Технологическая схема попземного сжигания угля на базе эжекционной установки Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

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