Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние вопроса и постановка задач исследования 9
1.1. Анализ современного состояния технологии подземной газификации угля (ПТУ) 9
1.2. Основные критерии, необходимые для выбора угольных месторождений для технологии ПТУ 14
1.3. Существующие способы повышения теплоты сгорания газа, получаемого при ПТУ 19
1.4. Постановка задач и цели настоящего исследования 23
Выводы 25
ГЛАВА 2. Исследование процесса газификации угля 26
2.1. Подземные газогенераторы как аналоги наземных газогенераторов 26
2.2. Характеристики газа подземной газификации как котельного топлива 33
2.3. Анализ состава газа ПТУ для технологических целей 38
2.4. Подземный газогенератор для получения газа с повышенной теплотой сгорания 50
2.5. Исследование процесса газификации угля при различном составе дутья 54
2.5.1. Воздушное дутье 56
2.5.2. Паро-воздушное дутье 58
2.5.3. Паро-кислородное дутье 60
2.5.4. Кислородное и кислород-диоксид-углеродное дутье 65
2.5.5. Влияние температуры дутья на теплоту сгорания 72
2.6. Исследование состава газа в зависимости от качественного состава угля 76
2.6.1. Зольность 76
2.6.2. Мощность пласта 78
2.6.3. Влажность 79
2.6.4. Выход летучих веществ 82
2.7. Выбор наиболее эффективного вида дутья 87
Выводы 89
ГЛАВА 3. Математическое моделирование процесса подземной газификации угля 90
3.1. Анализ физико-химических процессов газификации угля в пласте 90
3.2. Анализ математических моделей ПГУ 93
3.3. Математические модели подземной газификации, основанные на термодинамике 95
3.4. Расчет теплоты сгорания и состав продуктов газа Шкотовского буроугольного месторождения 105
3.5. Основные направления повышения теплоты сгорания газа 108
Выводы 112
ГЛАВА 4. Технико-экономическая оценка подземной газификации угля с применением кислород-диоксид-углеродного дутья 114
Выводы , 119
Заключение 120
Библиографический список использованной литературы 122
Приложение 1 131
- Основные критерии, необходимые для выбора угольных месторождений для технологии ПТУ
- Характеристики газа подземной газификации как котельного топлива
- Кислородное и кислород-диоксид-углеродное дутье
- Анализ физико-химических процессов газификации угля в пласте
Введение к работе
Актуальность работы. Исчерпание запасов продуктивных пластов благоприятного залегания, переход шахт на отработку более глубоких горизонтов с ухудшением горно-геологических условий привели к такому положению, когда дальнейшее совершенствование существующей технологии на основе прежних принципов становится неэффективным и малоэффективным. Реструктуризация угольной промышленности, ставившая своей целью ликвидацию особо убыточных нерентабельных предприятий, привела к закрытию 18 шахт и 2 угольных разрезов Приморского края. В результате край почти полностью лишился своего каменного угля, а коммунально-бытовые потребители вынуждены использовать высокозольный бурый уголь [1].
Отличительной особенностью угольных месторождений Приморского края являются сложные горно-геологические условия, наличие большого количества тектонических нарушений, что затрудняет применение современной горной техники и препятствует достижению высоких технико-экономических показателей на угольных предприятиях. Чтобы коренным образом изменить существующую технологию добычи угля, используя не просто новые машины и механизмы, а новые принципы или новые методы его добычи и переработки
Задача разработки и внедрения качественно новых способов добычи топливно-энергетических ресурсов, обеспечивающих высокую производительность труда, экологичность, сокращение численности людей, работающих под землей, и значительное улучшение условий труда. В решении этой задачи основное место отводится изысканию новых технологий добычи и переработки угля, устраняющих отмеченные недостатки, менее трудоемких в эксплуатации, с меньшими удельными капитальными затратами при строительстве.
Исследованиями, проводимыми в Дальневосточном государственном техническом университете (ДВГТУ), установлено, что наиболее реальным энергоносителем, который дополнительно может быть использован промышленностью, и, в частности, тепловыми электростанциями, является газ подземной газификации угля (ПТУ), Необходимо отметить, что этот газ, получаемый на воздушном дутье, значительно уступает природному, как по температуре горения, так и по теплоте сгорания. Поэтому он рекомендуется для использования как энергетическое топливо в котельных и на электростанциях.
