Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка способов повышения теплоты сгорания газа, получаемого при подземной газификации угля

ВАК РФ 25.00.22, Геотехнология(подземная, открытая и строительная)

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка способов повышения теплоты сгорания газа, получаемого при подземной газификации угля"

На правах рукописи

ЛАРИОНОВ МИХАИЛ ВИКТОРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ ГАЗА, ПОЛУЧАЕМОГО ПРИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ

(на примере Шкотовского буроугольного месторождения)

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 25.00.22 - Геотехнология (открытая, подземная и строительная)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Владивосток - 2004

Работа выполнена в Дальневосточном государственном техническом университете (ДВПИ имени В.В. Куйбышева)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Кондырев Б.И.

Официальные оппоненты: доктор технических наук Мороз В.Ф.

кандидат технических наук, профессор Григорьев А.А.

Ведущая организация: ОАО "ДальвостНИИпроектуголь"

Защита состоится 28 декабря 2004 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.055.04 при Дальневосточном государственном техническом университете (ДВПИ имени В.В. Куйбышева) по адресу: 690950, г. Владивосток, ул. Пушкинская, 33, ауд. Г-135.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим направлять в адрес совета.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ДВГТУ.

Автореферат разослан 27 ноября 2004 г.

Ученый секретарь д и с с е р т совета, кандидат технических наук

в н М

ОБШДЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Исследованиями, проведенными в Дальневосточном государственном техническом университете (ДВГТУ), установлено, что наиболее эффективным энергоносителем, который дополнительно может быть использован промышленностью, и, в частности, тепловыми электростанциями, является газ подземной газификации угля (ПТУ).

После энергетического кризиса в 1974 году в технологии ПГУ специалисты увидели реальную возможность получения важных энергетических продуктов - заменителей нефти и газа, так как разведанные мировые запасы угля при соответствующей переработке могут дать в десятки раз больше горючего газа, чем разведанные запасы природного газа, и в 1020 раз больше, чем мировые запасы нефти.

Сахалинский шельф не реализовал планируемый объем добычи природного газа. Вследствие этого Дальневосточный регион, в частности, Приморский край, до сих пор испытывает нужду в энергоносителях. Данная проблема может быть решена с помощью получения заменителя природного газа из Приморских углей.

Сложившаяся в настоящее время ситуация на мировом и региональных рынках энергоносителей позволяет говорить о больших перспективах и указывает на необходимость совершенствования технологии ПГУ. При этом одним из важнейших направлений является повышение теплоты сгорания получаемого газа, с целью доведения потребительских свойств газа ПГУ до уровня природного газа.

Работа выполнена в рамках федеральной целевой научно-технической программы «Научное и инновационное сотрудничество» по направлению «Разработка новых методов и технологий неистощительного природопользования, повышения комплексного и малоотходного использования природных ресурсов».

Целью работы является разработка и научное обоснование технических решений, позволяющих повысить теплоту сгорания газа в подземном газогенераторе и поверхностном комплексе станции ПГУ.

Задачи исследований. Для достижения поставленных целей предусматривается:

- математическое моделирование процесса газификации угля в канале при различных видах дутья;

- определение зависимостей теплоты сгорания газа от состава дутья;

-определение влияния температурного фактора на состав и теплоту

сгорания газа;

-исследование и определение

БИБЛИОТЕКА

3 сг

ОЭ

МЯТ3'

:КА I

газогенераторов, позволяющих получать газ с повышенной теплотой сгорания;

-анализ и выбор наиболее благоприятных месторождений Приморского края для целей ПГУ с учетом применения различного вида дутья;

-технико-экономическая оценка способов повышения теплоты сгорания газа на примере Шкотовского буроугольного месторождения.

Основная идея работы заключается в разработке новых технологических решений на основе обобщения и использования последних достижений науки и производства в области наземной и подземной газификации угля, позволяющих получать газ ПГУ с повышенной теплотой сгорания.

Методы исследований включают: анализ патентов и научно-технической литературы, использование математического анализа, статистики и теории вероятности, математическое моделирование процесса газификации угля в канале с применением математических прикладных программ.

Научные положения, защищаемые в диссертации:

- математическая модель процесса газификации угля в канале при использовании кислород-диоксид-углеродного дутья;

- зависимость изменения теплоты сгорания газа ПГУ при различных параметрах высокотемпературного кислород-диоксид-углеродного дутья;

-схема подземного газогенератора для мощных угольных пластов, отличающаяся тем, что для активизации процесса выделения летучих веществ в увеличенной зоне пиролиза используется опережающая термическая подготовка канала.

Научная новизна работы заключается в следующем:

-установлена зависимость теплоты сгорания газа ПГУ от зольности для бурых углей Приморского края;

- установлена зависимость получения газа с высоким содержанием Н2 и СО в интервале температурных параметров дутья от 20 до 690 °С;

-предложена конструкция подземного газогенератора для мощных пластов, учитывающая процесс выделения летучих веществ в увеличенной зоне пиролиза при опережающей термической подготовке канала;

- разработана методика технико-экономической оценки получения газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания с учетом попутно извлекаемых продуктов.

Обоснованность и достоверность научных положений, изложенных в диссертации, подтверждаются:

-значительным объемом исследований, проведенных на математических моделях;

-удовлетворительной сходимостью расчетных и экспериментально определенных параметров на ряде действующих станциях ПГУ;

- положительной экспертной оценкой разработанной технологической схемы подземного газогенератора.

Практическая ценность работы заключается в:

-разработке технологической схемы газогенератора для мощных угольных пластов, позволяющей получать газ повышенной теплоты сгорания за счет интенсификации процессов пиролиза в канале;

- выборе технологической схемы поверхностного комплекса, повышающей теплоту сгорания газа ПГУ;

- определении возможности получения из газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания заменителя природного газа и диметилового эфира;

-установлении возможности использования газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания в качестве моторного топлива.

Реализация результатов работы. Результаты исследований реализованы:

-при выполнении федеральной целевой научно-технической программы «Научное и инновационное сотрудничество» по направлению «Разработка новых методов и технологий неистощительного природопользования, повышения комплексного и малоотходного использования природных ресурсов» в научно-исследовательской работе НИР 05.01.008. «Комплексная, ресурсосберегающая, экологически чистая скважинная технология отработки полезных ископаемых в условиях Дальневосточного региона»;

-при выполнении программ научно-исследовательских работ по темам: «Получение метанола способом наземной и подземной газификации высокозольных углей Приморского края», «Разработка технологической схемы использования высоковлажных углей участка "Поисковый" Павловского буроугольного месторождения» (ДВГТУ, 2000 г.);

- при выполнении инвестиционных проектов: «Горное энергохимическое предприятие по разработке углей участка "Заозерный 1-2' Артемовского буроугольного месторождения», «Комплексная ресурсосберегающая технология отработки участка "Долина" Шкотовского буроугольного месторождения» (ДВГТУ, 2002 г.);

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на первой, второй и третьей международных научно-практических конференциях "Проблемы освоения георесурсов Российского Дальнего Востока и стран АТР" (ДВГТУ, Владивосток, 2001,2002,2004 гг.); на заседании технического совета ОАО «Энергия Востока»; на заседании ученого совета Горного института Дальневосточного государственного технического университета; на научно-практических семинарах кафедры Разработки месторождений полезных ископаемых Горного института

Публикации. По теме диссертации опубликовано семь работ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 85 наименований и приложения. Работа без приложения содержит 130 страниц машинописного текста, 16 рисунков и 19 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Газ ПГУ, как сырье для химической переработки и энергетики, имеет ряд недостатков, таких как низкое содержание водорода, высокое содержание инертных газов (двуокись углерода и азот), низкое содержание метана и ряд других. Как показывает опыт, получение газа с повышенной теплотой сгорания устраняет эти недостатки и позволяет использовать газ ПГУ для технологических целей, а также расширяет возможности использования газа в энергетических целях.

