CC BY
37
И.М. Закоршменный, доц., к.т.н., Г.А. Янченко, доц., д.т.н.,
МГГУ МГГУ
АНАЛИЗ И ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ПРИ ПОДЗЕМНОМ СЖИГАНИИ УГЛЯ
В связи со сложностью процесса подземного сжигания угля (ПСУ), наиболее надежную и достоверную информацию об его энергетической эффективности возможно получить только в ходе соответствующих экспериментов в натурных условиях. На сегодняшний день такие эксперименты проведены в Донецком (шахта № 1 «Острый» ПО «Селидов-уголь»), Подмосковном (шахта «Кирее-вская-3» ПО «Тулауголь») и Кузнецком (Южно-Абинская станция «Подземгаз») бассейнах. Выбор этих объектов был обусловлен желанием при минимальных финансовых затратах обеспечить проверку энергетической эффективности процесса ПСУ в различных угольных регионах, в основном при особо неблагоприятных горно-геологических условиях. Результаты экспериментов довольно подробно освещены в ряде работ [1, 2, 3, 4, 5, 6], правда, в основном, только с точки зрения констатации фактов без какого-либо их анализа.
Экспериментальные работы на шахте № 1 «Острый» проводились в два этапа. На первом этапе испытывался скважинный вариант технологии ПСУ, а на втором - базовый вариант, предусматривающий подготовку блоков сжигания подземным способом с использованием существующих и новых горных выработок. Схемы скважинного (блок № 1) и шахтного (блоки №2 и 3) участков представлены на рис. 1а,б. Блок № 1 -часть оставшихся запасов 2-ой северной лавы пласта М3
(1957...1958гг.) Пласт пологого залегания мощностью 1,1-1,2 м, неустойчивая кровля, водоприток в период отработки 16...32 м3/ч. Подготовка блока заключалась в бурении с поверхности 4-х скважин: № 1 и № 2 - воздухоподающие, № 3 и № 4 - газоотводящие.
Режим подачи воздуха - всасывающий.
Выполненный в [1, 2] анализ теплового баланса эксперимента показал, что на физическое тепло продуктов подземного сжигания угля (ППСУ) приходилось qф/QlГ=0,142, на химическое тепло
- qх/QlГ=0,284, на теплоту испарения - qп/QlГ=0,208, а на потери на теплоту испарения - qп/QlГ=0,366, где QlГ - низшая теплота сгорания рабочей массы угля; qф„ qх„ qи„ qп
- физическое и химическое тепло ППСУ, теплота испарения паров воды в ППСУ и потери тепла в окружающую среду, отнесенные к 1 кг рабочей массы угля.
Учитывая, что в эксперименте были зафиксированы крайне низкие значения температуры продуктов подземного сжигания угля (ППСУ) (на скважине № 3 Тг=370К, а на скважине № 4 Тг=500К), следует признать потери в окружающую среду очень большими. С энергетической точки зрения конструкция блока сжигания хотя и далека от совершенства (выдачу ППСУ из середины канала горения по скважине № 3 следует признать нерациональной), но соответствует основным требованиям, предъявляемым к технологии ПСУ. Выполненные расчеты [3] показывают, что для такой конструкции блока потери должны быть в 1,5...2,0 раза меньше.
Для объяснения этого факта был сделан анализ результатов этих экспериментов. В его основу положены экспериментальные данные, приведенные в [1, 2, 3]. Результаты анализа отражены в таблице 1. Средние за время эксперимента температуры ППСУ Тг и их объемные расходы Qг отнесенные к нормальным физическим условиям, определялись как средневзвешенные величины по результатам их замеров на выходе из газоотводящих скважин № 3 и №
4. Аналогично определялся и состав сухих ППСУ. Сравнение RO2max - где RO2max максимально возможное суммарное содержание в ППСУ СО2 и 802, %, полученных на основании состава угля -
18,8 % и ППСУ - 20,89%, показывают, что относительная разница между ними составляет всего 11,7%. Величина влажности ППСУ Wг в этом эксперименте, как впрочем и в других, непосредственными замерами не определялась. Выполненный расчет дал Wг=41,8% и величину водоприто-ка qвOд=4,5. На испарение такого количества воды затраты энергии должны быть значительно больше указанных в [1, 2]. Ошибка была вызвана неточностью в определении Wг, которая оценивалась на основании данных о количестве сконденсированной влаги в кон-денсатосборнике и величине парциального давления насыщенных паров воды в ППСУ на выходе из конденсатосборника.
