Формирование энергетической мощности участка подземного сжигания угля Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

СЕМИНАР 13

ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ "НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА -2001"

МОСКВА, МГГУ, 29 января - 2 февраля 2001 г.

© И.М. Закоршменный, Г.А. Янченко, 2001

УДК 622.74

И.М. Закоршменный, Г.А. Янченко

ФОРМИРОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ УЧАСТКА ПОДЗЕМНОГО СЖИГАНИЯ УГЛЯ

Общая энергетическая мощность потока продуктов подземного сжигания угля (III1СУ) на выходе из газоотводящих выработок (ГВ) есть сумма мощностей потока в виде физического N„,1 и химического ^в2 тепла, а также скрытой теплоты парообразования (испарения воды) N„,3 (мощность, формируемая кинетической энергией потока ППСУ, значительно меньше указанных и ей можно пренебречь):

= N„,1 + N^,2 + ^в,з. (1)

В качестве примера приняты условия угольных запасов горного отвода бывшей Южно-Абинской станции «Подземгаз». Средняя мощность пласта равна т и 2,2 м. Состав углей и данные их технического анализа

принятые в расчетах: Сг и 68,9%; Нг и 4,6%; SC и 0,5;

Ог

;,4%; N и 1,3%; Аг и 10,3%; Wtz

6%;

QІ «26860 кДж/кг,

где Сг, Нг, Sгc , Ог, Nг - содержание углерода, водорода, горючей серы, кислорода и азота в рабочей массе угля, %; Аг, Wt - зольность и влажность рабочей массы угля, %; Qi - низшая теплота сгорания рабочей массы угля, кДж/кг.

Величина удельного водопритока изменяется от 0 до 2 кг на 1кг сжигаемого угля. Значения состава горючих газов: 1-й - СО = Н2 = СН4 = 0 %; 2-й - СО = 1 %, Н2 = СН4 = 0,5 %; 3-й - СО = 2 %, Н2 = СН4 = 1 %; 4-й - СО = 3 %, Н2 = СН4 = 1,5 %.

Учитывая, что основной задачей ПСУ является решение проблем малой энергетики, требуемая мощность участка изменяется в пределах 1...3 Гкал/час

(1160___3500 кВт). Результаты натурных испытаний

процесса ПСУ [1] и экспериментов по извлечению из ППСУ полезной энергии [2] показывают, что общий КПД ^0 извлечения полезной энергии из сжигаемого под землей угля изменяется в довольно широких пре-

делах ^ = 0,4_0,7, что предопределяет необходимость исследования в широком диапазоне изменения выделяемой в УК энергетической мощности: ^ = 1165_8750 кВт. Такой диапазон изменения ^ обеспечивает следующие массовые скорости сгорания угля в УК: Gу = 0,062.0,326 кг/с. При этом объемный расход воздуха будет находиться в диапазоне Qв = 0,45...2,35 нм3/с.

Учитывая затраты тепла на нагрев и испарение воды, определим величину N^,3 следующим образом:

N

ГВ,3

= 24^г

Рп.е

(2)

где Рп.в - плотность паров воды, рп.в = 0,8041 кг/нм .

Результаты расчетов N„,3 для случая отсутствия внешнего водопритока в ГВ и наличии его в УК приведены на рис.1,а. Верхняя граница каждой из 3-х заштрихованных областей на графике соответствует 1му варианту исходного содержания в ППСУ горючих газов, а нижняя - 4-му. Анализ полученных результатов показывает, что появление горючих газов в ППСУ в принципе уменьшает N„,3, однако довольно незначительно. Максимальное уменьшение N„,3, имеющее место при gв = 0 (в этом случае N„,3 сформирована теплотой парообразования рабочей влаги угля и окислением его Н2) и 4-м варианте исходного содержания горючих газов во всем рассмотренном диапазоне Qв, составляет 15 %. При gв = 2,0 кг/кг N^,3 при появлении горючих газов в ППСУ уменьшается не более чем на 2 %. Абсолютная величина ^в довольно сильно зависит от Qв и ^ При их максимальных величинах, в пределах рассматриваемых диапазонов изменения, N„,3 достигает довольно больших величин (порядка 3000 кВт).

Величину ^в,2 определим следующим образом ^в,2 = 0.(1 - 0,0Шг)(126,36ТО + 107,98Н2 + +358,20СН4). (3)

Результаты расчетов ^в,2 представлены на рис. 1б. Их анализ показывает, что при максимальном содержании горючих газов в пределах рассматриваемого диапазона, ^в2 достигает величин до 2250 кВт, что соизмеримо с величинами N„,3 при gв = 1,0.. .2,0 кг/кг и таких же 0в.

