Исследование процесса дегазации угольных пластов от шахтного газа метануа с последующим его использованием на Когенерационной электростанции шахты им. А.Ф.Засядько

Магистерская работа на данное время лишь в процессе своего «создания», и здесь лишь приведена приблизительно 1/4 ее часть. Но на данную тему мной проводились исследования уже в течение двух лет, имеются также публикации, с которыми Вы можете ознакомиться ниже.

ВСТУПЛЕНИЕ

Дегазация шахт – это совокупность мероприятий, направленных на добычу и улавливание метану, который выделяется из разнообразных источников, с изолированным отводом его на поверхность или в горне выработки, у которых возможное разбавление к безопасным концентрациям. Дегазация должна также выполняться во всех тех случаях, когда возможная утилизация добываемого газа метануа В том случае, когда снижение содержания метана в рудничном воздухе к установленной норме не удается посредством одного метода, применяеться комплексная дегазация, то есть совокупность методов дегазации одного или нескольких источников метановыделения. Дегазация должна предусматриваться в специальных разделах и подразделах проектов строительства и реконструкции шахты, открытия и подготовки горизонтов, блоков, панелей и паспортах ведения горных работ. Строительство и эксплуатация дегазационных систем на действующих шахтах осуществляется по проектам, которые разрабатываются проектными институтами, проектный – конструкторскими бюро производственного объединения и утверждаются в установленном порядке к сдаче шахты в эксплуатацию. В проектах строительства шахт, открытия и подготовки горизонтов дегазации должен быть представленный объясняющей запиской и графическими материалами, что составляют технологическую, электромеханическую и строительную части, а также объяснение целесообразности добычи метану. В объяснительной записке описываются: данные об ожидаемой газоемкости участков, в том числе по источникам выделения метана; расчет необходимой эффективности дегазации участков и источников метановыделения; корректировка параметров скважин и газопровода. Графические материалы содержат: план горных работ с нанесением рабочих скважин; схему газопровода с указанием всей контрольно-измерительной аппаратуры и запорно-регулирующей арматуры; геологические разрезы о ближайших скважины. Дегазация шахты, добывающего участка или отдельной горной выработки может быть остановлен, если фактическая газоемкость ниже проектной и средства вентиляции обеспечивают разбавление метану, что выделяется, к концентрации регламентированной правилами безопасности.

2 МЕТОД ДЕГАЗАЦИИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ НА ШАХТЕ ИМ. ЗАСЯДЬКО – ДЕГАЗАЦИЯ СКВАЖИНАМИ, ПРОБУРЕННЫМИ С ВЫРАБОТОК

Дегазация разрабатываемых угольных пластов скважинами, которые пробурены с выработка, осуществляется во время подготовки пластов к добыче. Этот метод дегазации используется как при столбовых, так и при сплошных системах выработки если в последнем случае имеется достаточное опережение подготовительной выработки относительно лавы. При дегазации угольных пластов данным методом, скважины бурятся в плоскости пласта за залеганием, падением или под углом к линии залегания, а также при их комбинации или через породную толщу накрест залегания пласта. Такие схемы можно применять при любых значениях мощности та кута падение пласта, а с бурением скважин сквозь породную толщу – преимущественно на крутых мощных пластах. Возможно также параллельное перекрещено или кущевое размещение дегазационных скважин. Пластовые скважины лучше размещать перпендикулярно направлению основной системы трещин кливажа. Для улучшения эффективности дегазации на высокопроизводственных добывающих участках, пласты с газоемкостью больше чем 10 м3/т или выбросонебезопасные пласты, применяются схемы дегазации пласта: параллельными скважинами; пробуренными с разворотом на очистительный забой; перекрёстными скважинами; обоими методами одновременно. Также применяют метод скважин, что пробурены параллельно забою, вместе с розвернутыми на очистительный забой параллельными скважинами из противоположной выработки. Эту схему дегазации применяют на участках пластов, которые отработаны с предыдущим увлажнением массива. Скважины сначала отключаются от дегазационной сети для увлажнения массива перед зоной опорного давления, а скважины, развернутые на забой бурятся после завершения работ из нагнетания воды в пласт. Развернутые на очистительный забой скважины должны охватывать не меньше третьей части длины лавы. При длине лавы больше чем 200 м или в случае, когда невозможно пробурить скважину на всю ширину столба, применяют схемы дегазации, что предусматривают бурение скважин из двух выработка. Верная дегазация пласта должна осуществляться не менее 6 месяцев горизонтальными скважинами и не менее 12 месяцев низходящими. Параметрами схем дегазации являются следующие параметры: угол наклона скважин выбирается в зависимости от условий разлегания пласта и расположение их в выработке; расстояние между скважинами; плотность бурения скважины; прогнозное значение метанодобычи на тонких и средней мощности пластах.