При Wг=41,8% распределение энергии по статьям затрат относительно Qsг, где Qsг - высшая теплота сгорания рабочей массы угля, имеет вид, представленный в табл. 1. Учитывая, что в [1, 2] подобная оценка сделана относительно Q1г, получаем, что в действительности затраты на испарение воды внешнего водопритока в этом эксперименте были больше в 2 раза, а потери в окружающую среду меньше в 1,36 раза. Наличие большой величины qвOд вызвано было близостью расположения от блока 1 шахтного пруда-отстойника (рис. 1). Относительно невысокая температура ППСУ Тг вызвана не только большой величиной водо-притока qBOд, но и наличием свободного
Результаты натурных экспериментов по ПСУ и их анализа
Объект проведения эксперимента
Показатели шахта №1 «Острый» шахта «Киреевская-3» Южно-Абинская станция
1-ый этап 2-ой этап 1-ый этап 2-ой этап «Подземгаз»
Полученные в эксперименте
Запасы угля, т 1010 3500 2500 14500 2500
Время эксперимента, сут. 150 458 232 575 110
Qe, нм3/с 0,48 - * - 0,09 -
Qгр , нм3/с 1,07 2,29 1,42/0,94** 0,97/0,64 0,775
Gvр ■ 102, кг/с 7,79 9,30 6,4/15,2 6,94 5,47
Тгв,,К 443 445 385 412 423
СО2 14,20 7,10 12,00 8,03 15,00
SO2 0,01 - - - 19,0
Состав 02 6,39 12,40 8,5 10,1 2,30
сухих ППСУ, со 1,85 0,17 1,55 0,22 0,80
% н 2,59 0,24 3,00 0,32 0,50
сн4 0,36 0,04 2,25 0,43 2,50
H2S 0,46 - - - -
Выполненного анализа
RO2ma по составу угля 18,8 18,8 18,9 18,9
% по ППСУ составу 20,89 17,5 19,3 15,6 20,5
£ 41,8 30,8 64,2/46,0 56,4/35,0 42,9
ёвод, кг воды/кг угля 4,5 6,0 4,6/1,8 6,1/2,4 4,9
Яф° 0,120 0,206 -/0,086 -/0,152 0,095
е х го г 0,208 0,057 0,380 0,117 0,269
&/ о/ 0,415 0,548 -/0,373 -/0,557 0,381
ёяп/ Qs 0,257 0,179 -/0,161 -/0,174 0,255
а 1,16 2,30 1,14 1,71 0,86
Кпод, % 18 - - 366 -
* Прочерк означает, что либо экспериментальных данных нет, либо невозможно на основе имеющихся сделать точную оценку показателя.
** В числителе экспериментальные данные и результаты анализа на их основе, а в знаменателе уточненные данные и результаты анализа на их основе.
кислорода в ППСУ. Это может быть вызвано двумя причинами. Либо необходимая требуемая длина зоны горения 1г больше длины канала горения, либо наличием больших подсосов воздуха. Представленные в [1, 2] данные не позволяют корректно оценить подсосы воздуха, так как исходные показатели не были приведены к нормальным физическим условиям. Оценка проводилась на качественном уровне. Выполнив необходимые расчеты, получаем, что коэффициент подсоса воздуха в эксперименте составил Кподс=18% (в приведенных выше источниках подсосы увеличивают объем ППСУ в 1,22...10,33 раза), а коэффициент избытка воздуха - а=1,16.
