CC BY
40
С.А. Ярунин, проф., д.т.н. И.М Закоршменный, доц., к.т.н. М.В. Каркашадзе, ассистент, к.т.н.
Московский государственный горный университет
В.М. Савельев, горный инженер
Ростоппром
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПООЗЕМНОГО СЖИГАНИЯ УГЛЯ НА БАЗЕ ЭЖЕКЦИОННОЙ УСТАНОВКИ
В настоящее время особенностью угольной промышленности является объективный процесс ее реструктуризации. В следствие этого значительное количество шахт, технико-экономические показатели которых не соответствуют современным условиям развития экономических отношений, подлежат закрытию. При отсутствии альтернативных производств в таких регионах возникает социальная напряженность. Создание же новых рабочих мест требует больших затрат и времени, в то же время возникают вопросы тепло- и энергоснабжения поселков при закрытых шахтах и поверхностных комплексов.
На многих закрываемых шахтах сосредоточены значительные запасы угля.
Использование имеющихся шахтных зданий и коммуникаций значительно сокращает затраты на создание новых рабочих мест. Как правило, теплоснабжение этих зданий и сооружений, а также прилегающих поселков, осуществляется шахтной котельной. Одним из вариантов обеспечения энергией поселков и вновь создаваемых производств является внедрение нетрадиционных технологий, основанных на бес-шахтных способах.
Из известных в настоящее время бесшахтных способов переработки угля на месте залегания наиболее перспективными следует считать термические способы, а
именно, подземную газификацию угля и подземное сжигание угля.
Использование имеющихся шахтных зданий и коммуникаций значительно сокращает затраты на создание новых рабочих мест. Как правило, теплоснабжение этих зданий и сооружений, а также прилегающих поселков, осуществляется шахтной котельной. Одним из вариантов обеспечения энергией поселков и вновь создаваемых производств является внедрение нетрадиционных технологий, основанных на бесшахтных способах.
Более чем 50-летний опыт применения способа газификации угля (ПГУ), основными отличиями которого являются получение горючего газа и нагнетательный способ подачи окислителя в огневой забой, позволил выявить основные недостатки, препятствующие широкому использованию этого способа:
• нестабильность и низкое качество газа, что определяется сложностью управления процессом ПГУ (протекание химических реакций образования горючего газа зависит от прочностных характеристик угля и вмещающих пород, от характеристики водопротока, трещиноватости пород, канал газификации должен располагаться в почве пласта и т.д.):
• при ПГУ неиспользованным остается до 50% угля вследствие необходимости оставления предохранительных верхних
и межгенераторных, а также барьерных целиков:
• благоприятные результаты ПГУ могут быть получены при газификации пластов, мощность которых более 1 м:
• наличие газопровода ограничивает отдаленность потребителей от места разработки:
• наличие утечки газа вследствие повышения проницаемости сдвижения пород.
Разработанные предложения, направленные на устранение недостатков, в частности, применение кислородного дутья, поддержание постоянной длины зоны газификации, не нашли своего применения вследствие трудностей их реализации,
Элементы этой технологии могут быть использованы в основном на участках горных отводов шахт, не имеющих горных выработок.
Однако, как правило, горный отвод закрывающейся шахты имеет значительное количество горных выработок и других связей с подработанной поверхностью, что исключает применение нагнетательного способа подачи окислителя в огневой забой.
В связи с этим в данных условиях предпочтительным является применение технологии подземного сжигания угля (ПСУ), не имеющей указанных выше недостатков. Так, подача воздуха ведется во всасывающем или нагнетательно-всасывающем режиме, требования к качеству газа-теплоносителя предъявляются не столь высокие. Требуемое количество тепловой энергии может быть получено изменением температуры газа или его количества. Однако этому способу присущи недостатки, связанные с низкими депрессиями существующих вентиляторов и дымососов (порядка 0,05 атм), обуславливающими необходимость иметь продуктивные выработки большого сечения. В противном случае
вследствие больших аэродинамических сопротивлений производительность оборудования используется на 10-25%.
Проведенные экспериментальные исследования в Донецком, Кузнецком и Подмосковном угольных бассейнах показали, что в исходящих газах присутствуют горючие компоненты. Концентрации этих газов не превышают допустимых значений ПДК при их рассеивании в пределах санитарных зон, однако могут содержать до 65% общего запаса энергии в виде химического тепла. Известное стандартное оборудование для дожигания горючих компонентов в данных условиях малоэффективно.