Большой вклад в развитие и совершенствование технологии ПГУ внесли ученые: Скафа П.В., Ржевский В.В., Крейнин Е.В., Альтшулер B.C., Арене В.Ж., Клер A.M., Глушков А.И., Приеменко СБ., Кондырев Б И., Лян Тье, Ю Ли и др.

Специалисты КНР имеют опыт получения газа ПГУ с теплотой сгорания до 12,24 МДж/м3 без применения дополнительной подачи кислорода в дутье. При этом следует отметить высокую теплоту сгорания каменного угля на месторождениях, задействованных для подземной газификации (до 27,21 МДж/кг), благоприятные гидрогеологические условия и использование в качестве канала газификации отработанных выработок, в которых размещают уголь. В КНР в настоящее время функционирует 6 станций «Подземгаз».

На состав получаемого газа и его теплоту сгорания влияют горнотехнические и горно-геологические факторы, в том числе качественный состав угля. Вопрос может стоять лишь о количественных выражениях влияния данных факторов в каждом конкретном случае.

Зольность угольного пласта оказывает существенное влияние на процесс газификации угля в канале, т.е. повышение содержания золы в угле приводит к соответствующему снижению теплоты сгорания угля.

По данным многочисленных лабораторных опытов, проведенных с углем различной зольности, построены две зависимости (см. рис.1). Из графиков видно, что теплота сгорания газа при газификации на воздушном дутье уменьшается в 1,8 раза с увеличением зольности с 5 до 70%, а на кислородном дутье изменяется с 7,97 до 5,80 МДж/м3 при изменении зольности угля с 10 до 55%.

Рис. 1. Зависимость теплоты сгорания газа (£)«) от зольности бурого угли (Ас) при применении воздушного (а) и кислородного дутья (б) -по опытным данным, - эмпирическая кривая

Для заданного предела зольности (от 6 до 35%) для Шкотовского месторождения выведены две зависимости теплоты сгорания газа от зольности угля, при применении воздушного и кислородного дутья соответственно:

= 3,2617 - 0,00 \АС +0,0467 Ас, <2„ = 8,0043 - 0,0006 Асг + 0,0031 Ас.

(1) (2)

По данным эмпирическим формулам можно рассчитать теплоту сгорания получаемого газа на проектируемых станциях ПГУ.

Важной характеристикой пласта угля является его мощность. Установлено, что чем больше мощность пласта, тем выше теплота сгорания газа. Основной причиной влияния мощности пласта угля на теплоту сгорания газа является уменьшение удельной величины теплопотерь на прогрев пород кровли и почвы пласта, а также на испарение влаги пород по мере увеличения мощности пласта. Данную характеристику необходимо учитывать при выборе месторождения для применения технологии ПГУ.

При прочих равных условиях химический КПД процесса газификации и теплота сгорания газа в значительной степени зависят от того, какое количество влаги участвует в газификации единицы веса угля. Увеличение притока вод в газогенератор ухудшает тепловое состояние процесса и снижает теплоту сгорания газа.

Из зависимости, приведенной на рис.2, видно, что увеличение влажности газа сопровождается уменьшением теплоты сгорания газа.

Рис.2. Зависимость теплоты сгорания газа при воздушном дутье от влажности для Шкотовского месторождения

Для бурых углей Приморского края зависимость теплоты сгорания от влажности газа о/ (г/м3) при подаче воздушного дутья выражается уравнением:

<2 = 5,287-0,0051й/,

(3)

Данная эмпирическая формула позволяет рассчитать теплоту сгорания газа при проектировании и эксплуатации станций ПГУ.

Уменьшение неблагоприятного влияния влаги на теплоту сгорания газа достигается следующими способами: интенсификацией подачи дутья, предварительной термической подготовкой угля и повышением концентрации кислорода в дутье.

При этом существенное влияние на теплоту сгорания газа оказывает содержание летучих веществ в угле.

В состав летучих продуктов обязательно входят газообразные при обычных температурах вещества углеводороды всех

классов, вода, а также различные конденсирующиеся смолы и масла, состоящие из кислородсодержащих соединений и из различных углеводородов. При этом установлено, что состав летучих веществ, в основном, определяется параметрами нагрева. Предварительный прогрев подготавливает зону пиролиза, в которой при подаче основного дутья происходит интенсивное выделение летучих веществ, которые значительно повышают теплоту сгорания газа.

Состав и теплота сгорания газа при прочих равных условиях изменяются в зависимости от того, что используется в качестве дутья. Повышенная теплота сгорания при применении обогащенного кислородом дутья при современных средствах получения кислорода может привести к улучшению технико-экономических показателей процесса ПТУ.

С помощью прикладной программы МаШСАО, на основе термодинамической модели, разработанной в Институте систем энергетики им. ЛА. Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН) совместно с ДВГТУ, были проведены расчеты теплоты сгорания и состава продуктов газа для Шкотовского буроугольного месторождения при подаче различного дутья.

Термодинамическая модель основана на уравнениях энергетического и материального балансов и втором законе термодинамики.

Уравнения материального баланса по:

-азоту

(4)

сере

(5)

- кислороду

Л.

%0

--+(7С0-+С/сч-,

2Мир Мсо Мса

(6)

МсО

¡газ Мс . /-гаи Мс со, + °ся4

Мсц

Мен,

)

- водороду "2 МН!о СН' Меи/ (8)

где Суг - масса угля, вступающего в реакцию в единицу времени; ^N£,0,0,н - весовые доли соответственно азота, серы, кислорода, углерода, водорода в

угле; - содержание азота в окислителе; ^щ н^ щощ^дс^сщ -

массовые расходы соответствующих компонентов на выходе из

газогенератора в составе продуктов ПГУ; ~ молекулярные

массы - содержание кислорода в окислителе;

доля углерода, оставшегося в шлаке. Условие равновесия в системе:

п

где Ц - число реагирующих молей соответствующего вещества. Уравнения действующих масс:

где 1 Н20,Н1,С02,СН, - парциальное давление соответствующих компонентов продуктов ПГУ; К/, Кг - константы равновесия реакции конверсии СО и СН4 водяным паром; - константы равновесия реакции восстановления двуокиси углерода; - температура процесса ПГУ.

Уравнение теплового баланса имеет вид:

(И)

Т т / \ ЦУ'''™ цОК ттчед цшл

где 1уг, 1ок - температура угля, окислителя (дутья); п , п , Н , п энтальпия соответственно угля, окислителя, углерода в шлаке, шлака; т]„ш доля тепловых потерь за счет теплообмена с окружающими породами. Результаты обработки расчетных данных приведены на рис.3.

