Физико-техническое обоснование способов повышения энергетической эффективности процесса сжигания угольных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.11, доктор технических наук Янченко, Геннадий Алексеевич

• Янченко, Геннадий Алексеевич
• доктор технических наук
• 1998

Оглавление диссертации доктор технических наук Янченко, Геннадий Алексеевич

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА, ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Топливно-энергетический баланс России на современном этапе и приоритеты его формирования

1.2. Перспективы увеличения использования угля в топливной энергетике России на современном этапе

1.3. Энергетический и экологический аспекты традиционных технологий добычи и использования энергетических углей

1.4. Основные результаты и перспективы развития подземного сжигания и газификации угольных пластов

для получения тепловой энергии

1.5. Особенности формирования состава и температуры

газа в угольном канале

1.6. Основы формирования выходной энергетической мощности при подземном сжигании угля

1.7. Показатели оценки эффективности извлечения энергии при сжигании и газификации угля в подземных условиях

1.8. Цели и задачи исследований

Выводы

2. МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ПРОЦЕССА ПОДЗЕМНОГО СЖИГАНИЯ УГЛЯ

2.1. Понятие материального баланса

2.2. Теоретические объемы воздуха и продуктов полного сгорания угля

2.3. Теоретический объем ППСУ при наличии в них горючих газов

2.4. Теоретическая массовая скорость сгорания угля в угольном канале

2.5. Теоретический объемный расход ППСУ

2.6. Методы оценки состава продуктов подземного сжигания угля

2.7. Анализ влияния горючих газов в сухих ППСУ на их объемный расход и скорость сгорания угля

2.8. Коэффициент избытка воздуха в продуктах подземного сжигания угля

2.9. Реальные показатели материального баланса процесса ПСУ при потерях воздуха и ППСУ в окружающую среду

2.10. Реальные показатели процесса ПСУ при наличии подсосов воздуха

2.11. Определение коэффициентов потерь и подсосов воздуха при ПСУ

2.12. Изменение состава и объемного расхода ППСУ при движении по газоотводящей выработке

2.13. Изменение объема сухих ППСУ при дожигании в них горючих газов

Выводы

3. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ПРОЦЕССА ПОДЗЕМНОГО

СЖИГАНИЯ УГЛЯ

3.1. Статьи теплового баланса процесса сгорания угля в угольном канале

3.2. Методы расчета температуры ППСУ на выходе из угольного канала

3.3. Расчет жаропроизводительности углей

3.4. Теплотехническая оценка процесса дожигания горючих газов в ППСУ

3.5. Нестационарный теплообмен в угольном канале и газоотводящей выработке и его показатели

3.6. Форма и размеры поперечного сечения угольного канала

3.7. Закономерности изменения температуры ППСУ при движении по газоотводящей выработке

Выводы

4. ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТОВ СЖИГАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ В ПОДЗЕМНЫХ УСЛОВИЯХ

4.1. Состояние вопроса

4.2. Теплоёмкость продуктов подземного сжигания и газификации угля

4.3. Показатель адиабаты продуктов подземного сжигания и газификации угля

4.4. Вязкость продуктов подземного сжигания и газификации угля

4.5. Теплопроводность продуктов подземного сжигания и газификации угля

4.6. Критерий Прандтля продуктов подземного сжигания

и газификации угля

Выводы

5. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ТЕПЛООБМЕНА В УГОЛЬНОМ КАНАЛЕ И ГАЗООТВОДЯЩЕЙ ВЫРАБОТКЕ

5.1. Особенности процесса теплообмена и обоснование

его модели

5.2. Основные закономерности конвективного теплообмена в каналах и их анализ применительно к процессу ПСУ

5.3. Основные закономерности лучистого теплообмена в каналах и их анализ применительно к процессу ПСУ

5.4. Основы методики экспериментального исследования процесса теплообмена и конструктивные особенности стендовых установок

5.5. Результаты исследований процесса теплообмена и их анализ

Выводы

6. ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ПОДЗЕМНОГО СЖИГАНИЯ УГЛЯ И КОНТРОЛЬ ЕГО ЭФФЕКТИВНОСТИ

6.1. Длина зоны горения в угольном канале

6.2. Взаимосвязь между длиной угольного канала и его тепловой мощностью

6.3. Основные положения методики определения необходимой длины угольного канала и ожидаемой тепловой мощности, а также выбора необходимого тяго-дутьевого оборудования

6.4 Об оперативном контроле химической полноты сгорания угля при подземном сжигании