С технической стороны ПГУ - это упрощение существующей технологии добычи и транспортировки твердого топлива, а, следовательно, в перспективе учитывая большие запасы угля пригодные к отработке способом ПГУ - это огромные возможности для роста производительности труда и снижения себестоимости добычи 1 тонны условного топлива.
Одной из причин, по которой эта прогрессивная технология не получила широкого распространения, явилось решение Правительства в начале 60-х годов заменить угольное топливо на тепловых электростанциях на имеющийся в большом объеме природный газ и продукты переработки нефти (мазут). С позиции сегодняшнего дня это видится как крупная стратегическая ошибка в развитии топливно-энергетического комплекса страны.
Сложившаяся в настоящее время ситуация на мировом и региональных рынках энергоносителей позволяет говорить о больших перспективах и указывает на необходимость совершенствования технологии ПГУ. При этом одним из важнейших направлений является повышение теплоты сгорания получаемого газа, с целью доведения потребительских свойств газа ПГУ до уровня природного газа.
Разведанные мировые запасы твердого топлива при соответствующей переработке могут дать в десятки раз больше горючего газа, чем разведанные запасы природного газа, и в 10-20 раз больше, чем мировые запасы нефти.
Задача повышения теплоты сгорания газа ПГУ позволит расширить область применения этой технологии и является актуальной научной задачей.
Целью работы является разработка и научное обоснование технических решений, позволяющих повысить теплоту сгорания газа в подземном газогенераторе и поверхностном комплексе станции ПГУ.
Задачи исследований. Для достижения поставленных целей предусматривается: математическое моделирование процесса газификации угля в канале при различных видах дутья; определение зависимостей теплоты сгорания газа от состава дутья; определение влияния температурного фактора на состав и теплоту сгорания газа; исследование и определение оптимальных конструкций подземных газогенераторов, позволяющих получать газ с повышенной теплотой сгорания; анализ и выбор наиболее благоприятных месторождений Приморского края для целей ПГУ с учетом применения различного вида дутья; технико-экономическая оценка способов повышения теплоты сгорания газа на примере Шкотовского буроугольного месторождения.
Основная идея работы заключается в разработке новых технологических решений на основе обобщения и использования последних достижений науки и производства в области наземной и подземной газификации угля, позволяющих получать газ ПГУ с повышенной теплотой сгорания.
Методы исследований включают: анализ патентов и научно-технической литературы, использование математического анализа, статистики и теории вероятности, математическое моделирование процесса газификации угля в канале с применением математических прикладных программ.
Научные положения, защищаемые в диссертации: математическая модель процесса газификации угля в канале при использовании кислород-диоксид-углеродного дутья; зависимость изменения теплоты сгорания газа ПГУ при различных параметрах высокотемпературного кислород-диоксид-углеродного дутья; - схема подземного газогенератора для мощных угольных пластов, отличающаяся тем, что для активизации процесса выделения летучих веществ в увеличенной зоне пиролиза используется опережающая термическая подготовка канала,
Научная новизна работы заключается в-следующем: установлена зависимость теплоты сгорания газа ПГУ от зольности для бурых углей Приморского края; установлена зависимость получения газа с высоким содержанием Нг и СО в интервале температурных параметров дутья от 20 до 690 С; предложена конструкция подземного газогенератора для мощных пластов, учитывающая процесс выделения летучих веществ в увеличенной зоне пиролиза при опережающей термической подготовке канала; разработана методика технико-экономической оценки получения газа ПГУ с повышенной теплотой сгорания с учетом попутно извлекаемых продуктов.
Обоснованность и достоверность научных положений, изложенных в диссертации, подтверждаются: - значительным объемом исследований, проведенных на математических моделях; -удовлетворительной сходимостью расчетных и экспериментально определенных параметров на ряде действующих станциях ПГУ; - положительной экспертной оценкой разработанной технологической схемы подземного газогенератора.