Расчетная длина зоны горения 1г для условий последнего 5-го месяца эксперимента, когда отбор ППСУ происходил через скважину № 4, составила 1г=28,3 м, в эксперименте же длина угольного канала 1к была больше в 2,8 раза. В этом случае при диффузионном режиме горения свободного О2 в ППСУ не должно быть. Учитывая, что температура газа на выходе составляла Тг =520К, можно утверждать, что процесс горения угля осуществлялся в эксперименте в кинетической области, а в этом случае зона горения 1г должна быть выше расчетной величины как минимум на порядок. Отсюда появление в ППСУ не только О2, но и продуктов
неполного сгорания. Последние являются продуктами пиролиза угля. На втором этапе экспериментов сжигались целики заключенные между северным уклоном и: южным ходком (блок №2), северным ходком (блок №3) пласта т3, рис. 1,б. Ширина целиков - 20 м, длина - 160 м. Запасы угля 35000 т. Для водопонижения были пробурены на пласт т3 две скважины диаметром d=377 мм. Отсос ППСУ осуществлялся по двум скважинам глубиной 140 м и d=500 мм. В одной из скважин был размещен теплообменник «труба в трубе». Выработки, по
Рис. 1. Схемы отработки блоков сжигания № 1 (а) и №№ 2, 3 на шахте № 1 «Острый» (б)
Рис.2. Схема участка ПСУ на шахте «Киреевская-3»
которым ППСУ подводилось к газоотводящим скважинам, имели сечение Sсв=7 м2. Водоприток в воздухоподводящие выработки составлял 62,5...83,3 м3/ч. Особенностью эксперимента явилось то, что ПСУ осуществлялось на разных режимах работы дымососов. В режиме непрерывной работы
дымососов 9% общего времени эксперимента (458 дней), в манев-
ренном - 10,3% (дымососы включались на 1...5 часов в сутки) и на режиме естественной тяги, вызванной тепловой депрессией -80,7%. Два последних режима были вызваны как снижением приема тепловой энергии потребителями, так
и ремонтом оборудования. Усредненные данные полученные в ходе эксперимента [4, 8] приведены в табл. 1. В связи с тем, что в указанных источниках приведена суммар-
ная величина СО+Н2+СН4, определить расход подаваемого воздуха Qв в ходе эксперимента не представляется возможным, поэтому соотношения компонентов в группе для целей анализа было принято аналогично блоку №1. В этих условиях величина RO2max=17,5%, что свидетельствует, что принятые данные газового анализа объективны. Расчеты показывают, что Wг ППСУ в эксперименте в 1,38 раза меньше, чем в первом, а qвOд в 1,33 раза
больше, что свидетельствует о низкой эффективности осушения участка. Такая величина qвод предопределила низкую температуру в УК ППСУ. Поэтому аналогично блоку № 1, в продуктивных газах присутствуют продукты неполного сгорания угля. В среднем прореагировало только 41% О2 воздуха, а коэффициент его избытка составил а=2,3. Приведенные в табл. 1 данные теплового баланса свидетельствуют, что за счет выхода физического тепла потери в окружающую среду сократились в 1,4 раза. Увеличение общего выхода тепловой энергии до 82% вызвано более длительным проведением эксперимента и образованием зоны прогретых пород в районе газоотводящей скважины.
В соответствии с разработанной программой работы на шахте «Киреевская-3» проводились в два этапа, рис. 2. На первом этапе осуществлялась отработка центрального блока расположенного в пределах обгонной выработки 1. Для отсоса ППСУ были использованы скважины 2 глубиной 50 м, соединенные с обгонной выработкой 1 с помощью выработки 3. Изоляция блока от шахтных выработок осуществлялась изолирующими перемычками 4. Общий водоприток в околоствольный двор оценен в 45 м3/ч [7]. Запасы угля в пределах блока 2500 т. Водопонижение не было предусмотрено. Розжиг произведен из ходка сбойки 5 в феврале 1986 г. В связи с резким понижением температуры газа Тг до 345К, прошедшем в конце июля 1986 г., весьма вероятно, из-за обрушения пород кровли в месте сопряжения выработок 1 и 3 и полного перекрытия в этом месте угольного канала, были выполнены работы по интенсификации процесса ПСУ. Для этого на расстоянии 6 м от сопряжения была пробурена газоотводящая скважина с d=500 мм и глубиной 53 м. Водоприток в скважину составлял 0,07 м3/ч. Сбойка скважины 6 с выработками 1 и 3 была осуществлена с помощью взрыва. После розжига в конце августа 1986 г. скважина была подсоединена к теплоэнергетическому комплексу. В ноябре 1987 г. был выполнен розжиг пласта с западной стороны вы-
работки 1 через две пробуренные скважины с d=146 мм. Таким образом в ходе одного эксперимента производилось три розжига пласта в пределах Центрального блока, что свидетельствует о невысокой температуре угольной стенки Туе. в УК. Результаты этого этапа эксперимента приведены в [4, 5, 6]. Однако анализ показал, что они недостаточно точны и надежны. Например, в [6] отмечено, что «...за период функционирования экспериментального участка (по декабрь 1987 г.) было сожжено около 2,2 тыс. т угля...». Средняя массовая скорость сгорания угля при этом составляет Gуп=300-500 кг/ч». Однако элементарный подсчет показывает, что минимальное количество сожженного угля в этом случае должно составить 3800 т угля.
