CC BY
97
УДК 622.236
ОЦЕНКА ОТДЕЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ВЛИЯЮЩИХ НА ПОДЗЕМНУЮ И НАЗЕМНУЮ ГАЗИФИКАЦИЮ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ
Р. А. Ковалев, И.В. Кононенко
Представлен процесс подземной газификации, протекающий по длине реакционного канала, рассмотрен прямой и обращенный процесс газификации наземной газификации твердых топлив. Кроме режимов процесса газификации, принимая во внимания геологические характеристики залегания угля, указана необходимость оценить влияние шага заложения скважин и объемный расход дутья.
Ключевые слова: динамика газообразования, теплотворность газа, гидравлическое сопротивление, газификация углей, фильтрационные потоки.
Систематическая добыча в Подмосковном угольном бассейне продолжалась более 150 лет. На сегодняшний день общие геологические ресурсы составляют 11 млрд. т. Балансовые запасы A+B+C1 - 4098 млн. т, C2 - 1024 млн. т, забалансовые - 1843 млн. т. В угленосной песчано-глинистой толще содержится до 14 пластов и прослоев угля, из которых разрабатывался обычно один, реже два пласта мощностью 1,5—3,0 м. Угли бурые технологической группы Б2, преимущественно гумусовые, высокозольные и с повышенным содержанием серы. [2]
В среднем по бассейну для углей характерны следующие показатели: содержание влаги — 32,5%, зольность — 31%, содержание серы — 3%, выход летучих на горючую массу — 46%, теплота сгорания на горючую массу — 28,2 МДж/кг (6750 ккал/кг), низшая теплота сгорания рабочего топлива — 11,4 МДж/кг (2720 ккал/кг). Обводнённость месторождений значительная. [3]
Разработка месторождений велась в основном подземным способом, а с 1957 г. месторождения с вскрышей до 40 м. разрабатывались открытым способом. С 1939 г. и до 70-х годов прошлого столетия проводились работы по подземной газификации углей (ПГУ). Использование топлива методом ПГУ возможно и в тех случаях, когда разработка угольного месторождения шахтным способом нерентабельна. Имея значительные забалансовые запасы твердого топлива в центральном, промышленно развитом, регионе данная технология определенно будет востребована при благоприятной экономической ситуации, использовании современных технических возможностей и совершенствовании технологии применительно к конкретным геологическим условиям. [4]
По данной технологии в СССР работали три станции - Ангренская -на бурых углях Средней Азии, Шатская - на бурых углях Подмосковного бассейна и Южно-Абинская - на каменных углях Кузбасса, которые в 70-х
286
3
годах производили около 1,5 млрд. м энергетического газа в год. В частности, подземная газификация угля в 1954 году осуществлялась на Шат-ской станции "Подземгаз" институтом ВНИИПодземгаз.
Идея превращения угля в горючие газы с помощью свободного или связанного кислорода непосредственно в недрах земли принадлежит Д. И. Менделееву (1888). С 1930 в СССР начались исследования в данной области, а в конце 1933 учёными И. Е. Коробчанским, В. А. Матвеевым, В. П. Скафа и Д. И. Филипповым было предложено проводить ПГУ в горизонтальном канале при подготовке газогенератора шахтным способом. Для создания в пласте необходимых реакционных каналов использовались: прожиг каналов с помощью кислорода, гидравлический разрыв пласта, электрический ток и направленное бурение скважин по угольному пласту. В каналах газификации сформировываются реакционные зоны и начинается процесс газификации, который ведётся обычно на воздушном дутье. Химические реакции, протекающие в каналах подземной газификации, аналогичны газогенераторному процессу. Кислород, взаимодействуя в зоне горения, реагирует с массивом угля, который в результате повышения температуры изменяет свои, в том числе и фильтрационные свойства. Основные фильтрационные потоки направлены вдоль напластования угольной массы по реакционному каналу, который должен, для уменьшения потерь угля, проходить в начале процесса по подошве пласта. [6]
Условно можно выделить три зоны - горения, восстановления и конверсии. Образовавшиеся в окислительной зоне углекислота и пары воды в зоне восстановления реагируют с углеродом топлива по следующим реакциям.
Зона горения (температура повышается до 1300-15000С)
С+О2 О СО2 2Н2+О2 О 2Н2О СН4+2О2 О СО2+2Н2О Зона восстановления (температура понижается от 1300-15000С до 800-9000С)
С+СО2 О 2СО С+Н2О О СО+Н2 С+2Н2О О СО2+2Н2+СН4 Зона конверсии (температура понижается от 800-9000С до 5006000С)
СО+Н2О О СО2+Н2+СН4 В восстановительной зоне при понижении температуры до 7008000С реакции восстановления СО2 и разложения Н2О практически прекращаются, а образовавшийся газ незначительно обогащается за счет летучей части топлива в зоне сухой перегонки. В данной зоне протекает реакция конверсии СО.
Рассматривая гетерогенный процесс газификации, протекающий по
длине реакционного канала необходимо отметить, что неравномерность расхода углерода топлива приводит к искривлению линии огневого забоя. Г азы сухой перегонки проходят раскаленный коксовый слой, в результате чего продукты сухой перегонки (смола, непредельные углеводороды) разлагаются до СН4 и Н2 , а в зоне горения сжигаются за счет кислородного дутья. При реверсе дутья зона горения становится зоной сухой перегонки с минимальной температурой, где не могут идти процессы сухой перегонки и обогащения газа за счет этих продуктов.
По мере выгазовывания угольного пласта реакционные зоны перемещаются и под действием горного давления происходит обрушение пород кровли и заполнение ими выгазованного пространства. Размеры канала будут зависеть от шага обрушения, зольного остатка и вспучившихся пород почвы. Благодаря этому остаются в течение длительного времени размеры и структура каналов газификации.
Одним из существенных разделов в общем исследовании газогенераторных процессов является исследование динамики газообразования. Такое исследование в естественных условиях подземной газификации осуществлялось на нескольких участках Подмосковной станции.
В технике наземной газификации твердых топлив различают прямой и обращенный процессы газификации. При прямом процессе уголь поступает в шахту газогенератора сверху и постепенно перемещается вниз к колосниковой решетке, через которую подается дутье. Движение топлива происходит в противотоке движению газов, причем последние активно прогревают частицы топлива. Характерной чертой этой схемы осуществления процесса газификации является хорошая термоподготовка топлива до вступления его в зону газификации и обогащение газа в верхних ярусах загрузки высококалорийными газообразными продуктами пирогенетиче-ского разложения угля.
При обращенном процессе топливо поступает параллельно с дутьем в среднюю часть шахты газогенератора и движется сверху вниз в прямотоке с движением образующихся газов. Подготовка топлива в верхней части шахты происходит за счет теплопроводности - путем теплоотвода по слою без конвективного переноса тепла. В отличие от схемы прямого процесса при газификации по схеме обращенного процесса не имеет места физическое присоединение к продуктам газификации высококалорийных легких продуктов разложения топлива: в основном они сжигаются в кислородной зоне, а в остальной части под действием высоких температур подвергаются глубоким превращениям. Таким образом, характерной чертой обращенного процесса является значительно меньшая степень термической подготовки топлива и отсутствие в получаемом газе продуктов сухой перегонки.
Выделение летучих пропорционально степени термической обработки топлива, а в условиях подземной газификации - степени нагрева поверхности угля по длине огневого забоя.
Максимальное выделение летучих имеет место в районе, примыкающем к зоне горения, но притекающие сюда летучие здесь же и сгорают. Выделение летучих уменьшается по направлению движения газового потока, и, проходя через высоконагретую поверхность угольного пласта, подвергаются термическому разложению.
Таким образом, по характеру термической подготовки угля и поведению летучих продуктов разложения угля, процесс подземной газификации занимает промежуточное место между прямым и обращенным процессами газификации.
Как известно, теплотворность газа, получаемого при прямом процессе газификации, значительно выше теплотворности газа, получаемого при обращенном процессе.
Обращенный характер процесса подземной газификации угля, интенсивное протекание реакции конверсии СО на значительной части длины огневого забоя, неблагоприятные аэродинамические условия, а также худшие тепловые условия по сравнению с обычной наземной газификацией обусловливают пониженное качество газа подземной газификации угля при принятом методе газификации, в том числе высокое содержание в нем СО2 и Н2, низкое содержание СО, меньшее, чем при обычной наземной газификации, содержание СН4.
