Основний зміст роботи - Обгрунтування технологічних параметрів підземної газифікації та спалювання бурого вугілля з використанням підземних вод

У вступі Обгрунтована актуальність дисертаційної роботи, сформульовані мета, задачі, об'єкт і предмет досліджень, відображена наукова новизна і основні результати, наукові положення, що виносяться на захист, а також дані щодо апробації і публікації досліджень.

В першому розділі проаналізовані літературні джерела з метою виявлення чинників, які впливають на ефективність підземної газифікації і спалювання вугілля. Серед матеріалів з физико-хімічних процесів в умовах родовищ, що газифікуються, найбільший інтерес представляють роботи Г. П. Зибалова, Н. З. Бруштейна, М. Б. Равіча, Н. В. Лаврова, К. Б. Тріфонової, В. І. Паньковського, Г. О. Нусинова, І. А. Турчанинова та ін. Особливості процесу ПГВ і ПСВ обводнених вугільних родовищ вивчалися О. І. Силін-Бекчуріним, К. Ф. Богородіцьким, В. І. Кононовим та ін. Сучасні дослідження присвячені головним чином розробці перспективних технологічних схем ПГВ і ПСВ (О. В. Колоколов, Н. М. Табаченко, О. M. Ейшинський, В. Г. Перепелиця, О. М. Мікенберг та ін.).

Аналіз свідчить, що процеси ПГВ і ПСВ є складними для вивчення і відтворення основних технологічних ланок роботи підземних генераторів. Науково-практичний досвід дає підстави вважати, що підвищення ефективності ПГВ і ПСВ може досягатись шляхом зниження втрат теплової енергії і збільшення активності і стійкості горіння вугілля. Ці питання потрібно вирішувати на підставі емпіричних і експериментальних даних з використанням математичного моделювання термо-, газо - і гідродинамічного режимів.

Досліджений в підземному теплогенераторі зв'язок між горінням вугілля, навколишніми породами і підземними водами дозволяє стверджувати про їх взаємний вплив і утворення єдиного теплофізичного комплексу, компоненти якого активно взаємодіють і формують загальне теплове поле.

Інтерес представляють підземні води області термічного впливу підземних теплогенераторів ПГВ і ПСВ, які мають високі теплові параметри і рухливість, що дає можливість використати їх як проміжний теплоносій. Для його відбирання необхідні засоби концентрації і передачі на поверхню. Перенесення енергії підземними водами знімає необхідність відбору продуктів газифікації і їх транспортування, і дозволяє перейти до технологічно більш простої схеми - підземне спалювання. Ці підстави дозволили скласти завдання досліджень дисертаційної роботи.

В другому розділі шляхом математичного моделювання проведений аналіз термо - і гідрогазодинамічних процесів ПГВ і ПСВ. Теплова енергія підземного генератора переноситься конвективно-дифузійним газовим потоком і підземними водами.

Для оцінки впливу горіння і охолодження підземного генератора використані теплофізичні закономірності, засновані на законі теплопровідності Фур'є у вигляді рівняння

= a (+ + ) = aT, (1)

Де a - коефіцієнт температуропровідності; T - температура; - оператор Лапласа.

Рішення виконані чисельним кінцево-різницевим методом за явною схемою з використанням програми WATFOR. В результаті була отримана картина зміни температури в часі. Встановлено, що в середовищі, близькому до однорідного, прогрівання порід доходить до 30-ти метрів, процес охолоджування (?3 роки) в багато разів перевищує період експлуатації (?6 місяців), а на розігрівання генератора практично не впливає зниження температури паралельного зупиненого генератора.

При моделюванні двохкомпонентної системи (водонасичені гірські породи) використовувалося рівняння конвективно-дифузійного теплопереносу

СП+ СВ V = , (2)

Де СП і СВ - коефіцієнт об'ємної теплоємності породи і води; V - швидкість фільтрації води; - коефіцієнт теплопровідності.