Практическая ценность работы заключается в: разработке технологической схемы газогенератора для мощных угольных пластов, позволяющей получать газ повышенной теплоты сгорания за счет интенсификации процессов пиролиза в канале; выборе технологической схемы поверхностного комплекса, повышающей теплоту сгорания газа ПГУ; определении возможности получения из газа ПТУ с повышенной теплотой сгорания заменителя природного газа и диметилового эфира; установлении возможности использования газа ПТУ с повышенной теплотой сгорания в качестве моторного топлива.
Реализация результатов работы. Результаты исследований реализованы: -при выполнении федеральной целевой научно-технической программы «Научное и инновационное сотрудничество» по направлению «Разработка новых методов и технологий неистощительного природопользования, повышения комплексного и малоотходного использования природных ресурсов» в научно-исследовательской работе НИР 05.01.008. «Комплексная, ресурсосберегающая, экологически чистая скважинная технология отработки полезных ископаемых в условиях Дальневосточного региона»; при выполнении программ научно-исследовательских работ по темам: «Получение метанола способом наземной и подземной газификации высокозольных углей Приморского края», «Разработка технологической схемы использования высоковлажных углей участка "Поисковый" Павловского буроугольного месторождения» (ДВГТУ, 2000 г.); при выполнении инвестиционных проектов: «Горное энергохимическое предприятие по разработке углей участка "Заозерный 1-2" Артемовского буроугольного месторождения», «Комплексная ресурсосберегающая технология отработки участка "Долина" Шкотовского буроугольного месторождения» (ДВГТУ, 2002 г.);
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на первой, второй и третьей международных научно-практических конференциях "Проблемы освоения георесурсов Российского Дальнего Востока и стран АТР" (ДВГТУ, Владивосток, 2001, 2002, 2004 гг.); на заседании технического совета ОАО «Энергия Востока»; на заседании ученого совета Горного института Дальневосточного государственного технического университета; на научно-практических семинарах кафедры Разработки месторождений полезных ископаемых Горного института.
Основные критерии, необходимые для выбора угольных месторождений для технологии ПТУ
В связи с тем, что процесс превращения твердого топлива в газообразное осуществляется на месте залегания угольного пласта, а в подземном газогенераторе развиваются высокие температуры и поддерживается повышенное давление, выбор критериев производится с учетом взаимного влияния геологической среды на процесс ПГУ, и влияния на геологическую среду технологии процесса, а также необходимо учитывать показатели качества углей, которые влияют на теплоту сгорания получаемого газа.
Существующие критерии, разработанные ИГД им. А.А. Скочинского, утвержденные в Минуглепроме СССР [14] не в полной мере отражают современный уровень состояния технологии подземной газификации углей.
Если основная масса факторов, влияющих на процесс, удовлетворяет критериям, но имеются отдельные факторы, требующие уточнения, то месторождение следует считать перспективным для ПГУ. К основным факторам, определяющим целесообразность проведения процесса подземной газификации угля на месторождениях, относятся: запасы и марка угля; мощность и строение угольного пласта; зольность угля; литология пород кровли и почвы угольного пласта; глубина залегания и угол падения угольного пласта; тектонические нарушения участка газификации; гидрогеологические условия; наличие смежных горнодобывающих предприятий. При существующей технике и технологии критерии по выбору угольных месторождений для ПГУ определяются следующим образом (с учетом корректировки): 1. Запасы угля должны обеспечивать проектный срок службы предприятий (станции) "Подземгаз" заданной производительности. В настоящее время, в связи с появлением высокотехнологичного оборудования, по результатам работ проведенных в ДВГТУ доказано, что обеспеченность предприятия "Подземгаз" запасами угля может составлять 5-9 лет, а в старых требованиях составляло 30-50 лет (или больше срока окупаемости капитальных вложений).
Предприятия "Подземгаз" могут отрабатывать запасы угля, заключенные в отдельных линзах, при условии, что запасов достаточно для эксплуатации не менее одного газогенератора, общая сумма запасов в линзах обеспечивает работу предприятия в течение заданного срока, а линзы расположены от промплощадки предприятия на таком расстоянии, при котором процесс ПТУ будет экономически эффективен. Для ПТУ пригодны все марки угля за исключением тощих, полуантрацитов и антрацитов, технология ПГУ для которых в настоящее время не разработана. Минимальная мощность угольного пласта составляет: - для бурых углей - 2,0 м; - для каменных углей - 0,8-1,0 м. Допускается сложное строение пласта при условии, что на каменноугольных пластах мощностью 0,8-1,2 м породный прослой имеет мощность не более 0,2 м, на пластах большей мощности отношение породного прослоя к нижележащей пачке угля может быть меньше или равно 0,5 (при суммарной мощности пачек угля не менее 1,0 м).