Поэтому для улучшения качества и повышения теплотворности газа ПГУ должны быть выбраны такие режимы ведения процесса, при которых улучшаются условия углеподготовки, в большей степени сохраняются летучие продукты разложения угля, снижается развитие реакций объемного горения и конверсии, улучшаются аэродинамические и тепловые условия работы подземных газогенераторов. [1]
К режимам необходимо отнести технологию с реверсированием потоков дутья и газа, принимая во внимание влияние интенсивности дутья на качество газа в процессе ПГУ.
Кроме режимов процесса газификации, принимая во внимания геологические характеристики залегания угля, необходимо оценить влияние шага заложения скважин, определив оптимальное расстояние между скважинами в процесс газификации. Очевидно, что расстояние между скважинами в ряду должно быть таково, чтобы ко времени снижения теплотворности газа ниже определенного предела был выгазован весь или почти весь приходящийся на скважину запас угля. Если же расстояние между скважинами больше рационального, то либо должны оставаться невыгазованные полосы угольного пласта между соседними скважинами, либо процесс вы-газования должен продолжаться с получением некондиционного газа.
Условно примем, по аналогии с показателями наземной газификации, величину потерь углерода в золе и шлаках. По средним данным содержание горючих в золе и шлаках при газификации подмосковных углей в слоевых газогенераторах составляет в среднем 16% при средней зольно-
сти рабочего топлива (отсортированного подмосковного угля) 19%. Среднюю зольность угля примем в пределах 25— 28% по рабочей массе. Соответственно вышеприведенному, примем содержание углерода в золе и шлаках выгазованного пространства газогенератора равным 20% при зольности исходного топлива—25%. Отсюда условная величина потери углерода в золе и шлаках выгазованного пространства составит 25*0,2=5 кг на 100 кг прогазифицированного угля. Следовательно, при увеличении расстояния между скважинами будут возрастать потери угля. Однако рациональное расстояние также должно определяться с учетом удорожания производства при уменьшении шага бурения между скважинами.
Увеличение расстояния между скважинами является актуальной задачей, но она должна решаться в комплексе с рядом других элементов технологического процесса.
Следовательно, расстояние между скважинами необходимо соотносить с действительными условиями протекания процесса ПГУ и по мере надобности корректировать его в ходе эксплуатации с учетом изменяемости горно-геологических условий для обеспечения сплошности выгазова-ния угольного пласта по фронту расположения скважин.
Еще одним важным фактором ПГУ является объемный расход дутья, который должен учитывать изменяющееся гидравлическое сопротивление в процессе газификации и имеет различные значения в на начальный момент времени, определяемый горно-геологическими условиями. Малые объемы дутья и, следовательно, низкие температуры создают значительные теплопотери и могут привести к полному уничтожению восстановительной зоны. Следовательно, при ламинарном режиме потоков дутья и газа в подземном газогенераторе, когда линейные скорости потоков чрезвычайно малы, и кислородная зона может сильно удлиняться. Так, по данным исследований на Подмосковной станции «Подземгаз» при увеличении рас-
33
хода дутья ^) с 3000 м /час до 6000 м /час содержание О2 на расстоянии 15 м от дутьевой скважины было: при Q =3000 м3/час - 1,8 % при Q = 4500 м3/час - 2,5 % при Q =6000 м3/час - 3,0 %
При снижении расхода дутья с 6000 до 1500 м /час содержание О2 на том же расстоянии от дутьевой скважины было: при Q =4500 м3/час - 4,3 %
при Q =3000 м3/час - 3,7 %
при Q =1500 м3/час - 2,4 %
При вторичном увеличении расхода дутья с 1500 до 6250 м /час также наблюдалось повышение содержания О2 с увеличением расхода дутья. Приведенные данные свидетельствуют об удлинении кислородной зоны с увеличением расхода дутья. В связи с удлинением кислородной зоны изменяется и теплотворность газа. Для наглядности в таблице приводим
зависимость теплотворности газа от расхода дутья на разных длинах подземного газогенератора.
Теплотворность газа в зависимости от расхода дутья на разных длинах подземного газогенератора
№ Расход дутьевого воздуха 0, м /час Расстояние между скважинами 1, м.
