По разработанной технологии подземная газификация осуществляются с поверхности земли при помощи комплекса буровых скважин соединенных между собой каналом, проходящим в угольном пласте, что позволяет разрабатывать месторождения угля без губительного воздействия на шаткое экологическое равновесие региона.
Основным технологическим элементом ПГУ является подземный газогенератор - часть угольного пласта, в которой ведется газификация.
Целью данных исследований является изучение, моделирование и анализ влияния процессов, происходящих в подземном газогенераторе на многолетнемерзлые породы, а также изучение возможности применения данной технологии в условиях Якутии.
В процессе лабораторных исследований процессов подземной газификации угля была проведена серия экспериментов с бурыми углями Ленского бассейна, технологические параметры которого были определены лабораторными методами: влажность (Wa) - 12,5%; зольность (Аd) - 16,7%; выход летучих веществ (Vdaf) - 52,43%; влажность расчетная (Wri) - 20,0%.
Лабораторные исследования осуществлялись на лабораторно-экспериментальной установке для физического моделирования процесса подземной газификации углей, разработанной в Учебно-научной лаборатории «Нетрадиционных технологий освоения угольных месторождений Севера» [1].
Моделирование подземной газификации бурых углей осуществлялось на паровоздушном дутье. Максимальная температура в очаге горения достигала 870°С.
По принятой методике, для обеспечения представительности опробования, пробы газа были отобраны с интервалом 10 минут, начиная от времени установившегося процесса подземной газификации.
Наилучшей температурой очага газификации является интервал 575-600°С, что позволит свести к минимуму содержание кислорода и повысит процентное содержание углеводородов в получаемом газе.
Отобранные пробы газа, согласно классификации предложенной Шишаковым Н.В. [2], относятся к газам подземной газификации углей с низкой теплотворной способностью.
Также наряду с отслеживания изменения состава получаемого газа осуществлялся температурный контроль проходящего процесса.
Теплотворная способность газа также повышается при температуре очага горения 575-600°С.
Химический состав полученного газа представлен в таблице.
Из полученных результатов, видно, что при газификации бурых углей Ленского бассейна наблюдается повышенный выход азота. Исходя из этого, можно сделать вывод, что наряду с полученным энергетическим газом можно попутно добывать азот, при выделении его из полученного газа.
В заключение отметим, что исходя из химического состава, полученный газ пригоден для дальнейшего использования в энергетической и химической промышленности, что говорит о возможности подземной газификации углей Ленского угольного бассейна.
Таблица 1. Покомпонентный состав газов (%) бурых углей Ленского бассейна
|
Компонент (Курсивом выделены негорючие компоненты) |
Состав, % предельные значения среднее содержание |
|
СО2 |
0,04-18,14 3,31 |
|
N2 |
52,47-87,75 77,46 |
|
О2 |
0,9-19,04 5,19 |
|
CO |
3,8-26,81 12,35 |
|
CnHm |
0,03-3,57 1,23 |
|
H2 |
0,01-0,26 0,07 |
|
Теплотворная способность газа кДж/м3 |
2500 |
Список литературы
- Литвиненко А.В. Лабораторно-экспериментальная установка для физического моделирования процесса подземной газификации углей в Южной Якутии// «Материалы III региональной научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященной 10-летию технического института (филиал) Якутского государственного университета им. М.К. Аммосова в г. Нерюнгри (апрель 2002 г.)»/ Под. ред. Н.Н. Гриб. - г. Нерюнгри: 2003. - 454 с.
- Шишаков Н.В. Основы производства горючих газов. - г.: Москва: Государственное энергетическое изд-во, 1948. - 475 с.