В связи с этим для оценки эффективности были использованы данные работы [7], которые приведены в табл.1. Расчет RO2max по усредненным данным состава сухих продуктов ППСУ дал RO2max=19,3%, а по элементарному составу угля RO2max=18,3%. Расчет Wг ППСУ при Gур=0,152 кг/г дал Wг =64,2% и qвод=4,6. В этом случае затраты тепла на испарение такого количества воды должны составить порядка 11300 кДж, что больше Q1Г=10500 кДж/кг сжигаемого угля. Величина Gур =0,152 кг/с обеспечивается Qc.гр=0,508 нм3/с, что в
2,8 раза меньше зафиксированного в эксперименте Qгр, где Qс.г р, Qгр - объемный расход сухих и влажных ППСУ, приведенный к нормальным физическим условиям. Такая разница между Qс.г.р и Qгр только парами воды в ППСУ обеспечена быть не может. Не могло быть в эксперименте и больших подсосов воздуха, т.к. а=1,14. Из-за отсутствия точной величины Wг невозможно было сделать полную оценку теплового баланса эксперимента. Была определена только величина qх ^8Г (табл. 1). Ориентировочная оценка возможной величины qвод была сделана на основании указанной в [7] возможной величины внешнего водопритока в блок сжигания (порядка 1 м3/ч). Результаты выполненных на основании этих данных расчетов статей теплового
баланса эксперимента приведены в табл. 1. Они показывают, что в эксперименте были большие значение не только qx/ QsГ , но и qn / QsГ. Это явилось причиной маленьких величин qф/ QSГ и qn / QSГ.
Аналогичные проблемы существуют с качеством исходных материалов и при анализе 2-го этапа экспериментов (блоки А, Б и С, рис. 2.). Запасы угля - 14500 т, время эксперимента 575 суток (январь 1988 г. - июль 1990 г.). Обработка приведенных в [4] данных показала, что за время всего эксперимента температура ППСУ на выходе из газоотводящих скважин составляла Тгв=412 К. В отсутствии средних данных по величинам Qв, где Qв - объемный расход воздуха, и Qгр за время всего эксперимента, анализ выполнен по средним данным [4] за 128 суток. При анализе содержания в группе СО+СН4+Н2 отдельных газовых компонентов определялось с учетом данных 1-го этажа эксперимента: Состав газа
СО=0,22%, СН4 =0,43%, Н2
=0,32%. Величина RO2max определенная по составу ППСУ сильно отличается от RO2max, определенного по составу угля. Следовательно средний состав ППСУ в эксперименте определен с большой погрешностью. Расчет дал Wг =56,4%, qвод = 6,1, в этом случае затраты энергии на испарение воды составят 15000 кДж значительно превышают Q1Г. Если предположить, что и на 2-ом этапе эксперимента при замерах Qгр была допущена та же ошибка, что и в первом, то Qгр=0,97 нм3/с завышена в 1,5 раза и Qгр должна быть
0,64 нм3/с. В этом случае Wг =36%, qвод=2,4. Результаты расчетов статей теплового баланса показывают, что основная часть энергии сжигаемого угля (более 50%) была израсходована на испарение воды внешнего водопри-тока. Потери в окружающую среду остались на том же уровне. Высокие водопритоки и низкие температуры ППСУ, а соответственно и угольной стенки канала привели к резкому увеличению зоны горения 1г. В результате коэффициент избытка кислорода а=1,71. Подсосы составили Кподс=366%, что свиде-
тельствует о связи УК через обрушенное пространство с выработкой.
