Научное обоснование технологических схем подземной газификации угля в условиях Дальнего Востока

Кондырев, Борис Иванович

Бесплатный автореферат и диссертация по географии на тему
Научное обоснование технологических схем подземной газификации угля в условиях Дальнего Востока
ВАК РФ 11.00.11, Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов

Автореферат диссертации по теме "Научное обоснование технологических схем подземной газификации угля в условиях Дальнего Востока"

Ой

А й ^ ^

1. На правах рукописи КОНДЫРЕВ Борис Иванович

НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ПОДЗЕМНОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ В УСЛОВИЯХ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

Специальности: 11.00.11- Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов; 05.15.02 - Подземная разработка месторождений полезных ископаемых.

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Владивосток - 1996

Работа выполнена в Дальневосточном государственном техническом университете.

Научные консультанты: доктор экономических наук, профессор

Глушков А.И.

доктор технических наук, профессор Нисковский Ю.Н.

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, доцент

Агошков А.И. доктор технических наук Мороз В.Ф.

доктор технических наук, профессор Скуба В.Н.

Ведущее предприятие - ОАО"Приморскуголь" Защита состоится 12 апреля1996 г. в 14 час. на заседании диссертационного совета Д 064.01.02 в Дальневосточном государственном техническом университете: 690600, г. Владивосток, ул. Пушкинская, 33, ауд. Г-308.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Дальневосточного государственного технического университета.

Автореферат разослан ^ марта 1996 г.

у?*

Учебный секретарь

диссертационного совета „ Шереметинский О.А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В Российской Федерации идет процесс сокращения объемов добычи угля, ©собенно тяжелое положение сложилось в Дальневосточном (ДВ) регионе. Здесь остро стоит вопрос о закрытии шахт и изыскании новых видов ресурсов, которые смогли бы восполнить дефицит угля, и создать предпосылки более эффективного развития промышленности и период перехода к рыночной экономике.

Наиболее экономичным энергоносителем, а также источником получения жидкого топлива и других химических продуктов , которые могли бы использоваться промышленностью является пи подземной газификации угля { ИГУ).

Проведенный анализ состояния технологии работ на действующих, станцнял Подземгаз" покачал основной недоааюк ЯГУ - низ«;,«-калорийность получаемого газа.

В ДВ регионе уголыи -с месторождение отличают с;«т,л;>.1,-.Ь| горно-геологическими I! климатическим» успениями , что немигчии.: учитывать при совсршенстпоьамни технологии ИГУ. Кро.ме иш1 существующее производство газа имеет следующие недостатки: пит;:.--, химический и энергетический КПД; сложность ведения процесс,: лучения газа заданного состава; не решен вопрос комплексно:'') пользования газа и утилизации отходов; з процессе не .«'л:олг.,.... физическое тепло газов; не разработан:' методика зеин-... -экономического обоснования эффективное!:! нрименеьпл |с\*»г ¡.», к«) 1 ¡ГУ. Все это и определило направление предлагаемой рабон.1.

Исследовании выполнялись по плана:.: ЛИ СССР ¡не,ли;;. нпе ГКНТ СМ СССР от 3.10.83 N 559) и МВ ¡1 ССО СССР 1986-90 гг., а также программа ДВ региона.

Цель дмсуртянноннон работы - исследование, обоснование и разработка эффектней: !х , безопасны-;, экологически т'

нологнческнх схем подземной газчфпк'лчтш угля.

Основная идея работы заключается в использовании нова .«><•!• результатов в области создания подземных газогенераторов для разработки эффективных схем ПГУ в сложных горно-геолс-гнчески.. . ;ови-

ях угольных месторождений ДВ региона.

Методы исследований включают: научное обобщение и анализ проектных решений и практических результатов проектируемых и действующих станций "Подземгаз"; системные исследования технологии подземной газификации углей; математическое моделирование энергетических технологии; теорию дифференциальных уравнений, а также широко используются методы математического программирования.

На защиту выносятся следующие основные научные положения диссертации:

- комплексная методика создания станций ПГУ с учетом природных, горно-геологических, горнотехнических и экологических факторов угольного месторождения, позволяющая конструировать эффективные технологические схемы подземной газификации;

- модульно-блочное исполнение станций подземной газификации угля нового технико-экономического уровня в сложных горногеологических условиях ДВ региона, обеспечивающее более дешевую электроэнергию по сравнению с традиционными способами ее получения;

- новые технологические схемы получения горючих газов в межтрубном пространстве газоотводящих скважин, позволяющие значительно повысить калорийность и объемы производимого газа;

- совместное использование кислорода н водорода при газификации угля обеспечивающее эффективное получение калорийного газа для энергетических и технологических целей;

- комплексная методика эколого-экономи"еской оценки технологии ПГУ позволяющая значительно улучшить экономические показатели подземной газификации.

Обоснованность и достоверность-научных положений, выводов и рекомендаций подтверждаются: реализацией предложенных схем в "Технико-экономическом обосновании строительства станции Подземгаз" в Приморском крае; положительной экспертной оценкой разработанной концепции станции "Подземгаз" нового технлко-эко номического уровня; опытной проверкой расчетного состава газа ПГ> на пилотной установке; десятью авторскими свидетельствами.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- обоснованы новые технологические схемы подземных газогенераторов повышающие калорийность получаемого газа, в том числе и для отработки свиты пластов в сложных горно-геологических условиях;

- обоснована концепция ресурсосберегающего экологически допустимого предприятия по производству газообразного энергоносителя на основе подземной газификации угля;

- разработан новый способ газификации и устройство для его осуществления, позволяющие посредством -физического тепла газа и химических реакций превращать диоксид углерода в оксид, а также синтезировать заменитель природного газа (ЗПГ). получая высококалорийный газ ПГУ;

- предложены имеющие новизну способы утилизации физического тепла газов в газоотводящей скважине и тепла пород отработанного пространства при подземной газификации, позволяющие существенно повысить химический КПД технологии ПГУ;

- разработан способ газификации угля, позволяющий осуществлять бескомпрессорную подачу окислителя в газогенератор с комплексной очисткой и получением, газа, основанный, на использовании технологий водородной энергетики.

Научное значение пабо гы состоит в развитии методологических основ получения электроэнергии и цепных химических продуктов, в результате подземной газификации углей при комплексной оценке геологических, гидрогеологических, экологических л экономических параметров исследуемого объекта.

Практическое значение работы заключается в:

- разработке способа газификации и конструкции газоотводящей скважины, позволяющих получать горючие газы в межтрубном пространстве и значительно повысить калорийность вырабатываемого газа ПГУ;

- повышении КПД процесса ПГУ за счет утилизации физического тепла газов и выработанного пространства;

- выявлении наиболее эффективных способов очистки газа ПГУ с утилизацией получаемых отходов; '

- эколого-экойомической оценке подхода к строительству станции " Подземгаз ". (

Реализация результатов работы. Научные положения и практические рекомендации использованы при подготовке отраслевых документов по применению подземной газификации угля в Приморском крае и Сахалинской области.

Результаты научных исследований использованы "ДальВОСТ-ниипроектом" при выполнении ТЭО "Строительство опытно-промышленного участка по газификации угля на резервном поле №1415 Артемовского буроугольного месторождения", Владивосток, 1991г. и ТЭО "Строительство станции Подземгаз " в Приморском крае, Владивосток, 1991г., ТЭО "Строительство опытно-промышленного участка ст-нции ПГУ в Приморском крае", АО "ДальЭНКО", Владивосток, 1994г.

Апробация работы. Результаты исследований и предложения по развитию технологии ПГУ докладывались и были одобрены на президиуме Совета экономического и социального развития Приморского края, на технических советах ПО " Приморскуголь", " Сахалинуголь" и Президиуме научно-технического совета Минэперготоппрома Якутии, научных, и практических конференциях, международном симпозиуме в 1989 г. (г." Хабаровск"), на международной научно-технической конференции " Экология и безопасность жизнедеятельности " ДВГТУ, Владивосток, 1994 г., на международной конференции Северная Паци-фика, ДВГУ, Владивосток, 1994г., заняли призовое место в конкурсе по разработке концепции создания экологически чистого предприятия по производству новых видов энергоносителей (ГКНТ СССР 1989 г. Москва).

Публикации. Основные положения работы отражены в 36 публикациях автора, в том числе двух монографиях и одном учебном пособии. Разработанные технологические схемы подземной газификации угля защищены авторскими свидетельствами.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы из 164 наименований; изложена на 372 страницах машинописного текста, включая 79 иллюстрации н 27 таблиц. В приложении (том II) на 74

страницах приведены программы реализующие термодинамическую модель ПГУ на воздушном и кислородном дутье, протоколы технических совещаний и директивные документы по проектированию и строительству станций "Подземгаз" в Дальневосточном регионе.

Автор приносит глубокую благодарность доктору экономических наук профессору Глушкову А.И. за совместную работу по затронутой теме и доктору технических наук профессору Ю.Н. Ннсковскому за оказанную методическую помощь при подготовке работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Состояние вопроса и основные задачи исследовании

В регионе продолжительное время имеет место отставание угольной отрасли от потребности в энергетическом топливе и наблюдается негативный процесс сокращения добычи угля на действующих предприятиях.

Почти полностью исчерпаны резервы наращивания открытой добычи угля в освоенных промышленных районах. Прекращено строительство и реконструкция шахтного .фонда. На подземных работах с переходом на нижние горизонты растет нарушенность и газообильность пластов. По концепции развития угольной отрасли, разработанной компанией " Росуголь ", большинство шахт в АО " Примор-скуголь ", " Сахалннуголь" являются нерентабельными и подлежат за-крытшо.

На угольных месторождениях, разрабатываемых подземным способом со сложными горно-геологическими условиями наблюдается такое положение, когда дальнейшее совершенствование производства на основе прежних принципов становится неэффективным. В этом случае снизить стоимость 1 т. угольного топлива можно путем разработки и промышленного освоения новых методов добычи угля и его переработки.

С целью выбора рационального способа разработки автором предложена интегральная схема (рис. 1.1), позволяющая производить выбор эффективной технологии для различных горно-геологических и

Угомше л/есторохЗ?иш

ил/

Рис.1.1. И :тегральная схема выбора и оценки способа разработки утильное месторождения

гидрологических условий угольных месторождений.

Выполненным анализом по предложенной схеме установлено, что одним из источников получения энергии а виде горючего газа является подземная газификация угля (ПГУ). Этот способ подземной разработки угольных месторождений позволяет использовать энергию полезного ископаемого без извлечения его на поверхность и осуществить автоматизацию данного производства. Разработанная технология дает возможность вести работы с обеспечением безопасных условий для трудящихся и наименьшим ущербом для окружающей среды.