Рис.3. Расчетный состав газа III У для Шкотовского месторождения в зависимости от содержания Ог в дутье (при температуре дутья 20 °С)

Диаграмма на рис.3 показывает, что с повышением концентрации кислорода значительно возрастают мольные доли горючих газов в сравнении с воздушным дутьем (Нг с 26,5% на воздушном дутье до 41,92% на кислородном и СО с 5,92 до 26,17% соответственно).

Из диаграммы также видно, что при переходе на кислородное дутье состав газа резко улучшается, а, как следствие, и теплота сгорания получаемого газа значительно увеличивается, но не в прямой пропорции. Так, с возрастанием концентрации кислорода в дутье с 21 до 95%, т.е. в 4,5 раза, теплота сгорания увеличилась в 2,1 раза с 3,93 до 8,24 МДж/м3.

Следует отметить, что при увеличении концентрации кислорода в дутье в 3,0 раза с 21 до 65%, а не в 4,5 раза, теплота сгорания получаемого газа уменьшается всего на 6% в сравнении с газом, полученым на

кислородном дутье с концентрацией О2 95% с 8,24 до 7,74 МДж/м3. Это говорит о целесообразности использования дутья с 65% содержанием кислорода.

В диаграммах не показаны неосновные (Ог, СН4, СтН„, 1^8) составляющие получаемого газа, так как они в зависимости от концентрации кислорода в дутье проявляют незначительные колебания в процентном содержании, только содержание инертного азота при увеличении концентрации в дутье О2 уменьшается в 27 раз.

Полученные зависимости могут служить основой автоматизированного контроля и управления составом газа ПТУ при работе подземных газогенераторов.

Необходимо отметить, что при существующих технологиях получения кислорода затраты на его получение очень существенны, и могут сильно снижать экономический эффект. Одним из способов по увеличению экономического эффекта технологии с применением кислородного дутья является применение кислород-диоксид-углеродного дутья. Модель процесса при применении предлагаемого дутья приведена на рис.4.

газоотжодящая скважина

Рис.4. Модель процесса подземной газификации при подаче кислород-диоксид-углеродного дутья

При взаимодействии смеси водяного пара и двуокиси углерода с углеродом топлива образуется газ, в котором всегда присутствуют окись углерода и водород. При этом протекают следующие химические реакции:

С+Н20<-»С0+Н2, С+С02о2С0, С0+Н20 о С02+Н2.

(12)

(13)

(14)

Все три реакции протекают до концентрации водяного пара в смеси (С02+Н20), равной 40%. При увеличении концентрации водяного пара свыше 40% протекают преимущественно реакции (12) и (14).

Поэтому, если в дутье подается то максимальная концентрация водяного пара в дутье не должна превышать 40% для протекания всех трех реакций, причем реакция (14) будет протекать не как реакция конверсии окиси углерода, а как реакция гидрирования двуокиси углерода (С02+Н2^ С0+Н20).

Подогрев дутья также позволяет заметно увеличить теплоту сгорания газа с 3,93 до 5,25 МДж/м3 (см. рис.5) и несколько повысить интенсивность газификации. За счет физического тепла, вносимого с подогретым дутьем, увеличивается количество разложившегося пара по реакции водяного газа. При этом возрастает содержание водорода в газе, а количество окиси углерода остается практически неизменным, так как при повышенной концентрации водяных паров в дутье усиливается конверсия окиси углерода водяным паром (см. рис.6).

3,5 Н->---!-1-

0 100 200 300 400 500 600 700

Рис.5. Расчетная теплота сгорания газа для Шкотовского месторождения в зависимости от температуры подогрева воздушного дутья /

Рис.6. Расчетный состав газа ПГУ для Шкотовского месторождения в зависимости от температуры подогрева воздушного дутья I

Из диаграммы, показанной на рис.6, видно, что с ростом температуры снижается содержание в газе азота и растет доля горючих газов (Н2 и СО).

Одним из вариантов практического применения перечисленных способов интенсификации процесса ПГУ за счет обогащения дутья кислородом и повышения температуры дутья является усовершенствованная схема подачи дутья, состоящая из двух периодически осуществляемых стадий процесса подземной газификации угля: первая стадия проводится на подогретом паровоздушном дутье; вторая - на парокислородном дутье с концентрацией О2 до 65%. При оптимальном сочетании продолжительности обеих стадий достигаются высокая производительность процесса, увеличение суммарного КПД газификации и повышенные теплоты сгорания газа. Заданный состав газа может быть получен соответствующей концентрацией кислорода в дутье.

Также рассмотрена возможность предварительной термической подготовки массива самого газогенератора, для чего в его полость подают газ СО2 с температурой 350-400 °С, что в целом повышает температуру дутья, вносит в газогенератор большое количество тепла способствующего выделению летучих веществ и протеканию реакций по образованию СО и После прогрева массива подачу газа прекращают и начинают подачу дутья. Данное решение позволяет получать газ с повышенной теплотой сгорания.

Автором предлагается следующая схема подачи кислород-диоксид-углеродного дутья. Процесс ПГУ начинают с подачи кислородного дутья, что обеспечивает повышение теплоты сгорания газа. После выхода процесса газификации на устойчивый режим в состав дутья вводят СОг, доводя его содержание до 35%, при понижении содержания Ог до 65%. Кроме того, СО2 в состав дутья отбирают из выхлопа газотурбинной установки, с температурой Т < 300-400 °С.

Причем на первом этапе долю СО2 минимизируют, пока процесс газификации не стабилизируется. После этого содержание повышают до проектного (35%). Для получения объемов СО2 используют блоки оборудования очистки отходящих газов, смонтированные на выхлопе газотурбинной установки или на выходе газоотводящей скважины. Расчетный состава газа ПТУ, при кислород-диокисд-углеродном дутье приведен в табл.2.

Таблица 2

Состав газа ПГУ при кислород-диоксид-углеродного дутье

При необходимости форсирования теплового режима в газогенераторе в дутье увеличивают содержание кислорода. Применением в дутье смеси газов обеспечивается получение газа с повышенной теплотой

сгорания, причем отбирается с температурой 300-350 °С, что в целом повышает температуру дутья, вносит в газогенератор большое количество тепла и способствует реакциям по образованию СО и Н2. Расчетная теплота сгорания газа в этом варианте достигает 7,74 МДж/м3.

Установлено, что подачу кислород-диоксид-углеродного дутья необходимо производить без водяного пара. При необходимости увеличения содержания в газе (для химического синтеза), следует начать подачу водяного пара. При этом также возрастает содержание

Предложенное кислород-диоксид-углеродное дутье позволяет использовать все производственные выбросы по замкнутому циклу, максимально снизив его выбросы в окружающую среду, тем самым повышая эколого-экономическую эффективность. После очистки данного газа от на поверхности, газ будет иметь теплоту сгорания 9,35 МДж/м3, что дает возможность его эффективного использования, как для энергетических, так и для технологических целей. Данный газ может транспортироваться на значительные расстояния (180 - 200 км).

Очистку газа ПТУ от СО2 можно связать не только с охраной окружающей среды, но и с повышением экономической эффективности самой технологии ПГУ. При этом важным является выбор способа очистки газа. Для очистки газа от диоксида углерода автором выбран циклонно-пенный аппарат ПУГС-5. По сравнению с другими типами мокрых пылеуловителей он имеет в несколько раз меньшие габариты и массу, удобен в эксплуатации и обслуживании, хотя и имеет несколько большие удельные затраты энергии по сравнению с другими аналогичными аппаратами. Однако циклонно-пенные аппараты обеспечивают значительно большую степень

! 3

очистки при существенно меньшем удельном расходе воды на 1 м газа, определяемом только условиями уноса пульпы из аппарата. Опыт длительной эксплуатации установки такого типа подтвердил ее высокие технико-экономические показатели - малые габариты и вес аппаратов, значительное уменьшение площадей производственных зданий, снижение расхода пара, воды, абсорбента. В работе рассмотрен вопрос об использовании получаемого после очистки газа диоксид углерода в промышленности и сельском хозяйстве.

