ПЦС с гидроразрывом гранитов в Корнуэлле. Аналогичные работы проводятся в Германии, Швеции, Бельгии, Швейцарии, Финляндии и других странах.

В настоящее время исследования и разведка геотермальных ресурсов ведутся в 65 странах мира. В мире на основе геотермальной энергетики создано станций общей мощностью около 10 000 МВт. Актуальную поддержку в освоении геотермальной энергии оказывает ООН и ЮНЕСКО. Расчеты показывают, что за год из одной скважины можно получить столько тепловой энергии, заключенной в петротермальных теплоносителях, сколько выделяется при сгорании 158 тыс. т угля.

Накопленный во многих странах мира опыт свидетельствует, что использование петротермальных теплоносителей в благоприятных условиях оказывается в 2-5 раз выгоднее применения тепловых и атомных энергоустановок.

Технические средства и процессы добычи, обработки и доставки петротермальных теплоносителей к их потребителю следует рассматривать как важную часть высокоэффективной технологии, которая располагает современной техникой, опытом и квалифицированными кадрами, необходимыми для освоения всей совокупности неисчерпаемых топливно-энергетических ресурсов Земли.

Основную трудность при освоении тепловой энергии Земли представляет строительство глубоких и сверхглубоких скважин, являющихся каналом для вывода теплоносителя на поверхность. В связи с высокой температурой на забое (при 200-250°С традиционные породоразрушающие инструменты малопригодны для работы) предъявляются особые требования буровым и обсадным трубам, цементным растворам, технологии бурения, крепления и заканчивания скважин. Отечественная измерительная техника, серийные эксплуатационная арматура и оборудование выпускаются в исполнении, допускающем температуры не выше 150-200°С. Традиционное глубокое бурение скважин подчас затягивается на годы и очень дорого. Строительство скважин из-за высокой плотности пород, рельефа местности, других параметров не всегда доступно.

Таким образом, пока еще малую роль петротермальных ресурсов в экономике можно объяснить незначительным вниманием, уделяемым им, и небольшими средствами на их освоение. Этого хватает для использования малой доли ресурсов энергии недр в виде общепринятой сегодня низкоэффективной фонтанной технологии. 

Следовательно, решить эту проблему можно и нужно лишь путем создания прогрессивной технологии разработки основной части петротермальных ресурсов, т.е. извлечения энергии горячих пород.

Технически доступной глубинная тепловая энергия Земли может стать только при создании высокоэффективной технологии строительства глубоких и сверхглубоких геотермальных скважин. В основных производственных фондах стоимость скважин составляет 70-90%. 

Проблемой извлечения и использования неисчерпаемой глубинной тепловой энергии горячих пород Земли на территории России наша группа российских ученых и специалистов занимается не один год. Целью работы группы - создание на основе отечественных передовых технологий высокоэффективных технических средств для глубокого и сверхглубокого проникновения в недра земной коры. В настоящее время разработано несколько вариантов буровых снарядов (БС) «ноу-хау». Такие буровые снаряды создаются впервые. Аналогов в мировой практике нет. Работа первого варианта БС связана с действующей традиционной технологией бурения скважин. Скорость бурения твердых пород (средняя плотность 2500-3300 кг/м3) до 30 м/ч, диаметр скважины 200-500 мм.

Второй вариант БС осуществляет бурение скважин в автономном и автоматическом режиме. Запуск БС осуществляется со специальной пускоприемочной установки, с которой и ведется управление его движением. Этот снаряд сможет пройти в твердых породах 1000 м в течение нескольких часов. Диаметр скважины от 500 до 1000 мм. 

Варианты БС многоразового использования обладают большой экономической эффективностью и огромным потенциалом. Внедрение их в производство позволить открыть новый этап в строительстве глубоких и сверхглубоких скважин и обеспечить доступ к неисчерпаемым источникам тепловой энергии Земли.

Глубина скважин определяется петротермальными условиями и требованиями потребителя в энергетике. Для нужд теплоснабжения необходимая глубина скважин на всей территории страны лежит в пределах 3-4,5 км и не превышает 5-6 км. 

