Создание подземного газогенератора подземной газификации угля на участке I очереди Сыллахского месторождения Усмунского угленосного района
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ии Подземгаз. Там газифицировали наклонные (38-60) каменноугольные пласты мощностью 0,5-1 м на глубине 60-250 м. Вмещающие угольный пласт породы: глинистые сланцы и песчаники каменноугольного периода. Угольный пласт водоносный, с напорами до 300-400 м над горизонтом розжига. Типичным для этих участков являлась малая водообильность угольного пласта, определяемая небольшой мощностью угольного пласта и коэффициентом фильтрации 0,1 м/сут. Кровля и почва угольных пластов представлены водоупорными породами. В данных условиях предварительно снимали напор подземных вод в угольном пласте и проводили водоотлив из выгазованного пространства.
Участки газификации каменных углей на Южно-Абинской станции (Кузбасс) характеризуются сравнительно сложными горно- и гидрогеологическими условиями. Мощность газифицируемых угольных пластов составляет 2-8,5 м, глубина залегания 50-300 м, угол наклона - 35-56. Вмещающие породы представлены разностями аргиллитов, алевролитов и песчаников. Типичным для них является сложное строение толщи пород, смятых в синклинальные складки, и наличие единого водоносного комплекса. Фильтрационные свойства пород сравнительно невысокие (коэффициент фильтрации 0,03 м/сут), напор на горизонт газификации изменяется от 50 до 300 м. До начала газификации участки угольных пластов осушали.
Говоря о бурых углях, следует отметить, что ангренский уголь, в отличие от подмосковного и днепровского, характеризуется повышенным содержанием углерода. Подавляющая масса ангренского угля представлена матовыми разностями буро-черного цвета. По петрографическому составу почти 90 % компонентов относится к группе фюзинита. Компоненты групп витринита и семивитринита составляют примерно по 5 %. По внешним признакам ангренский уголь может быть отнесен к плотному матовому бурому углю.
Подмосковные бурые угли более неоднородны, чем ангренские. По внешнему виду они представляют собой плотную массу черного и светло-черного цвета. Эти угли как гумусового, так и сапропелитового происхождения, причем гумусовые имеют преобладающее распространение. Петрографически гумусовые подмосковные угли состоят главным образом из компонентов группы витринита (25-35 %), на долю компонентов групп фюзинита и лейптинита приходится по 5-7 %. Гумусовые подмосковные угли относятся к плотным матовым бурым углям.
Бурые угли, в отличие от каменных, имеют более низкую теплоту сгорания и значительно более высокие влажность и зольность.
На всех предприятиях "Подземгаз" процесс ПГУ проводили в канале поточным методом.
Далее на примере ПГУ на Южно-Абинской станции "Подземгаз" рассмотрены основные закономерности этого процесса, осуществляемого на воздушном дутье. Следует иметь в виду, что эти закономерности имеют общий характер и качественно аналогичны для различных месторождений при ПГУ в канале.
1.4.2 Тепловые балансы процесса подземной газификации угля
Тепловой баланс процесса газификации наиболее убедительно отражает его энергетические возможности и особенности. Для иллюстрации проанализируем процесс ПГУ на пласте V3 Внутреннем (мощность 2 м), выбрав для этого двухмесячные периоды газификации в газогенераторах №7 и 9. В обоих периодах были примерно одинаковые количества выгазованного угля (7000-9000 т) и интенсивность выгазовывания в расчете на одну скважину (3300 и 2860 м3/ч).
Очевидно, при одинаковой интенсивности процесса газификации разница в теплоте сгорания газа обусловлена влиянием подземных вод. И действительно, фактическая влажность газа (разность между общим содержанием влаги и водой, подаваемой на охлаждение газа) на газогенераторе №9 значительно выше, чем на газогенераторе №7.
Чтобы уточнить влияние влаги на процесс газификации, составлены балансы влаги за рассматриваемые периоды.
Вода, откачиваемая из газогенератора, практически не участвует в процессе газификации. Поэтому приток подземной воды определяли как сумму влаги, выносимой с газом и с его утечкой, и влаги разложения, за исключением связанной влаги угля, дутья, породы, а также охлаждающей воды.
Таким образом, приток подземных вод для газогенератора №7 составлял (142 + 39,6) - (0,62 + 8 + 1,22 + 0,7 + 71)= 100,06 кг/100кг угля, а для газогенератора №9 (254 + 20,2) - (2,28 + 8 + 1,22 + 0,7 + 52) = 210 кг/100кгугля.
Если из общего количества выносимой газом влаги вычесть воду, поданную для охлаждения газа, то на газогенераторе №9 газ будет иметь влаги 204 кг/100 кг, а на седьмом - 71 кг/100 кг газифицируемого угля.
Как следует из расходной части тепловых балансов, тепло сгорания сухого газа на газогенераторе №9 составляло 52 %, а на газогенераторе №7 - почти 65 %. При этом на газогенераторе №9 потери тепла с влагой газа и в окружающий массив были несколько большими.
Итак, на примере сопоставления двух периодов процесса газификации угольного пласта V3 Внутреннего показано отрицательное влияние приточной воды. Для того чтобы компенсировать отрицательное влияние подземных вод на процесс газификации на пластах средней мощности, необходимо эффективно осушать газифицируемый участок.
Процесс ПГУ на пласте 4 Внутреннем (мощностью 9 м) протекал при более высоком энергетическом уровне, чем на пласте V3 Внутреннем. Здесь теплота сгорания газа была на 0,9-1,25 МДж/м3 выше.
При газификации угольного пласта средней мощности влажность газа была выше, чем при газификации мощного угольного пласта. Ясно, что с уменьшением мощности угольного пласта, при прочих равных условиях, должно возрастать отрицательное влияние приточной влаги, в