Величина N„,1 определяется следующим образом: N„,1 = 0гСг(Т0.ТгВ)(ТгВ - Т0), (4)

где Ст(Т0...Тгв) - объемная изобарная теплоемкость ППСУ, усредненная в диапазоне температур от То до Тгв, кДж/(нм3К).

Величина Тгв для рассматриваемых условий (отсутствие водопритока и подсосов воздуха в ГВ, а также утечек ППСУ и воздуха из нее), согласно [3], определяется следующим образом:

ТГВ ~ Тп ТУК ~ Тп

= ехр

Ктяс1гв1гв

QгCг (ТГВ ..-ТУК )

(5)

где dгв, 1гв - эквивалентный диаметр и длина ГВ, м; Кт -коэффициент нестационарного теплообмена между движущимися в ГВ ППСУ и ее стенками, усредненный по длине ГВ и учитывающий теплообмен как за счет конвекции, так и за счет излучения, кВт/(м2К);

Рис. 1. Зависимость изменения потока ППСУ на выходе из газоотводящих выработок, формируемой скрытой теплотой испарения воды (а) и химической теплотой горючих компонентов (б)

Сг(Тгв.Тук) - объемная изобарная теплоемкость ППСУ, усредненная в диапазоне температур от Тгв до Тук, кДж/(нм3К).

Уравнение (5) является трансцендентным. Усреднение К по длине ГВ обеспечивается использованием для его расчетов необходимых исходных показателей, являющихся средними арифметическими величинами этих показателей на входе в ГВ и на выходе из нее.

Для расчета Кт в [3] предложено следующее выражение:

К = Яг — , (6)

ГГВ

где Кит - критерий нестационарного теплообмена, ггв - эквивалентный диаметр ГВ, м;

Время теплообмена Тт в (6) - это время эксплуатации ГВ в рассматриваемый момент времени. Полное время эксплуатации ГВ может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. Поэтому в расчетах рассмотрим Тт = 1 месяц.2 года.

Минимальная величина dгв имеет место, когда для транспортирования ППСУ исполь-зуются скважины, а максимальная - при использовании шахтных выработок. Поэтому оценку величины Тгв сделаем для dгв = 0,25.3,0 м.

В [3] показано, что для обеспечения приемлемой эффективности извлечения тепловой энергии при ПСУ необходимо, чтобы конструкция блоков сжигания имела минимально возможную в данных условиях 1гв. Горно-геологические условия залегания рассматриваемых угольных запасов позволяют осуществлять процесс ПСУ при 1гв = 100.500 м, что и будем иметь в виду при расчетах Тгв.

Результаты расчетов Тгв частично представлены на рис. 2. На этих графиках верхняя граница заштрихованных областей характеризует Тгв при 1-м варианте исходного содержания горючих газов, а нижняя - при 4-м (обозначим эти Тгв как Тгв(1) и Тгв(2)). Анализ результатов расчетов Тгв показывает следующее.

Таблица 1

м 0,25 3,0

м 100 500 100 500

g,5, кг воды/кг угля 0 2 0 2 0 2 0 2

Nra,i при варианте исходного содержания горючих газов, кВт 1 5500 4200 4800 3750 4380 3500 3350 3400

4 5620 4267 4850 3800 4450 3600 3400 3460

Увеличение gB, содержания горючих газов, drB и 1гв способствует уменьшению Тгв, а увеличение Тт, QB - к увеличению Тгв.

Из всех этих исходных факторов слабее всего действуют на величину Тгв содержание горючих газов (соответственно в пределах исследованного диапазона их содержания). Наиболее сильно это проявляется при !т ^ max, dra ^ min, Q„ ^ max, gв ^ max и 1гв ^ min. Однако даже в этом случае (в пределах рассматриваемых диапазонов этих факторов это dra = 0,25 м, Qu = 2,33 нм3/с, 1гв = 100 м, g„ = 2,0 кг/кг) разность между Тгв(1) и Тгв(4), т.е. Атга(1...4), не превышает 200 К. Увеличение dra и 1гв уменьшает Атгв(1...4), а увеличение Тт приводит к росту Тгв.