3 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА И СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Шахтный газ из вакуумной насосной четырьмя потоками переменной производительности и состава поступает во входной коллектор установки. Каждый из четырех потоков через регулятор может быть выведен на свечу при низкой концентрации в нем метану и обеспечении необходимой производительности установки другими потоками. Для этого открывается регулирующее устройство на линии выхода на свечу и прикрывается на входе основного потока в коллектор. Из коллектора газ двумя параллельными потоками поступает на осушение в абсорберы К-1/1,2 (линия 1). В абсорберах газ контактирует с охлажденной до 15С водой, что подается на орошение насосами Н-1/1,2,3 (линия 5). За счет низкого парциального давления водяного пара в газе, что отвечает состоянию равновесия с водой при этой температуре, часть влаги из газа абсорбируется водой, чем обеспечивается относительная влажность газа до 80% масс. Для предотвращения наличию капельной влаги в газовом потоке в результате возможного механического выноса воды из абсорбера установленные сепараторы С-1/1,2. Осушенный газ из сепараторов с температурой 35/36С поступает в электрических подогревателей ПЕ-1 (линия 3), где нагревается до заданно температуры 40С и подается на сжигание в когенерационном модуле (линия 4). При недостаточной концентрации метану в осушенном основном потоке газа перед нагреванием к нему примешивается газ из поверхностных скважин (линия 11) или природный газ с высоким содержанием метана (линия 22) для обеспечения концентрации метану до 25% объемных. Количество газа, что подается на домешивание, регулируется за показами концентратомера, установленного на основном потоке газа перед подогревателями ПЕ-1. Для сохранения заданной производительности установки балансовая разница газа дополнительно выводится из входных потоков на свечу. Для очистки от капельной влаги и механических примесей газ из поверхностных скважин проходит через сепаратор С-2. Часть потока природного газа или газа из поверхностных скважин, нагретого в электрическом подогревателе к температуре 40С (линии 12, 13), используется как газ воспалительной дозы для форкамер когенерационных модулей. Вода, которая подается на орошение абсорберов К-1/1,2, из действующих установок водоподготовки набирается в рабочую емкость Є-1 (линия 10) и циркулирует в системе за схемой: емкость Є-1 линия 8 насос Н-1/1,2,3 линия 9 фильтр Ф-1/1,2 холодильная установка ХА-1/1,2 линия 5 абсорбер К-1/1,2 линия 6 насос Н-2/1,2,3 линия 7 емкость Є-1. Балансовая разница абсорбционной воды из абсорберов К-1/1,2 та уловленная капельная влага из сепараторов С-1/1,2 и С-2 через регуляторы уровня отводится в дренажную емкость Є-2. Дренажная вода что может содержать незначительные примеси растворенных в ней компонентов газа, деаэрируется в емкости и отправляется на очистительные сооружения. Выделенный газ отводится на свечу (линия 21). Освобождение системы от газа при необходимости, а также выведение избытка газа в период выхода установки на проектную мощность осуществляется через свечу Св-1(линии 16,17). Для охлаждения воды перед орошением абсорберов используется холодильная установка ХА-1/1,2 с винтовым компрессором R-TSH1-80.240Y хладопродуктивностью 248 000 Вт. Циркуляция воды замкнутом цикле за приведенной выше схемой осуществляется агрегатами электронасосными вертикальными центробежными марки ОРА.1.07.1.1120.5.103.1 в комплекте с электродвигателем STKg 80x-2C мощностью 1,5 квт. Оборудование холодильной установки и технологические насосы устанавливаются в отдельном закрытом помещении. Помещения насосной и холодильной установки принадлежат к разной категорийности, поэтому разделяются капитальной стеной. Проблема нагревания осушенного газа к температуре 40?С решается посредством системы “ТЕПЛОМАГ саморегулируемых нагревательных кабелей”, которые закрепляются на поверхности трубопроводов со следующим покрытием теплоизоляцией. Конструктивное решение системы трубопроводов для нагревания принято за оптимальным вариантом: для осушенного газа – подогреватель ПЕ-1 6 трубопроводов Ду300 длиной 9 м;для газа воспалительной дозы – 2 подогревателя ПЕ -2/1,2 соответственно 2 трубопроводы Ду80 длиной 9 м. Подогреватели ПЕ-1 и ПЕ-2/1,2 размещены на открытой площадке. Рабочая емкость для воды Є-1 V=4м3 Ду1200мм та емкость для дегазации Є-2 V=3м3 Ду1420мм - горизонтальные аппараты серийного выпуска. Абсорбер осушки К-1/1,2 Ду1600мм изготовляется за технической документацией ГПУ 227.01.000, разработанной ООО “Гарантия”.Сепаратор С-1/1,2 и С-2 – поставляется заказчиком за индивидуальной разработкой. Установка работает в постоянном режиме эксплуатации. Длительность работы – 365 дней на год. В процессе работы установки в абсорбере К-1/1,2 постепенно увеличивается уровень воды в нижней секции в связи с накоплением влаги, абсорбированной из газа. Рабочий диапазон уровней поддерживается регулировочными клапанами КлР3 и КлР5. Для подведения шахтного газа к установке и выведению основного потока осушенного газа предусмотрена прокладка подземного трубопровода Ду 700 мм; для подведения природного газа и газа из поверхностных скважин – наземных трубопроводов Ду 200 мм и для выведения газа воспалительной дозы – Ду 80 мм Дренажи из аппаратов и трубопроводов установки отводятся через коллектор Ду 200 мм (линия 12) в существующую дренажную систему.