Совершенствованию технологии ПГУ посвящены работы ученых специалистов: П.В.Скафы, Н.Б.Лаврова, Г.О.Нусннова, Е.В. Крейншш, В.Н.Казака, Г.В.Орлова, Р.И. Антоновой, Ю.Д.Дядышиа, В.В.Ржевского, Г.И.Селиванова, В.Д.Буткнна, А.И.Глушкова, И.М. Салтыкова, В.Г.Городничего и др. ( ИГД им. А.А.Скочинского ИГИ РАН, ИГД СО РАН, МГИ, КатекНИИуголь, Донгипрошахт , ДВГТУ, ПНИУИ и др.), а также зарубежных.

В СНГ накоплен многолетний опыт подземной газификации угольных пластов. Опытные работы и исследование по ПГУ осуществлены в ряде стран : США, Италии, Бельгии, Англии, Франции, Чехо-славакнн, Польши. Наиболее интенсивно п этой области работы ведутся в США.

Программа проведения ПГУ на больших глубинах (свыше 800 м.) разрабатываются совместно специалистами. Бельгии и ФРГ.

Таким образом выполненный автором обзор отечественной и зарубежной литературы по ПГУ позволяет сделать вывод, что на современном этапе ПГУ рассматривается в большинстве угледобывающих стран мира как реальная альтернатива традиционным способам угледобычи.

На основании анализа большого опыта эксплуатации дей-стующнх станций " Подзедггаз ", проведенных .чаучно-нсследователь-ских работ, газификации твердого топлива в наземных газогенераторах I! с целью комплексного использования полученного газа автором разработана и предлагается современная технологическая схема процесса ПГУ (рис. 1.2.).

В рассматриваемой схеме осуществляется комплексный подход к

О.,-тепловая энергия,, ¿?рупепловоаэна&ая

$-ееоа гпососная . ,СОг -товарная_

У?--гсо птоварный ' 1 V, -газ

Рис. 1.2. Принципиальная схема получения и комплексного использования газа методом ПГУ:

1-подэемшЯ газогенератор; 2 - установка разделения воздуха; 3 - циклоны; 4,13 котлы-утилизаторы; 5 - экономайзер; 6 - циклонный сепаратор; 7,14 - скрубберы: 8 - градирня; 9 - электрофильтр; 10 -- огневая печь; П,28 - компрессоры; 12 - паровая турбина; 27 -электрогенераторы; 16 - вакуумфильтр; 17 - автоклав; 18 - адсорбер; 19 - десорбер; 20 - блок сжижения С0?; 21 - камера сгорания; 22 - магистральный газопровод; 23 - котельная: 21 - станция слгепения; 25 - хранилище газа: 26 - газовая, турбина; 29 - вакуум насос; 30 - наклонно-горизонтальные скважины: 31 - воздухонагреватель; 32 - фильтр; 33 - получение плавленной серы; 34 - товарный С02: 35 - нагреватель; 36 - пропан-бутановая смесь; 37 - блок очистки вода; 38 - конденсатор; 39 _ гаэ на

синтез метанола; 40 - получение минерального расплава.

Газ;---Пар; - -

Конденсат — 1— I— Воздух

получению газа П ГУ:

- применение активного парокислородного диоксид-углеродного дутья позволяет получать газ повышенной теплотворной способности;

-.повышен химический КПД процесса за счет подачи в газогенератор отработанных газов газотурбинной установки с температурой •350° С и утилизацией физического тепла газов и пород подземного газогенератора;

- в результате обработки газа производится ценное сырье: ежи» женный СО: и сера; .

- все затраты электроэнергии покрываются электрогенераторами, установленными непосредственно на станции ЛГУ;

- полученный очищенный газ может использоваться для синтеза химических продуктов.

Продолжительный опыт эксплуатации станций " Подземгаз " выявил факторы сдерживающие широкое применение Г1ГУ, а именно: низкие химический и энергетический КПД процесса; сложность управления процессом газификации; низкая теплотворная способность получаемого газа; не решен вопрос комплексной утилизации физического тепла газа; высокая энергоемкость технологии; транспортировка газа на расстояние не более 20-30 км; загрязнение окружающей среды.

От меченные недостатки и сформулированная цель работы определили следующие основные задачи исследований:

- исследовать состояние вопроса н определить эффективные нетрадиционные способы подземной разработки угольных месторождений ДВ региона;

- разработать конструктивные схемы подземных газогенерато-эов для сложных горно-геологических условий;

- исследовать и разработать мероприятия по снижению зколо-ического воздействия ПГУ »^окружающую среду;

- разработать эффективное безопасные технологические схемы 1ГУ с использованием энерготехнологнческнх принципоз, обеспечи-ающие минимальную экологическую нагрузку на окружающую среду;

- выполнить эколого-экономнческую оценку существующей и азработанной технологии ПГУ;

- исследовать особенности горно-геологических условий и выбрать наиболее благоприятные угольные месторождения для целей ЛГУ, рассчитать возможные объемы производства газа в регионе.

Глава 2. Теоретическое обоснование параметров процессов подземной газификации угля в сложных горно-геологических условиях

Исследованиями автора установлено, что угольные месторождения региона в своем большинстве имеют сложные горно-геологические условия, представлены свитой пластов и, как. правило, разбиты тектоническими нарушениями на отдельные блоки.»

При выгазовываиин пласта в горном массиве возникают дополнительные напряжения, которые могут иметь различные формы проявлений и оказывать влияние на пробуренные скважины подземных газогенераторов, поверхностные сооружения и проложенные трубопроводы. Особенно интенсивно происходит проявление динамических явлении в районах геологических нарушений и разломов земной коры, Поэтому при проектировании и строительстве станции необходимо знать объективную картину выявленных геологических нарушений и места их выхода на поверхность. ' - \

Об'шгтом исследований .-является угольный пласт, который газифицируется .в толще.горних пород при соблюдении определенных требований, обсепечпЕЦЮЩпх нормальное протекание процесса. С этих условиях ыатсыатнчсскоо моделирование подземной газификации по-зволяег давать Есродтлостпую оценку горно-гсологнчсскнх условий отрабатываемого пласта н прогнозировать'состав и калорийность получаемого газа.

Установлено, -иго:-,угольные месторождения ДВ представлены спитой-пластов,''порядок отработки которой имеет теоретическое и пргил-ичсссоо зпачейн;.

-Исспэдоиашя'уи - установлено, что оценка проявления горного давления на 1:одо;шьгс::-.п;::пп имеет теоретическое ч прак-

тическое зигчсщ?5 щ/л ¿фггЬавя 1;оиегрукцш1 подзешшх газогенераторов и -.'оказуссст .<5оддар£:'ояиздше «а эффективность п эконоьшч-кость работпо |ходзс»д;оЯ газ;1ф>жашш.-. \

Расчет напряжений в крепн газнфнкационных скважин в период эксплуатации месторождения представляет сложную научную задачу. Это обусловлено теми факторами, что массив и труба подвергаются в этот период комплексу геотехнологических воздействий. К ним относятся, во-первых, комплекс воздействий связанных со сдвижением вмещающих пород при отработке пласта, и во вторых, изменение температурного режима массива и скважины в процессе горения пласта.

В проведенном исследовании обсадные колонны скважин рассматриваются как крепь подземных сооружений, методика расчета которых изложена в работах профессора Булычева Н. С.

Методика расчета крепи газнфикацношюй скважины, учитывающая взаимодействие ее с массивом, в настоящее время не разработана. В данном разделе ставится задача на предварительном этапе рассмотреть основные подходы к разработке такой методики и получить оценку условий надежного функционирования газнфикацнопных скважин.

В исследованиях-горный массив рассматривается сложенным из отдельностей различного размера и формы, а также сделана попытка учитывать фактические значения сил гравитационного и тектонического происхождения. •,

Исследовались следующие вопросы изменения напряженно-деформируемого состо.тш« массив.! гериых пород ка:с объекта для бурения и эксплуатации дутьевых и газеотпадяшпх скважин подземного газогенератора. , . ■

Проведен выбор модели массива горных пород с целью определения компонента начального поля напряжений, где массив моделируется сплошной упруго-весомой средой с объемным песо?!.

Рассмотрена вязкоупругая модель, где уиггывается изменения свойств пород по времени.

Выявлено, что влияние слоистости на напряженное состояние массива горных пород может определяться углом наклона слоев относительно горизонта и определены выражения компелепт начального поля напряжений для случая тр:п:сперсальпо-шотрош;ога массива.

Показано, что рельеф земной поверхности также может оказывать существенное влияние на напряженное состояние массива.

Влияние тектонических сил на напряженное состояние массива нами рассматривалось на основании работ И. Л. Турчанинова, М. Л. Иофис, Э. В. Каспарян, И. С. Булычева.

Дины экспсриментгшьно-аиалитические методы оценки напряженного состояния массива горных пород.

На основании проведенных исследований выполнен прочностной расчет крепи обсадных колонн скважин для условий Артемовского буроуголыюго месторождения. Были проведены расчеты предельной глубины безопасного состояния крепи скважины. Расчет напряжении проводился по программе РК 2 с учетом контактного взаимодействия крепи скважины с массивом.

Расчетная схема подземного сооружения представлена в виде многослойного кольца (рис. 2.1), внешний п-й слой которого моделирует ненарушенный массив горных пород (однородная изотропная линейно-деформируемая среда, механические свойства которой характеризуются средними величинами модуля деформации Пп и коэффициента Пуассона).

Нагрузки и воздействия представлены в виде эквивалентных напряжений, приложенных к наружному контуру кольца (на бесконечности) :

При расчете па горное давление крепи вертикальной скважины

эквивалентные напряжения определяются по формулам:

2 <2-2>

^ /и '

где а* - коэффициент, учитывающий отставание возведения крепи от обнажения пород;

у • средний есс пород в единице объема, Н/м* ?«. - коэффициент бокового давления в нетронутом массиве, задается по данным измерешш или определяется по формуле

■X = -Ь-; (13)

4<1 - коэффициент, характеризующий неравномерность нагрузок на крепь скважины.

Хи=3-4ц11 - коэффициент вида напряженного состояния Напряжения на контакте смежных слоев (¡-го и И-го) определяются по рехурентным формулам

Ри=К,Р„ (2.4)

'К,, 0 0

где Р, = р., : К,= 0 КП1 К12

Ч:. 0 К2и Кк

коэффициенты передачи внешних иагру-

К.,,,...............Ь

зок через 1-й слой.

По напряжениям на внешнем'и внутренне-; контуре каждого слоя находятся нормальные тангенциальные напряжения:

г,-

<Ву о^Нх

с* Ну

; 0 = 1,2; ! =1,2,...,п -!) (2.5)

Здесь обозначения Вх........... Ну указывают сечения в которых

определяю 1ся напряжения:

В - на внутреннем контуре сечения слоя;

И • на наружном контуре сечения слоя;

х •■ по осп х

у - ПО ОС!! у.