Для пластов бурого угля породные прослои не должны превышать суммарно 50% от общей мощности пласта (угольных пачек) при условии, что суммарная мощность угольных пачек должна быть не менее 2,0 м. При этом допускаемая толщина прослоя определяется отношением мощности прослоя к нижележащей пачке угля, которое должно быть не более 0,5 м. 3. Средняя зольность бурых углей не должна превышать 35% на сухую массу топлива при учете пачек угля с зольностью до 60%. Средняя зольность каменных углей не должна превышать 35% на сухую массу топлива. 4. При наличии над угольным пластом обводненной или сильно проницаемой толщи пород (выше проницаемости угольного пласта) непосредственная кровля должна быть представлена малопроницаемыми (водоупорными) породами, мощность которых должна быть больше высоты зоны беспорядочного обрушения пород. Для буроугольных месторождений мощность глинистых пород в непосредственной кровле угольного пласта должна быть не менее (l,2-l,8)w, где т - выгазованная мощность угольного пласта.
Для каменноугольных месторождений мощность малопроницаемых пород (аргиллитов, алевролитов и др.) в непосредственной кровле (при наличии сильно проницаемой или обводненной толщи пород) в зависимости от угла падения пласта должна быть при мощности угольного пласта 0,8-2,3 м - не менее (0,9-1,8)»?; при мощности угольного пласта 3-9 м - не менее (2,0-4,0)т.
При наличии в породах кровли угольного пласта отдельных слоев сильно трещиноватых или проницаемых пород (известняки и др.), по которым возможна утечка дутья и газа, расстояние до этих слоев пород от кровли угольного пласта должно быть не менее, чем высота зоны деформированных пород с разрывом сплошности, которая составляет для буроугольных месторождений величины (7-15)т, а для каменноугольных месторождений с пластами крутого или наклонного залегания - порядка 1т (в зависимости от физико-механических свойств пород).
Характеристики газа подземной газификации как котельного топлива
При строительстве и освоении новых станций «Подземгаз», требуется источник электроэнергии и теплоэнергии. Это обстоятельство особенно усложняется при большом удалении объекта от линий электропередач (ЛЭП). Поэтому приобретает определенный интерес анализ возможности использования в качестве топлива - газа подземной газификации углей (ПТУ). При использовании газа пі У в газотурбинной установке серийного типа предполагается его предварительная очистка (с необходимой степенью) от вредных механических примесей, в том числе от серы, специальными устройствами. Практической предпосылкой использования очищенного газа ПТУ в камерах сгорания газотурбинных и дизельных двигателей является опыт работы подобных агрегатов, работающих на природном газе. Так, при сжигании природного газа со средней теплотворной способностью 34,5МДж/м3 (8300 ккал/м3) потребуется 10 м3 воздуха, а при У сжигании газа ПГУ со средней теплотворной способностью 3,55 МДж/м (850 ккал/м3) - примерно 1 м3 воздуха. При этом возникает задача приспособления агрегатов, работающих на природном газе, для использования газа подземной газификации угля при соответствующем изменении газовоздушного распределителя и другого оборудования, при сохранении соотношения примерно 1:1 вместо 1:10 (газа к воздуху), и повышения при этом КПД энергоустановок передвижных электростанций. Расчеты показывают2, что при сжигании энергетического газа ПТУ с теплотворной способностью 3,55 МДж/м3 (850 ккал/м3) одна передвижная электростанция типа ЭД1500-Т400-2РН или ЭД1000-Т400-2РН может отдать соответственно 1500, 1000 кВт/ч электроэнергии. При повышении давления газа, подаваемого в камеру сгорания, КПД установки резко увеличивается. В связи с этим представляет определенный интерес анализ с целью использования существующих электростанций, включающих газовые турбины больших мощностей и работающих в комплексе с утилизатором тепла выхлопных газов (для выработки тепла и дополнительной электроэнергии) на месте получения газа ПТУ. Тем самым может ликвидироваться частично или полностью транспортировка газа к стационарным ТЭЦ, находящимся на больших расстояниях от станции.