Таким образом, проведенное исследование позволило выявить следующие способы повышения теплоты сгорания газа ПГУ: применение кислород-диоксид-углеродного дутья с 65% концентрацией кислорода; подогрев дутья до 400 °С; прогрев массива подземного газогенератора; очистка газа от СО2

Предложено два варианта интенсификации процесса подземной газификации, в которых сочетаются все перечисленные способы, повышающие теплоту сгорания.

Автором рассмотрен вопрос использования газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания в камерах сгорания газотурбинных и дизельных двигателей. При этом практической предпосылкой является опыт работы подобных агрегатов, работающих на природном газе.

В настоящее время в России и странах Европейского Союза набирает силу тенденция замены дизельных, бензиновых двигателей на газовые и газодизельные двигатели. Применение заменителя природного газа в качестве топлива позволяет почти в 10 раз сократить дымность отработанных газов, снизить удельные выбросы по СО в 2-3 раза, КОх - 1,3-1,4 раза, по твёрдым частицам в 4-5 раз.

В топках котлов газ сжигается в смеси с воздухом, и чем выше теплота сгорания газа, тем больше количество воздуха расходуется на его сжигание. В результате теплотворности горючих газовых смесей отличаются между собой менее значительно, чем первоначальные теплотворности сравниваемых газов. Для газа ПГУ она составляет 2,87 МДж/м3, для природного газа - 3,4 МДж/м\ Кроме того, газ ПГУ более удобен для

сжигания, так как имеет скорость распространения пламени 0,7-0,9 м/сек, которая превышает скорость сгорания метана. Способствует этому наличие в газе ПГУ 10-18% водорода, у которого скорость распространения пламени является наивысшей.

Теплотехнический эффект горючей (газо-воздушной) смеси для природного газа и газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания (8,21 МДж/м3) на примере газа ПГУ, полученного на Шкотовском буроугольном месторождении, приведен в табл.3.

Таблица 3

Теплофизические характеристики сжигания природного газа и газа ПГУ

Наименование показателей природный газ газ ПГУ

Теплота сгорания газа, £>„, МДж/у3 35,2 8,21

Теоретическое количество воздуха, м'/'м1 9,346 1,821

Теплота сгорания смеси, МДж/м3 3,4 2,87

Теоретическая температура горения, "С 2456 2287

Расход топлива, м^/ч 326 1343

Тепловая эффективность, МДж/кг 2,86 2,81

Объем продуктов сгорания, м'/м* 10,511 2,527

При использовании газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания его теплотехнические показатели незначительно уступают показателям природного газа, при этом объем продуктов сгорания природного газа больше в 4,2 раза, а, следовательно, больше выбросов С02 и других продуктов горения, загрязняющих атмосферу. Таким образом, существует реальная возможность использования газа ПГУ в газовых двигателях и возможность его использовании в качестве котельного и моторного топлива.

Наиболее ценными продуктами, которые могут быть получены на основе газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания, являются метанол (метиловый спирт), диметиловый эфир и заменитель природного газа (ЗПГ).

Метанол получается из окиси углерода и водорода по схеме:

СО + 2Н2о СНзОН.

При образовании метанола во взаимодействие вступает один объем окиси углерода и два объема водорода, а в таком соотношении находятся эти газы как раз в газах ПГУ.

В Российской Федерации под руководством д.т.н. Клера A.M. в Институте систем энергетики им. ЛА Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН) разработана математическая модель энерготехнологической установки по производству метанола.

Предварительные результаты исследований свидетельствуют о том, что производство метанола может компенсировать энергетические затраты на процесс газификации и повысить рентабельность станции ПГУ.

Автором предложена схема подземного газогенератора для мощных пластов (см рис.7), позволяющая получать газ с повышенной теплотой сгорания. Данный газ может быть использован для синтеза ЗПГ. Предполагается, что газ ПГУ, получаемый по этой схеме, будет успешно конкурировать с природным газом и ЗПГ, получаемым по технологии наземной газификации углей.

подача окислителя

Рис 7 Схема подземного газогенератора д ля мощных пластов

Таким образом, газ ПГУ после обработки на поверхности может заменить природный газ

Технико-экономический расчет использования газа ПГУ с теплотворной способностью 7,74 МДж/м3, полученного на Шкотовском буроугольном месторождении, с применением кислород-диоксид-углеродного дутья, при производственной мощности станции 250 млн м газа в год показал*

-целесообразность применения энерготехнологической установки, позволяющей синтезировать из получаемого газа метанол;

-эффективность осуществления предлагаемых мероприятий по повышению теплоты сгорания газа.

Автором, установлено, что варианты получения газа с повышенной теплотой сгорания для последующего использования в энергетической установке для выработки электроэнергии и пара, а также в энерготехнологической установке для получения метанола и электроэнергии, являются рентабельными. Уровень рентабельности равен 18%, а расчетные сроки окупаемости капитальных вложений не превышают 5 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований решена научная задача, заключающаяся в обосновании технических и технологических решений по повышению теплоты сгорания газа ПГУ и снижению вредных выбросов в атмосферу при его сжигании, внедрение которых позволит значительно повысить технико-экономические показатели технологии подземной газификации угля и уменьшить загрязнение окружающей среды.

Основные научные и практические результаты выполненных исследований:

1. Разработана и обоснована технологическая схема кислород-диоксид-углеродного дутья, что позволило значительно увеличить теплоту сгорания газа ПГУ.

2. На термодинамической модели установлены зависимости роста теплоты сгорания от вида и температуры дутья.

3. Предложена усовершенствованная конструкция подземного газогенератора для мощных угольных пластов, позволяющая получать газ с повышенной теплотой сгорания.

4. Установлена возможность значительного повышения теплоты сгорания газа в зоне пиролиза угольного массива при внесении дополнительного тепла отработанных газов газотурбинной установки.

5. Получены зависимости изменения теплоты сгорания от зольности и от влажности на примере Шкотовского буроугольного месторождения Приморского края актуальные для практического применения при строительстве и эксплуатации станций ПГУ.

6. Предложена комбинированная схема подачи дутья различного состава при различной температуре, что приводит к повышению теплоты сгорания и увеличению КПД процесса газификации.

7. Рассмотрен и предложен эффективный способ очистки газа ПГУ от посредством аппарата ПУГС-5, что позволяет значительно повысить

теплоту сгорания товарного газа.

8. На основе анализа горно-геологических данных, с учетом

технологических решений, предложенных автором, определены перспективные для подземной газификации месторождения Приморского края: Шкотовское, Бонивуровское, Бикинское, Раковское, Павловское и Артемовское.

9. Предложена методика расчета технико-экономических показателей, учитывающая производство и реализацию газа с повышенной теплотой сгорания.