Верхний индекс ] обозначает сечение неоднородного слоя. Индекс 1 обозначает номер слоя.

Расчег проведен для условий осадочных пород (предел прочности на одноосное сжатием* = 250 Мпа, модуль деформации по род П„ - 1.0*Ю2 Мпа, коэффициент Пуассона рп = 0.35, объемный вес пород у = 24 кН/м\ коэффициент бокового давления X = 0.9 \ = 1.0).

Установлено, что основными факторами, определяющими работоспособность крепи, являются её толщина, диаметр скважины, глубина от земной поверхности и неравномерность нагрузок на крепь скважины, обусловленная, например, деформациями вмещающих пород

при отработке пласта.

На рис. 2.2. показана зависимость относительных максимальных нормальных тангенциальных напряжении в крепи скважины от величины относительной толщины крепи при различных значениях коэффициента неравномерности нагрузок .

Определено, что при коэффициенте неравномерности нагрузок на крепь скважины 0,7 в крепи действуют только сжимающие напряжения. Поэтому крепление скважины, находящейся достаточно далеко от области влияния очистных работ, может быть бетонным.

При коэффициенте неравномерности нагрузок менее 0,7 в крепи скважины возможна появление' растягивающих напряжений, вызывающих образование в крепи трещин отрыва. В этом случае целесообразно прш генение металлических обсадных труб.

Установлен;: зависимость максимальных сжимающих напряжений в крепи скважины от величины коэффициента неравномерности нагрузок на крепь (рис. 2.3). С увеличением равномерности нагружения крепи скважины, напряжения в крепи уменьшаются. Чем больше относительная толщина крепи, тем это уменьшение cyuieci пенсе (iijnV/?0/Rj • = 0.8 достигается значение близкое к двум).

Для скважин диаметром 100 мм возможна толщина крепления ¡0 мм с использованием бетона класса В 30 до глубины ПО - 140 м. При креплении скважины бетоном класса В 55 безопасная глубина отодвигается до 250 м. При диаметре скважины 400 мм толщина крепи бетона В55 на глубине 250 м должна быть не менее 20 мм.

Таким образом, на основании проведенных расчетов по определенной методике установлено, что на глубине до 250 метров для условий Артемовского месторождений (поле шахты Амурская) толщина крепи для диаметра скважины 400 мм составляет 20 мм и в данном случае возможно беструбное крепление скважин (крепь-бетонное кольцо), что упрощает конструкцию и значительно снижает расходы на строительство подземного газогенератора.

Математическое моделирование процесса подземной газификации угля. Цели такого моделирования состоят в прогнозировании :

- химического состава газа в зависимости от состава и скорости нагнетаемого дутья, а также в зависимости от марки угля, мощности

1 в "16 •и 12. 10 в <5 А 2

Яэки \ •

./ {(<

-П

Рис.2 Л. Схег/л к нрочностног..;/ расчету кропи обсадных колона скнажины

о'90 095 ^ То &//Р,

Рис.2.2- Зависимость максимальных сжимающих напряжений ь >4)1)пи скважины от относительной толщины крепи

-,--—|-,-,-,

О.бО О.вО О.ЧО 1.0 ¿*

Рис.2.3. Зависамоть максимальных сжик&адих нанояхчиий в крепи скважины от величины коэффициента неравномерности нагрузок на дрель

пласта, скорости фильтрации воды;

- потерн угля в недрах при конкретной схеме скважин газогенератора;

- экономической эффективности подземной газификации и построение на этой основе оптимальной орг анизационной и социально-экономической системы, реализующей проект ИГУ;

- оптшкшыюго проекта станции П ГУ с применением новых информационных технологий (НИ Г) и затем его реализации.

Одним из основных направлений совершенствования технологии МГУ является математическое моделирование процессов в подземном газогенераторе. Технология газификации угля в пласте разработана в результате длительных лабораторных и натурных испытаний, проводигых в странах СНГ и за рубежом. Большой вклад в разработку теории горения и газификации углерода внесли ученые: Г. Ф. Кнорре, Б. В. Конторович, 3. Т. Чуханов, А. В, Чернышев, П. В. Лавров. Вопросы газификации угля в пласте рассмотрены в работах П. В. Ска-фы, Г. О. Нусинова, Ф. И. Клейменова, Е. В. Крейннна, К, Н. Звягинцева и других.

Все исследователи проводят аналогию между наземными газогенераторами и газификацией угля, на месте его залегания отмечая, что в канале подземного газогенератора газообразование происходит по тем же химическим реакциям, что и в обычном подземном газогенераторе.

В отличии от газификации в наземных газогенераторах, в которых подвергаемый уголь ограничен в пространстве стенками аппарата, процесс ИГУ протекает на участке угольного плата, находящемся в непосредственном контакте с вмещающими породами и выработанным пространством. Поэтому на процесс газификации оказывают большое влияние горно-геологические условия: мощность нласга, угол падения, качество угля, состав и свойства вмещающих пород, приток водь, и другие факторы.

Выполненный автором обзор основных вопросов технологии подземной газификации угля позволяет отметить следующие её особенности.

1. Реакционное пространсво в подземном газогенераторе газо-

проницаемо и его размеры непрерывно изменяются, что определяет и изменив условий, необходимых для стационарной эксплуатации. Такое положение приводит к изменению состава продуктового газа и его качества.

2. Сложность управления газифицирующим агентом с целью наибольшего контакта с реакционной зоной, что способствует явлению дожигания газа свободным кислородом дутья и, как следствие, снижению качества товарного газа.

3. Большая зависимость техннко-экономнчесхих показателей от геологических условий, что определяет особые требования к выбору угольных месторождений и затрудняет перенос эксплуатационных показателей одного месторождения на другое.

Исследователи процесса газификации, как а надземных, так и подземных газогенераторах выделяют зоны (рнс.2.4.), где происходят сходные физико-химические процессы.

Вследствие протекать экзотермических реакций горения происходит максимальное выделение тепла, которое должно обеспечивать протекание эндотермических реакций восстановление двуокиси углерода и разложение водяного пара в восстановительной зоне канала.

Необходимо отметить особую роль влаги.в процессе газообразования. Этот вопрос изучался многими исследователями как в лабо-роторныя, так и природных условиях. Несмотря на многообразие гидрогеологических условий залегания газефнцируемых пластов угля, во всех случаях в процессе газификации в стенках канала во всех зонах происходят испарение как связанных, так н гравитационных вод. Исследователями установлено, что процесс газификации протекает нормально при поступлении влаги не более 20 % от веса угля, а излишняя вода, понижая температуру, может совершенно расстроить процесс газификации.

Работа влаги начинается в зоне нагрева и достигает максимума в зоне испарения. Пар устремляется в сторону наименьшего давления и проходит через все зоны, расширяя существующие трещины в угле и образовывая новые. Совместно с нзогазами он двигается к огневому забою, а с 350-400° пар реагирует с углеродом по реакциям: С + Н:0 = СО + Н: I

С + 2H;G = СО: + 2Н 2 I!

Установлено, что при низких температурах будет преобладать вторая реакция с получением СО;; с продвижением пара в более горя-чиие зоны начнет действовать первая реакция с образованием СО.

диоксид углерода начиная с температуры 900, будет реагировать с углем:

С + СО: =2 СО Ш

Реакции углерода с паром.и диоксидом углерода являются эндотермическими физически и химически рарушают угольный пласт, а высокие температурь! r газогенераторе способствуют этим процессам.

Таким обоазом работа зон при подземной газификации будет гораздо эффективнее работа зон надземной газификации, где газы н пар идут в направлении уменьшения температуры. Выполненный анализ основных Льзнко-химичсских процессов г.оззоляет сделай, вывод, что в технологии подземной газификации заложены большие резервы по.получению ¿гиорийного газа в запланированных объемах при созданной необходимых условий для ведения процесса газификации и вытекают основные положения по улучшению технологии выгозовыва-ния угольного ii.in.cra. Такими направлениями являются: применение активного дутья (кислородное, паро-кислородное, диоксид углеродное-кислородное): достоверный оперативный контроль за процессами в подземном газогенераторе; активное взаимодействие окислителя с реакционной угольной поверхностью пласта (способ КРИП, закладка выработанного пространства).

Основываясь на эндотермическом характере реакции I, II, III автором разработан способ получения горючих газов в затрубном про-сграистве газоотводящих скважин. Свойства снижать температуру газового потока н течении реакции углерода с водяным паром н диоксидом углерода использованы автором для разработки способа охлаждения колонны газоотводящей скважины.

Математические модели подземной газификации угля.

Выполненный анализ состояния разработок по научной проблеме "математическое моделирование ПГУ" выявил шесть взаимосвязанных направлений развития работ в этой области, основные концепции и подходы к построению математических моделей.

:б

В результате проведенной классификации определенно четыре типа моделей подземного газогенератора, каждый из которых характеризует с той или иной степенью точности процесс газификации углей.

Выявлено, что модели .типа I демонстрирует возможность использования методов математической статистики, а также определяют основные виды уравнений химической кинетики и газодинамики необходимых для построения математических моделей.

Для построения математической модели-типа II гкпользованы закон Дарси, а также единая функция тока. Эти уравнения вместе с граничными условиями, выраженными через функцию тока составляют математическую модель процесса газификации.

Рассмотрены математические модели канальной газификации, основанные на химической кинетики тип ¡1!. Процесс газификации здесь в подземном газогенераторе описывается системой уравнений, состоящих из уравнений сохранения масс подаваемых через дутьевую скважину и образующихся в результате газификации веществ, уравнений сохранения импульса и энергии, как в канале газификации, так и в •окружающих его породах, а также уравнений состояния. Эти уравнения должны учитывать наличие источников и сгоков, возникающих благодаря химическим реакциям, происходящим в канале и на угольных стенках и термическому разложению угля. Полученные упрощенные системы уравнений не приводят к существенным погрешностям и допускают численное решение с ипользованием ЭВМ.

Математические модели канальной газификации, основанные на термодинамике (IV тип) использованы автором для практических расчетов состава продуктов подземной газификации углей Баневуров-ского месторождения.

Вводим следующие обозначения. Пусть:

Оугля - масса угля, вступающего в реакцию в единицу времени;

г N3,0,0,11 - весовые доли соответственно азота, серы, кислорода, углерода, водорода в угле;

содержание азота в окислителе;

^'N"!ius.ii¡i>.i!1.fCM'<)1.< п, * массовые расходы соответствующих компонентов на выходе из газогенератора в составе продуктов ПГУ;

tVи,s и,оn, о, " молекулярные массы С, Нг, S, НзО, ЬЬ.Ог; - содержание кислорода в окислителе;

г,,,, - доля углерода, оставшегося в шлаке;

Рц,<>11,< <>,.( -н, • парциальное давление соответствующих компонентов продуктов ПГУ:

К|, Кг - константы равновесия реакции конверсии СО и СНц водяным паром;

Kj - константы равновесия реакции восстановления двуокиси углерода;

Гм... Т.,к, Ti», - температура угля, окислителя (дутья), процесса

ПГУ;

Н>'|Я, ¡И, Нл""\ Н"" - энтальпия соответстненно угля, окислителя, углерода в шлаке, шлака;

Гп„| - доля тепловых потерь за счет теплообмена с охружающими породами.

Записывается следующие уравнения материального баланса:

Материальный баланс по азоту

G)r *г„ =G'N" ... (2.6)

Материальный баланс по сере

...(2.7)

Материальный баланс по кислороду G,, r„ = + + -^...(2.8)

■^IIjO Мсо Но>2

Материальный баланс по углероду

+g;.;,' ...а«»

Meo Meo Мш4

Материальный баланс по водороду

GyiVn+Gy, r1!¡()=G1 »чо;,;, + g;;v( ... <2.ю> Mil,о Mii,o Mt n4

Материальный баланс масс химических реакций: СО + НзО= СО:+ Н: СО + ЗН: = C'Hj+ Н:0 СОг + С = 2 СО Равновесное состояние системы при заданной температуре и давлении определится

Ф(Р, Т, N,)->min, где Ф - термодинамический потенциал Гиббса (Ф=Е+ру- fS), здесь Е - энергия, pv - давление и обьем, Т - температура S - энтропия, N¡ - число частиц данного газа.

.. <>

Учитывая, что значения температуры и давления нам заданы условия миниума примет вид:

UN,JpT 1 UNJpT 2 UNjr., t-r '

В этом случае, изменение числа частиц данного сорта определится соотношением

dNi=v*dN,

где v¡ - ччсло реагирующих молей соответствующего вещества. Условие равновесия в системе при наличии химических реакций: . " '

¿v,nl=0...(2.U)

i=t

т.е. в нашем случае получаем

□2-Н=0

... (2.12)

со+н2о-со2-н=о

со+зн2-сн4-н2о=о

СО + С-2СО=0

Таким образом химические равновесия определяются равенством парциальных потенциалов.

В нашем случае необходимо знать явный вид порциальных потенциалов

!>, = ы Р. 'Ж

N. - число частиц ¡-го газа и N - полное число атомов всех сортов, находящихся в сосуде

Реакцию по условиям химического равновесия запишем

+ - У3ц3 =0

или (т. к. |и=к*Т1пр,+Х|( Г)), где

Х(0 = КТ1п ЯТ - ЯТ^,

3| =

поэтому

у,КТ1пр, + у2ЯТ1пр2 - у3КТ1пр, = у3у3 - V,»(/, - V2у2 таким образом;

= ...(2.13) где ..

ят

Формула (2.!3) носит название закона действующих масс. Поэтому уравнение действующих масс для формулы (2.14) имеет

вид:

Р<оРц,о

Р< о.Рц, Рго;

= К,(ТГ31) ...(2.14)

Рс2о

= К,(ТГ^ ...(2.15)

' ( II, М1,0

Используя понятия энтальпии определим роль обобщающих сил S, V:

s=т

VdlV,, VdPi,

Применяя термодинамический потенциал Гибсса, а

потенциалом относительно пары переменных Р, S служит величина, называемая "энтальпия":

Н = Е+ Р V

где Р - давление, V - объем, Е - внутренняя энергия, зависящая от температуры Т. Тогда уравнение теплового баланса примет вид:

(Н"С-ГГ, J + H""(T, j) H>T^T>r) + Ht"<T0J = l -... (2.17)

О I

В этих уравнениях заданными являются: расход, состав, давление, температура окислителя, состав и температура угля, доля тепловых потерь, доля недожега у&црода угля.

Требуется определить массу угля, вступающего в реакцию в единицу времени, температуру процесса ПГУ, состав продуктов ПГУ.

Для решения термодинамической модели (уравнения (2.6) - 2.11) и (2.14) - (2.17)), представляющую систему из 10 нелинейных алгебраических и трансцендентных уравнений нами применен модифицированный метод Ньютона.

На основе этого метода созданы две программы, написанные на языке FORTRAN для IBM/PC/AT, которые реали?"ют термодинамическую модель ПГУ.

Рассчеты проводились дня угля следующего состава (% на рабо-

чую массу)

Углерод.............................................................29,3

Водород............................................................2,27

Азот..........;........................................................0,6

Кислород...........................................................9,9

Сера...................................................................0,2

Влага.................................................................31,6

Чола...................................................................26,1

Низшая тепло!норная способность угля - 9,93 Мдж/кг.

Температура топлива принят равной 4001ч, доля тепловых потерь воздушною дутья при различных температурах воздуха от 300К до 493К (для оценки эффективности регенеративного подогрева воздуха) и для кислородною дутья при температуре 300 - 500К (рис. 2.5).

В результате обработки шблнчных данных получена зависимость вступающей в реакцию массы угля от температуры воздушного дун.я. Анализ полученных результатов выявил увеличение угля, вступающего в реакцию, ¡ак при росте темпера1уры воздушного дутья на 193К увеличение массы угля произошло на 0,15 кг/с, то-есть при значительном росте температуры происходит незначительное увеличение массы угля вступающего в реакцию. Аналогичная картина наблюдается и при кислородном дутье, только в этом случае значительно увеличивается количество угля вступающего в реакцию (9,95 кг/с против 1,75 кг/с на воздушном дутье).

Получена диограмма основного состава газа ПГУ в зависимости о! 1емпера1уры воздушного дутья. Установлено, что с ростом температуры снижастся содержание в газе водяного пара, диоксида углерода, т.е. инертных составляющих и растет доля горючих газов (водорода н оксида углерода) (Рнс.2.6). В случае кислородного дутья эта зависимость прослеживается более слабо но здесь значительно возрастают мольные доли горючих газов в сравнении с воздушным дутьем (Н: - на воздушном дутье 7,5 % , на кислородном -22%).

Анализ диаграммы неосновного состава газа в зависимости от температуры воздушного дутья выявил незначительное влияние фактора температуры дутья на процентное содержание неосновных газов в мольных долях, чта закономерность просматривается и при кислородном дутье, только содержание инертного азота уменьшается в 4,2 раза.

Таким образом выявлена зависимость роста массы угля вступающего в реакцию от повышения температуры дутья, незначительное влияние роста температуры воздушного и кислородного дутья на процентное содержание мольных долей неосновного состава газа (СН-), Н:,) и значительное повышение содержания мольных долей горючих

Рис. 2.5

■1—i—Л —i , I-1-1_' ' ' ' i ' ■ I ' ' ' ■ • ■ ' ■ ' ' « ' '

>. <D >. CO

газов (СО, Нг) в случае кислородного дугья в сравнении с воздушным (3,05-3,4 раза).

Полученные зависимости могут служить основой авюмаигш-рованного контроля и управления составом газа ГП'У при работе подземного газогенератора.

Развитие конструктивных схем подземного газогенератора ("ПГ"). Автором выполнен анализ экенлуашруемых и проецируемых конструктивных схем "ПГ"

При проектировании "111*" на мощном пласте Чернышеискою буроуголыюго месторождения автором предложена конструктивная схема, позволяющая отработать пласт с высокой степенью выгозовы-вания подготовленных запасов угля и получением газа колорийностью до 4,19 Мпж/м3. Разработанная технологическая схема основывается на газификации угля в реакционных каналах, создаваемых путем бурени: наклонно-горизонтальных скважин и скважин с малым радиусом закругления (10-12 м) по угольному пласту с последующим их расширением путем огневой проработки на воздушном дум.е. В "ПГ" использованы элементы прямоточной и возвраточной подачи дуть«,0а также •возможность подачи в дутьевые скважины диоксида углерода.

Выполненными исследованиями установлено, что обычно буро-угольные месторождения региона представлены свитой пл-стов, отработка каждого из которых ведется отдельно в нисходящем порядке.

Автором предложен способ газификации свиты угольных пластов (рис.2.7.), предусматривающий вскрытие пластов скважинами, образование газнфикационных каналов, подачу дутья через дутьевые скважины в тарификационные каналы и отвод газа по газоотводящей скважине, оборудованной системой охлаждения.

С целью повышения эффективности процесса за счет обеспечения одновременной газификации всех пластов свиты и снижения затрат, подачу дутья осуществляют одновременно к каждому пласту сги-ты по изолированном один от другого каналам 5 , а отвод продуктивного газа осуществляют из общей газоотводящей скважины I.

Установлено, что в наиболее сложных условиях работают газо-отводящне скважины, которые подвергаются подработке, а также большим термическим и коррозионным воздействиям газа. Конструк-

слиты пласгол

X - газоотводящая скважина; 2 - скважины, вскрывающие угольные пласты; 3 - пласты угля; 4 - розжиговые полости; 5 - дутьевые скважины; б - сбоечные каналы

тнвные схемы TIP, где скважины используются как дутьевые, а затем работают на ппоотвод требуют больших затрат на монтажные работы и оборудование скважины системой охлаждения. Одним из прогрессивных направлений является строительство скважин, работающих только на газоотвод весь период эксплуатации "i IP'.

В разработанной автором конструкции "F1I " ггрсдусмогрсна специально оборудованная газоотводяшая скважина или куст скважин, эксплуатирующиеся в течении всею срока службы.

Горизонтальные каналы 4,6 проходят с помощью вертикально-горизонтального бурения. Выгазовыванис пласта производится посредством перемещения точки дутья, выгазовывания в каждом отдельном случае полость. С дутьевых скважин проходят горизонтальные каналы перпендикулярно гнзоотвадящим каналам. Перемещение точки дутья происходит через отдельные трубы, которые после выгазовывания части плис.а перемещаются на новый участок горизонтальной скважины.

Таким образом разработанная автором конструктивная схема позволяет иметь газогенератор большей мощности, вырабатывать калорийный газ с утилизацией физического тепла полученного газа .что значительно повышает обычную эффективность процесса.

Автором рекомендуются прогрессивные конструктивные схемы "ПГ", в том числе и для сложных горно-геологических условий. Данные "ПГ" позволяют их размещать как на ненарушенныых месторождениях, так и на отдельных небольших по размерам блоках, ограниченных тектоническими нарушениями и эффективно отрабатывать угольные плас.ы.

Конструктивные схемы "ПГ" с закладкой выработанного пространства. Анализ большого практического опыта работы станций "Подземгаз" показывает , что получать газ на бурых углях с постоянной калорийностью 3,35 Мдж/мэ (800 ккал/м1) весьма затруднительно. По мере выгозовыв; ния угля обнажаются породы почвы и кровли и, естественно, уменьшается реакционная площадь контакта дутья с угольным пластом. Возрастают объемы приточной влаги с боковых пород пласта, что снижает температуру в зонах горения и восстановительных реакций и уменьшает в товарном газе содержание СО и Н?.

Увеличивающийся обьсм пьн ¡пошитого иростргчства изменяет динамику движения окислители и сто воздействие на углеродную составляющую илааа. Чначигельно ухудшаются условия газификации при обрушении боковых пород. Обруш.нцые породы частично "подваливаюа иногда и значительно угольную стенку канала, затрудняя доступ к углероду окислителя, изменяются движг ?ия потока окислителя. 11ояв :яется возможность дожита товарного газа непрореа-гнронашшш в дутье кислородом. В лих условиях возрастают тепловые ноа-ри п кровлю и подошву пласта, а также конвективные теплопотери связанные с проницаемостью пород кровли нарушается и в целом тепловой режим "Ш" и как следствие,снижается калорийность вырабатываемого таза.

Автором с целью устранения отмеченных недостатков разрабо-1ана технологическая схема с использованием как неорганического (зольный остаток угля), так и, органического (твердые бытовые отходы ТБО) материала в закладке выгазованного пространства. В этом случае при наличии зольного остатка угля и закладки, которая непосредственно участвует в процессе газификации значительно увеличивается реакционная поверхность контакта окислителя с горючей массой угля и закладки и в конечном итоге в результате накопления зольных масс происходит заполнение выработанного пространства, что сводит до минимума сдвижение вмещающих пласт пород.

Необходимо отметить социально-экономический аспект предложения. ГКО превращаются из источника загрязнения и захламления окружающей среды в полезный товарной продукт по производству газа для энергетических целей.

Глава 3. Развитие «8 научная разработка безопасных технологических схем подземной тазмфмжщил угля

Разработанные автором технологические схег ы предусматривают энерготехнологический принцип построения и включает следующие исходные положения:

- комплексную схему утилизации тепла вмещающих пород подземного газогенератора и физическою тепла газа на эсиове энерготех-

дологических процессов с получением электроэнергии, технологического пара и тепла для собственных нужд;

- подготовку подземных газогенераторов посредивом бурения . вертнкалыю-горизонтальных скважин с применением персднижных

компрессоров;

- получение газа постоянной калорийности, с применением способа переноса точки дутья в канале газогенератора (способ КРИП);

-применение воздушно-наро-кислородного-диоксид->т неродного дутья с выработкой газов для энергетических и техноло! ических целей. Прнмененне для дутья компрессора П'У с нодачей в кпогенера-тор отработанных газов газовой турбины с температурой до 350"С в смеси с кислородом;

- синтез в затрубном пространстве газоогзодящнх скважин горючих газов: СО, Нз, С!Ь;

- получение кислорода для целей обогащения дутья и водорода для синтеза различных химических продуктов на основе водородной энергетики, а также с использованием турбодетандера конструкции академика Капицы П.Л.;

- технологическую схему получения электроэнергии для собственных нужд и потребителям, на газо-турбинных установках с высоким КПД;

- высокоэффективные схемы очистки газов от диоксида углерода, а также окислов серы, в том числе и непосредственно в подземном газогенераторе;

утилизацию смолы и конденсата, выделяющихся при очист ке газа в технологии ПГУ;

- закладка выработанного пространства в том числе и ТБО;

- экономию материальных н людских ресурсов посредством применения неметаллических труб, беггрубного крепления скважин в устойчивых породах, извлечения металлических труб при погашении газогенераторов;

- организация промышленного тепличного цеха на основе потребления избыточной тепловой энергии и использования диоксида углерода, как стимулятора роста растений в цикле круглогодичною сельскохозяйственного производства.

Па основе выдвинутой концепции автор м разработаны технологические схемы процесса П ГУ с комплексным использованием полу* ченногокпа.

С целью выявления резервов повышения калорийности газа выполнен расчет теплового баланса подземного газогенератора. Установлено. что потерн тепла в пласте сопоставимы с энергией получаемого газа, а также велика физическая теплота таза. На основании выполненного расчета автором разработаны технологические схемы с утилизацией физического тепла в газоотводящей скважине л пород подземного газогенератора, что позволило поднять химический КПД с 52% до 70. На разработанные схемы получены авторские свидетельства.

Рассчитано, что станции "Подземгаз", применяющие парокис-лородное дутье , становятся крупными потребителями кислорода. С целью поиска более эффективного источника технического кислорода автором выполнен обзор состояния вопроса по установкам для получения кислорода и воздухоразделительным установкам, который выявил, что в криогенных и воздухоразделительных установках широкое применение получил турбодетандер ПЛ.Капицы. Такой турбодетан-дер возможно приспособить для целен ПГУ и производить кислород на одном достаточно мощном агрегате. Турбодетаидеры различной производительности выпускаются нашей промышленностью, но специальных установок для подземной газификации нет.

Создание таких установок на заводах оборонного комплекса позволит значительно снизить капитальные и эксплуатационные затраты на получение 1000 м' технического кислорода и решить одкн из основных и принципиальных вопросов технологии ПГУ.

Автором рассмотрены альтернативные источники получения кислорода и водорода для целей ПГУ на базе водородной энергетики. Выполненные нами расчеты при учете основных факторов системной увязки ТЭК Приморского края показывают перспективность применения электролизеров в технологической схеме станции "Подземгаз".

Исследованиями установлено, что газ ПГУ имеет многоцелевое назначение. Он может использоваться в котельных без очистки и обработки, в паро- и газотурбинных установках для выработки электроэнергии, в энерготехпологическнх установках для получения метанола,

на основе газа ПГУ разработана технология синтеза аммиака и заменителя природного газа.

Автором исследованы и разработаны технологические схемы с получением электроэнергии на паротурбинных и газотурбинных установках в диапазоне мощности 2-30 Мвт, а том числе на передвижных. Выполненные расчеты подтвердили, что применение парогазовых энергетических установок, работающих на газе ИГУ вместо обычных паротурбинных установок, обеспечивает экономию топлива и капитальных вложений, последнее достигается за счет значительного снижения габаритов и металлоемкости в сравнении с котельными агрегатами.

Использование газа на месте его производства с целью получения электроэнергии позволяет рассматривать газ ПГУ как теплоноситель, энергию которого можно передавать на любые расстояния сопоставимые с традиционными способами получения электроэнергии.

Исследованы процессы энер^готехнологнческой установки ЭТУ синтеза метанола, технологической схемы с получением аммиака и диоксида углерода и метана (311 Г) на основе газа ПГУ.

Определена целесообразность и эффективность замены дефн-Ц5ГГНОГО природного газа на газ ПГУ в котельных установках, а также при производстве аммиака.

Выполненное нами ТЭО строительства станции "Подземгаз" на Чернышевском буроугольном месторождении приморского края определило стоимость 1 т метанола в 152 руб. (цены 1991 г.), против 200 долларов на мировом рынке. Таким образом появляется возможность производства в регионе жидкого топлива н; базе ПГУ с меньшими издержками производства, чем затраты на поставляемые в регион нефтепродукты.

Разработка технологических схем ПГУ с получением горючих газов в газоотводящей скважнне. Автором предложены и разработаны технологические схемы с получением окиси углерода, водорода, метана в межтрубном пространстве газоотводящнх скважин. Стартовым началом является физическое тепло газов, которое полезно используется, решая одновременно задачу охлаждения обсадной трубы газоотводящей скважины и создавая условие для протекания основных хнмнче-

скнх реакции.

Выделение или поглощение тепла в экзотермических и эндотермических реакциях используется для oíбopa тепла от газового потока или получения пара высоких параметров.

Расчеты показали, что объем полученных в затрубном пространстве газов может быт ь сопоставим с объемом полу аемых га^ов ПГУ.

Синтез в затрубном пространстве горючих газов, позволяет значительно поднять общую калорийность товарного газа ПГУ. Предложенные технологические схемы не имеют аналогов, подтверждены авторскими свидетельствами и позволяют значительно увеличить калорийность и объем получаемого газа.

Предложена и разработана комплексная технологическая схема станции с получением побочных высококалорийных газов. Для достижения поставленной цели в способе газификации в подзе/. чый газогенератор подают дутье из пара и кислорода, посредством охлаждения газа в газоотводящей скважине в межтрубном пространстве получают пар, полученный диоксид углерода при очистке газа, в плазматроне превращается в оксид углерода, который одновременно с водородом подают в затрубное пространство газоотводящей скважины, где за счет физического тепла газа происходит синтез метана. На рис. 3.1. показана схема реализации предложенного способа газификации. Обеспечивая высокую чистоту исходного газа, физико-химические основы процесса, а также имея возможность регулировать температуру и давление в затрубном пространстве оксид углерода может конвектироваться на 80%, т.е. технически возможно получать от 16 до22% сш, что позволяет поднять калорийность газа ПГУ с И,ЗМД/м5 до 15,9-16,76МД/м3. Разработанная технология обеспечивает высокую безопасность и пожаро-безопасность работ для обслуживающего персонала, так как побочное производство газа происходит в межтрубном пространстве и подземных условиях газоотводящих скважин.

Для отработки запасов погашаемых шахт, оставленных целиков, отдельных месторождений с целью обеспечения энергией предприятий и поселков в труднодоступных районах с раны автором разработаны модульно-блочиые установки подземной газификации угля с

Рис.3.1 Способ газификации угля

I - поверхность; 2 -угольный пласт: 3,4 - вертикальные сквахинь 5 -обсадные трубы; 6 -гаэоотводящая труба; 7 -межтруоныи зазор; Ь --земный газогенератор; 9 - газогенераторная колонна; Ш - электролизе;

II - плазмотрон; 12 - блок очистки; 13 - труба для подачи воды; 14 -

ба для отвода пара; 15 - трубопроводы для подачи СО и. Н2; 16 - синте

рованный метан; 17 - резервуар воды; 18 - компрессор; 19 - турбосепа ратор; 20 - трубопровод отвода газа; 21 - энергетическая установка; 22 - камера сгорания; 23 -газовая турбина; 24 - турбогенератор; ¿о -тел-утилизатор; 26 - паровая турбина;. 27 -генераторы; 28 - конденсат 29 - компрессор

различным диапазоном мощностей по выработка электроэнергии.

Осуществлен поиск н подобраны блок-боксы, которые могут быть использованы в технологической схеме станции. На основе блоч-но-комплсктного исполнения предложены модульные станции "Подземгаз" мощностью 50,100, 250, 500 млн. м3 газа в год с целью выработки и обеспечения электроэнергией ближайших nocí, тков на расстоянии до 300 км. В этом случае рассчитанная мощность станции ПГУ по выработке электроэнергии при теплотворной способности газа 6,28 Мдж/м-1 составит 4. 8, 20, 40 МВТ с получением большого количества тепловой энергии, которая используется в блоке теплиц и на социальные нужды поселков. Практическая реализация данного предложения позволит ликвидировать большое количество дизельных электростанций, работающих на привозном дизельном топливе, с высокими затратами на производство электрической энергии.

Технологическая схема с утилизацией твердых бытэвых н производственных отходов рассматривалась автором в следующих аспектах:

- отходы как исходный материал для газификации и получение товарного газа;

- отходы как способ закладки .выработанного пространства зольным остатком;

- отходы как фактор значительно увеличивающий реакционную поверхность соприкосновения дутья с углем и закладочным материалом;

- отходы - источник внесения в подземный газогенератор активных газифицирующих агентов;

- огневое обезвреживание вредных производственных отходов.

Наличие в газогенераторе высокой температуры позволяет осуществлять огневое обезвреживание также определенной группы вредных промышленных отходов, которые транспортируются совместно с закладочным материалом. К горючей части закладки целесообразно добавлять минеральную составляющую закладки (стеклобой, замазу-чеиная земля, зола угля и т.д.), что и заполняет выработанное пространство.

Закладка выгазованного пространства горюччм материалом по-

зволяет стабилизировать процесс полунения калорийного газа, увеличить объемы его производства, значительно уменьшить оседание земной поверхности, увеличить срок службы подземного газогенератора и снизить расходы на монтажные и демонтажные работы с трубопроводами на поверхности. Разработанная технологическая схема имеет элементы ресурсрвоспроизводящих технологии, так как позволяем отходы вернуть в производство посредством получения калорийного товарного газа.

Глава 4. Обоснование безопасной э^ологичсскн-допустимои технологии

ИГУ

Выполненный сравнительный анализ динамики добычи »тля и травматизма с 1985 по 1995 гг. показал, что идет рост смертельного травматизма в целом по отрасли на I млн. тонн добычи (1985 - 0,8; 1988 - 0,64; 1990 - 0,72; 1991 - 0,73; 1993 - 1,0; 1994 -1,06), особенно он велик на подземных горных работах (1985 - 1,26; 1988 - 0,95; 1990 - 1,04; 1991 -1,2; 1992 - 1,58; 1993 - 1,49; 1994 -1,59).

Основными причинами аварийности в 1994 году были экзогенные (33%) и эндогенные (33%) пожары, обрушение пород (12%), взрывы газа и пыли (10%). Анализ аварийности на угольных предприятиях России за 1984-1994 гг. (1984 - 148 аварии; 85 - 125; 86 - 126; 87 -114; 88 -130; 89- 131;90- 151:92- 138; 93 - 133; 9t - 111) показывает, что число последних не снижается и находится на недопустимо высоком уровне.

Следует отметить, что высокий уровень травматизма аварий и заболеваемости на подземных работах определяется в большей степени возрастающей сложностью и постоянно изменяющимися горно-геологнчсскими и горнотехническими факторами, горнорабочий находится фактически в экстремальных условиях, где в любой момент могут произойти непредвиденные негативные явления. В этом аспекте анализ технологии подземной газификации угля с точки зоения создания безопасных условий для работающих и определения экологической нагрузки на окружающую среду представляет определенный теоретический и практический интерес. ,

Выполнен анализ состава газа и основных факторов негативно-

го влияния технологии Г1ГУ. Исследованиями установлено, что на состав газа при подземной газификации большое влияние оказывает исходный материал газифицируемого угля.

Установлено, что выход газа, его состав и теплота сгорания изменяются в зависимости от того, что используется в качестве дутья. Рассмотрены состав газа на воздушном, паровоздушном, парокисло-родном дугье.

Определены преимущества предложенного нами парокислород-ного диокендуглеродпого дутья, которые заключаются в следующем:

- уменьшается количество сжигаемого твердого топлива и кислорода для покрытия расхода теплоты на эндотермические реакции газификации;

- вследствие уменьшения количества азота увеличивается теплота сгорания газа П ГУ;

- происходит частичная регенерация продуктов сгорания за счет реакции восстановления паров воды и диоксида углерода с углеродом по реакциям:

С + СО: = 2 СО -165 Мдж/кг С + НзО = СО + 2Н - 118,8 Мдж/кг;

- уменьшаются потери теплоты с уходящими газами вследствие уменьшения объемов продуктов сгорания, а также использования физической теплоты сгорания газа ПГУ;

- уменьшается выброс вредных окислов в атмосферу;

- экономится теплота пара, подаваемого в газогенератор при парокисиородиом дутье, что позволзет выработать дополнительную энергию в паротурбинном цикле;

- происходит термическая подготовка целика угля к процессу горения, так как температура продуктов сгорания 350-360°С;

- повышается КПД газификации.

Этот способ может быть опробован при наличии ГТУ на станции "Подземгаз", что является дополнительным аргументом по использованию газа ПГУ на месте его получения.

Газы подземной газификации угля содержат оксид и диоксид углерода, водород, метан, водяной лар, азот, а таг же в небольших количествах сероводород и непредельные углеводороды. В целом газ

ПГУ является токсичным и взрывоопасным и негативно воздействует на среду и организм человека.

Вредные компоненты газа могут оказаться как в приземной атмосфере, так и в производственных помещениях станций. Некоторые газы (Нз, СН.,, имеют низкий предел взрьыаемости - 4% и требуют строгого контроля за их содержанием в помещениях станции.

Газовая смесь с температурой 200-250", выходя на поверхность из подземного газогенератора, содержит ила! у в количестве 150-300 г/и\ После прохождения на поверхности котлов-угилизаюров, холодильников, электрофильтров из газа выпадает конденсат, представляющий собой смесь воды и сложных химических соединений в состав конденсата входят: фенолы, аммиак, углекислота, цианиды, роданиды, пиридиновые основания и другие химические продукты. Фенолы, аммиак относятся к весьма токсичным веществам, хороню растворимым в воде, которые загрязняют водоемы при сбрасывании туда неочищенного конденсата. Кроме того, в газе содержи 1ся ряд механических примесей в виде пыли и смолы.

Таким образом, токсичные компоненты газа ПГУ в случае попадания на почву, в помещения, в воздушный или водный бассейны, оказывыают негативное воздействие иасгружающую среду и могут нанести вред природе и здоровью человека.

В результате выполненного аналчза определены и графически изображены источники и объекты загрязнения ПГУ.

Автором исследован процесс загрязнения, и разработаны рекомендации по снижению вредного воздействия на окружающую среду при бурении скважин. *

Исследовано загрязнение подземных вод продуктами подземной газификации угля. Этому вопросу посвящен ряд работ отечественных и' зарубежных исследователей, В странах СНГ весомый вклад в изучении данной проблемы внесли научные работники ИГД им. А. Н. Скочин-ского Е. В. Крейнин, Р. И. Антонова и другие, за рубежом сотрудники Западного Исследовательского института США Ковел Дж. Р. и Спейт Дж. Г. (опыт "Роки - Мауннтин 1"). Исследования проводились как в натурных, так и в лабораторных условиях носили долгосрочный и краткосрочный характер.

Автором предлагаются следующие подходы для решения рассматриваемою вопроса.

В трехмерной толще горных пород, представляющей реактор подземной газификации угля, необходимо изучить топографию, литологию, стратиграфию, структуру, геохимию, минералогию горных пород, определить количество водных горизонтов, их дебг : и связь между собой, а та.>же количество подземных вод и газов, движущихся в покрывающих пласт породах. Изучается гидравлическая система потоков подземных вод, оценивается изменение химического состава воды или ее движение по участку. Анализируется тектоническая иарушен-иость участка, нмпичие дизъюнктивных и пликативных нарушений, связанных с разрывами и трещинами, по которым могут происходить перетоки воды и движения газов. На основе полученных данных должна составлятся реальная картина движения водных потоков в массиве.

Автором разработана и изображена вероятностна" картина обрушения породной толщи при выгазовывании пласта и процесс контакта приточных вод с продуктами газификации.

Проведенными' исследованиями выявлено, что в определенных гидрогеологических условиях загрязненные воды из подземного газогенератора в процессе фильтрации по породам различного химического состава проходят процесс полного самоочищения или значительно снижают величину первоначального загрязнения.

Анализ большого практического опыта работы отечественных станций "Подземгаз" и широкомасштабных экспериментов, проведенных за рубежом позволили автору рекомендовать целый ряд практических мероприятий, устраняющих негативное воздействие технологии ПГУ на подземные воды.

Проведено исследование загрязнения атмосферного воздуха утечками газа из подземного газогенератора. Установлено, что абсолютная величина потерь газа пропорционально разности квадратов среднего давления в подземном газогенераторе и атмосферного давления в Мпа.

Анализируя избыточное давление в подземн ?м газогенераторе, как основную причину утечек газа, автором разр: ботана технологическая схема, предусматривающая снижение статического давления в га-

зогенераторе посредством установке на газоотводящей скважине дымососа или другого газотягового оборудования. Данное техническое решение позволяет не только снизить утечки при выгазовыванни угля в нетронутом массиве, но и выгазовывать оставленные барьерные и околоствольные целики погашаемых шахт. Рекомендованы оснозные направления по снижению объема вредных утечек газа из подземного газогенератора.

Выполнены исследования и выбор безопасных способов обработки газа и охраны окружающей среды на поверхности на основе изучения практического опыта и научных разработок в ПО "Ангарскнсфтсоргсинтез", где автор проходил стажировки на коксохимическом заьоде.

Рассмотрены проблемы и предложено решение следующих вопросов имеющих для технологии ПГУ практический и научный интерес: -

- разработан общий вид поверхностного комплекса станций "Подземгаз", который представляет собой сложное горноэнергохнми-ческое производство, где возможно негативное воздействие на окружающую среду характерное для горных, энергетических и химических производств;

- предложены современные схемы н аппараты для очистки газа от пыли, смолы и конденсата;

- проведены обоснование и выбор способа очистки газов от сернистых соединений основанные па высокоэффективном способе жвд-кофазного окисления серосодержащих газов и воды в присутствии гетерогенного катализатора;

-комплексно рассмотрен вопрос очистки газа от диоксида углерода с определением эффективных схем и использованием полученного СО: в цикле технологии ПГУ, что исключает выбросы его в атмосферу;

-определены основные источники загрязнения станции "Подземгаз", предложена блок-схема автоматизированной передачи данных наблюдений за загрязнением атмосферного воздуха.

Глава 5. Эколого-зкоиомичсская оценка эффею ¿внести разработанных технологических схем подземной газификации угля.

Вопросы эколого-экономической оценки горного производства рассматривались в трудах: В.В.Ржевского, К.Н.Трубец.сого, Л.А.Пуч-хова, Е.В.Крейнина, Г.О.Нусинова, В.А.Харченко, А.И.Глушкова, В.И.Короткова ч др. ученых. За рубежом проблемы экологии подземной газификации угля отражены в работах: Ковел Дж.Р., Спейт Дж.Г. (США), Патиньи Ж. (Бельгия), Бейли А.К. (Великобритания), Потье Ж. (Франция) и других исследователей.

Сложное воздействие на окружающую среду горноэнергохнми-ческого производства рассмотрено автором в монографии "Охрана окружающей среды при подземной газификации угля".

В отечественных исследованиях вопросы экологии увязывались с анализом технике- экономических показателей и определением эффективности действующих и проектируемых станций "Подземгаз". За рубежном выполнена технико-экономическая и экологическая оценка существующей и разрабатываемой технологии ПГУ, определена степень конкурентоспособности подземной газификации угля и ее потенциальные возможности.

И1£теисивная эксплуатация недр ставит проблему развития направления комплексного их освоения и разработку ресурсосберегающих технологии, позволяющих экономить минеральные ресурсы при одновременном снижении трудовых, энергетических, материальны: и экономических затрат.

Анализируя основные технико-экономические показатели действующей Аьжренской и в конце 1994г. закрытой Южно-Абинской станции "Подземгаз" автор отмечает, что подобные исследования неоднократно проводились и ранее, но они имеют особую актуальность в текущее время - перехода к рыночной экономике ввиду того факта, что в Российской Федерации в настоящее время нег действующих станций ПГУ.

Автором выполнен подробный технико-экономический анализ наиболее продолжительно и успег'чо работавших станций в странах СН Г Южно-Абинской и Ангренской. Рассмотрены ТЭО строительство

станций "Подземгаз" выполненных" Южгнпрогаз" в 1960-1980 гг., а также ТЭО строительство станций ПГУ в Дальневосточном ра йоне, выполненных с участием автора в1986-1994 гг.

Анализ работы Южно-Абинской станции показал: -станция почти достигла проектной мощности 500 млн.м* газа в год через 10 лет после ввода в эксплуатацию. При этом , себестоимость газа в пересчете на 1 ту.т. была на уровне себестоимости добычи 1 ту. т. подземным способом (на тех же месторождениях, рнс.5.1)..

-невысокие достигнутые технико-экономические показатели не должны рассматриваться как решающий фактор при оценке работы станции, поскольку в задачу входило не достижение высоких показателей, а опытно-промышленная проверка способа ПГУ как метода.

Необходимо также отметить, что станция была построена в г. Киселевске Кемеровской области, то еегь в регионе с избытком дешевых энергоносителей (открытые горные работы, гидроэнергия сибирских рек, наличие нефтепроводов и газопроводов), что отрицательно сказалось на выделение капнталовлажений в действующее предприятие.

Ангренская станция с 1980 года работает стабильно, вырабатывая ежегодно 400 -600 млн.м3 газа. По данным руководства себестоимость газа за 1994 год в пересчете на уголь составила 21,2 тыс.руб/г франко-тонка, на соседней шахте Л1>9-45 -ыс.руб./г франко-екпад.

На станции выполнен расчет экономической эффективности работы Ангренской ГРЭС при потреблении в 1989 и 1990 гг.газа ПГУ-550 и700 млн.м* (теплотворность 3,2 МДЖ/м5). Для сравнения рассматривалось использование Ангренского, Каиски-Ачинского углей и газа ПГУ, Так себестоимость Ангренского и Канско-Ачинского углей в 1989 году составила 9,71 и 12,24 рубЛ., а газа ПГУ в пересчете на уголь 5,80 руб7т в 90 году соответственно 17,94 и 29,65 руб./т, против 16,56 руб/г газа ПГУ. В целом за два года от применения газа ПГУ вместо угля получается экономия в сумме 2,291 млн_/руб.

Проведенный анализ технико-экономических показателей выполненных проектов станций "Подземгаз" Южпшроппом в Европейской части Союза и ДальВОСТннинросктом в Дальневосточном регионе показал:

Рис.5.Гистограмма изменения себестоимости 1т угля шахт и разрезов

треста "Прокопьевскуголь" в зависимости от мощности предприятия

I - 'пахта "Киселевская"; 2 - им.Дзержинского; 3 - им.Вахрушева;

4 - !г 12,5 - Тайбикская; 6 - Суртаиха: 7 - разрез им.Вахрушзва;

3 - Киселевский; 9 - Прочспьевский; 10 - й-кно-Лбинская станция 'Под?емгаз

- общая численность персонала станции "Подземгаз" и капитальные затраты значительно меньше, чем на шахтах одинаковой со станцией мощности (рис.5.2);

• - такие вопросы как очистка газа от ныли, смолы, диоксида углерода, сероводорода, его сушка н охлаждение, обесфеноливание стоков, охрана окружающей среды достаточного обоснования в проектах Южгипрогаза не нашли;

- очистка газа от СОг, 1Ь5 и других примесей увязанная с выделением полезных компонентов с последующей их реализацией оправдывает капиталовложения на очистные сооружения и улучшает основные технико-экономические показатели станции (рис.5.3.);

- установлено, что с увеличением мощности капитальные затраты на строительство станции резко возрастают от 15 до 30 млн. руб. при годовой производительности 0,5 - 1 млрд. м\ при дальнейшем увеличении мощности станции до 5,5 млрд. м3 капитальные затраты несколько снижаются до 130-110 млн.руб. (рис. 5.4), что частично объясняется спецификой разработанных государственных стандартов компрессорного и газо-дутьевого оборудования, выбор которых существенно влияет на общие капитальные затраты;

- с увеличением мощности пласта (рис.5.4) капитальные затраты снижаются, что объясняется увеличением объема подготовленного к выгозовываишо полезного ископаемого га одни газогенератор;

- капитальные затраты с глубиной залегания пласта (рис.5.4) несколько снижаются, так как в этом случае обычно планируется меньшее число скважин на площади газогенератора;

- себестоимость газа незначительно изменяется, что можно обясшггь высоким уровнем автоматизации труда и низкой численностью производственного персонала (рис.5.5.);

- себестоимость газа ПГУ снижается с увеличением мощности пласта вследствие увеличения подготовленных запасов на одну эксплу-тащюнную скважину (рис.5.5.);

- глубина разработки в рассмотренном днапозоне незначительно влияет на себестоимость 1000 ы3 газа (рис.5.5.)

- приведенные затраты снижаются в диапозоне мощности до 2,5 млрд.м 5, затем несколько возрастают, что объясняется резким ростом

7-1

й 2

я 1

/О

(МЛН.

Р'Л) 300

гоо

1_Ек

УЛ

у /

/о

Рис.5,2« Диаграшы общей численности персонала Ш)

и капитальных затрат (К) на станциях "Подземгаз" в сопоставлении со строительством пахт

I - Ново-Дмитровская; 2 - Сшэльничовская; 3 - Богдановская I; 4 - Богдановская I? 2; 5 - Миллеровская Р I; 6 - Шшлеровская 2; 7 - Рязанская; 8 - Хабаровская; 9 - КЬхно-Абинская !Л; Ю- Киселевская № 2; II - Прокопьевская 1> 3.

шахта;

- стаьция "Подземгаз"'

капитальных и эксплутационных затрат (рис.5.6)

- с ростом глубины приведенные затраты возрастают, что обус-ловленно более интенсивным ростом себестоимости по сравнению со снижением капитальных затрат с глубиной;

- увеличение мощности пласта приводи г к снижению приведенных затрат на производство газа.

В результате анализа выполненных проектов было установлено, что с увеличением производительности происходи'! снижение калорийности газа, что можно объяснить высокими капитальными п эксплуатационными затратами на получение кислорода для целен дутья, очевидно, что потребительская стоимость газа прямо пропорциональна его калорийности (рис.5.7, рис.5.8), что с учетом ранее выполненного анализа свидетельствует о целесообразности строительства станции ПГУ не более 2-2,5 млрд.м3 газа в год.

Автором выполнена эколого-экономическая оценка технологии ПГУ с учетом большого числа факторов (горно-геологические, технические, экономические, социальные).

Рассмотрены общие принципы оценки эффективности осуществления природоохранных мероприятий, проанализированы и рекомендованы приведенные в работе зависимости для определения платы за выбросы (сбросы) загрязняющих веществ и платы за природные ресурсы.

Проведен расчет вредных выбросов для условии шахты Амурская при переводе котельной с твердого топлива на газ.ПГУ. Расчеты рассеивания загрязняющих веществ показали, что уровень загрязнений атмосферы пылью в районе при переводе коильяой на газ значительно снизится, а также уменьшаются выбросы сернистого ангидрида и двуокиси азота. Экономический ущерб от загрязнения атмосферы снижается на 254,2 тыс. руб. в год (цены 1991 г.).

Автором рассмотрен вопрос насколько будет загрязняться атмосфера при выработке одного и того же количества энергии на паротурбинных установках работающих на газе ПГУ. Технологическая схема газотурбинной установки включает блок очистки позволяющий извлекать 99% серосодержащих соединений и 98% диоксида углерода, содержащихся в газе, а также имеется устройство для получения высо-

25000 г

?СССЭ

i soca

ÍCi/C3

50u0

22317,4

Вариант!

Варпа1.т2

'J Электроэнергия □Пер 3 Метанол

3 Аммиак

□ Итого осповноЛ продукт

Q Aproa

• 3 Углекислота ' О Азот

ЗАм»!::ач::гя ссдз

3 Ка:.:снноугсльн5я скола .

3 Ссрз

3 Итого попутных продуктов

аВсгго

Рх:г. 5.? .Сразпсшхе реализации основной и попутной продукции, получаемой и процессе

ПГУ

а)

С, р/1000 м3

Рис. 5.3, Изменение оебеотоимооти пгз от производительности станции, глубшш залегашм.иоциост плсота

3, р/1000 м8

Рис. 5.6, Цапание на величину приведенных затрат производительности станции (а), глубины залегания (б) и мощности пласта чя>

кокалорийных газов в затрубном пространстве н плазмотрон по переработке СО: в СО. В этом случае почти весь диоксид углерода, содержащейся в газе и дымовых газах парогазовой установки, может быть использован в технологии ГТГУ и парниковом хозяйстве организуя замкнутый цикл производства и исключая выбросы СОг в атмосферу. Результаты расчетов показаны на рис.(5.9). Анализируя результаты можно сделать вывод, что энергоустановка на базе газа ПГУ кардинально сокращает выброс загрязняющих веществ в атмосферу и снижает до мнниума антропогенную нагрузку на окружающую среду.

В регионе рассмотрены все угольные месторождения и определено 22 наиболее благоприятных для технологии ПГУ;

Рассчитаны прогнозные потенциальные возможности получения газа, которые составляют 57800 млн.м5 в год. Расчитанные мощности станций являются минимальными, так как сырьевые ресурсы угольных месторождении позволяют получать значительно большие объемы газа ПГУ.

Установлено, что одной из актуальных проблем ТЭКа является развитие собственной топливной промышленности и изыскание нетрадиционных способов увеличения добычи энергоносителей.