Экспериментальный участок на Южно-Абинской станции «Под-земгаз» предусматривал не только апробацию в условиях мощных крутых пластов, но и оценку возможности доработки угольных запасов, оставшихся после отработки газогенераторов. Выполненные в [ 8 ] анализ потерь угля на 01.01.1991 г. показал, что общие потери составили 2282 тыс.т. Это в 1,5 раза больше сга-зифицированных к этому времени запасов (порядка 2170 тыс.т). Таким образом общие потери составили 60%. При этом около 46% оставленных запасов располагаются в верхних предохранительных целиках, 32% в межгенера-торных целиках. Опыт работы скважинного участка ПСУ на шахте №1 «Острый» показал, что подсосы воздуха из обрушенного пространства не очень велики, Кподс = 18%, а уровень воды в отработанных газогенераторах находится как минимум на 5...10 м ниже нижней границы угольных целиков, поэтому было предложено осуществлять отработку оставленных запасов газогенераторов ПГУ. УК являются либо оставшиеся после отработки методом ПГУ, либо образующиеся в разрушенной краевой части угольного пласта, имеющей повышенную проницаемость. То же справедливо для межгенераторных целиков и оставленных в контуре газогенератора промышленных запасам угля. Для поступления воздуха и отсоса ППСУ могут быть использованы имеющиеся скважины, что резко снижает капитальные затраты на отработку запасов. При этом следует учитывать наличие больших объемов выработанных пространств, что может привести к снижению скорости воздушных потоков, и как следствие -уменьшение коэффициента турбулентной диффузии и уменьшение температуры горения угля. В связи с вышеизложенным достоверную оценку эффективности можно получить только при проведении натурных экспериментов. Для эксперимента был выбран 15-ый
газогенератор станции «Подзем-газ», который работал в период с 30.10.80 г. по 31.03.85 г. Пласт Горелый имеет мощность 3,8 м, угол падения 75о, марка угля К13. Длина газогенератора по простиранию 180 м, нижней границей является горизонт розжига на глубине 230 м, верхней - низ кондукторов газоотводящих скважин на глубине 70...100 м.
Отсос ППСУ осуществлялся через газоотводящие скважины 4г и 5г, расположенные на расстоянии 20 м, рис. 3. Выполненные исследования подтвердили наличие очагов низкотемпературного горения (тления) угля, что позволило обойтись без процесса розжига. Для подачи воздуха были открыты скважины 3г и 6г, расположенные в 30 и 50 м от скважин 4г и 5г. Эксперимент проводился в осеннезимний период 1990/1991 гг. при средней Тв=
лизируемого периода 110 суток. Результаты наблюдений показали, что через 20...25 суток температура ППСУ достигала 423К. К этому времени стабилизировался состав газа. Величины RO2max по составу ППСУ и сжигаемого угля отличаются на 7,5 %, что позволяет считать данные газового баланса удовлетворительными. Расчетные показатели приведены в табл. 1. Как показывает анализ состава ППСУ, в данном эксперименте выгорал практически весь кислород и впервые коэффициент из-
бытка кислорода был меньше 1 (а=0,86), что свидетельствует о большой площади горящей поверхности. Наличие свободного кислорода в ППСУ обусловлено подсосами воздуха в пределах скважин 4 г и 5 г, а низкая температура газа не способствовала дожиганию горючих компонентов. На поверхность было извлечено около 74% сконцентрированной в угле энергии. При этом 65% энергии - в виде химического тепла и скрытой теплоты испарения.
Наблюдение за состоянием экологической обстановки на участках ПСУ и на примыкающих к ним территориям показали, что загрязняющее действие отработанных ППСУ, выбрасываемых в атмосферу, даже при отсутствии их очистки, гораздо ниже, чем при сжигании эквивалентных количеств угля аналогичного качества в топках котельных, теплоэлектро-
сутствуют токсичные окислы азота, практически отсутствует Н^, а содержание твердых частиц и SО2 не превышает ПДК. Сбрасываемая в местные водоемы на шахте №1 «Острый» вода, откачиваемая во время 2-го этапа эксперимента содержала 0,002...0,008 мг/л фенолов (в среднем 0,0023 мг/л), что по данным ВНИИОСуголь сопоставимо с их содержанием в сточных водах шахт Кузнецкого, Донецкого и Карагандинского бассейнов
(0,001. 0,33 мг/л).