4 ТЕПЛОМЕХАНИЧНА ЧАСТЬ

Тепловая энергия производится когенерационным агрегатом JMS 620 (производства Jenbacher, Австрия), который использует как топливо кооптируемый шахтный газ с содержанием метана 25 % и отбирается в цепи. Тепловая схема предусматривает отпуск теплоносителя – горячей воды – по температурному графику 110/70 З независимо от температуры внешнего воздуха. Максимальная затрата теплоносителя 753,6 м3/ч. При недостаточной присоединенной тепловой нагрузке потребителей лишняя теплота отдаляется посредством системы аварийного охлаждения, при этом поток выхлопных газов перенаправляется в обход теплообменника Т-6.1.Т-6.12 (активируется цепь байпаса выхлопного газа) посредством клапанов регулирующих Кр-1.5.Кр-12.5 (NVC2) и Кр-1.4.Кр-12.4 (NVC3). Активация цепи байпаса выполняется диспетчером из пульта управления. Как основное оборудование используются двенадцать когенерационных агрегатов JMS 620, тепловая производительность каждого составляет 2 920 кВт. Гидравлическая схема предусматривает установку на подающем трубопроводе трех сетевых насосов Н-1.1..1.3 - два рабочих, один резервный – для подачи воды потребителю. Давление в подающем трубопроводе составляет 10,4 бар. Циркуляционные насосы агрегатов Н-4.1...4.12 предназначены для транспортировки воды через цепь теплообменников (масла, 1-ой степени газовоздушной смеси, рубашки двигателя, выхлопных газов) и работают при работающем когенерационном модуле а также во время 5-минутной фазы его охлаждения. Регуляция температуры воды обратного потока на агрегаты осуществляется клапанами регулирующими Кр-1.2.Кр-12.2 (TCV4), которые при снижении температуры обратного потока ниже 68З домешивает на вход в агрегаты горячую воду 110 З, и Кр-1.3.Кр-12.3 (TCV5), которые при росте температуры обратного потока выше 70 З перенаправляют весь поток, или его часть, через теплообменники аварийного охлаждения Т-1.1.Т-1.12 .