10. Выполненные расчеты определили высокую рентабельность и малый срок окупаемости станций ПТУ проектируемых на основе предложенных автором технологических решений.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ИЗЛОЖЕНЫ В СЛЕДУЮЩИХ ПУБЛИКАЦИЯХ:

1.Кондырев Б.И., Приеменко СБ., Ларионов М.В. Энергетические комплексы на базе угольных месторождений в Приморском крае // Первый международный инвестиционный конгресс «Новейшие технологии в системе интеграционных процессов территорий стран АТР (30мая-2июня)». -Владивосток: ДВГМА, 2000. - С. 166.

2. Кондырев Б.И., Ларионов М.В. и др. Энерготехнологические комплексы на базе Шкотовского буроугольного месторождения // Международная научно-практическая конференция «Энергетическая безопасность России. Новые подходы к развитию угольной промышленности (12-15 сентября)». -Кемерово: 2000. - С. 61-62.

3. Кондырев Б.И., Белов А.В., Ларионов М.В. Подземная газификация свиты пластов угля // Материалы научного симпозиума «Недели горняка 2000». Горный информационно-аналитический бюллетень №5. - М.: МГГУ, 2000.-С. 129-131.

4. Кондырев Б.И., Ларионов М.В., Белов А.В. К вопросу о исследовании физико-химических процессов подземной газификации угля // Первая Международная Научная Конференция «Проблемы освоения георесурсов Российского Дальнего Востока и стран АТР». - Владивосток: ДВГТУ, 2003. -С. 69-71.

5. Кондырев Б.И., Ларионов М.В., Белов А.В. Подземная газификация в России и за рубежом // Первая Международная Научная Конференция «Проблемы освоения георесурсов Российского Дальнего Востока и стран АТР». - Владивосток: ДВГТУ, 2003. - С. 77-79.

6. Кондырев Б.И., Ларионов М.В., Белов А.В. Комплексная технология отработки угольных месторождений способом скважинной гидродобычи и подземной газификации // Первая Международная Научная Конференция «Проблемы освоения георесурсов Российского Дальнего Востока и стран АТР». - Владивосток: ДВГТУ, 2003. - С. 72-73.

7. Кондырев Б.И., Белов А.В., Ларионов М.В. Становление и развитие технологии подземной газификации угля // Материалы научного симпозиума «Недели горняка 2003». Горный информационно-аналитический бюллетень №4. - М: МГГУ, 2003. - С. 233-234.

Ларионов Михаил Викторович

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ТЕПЛОТЫ СГОРАНИЯ ГАЗА, ПОЛУЧАЕМОГО ПРИ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ

(на примере Шкотовского буроугольного месторождения)

Автореферат

Подписано в печать 25.11.2004 г. Формат 60x84/16. Бумага офисная. Гарнитура Таймс. Тираж 100 экз.

Отпечатано в типографии ООО «Автограф» г. Владивосток, пер. Трудовой, 4

-5593

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ларионов, Михаил Викторович

Введение.

Глава 1. Состояние вопроса и постановка задач исследования.

1.1. Анализ современного состояния технологии подземной газификации угля (ПТУ).

1.2. Основные критерии, необходимые для выбора угольных месторождений для технологии ПТУ.

1.3. Существующие способы повышения теплоты сгорания газа, получаемого при ПТУ.

1.4. Постановка задач и цели настоящего исследования.

Выводы.

глава 2. Исследование процесса газификации угля.

2.1. Подземные газогенераторы как аналоги наземных газогенераторов.

2.2. Характеристики газа подземной газификации как котельного топлива.

2.3. Анализ состава газа ПТУ для технологических целей.

2.4. Подземный газогенератор для получения газа с повышенной теплотой сгорания.

2.5. Исследование процесса газификации угля при различном составе дутья.

2.5.1. Воздушное дутье.

2.5.2. Паро-воздушное дутье.

2.5.3. Паро-кислородное дутье.

2.5.4. Кислородное и кислород-диоксид-углеродное дутье.

2.5.5. Влияние температуры дутья на теплоту сгорания.

2.6. Исследование состава газа в зависимости от качественного состава угля.

2.6.1. Зольность.

2.6.2. Мощность пласта.

2.6.3. Влажность.

2.6.4. Выход летучих веществ.

2.7. Выбор наиболее эффективного вида дутья.

Выводы.

Глава 3. Математическое моделирование процесса подземной газификации угля.

3.1. Анализ физико-химических процессов газификации угля в пласте.

3.2. Анализ математических моделей ПГУ.

3.3. Математические модели подземной газификации, основанные на термодинамике.

3.4. Расчет теплоты сгорания и состав продуктов газа

Шкотовского буроугольного месторождения.

3.5. Основные направления повышения теплоты сгорания газа.

Выводы.

Глава 4. Технико-экономическая оценка подземной газификации угля с применением кислород-диоксид-углеродного дутья.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка способов повышения теплоты сгорания газа, получаемого при подземной газификации угля"

Актуальность работы. Исчерпание запасов продуктивных пластов благоприятного залегания, переход шахт на отработку более глубоких горизонтов с ухудшением горно-геологических условий привели к такому положению, когда дальнейшее совершенствование существующей технологии на основе прежних принципов становится неэффективным и малоэффективным. Реструктуризация угольной промышленности, ставившая своей целью ликвидацию особо убыточных нерентабельных предприятий, привела к закрытию 18 шахт и 2 угольных разрезов Приморского края. В результате край почти полностью лишился своего каменного угля, а коммунально-бытовые потребители вынуждены использовать высокозольный бурый уголь [1].

Отличительной особенностью угольных месторождений Приморского края являются сложные горно-геологические условия, наличие большого количества тектонических нарушений, что затрудняет применение современной горной техники и препятствует достижению высоких технико-экономических показателей на угольных предприятиях. Чтобы коренным образом изменить существующую технологию добычи угля, используя не просто новые машины и механизмы, а новые принципы или новые методы его добычи и переработки [2].

Задача разработки и внедрения качественно новых способов добычи топливно-энергетических ресурсов, обеспечивающих высокую производительность труда, экологичность, сокращение численности людей, работающих под землей, и значительное улучшение условий труда. В решении этой задачи основное место отводится изысканию новых технологий добычи и переработки угля, устраняющих отмеченные недостатки, менее трудоемких в эксплуатации, с меньшими удельными капитальными затратами при строительстве.

Исследованиями, проводимыми в Дальневосточном государственном техническом университете (ДВГТУ), установлено, что наиболее реальным энергоносителем, который дополнительно может быть использован промышленностью, и, в частности, тепловыми электростанциями, является газ подземной газификации угля (ПГУ). Необходимо отметить, что этот газ, получаемый на воздушном дутье, значительно уступает природному, как по температуре горения, так и по теплоте сгорания. Поэтому он рекомендуется для использования как энергетическое топливо в котельных и на электростанциях.

С технической стороны ПГУ - это упрощение существующей технологии добычи и транспортировки твердого топлива, а, следовательно, в перспективе учитывая большие запасы угля пригодные к отработке способом ПГУ - это огромные возможности для роста производительности труда и снижения себестоимости добычи 1 тонны условного топлива.

Одной из причин, по которой эта прогрессивная технология не получила широкого распространения, явилось решение Правительства в начале 60-х годов заменить угольное топливо на тепловых электростанциях на имеющийся в большом объеме природный газ и продукты переработки нефти (мазут). С позиции сегодняшнего дня это видится как крупная стратегическая ошибка в развитии топливно-энергетического комплекса страны.

