Подземная газификация углей (ПГУ) является единственным методом безлюдной добычи угля методом перевоплощения твердого горючего в газообразный энергоэлемент конкретно на месте залегания угольного пласта.

По разработанной технологии подземная газификация осуществляются с поверхности земли с помощью комплекса буровых скважин соединенных меж собой каналом, проходящим в угольном пласте, что позволяет разрабатывать месторождения угля без гибельного воздействия на шаткое экологическое равновесие региона.

Главным технологическим элементом ПГУ является подземный газогенератор — часть угольного пласта, в какой ведется газификация.

Целью данных исследовательских работ является исследование, моделирование и анализ воздействия процессов, происходящих в подземном газогенераторе на многолетнемерзлые породы, также исследование способности внедрения данной технологии в критериях Якутии.

В процессе лабораторных исследовательских работ процессов подземной газификации угля была проведена серия тестов с бурыми углями Ленского бассейна, технологические характеристики которого были определены лабораторными способами: влажность (Wa) — 12,5%; зольность (Аd) — 16,7%; выход летучих веществ (Vdaf) — 52,43%; влажность расчетная (Wri) — 20,0%.

Лабораторные исследования осуществлялись на лабораторно-экспериментальной установке для физического моделирования процесса подземной газификации углей, разработанной в Учебно-научной лаборатории «Нестандартных технологий освоения угольных месторождений Севера» [1].

Моделирование подземной газификации бурых углей производилось на паровоздушном дутье. Наибольшая температура в очаге горения достигала 870°С.

По принятой методике, для обеспечения представительности опробования, пробы газа были отобраны с интервалом 10 минут, начиная от времени установившегося процесса подземной газификации.

Лучшей температурой очага газификации является интервал 575-600°С, что позволит свести к минимуму содержание кислорода и повысит процентное содержание углеводородов в получаемом газе.

Отобранные пробы газа, согласно систематизации предложенной Шишаковым Н.В. [2], относятся к газам подземной газификации углей с низкой теплотворной способностью.

Также вместе с отслеживания конфигурации состава получаемого газа осуществлялся температурный контроль проходящего процесса.

Теплотворная способность газа также увеличивается при температуре очага горения 575-600°С.

Хим состав приобретенного газа представлен в таблице.

Из приобретенных результатов, видно, что при газификации бурых углей Ленского бассейна наблюдается завышенный выход азота. Исходя из этого, можно прийти к выводу, что вместе с приобретенным энергетическим газом можно попутно добывать азот, при выделении его из приобретенного газа.

В заключение отметим, что исходя из хим состава, приобретенный газ подходящ для предстоящего использования в энергетической и хим индустрии, что гласит о способности подземной газификации углей Ленского угольного бассейна.

Таблица 1. Покомпонентный состав газов (%) бурых углей Ленского бассейна

Компонент (Курсивом выделены негорючие составляющие)

Состав, %

предельные значения

среднее содержание

СО2

0,04-18,14

3,31

N2

52,47-87,75

77,46

О2

0,9-19,04

5,19

CO

3,8-26,81

12,35

CnHm

0,03-3,57

1,23

H2

0,01-0,26

0,07

Теплотворная способность газа кДж/м3

2500

Перечень литературы

1. Литвиненко А.В. Лабораторно-экспериментальная установка для физического моделирования процесса подземной газификации углей в Южной Якутии// «Материалы III региональной научно-практической конференции юных ученых, аспирантов и студентов, посвященной 10-летию технического института (филиал) Якутского муниципального института им. М.К. Аммосова в г. Нерюнгри (апрель 2002 г.)»/ Под. ред. Н.Н. Гриб. — г. Нерюнгри: 2003. — 454 с.
2. Шишаков Н.В. Базы производства горючих газов. — г.: Москва: Государственное энергетическое изд-во, 1948. — 475 с.