Так при Qв = 0,45 нм3/с 1гв = 500 м и dra = 3,0 м при !т = 1 месяц Атгв(1...4) ^ 0, а при !г = 2 года - А Тгв(1...4) ^ 40 К. При Q„ = 2,33 нм3/с уже имеем, соответственно, Атгв(1...4) ^ 80 К и Атгв(1...4) ^ 200 К. При этом разность Тук-Тгв при 1гв = const и dra = const уменьшается с ростом Тт, g,5 и содержания в ППСУ горючих газов. Это свидетельствует об уменьшении потерь физического тепла в окружающую среду при транспортировании ППСУ по ГВ. При Тт ^ min и g„ = const Тгв ~ const при всех рассматриваемых исходных содержаниях в ППСУ горючих газов. Следовательно, в этом случае наличие в ППСУ горючих газов практически не сказывается на потерях физического тепла в окружающие ГВ породы.

Подземный водоприток в УК наиболее сильно снижает Тгв. При 1гв ^ min и d^ ^ min, когда имеет место наиболее интенсивный теплообмен между потоком ППСУ и стенками ГВ при минимальных потерях физического тепла в окружающие породы, увеличение g,5 до 2,0 кг/кг приводит к снижению Тгв примерно на 800 К. При увеличении 1гв, d^ и снижении Q„ отрицательное влияние внешнего

Таблица 2

водопритока на величину Тгв снижается. Влияние gв на Тгв при изменении Тн неоднозначно. Так при 0в = 0,45 нм3/с, dгв = 0,25 м, 1гв = 100 м и Тт = 1 месяц, каждый килограмм попавшей в УК воды снижает Тгв примерно на 260 К, а при 0в = 2,33 нм3/с - на 370 К. При увеличении 1гв до 500 м, а dгв до 3,0 м имеем, соответственно, снижение Тгв примерно на 5 и 75К. При увеличении Тт до двух лет и сохранении вышеуказанных параметров на прежнем уровне имеем следующие снижения Тгв на каждый килограмм попавшей в УК воды - 405 и 380 К; 95 и 243 К. Следует отметить, что в ГВ с dгв = 3,0 м и 1гв = 500 м при Тт порядка несколько месяцев вообще невозможно получать ППСУ с Тгв > 373,15 К. На конечном участке ГВ будет происходить конденсация находящихся в ППСУ паров воды.

Анализ результатов расчетов N„,1. Часть результатов, выполненных для Тт = 24 месяца и 0в = 2,33 нм3/с, представлена ниже и показывает следующее, табл. 1

Наличие подземного водопритока, снижая величину Тгв и несколько увеличивая 0г, приводит к определенному уменьшению потерь тепловой энергии в процессе движения ППСУ по ГВ. В рассматриваемых диапазонах изменения 0в, dгв и 1гв каждый килограмм воды в пределах gв = 0...2 кг/кг, уменьшает потери физического тепла в ГВ примерно на 3.7 %. Появление же горючих газов, слабо влияющее на величину Тук, практически не приводит к снижению потерь тепловой энергии потоком ППСУ в ГВ. Однако здесь необходимо отметить следующее. Если бы вся находящаяся в ППСУ химическая энергия была бы превращена в физическое тепло ППСУ, то в этом случае за счет подачи дополнительного воздуха произошло бы увеличение 0г при неизменной, в первом приближении, температуре

м 0,25 3,0

м 100 500 100 500

g,5, кг воды/кг угля 0 2 0 2 0 2 0 2

^0 при варианте исходного содержания горючих газов 1 0,71 0,85 0,63 0,79 0,58 0,77 0,56 0,40 0,75 0,55*

4 0,77 0,88 0,70 0,84 0,66 0,82 0,63 0,55 0,78 0,69

*В знаменателе ^0, рассчитанные для Тт = 1 месяц.

ППСУ . В результате произойдет увеличение интенсивности конвективного теплообмена между потоком ППСУ и стенками УК и ГВ. Оценка показывает, что в рассматриваемых диапазонах изменения dгв, 1гв и Qв максимально рассмотренное содержание в ППСУ горючих газов (4-й вариант их исходного содержания) приводит к потенциальному снижению потерь потоком ППСУ физического тепла в УК и ГВ примерно на 5.10 %.

Ниже приведены результаты расчетов общего КПД

N ГВ г, г

извлечения энергии т]о = ———, где Qs - высшая теплота сгорания рабочей массы угля, кДж/кг, выполненных для Тт = 24 месяца и Qв = 2,33 нм3/с, т.е. для случая когда будут иметь место максимальные величины N3 и минимальные потери физического тепла в ГВ, табл. 2

Расчет выполнен относительно Qrs, чтобы учесть скрытую теплоту испарения рабочей влаги угля и воды, образуемой в результате окисления водорода.