В цьому випадку радіус дії одиночного генератора знижується до 10 м, швидкість охолодження стає набагато вищою, а початковий тепловий режим практично відновлюється через шість місяців. Область прогрівання навколишніх порід вцілому не перевищує перших метрів (в середньому 5...7 м). Також був оцінений вплив швидкості фільтрації води в діапазоні від нуля до 15 м/доб. Збільшення швидкості фільтрації, з одного боку, знижує інтенсивність розігрівання генератора, а з іншого, прискорює його охолодження.

Наявність в області впливу генератора речовин в газоподібному і рідкому станах та їх бінарної композиції, вимагає, щоб опис динаміки враховував закономірності руху кожної з фаз (т. з. "задача Стефана"). За відстанню від вогнища виділяються три зони: газоподібна, двохфазна зона конденсації (перехідна зона) і зона рідкої фази. Межі перехідної зони визначаються температурами початку Тп і кінця Тк конденсації. Теплота фазового перетворення Е виділяється в об'ємі двохфазної зони і може бути обчислена з введенням функції джерела теплоти q(T) в рівняння теплопровідності на інтервалі температур Тп...Тк

(Т) сЕф (Т)= Div ( (T) grad T) + q(Т) , (3)

Де - щільність; СЕф - ефективна теплоємність, яка дорівнює СЕф(Т) = с0 (Т) - Е,

= = = (Т) ,

Де VР і VО - об'єми рідкої і двохфазної зон; СГ, с0, сР - теплоємність газоподібної, перехідної та рідкої фаз.

Розрахунок був проведений для температурного діапазону Тп - 374,15 С (критична температура), Тк - 100 С при ентальпії фазового переходу 1930 КДж/кг (відповідно температурі 200 С), на термін експлуатації генератора 6 місяців. Результати розрахунків представили зміну в часі характеру теплового поля навколо генератора і порівнянні з експериментальними даними. Ділянки збільшення крутини кривих відповідають перехідній зоні конденсації. Порівняння температурного режиму окремо для водяної пари, бінарної рідини і води, з результуючою кривою, що враховує перехід між цими фазами, показує уточнення отриманих результатів, від розрахованих за традиційними методиками.

При дослідженні газової фази розглядалась динаміка дуття, що подається в теплогенератор, а також відбирання енергетичного або технологічного газу і водяної пари. Рух газу у вугільному пласті в одному напрямку описується рівнянням

= , (4)

Де Р - тиск газу на момент часу T; Р0 - початковий тиск; M - пористість; N - показник політропи; K - проникність середовища,

(t) = ,

Де - в'язкість газу; Т - постійна, що характеризує умови руху газу в пласті.

Газодинамічний режим підземного генератора і радіус зони впливу дуття були розраховані при різному тиску (0,2...2,4 МПа) та різних значеннях проникності середовища (пористість 0,2...0,5; коефіцієнт фільтрації 1,0...15,0 м/доб) на термін експлуатації 6 місяців.

Через 6 місяців після початку експлуатації при втратах тиску та об'єму газу в пласті, які не перевищують 10 %, зона впливу від дуття розповсюдиться не більше ніж на 7 м (на середину терміну до 5...6 м). Радіус цієї зони практично співпадає з радіусом теплового впливу газогенератора. Таким чином, можно стверджувати, що підземні води знаходяться під впливом тиску дуття, що нагнітається, і характер їх стану визначається газодинамічним режимом генератора, а зміною тиску дуття і відбору газу можна в певних межах регулювати водний режим підземного генератора.

Моделювання газо-, гідро - і термодинамічного режимів дозволило встановити взаємозв'язок їх параметрів і визначає можливість їх взаєморегулювання. Проведений аналіз балансу вод, що беруть участь в процесі підземного горіння вугілля, дозволив отримати залежність між кількістю вільних вод і вологістю дуття, що дозволяє гнучко регулювати процес.

