Магістерська робота на даний час лише у процесі свого «створення», і тут лише наведена приблизно ¼ її частина. Але на дану тему мною проводились дослідження вже на протязі двох років, є також публікації, з якими Ви можете ознайомитись нижче.

ВСТУП

Дегазація шахт – це сукупність заходів, направлених на видобування та уловлювання метану, який виділяється із різноманітних джерел, з ізольованим відводом його на поверхню або у горні виробітки, у яких можливе розбавлення до безпечних концентрацій. Дегазація повинна також виконуватись у всіх у всіх тих випадках, коли можлива утилізація видобувайомого газу метану. У тому випадку, коли зниження вмісту метану у рудничному повітрі до встановленої норми не вдається за допомогою одного метода, приміняється комплексна дегазація, тобто сукупність методів дегазації одного чи кількох джерел метановиділення. Дегазація повинна передбачатися у спеціальних розділах та підрозділах проектів будівництва та реконструкції шахти, відкриття та підготовки горизонтів, блоків, панелей та паспортах ведення гірничих робіт. Будівництво та експлуатація дегазаційних систем на діючих шахтах здійснюється за проектами, які розробляються проектними інститутами, проектно – конструкторськими бюро виробничого об’єднання і затверджуються у встановленому порядку до здачі шахти в експлуатацію. У проектах будівництва шахт, відкриття та підготовки горизонтів дегазації повинна бути представлена пояснюючою запискою та графічними матеріалами, що складають технологічну, електромеханічну та будівничу частини, а також пояснення доцільності видобування метану. У пояснювальній записці описуються: дані про очікувану газовмісткість ділянок, у тому числі за джерелами виділення метану; розрахунок необхідної ефективності дегазації ділянок та джерел метановиділення; коректування параметрів скважин та газопроводу. Графічні матеріали містять: план гірничих робіт з нанесенням робочих скважин; схему газопроводу з указанням всієї контрольно-вимірювальної апаратури та запорно-регулюючої арматури; геологічні розрізи про найближчі скважини. Дегазація шахти, видобувної ділянки або окремої гірничої виробітки може бути зупинена, якщо фактична газовмісткість нижче проектної і засоби вентиляції забезпечують розбавлення метану, що виділяється, до концентрації, регламентованої правилами безпеки.

2 МЕТОД ДЕГАЗАЦІЇ ВУГІЛЬНИХ ПЛАСТІВ НА ШАХТІ ІМ. ЗАСЯДЬКО – ДЕГАЗАЦІЯ СВЕРДЛОВИНАМИ, ПРОБУРЕНИМИ З ВИРОБІТОК

Дегазація розробляємих вугільних пластів свердловинами, що пробурені з виробіток, здійснюється під час підготовки пластів до видобутку. Цей метод дегазації використовується як при стовбових, так і при суцільних системах виробітки, якщо в останньому випадку є достатнє випередження підготовчої виробітки відносно лави. При дегазації вугільних пластів даним методом, свердловини буряться у площині пласта за розляганням, паданням чи під кутом до лінії розлягання, а також при їх комбінації або через породну товщу вхрест розляганню пласта. Такі схеми можна застосовувати при будь-яких значеннях потужності та кута падіння пласта, а з бурінням скважин крізь породну товщу – переважно на крутих потужних пластах. Можливе також паралельне, перехрещене або кустове розміщення дегазаційних свердловин. Пластові свердловини краще розміщувати перпендикулярно напрямку основної системи тріщин кліважу. Для покращення ефективності дегазації на високовиробничих видобувних ділянках, пласти із газавмісткістю більше ніж 10 м3/т або викидонебезпечні пласти, застосовуються схеми дегазації пласта: паралельними скважинами; пробуреними із розворотом на очисний забій; перехрещуючимися скважинами; обома методами одночасно. Також застосовують метод скважин, що пробурені паралельно забою, разом із розверненими на очисний забій паралельними скважинами з протилежної виробітки. Цю схему дегазації застосовують на ділянках пластів, які відпрацьовані з попереднім зволоженням масиву. Свердловини спочатку відключаються від дегазаційної мережі для зволоження масиву перед зоною опорного тиску, а скважини, розвернуті на забій, буряться після завершення робіт із нагнітання води у пласт. Розвернуті на очисний забій скважини повинні охоплювати не менше третьої частини довжини лави. При довжині лави більше ніж 200 м або у випадку, коли неможливо пробурити скважину на всю ширину стовпа, застосовують схеми дегазації, що передбачають буріння скважин із двох виробіток. Вірна дегазація пласта повинна здійснюватись не менше 6 місяців горизонтальними скважинами та не менше 12 місяців низходящими. Параметрами схем дегазації є слідуючі параметри: кут нахилу скважин вибирається у залежності від умов розлягання пласту та розташування їх у вироботці; відстань між скважинами; щільність буріння скважини; прогнозне значення метановидобування на тонких та середньої потужності пластах.

3 ТЕХНОЛОГІЯ ВИРОБНИЦТВА ТА СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦІЇ ТЕХНОЛОГІЧНОГО ПРОЦЕСУ

Шахтний газ із вакуумної насосної чотирма потоками змінної продуктивності та складу надходить у вхідний колектор установки. Кожен із чотирьох потоків через регулятор може бути виведений на свічу при низькій концентрації в ньому метану та забезпеченні необхідної продуктивності установки іншими потоками. Для цього відкривається регулюючий пристрій на лінії виходу на свічу і прикривається на вході основного потоку в колектор. З колектора газ двома паралельними потоками поступає на осушення в абсорбери К-1/1,2 (лінія 1). В абсорберах газ контактує з охолодженою до 15С водою, що подається на зрошення насосами Н-1/1,2,3 (лінія 5). За рахунок низького парціального тиску водяної пари в газі, що відповідає стану рівноваги з водою при цій температурі, частина вологи з газу абсорбується водою, чим забезпечується відносна вологість газу до 80% мас. Для запобігання наявності крапельної вологи в газовому потоці внаслідок можливого механічного винесення води з абсорбера встановлені сепаратори С-1/1,2. Осушений газ із сепараторів з температурою 35/36 С поступає в електричні підігрівачі ПЕ-1 (лінія 3), де нагрівається до заданої температури 40 С і подається на спалювання в когенераційні модулі (лінія 4). При недостатній концентрації метану в осушеному основному потоці газу перед нагріванням до нього домішується газ із поверхневих свердловин (лінія 11) або природний газ з високим вмістом метану (лінія 22) для забезпечення концентрації метану до 25% об’ємних. Кількість газу, що подається на домішування, регулюється за показами концентратоміра, встановленого на основному потоці газу перед підігрівачами ПЕ-1. Для збереження заданої продуктивності установки балансова різниця газу додатково виводиться із вхідних потоків на свічу. Для очищення від крапельної вологи та механічних домішок газ із поверхневих свердловин проходить через сепаратор С-2. Частина потоку природного газу або газу із поверхневих свердловин, нагрітого у електричному підігрівачі до температури 40 С (лінії 12, 13), використовується як газ запальної дози для форкамер когенераційних модулів. Вода, яка подається на зрошення абсорберів К-1/1,2, з діючих установок водопідготовки набирається в робочу ємність Є-1 (лінія 10) і циркулює в системі за схемою: ємність Є-1 лінія 8 насос Н-1/1,2,3 лінія 9 фільтр Ф-1/1,2 холодильна установка ХА-1/1,2 лінія 5 абсорбер К-1/1,2 лінія 6 насос Н-2/1,2,3 лінія 7 ємність Є-1. Балансова різниця абсорбційної води з абсорберів К-1/1,2 та уловлена крапельна волога з сепараторів С-1/1,2 та С-2 через регулятори рівня відводиться в дренажну ємність Є-2. Дренажна вода, що може містити незначні домішки розчинених у ній компонентів газу, розгазовується в ємності і відправляється на очисні споруди. Виділений газ відводиться на свічу (лінія 21). Звільнення системи від газу при необхідності, а також виведення надлишку газу в період виходу установки на проектну потужність здійснюється через свічу Св-1(лінії 16,17). Для охолодження води перед зрошенням абсорберів використовується холодильна установка ХА-1/1,2 з гвинтовим компресором R-TSH1-80.240Y холодопродуктивністю 248 000 Вт. Циркулювання води в замкненому циклі за наведеною вище схемою здійснюється агрегатами електронасосними вертикальними відцентровими марки ОРА.1.07.1.1120.5.103.1 в комплекті з електродвигуном STKg 80x-2C потужністю 1,5 квт. Обладнання холодильної установки та технологічні насоси встановлюються в окремому закритому приміщенні. Приміщення насосної та холодильної установки належать до різної категорійності, тому розділюються капітальною стіною. Проблема нагрівання осушеного газу до температури 40 С вирішується за допомогою системи “ТЕПЛОМАГ” саморегульованих нагрівальних кабелів, які закріплюються на поверхні трубопроводів з наступним покриттям теплоізоляцією. Конструктивне вирішення системи трубопроводів для нагрівання прийняте за оптимальним варіантом: для осушеного газу – підігрівач ПЕ-1 6 трубопроводів Ду300 довжиною 9 м; для газу запальної дози – 2 підігрівачі ПЕ -2/1,2 відповідно 2 трубопроводи Ду80 довжиною 9 м. Підігрівачі ПЕ-1 та ПЕ-2/1,2 розміщені на відкритому майданчику. Робоча ємність для води Є-1 V=4м3 Ду1200мм та ємність для розгазування Є-2 V=3м3 Ду1420мм - горизонтальні апарати серійного випуску. Абсорбер осушки К-1/1,2 Ду1600мм виготовляється за технічною документацією ГПУ 227.01.000, розробленою ТОВ “Гарантія”. Сепаратор С-1/1,2 та С-2 – постачається замовником за індивідуальною розробкою. Установка працює в постійному режимі експлуатації. Тривалість роботи – 365 днів на рік. В процесі роботи установки в абсорбері К-1/1,2 поступово збільшується рівень води в нижній секції у зв’язку з накопиченням вологи, абсорбованої з газу. Робочий діапазон рівнів підтримується регулювальними клапанами КлР3 і КлР5. Для підведення шахтного газу до установки та виведення основного потоку осушеного газу передбачено прокладення підземного трубопроводу Ду 700 мм; для підведення природного газу та газу з поверхневих свердловин – наземних трубопроводів Ду 200 мм та для виведення газу запальної дози – Ду 80 мм. Дренажі з апаратів та трубопроводів установки відводяться через колектор Ду 200 мм (лінія 12) в існуючу дренажну систему.

4 ТЕПЛОМЕХАНІЧНА ЧАСТИНА

Теплова енергія виробляється когенераційним агрегатом JMS 620 (виробництва Jenbacher, Австрія), який використовує як паливо кооптований шахтний газ із змістом Метану 25 % і відбирається в ланцюзі тепл Теплова схема передбачає відпустку теплоносія – гарячої води – по температурному графіку 110/70 З незалежно від температури зовнішнього повітря. Максимальна витрата теплоносія 753,6 м3/ч. При недостатньому приєднаному тепловому навантаженні споживачів зайва теплота віддаляється за допомогою системи аварійного охолоджування, при цьому потік вихлопних газів перенаправляється в обхід теплообмінника Т-6.1.Т-6.12 (активується ланцюг байпаса вихлопного газу) за допомогою клапанів регулюючих Кр-1.5.Кр-12.5 (NVC2) і Кр-1.4.Кр-12.4 (NVC3). Активація ланцюга байпаса виконується диспетчером з пульта управління. Як основне устаткування використовуються дванадцять когенераційних агрегатів JMS 620, теплова продуктивність кожного складає 2 920 кВт. Гідравлічна схема передбачає установку на подаючому трубопроводі трьох мережних насосів Н-1.1..1.3 - два робітників, один резервний – для подачі води споживачу. Тиск в подаючому трубопроводі складає 10,4 бар. Циркуляційні насоси агрегатів Н-4.1...4.12 призначені для транспортування води через ланцюг теплообмінників (масла, 1-го ступеня газоповітряної суміші, сорочки двигуна, вихлопних газів) і працюють при працюючому когенераційному модулі, а також під час 5-хвилинної фази його охолодження. Регулювання температури води зворотного потоку на агрегати здійснюється клапанами регулюючими Кр-1.2.Кр-12.2 (TCV4), які при зниженні температури зворотного потоку нижче 68З домішує на вхід в агрегати гарячу воду 110 З, і Кр-1.3.Кр-12.3 (TCV5), які при зростанні температури зворотного потоку вище 70 З перенаправляють весь потік, або його частина, через теплообмінники аварійного охолоджування Т-1.1.Т-1.12 .

5 СИСТЕМА КОНТРОЛЮ ТА АВТОМАТИЗАЦІЇ

Проект автоматизації розроблений згідно рішень, прийнятих у технологічній частині проекту, з урахуванням діючих норм проектування та техніки безпеки. Система контролю та автоматизації забезпечує: контроль технологічних параметрів; дистанційний контроль і регістрацію технологічних параметрів; автоматичне регулювання технологічних параметрів; управління окремими одиницями технологічного устаткування; сигнализацію про відхилення технологічних параметрів за допустимі границі; протиаварійний захист технологічного устаткування; сигнализація про стан окремих одиниць технологічного устаткування; сигнализацію загазованості повітря при досягненні 20%НКПВ; зупин технологічного процесу, закриття вхідних та вихідних задвижок та відкриття задвижки збросу газу на свічу при досягненні загазованості повітря 50%НКПВ. Система контролю та автоматизації складається з приборів польового рівня, програмуючого логічного контроллера і робочої станції на базі ІВМ-совместимого компьютера. Контроллер у складі щита управління розташований у приміщенні електрощитової, робоча станція розташована в приміщенні диспетчерської. Щит управління та робоча станція поставляються фірмою «Интсол» (г.Донецк). 1. Контрольно-вимірювальні прилади. 1.1. Контрольно-вимірювальні прилади показуючі: 1.1.2. Тиск: 1.2. Аналогові датчики: 1.2.1. Температура; 1.2.2. Тиск; 1.2.3. Рівень; 1.2.4. Витрати; 1.2.5. Концентрація; 1.3. Датчики-релє; 1.4. Вологість: • осушеного газу на когенераційні модулі; • газу до форкамер когенераційнихх модулей. 2. Контури регулювання забезпечують стабілізацію нижче перечислених технологічниих параметрів: • температуру газу на виході з теплообмінників ТП-1,2,3; • витрати газу до форкамер когенераційних модулей; • тиск, шахтного газу, що подають (з максимізацією концентрації метану). 3. Загазованість: • на площадці. 4. Контури дискретного управління забезпечують: • зупинку технологічного процесу, закриття вхідних та вихідних задвижок, в тому числі й задвижок збросу газу на свічу з вхідних трубопроводів та відкриття задвижки збросу газу на свічу з технологічного устаткування у випадку досягнення загазованості повітря 50% НКПВ або при пожежі; • блокування насосів від сухого ходу; • включення резервного насосу при аварії основного насосу. 5. Сигналізація забезпечує: • сигналізацію про відхилення технологічних параметрів за задані границі; • сигналізацію окремих одиниць технологічнго устаткування; • сигналізацію загазованості повітря при досягненні 20% НКПВ. 6. Монтаж электричних та трубних проводок виконати згідно зі СНиП 3.05.07-85 “Системы автоматизации”, СНиП 3.05.06-85 “Электротехнические устройства”, ПУЭ-86.[2]

6 РОЗРАХУНОК ГАЗОПРОВОДУ

При порушенні нормального режиму роботи системи дегазації із тієї або іншої причини (розрив газопроводу, утворення в ньому водяної пробки, підсос повітря в свердловину по тріщинах, що виникли в результаті осідання порід, і т. п.) концентрація Метану в газі, що відкачується, може впасти до верхньої межі вибухової (14%) і за наявності джерела запалювання можливий вибух газу в системі дегазації з розповсюдженням його за певних умов в шахту.[1] Вибух газу в самій установці також можуть викликати наступні причини: низький або недостатній тиск газу перед споживачем (перед теплообмінними апаратами, газовими пальниками казанів); підвищення вміст кисню в спалюваному газі; зниження в повітропроводі натиску вторинного повітря і надходження унаслідок цього газу з високим змістом метану в повітряпровід з утворенням в ньому вибухової метаноповітряної суміші; утворення в газопроводі водяної пробки з конденсованої пари; значне перевищення розрядки (тиску) газу унаслідок закупорки газопроводу. Всі вищеперелічені проблеми, що виникають при дегазації вугільних пластів, існують і при експлуатації нового проекту з видобування метану на КГЕС шахти ім. Засядько, запущеного в роботу зовсім недавно, не дивлячись на те, що майже вся система дегазації оснащена новими зарубіжними приладами захисту, контролю і регулювання роботи установки, а також одоризацією газу. (Проект автоматизації розроблений згідно рішень, прийнятих в технологічній частині проекту, з урахуванням діючих норм, що стосуються проектування і техніки безпеки.[2]) Проте будь-яка система автоматичного регулювання повинна підтримувати регульовану величину з якнайменшими відхиленнями від заданого значення. У зв'язку з цим забезпечення стійкості при всіх що зустрічаються на практиці режимах роботи об'єкту автоматизації є першочерговою задачею проектування, а потім наладки і експлуатації систем регулювання. [3] Як вже наголошувалося вище, при роботі установки дегазації існують деякі порушення режиму роботи. Після вивчення проблем, що виникли на станції, нами було знайдено, що більшість неполадок виникла унаслідок «неакуратного проведення» гідравлічного розрахунку всього газопроводу. Це і привело до певних неполадок як запорної арматури, так і практично всіх теплообмінних апаратів, підведених до газопроводу.ообмінників.

ВИСНОВКИ

При вирішенні проблем інтенсифікації процесу дегазації вугільних пластів виникла також проблема проектування газових змішувачів, які потрібні для здійснення малоінертного безперервного змішання двох газів (сумішей) і отримання відносно однорідного поля концентрацій на виході.[4] Але, враховуючи важливість газового змішувача була розроблена корисна модель (заявка на корисну модель повністю підготовлена до подачі в Укрпатент). Нею розв’язуєтся завдання створення інжекційного багатофакельного пальника для спалювання газу різної калорійності з метою не тільки підвищити надійність й ефективність роботи теплообмінних апаратів, а й утилізації замазучених і замаслених стоків, зниження забруднення навколишнього середовища.[5] В даних розрахунках враховувалися всі місцеві опори, опори на тертя, температура і т.д. для отримання більш точного результату, який дозволить виявити всі недоліки роботи системи дегазації, а також чітко налагодити апарати регулювання, автоматизації і контролю, без яких подальша робота всієї станції просто неможлива.

ОСНОВНІ ПРИЧИНИ ПОРУШЕННЯ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМУ РОБОТИ СИСТЕМ ДЕГАЗАЦІЇ

Єрмакова В.Ю., студент; Сафонова Е.К., доц., к.т.н. (Донецький національний технічний університет, м. Донецьк, Україна)

Відомо, що вибухи газу, які відбуваються у вугільних шахтах, звичайно є слідством виникнення сукупності непередбачених обставин, тому вживане устаткування дегазації і апаратура повинне вибиратися з таким розрахунком, щоб повністю виключити можливість вибуху газу в системі навіть при виникненні цих обставин. Ця вимога має особливе значення унаслідок того, що дегазація, як правило, застосовується в найбільш небезпечних по газу шахтах, як, наприклад, на шахті им. Засядько, коли вибух газу в системі дегазації може привести до розповсюдження вибуху газу в саму шахту.

При порушенні нормального режиму роботи системи дегазації із тієї або іншої причини (розрив газопроводу, утворення в ньому водяної пробки, підсос повітря в свердловину по тріщинах, що виникли в результаті осідання порід, і т. п.) концентрація Метану в газі, що відсисається, може впасти до верхньої межі вибухомості (14%) і за наявності джерела запалювання можливий вибух газу в системі дегазації з розповсюдженням його за певних умов в шахту. Вибух газу в самій установці також можуть викликати наступні причини: низький або недостатній тиск газу перед споживачем (перед теплообмінними апаратами, газовими пальниками казанів); підвищення вміст кисню в спалюваному газі; зниження в повітропроводі натиску вторинного повітря і надходження унаслідок цього газу з високим змістом метану в повітропровід з утворенням в ньому вибухової метаноповітряної суміші; утворення в газопроводі водяної пробки з конденсованої пари; значне перевищення розрядки (тиск) газу унаслідок закупорки газопроводу.

Всі вищеперелічені проблеми, що виникають при дегазації вугільних пластів, існують і при експлуатації нового проекту з видобування метану на КГЕС шахти им. Засядько, запущеного в роботу зовсім недавно, не дивлячись на те, що майже вся система дегазації оснащена новими зарубіжними приладами захисту, контролю і регулювання роботи установки, а також одоризацією газу. (Проект автоматизації розроблений згідно рішень, прийнятих в технологічній частині проекту, з урахуванням діючих норм, що стосуються проектування і техніки безпеки.) Система контролю і автоматизації складається з приладів польового рівня, а саме: показуючі прилади (виробництва Німеччини), датчики і регулятори (виробництва Німеччини), запорна арматура (виробництва України і Росії), приладове оснащення для дистанційної передачі (виробництва Німеччини). До системи контролю і автоматизації також відносяться програмований логічний контроллер і робоча станція на базі IBM-сумісного комп'ютера.

Проте будь-яка система повинна підтримувати регульовану величину з якнайменшими відхиленнями від заданого значення. У зв'язку з цим забезпечення стійкості при всіх що зустрічаються на практиці режимах роботи того або іншого устаткування є першочерговою задачею проектування, а потім наладки і експлуатації проекту дегазації. Як вже наголошувалося вище, при роботі установки дегазації існують деякі порушення режиму роботи. Після вивчення проблем, що виникли на станції, нами було знайдене що більшість неполадок виникла унаслідок «неакуратного проведення» гідравлічного розрахунку всього газопроводу. Це і привело до певних неполадок як запорної арматури, так і практично всіх теплообмінних апаратів підведених до газопроводу. У зв'язку з цим станція з самого початку експлуатації працює не на повну потужність. Деякі розрахунки, (наприклад, трубопроводу, провідного на когенерационные модулі) проведені на підприємстві за якимись новими формулами і методиками, але на жаль, з грубими помилками. Нами ж був проведений гідравлічний розрахунок більш традиційними методами, з урахуванням кожних дрібних похибок, проте ми добилися бажаного результату, використовуючи самі елементарні розрахункові формули. В даних розрахунках враховувалися всі місцеві опори, опори на тертя, температура і т.д. для отримання більш точного результату, який дозволить виявити всі недоліки роботи системи дегазації .