Сложившаяся в настоящее время ситуация на мировом и региональных рынках энергоносителей позволяет говорить о больших перспективах и указывает на необходимость совершенствования технологии ПГУ. При этом одним из важнейших направлений является повышение теплоты сгорания получаемого газа, с целью доведения потребительских свойств газа ПГУ до уровня природного газа.

Разведанные мировые запасы твердого топлива при соответствующей переработке могут дать в десятки раз больше горючего газа, чем разведанные запасы природного газа, и в 10-20 раз больше, чем мировые запасы нефти.

Задача повышения теплоты сгорания газа ПГУ позволит расширить область применения этой технологии и является актуальной научной задачей.

Целью работы является разработка и научное обоснование технических решений, позволяющих повысить теплоту сгорания газа в подземном газогенераторе и поверхностном комплексе станции ПГУ.

Задачи исследований. Для достижения поставленных целей предусматривается:

- математическое моделирование процесса газификации угля в канале при различных видах дутья;

- определение зависимостей теплоты сгорания газа от состава дутья;

- определение влияния температурного фактора на состав и теплоту сгорания газа;

- исследование и определение оптимальных конструкций подземных газогенераторов, позволяющих получать газ с повышенной теплотой сгорания;

- анализ и выбор наиболее благоприятных месторождений Приморского края для целей ПГУ с учетом применения различного вида дутья;

- технико-экономическая оценка способов повышения теплоты сгорания газа на примере Шкотовского буроугольного месторождения.

Основная идея работы заключается в разработке новых технологических решений на основе обобщения и использования последних достижений науки и производства в области наземной и подземной газификации угля, позволяющих получать газ ПГУ с повышенной теплотой сгорания.

Методы исследований включают: анализ патентов и научно-технической литературы, использование математического анализа, статистики и теории вероятности, математическое моделирование процесса газификации угля в канале с применением математических прикладных программ.

Научные положения, защищаемые в диссертации:

- математическая модель процесса газификации угля в канале при использовании кислород-диоксид-углеродного дутья;

- зависимость изменения теплоты сгорания газа ПГУ при различных параметрах высокотемпературного кислород-диоксид-углеродного дутья;

- схема подземного газогенератора для мощных угольных пластов, отличающаяся тем, что для активизации процесса выделения летучих веществ в увеличенной зоне пиролиза используется опережающая термическая подготовка канала.

Научная новизна работы заключается в «следующем:

- установлена зависимость теплоты сгорания газа ПГУ от зольности для бурых углей Приморского края;

- установлена зависимость получения газа с высоким содержанием Н2 и СО в интервале температурных параметров дутья от 20 до 690 °С;

- предложена конструкция подземного газогенератора для мощных пластов, учитывающая процесс выделения летучих веществ в увеличенной зоне пиролиза при опережающей термической подготовке канала;

- разработана методика технико-экономической оценки получения газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания с учетом попутно извлекаемых продуктов.

Обоснованность и достоверность научных положений, изложенных в диссертации, подтверждаются:

- значительным объемом исследований, проведенных на математических моделях;

- удовлетворительной сходимостью расчетных и экспериментально определенных параметров на ряде действующих станциях ПГУ;

- положительной экспертной оценкой разработанной технологической схемы подземного газогенератора.

Практическая ценность работы заключается в:

- разработке технологической схемы газогенератора для мощных угольных пластов, позволяющей получать газ повышенной теплоты сгорания за счет интенсификации процессов пиролиза в канале;

- выборе технологической схемы поверхностного комплекса, повышающей теплоту сгорания газа ПГУ;

- определении возможности получения из газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания заменителя природного газа и диметилового эфира;

- установлении возможности использования газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания в качестве моторного топлива.

Реализация результатов работы. Результаты исследований реализованы:

- при выполнении федеральной целевой научно-технической программы «Научное и инновационное сотрудничество» по направлению «Разработка новых методов и технологий неистощительного природопользования, повышения комплексного и малоотходного использования природных ресурсов» в научно-исследовательской работе НИР 05.01.008. «Комплексная, ресурсосберегающая, экологически чистая скважинная технология отработки полезных ископаемых в условиях Дальневосточного региона»;

- при выполнении программ научно-исследовательских работ по темам: «Получение метанола способом наземной и подземной газификации высокозольных углей Приморского края», «Разработка технологической схемы использования высоковлажных углей участка "Поисковый" Павловского буроугольного месторождения» (ДШ ТУ, 2000 г.);

- при выполнении инвестиционных проектов: «Горное энергохимическое предприятие по разработке углей участка "Заозерный 1-2" Артемовского буроугольного месторождения», «Комплексная ресурсосберегающая технология отработки участка "Долина" Шкотовского буроугольного месторождения» (ДВГТУ, 2002 г.);

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на первой, второй и третьей международных научно-практических конференциях "Проблемы освоения георесурсов Российского Дальнего Востока и стран АТР" (ДВГТУ, Владивосток, 2001, 2002, 2004 гг.); на заседании технического совета ОАО «Энергия Востока»; на заседании ученого совета Горного института Дальневосточного государственного технического университета; на научно-практических семинарах кафедры Разработки месторождений полезных ископаемых Горного института. 9

Заключение Диссертация по теме "Геотехнология(подземная, открытая и строительная)", Ларионов, Михаил Викторович

Выводы

1. Проведен технико-экономический расчет двух вариантов использования газа ПГУ с теплотворной способностью 1,1 А МДж/м3 (1850 ккал/м ), полученного на Шкотовском буроугольном месторождении с применением кислород-диоксид-углеродного дутья, при производственной мощности станции 250 млн. м газа в год.

2. Обоснована эффективность осуществления мероприятий по повышению теплоты сгорания газа.

3. Показана и обоснована целесообразность применения энерготехнологической установки, позволяющей синтезировать из получаемого газа метанол.

Следует также отметить, что строительство станции ПГУ с энергетической установкой, при получении газа с высокой теплотой сгорания, экономически эффективно.

4. Два рассмотренных варианта являются рентабельными. Уровень рентабельности для I и II варианта равен 18%.

5. Расчетные сроки окупаемости капитальных вложений не превышают 5 лет.

120

Заключение

В результате выполненных исследований решена научная задача, заключающаяся в обосновании технических и технологических решений по повышению теплоты сгорания газа ПГУ и снижению вредных выбросов в атмосферу при его сжигании. Внедрение этих решений позволит значительно повысить технико-экономические показатели технологии подземной газификации угля и уменьшить загрязнение окружающей среды.

Основные научные и практические результаты выполненных исследований:

1. Разработана и обоснована технологическая схема кислород-диоксид-углеродного дутья, позволяющая значительно увеличить теплоту сгорания газа ПГУ.

2. На термодинамической модели установлены зависимости роста теплоты сгорания от вида и температуры дутья.

3. Предложена усовершенствованная конструкция подземного газогенератора для мощных угольных пластов, позволяющая получать газ с повышенной теплотой сгорания.

4. Установлена возможность значительного повышения теплоты сгорания газа в зоне пиролиза угольного массива при внесении дополнительного тепла отработанных газов газотурбинной установки.

5. Получены зависимости изменения теплоты сгорания от зольности угля и влажности подаваемого газа на примере Шкотовского буроугольного месторождения Приморского края, актуальные для практического применения при строительстве и эксплуатации станций ПГУ.

