НЕТРАДИЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТРАБОТКИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ

1 post / 0 new
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТРАБОТКИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ

НЕТРАДИЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТРАБОТКИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ В ближайшие годы в угольной отрасли произойдут неблагоприятные сдвиги в связи с выходом из строя предельно изношенных технических систем. Физический износ машин и оборудования составляет более 50 %. Переход к нетрадиционным технологиям отработки угольных пластов должен занять основное место в системе приоритетов перспективной научно-технической политики отрасли [4], [5].
В этой ситуации особенно актуальным становится поиск технологий подземной газификации углей (ПГУ) для экологически безопасной и экономически рентабельной разработки угольных пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания [6], [7]. Использование газа подземной газификации на блоке-модуле ПГУ возможно осуществлять по двум основным направлениям [8]. При реализации одного направления, топливного, связанного с использованием газа ПГУ в качестве котельного топлива для нужд местной котельной, существует потребность в получении газа с возможно большей теплотворной способностью (10,5-12,6 МДж/м3), что потребует кислородного либо парокислородного дутья в подземный газогенератор.
Другое направление использования газа ПГУ в газотрубинных установках для получения электроэнергии позволит использовать газ с теплотворной способностью 3,8-4,2 МДж/м3 с подачей воздуха от компрессоров в подземный газогенератор. В этом случае может применяться либо передвижная газотурбинная автоматизированная станция типа ПАЭС-2500 мощностью 2,5 МВт, либо более мощная передвижная газотурбинная электростанция типа ГТЭ-4. Наиболее оптимальной признана станция производительностью 300 млн м 3 газа ПГУ в год (примерно 35 тыс. м3 газа ПГУ в час на поверхность по газоотводящим скважинам подземного газогенератора), что эквивалентно отработке 80-199 млн т угля в год.
Третьим направлением использования станций ПГУ для отработки дальневосточных буроугольных пластов является получение газа калорийностью до 4,19 Мдж/м3 с одновременной утилизацией физического тепла полученного газа, что значительно повышает обычную эффективность процессов. При этом весьма перспективно применение электролизеров в технологической цепи станции «Подземгаз» и использование технологической схемы ПГУ с получением горючих газов в газоотводящей скважине, поскольку в этом случае технически возможно получать от 16 до 22 % газа метана, что позволяет поднять калорийность газа ПГУ до 15,9-16,76 Мдж/м3.
Следует также подчеркнуть большую перспективность создания автоматизированной системы электро- и теплоснабжения предприятий угольной промышленности на основе газификации низкосортных углей и образующихся углесодержащих отходов. Такую установку разработал Исследовательский центр имени М.В.
Келдыша. Из расчетов установлено, что для условий регионов, располагающих местными угольными ресурсами и испытывающими дефицит других энергоресурсов, срок окупаемости автономных энергетических установок на угле составляет 3,5-4 года при мощности установок 1,6-4 МВт и сокращается до 2-3 лет для более высокого диапазона мощностей таких установок.
В национальной горной академии Украины разработаны принципиально новые и экономически эффективные технологические схемы газо-паротурбинной комбинированной системы на едином энергоносителе – газе, получаемом на основе скважинной подземной газификации угля (СПГУ), свободно-поршневых агрегатов (СПатов) и аккумуляторов тепловой энергии. Эта система использует новый комбинированный принцип (Ко-генерация) производства электрической, механической и тепловой энергии на базе скважинной подземной газификации угольных пластов (СПГУ) и систем аккумулирования с промежуточными жидким и твердым теплоносителями.
Ко-генерационное производство состоит из трех технологических циклов получения энергии, которые, взаимно дополняя один другого, способствуют полному использованию энергоресурсов. Энергобиологический цикл работает на теплоте сбросных вод комбинированной газо-паротурбинной электростанции [9].
Исходный энергоноситель (газСПГУ) в комбинированной энергосистеме получается геотехническим методом разработки угольных месторождений с применением скважинной подземной газификации. Сущность СПГУ состоит в бурении с поверхности скважин (наклонных и вертикально-горизонтальных), розжиге угольного пласта и в получении искусственного генераторного газа. Встроенные в скважинах СПГУ газогенераторы утилизируют тепло отходящих газов,апар,образующийсяздесь,направляется в пароводяной цикл комбинированной электростанции и частично в подземный аккумулятор. При этом экономится до 30 % топлива по сравнению с выработкой электроэнергии на тепловых электростанциях.
Срок окупаемости капиталовложений на создание указанной системы подземной газификацииуглянапринципеКо-генерации энергоносителей ожидается 3-3,5 года.

rating: 
Average: 10 (1 vote)

Добавить комментарий

Plain text

  • HTML-теги не обрабатываются и показываются как обычный текст
  • Адреса страниц и электронной почты автоматически преобразуются в ссылки.
  • Строки и параграфы переносятся автоматически.
CAPTCHA
Для того, чтобы убедится в том, что вы человек, а не программа спамер - Вам необходимо ввести символы указанные на картинке. Отнеситесь к этой просьбе с терпением и пониманием. Спасибо.
Fill in the blank.