17,5 35 70 105
1. 3000 980 820 800 730
2. 5000 750 740 800 780
3. 7500 430 710 730 705
4. 10000 270 700 700 680
Обработка опытов, проведенных лабораторией № 1 института ВНИИПодземгаз в 1951-1952 гг. и эксплуатационные данные Подмосковной станции «Подземгаз» показали, что для газогенераторов №№ 1, 4 и 5, а также для опытной технологической панели зависимость гидравлического сопротивления между двумя скважинами от расхода дутья имеет линейный характер. [5]
Линейная зависимость гидравлического сопротивления от расхода дутья позволяет сделать предположение о ламинарном режиме потока дутья и газа на Подмосковной станции «Подземгаз». Графическое изображение зависимости теплотворности газа от расхода дутья для расходов показывает, что наибольшая теплотворность газа получается при расходе дутья, равном 2500 - 4000 м3/час.
Зависимость теплотворности газа от расхода дутья на Подмосковной станции «Подземгаз»
291
Такой характер зависимости теплотворной способности газа от расхода дутья может быть объяснен следующим образом. Поскольку режим потока ламинарный, то перенос кислорода дутья к угольной поверхности осуществляется посредством молекулярной диффузии, поэтому количество израсходованного кислорода, несмотря на различное количество дутья на данной длине подземного газогенератора, будет более или менее постоянным. А так как абсолютное количество кислорода при большем расходе дутья будет поступать в подземный газогенератор больше, чем при меньшем расходе, то естественно, что при большем расходе дутья кислородная зона будет растягиваться. До тех пор, пока кислородная зона не будет перекрывать следующие за ней зоны полувосстановительных и восстановительных реакций, состав газа будет улучшаться. После наступления определенного оптимума дальнейшее увеличение расхода дутья будет ухудшать состав газа.
Оценивая эффективность процесса ПГУ необходимо отметить, что наряду с составом газа, степенью полезного использования запасов угля и КПД процесса газификации имеется еще ряд других показателей, характеризующих эффективность и освоенность производства газа ПГУ. К их числу относятся масштаб выработки и себестоимость производства, причем они в значительной степени взаимосвязаны.
Так, например, нельзя, пренебрегая экономикой, считать рациональным улучшение качества газа путем обогащения дутья кислородом или путем значительного подогрева дутья за счет сжигания части газа, а также путем уменьшения расстояния между скважинами в ряду с целью использования эффекта получения газа повышенной теплотворности, в первый период работы скважин после сбойки или путем отбора газа с повышенной теплотворностью из отдельных скважин. Точно так же нельзя считать рациональным чрезмерное увеличение расстояния между скважинами с целью сокращения затрат на бурение, когда это приводит к росту потерь угля в недрах и снижению средней теплотворности валового газа.
При реализации процесса ПГУ вопросы улучшения качества газа, сокращения потерь угля, дутья и газа, увеличения химического и энергетического КПД, повышения экономичности и другие должны решаться комплексно.
Список литературы
1. Гаркуша И.С. Подземная газификация. М.: Углетехиздат, 1954.
73с.
2. Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР. Т. 2. М., 1962. 78 с.
3. Горная энциклопедия. М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е.А. Козловского. 1989. Т. 4. 623с.
4. Коллектив авторов. Подмосковный угольный бассейн / Под общ. ред. В.А. Потапенко. Тула: «Гриф и К°», 2000. 276 с.
5. Оника Д.Г. Подмосковный угольный бассейн (1855—1955) / Д.Г. Оника. М.: Моск. рабочий, 1956. 233.
6. Яблоков B.C. История изучения каменноугольных отложений и углей Подмосковного бассейна, М., 1967. Т. 2. 84 с.
Ковалев Роман Анатольевич, д-р техн. наук, декан горно-строительного факультета, kovalevdekan@,mail.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет.
Кононенко Илья Алексеевич, асп., Россия, Тула, Тульский государственный университет.
EVALUATION OF SELECTED PARAMETERS AFFECTING THE UNDERGROUND AND GROUND GASIFICA TION OF SOLID FUELS
R.A. Kovalev, I. V. Kononenko
This paper presents an underground gasification process flowing through the length of the reaction channel considered and addressed direct gasification process ground gasification of solid fuels. Except when the gasification process, taking into account the geological characteristics of the occurrence of coal, indicated the need to assess the impact of step wells location and the flow rate of the supply air.
Key words: dynamics gassing, calorific gas, hydraulic resistance, coal gasification, filtration flows.
Roman Anatolievich Kovalev, doctor of technical sciences, Decan of the Mining and Civil Engineering Faculty of Tula State University, kovalevdekan@mail. ru, Russia, Tula, Tula State University.
Ilya Аlexeevich Kononenko, postgraduete, kononenko05@rambler. ru Russia, Tula, Tula State University