6. Предложена комбинированная схема подачи дутья различного состава при различной температуре, что приводит к повышению теплоты сгорания и увеличению КПД процесса газификации.

7. Рассмотрен и предложен эффективный способ очистки газа ПГУ от СО2 посредством аппарата ПУГС-5, что позволяет значительно повысить теплоту сгорания товарного газа.

8. На основе анализа горно-геологических данных, с учетом технологических решений, предложенных автором, определены перспективные для подземной газификации месторождения Приморского края: Шкотовское, Бонивуровское, Бикинское, Раковское, Павловское и Артемовское.

9. Предложена методика расчета технико-экономических показателей, учитывающая производство и реализацию газа с повышенной теплотой сгорания.

10. Выполненные расчеты определили высокую рентабельность и малый срок окупаемости станций ПГУ проектируемых на основе предложенных автором технологических решений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ларионов, Михаил Викторович, Владивосток

1. Арене В.Ж. Скважинная добыча полезных ископаемых (геотехнология). М.: Недра, 1986. - 279 с.

2. Кондырев Б.И., Ларионов М.В., Белов А.В. Подземная газификация в России и за рубежом. // Первая Международная Научная Конференция «Проблемы освоения георесурсов Российского Дальнего Востока и стран АТР» Владивосток: ДВГТУ, 2003. - С. 77-79.

3. Kirchoff R., К.-Н. van Heek «Beriebserfahrunger mir Hahtemheratur Rohrleitungen in einer Versuchsanlage zur Kohlevergsung» // 3R International 1985.-P. 513-518.

4. G. Baron, A. Jourdan «Application Possible a la Gazeification in situ du charbon» / Bulletin de la Societe Geologique de France 1984. P. 833-836.

5. G. LienHard «La gazefication in situ du charbon en France. Le projet francais.» / Bulletin de la Societe Geologique de France 1984. P. 733-734.

6. Roger A. Paul «WIDCO's Program for UCG Commercialization» // Chemical Engineering Progress 1984. P. 46-55.

7. Dennis D. Fischer «Energy Balance for the Second Underground Coal Gasification Experiment, Hanna, Wyoming» // SoTrans. Soc. Mining Eng. ALME 1977.-P. 341-347.

8. J.J. Dozy «Underground Gasification of Coal, Past and Present» // Geologic en mijnbouw 1982. P. 373-376.

9. A.F. Wylde, B.E. Davis «An alternative means of coal recovery: underground gasification» / New Zealand Journal of Technology 1986. P. 159166.

10. Gragg D.W. «Underground Coal Gasification» // AICHE Journal 1978.-P. 753-781.12. «Underground Coal Gasification: A crucial test» // Chem. and Eng. New 1979. P. 19-29.

11. Антонова Г.И., Бежанешвили А.Е., Блиндерман М.С. и др. (ИГД им. Н.Н. Скочинского) Подземная газификация углей в СССР. Обзор ЦНИЭИуголь. М.: 1990. 96 с.

12. Алан Сингл ер. Доклад по государственной энергетической стратегии. Луневилл, шт. Кентукки, США, 8 сентября 1989.

13. ЛедентП. Ретроспектива исследовании в области подземной газификации углей в Западной Европе. Льеж, Бельгия 1989.

14. LIANG Jie «An Overview of the Chinese Programme on UCG» // China University of Mining & Technology 2004. 4 p.

15. Крейнин Е.В. «Двухстадийная подземная газификация углей» // Химия твердого тела №6 1990. С. 76-79.

16. Промышленная малогабаритная установка для получения углекислоты из дымовых газов при интенсивном режиме ПУГС-5. // ВДНХ СССР. Раздел "Народное образование". 1978. С. 2

17. Шиллинг Г.-Д, Бонн Б., Краус У. Газификация угля / Пер. с нем. и ред. С.Р. Исламова- М.: Недра, 1986. 175 с.

18. ХоффманЕ. Энерготехнологическое использование угля М.: Энергоатомиздат, 1983. - 328 с.

19. Научные труды ВНИИПодземгаза, вып. 1. Краткие итоги научно-исследовательских и опытных работ по подземной газификации углей. -М.: Госгортехиздат, 1960. 156 с.

20. СкафаП.В. Подземная газификация углей. М.: Госгортехиздат, 1960.-320 с.

21. Корнеев М.М., Прутковский Е.И. Использование газа подземной газификации углей в мощных парогазовых установках. // Электрические станции. 1961. № 2. С. 22-27.

22. Научные труды ВНИИПодземгаза, вып. 7. М.: Госгортехиздат, 1962.-160 с.

23. Клевке В.А. и др. Технология азотных удобрений. М.: 1963.

24. Шелдон Р.А. Химические продукты на основе синтез-газа / Пер. с англ. под ред. С.М. Локтева. М.: Химия, 1987. - 248 с.

25. Фальбе Ю. Химические вещества из угля / Пер. с нем. под ред. И.В. Калечица. -М.: Химия, 1980. 616 с.

26. Караваев М.М., Мастеров А.П. Производство метанола. М.: Химия, 1973. - 160 с.

27. Технология синтетического метанола / Караваев М.М., Леонов В.Е., Попов И.Г., Шепелев Е.Т. М.: Химия, 1984. - 240 с.

28. Клер JI.M., Тюрина Э.А. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1998. -127 с.

29. Труды IV нефтяного конгресса. Т. 5. 1955. С. 271.

30. Труды ИГИ. Т. XVIII. 1962. С. 78.

31. Состояние и перспективы использования газовых видов топлива на транспорте / Издание Фонда экологизации транспорта «МОСЭКОТРАНС». М.: 2000. - 44 с.

32. Кудрявцев А.А., Лошманов В.В. БелАЗы XXI века с газодизелями семейства двигателей ДМ. // Горная промышленность. №6. -М.: МГГУ, 2001. С. 36-38.

33. Крейнин Е.В. Уголь, как источник заменителя природного газа // Уголь. №7. 2001.

34. Химическая технология твердых горючих ископаемых: Учебник для вузов / Под ред. Макарова Г.Н. и Хорломковича Г.Д. М.: Химия, 1986-496 с.

35. Соколов Р.С. Химическая технология: Учебное пособие: в 2 т. -М.: Гуманит. изд. центр ВЛАДОС, 2000. том. 2. - 448 с.

36. ЮдинИ.Д., Григорьев В.В. Подземная газификация углей в Кузбассе. — М.: Углетехиздат, 1958.

37. Лавров Н.В., Бруштейн Н.З., Зыбалова Г.П. Проведение опытов по получению технологического газа на подмосковных углях. // Труды ВНИИПодземгаза. М.: Недра, 1953.

38. Бруштейн Н.З., Кулакова М.А. Предварительные результаты испытания процесса газификации с применением паро-кислородовоздушного дутья на опытном участке Подмосковной станции «Подземгаз» // Подземная газификация углей. М.: Недра, 1957. № 4.

39. Нусинов Г.О., Бруштейн Н.З. Исследование процесса получения газа при ПГУ на паровоздушном дутье в естественных условиях Подмосковной станции «Подземгаз». // Труды ВНИИПодземгаза. М.: Недра, 1955.

40. Голгер С.П. Проведение опытов на парокислородном дутье на опытных газогенераторах Лисичанской станции «Подземгаз» с целью получения технологического газа. // Труды ВНИИПодземгаза. — М.: Недра, 1957.

