- •2. Проектирование подземной газификации углей.
- •3. Выбор оптимальных технологических параметров скважинной гидродобычи полезных ископаемых.
- •1256• 0,95
- •4. Расчет параметров технологии подземного выщелачивания.
- •5. Расчет технико-экономических показателей геотехнологии.
- •Список использованной литературы:
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:
Vсво = а1 • 0,001 • Qri + 25,1 • Wrt , нм3/кг; 4 4186
где - Qri - низшая теплота сгорания рабочей массы угля, Дж/кг; Wrt- влажность рабочей массы угля, %;
а1 - опытный коэффициент, зависящий от марки угля, принимается в диапазоне значений 1,08... 1,11; Принимаем а1=1,1.
Vсв° = 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: Ку =1 - Uу /100 ; где - Uу - утечка газа,%
7
Ку=1- 7/100 = 0,93 ;
4.Реальный выход сухого газа ПГУ из газифицируемого угля: V1сг= V°св • (α+ 0,01 • X1 - 0,21) • Ку, нм3/кг;
V1сг= 6,62 • (0,506 + 0,01 • 19 - 0,21) • 0,93 = 2,77 нм3/кг;
5.Химический «КПД» процесса газификации:
η = Qнг•V1сг;Qгi
где – Qнг - теплота сгорания газа газификации, Дж/м3 ; Qнг = 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