В крайних правых столбцах приведены результаты

расчетов ^0, сделанных для Тт = 1 месяц.

Анализ результатов расчетов ^0 показывает следующее. Как и предполагалось, действие внешнего водопритока и химическая неполнота сгорания угля в УК положительно влияют на величину ^0. Их максимальные величины, (^0 = 0,78.0,88) отмечены при gв = 2,0 кг/кг и 4-м варианте исходного содержания горючих газов. Действие величин gв на ^0 сильнее, (в первом приближении в 1,1 раза) проявляется в ППСУ без горючих газов. Действие последних на ^0 наиболее сильно проявляется при gв = 0, т.е. тогда, когда имеют место наиболее интенсивные потери физического тепла в ГВ. Так например, при dгв = 3,0 м и 1гв = 500 м отношения ^ 0 при 4-м и 1-м вариантах исходного содержания горючих газов составляют: при gв = 0 - 1,125, а при gв = 2,0-1,040.

Действие gв и химической неполноты сгорания на величину ^0 зависит также и от времени Тт. Так например, при Тт = 2 года, dгв = 3,0 м и 1гв = 500 м отношения ^0 при gв = 2,0 к ^0 при gв = 0 составляют: в ППСУ без горючих газов - 1,339, а при 4-м

варианте их исходного содержания - 1,238. При Тт = 1 месяц эти соотношения составляют, соответственно, 1,375 и 1,255. В пользу такого вывода указывает также и характер изменения ^0 в ГВ с 1гв = 500 м и dгв = 0,25 и 3,0 м. В первой ГВ потери физического тепла соответственно меньше. В ППСУ, не содержащих горючие газы, увеличение gв с 0 до 2,0 кг/кг повышает ^0 в 1-й ГВ в 1,253 раза, а во 2-й - в 1,339 раза. При 4-м варианте исходного содержания горючих газов увеличение ^0 составляет, соответственно, в 1,200 и 1,238 раза.

Таким образом, при наличии эффективных методов управления процессом химической неполноты сгорания угля в условиях УК и величиной внешнего подземного водопритока в УК и ГВ, а также способов эффективного извлечения из ППСУ скрытой теплоты испарения воды и химического тепла становится принципиально возможной эффективная отработка методом ПСУ даже относительно небольших угольных запасов с использованием для транспортирования ППСУ имеющихся шахтных выработок. Кроме того, в этом случае становится возможным эффективное преобразование сконцентрированной в потоке ППСУ энергии в электрическую.

Выводы

1. Мощность потока ППСУ на выходе из ГВ, формируемая скрытой теплотой парообразования находящихся в них паров воды N^,3, определяется не только влажностью ППСУ, но и содержанием в них горючих газов. Влияние последних максимально при отсутствии внешнего водопритока в УК.

2. Мощность потока ППСУ, формируемая химическим теплом последних, находится в прямой зависимости от величины объемного расхода подаваемого в УК воздуха и содержания в ППСУ горючих газов.

3. Наличие внешнего водопритока в УК и химическая неполнота сгорания в нем увеличивают общий КПД ^0 извлечения энергии при ПСУ. Их действие на величину ^0 взаимосвязано и зависит от времени Тт. Максимальное влияние химической неполноты сгорания на величину ^0 имеет место при отсутствии внешнего водопритока.

4. При наличии эффективных способов управления величиной водопритока, извлечения химического тепла становится возможным эффективное преобразование сконцентрированной в потоке ППСУ энергии в электрическую.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Селиванов Г.И. Обоснование и разработка технологии подземного сжигания угля для получения тепловой энергии. : Дисс. ... докт. техн. наук. - М.: МГИ, 1990. - 536 с.

2. Закоршменный И.М., Янчен-ко '

КО

эффективности извлечения тепловой энергии // ГИАБ. - 1997. - № 8. - с. 813.

3. Янченко Г.А. Физикотехническое обоснование способов повышения энергетической эффек-

ных пластов. : Дисс. ... докт. техн. наук. - М.: МГГУ, 1998. - 547 с.

Закоршменный Иосиф Михайлович — доцент, кандидат технических наук, Московский государственный горный университет

Янченко Геннадий Алексеевич - профессор, доктор технических наук Московский государственный горный

университет