41. Голгер С.П. Процесс подземной газификации маломощных каменноугольных пластов на воздушном и обогащенном кислородом дутье на Лисичанской станции «Подземгаз». // Подземная газификация углей. -М.: Недра, 1958. №2.

42. Кондырев Б.И., Белов А.В., Ларионов М.В. Становление и развитие технологии подземной газификации угля. // Материалы научного симпозиума «Недели горняка 2003». Горный информационно-аналитический бюллетень №4. — М.: МГГУ, 2003. С. 233-234.

43. Альтшулер B.C., Шафир Г.С., Клириков Г.В., Шевцов В.П. // Труды ИГИ. М.: Изд-во АН СССР, 1961. №16. - С. 164.

44. Канторович Б.В., Галушко П.Н. // Труды ИТИ. М.: Изд-во АН СССР, 1961. №16.-С. 139.

45. Трифонова К.Б. // Труды II Всесоюзной конференции по горению твердого топлива. Новосибирск: Наука, 1966.

46. Лавров Н.В., Трифонова К.Б. // Подземная газификация углей. — М.: Недра, 1958. № 2. С. 35.

47. Кондырев Б.И., Ларионов М.В., Приеменко О.С. Термическая переработка бурых углей резерв получения газового топлива. // Материалы научного симпозиума «Недели горняка 2004». Горный информационно-аналитический бюллетень. -М.: МГТУ, 2004.

48. Нусинов Г.О. Анализ показателей работы Подмосковной станции Подземгаз. // Подземная газификация углей. М.: Недра, 1955. № 4-5.

49. Голгер С.П. Процесс подземной газификации маломощных каменноугольных пластов на воздушном и обогащенном кислородном дутье на Лисичанской станции Подземгаз. // Подземная газификация углей. -М.: Недра, 1958. №2.

50. Гребенщикова Г.В. Исследование кинетики реакции конверсии окиси углерода водяным паром в присутствии зоны Лисичанского угля // Подземная газификация углей. -М.: Недра, 1954. №1.

51. Лавров Н.В., Трифонова К.В. Изучение реакции конверсии окиси углерода водяным паром применительно к условиям подземной газификации углей. // Подземная газификация углем. М.: Недра, 1956. №6.

52. Лысенко Н.Ф., Леонович К.М., Дудаков В.И Определение аэродинамических условий образования газа максимально возможной теплотворности и выявление критериев подобия для перехода с моделей к натуре. // Труды ВНИИПодземгаза. М.: Недра, 1958.

53. Волк А.Ф. Испытание эффективности направленной подачи дутья для подземной газификации углей на Подмосковной станции «Подземгаз». Труды ВНИИПодземгаза. -М.: Недра, 1957.

54. Агроскнн A.A., Сухотинская Т.М., Федоров H.A. Баланс влаги в процессе подземной газификации. // Подземная газификация углей. М.: Недра, 1958. №1.

55. Бруштейн Н.З., Загребальная B.C. Влияние влаги на процесс газификации углей. // Подземная газификация углей. М.: Недра, 1957. №3.

56. Силин-Бекчурина А.И., Богородицкий К.Ф. О влиянии воды на процесс подземной газификации углей. Доклады АН СССР. М.: Недра, 1956. т. 109. №4.

57. Нусинов Г.О. Некоторые экспериментальные исследования процесса подземной газификации подмосковного угля в естественных условиях. // Подземная газификация углей. М.: Недра, 1955. №3.

58. Г.О. Нусинов, С.Ц. Казачкова Некоторые обобщения практического опыта подземной газификации в подмосковном бассейне // Использование газа, подземное хранение нефти и газа, термическая добыча полезных ископаемых, вып. 1. — М.: «Недра», 1965.

59. Кондырев Б.И. Станции, технология и очистка газов подземной газификации углей: Учеб. пособие. Владивосток: ДВГТУ, 2000. - 86 с.

60. Кондырев Б.И., Абрамов A.JI. Принципы моделирования процессов подземной газификации углей. Труды Дальневосточного Государственного Технического Университета, вып. III, серия 4. Горногеологическая. -Владивосток: ДВГТУ, 1993. С. 83-87.

61. Кондырев Б.И., Абрамов A.JI. Математические модели процессов подземной газификации углей. // XXXIII Юбилейная научно-техническая конференция. Тезисы докладов, кн. 1. Владивосток: 1993. - С. 66-67.

62. Крейнин Е.В., Федоров Н.А., Звячинцев К.Н., Пьяикова Т.М. Подземная газификация угольных пластов. -М.: Недра, 1982. 151 с.

63. Ржевский В.В. Методческие разработки по проблеме "Углегаз", Ч. III Процессы горения, - М.: 1985. - 191 с.

64. Дерман Б.М., Рогайлин М.И., Фарберов И.Л. Исследование процесса разложения водяного пара в угольном канале. // Подземная газификация углей. М.: Недра, 1958. №4. - С. 32-38.

65. Лавров Н.В., Трифонова К.Б. Способы управления реакцией конверсии окиси углерода водяным паром при получении технологического газа в подземном газогенераторе. // Подземная газификация углей. М.: Недра, 1958 №2. - С. 4-7.

66. Нусинов Г.О., Бруштейн Н.З., Мирингоф Н.С. Исследование зависимости качества газа от влажности газифицируемого угля. // Научные труды ВНИИПодземгаза, вып. 3. М.: Госгортехиздат, 1960. - С. 41-47.

67. Богородицкий К.Ф. Новые данные к расчету водного баланса подземных газогенераторов. // Подземная газификация углей. — М.: Недра, 1958. №3.-С. 110-114.

68. Бруштейн Н.З., Загребельная B.C. Влияние влаги на процесс подземной газификации углей. // Подземная газификация углей. — М.: Недра, 1957. №3. С. 61-69.

69. ТакэдаС. Модельный анализ экспериментальных установок по одностадийной газификации угля в кипящем слое под давлением // Нэнре кекайси, 1980. т.59. №:637. С. 323-328.

70. Федорова И.Б., Иванова Е.Н. и др. Математическое моделирование процесса газификации угля в расплавленной среде // Деп №:8777-В86, ВИНИТИ, Л.: 1986. - С. 2-10.

71. Кондырев Б.И. Научное обоснование технологических схем подземной газификации угля в условиях Дальнего Востока. Владивосток: 1996.-384 с.

72. Обобщение и прогноз факторов экологического воздействия предприятий ПГУ на окружающую среду. Отчет научно-технического предприятия "Пилот". Руководитель темы Гильманов Т.Г. М.: 1990. - 160 с.

73. Шапарев С.Д. Методы вычислительной математики и их приложения. СПб: СМИО Пресс, 2003. - 232 с.

74. Асланян Г.С., Гиневская И.Ю., Шпильрайн Э.Э. // Химия твердого тела. 1984. №1. С. 90-98.

75. Асланян Г.С., Иванов П.П., Мунвез С.С. Проблемы газификации углей: Сб. докладов всесоюзного симпозиума. Красноярск: и/о «Сибирь». 1991.-С. 60-65.

76. Промышленная малогабаритная установка для получения углекислоты из дымовых газов при интенсивном пенном режиме ПУГС / ЛГИ им. Ленсовета. Л.: 1975. - 5 с.

77. Богатых С.А. Циклонно-пенные аппараты. Л.: "Машиностроение", 1978. - 224 с.