Рис. 3. Схема отработки запасов газогенератора № 15 на Южно-Абинской станции «Подземгаз»:
1 - наносы; 2 - верхний угольный целик; 3 - обрушение породы;
4 - угольный канал; 5 - скважина; 6 - уровень воды
=280К. Продолжительность ана-
станции и бытовых печей. В них от-
Обобщенный анализ результатов всех экспериментов в целом показывает, что основной причиной не позволившей реализовать в экспериментах все потенциальные возможности ПСУ являются большие внешние водопритоки. Скрытая теплота испарения в ППСУ составила 0,373...0,557 от Qsг сжигаемых углей. Причем отрицательное влияние больших величин qBOд проявляется не только в переводе части qф и qи, но и qф и qх. Кроме того имеет место уменьшение Ту.с. до величин, при которых диффузионный режим горения угля в УК становится переходным или вообще кинетическим. В этом случае возникает соотношение 1г >>1к,, что приводит к появлению в ППСУ свободного О2 и резко снижает возможности управления показателями ПСУ путем изменения Qв.
Таким образом, выполненный анализ показателей экспериментальных участков показал, что основной задачей при ПСУ является разработка таких конструкций блоков сжигания, при которых количество подаваемого в УК окислителя и величина внешнего во-допритока qBOд обеспечивает диффузионный режим горения угля. С учетом этого перспективными участками ПСУ являются запасы с практически неограниченными условиями по мощности, углу падения и качеству с отсутствием
внешних водопритоков или qвод<3,0 кг воды/кг угля для каменных углей и qвод<1,0 кг воды/кг угля для бурых. При этом необходимо максимальное сокращение длины и сечения продуктивных выработок, а также создание тягодутьевого оборудования имеющего значительно большие депрессионные характеристики. Что касается неизбежно появляющихся в ППСУ горючих компонентов, то представленный в работе [9] анализ исследований по их дожиганию, свидетельствует о необходимости и эффективности данного процесса.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Янко С.В. Обоснование подго-
товки пологих тонких угольных пластов с использованием технологии нового технического уровня: Дисс. на соиск. канд.техн.наук. М.: МГИ,
1987.- 249 с.
2. Васючков Ю.Ф., Селиванов Г.И., Янко С.В. Технология использования энергии подземного сжигания угольных пластов // Уголь Украины. 1989. № 12. С. 5-8.
3. Типовые решения для составления проекта подземного сжигания оставленных в недрах запасов угля с получением тепловой энергии для бытовых и производственных нужд / Ржевский В.В., Бурчаков А.С., Селиванов Г.И. и др. - М.: Корпорация «Уголь России», МГИ, 1991. - 269 с.
4. Селиванов Г.И. Обоснование и разработка технологии подземного
сжигания угля для получения тепловой энергии: Дисс. на соиск. докт. техн. наук. М.: МГИ, 1990. - 536 с.
5. Ржевский В.В., Селиванов. Подземное сжигание углей: Обзор. М.: МГИ, 1989. - 110 с.
6. Берман Д.В., Захаров П.Г., Урусов В.Б. Анализ работы экспериментального участка «Углегаз» на шахте «Киреевская» Подмосковного бассейна// Получение различных видов энергии при подземном сжигании угля по технологии «Углегаз»: Сб.научн.трудов/ Под ред. акад. АН СССР Ржевского ВВ. М.: МГИ, 1988.
- С. 51-56.
7. Осуществить строительство и ввести в действие экспериментальный участок «Углегаз» на шахте «Владимирская-3» Подмосковного бассейна: Отчет НИР МГИ; Руководитель Ковальчук А.Б. - №01860001973; Инв. №0287. 0017428. - М., 1986. - 94 с.
8. Селиванов Г.И., Закорш-менный И.М., Янченко Г.А. Анализ запасов угля в отработанных газогенераторах Южно-Абинской станции «Подземгаз» применительно к их отработке методом подземного сжигания// Защита окружающей среды при разработке угольных месторождений: Сб.статей. - Караганда: Карагандинское обл. Правление Союза научн. и инж. Обществ СССР, 1991. - С. 30-32.
9. Закоршменный И.М., Янченко Г.А. О повышении эколо гической чистоты продуктов подземного сжигания угля.//Экологические проблемы горного производства: Труды научн. конф. М.: МГГУ, 1995. - С.199-202.
И.М. Закоршменный, Г.А. Янченко