5 СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИЗАЦИИ

Проект автоматизации разработан согласно решений, принятых в технологической части проекта, с учетом действующих норм проектирования и техники безопасности. Система контроля и автоматизации обеспечивает: контроль технологических параметров; дистанционный контроль и регистрацию технологических параметров; автоматическая регуляция технологических параметров; управление отдельными единицами технологического оборудования; сигнализацию об отклонении технологических параметров за допустимые границы; противоаварийная защита технологического оборудования; сигнализация о состоянии отдельных единиц технологического оборудования; сигнализацию загазованности воздуха при достижении 20%НКПВ; остановка технологического процесса, закрытие входных и исходных задвижек и открытия задвижки сброса газа на свечу при достижении загазованности воздуха 50%НКПВ. Система контроля и автоматизации состоит из приборов полевого уровня, программирующего логического контроллера и рабочей станции на базе ІВМ-совместимого компьютера. Контроллер в составе щита управления расположен в помещении электрощитовой рабочая станция расположена в помещении диспетчерской. Щит управления та рабочая станция поставляются фирмой «Интсол» (г.Донецк). 1. Контрольно-измерительные приборы. 1.1. Контрольно-измерительные приборы указывающие: 1.1.2. Давление: 1.2. Аналоговые датчики: 1.2.1. Температура; 1.2.2. Давление; 1.2.3. Уровень; 1.2.4. Расходы; 1.2.5. Концентрация; 1.3. Датчики-реле; 1.4. Влажность: • осушенного газа на когенерационном модуле; • газа к форкамер когенерационных модулей. 2. Контуры регуляции обеспечивают стабилизацию ниже перечисленных технологических параметров: • температуру газа на выходе из теплообменников ТП-1,2,3; • расходы газа к форкамер когенерационных модулей; • давление, шахтного газа, что подают (с максимизацией концентрации метану). 3. Загазованность: • на площадке. 4. Контуры дискретного управления обеспечивают: • остановку технологического процесса, закрытие входных и исходных задвижек в том числе и задвижек сброса газа на свечу из входных трубопроводов и открытия задвижки сброса газа на свечу из технологического оборудования в случае достижения загазованности воздуха 50% НКПВ или при пожаре; • блокировка насосов от сухого хода; • включение резервного насосу при аварии основного насосу. 5. Сигнализация обеспечивает: • сигнализацию об отклонении технологических параметров за заданные границы; • сигнализацию отдельных единиц технологического оборудования; • сигнализацию загазованности воздуха при достижении 20% НКПВ. 6. Монтаж электрических и трубных проводок выполнить согласно с СНиП 3.05.07-85 “Системы автоматизации”, СНиП 3.05.06-85 “Электротехнические устройства”, ПУЭ-86.[2]

6 РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА

При нарушении нормального режима работы системы дегазации по той или другой причине (разрыв газопровода, образования в нем водяной пробки, подсос воздуха в скважину по трещинам, что возникли в результате оседания пород, и т. п.) концентрация Метана в газе, что откачивается, может упасть к верхней границе взрывной (14%) и при наличии источника зажжения возможный взрыв газа в системе дегазации с распространением его при определенных условиях в шахту.[1] Взрыв газа в самой установке также могут вызывать следующие причины: низкое или недостаточное давление газа перед потребителем (перед теплообменными аппаратами, газовыми горелками казанов); повышение содержание кислорода в сжигаемом газе; снижение в воздухопроводе натиска вторичного воздуха и поступления в результате этого газа с высоким содержанием метану в воздухопровод с образованием в нем взрывной метановоздушной смеси; образование в газопроводе водяной пробки из конденсируемого пара; значительное превышение разрядки (давления) газа в результате закупорки газопровода. Все вышеперечисленные проблемы, что возникают при дегазации угольных пластов, существуют и при эксплуатации нового проекта из добычи метану на КГЕС шахты им. Засядько, запущенного в работу совсем недавно, несмотря на то что почти вся система дегазации оснащена новыми зарубежными приборами защиты, контроля и регуляции работы установки, а также одоризацией газа. (Проект автоматизации разработан согласно решений, принятых в технологической части проекта с учетом действующих норм, что касаются проектирования и техники безопасности.[2]) Однако любая система автоматической регуляции должна поддерживать регулируемую величину с наименьшими отклонениями от заданного значения. В связи с этим обеспечение стойкости при всех что встречаются на практике режимах работы объекта автоматизации является первоочередной задачей проектирования, а затем наладки и эксплуатации систем регуляции. [3] Как уже отмечалось выше, при работе установки дегазации существуют некоторые нарушения режима работы. После изучения проблем, что возникли на станции, нами было найдено что большинство неполадок возникло в результате «неаккуратного проведения» гидравлического расчета всего газопровода. Это и привело к определенным неполадкам как запорной арматуры, так и практически всех теплообменных аппаратов, подведенных к газопроводу теплообменников.