В третьому розділі розглядаються питання гідродинаміки теплоносія. Як правило, при ПСВ відбирається тепло горіння вугілля, а енергія, що витрачається на прогрівання вміщуючих порід і навколишніх водоносних горизонтів, не використовується. Оточуючі генератор нагріті підземні води є теплоносієм і їх необхідно вивести на поверхню і забезпечити перетворення в зручний для передачі і розподілу спосіб.

З метою оцінки параметрів управління потоками теплоносія була проведена схематизація гідрогеологічних умов Дніпровського буровугільного басейну та оцінені запаси потенційного теплоносія. Встановлено, що об'єм прогрітих до стану теплоносія підземних вод при разробці кожної ділянки ПСВ протягом одного року не буде вичерпаний.

Відбір теплоносія пропонується здійснювати свердловинами, а по мірі формування вигорілого каналу ПСВ його гідродинамічна роль стає визначальною. Необхідно забезпечити відбір вже прогрітої води і підтік холодних вод до генератора з подальшим їх нагрівом. Дуття віджимає прогріті води до області відкачування. По мірі відкачування, нагріті води змінюються більш холодними, які прогріваються відносно швидко.

Охолодження підземного генератора відбувається природним шляхом після вигоряння товщі. В цей час спостерігається поступове охолодження. Інтенсивність звуження термічної зони за результатами моделювання менше ніж розширення при нагріві. При охолодженні вогнища горіння роль нагрівача поступово переходить до навколишніх порід і вод. При повному охолодженні генератора підземні води ще є джерелом тепла. Межа розподілу теплих і холодних вод, досягнувши термічної зони, призводить до падіння температури, що відповідає завершенню експлуатації даної ділянки підземного генератора.

Знаходження оптимальних сіток свердловин, дебітів і знижень, які при якнайменших витратах забезпечать роботу енергомодуля і подачу кондиційного теплоносія, було основним завданням моделювання течії теплоносія з метою управління цим процесом. Розрахунок зводився до визначення кількості води, яка може бути прийнята водозбірним каналом відомого розміру. Чинники, що виявляються з часом - зміна водного балансу за рахунок вертикального перетікання, зниження тиску, взаємовплив вертикальної і горизонтальної складових водовідбору - оцінюються розрахунком комбінованого водовідбору, яким є пропонована схема.

Розрахунки були проведені для різної відстані між ділянками ПСВ (20, 30 і 40 м) та довжини водоприймальної частини (50 і 60 м) в різних гідрогеологічних умовах (коефіцієнт фільтрації 3, 6 і 9 м/доб). Результати показали, що продуктивність водовідбору коливається в широкому диапазоні (93,3...354,4 м3/доб) і залежить головним чином від фільтраційних властивостей порід і менше від просторової схеми водозабору.

Встановлено, що при малих коефіцієнтах фільтрації продуктивність водозбірних каналів буде домінувати і вертикальні надходження перехоплюватимуться. При високих параметрах фільтрації канал не здатний відбирати висхідні напірні води і може спостерігатися передчасний прорив холодного потоку в термічну зону. У цьому випадку вертикальні свердловини перехоплюватимуть надмірний водоприток.

Найбільші втрати енергії теплоносія відбудуться на етапі поверхневого транспортування в трубопроводі до енергоустановки. Розрахунок показав необхідність обмежити цю відстань 3-ма км для зберігання кондиційних параметрів теплоносія.

У четвертому розділі Обгрунтована технологічна схема енергомодуля ПСВ. Основними елементами модуля є: 1) порідний теплообмінник робочого горизонту; 2) розкриваючі канали, що з'єднують робочий горизонт з поверхнею; 3) рухомий теплоносій; 4) технічний комплекс на поверхні. Використовується природний рухомий двохфазний теплоносій (підземні води, пара), який виходить на поверхню під дією власного тиску або шляхом відкачування з природних або штучних каналів. Циркуляція теплоносія може здійснюватися через систему водозабірних, нагнітальних і експлуатаційних свердловин. Особливістю модуля є зосередження в одному місці систем відбору теплоти і її перетворення в електроенергію. Визначальними чинниками є геолого-гідрогеологічні і термічні умови.