Выработка электроэнергии в широких масштабах потребует создание циркуляционных систем со скважинами на глубине 7-9 км.

Температура теплоносителя для нужд жилищно-коммунального теплоснабжения не выходит за пределы 150°С. Для промышленных объектов температура, как правило, не превышает 180-200°С, а для выработки электроэнергии - 220-250°С. 

Новая высокоэффективная технология потребует строительства глубоких и сверхглубоких нагнетательных и эксплуатационных скважин и создания между ними циркуляционных систем на глубине 5-9 км. Для сообщения между скважинами можно использовать естественный проницаемый пласт или создается искусственный коллектор с серией вертикальных трещин гидроразрыва, возможно внедрение других технологий. ГТЦС могут создаваться любой тепловой мощности. Продолжительность эксплуатации таких циркуляционных систем 40 лет и более. На основе постоянных ПЦС планируется строительство в широких масштабах тепловых станций (ПетроТС), электростанций (ПетроЭС) и теплоэлектростанций (ПетроТЭС). Станции строятся максимально приближенными к потребителю и по мощности, в зависимости от потребности тепла и электроэнергии, могут быть различными.

Мощность петротермальных паровых турбогенераторов (выпускаемых промышленностью): 1-5; 10-20; 25; 30; 50; 75; 100 МВт. 

Мощность (электрическая) петротермальных теплоэлектростанций: 1-5; 10-20; 25-100; 100-300; 300-500; 500-1000 МВт. 

Тепловая мощность ГЦС, кВт - любая. 

Теплоноситель - пар, вода.

Районы обеспечения потребителей теплом ограничиваются радиусом - 10-15 км. В особо благоприятных условиях обеспечение потребителей теплом может достигать - 25-50 км. 

Себестоимость получаемой электроэнергии и тепла на станциях, использующих тепло «сухих» горных пород может быть в 3-6 раз ниже получаемой электроэнергии и тепла на станциях, построенных по традиционной технологии геотермальных скважин. 

Конструктивная простота ПетроТЭС, ПетроЭС и ПетроТС значительно упрощает их строительство и эксплуатацию. Наземная часть станций осуществляется в каркасном или комплектно-блочном (мобильном) исполнении.

Цель создания таких станций - обеспечение постоянными, доступным дешевыми теплом и электроэнергией отдаленных, труднодоступных неосвоенных и нуждающихся в энергетике районов РФ. 

Срок окупаемости геотермальных тепло- и электростанций 3 года. 

Две трети территории России вполне возможно снабдить таким станциями.

Надо полагать, что это один из главных источников энергии в ближайшем будущем. Поэтому, Российской Федерации как арктическому государству развитие такого потенциала энергии крайне необходимо. 

Создание новой отрасли дает возможность экономить около одного миллиарда тонн органического топлива в год. Экономия может составить 

3-5 трлн. руб.

В срок до 2030 г. возможно создать энергетические мощности по замене до 30% огневой энергетики, а до 2050 г. почти полностью исключить органическое сырье в качестве топлива из энергетического баланса Российской Федерации. 

Развитие промышленной петротермальной энергетики является уникальным в своем роде процессом в мировой энергетике.

Неисчерпаемая тепловая энергия Земли - основа будущей энергетики. 

Для страны она может стать постоянным, надежным источником обеспечения дешевыми и доступными электроэнергией и теплом при использовании новых высоких, экологически чистых технологий по ее извлечению и поставки потребителю. Петротермальная энергетика - это фундамент обеспечения безопасности России, её дальнейшего и интенсивного экономического развития различных областей промышленности, сельского хозяйства транспорта и коммунально-бытовой сферы в отдаленных и неосвоенных районах страны, других районах РФ, нуждающихся в дешевой и стабильной энергетике.

Заключение

Несмотря на глобальное лидерство нефти и газа как первичных источников энергии, уголь по-прежнему занимает очень прочные позиции. В XXI веке роль угля в энергетическом балансе большинства стран будет возрастать. Это обусловлено как ростом издержек на добычу нефти и газа, так и неизбежной перспективой их исчерпания в текущем столетии. Запасы угля на порядок и более превышают запасы углеводородов, и на третье тысячелетие угля в мире точно хватит.