1 На основании анализа ТЭК региона автором выделены топливно-энергетические узлы, где особо остро стоит вопрос развития промышленности и энергетических мощностей.

К таким районам относятся: в Приморском крае-Лучегорский (Бикннское б/у месторождение); Уссурийский (Баиивурское, Ракоп-ское); Хабаровский край-г.Хабаровск (Хабаровское); г.Комсомольск (Лиаиское); Сахалинская обл.-пос. Лермонтово (Вахрушевское); Магаданская область-г.Магадан (Ланковское). В скобках показаны угольные месторождения, которые находятся около энергетических мощностей, но по объективным причинам не разрабатываются или не обеспечивают потребности электростанций (ТЭЦ) в твердом топлибс.

Автором разработаны и предложены по каждому узлу конкретные участки месторождений и технологические схемы ПГУ позволяющие решать топлнвио- энергетические проблемы района.

Цроизводительность станции,ылрд м3

Рис.5.7. Изменение калорийности газа в зависимости от ароиэво-дительнооти станции

2 го

X ; , • :

ХО

О) .

& •

° Б ' ■ • ... ■ , . . . . . . . ,

^ ТО ОО 12 ОО 44ОО *600 ПвОО 2 ООО 2ZOO 2400

Теплотворная способность 'аза, Ккал/ЮОО мг

Рис.5.8. График зависимости потребительской стоимости газа ПГУ от его калорийности

□ Б02 г/ГДж □Шх г/ГДж

□ пыль мг/мЗ

О Без Бьщеленпя С02 мЗ/кВт. ч.

□ Выделение и утилизация С02 мЗ/кВт. ч.

О Утилизация С02 мЗЛсВт. ч.

Рис. 5.5, Гистограмма выбросоз аяшроепшшй, работающих

мощности 125 МВт

на угле и газе ПГУ при

Заключение.

В результате проведенных иследований предложены научно обоснованные технические и технологические решения по совершенствованию одного из способов подземной разработки угольных месторождений - технологии подземной газификации угля, содержащие зависимости повышения калорийности продукта газификации от состава дутья, температуры, давления и синтеза горючих газов в подземном газогенераторе, внедрение которых пносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса в угольной промышлености.

Основные результаты проведенных иследований научные и практические рекомендации заключаются в следующем.

1.Разработана концепция станции "Подземгаз" нового технико-экономического уровня, предусматрпьающая значительное повышение химического КПД процесса газификации и калорийности получаемого газа, очистку газа от вредных балластных примесей на основе прогрессивных технологий, получение электроэнергии на месте производства газа и комплексное его использование.

2. Разработаны и предложены новые технологические решения утилизации тепла в газоотводящей скнажине и выработанного пространства подземного газогенератора, повышающие химический, энергетический и термический КПД процесса.

3. Разработана принципиально новая технологическая схема получения горючих газов в затрубно л пространстве газоотводящей скважины в объемах сопоставимых с основным производством, что позволяет повысить общую калорийность газовой смеси с 3,2 до 8,741,4,66 МДж/м3 и увеличить объем газа, поглащаемое тепло здесь, в процессе химических реакций, используется для охлаждения колонны газоотводящей скважины.

4. Установлена целесообразность получения кислорода для целей паро-кислородного дутья на базе водородной энергетики. Создана технологическая схема, позволяющая использовать для дутья избыточное давление электролизов, исключающее применение компрессоров.

5. Разработана концепция станций ПГУ небольшой мощности в модульно-бдочном исполнении по производству электроэнергии для

отдаленных районов и условий Крайнего Севера, позволяющая использовать местные ресурсы угля и заменить дизельные установки с дорогим привозным топливом. Установлена возможность эффективного применения таких установок для доработки запасов нерентабельных шахт, подлежащих закрытию, позволяющая производить энергоносители с меньшими затратами, чем на действующих предприятиях.

6. Проведена комплексная оценка вредного воздействия технологии ПГУ на окружающую среду, определены основные экологические подходы при проектировании и строительстве станций "Подземгаз", предложены технические решения повышающие уровень состояния техники безопасности, охраны труда, а так же мероприятия снижающие действие антропогенных факторов.

7. Выполненный анализ основных технико-экономических показателей действующих станции "Подземгаз", а также, вновь проектируемых как в Европейской части, так и ДВ регионе показал.

-стоимость 1 ту. т. на станции ниже подземной в 1,5-2 раза, а производительность труда выше в .3-4 раза при сопоставимых условиях;

- удельные капитальные вложения зависят от большого количества факторов, основным из которых являются горно-геологические условия;

-очистка газа от вредных балластных примесей с реализацией побочно получаемой продукции повышает рентабельность и снижает срок окупаемости капитальных вложений.

8. Технологические схемы с закладкой выгозованного пространства твердыми бытовыми отходами с последующей их газификацией и комплексным использованием в цикле производства диоксида углерода повышают технико-экономические показатели станции и придают им элементы ресурсосберегающих, ресурсовосироизводящих и природоохранных технологий.

9. Определены первоначальные угольные месторождения пригодные для технологии ПГУ, рассчитаны возможные объемы получения газа. Выявлено, что на Дальнем Востоке, в услоьлях острой недостаточности собственных ресурсов нефти и газа, технология подземной газификации угля является крупным резервом ликвидации дефицита

топлива в региона.

Результаты исследований автора использованы при выполнении ТЭО строительство станций "Подземгаз" на Чернышевском и Бани-вурском месторождениях в Приморском крае, а также при проектировании и строительстве опытного участка "Подземгаз" на Артемовском буроугольном месторождении.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах:

1. Обоснование целесообразности строительства станции подземной газификации угля на Вахрушеском буроугольном месторождении о. Сахалин Библиогр. указатель ВИНИТИ. - М.,1987. вып. № 12 (194), 135 с., (в соавторстве).

2. Перспективы разработки угольных месторождений Дальнего Востока способом подземной газификации угля. Реферат настоящей рукописи опубликован в библиогр, указателе ВИНИТИ "Депони-роваиные научные работы" - М., 1983, Вып. № 3 (197), с. 154., (в соавторстве).

3. Основные направления совершенствования технологических схем подземной газификации угля. Деп. в ЦНИЭИ уголь 03.05.88, № 4532.- М., 1988, (в соавторстве).

4. Использование альтернативного топлива подземной газификации углей в ДВС и ГТУ. Материалы X краевой научно технической конференции. Владивосток, 19&9.»с. 31-33, (в соавторстве).

5. Подземная газификация углей месторождений юга материковой части Дальнего Востока. Проблемы угольной геологии Востока СССР. Сб. научных трудов АН СССР ДВО. -Владивосток, 1990. - С.71-77, (в соавторстве).

6. A.C. X<i 1719622 (СССР) " Способ утилизации тепла при подземной газификации полезных ископаемых ". Заявл. 26,02.90 г. № 4795S29. Опубл. 15.03.92. Б.И.Хз 10. Кл. Е 21 В 43/295, (в соавторстве).

7. Нетрадиционные решения в горной промышленности. - М.: Недра, 1991. - 331с., (в соавторстве).

S. A.C. As 1830412 (СССР) " Способ отбора тепла газового потока из скважины подземной газификации ".Заязл. 18.03.91 г. № 4924122. Опубл. Б.И. № 28 Кл. Е 21В431245, (в соавторстве).

9. Разработка месторождений полезных ископаемых геотехнологическими методами: Учеб. пособие. /ДВГТУ. -Владивосток, 1991. -76 с.

10. A.C. № 1810509 (СССР) " Способ отбора тепла из скважины подземной газификации" Заявл. 18.03.91 г. 4924115. Опубл. Б.И. № 15.1Сл. Е21В431295, (в соавторстве).

11. A.C. № 1810510(СССР) " Способ отбора тепла газового пото- . ка из скважены подземной газификации" Заявл.18.03.91 № 4924119. Опубл. бюл. № 15.1<л. Е21В43/295, (в соавторстве).

12. A.C. Л1? 1833787. (СССР) "Оборудование газоотводящей скважины подземного газогенератора №. Зявл. 18.03.91г. № 4924120. Опубл. Б.И. Лгз 30 Кл. E2IB 43/295, (в соавторстве).

13. A.C. № 1800010 (СССР) " Способ газификации угля ". Заявл. 18.03.91 г. № 4924116. Опубл. Б.И. № 9, (в соавторсве).

14- Водородная энергетика в технологии подзем,ной газификации углей как альтернативный источник кислорода и водорода. Семинар по подземной газификации углей. Сборник докладов (26 -27 мая 1992 г.), Институт СО РАН. Кемерово, - с 130-136.

15. Модульно-блочное строительство станций заводского исполнения по выработке электроэнергии на основе подземной газификации угля. // Уголь. 1992. - № 3. - с. 33-35, (в соавторсве).

16. Математические модели процессов подземной газификации углей. ХХХШ Юбилейная научно-техническая конференция. Тезисы докладов, книга 1, Владивосток, 1993. - с. 66-67, (в соавторстве).'

17. Принципы моделирования процессов подземной газификации углей. Труды Дальневосточного государственного технического университета. Выпуск 111, серия 4. Горно-геологическая, Владивосток, 1993. - с. 83-87, (в соавторстве).

18. Охрана окружающей среды при подземной газификации угля. Аналит. обзор/ГПНТБ СО РАН. Дальневост. гос. техн. ун-т. -Новосибирск, 1993. -129 с.,(в соавторстве).

19. К вопрсу формирования концепции развития топливно-энергетического комплекта Приморья. Материалы научно-практического совещания. Приморский Краевой Совет народных депутатов. Владивосток, 1993. - с. 13-23, (в соавторстве).

20. Оценка напряженно-статического состояния геологического массива горных пород как объекта для бурения скважин и строительства станции ЛГУ. XXXIII Юбилейная научно-техническая конференция, книга I, Владивосток, 1993. - с. 69-70,(в соавторстве).

21. Исследование и выбор технолог!»! к параметров разработки угольных пластов на шельфе. XXXIV юбилейная научно-техническая конференция. ДВГУ тезисы докладов, янига 2 , Владивосток, 1994. - с. 90-91, (в соавторстве).

12. Применение термогазодинамнческих технологий на примере шахты "Хасанская". XXXIV юбилейная научно-техническая конференция. ДВГУ, тезисы докладов, книга 2, Владивосток, 1994. - с.'>6-97.

23. Технологическая установка по газификации твердых быто-анох отходов (ТБО) для получения электрсэнэргии. XXXIV юбилейная л 1ауи:о-тех!п:ческая конференция. ДВГУ, тезисы докладов, киша 2,

Информация о работе

Кондырев, Борис Иванович
доктора технических наук
Владивосток, 1996
ВАК 11.00.11

Автореферат

Похожие работы