Автор: Я. В. СИБИРЦЕВ

Среди топливного сырья каменный уголь - по-прежнему один из важнейших факторов энергетической безопасности и экономической устойчивости России. Сейчас у нас добывают около 270 млн. т в год. Но, к сожалению, добыча и использование угля на ТЭЦ, в котельных приводят к сильному загрязнению атмо-, гидро - и литосферы*. Не случайно многие ученые длительное время работают над сокращением негативных в экологическом отношении последствий получения и применения этого твердого топлива.

Выход нашли в 1930-х годах, когда отечественные инженеры предложили технологию подземной газификации углей (ПГУ), которая совмещала извлечение их из земли и переработку, обеспечивая одновременно производство горючего газа (конечного продукта). А в 50-е годы в Кузбассе заработала Южно-Абинская станция "Подземгаз", в 1963 г. вошло в строй второе аналогичное предприятие в городе Ангрен (Узбекистан). В 70 - 80-е годы интерес к идее проявили и за рубежом: некоторые угледобывающие страны приобрели у нас лицензию на соответствующую технологию.

Как обстоят дела сегодня с ее применением? Возможно ли, используя накопленный опыт и современные знания, увеличить газовую составляющую топливного баланса за счет ПГУ? С этими вопросами к ученым Института угля и углехимии СО РАН обратилась администрация Кемеровской области.

Чтобы найти ответы на них, было решено провести специальный семинар, состоявшийся в середине 2004 г. в Кемерово. Кроме сотрудников упомянутого научного учреждения, в нем приняли участие представители филиала Института химии твердого тела и механохимии, Института теплофизики, Кемеровского научного центра СО РАН, Южно-Абинской и Ангренской станций "Подземгаз".

Перед собравшимися выступил ведущий научный сотрудник Института угля и углехимии СО РАН, доктор технических наук С. Лазаренко. По его мнению, ПГУ уже сегодня открывает новые возможности в разработке угольных пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания. Безусловно, подчеркнул он, данная технология в первую очередь пригодна для ближней и средней перспективы. Однако даже сейчас при ее реализации на глубоких горизонтах есть шансы вести газификацию угля при высоком давлении, что позволит осуществлять бескомпрессорную транспортировку конечного продукта на расстояние до 200 - 250 км от места добычи.

Конечно, пока для Кемеровской области, заметил ученый, из многих вариантов увеличения газовой составляющей топливного баланса наиболее рентабельным все-таки следует считать широкое развитие подземной газификации углей. Ведь расчеты показали, что строительство газопровода, например, из Тюменской области в Кузбасс потребует финансовых затрат в несколько раз больших, чем создание необходимого числа предприятий, производящих под землей такое же количество котельного топлива.

В защиту ПГУ высказался и бывший директор Южно-Абинской станции "Подземгаз" А. Ворогов. За сорок лет ее существования, отметил он, накоплен уникальный опыт. Если первый газогенератор запустили здесь в эксплуатацию комбинированным способом, т.е. с использованием подземных работ, то в 70 - 80-х годах была применена новая технология. Кроме того, удалось внедрить в производство гидравлический разрыв пласта, направленное бурение наклонно-горизонтальных скважин скоростными забойными электробурами, оснащенными телесистемой. Этот опыт позволил установить стандартный критерий качества газа. Минимальная теплота его сгорания на углях Прокопьевско-Киселевского месторождения установлена в количестве 900 ккал/кг. Наивысшей производительности станция достигла в 1966 г. - 488 млн. м³ газа. Его потребителями стали семь промышленных предприятий.

К сожалению, эта станция в 1996 г. прекратила свое существование: происходящее с того времени резкое снижение потребления газа в летние периоды в данном регионе отрицательно сказалось на ее технико-экономических показателях.

Оптимистическая тональность в пользу совершенствования технологии ПГУ звучала в выступлении представителей действующей и по сей день Ангренской станции "Подземгаз". Производство продукта на ней осуществляется ныне в подземных газогенераторах. Интенсивность отвода его составляет примерно 2500 м³ /ч на одну скважину.

Технико-экономический анализ деятельности предприятия показал: при сжигании газа, произведенного по технологии ПГУ в объеме 30 млн. м³ в год, экономия мазута составляет 27 тыс т. Кроме того, улучшаются экологические показатели, что ведет к снижению платы за выбросы вредных веществ в атмосферу в сумме более 70 тыс. дол.; исключаются нарушения почвенного покрова территории, характерные для открытого способа добычи угля.

"Наука в Сибири", 2004 г.

Материал подготовил Я. В. СИБИРЦЕВ

* См.: А. Е. Воробьев, Т. В. Чекушина. Кризис минерального сырья: как преодолеть? - Наука в России, 2003, N 4; Ю. А. Израэль. Грозит ли нам климатическая катастрофа? - Наука в России, 2004, N 4 (прим. ред.).

Permanent link to this publication: