БИБЛИОТЕКА ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ УТИЛИЗАЦИИ ШАХТНОГО МЕТАНА В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ Е. А. Пацков - гл.н.с., Н.М. Сторонский - зам. директора ОАО "Промгаз", г. Москва Энергетический уголь наряду с природным газом и мазутом является одним из ос-новных энергоносителей в энергетике, промышленном производстве и коммунально-бытовом секторе в РФ в настоящее время и на перспективу. Особенностью топливно-энергетического комплекса РФ является преобладание в балансе природного газа, доля которого превышает 53 % и имеет тенденцию к росту. В странах Западной Европы и Североамериканского континента, располагающих как запасами угля, так и природного газа, доля природного газа в ТЭБ'е соответствующей страны существенно ниже. Для обеспече-ния энергетической безопасности страны необходимо сократить долю природного газа в топливно-энергетическом балансе России до 40-45 % за счет увеличения доли угля, атом-ной энергии, гидроэнергии, ветровой энергии, возобновляемых видов энергии и повышения эффективности использования всех видов энергии в электроэнергетике, коммунально-бытовом хозяйстве и промышленности. Доля угля вырастет до 18-19 % в 2050 г .
Добыча угля сопровождается выделением угольного метана, на 98-99 % адсорбированный угольным массивом, который в настоящее время в РФ, в основном, удаляется в атмосферу.
Накапливаясь в атмосфере метан CH4, как и СО2, Н2О и N2O создают тепличный эффект, что диссонирует с Киотским протоколом, регламентирующим выброс парниковых газов в атмосферу. В результате хозяйственной деятельности наряду с возрастанием содержания в атмосфере антропогенной углекислоты увеличивается поступление в атмосферу антропогенного метана. Коэффициент антропогенной эмиссии метана при добыче угольного метана и природного газа представлен табл.1.
Таблица 1 Коэффициент эмиссии метана в атмосферу (кг/т у.т.) при:
Оценка вклада в парниковый эффект компонентов парниковых газов осуществляется с помощью показателя глобального потепления (Global Warning Potential), представляющего отношение нагрева атмосферы за 100 лет в результате выброса одного из парниковых газов к нагреву при выбросе такого же количества СО2. Этот показатель для метана равен 23, а для закиси азота - 296. Диоксиду углерода принадлежит 65 % общего негативного антропогенного влияния на усиление парникового эффекта, метану 19 %, оксидам азота 6 %, фторхлоруглеродам - 10 %.
Утилизация шахтного метана осложнена тем, что метано-воздушная смесь, удаляемая из работающих шахт, имеет переменный состав и расход. Состав смеси часто бывает не кондиционный - 2,5?25 % С1Н4, содержит капельную и паровую влагу, угольную и минеральную пыль. Природный газ, преимущественно состоящий из метана, сжигается, преимущественно, в диффузионном или диффузионно-кинетическом режиме, характерном раздельной подачей газа и воздуха в газогорелочное устройство. При каптации угольного метана из горных выработок извлекается метано-воздушная смесь, способная к воспламенению, что повышает требования к безопасности при ее утилизации.
На территории РФ каптируемый шахтный метан в настоящее время утилизируется в Печорском бассейне и Восточном Донбассе.
Практика горных работ ОАО "Воркутауголь" показала, что основными источниками выделения метана в выработки выемочного участка являются пласты-спутники (табл. 2.).
Таблица 2 Выделение метана угольными пластами
На закрытых шахтах, а также в пластах-спутниках действующих шахт, концентрация метана в метано-воздушной смеси, как правило, выше, чем на работающих шахтах .
При утилизации газовоздушной смеси угольных шахт следует учитывать переменность состава, режимы воспламенения и горения. Смесь помимо метана может содержать другие горючие компоненты, влияющие на пределы воспламенения:
Таблица 3 Пределы воспламенения газовоздушных смесей (20 °С, 760 мм рт. ст.)
Примеси водорода, пропана и др. легко воспламеняющихся компонентов, подогрев смеси, увеличение давления расширяют пределы воспламенения; балластирование инертными разбавителями (флегматизация) снижает пределы воспламенения. В качестве инертных разбавителей используются азот, диоксид углерода, водяной пар и газовые составы на их основе
Для каптируемой метано-воздушной смеси пределы воспламенения 2,5-25 % С1Н4 в 2 раза превышают концентрационные пределы воспламенения метано-воздушной смеси с целью безопасности при ее утилизации.
Существует три режима горения метано-воздушной смеси: нормальный, дефлагра-ционный и детонационный, скорость горения соответственно равна 0,3?0,4, 10?200, 1000?5000 м/с. Режим горения обусловлен величиной скорости течения смеси и характе-ром течения смеси - ламинарный, турбулентный, давлением и др. параметрами. При под-земных взрывах угольного метана реализуется, как правило, режим дефлаграционного горения со скоростью ~ 200 м/сек, ~ 30-40 % энергии взрыва переходит в ударную волну. Детонационное горение возникает при условии, что скорость горения превышает локальную скорость звука, горение поддерживается ударной волной.
Максимальная температура горения и тепловыделение достигаются при условии, что сжигание метано-воздушной смеси осуществляется при объемном соотношении метан: воздух - 1:10.
Каптируемые метано-воздушные смеси, как правило, содержат невысокую концентрацию метана, что стимулирует создание методов их обогащения. Существуют различные способы обогащения метано-воздушных смесей: природным газом, с помощью молекулярных сит либо адсорбцией. Обогащение метано-воздушных смесей природным газом не получил широкого распространения в угледобывающих регионах России из-за отсутствия в этих регионах природного газа. Эффективность молекулярных сит и адсорбции зависит от величины абсолютного давления смеси, повышение которого должно осуществляться в изотермических условиях, исключающих воспламенение, реализуется с помощью водокольцевых насосов- компрессоров. При определенных условиях метано-воздушные смеси необходимо обеднять воздухом. Утилизация метано-воздушной смеси с содержанием метан 2,5 % < C1H4 < 25 % затруднена. При транспортировке смесей по газопроводам с высоким содержанием метана возможны подсосы воздуха, приводящие к взрывоопасным концентрациям.
Утилизация газовоздушной смеси с содержанием C1H4 < 2,5 % возможно в устройствах, реализующих каталитическое сжигание , либо в качестве дутья в энергетических установках (котельные, воздухонагреватели, когенерационные устройства и др.), получая тепловую либо электрическую энергию. Каталитическое сжигание в настоящее время не реализовано в РФ в промышленных масштабах из-за низкой экономической эффективности.
Использование вентиляционной струи в качестве воздушного дутья технически реализуемо в котельных либо когенерационных установках. В данной работе выполнены термодинамические расчеты совместного сжигания угля с вентиляционным воздухом, в котором варьировалось содержание метана.
Расчеты выполнялись в двух вариантах:
Полученные зависимости для температуры горения и удельного тепловыделения носят экстремальный характер; при содержании метана в вентиляционной струе 0,2-0,3 % достигается максимум, обусловленный различной калорийностью метана и угля.
Вариация доли метана в вентиляционной струе приводит к существенным колебаниям температуры горения и удельного тепловыделения. Следовательно, при ис-пользовании в угольных котельных в качестве дутья вентиляционного воздуха, режим го-рения будет неустойчив из-за непостоянства содержания метана в вентиляционной струе.
Второй вариант расчетов предусматривал поддержание стехиометрического соотношения топлива (уголь и метан вентиляционной струи) и воздуха при изменении процентного содержания метана в вентиляционном воздухе.
Поддержание коэффициента расхода окислителя на постоянном уровне при повышении концентрации метана в вентиляционной струе приводит к плавному росту температуры и удельного тепловыделения горючей массы, содержащей уголь и метан, т.к. температура стехиометрического горения метана и удельное тепловыделение при горении метана выше, чем при сжигании угля.
Таким образом, при использовании вентиляционной струи в качестве воздушного дутья, в которой может варьироваться содержание метана, необходимо наличие автоматики, обеспечивающей поддержание соотношение топливо-окислитель на определенном постоянном уровне.
Большая разбросанность угледобывающих предприятий обуславливает востребованность децентрализованных системы тепло и электроснабжения.
ОАО "Промгаз" выпускает большой спектр оборудования, используемого в системах децентрализованного теплоснабжения. В указанных системах отсутствуют магистральные теплотрассы, являющиеся источником потерь тепла при его транспортировке по-требителям. Эти системы отличаются малой инерционностью, низкой себестоимостью получаемого тепла и представлены несколькими типами теплогенераторов водяного, воз-душного и радиационного теплоснабжения.
Автономные модульные котельные
Системы водяного теплоснабжения представлены автономными модульными котельными шахтными (АМКШ) с химводоподготовкой и котловой автоматикой в диапазоне мощности от 100 кВт до 3,3 МВт полной заводской готовности. Отличительной особенностью предлагаемых модульных котельных - оснащение их узлом подготовки шахтного метана, а также использование специальных автоматизированных горелочных блоков.
В настоящее время шахтный метан в России утилизируется в централизованных котельных, оснащенных паровыми котлами типа ДКВР, в которых используются подовые горелки. На котлах данного типа могут также быть использованы горелки типа ГМГ, ГА, вертикальные щелевые горелки. Горелки указанных типов не оснащаются системами автоматики и не могут быть использованы в автономных модульных котельных.
Для АМКШ разработана автоматическая блочная горелка конструкции ОАО "Промгаз", приспособленная для работы на каптируемой метано-воздушной смеси. Горелка содержит узлы розжига и контроля факела, управления, регулирования тепловой мощности, систему безопасности.
Узел подготовки шахтного метана является отдельным модулем АМКШ, обеспечивает очистку шахтного метана от влаги, угольной и минеральной пыли; оснащен контрольно-измерительными приборами, водокольцевыми насосами и другими приборами.
В дальнейшем планируется дооснастить шахтную котельную устройством, обеспечивающим утилизацию некондиционной метано-воздушную смеси, содержащей метана менее 25 %.
Рекуперативные и смесительные воздухонагреватели
В смесительных воздухонагревателях (ВГС) осуществляется прямое сжигание природного газа в потоке нагреваемого воздуха при помощи рамповых горелок. Конструктивные и аэродинамические характеристики рамповых горелок обеспечивают необходи-мые гигиенические параметры нагретого воздуха. Коэффициент использования топлива составляет 98-99 %. Разработан ряд воздухонагревателей ВГС мощностью от 0,15 до 6,3 МВт, предназначенных для систем приточной вентиляции производственных помещений, тепловых завес, автономного отопления и низкотемпературной сушки.
Воздух, подаваемый на нагрев при помощи вентилятора, частично поступает в блок горелок на горение, а остальная его часть идет в обвод для смешения с образующимися продуктами сгорания. Воздухо-нагреватели ВГС снабжены автоматикой розжига, безопасности и регулирования. Имеется возможность контроля работой воздухонагревателя с диспетчерского пульта.
В рекуперативных воздухонагревателях воздух нагревается через теплообменную поверхность, обогреваемую с противоположной стороны горячими продуктами сгорания.
В угольной промышленности как смесительные, так и рекуперативные воздухонагреватели могут быть востребованы для отопления стволов шахт, производственных помещений; для создания воздушных тепловых завес.
Лучистые системы отопления
В состав систем децентрализованного отопления помещений, входят также газовые инфракрасные излучатели различных температурных уровней:
"Темные" инфракрасные излучатели имеют прямую или U-образную форму и изготавливаются из металлических труб, внутри которых циркулирует поток продуктов сгорания природного газа. Нагретая до температуры 200 600 C поверхность труб излучает энергию и обогревает помещение. Преимущество предлагаемых излучателей заключается в минимизации содержания NOx в выбрасываемых продуктах горения газа (менее 80-100 мг/м3), высоком КПД, низкой стоимости за счет применения стали с низким содержанием никеля.
В работе выполнены расчеты КПД для всех типов теплотехнических агрегатов децентрализованного теплоснабжения (табл. 4).
Таблица 4 КПД для различных агрегатов децентрализованного теплоснабжения
Одним из перспективных направлений повышения эффективности использования первичного топлива является комбинированное производство электрической и тепловой энергии с использованием турбин малой и средней мощности (мини ТЭЦ). Преимуществом такого способа выработки энергии является достижение коэффициента использования топлива до 0,85.
Существует несколько технических решений выработки электрической энергии непосредственно у потребителей. Одним из таких решений является установка турбин с противодавлением на существующих паровых и паро-водогрейных котельных. Данная технология заключается в утилизации потенциальной энергии пара при понижении его давления до требуемой величины не редуцированием, а совершением работы. Для этого параллельно редукционному устройству устанавливается электрогенерирующий комплекс с паровой противодавленческой турбиной. Пар на технологический процесс направляется через турбину, а работа, совершаемая паром, используется для привода электрического генератора. Электроэнергия, производимая такого рода устройствами, как правило, используется для собственных нужд предприятия, на котором она установлена. Указанная технология может быть реализована в паровых котельных, применяющих котлы давлением 1,4 4,0 МПа (ДКВР, ДЕ и др.). Абсолютное давление пара, используемого при выработке энергии - 0,3-1,5 МПа, а при отопительном отборе - 70 250 кПа. Избыток давления срабатывается на редукционном устройстве. Данная схема включения электрогенерирующих устройств используется для применения ее в действующих котельных. Расход топлива на производство 1 квт час составляет 140-150 г у.т.
Когенерационные устройства комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, работающие на шахтном метане, также включают газовые, газодизельные установки, микротурбины Capstoun.
Заключение
|