Модуль складається з чотирьох систем: 1) відбору теплоносія; 2) трубопроводів; 3) перетворення теплової енергії (турбіни, генератори, теплообмінне і допоміжне устаткування); 4) технічного водопостачання.

Основні відмінності енергомодуля від сучасних теплових електростанцій стосуються відносно низької початкової температури теплоносія, що потребує використання теплоенергетичного устаткування з вологою парою і створення системи відведення низькопотенційного тепла. Також необхідна система водовідбору та наявність трубопроводів для руху теплоносія від свердловин до турбін і відведення відпрацьованої води.

Робочий вугільний горизонт розробляється способами ПСВ або ПГВ з перевагою використання способу підземного спалювання, оскільки інтерес представляють не продукти горіння, а теплова енергія, що виділяється при цьому. Відбір "підземних вод - теплоносія" здійснюється в початковий період експлуатації підземного генератора вертикальними свердловинами з надвугільного і підвугільного пластів доки ще не утворився у вугільному пласті вигорілий простір. З вигорянням, вертикальний водовідбір змінюється комбінованим, де в ролі горизонтального каналу виступає вигорілий простір вугільного пласта, який має конфігурацію субгоризонтальної водовідбірної галереї, витягнутої уздовж напряму подачі дуття.

Після виведення на поверхню теплоносій через мережу трубопроводів подається до енергоустановки. Її місцезнаходження вибирається виходячи з конфігурації вугільної ділянки з таким розрахунком, щоб довжина трубопроводів не перевищувала відстані, де теплові втрати знизять температуру теплоносія нижче кондицій. Після відробки теплоносій подається на очищення і повертається в пласт закачуванням.

За перетворювачі теплової енергії використовуються паро-, гідропаротурбінні і турбокомпресорні енергоустановки. Розрахунок енергоустановок дозволив оцінити їх енергетичні можливості залежно від прийнятої теплової схеми і теплотехнічного устаткування, що використовується. Аналіз ефективності енергетичного модуля зводився до порівняння ефективності теплогенеруючих установок різних типів за ефективним і ексергетичним коефіцієнтами корисної дії (К. К. Д.).

Для ефективного К. К. Д.

Еф = (Q1 - QР )/Q1 = 1 - (1 - е) , (5)

Де Q1 - енергія теплоносія на вході в енергоустановку; QP - втрати енергії в розширювачі енергоустановки; Т1 - температура теплоносія на вході до енергоустановки; Т0 - температура холодного джерела (довкілля); Е - частка води, що випаровується в енергоустановці.

Ексергетичний К. К. Д., оцінювався за відносними втратами ексергії

Екс = ЕВих/ЕВх = (ЕВх - D)/ ЕВх = 1 - D/ ЕВх, (6)

Де ЕВх і ЕВих - ексергія на вході і виході з установки; D - сумарні втрати.

Турбокомпресор порівнювався з трьома варіантами паротурбінної установки з одно-, двох - і трьохступеневим розширенням пари. При температурі теплоносія до 100 °С турбокомпресорна установка має більш високу термодинамічну ефективність в порівнянні з паротурбінною. Але по мірі зростання початкової температури теплоносія ця різниця швидко зменшується, а при температурі понад 170 °С вона зовсім зникає. Турбокомпресорні установки доцільно використовувати для низьких параметрів теплоносія.

Ефективність всіх типів енергоустановок поступово знижується, починаючи з 180 °С. Особливо інтенсивно вона падає у турбокомпресора. Це пов'язано з фазовими перетвореннями теплоносія на даному інтервалі температур, коли ентальпія фазового переходу змінюється стрибкоподібно і швидкість цих змін перевищує швидкість зростання корисної роботи.

Похожие статьи




Основний зміст роботи - Обгрунтування технологічних параметрів підземної газифікації та спалювання бурого вугілля з використанням підземних вод

Предыдущая | Следующая