Взаимосвязь между длиной зоны горения в угольном канале и ее энергетической мощностью Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

Г.А. Янченко, доц.

Московский государственный горный университет

ВЗАИМОСВЯЗЬ МЕЖДУ □ЛИНОЙ ЗОНЫ ГОРЕНИЯ В УГОЛЬНОМ КАНАЛЕ И ЕЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ МОЩНОСТЬЮ

Реальные продукты подземного сжигания угля (ППСУ) обычно содержат довольно большое количество паров воды внешнего подземного водопритока и некоторое количество горючих газов, являющихся продуктами неполного сгорания, газификации и термического разложения угля. Поэтому, если пренебречь кинетической энергией потока ППСУ (ее относительная величина обычно довольно мала), то его полная энергетическая мощность на выходе из угольного канала будет

К - Щ + К + К,

где ІЇф, Nк, Ыи - мощность потока ППСУ соответственно по физическому и химическому теплу и скрытой теплоте испарения (конденсации) находящихся в ППСУ паров воды.

Согласно [1], величины Ыф, и Ыи могут быть определены как: Nф = Сро

О'г ~ ~ £?гОі,г' ~ 0,01/* \У2рп,

гДе 12г ~ приведенный к нормальным физическим условиям, т.е. к Р = Р0 = 101325 Па и Т = Т0 = 273,15 К (далее объемные характеристики всех газов рассматриваются как приведенные к этим условиям) реальный объемный расход ППСУ, м3/с; Тг - температура ППСУ, К; Сро - изобарная объемная

теплоемкость ППСУ, усредненная в диапазоне Т0 ... 7г, кДж/(м3К); 0іг - низшая теплота сгорания находящихся в 1 м3 ППСУ горючих газов, кДж/м3; Цгг - влажность ППСУ, %; г - удельная теплота испа-

рения воды, кДж/кг, р„ - плотность паров воды, кг/м3.

Максимальная энергетическая эффективность процесса подземного сжигания угля (ППСУ) в канале будет иметь место только в том случае, если из ППСУ будет извлечено не только физическое, но и химическое тепло, а также теплота испарения воды. Принципиальных затруднений это в настоящий момент не вызывает [2], но не всегда целесообразно с энергетической и экономической точек зрения, т.к. требует усложнения, иногда значительного, конструкции комплекса теплотехнического оборудования. Поэтому ПСУ необходимо осуществлять в режиме, обеспечивающим максимально возможную для данных условий Ыф и минимальные Ых и Ыи. Это будет иметь место при 1К = 1г [1], где 1К, 1г - длина угольного канала и зоны горения в нем, м. При 1г > 1К не весь С>2 подаваемого в канал воздуха сумеет прореагировать с горящей угольной стенкой канала. Соответственно это приведен к уменьшению Ыф. При 1г < 1К за зоной горения возникают реакции газификации, что в определенной степени увеличивает ППСУ. Однако интенсивность протекания этих реакций практически на порядок меньше реакций окисления в зоне горения. Поэтому поступление в ППСУ в зоне газификации химического тепла не может скомпенсировать те потенциально возможные поступления в ППСУ физического тепла, которые могли бы быть при растяжении зоны горения на всю длину угольного канала.

Величина Qifг определяется содержанием в ППСУ соответствующих горючих газов. Методов оценки составов продуктов сгорания твердых органических топлив в воздухе при наличии химической неполноты сгорания, реакций газификации и термического разложения этих топлив пока не разработано. Даже для наземных топочных и котельных агрегатов, в которых условия сгорания твердых топлив несравнимо более идеальные по сравнению с таковыми в подземном угольном канале, предварительная оценка составов продуктов сгорания осуществляется на основе экспериментальных данных, получаемых для условий близких к рассматриваемым. Поэтому на сегодняшний день предварительная оценка ППСУ может быть сделана только при наличии соответствующих опытных данных.

Если пренебречь влиянием на величину \Уг потерь ППСУ из угольного канала в окружающую среду или подсосов воздуха в канал, то можно определить используя рекомендации [3]. Точность определения 1Уг в основном зависит от точности определения массовой скорости внешнего во-допритока Сеос) в угольный канал. Точных методов расчета пока не разработано, поэтому она определяется на основе соответствующих опытных данных.

Если разделим и 1Яи на Иф и обозначим эти отношения, соответственно, как Цх и г|и, то получим соотношение между Ыэ и 1Чф в виде: Ыэ = (1 + + т]н) Nф. Величи-

на Мф довольно точно может быть определена расчетным методом [1]. Поэтому при наличии опытных данных по величинам и Г|м, полученных в условиях аналогичных рассматриваемым, оценка принципиальных затруднений не вызывает. Далее задача сводится либо к определению величины /г, которая обеспечит получение на выходе из зоны горения необходимой Ыф, либо к определению Ыф, которая может быть получена из угольного канала, 1К которого опре-

деляется размерами в плане сжигаемых угольных запасов. И то, и другое требует знания взаимосвязи между 1Г и Лф.