Газовые турбины, работающие на природном газе, для производства электроэнергии получают все большее распространение в России и в ряде зарубежных стран, в том числе в Китае, Бельгии и Франции. Газовые турбины используются в данном случае как в качестве передвижных, так и стационарных агрегатов, аварийных или запасных установок.
По расчетным данным3, 1 ккал, газа подземной газификации, вырабатываемого из подмосковных углей, при теплотворности газа 3,14МДж/м3 (750 ккал/м3) заменял 1,22 ккал подмосковного угля, а при теплотворности газа 3,77 МДж/м (900 ккал/м ) - 1,35 ккал угля. Коэффициент, Соколннский Е.М., Цабут И.И. Опыт наладки промышленных котельных на газовом топливе. Материалы семинара «Топливо и энергоресурсы». 3 Письмо ЭНИНа АН СССР № 633-4. учитывающий увеличение эффективности сжигания газообразного топлива в шахтных котельных Кузбасса, оценивается в 1,33 [24]. По данным работы [25], газ, получаемый на подмосковной станции "Подземгаз", по своим теплотехническим качествам превосходил любой уголь, а при использовании его как топливо для производства электроэнергии, КПД электростанции лишь немногим уступал природному газу (табл.2.1). Таблица 2.1 Сравнительная оценка теплотехнических качеств различного топлива по относительным КПД обычных парокотельных и энергетических установок Наименование топлива КПД котельной КПД паротурбинной установки Уголь 0,86 0,265 Газ ПГУ с теплотой сгорания 3,57 МДж (850 ккал/м3) 0,88 0,275 Газ природный с теплотой сгорания 35,7 МДж (8500 ккал/м3) 0,92 0,285 При энергетическом использовании газа ПГУ его теплотворная способность не определяет КПД энергетической установки, так как в топках котлов сжигается газ в смеси с воздухом и чем выше теплота сгорания газа, тем больше количество воздуха расходуется на его сжигание. В результате теплотворности горючих газовых смесей отличаются между собой менее значительно, чем первоначальные теплотворности сравниваемых газов. Для газа ПГУ она составляет 2,1 МДж/м3 (500 ккал/м3), для природного газа -3,14МДж/м (750 ккал/м ). Кроме того, газ ПГУ более удобен для сжигания, так как имеет скорость распространения пламени 0,7-0,9 м/сек, которая превышает скорость сгорания метана. Способствует этому наличие в газе ПГУ 10-18% водорода, у которого скорость распространения пламени является наивысшей и пламя может проникнуть через трубку 0 0,9 мм, а по трубке 0 3,5, заполненной смесью метана с воздухом, пламя не проходит. Данное свойство может быть использовано в газовых двигателях и дает основание говорить о возможности использования газа ПГУ в качестве моторного топлива
Кислородное и кислород-диоксид-углеродное дутье
Повышенная теплота сгорания при применении обогащенного кислородом дутья при современных средствах получения кислорода может привести к улучшению технико-экономических показателей процесса ПГУ. Поэтому следует рассмотреть возможности получения газа с повышенной теплотой сгорания на кислородном дутье. Применение кислородного дутья более значительно повышает теплоту сгорания газа, и при концентрации кислорода в дутье 90-7-95% средняя теплота сгорания газа составляет 7,98-9,34 МДж/м3 (1900-2200 ккал/м3). Рассмотрим возможность применения кислородного дутья на Шкотовском буроугольном месторождении. Из диаграммы на рис.2.8. видно, что при переходе на кислородное дутье состав газа резко улучшается, а как следствие и теплота сгорания получаемого газа значительно увеличивается, но не в прямой пропорции. Так, с увеличением концентрации кислорода в дутье с 21 до 95%, т.е. в 4,5 раза, теплота сгорания возросла в 2,1 раза (см. табл.2.8). Необходимо отметить, что даже при существующих технологиях получения кислорода затраты на его получение очень существенны, и могут сильно снижать экономический эффект. %50 Расчетный состав газа подземной газификации Шкотовского угля на воздушном и кислородном дутье (95% 02) Одним из способов по увеличению экономического эффекта технологии с применением кислородного дутья является применение кислород-диоксид-углеродного дутья. Для оценки влияния отдельных реакций на суммарный процесс взаимодействия углерода с водяным паром и двуокисью углерода необходимо заранее установить факторы, от которых зависит кинетика каждой из предполагаемых в данной системе реакций.