Газ-теплоноситель на экспериментальных участках имел температуру до 350°С, что определялось небольшими объемами сжигания угля ( до 10 т/сут.) и являлось следствием ряда причин: несоответствия тягодутьевого оборудования; значительными утечками тепла в боковые породы; несоответствием длины канала горения оптимальной, в связи с чем коэффициент избытка кислорода в продуктивном газе составлял 2 и более.
В то же время оценка проведенных экспериментальных работ показывает, что технология ПСУ позволяет использовать брошенные запасы угля и преобразовывать энергию сгоревшего угля в тепловую энергию воды непосредственно на промпло-щадке участка. Основным недостатком тепловой энергии является сезонность ее потребления.
Вышеизложенное показывает, что несмотря на убедительные доказательства технологичности и эффективности технологии ПСУ необходимы поиски новых технико-технологических решений, позволяющих устранить указанные недостатки и значительно повысить эффективность данной технологии.
С этой целью предлагается технология подземного сжигания угля с использованием эжекционной установки (рис. 1).
Рис.1. Принципиальная технологическая схема
подземного сжигания угля на базе эжекци-онной установки: 1 - огневой забой; 2 • про-дуктивная скважина; 3 - воздухоподающая скважина; 4 - зжекционная установка; 5 -вход ГГ Д-350; б - эжектор газовый многоствольный; 7 - котел воздушный или водяной; 8 - камера смешения эжектора; 9 -блок очистки газов
В качестве продуктивной принята скважина й - 300-800 мм. Из огневого забоя 1 продукты горения поступают в продуктивную скважину 2. Температура газа -350°С. Состав газа принят на основании экспериментальных замеров по низшей степени содержания горючих компонентов.
Воздух в огневой забой поступает через скважину 3. В расчете она не учитывается, так как ее аэродинамическое сопротивление можно компенсировать воздухо-нагнетателем,
Далее шахтный газ поступает в эжекционную установку 4, в качестве которой может быть использован отработавший летный срок авиационный двигатель, например, ГТД-350. Расход газа при его работе составляет Огаз= 1>2 кг/с при температуре Т = 1300° К. В результате дожигания горючих компонентов и смешения шахтного газа и активного газа коэффициент эжекции составляет Оп~ 6,57 кг/с, что при выбросе в атмосферу газа с 7’= 400° К обеспечивает выходную мощность 7700 кВт. При этом
относительный тепловой КПД составит 5,24, Тогда эффективный тепловой КПД, показывающий величину прироста энергии шахтных газов по сравнению с теплосодержанием топлива для установки ГТД-350, подаваемого как в основную, так и форсажную камеры сгорания, при условии дожигания шахтного газа, составляет <2эф= 4,2.
У ГТД-350 снимается (демонтируется) силовая турбина и свободная энергия газа используется для создания активной эжекторной струи. Тепло, выдаваемое ТГЭУ-7,7 в количестве 7,7 МВт, аккумулируется теплообменником 7 с коэффициентом регенерации прег ~0,8
АГр*. = ЛГтеш1 - г|рсг - 7,7 • 0,8=6,16 МВт.
Тепловая мощность может быть передана, например, с помощью теплоносите-ля-воздуха потребителю.
Стоимость 1 кВт тепловой мощности примем равной Суд.те„:-\25 руб/кВт, коэффициент использования установки в течение года г^д = 0,85, коэффициент регенерации тепла в теплообменнике т|рег = 0,8. При расчете годового экономического эффекта учитывались: стоимость тепловой энергии, получаемой ТГЭУ-7,7; стоимость оборудования (панель запуска, вентилятор ВДН-20-11у, отработавший летный срок ГТД-350, эжектор, дымовая труба, теплообменник) и его монтаж; заработная плата рабочих ; отчисления на социальное страхование (15% от прибыли); начисления на добавленную стоимость (15% от прибыли).
Для этих условий стоимость тепловой энергии составляет 20,64 млрдруб. , а суммарные годовые расходы - 6,63
млрдруб.
При этом чистая прибыль составляет 13,01 млрд, срок окупаемости 0,51 года.
Таким образом, установка ТГЭУ-7.7 обладает хорошей экономической эффективностью и окупается менее чем за 6 месяцев.
Проведенные экспериментальные исследования по дожиганию горючих компонентов показали , что эффективность извлечения тепловой энергии может быть повышена в 2.0-2.5 раза и могут быть обеспечены параметры газа, необходимые для получения не только тепловой , но и элек-
трической энергии в количествах, достаточных для обеспечения теплом и электроэнергией шахтерских поселков после закрытия основного производства , что очень важно в условиях реструктуризации угольной промышленности России и стран СНГ.
© С.А. Ярунин, И.М Закоршменный, М.В. Каркашадзе, В.М. Савельев