ВЫВОДЫ

При решении проблем интенсификации процесса дегазации угольных пластов возникла также проблема проектирования газовых смесителей, которые нужны для осуществления малоинертного непрерывного смешивания двух газов (смесей) и получение относительно однородного поля концентраций на выходе.[4] Но, учитывая важность газового смесителя была разработана полезная модель (заявка на полезную модель полностью подготовлена к подаче в Укрпатент). Ею решается задание создания инжекционной многофакельной горелки для сжигания газа разной калорийности с целью не только повысить надежность и эффективность работы теплообменных аппаратов, но и утилизации замазученных и замасленных стоков снижение загрязнения окружающей среды.[5]

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ДЕГАЗАЦИОННЫХ СИСТЕМ Ермакова В.Ю., студентка; Сафонова Е.К., доц., к.т.н. (Донецкий национальный технический университет, г.Донецк, Украина)

Известно, что взрывы газа, происходящие в угольных шахтах, обычно являются следствием возникновения совокупности непредвиденных обстоятельств, поэтому применяемое дегазационное оборудование и аппаратура должны выбираться с таким расчётом, чтобы полностью исключить возможность взрыва газа в системе даже при возникновении этих обстоятельств. Это требование имеет особенное значение вследствие того, что дегазация, как правило, применяется в наиболее опасных по газу шахтах, как, например, на шахте им. Засядько, когда взрыв газа в дегазационной системе может привести к распространению взрыва газа в саму шахту. При нарушении нормального режима работы дегазационной системы по той или иной причине (разрыв газопровода, образование в нем водяной пробки, подсос воздуха в скважину по трещинам, возникшим в результате осадки пород, и т. п.) концентрация метана в отсасываемом газе может упасть до верхнего предела взрываемости (14%) и при наличии источника воспламенения возможен взрыв газа в дегазационной системе с распространением его при определённых условиях в шахту. Взрыв газа в самой установке также могут вызвать следующие причины: низкое или недостаточное давление газа перед потребителем (перед теплообменными аппаратами, газовыми горелками котлов); повышение содержание кислорода в сжигаемом газе; снижение в воздухопроводе напора вторичного воздуха и поступление вследствие этого газа с высоким содержанием метана в воздухопровод с образованием в нём взрывчатой метановоздушной смеси; образование в газопроводе водяной пробки из конденсируемых паров; значительное превышение разряжения (давления) газа вследствие закупорки газопровода. Все вышеперечисленные проблемы, возникающие при дегазации угольных пластов, существуют и при эксплуатации нового проекта по извлечению метана на КГЭС шахты им. Засядько, запущенного в работу совсем недавно, несмотря на то, что почти вся система дегазации оснащена новыми зарубежными приборами защиты, контроля и регулировки работы установки, а также одоризацией газа. (Проект автоматизации разработан согласно решений, принятых в технологической части проекта, с учётом действующих норм, касающихся проектирования и техники безопасности.) Система контроля и автоматизации состоит из приборов полевого уровня, а именно: показывающие приборы (производства Германии), датчики и регуляторы (производства Германии), запорная арматура (производства Украины и России), приборное оснащение для дистанционной передачи (производства Германии). К системе контроля и автоматизации также относятся программируемый логический контроллер и рабочая станция на базе IBM-совместимого компьютера. Однако любая система должна поддерживать регулируемую величину с наименьшими отклонениями от заданного значения. В связи с этим обеспечивание устойчивости при всех встречающихся на практике режимах работы того или иного оборудования является первоочерёдной задачей проектирования, а затем наладки и эксплуатации проекта дегазации. Как уже отмечалось выше, при работе дегазационной установки существуют некоторые нарушения режима работы. После изучения проблем, возникших на станции, нами было обнаружено, что большинство неполадок возникло по причине «неаккуратного» проведения гидравлического расчёта всего газопровода. Это и привело к определённым неполадкам как запорной арматуры, так и практически всех теплообменных аппаратов, подведенных к газопроводу. В связи с этим станция с самого начала эксплуатации работает не на полную мощь. Некоторые расчёты, (например, трубопровода, ведущёго на когенерационные модули) произведёны на предприятии по каким-то новым расчетам, но, к сожалению, с грубыми ошибками. Нами же был проведён гидравлический расчёт более традициооными методами, с учётом каждой мелочи, однако мы добились желаемого результата, используя самые элементарные расчётные формулы. В данных расчётах учитывались все местные сопротивления, сопротивления на трения, температура и т.д. для получения более точного результата, который позволит выявить все недостатки работы дегазационной системы, а также чётко наладить аппараты регулирования, автоматизации и контроля, а также всего теплотехнологического оборудования, без которых дальнейшая работа всей станции просто невозможна.