Исследованиями, проведенными ранее (Янченко Г. А., 1995 г.) установлено, что 1г зависит от мощности т сжигаемого угольного пласта и критерия Рейнольдса

11е, движущегося в угольном канале газовоздушного потока:

/г = 5,1 юЯе0’16, (1)

где Яе = и, V,; ог, \г - средняя по длине зоны горения скорость движения, м/с, и кинематическая вязкость, м^/с, газовоздушного потока; с1э = 457(7; 5, V - площадь, м^, и периметр, м, поперечного сечения угольного канала, связанные с ш как:

5 = 0,45 т2,1! = 2,9 т,

4Э = 0,62 т\ [/р, т\ = м.

В основу (1) положено определение расстояния, на котором полностью успевает прореагировать с горящей угольной стенкой находящийся в газо-воздушном потоке 02- Его содержание по длине зоны горения постоянно изменяется (на входе в зону горения О2 = 21%, а на выходе в идеале О2 -0). Поэтому ог и должны усредняться по длине зоны горения, т е. их нужно определять при средних по 1г температуре, составе и объемном расходе газо-воздушно го потока.

В теории расчета теплообменных аппаратов доказано, что с погрешностью вполне приемлемой для практических расчетов средние по длине теплообменного канала параметры потока теплоносителя можно определять как среднеарифметические величины этих параметров на входе в этот канал и на выходе из него. Учитывая это, имеем: Тг = 0,5 (Тв + Тг), <2г =0,5 (0г + <2в\ Ц = 0,5 (С/в + где Тг, Ц

- средняя по длине зоны горения величина,

соответственно, температуры, К, газовоздушного потока, его объемного расхода, м3/с, и содержания в нем, %, /-го газового компонента; Т& Ов - температура, К, и объемный расход, м3/с, воздуха на входе в зону горения; С/е, С\г — содержание /-го газового компонента в воздухе на входе в зону горения и в ППСУ на выходе из нее, %.

При известных Тг, ()г и С. расчет Ср о, уг затруднений не вызывает. Величина V, рассчитывается согласно рекомендациям И1 Ср.» - [5], а иг как иг =

0гГг/у(0,45 /я2 Т0 Рг), где Рг - среднее по длине зоны горения абсолютное давление, Па, газо-воздушного потока, Рг =0,5 (Рв + Ргх рв, рг — абсолютное давление воздуха на входе в зону горения и ППСУ на выходе из нее, Па.

Используя (1), получим взаимосвязь между 1г и И(р Для этого раскроем в (1) величины и, и с/э, а 2г, Гг и Рг выразим через, соответственно, дв и Тв и Тг, Рв и Рг. Учитывая, что Р0 = 101325 Па, получим:

1г = 12,35 ш0,84 Шв + д )(Гв + Гг)/

/[Я(^в + ^)]>°>16. (2)

Преобразуем теперь дробь в фигурных скобках:

(& ' 0г)С1'г- Го < V* Т0)СГ,>

- /[^(Рв + Рг)Сро] = (1 + евег-1>

[1 + (Те + Тв)(Тг - Г0)-1] а,(Гг - Т0) С„1 №.(Рв + Рг) СР.Л (3)

Произведение трех последних сомножителей в числителе (3) есть Мф Учитывая это и подставив (3) в (2), окончательно получаем:

1г = 12,35 т М{Иф(\ + QвQг-1)[l + СЦ +

+ Т0)(Тг-Т0)-Ц[ у,(Р« + Рг) ср„]-1} • ,

(4)

ИЛИ

Мф = (0,081 у"2’ (Ре + Рг)Сро \г {т Л\ 1+

+ Ов&'ЪИ + (Тв + Т0)(Тг - Го)-1]}’1,

(5)

где размерность всех исходных и искомых величин указаны выше.

Полученные выражения позволяют не только увязывать между собой величины Ь и Nф> но и оценивать влияние входящих в них исходных факторов на формирование величин 1г и Мф.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Янченко Г.А. Тепловой баланс процесса подземной газификации углей: Учебное пособие. -М.: МГИ, 1988, -42 с.

2. Закоршменный И М , Янченко Г. А., Бурьянов О В. Концепция формирования комплекса теплоэнергетического оборудования дня извлечения полезной энергии из продуктов подземного сжигания углей. - Горный информационно-аналитический бюллетень. Вып. 5. -Мм ИАЦ ГН, 1995. - с. 67-71.

3. Янченко Г.А. Расчет теоретических объемных расходов продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. -1991, N 1, с. 5-9.

4. Янченко Г.А. Вязкость продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. - 1994, N1, с. 19-24.

5. Янченко Г.А. Теплоемкость продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях //Изв.вузов. Горный журнал. 1992, N6, с. 13-17.

© Г.А. Янченко