6М911-Геоэкология и управление природа пользованием. Мамбетова Айкерим

2. Проектирование подземной газификации углей.

Одним из перспективных нетрадиционных способов, прошедшим большую практическую проверку и имеющим значительный задел по научно-исследовательским работам, является технология подземной газификации угля (ПГУ).

В начале семидесятых годов в связи с широким распространением добычи природного высококалорийного газа, интерес к подземной газификации углей ослаб. Большое внимание уделялось другим способам сжигания топлива, а подземная газификация углей стала нерентабельной из-за низкой калорийности газа, высоких потерь и неэффективности сжигания газа в котельных.

Ангренская станция «Еростигаз» («Подземгаз») отрабатывает пласты бурого угля мощностью до 15 м, залегающие на глубине 120-250 м (рис). Средняя теплотворнаяспособность вырабатываемого станцией генераторного газа составляет 3,36 мДж/м³. По сравнению с шахтной добычей угля производительность труда на Ангренской станции «Еростигаз» в 4-5 раза выше, а себестоимость находится на уровне открытого способа (в пересчете на 1 т.у.т.).

При подземной газификации в процесс горения неизбежно вовлекаются углесодержащие породы в кровле и почве отрабатываемых пластов, а также неучтенные в балансовых запасах, содержащиеся во вмещающих породах, сжигание которых позволяет извлечь из недр дополнительное количество энергии.

Продолжительный опыт эксплуатации станции «Еростигаз» в Узбекистане выявил факторы, сдерживающие широкое применение ПЕУ, а именно: низкий КПД химическогои энергетического процессов, сложность управления процессом газификации; низкая теплотворная способность получаемого газа; не решен вопрос комплексной утилизации физического тела газа; высокая энергоемкость технологии; транспортировка газа нарасстояние не более 20-30 км; загрязнение окружающей среды. Отмеченные недостатки определяют направление дальнейших научно-исследовательских работ, направленные на дальнейшее совершенствование ПЕУ на новой технологической основе с использованием последних достижений горной науки, энергетической и химической индустрии с целью создания экологически чистого, экономически эффективного предприятия дляпроизводства электроэнергии, получения тепла и ценных химических продуктов. Данное предприятие можно квалифицировать как горно-энергохимическое, где технологическая схема включает подземную разработку угольных пластов, обработку газа на поверхности, получение электроэнергии на газо- и паротурбинных установках, синтез различных химических веществ.

Сущность метода подземной газификации угля (ПГУ) заключается в процессе превращения угля на месте его залегания в горючий газ.

Основные стадии ПГУ:

• бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин;

• соединение этих скважин каналами, проходящими в угольном пласте;

• нагнетание в одни скважины воздушного или паро-кислородного дутья;

• получение из других скважин газа.

Газифицирование проходит в канале за счет химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и термического разложения угля.

6

Выход, состав и теплота сгорания получаемого газа зависит от состава подаваемого в скважину дутья, марки угля и его состава, геологических условий залегания пласта, его мощности и строения, теоретически установлено, что теплота сгорания газа, получаемого на воздушном дутье не превышает 4,4 МДж/м .

При подземной газификации угля основным параметром процесса является интенсивность процесса газификации. Она зависит от ряда влияющих факторов, большинство из которых определяется опытным путем.

Рассмотрим расчет газификации на примере.

Вариант	И		сходные данные
	Qir•106,Дж/кг	Wtr,%	Uу,%	υ, м3/ч;	m, м.
4	25,0	8	11	4,5	2,5

Расчет ведется в следующей последовательности:

1.При отсутствии данных об элементарном составе газифицируемого угля теоретический удельный объем сухого воздуха, т.е. без паров воды, подаваемого в блок сжигания для полного сгорания угля:

V_св^о = а¹ • 0,001 • Q^r_i + 25,1 • W^r_t , нм³/кг; 4 4186

где - Q^r_i - низшая теплота сгорания рабочей массы угля, Дж/кг; W^r_t- влажность рабочей массы угля, %;

а¹ - опытный коэффициент, зависящий от марки угля, принимается в диапазоне значений 1,08... 1,11; Принимаем а¹=1,1.

V_св° = 1,1 • (0,001 • 25 •10⁶+ 25,1•8) = 6,62 нм³/кг; 4186

2.Определим коэффициент избытка воздуха:

α = [1 - (21-X) •О¹₂] • (21) ,

2100 21-О¹₂ + 0,5СО¹+ 0,5Н¹ ₂+ 1,5H₂S¹ +2СН¹₄ +ЗС₂Н¹₄

где – X¹ - опытный коэффициент, определяемый в зависимости от типа угля в диапазоне значений 18,2 ... 19,9. ПринимаемX= 19,О¹₂ - содержание в сухом газе ПГУ по объему кислорода 0₂, %; СО¹- содержание в сухом газе ПГУ по объему оксида углерода СО, %; Н¹₂- содержание в сухом газе ПГУ по объему водорода Н₂, %; H₂S¹ - содержание в сухом газе ПГУ по объему сероводорода H₂S, %; СН¹₄ - содержание в сухом газе ПГУ по объему метана СН₄, %;С₂Н¹₄ содержание в сухом газе ПГУ по объему этилена С₂Н₄, %.

α = [1 -(21 - 19) х 0,2] •(21) = 0,506;

2100 21- 0,2 + 0,5•9,06 + 0,5•14,45 + 1,5•0,07 + 2•2,72 +3•1,02

3.Коэффициент, учитывающий утечки газа в подземном газогенераторе: К_у =1 - U_у /100 ; где - U_у - утечка газа,%

7

К_у=1- 7/100 = 0,93 ;

4.Реальный выход сухого газа ПГУ из газифицируемого угля: V¹_сг= V°_св • (α+ 0,01 • X¹ - 0,21) • К_у, нм³/кг;

V¹_сг= 6,62 • (0,506 + 0,01 • 19 - 0,21) • 0,93 = 2,77 нм³/кг;

5.Химический «КПД» процесса газификации:

η = Q_нг•V¹_сг;Q^г_i

где – Q_нг - теплота сгорания газа газификации, Дж/м³ ; Q_нг = 4,19 х 10⁶ Дж/м³;

η =4,19•10⁶•2,77= 0,46;25•10⁶

6.Скорость выгазовывания угольного пласта:

I = υ, т/час;

0,506 • η^-1,9 • m • (0,702 - 0,659 • η)

где - υ - абсолютный водоприток в зону газификации, м ³/час; m- мощность угольного пласта, м.

I =4,5= 2,04 т/час;

0,506 • 0,46^-1,9• 2,5• (0,702 - 0,659 • 0,46)

8