При взаимодействии смеси водяного пара, и двуокиси углерода с углеродом топлива образуется газ, в котором всегда присутствуют окись углерода и водород. При этом протекают следующие химические реакции [48, 49]: Реакция (2.18) в присутствии двуокиси углерода и водорода и в отсутствие водяного пара или при его малом содержании протекает справа налево и тем интенсивнее, чем больше в системе двуокиси углерода и водорода [51]. Окись углерода тормозит протекание реакций (2.16) и (2.17) и ускоряет реакцию (2.18), водород тормозит реакции (2.16) и (2.18), двуокись углерода тормозит реакцию (2.18) и ускоряет реакцию (2.17). Совместное протекание реакций (2.16)и (2.17) при атмосферном давлении подробно изучено Н.А. Каржавиной (1948-1951 гг.) и B.C. Альтшулером совместно с В.П. Шевцовым и Г.В. Клириковым [48] на зольном электродном угле. В своей работе Н.А. Каржавина показала, что скорость реакции углерода с водяным паром примерно вдвое больше скорости реакции углерода с окисью углерода, о чем свидетельствуют выходы окиси углерода по реакциям (2.16) и (2.17). Она сделала вывод, что при больших концентрациях водяного пара реакция его с углеродом тормозит реакцию (2.17). В работе [50] сделаны следующие выводы: 1. С увеличением концентрации водяного пара в смеси его с двуокисью углерода удельная скорость газификации увеличивается до концентрации водяного пара в смеси 50%, а зачем делается равной скорости газификации углерода водяным паром. 2. Отношение Н2/СО для реакции (2.18) с увеличением концентрации водяного пара в смеси (Н20 + N2) почти не изменяется. Для реакции (С + Н20 + С02) это отношение возрастает с увеличением концентрации водяного пара в смеси (С02 + Н20) до 70%,а затем становится равным отношению Н2/СО по реакции (2.16). 3. Реакция (2.17) в избытке водяного пара не протекает. Таким образом, на основании анализа большого количества исследований можно сделать следующие выводы. При протекании двух реакций (2.16) и (2.18) отношение Н2/СО всегда будет больше единицы. При протекании одной реакции (2.16), Н2/СО - 1. При протекании всех трех реакции (2.16), (2.17) и (2.18), причем реакция (2.18) в присутствии двуокиси углерода и водорода будет протекать не как реакция конверсии окиси углерода, а как реакция гидрирования двуокиси углерода, то в этом случае Н2/СО будет всегда меньше единицы, До концентрации водяного пара в смеси (СОг + НгО), равной 40%, протекают все три реакции. С увеличением концентрации водяного пара от 0 до 40% удельная скорость газификации возрастает. При увеличении концентрации водяного пара свыше 40% удельная скорость газификации становится постоянной и отношение Н2/СО 1. Это говорит о том, что с увеличением концентрации водяного пара в смеси (С02 + Н20) выше 40% протекают преимущественно две реакции (2.16) и (2.18). В избытке водяного пара реакция (2.16) подавляет реакцию (2.17). Поэтому если в дутье подается СОг, то максимальная концентрация водяного пара в дутье не должна превышать 40% для протекания всех трех реакций причем реакция (2.18) будет протекать не как реакция конверсии окиси углерода, а как реакция гидрирования двуокиси углерода (СОг+Н2 4- СО+Н20). Применяется кислород-диоксид-углеродное дутье по следующей схеме. Процесс ПТУ начинают с подачи кислородного дутья, что обеспечивает повышение теплоты сгорания газа. После выхода процесса газификации на устойчивый режим в состав дутья вводят СО2, доводя его содержание до 35%, при снижении содержания 02 до 65%. Кроме того, СО2 в состав дутья отбирают из выхлопа газотурбинной установки, с температурой Т 300+400 С На первом этапе долю С02 минимизируют, пока процесс газификации не стабилизируется. После этого содержание СОг повышают до проектного (35%). Для получения объемов СОг используют блоки оборудования очистки отходящих газов, смонтированные на выхлопе газотурбинной установки или на выходе газоотводящей скважины. Расчетные данные для кислород-диокисид-углеродного дутья приведены в табл.2.9. В отличие от кислородного дутья с концентрацией Ог 95% здесь при увеличении концентрации кислорода в 3,0 раза (с 21 до 65%), а не в 4,5 раз, теплота сгорания получаемого газа уменьшается всего на 6% в сравнении с газом полученым на кислородном дутье.
Анализ физико-химических процессов газификации угля в пласте
В результате многочисленных лабораторных и экспериментальных испытаний, которые проводились в бывшем СССР и сегодня проводятся в России и за рубежом, была разработана и совершенствуется до сих пор технология газификации угля в пласте. При исследовании процессов происходящих в подземном газогенераторе проводят аналогию между наземными газогенераторами, в которых газообразование происходит по тем же химическим реакциям [67]. Отличительная особенность газификации пласта от газификации в наземных газогенераторах состоит в том, что пласт находится в контакте с вмещающими породами и выработанным пространством. Необходимо отметить, что размеры подземного газогенератора непрерывно изменяются, а это усложняет управление дутьем, которое необходимо для наибольшего контакта с реакционной зоной. Кроме того вмещающие породы газопроницаемы, что приводит к изменению состава и качества получаемого газа.
Также существует большая зависимость технико-экономических показателей от гидрологических условий, что затрудняет возможность сравнивать эксплуатационные показатели одного месторождения с другим. В работах по исследованию процесса газификации в надземных и подземных газогенераторах [25, 67 ,68] описывают зоны, в которых протекают сходные физико-химические процессы. Ржевский В.В. определяет распределение зон следующим образом: Зона нагрева. Предел температур от 12 до 100 С, вследствие нагрева уголь увеличивается в объеме. Зона испарения.
Температурный диапазон 100-150 С. Происходит дальнейшее расширение объема угля и его дробление водой и паром. Зона термолизации. Является наиболее разрушительной для целика угля, она рвет основные кристаллические связи и покрывает трещинами всю массу угольного пласта при его нагреве до 200 - 300 С. Зона изогазов. Происходит выделение заключенных в углях газов (СИ), СОг) в температурном режиме от 100 до 400 С. При подземной газификации каменного угля, выделяющиеся газы дают увеличение калорийности товарного газа. Изогазы расширяясь и выделяясь, будут производить дальнейшую работу по дроблению пласта. Зона швелевания. Расположена в интервале температур 400 - 700 С.
Идут процесс выделения и образования наиболее калорийных газов СІгЦ, CnHm, Нг и других, которые химически разрушают целик угля. Он уменьшается в весе и покрывается трещинами. Зона коксования. Определена в промежутке температур 700-1100 С. Происходит выделение газов СН4, C„Hm, Н2, NHj и другие процессы которые разрушают строение целика и подготавливают его к горению. Зона горения.
Целик угля здесь представляет собой губчатую трещиноватую массу, в которую кислород может проникать довольно глубоко. Увеличивая содержание кислорода в дутье, тем самым мы повышаем температуру, увеличиваем размеры всех зон и воздействие их на угольный пласт. Вследствие протекания экзотермических реакций горения происходит максимальное выделение тепла, которое должно обеспечивать протекание эндотермических реакций, восстановление двуокиси углерода и разложение водяного пара в восстановительной зоне канала. В процессе газообразования особое место занимает влага.
Исследования влияния влаги на процесс газообразования проводились в лабораторных [69, 70 ,71] и природных условиях [72, 73]. По результатам этих исследований были сделаны выводы: - при любых гидрогеологических условиях во всех зонах идет процесс испарения гравитационных вод и связанных вод; - нормальное протекание процесса газификации возможно только при содержании влаги не более 20% от веса угля.
При дальнейшем увеличении наблюдается понижение температуры, до полной остановки процесса газификации [68]. В зоне испарения работа влаги достигает максимума. До этой зоны пар, проходя через все зоны, увеличивает трещины в угле и создает новые. В огневом забое, пар при температуре 350-400 С реагирует с углеродом по реакциям [68]:
