Бурый уголь белорусской химии

Глубокая переработка бурых углей для экономического развития Республики Беларусь может рассматриваться как перспективное направление. Использование конкретных видов переработки определяется особыми (горно-геологическими) условиями и глубиной залегания полезных ископаемых, мощностью и количеством угольных слоев. При оценке эффективности инновационных технологий недропользования необходимо учитывать также экологическую составляющую, как на стадии добычи, так и переработки полезных ископаемых.

Оценка ресурсов

Запасы бурого угля в Беларуси оцениваются в 1,5 миллиарда тонн в том числе разведанные (балансовые экономически целесообразные) — в 160 миллиона тонн. Буроугольные формации распределены в республике в нескольких районах.

В настоящее время проведена детальная разведка Бриневского месторождения, на котором запасы бурого угля составляют 30 миллионов тонн. Международный аудит (в соответствии с кодексом JORC) оценил запасы этого месторождения в 41,79 миллиона тонн. Заявленными потребителями продуктов переработки бурого угля данного месторождения являются концерн «Белнефтехим», а также многие предприятия Министерства энергетики Беларуси. Себестоимость добычи 1 тонны бурого угля на этом объекте составляет 13,5 долларов.

Запасы бурого угля Житковичского месторождения — свыше 47 миллионов тонн, а Тонежского месторождения — от 40 до 42 миллионов тонн. Заданная годовая производительность угольных разрезов составляет 3,3 миллиона тонн в год. В итоге, срок службы для северной залежи Житковичского месторождения составит 4,7 года, а для Найдинской — 5,9 лет.

Лельчицкое месторождение бурых углей расположено в Гомельской области. Эксплуатационные (извлекаемые) запасы бурого угля проектируемого горнодобывающего предприятия на этом объекте оценены в 35,715 миллиона тонн. Уголь данного месторождения обладает следующими характеристиками: влажность — 5,0–8,8%, средняя зольность — 34%, выход летучих веществ — 43,2–44,9%, содержание общей серы — 0,8–1,5%, высшая теплота сгорания — 27,2–28,9 МДж/кг, теплота сгорания на сухое топливо — 16,0–20,4 МДж/кг. Уголь относится к переходной технологической группе, находящейся между группами 3Б (плотный маловлажный бурый уголь) и Д (длиннопламенный каменный уголь). По различным экспертным оценкам себестоимость добычи и погрузки в железнодорожные вагоны на этом объекте составляет 50,43 долларов за 1 тонну угля, а добычи и отгрузки потребителям — 51,36 долларов за 1 тонну. Основной тип потребителей: жилищно-коммунальное хозяйство, а также строительные организации (цементные заводы). Кроме этого в южной части Припятского прогиба были выявлены отдельные углепроявления (Букчанское и Приболовичское), с суммарными ресурсами бурого угля около 450 миллиона тонн.

Энергетическое использование

Одним из возможных способов переработки бурых углей является сжигание для нужд энергетики — выработки тепла или электроэнергии. Сжигание 1 килограмма такого топлива позволяет получить, в среднем, 23–27 МДж (6,4–7,5 кВт ч) электрической энергии или — 2,0 кВт ч электричества (при КПД 30%).

Эффективность бурых углей Белоруссии применительно к нуждам энергетики при их сжигании в котлах с кипящим слоем довольно высокая. Наиболее перспективным является 2-х стадийное сжигание — с генерацией и последующим дожиганием полученных углеводородных газов.

Однако в соответствии с коэффициентом вскрыши, равным 3–4, из недр будет извлечено и захоронено в отвалах примерно 35 миллионов тонн горной массы, что повлияет на экологию региона. Поэтому целесообразно рассмотреть применение технологии скважинной газификации бурого угля (по месту его залегания в литосфере) — ПГУ. Такая технология может применяться для разработки угольных пластов со сложными горногеологическими условиями залегания, при этом совмещаются процессы обогащения угля, его переработка и получение готового продукта в виде газовых смесей.

Технология ПГУ

Способ ПГУ включает в себя бурение с дневной поверхности системы скважин (до глубины залегания угольного пласта) с последующей их сбойкой (соединением) и обязательным нагнетанием воздуха (кислорода) и розжигом (созданием управляемого очага горения) угольного пласта.

Для этого в компрессорном цехе устанавливаются компрессоры 2-х типов — высокого и низкого давления. Первые предназначены для подачи под высоким давлением (5–6 МПа) в подземный газогенератор дутья на фильтрационную сбойку или проработку каналов газификации. Компрессоры низкого давления (турбовоздуходувки) подают дутье на газификацию под давлением 0,2–0,3 МПа.

Из компрессорного цеха дутье поступает в газогенераторный цех по двум системам трубопроводов и далее подводится к соответствующим скважинам. Для отбора газа из газоотводящих скважин служат коллекторы из металлических труб. Дутьевые и газовые коллекторы не являются постоянными сооружениями и по мере отработки угольного пласта периодически переносятся. На каждом газовом коллекторе устанавливаются циклоны — аппараты для улавливания крупной пыли, выносимой с газом из газоотводящих скважин. После осаждения пыли газ направляется в цех охлаждения и очистки.

Предварительное охлаждение извлекаемого углеводородного газа может проводиться непосредственно в газоотводящих скважинах. Для этого в каждую из них опускается трубка для подачи воды (диаметром 12–18 мм) с распылителем на конце.

В состав цеха охлаждения и очистки газа входят скрубберы, градирня, циркуляционная система охлаждающей воды, отстойники, электрофильтры и установка сероочистки.

Вначале углеводородный газ поступает в скрубберы, где охлаждается до температуры 30–35 °С и одновременно дополнительно очищается от пыли и частично от смолы. Далее он поступает в электрофильтры, где окончательно очищается, а после этого в скрубберы сероочистки для извлечения сероводорода. Затем газ направляется в транспортный цех, где установлены турбогазодувки, подающие топливо потребителям.

Жидкое топливо

В 70–80-е годы ХХ века в СССР была создана экономически эффективная технология переработки бурых углей методом гидрогенизации под довольно невысоким (6–10 МПа) давлением водорода, позволяющая рентабельно производить высококачественный бензин, дизельное топливо, бензол и т. д.

Для получения объективной геологической информации и необходимого объема геоматериала для лабораторных исследований, РУП «Белгеологией» на месторождениях бурого угля Беларуси для получения кернов было пробурено 25 скважин, средней глубиной 90 метров и общим метражом 2,25 тысячи метров.

Для непосредственного проведения лабораторных исследований термохимического разложения бурого угля на жидкие и газообразные углеводороды в Институт проблем использования природных ресурсов и экологии Национальной академии наук Беларуси было направлено 2,5 тонны бурых углей. Проведенные на этом материале лабораторные эксперименты показали, что термическое разложение (при температуре 600 °С) бурых углей Бриневского месторождения обеспечивает выход жидких углеводородов в объеме 17–21%, газообразных — 19–22%, а полукокса — около 60%.

С целью разработки современной инновационной технологии эффективного получения из бурого угля синтетических жидких топлив в лабораторных условиях детально исследованы состав и структура бурого угля с получением закономерностей их изменения в зависимости от его возраста.

Установлено, что при определенных условиях взаимодействия с реакционной средой бурый уголь из первоначального твердого агрегатного состояния (даже при нормальной температуре и атмосферном давлении) переходит в жидкое агрегатное состояние. Это позволило разработать принципиально новую технологию получения из бурого угля синтетических жидких топлив, которая включает следующие основные стадии: ожижение, очистку и плазмохимический каталитический крекинг.

В соответствии с данной технологией на первой стадии осуществляется процесс ожижения бурого угля. Для этого в размольно-смесительный аппарат, представляющий собой 2-х червячный смеситель непрерывного действия, загружается бурый уголь и специальные модифицирующие добавки.

В процессе последующего измельчения и гомогенизации компонентов такой смеси осуществляется полноценная модификация бурого угля: значительно изменяется его первоначальная высокомолекулярная структура и состав исходных фрагментов, а также разрушаются существовавшие электронно-донорно-акцепторные связи, что приводит к деструкции угля и его превращению в жидкую углеводородную смесь по всем физико-химическим свойствам близкую к нефти.

Целенаправленно управлять реакциями разрыва химических связей возможно путем избирательного введения металлов-катализаторов в функциональные группы угольного вещества. Например, температура разрыва алифатической связи, соединяющей два ароматических фрагмента, существенно снижается, если катион двухвалентного металла (катализатора) замещает протоны двух соседних фенольных групп.

На этой основе разработана принципиально новая плазмохимическая технология переработки бурого угля, осуществляемая в одну стадию, на выходе которой получают низкооктановый и высокооктановый бензины, а также дизельное и жидкое топливо для энергетических установок.

В соответствии с этой технологией переработка бурого угля осуществляется в плазмохимическом реакторе, который представляет собой стальной вертикальный аппарат колонного типа. В корпусе реактора размещен стационарный слой катализатора необходимого объема. Очищенный и подготовленный бурый уголь при нормальной температуре подается равномерно в эту же колонну снизу, а сверху на него накладывается мощный поток микроволнового излучения.

В итоге в объеме катализатора генерируется микроволновая плазма, разогревающая катализатор, реагент и угольную загрузку до необходимой (по реакционным условиям) температуры. В результате осуществляется каталитический крекинг углеводородного сырья и другие специфические реакционные превращения. В верхнюю зону колонны в газообразном виде поступает катализатор, который затем выводится из колонны и возвращается в начало процесса — на стадию приготовления перерабатываемой смеси.

Каталитические превращения

Для обеспечения каталитических превращений угля применяются 2 основные группы методов. Одна из них включает каталитические превращения только на границе раздела фаз поверхность угля — катализатор. Другая характеризуется тем, что каталитические превращения угля происходят путем передачи действия катализатора через жидкие или газообразные компоненты реакционной среды.

Разработаны разнообразные способы применения катализаторов в процессах химического превращения углей. Самый хороший контакт для последующих реакций достигается при введении в уголь катализатора методами химического связывания с наиболее реакционно-способными группами (например, –СООН, –СН2ОН) на поверхности угля или внедрения в объем угольного вещества, а также при использовании катализаторов в растворенном, расплавленном или летучем состояниях.

Длительность процесса гидрогенизации угля, как правило, определяется объемной скоростью его подачи в реакционную камеру. Эта скорость зависит от типа угля, его фазового состояния, катализаторов, значений температуры и давления процесса.

Оптимальная объемная скорость гидрогенизации подбирается эмпирически и обычно составляет 0,8–1,4 тонн на 1 кубометр реакционного объема в час. Образующиеся продукты реакции гидрогенизации разделяются в сепараторе на парогазовую смесь и тяжелый остаток — шлам. Технологически, первоначально выделяют жидкие продукты (масло и воду) и газ, который после отделения предельных углеводородов (С1—С4), NH3, H2S, CO2 и СО, Н2О обогащают 95–97 %-м водородом и вновь возвращают в технологический процесс.

Шлам же разделяют на жидкие продукты и твердый остаток. Жидкие продукты после отделения воды подвергают дистилляции на фракцию с температурой кипения до 325–400 °С и остаток, который возвращают в технологический процесс.

Что касается экологической составляющей, то необходимо принимать во внимание: для получения 4 миллиона тонн синтетической нефти (жидкого топлива) необходимо переработать в заводских условиях около 10 миллионов тонн бурого угля. При этом в атмосферу будет выброшено около 1,2 миллиона тонн углерода, 80 тысяч тонн углекислого газа и образовано 700 тысяч тонн золы.

Инвестиции

На развитие инновационных технологий недропользования существенное влияние оказывают экономические показатели, выдвигаемые заказчиком. Так, по Бриневскому месторождению капитальные затраты (суммарные инвестиции в основные средства) составляют 1435,4 миллиона долларов, операционные и эксплуатационные затраты — 44,55 миллиона долларов, по Житковичскому месторождению — 391,3 миллиона долларов и 74,75 миллиона долларов соответственно, а по Тонежскому месторождению — 262,3 миллиона долларов и 45,4 миллиона долларов.

По Бриневскому месторождению объем требуемых инвестиций в уставный капитал, технологии и технологические процессы составляет 267,16 миллиона долларов, по Житковичскому месторождению — 391,3 миллиона долларов, по Тонежскому месторождению — 262,3 миллиона долларов. Требуемые инвестиции для Лельчицкого месторождения в уставный капитал, технологии и технологические процессы составляет 578,7 миллиона долларов, а капитальные затраты (суммарные инвестиции в основные средства) оцениваются в 508 миллионов долларов.

Кроме этого, при оценке эффективности различных вариантов технологий освоения месторождений бурого угля следует учитывать рентабельность, срок окупаемости затрат, время строительства предприятия и годовой экономический эффект. Стоит обратить внимание и на социальные факторы — условия труда рабочих. С этой точки зрения ПГУ гораздо перспективнее других методов, так как он не требует создания горных выработок и необходимости присутствия в них персонала.

Александр Воробьев, д. т. н., профессор РУДН