6.5. Основы методики контроля достоверности результатов газового анализа ППСУ при наличии в них горючих газов

6.6. Экспресс-метод определения низшей теплоты сгорания рабочей массы углей

Выводы

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

ПО ПОДЗЕМНОМУ СЖИГАНИЮ УГЛЕЙ, ИХ АНАЛИЗ

И ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА

7.1. Основные результаты экспериментов и анализа их тепловых балансов

7.2. Влияние внешнего водопритока на эффективность процесса ПСУ в условиях шахт № 1 «Острый» и «Киреевская - 3»

7.3. Исследование влияния дожигания горючих газов в ППСУ на эффективность извлечения из них полезной энергии и повышения их экологической чистоты

7.4. Нагнетательно-всасывающий способ подземного сжигания угля

7.5. Технические решения, обеспечивающие повышение эффективности извлечения энергии при подземном сжигании угля

7.6. Оценка эффективности применения метано-воздушных смесей в качестве окислителя при подземном сжигании углей

7.7. Способы повышения энергетической эффективности процесса ПСУ

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Физико-техническое обоснование способов повышения энергетической эффективности процесса сжигания угольных пластов»

ВВЕДЕНИЕ

Кризис, поразивший в настоящее время угольную промышленность России (основы его были заложены ещё в 80-ые годы, когда капиталовложения в эту отрасль в СССР были сокращены до 2 % от общих капиталовложений в промышленность), привел к тому, что доля угля в топливной энергетике страны сократилась на сегодняшний день до 20...25 % . Это 2,5 ... 3 раза меньше, чем, например, в таких развитых промышленных странах, как США, Германия, Великобритания, Австралия. По оценкам специалистов в России, добывающей помимо угля довольно большие объемы нефти и природного газа, доля угля в топливной энергетике должна быть не менее 50 % . Это позволит резко увеличить использование нефти и природного газа в качестве химического и технологического сырья, что даёт несравнимо больший экономический эффект, чем их использование в топливной энергетике. Однако, на сегодняшний день уголь значительно проигрывает в конкуренции и нефти, и природному газу. Поэтому все работы, обеспечивающие экономически оправданное увеличение доли угля в топливной энергетике страны при минимальном отрицательном экологическом воздействии на окружающую среду являются чрезвычайно важными и актуальными.

Малая конкурентоспособность угля в топливной энергетике, предопределила закрытие на сегодняшний день довольно большого количества нерентабельных шахт (с 1993 г. по 1997 г. закрыто более 60 шахт и сокращено порядка 270 тысяч человек) , в таких традиционных угледобывающих регионах страны как Урал, Восточный Донбасс, Приморский край и т.д. Это, соответственно, приводит к уменьшению использования угля в топливной энергетике в целом по стране, обострению социального положения населения и усилению энергодефицита этих регионов, который в полной мере проявится после преодоления кризисных явлений в промышленности и начале её подъёма.

Подземный способ добычи угля, несмотря на все его крупные недостатки, в перспективе будет определяющим в угольной отрасли страны, т.к. основная часть угольных запасов и ресурсов расположена на значительных, порядка 1 км и более, глубинах. Традиционные же технологии подземного способа добычи угля, оставшиеся практически без изменения последние 20 ... 30 лет, уже не удовлетворяют требованиям сегодняшнего дня. Низкая производительность труда, тяжелые и зачастую чрезвычайно опасные его условия, большие, в отдельных случаях до 40 ... 50 % , потери угля в пределах шахтных полей, довольно значительное отрицательное экологическое воздействие на окружающую среду процессов добычи угля и последующего извлечения из него полезной энергии предопределяют низкую конкурентоспособность использования угля в топливной энергетике.

Потенциальные возможности традиционных технологий подземной разработки энергетических углей на больших глубинах их разработки довольно ограничены. Поэтому рассчитывать на приоритетное использование угля в топливной энергетике можно только при широком внедрении принципиально новых технологий его добычи.

Комиссия ГКНТ СССР, работающая под руководством акад. АН СССР В.В.Ржевского в начале 80-ых годов, пришла к выводу, что для разработки энергетических углей наиболее перспективны технологии на базе способов подземной газификации угля (ПГУ) и подземного сжигания угля (ПСУ). Это нашло своё отражение в постановлении ГКНТ СССР от 03.10.1983 г. № 559 «О развитии научно-исследовательских и опытных работ в области подземной газификации угля», предусматривающем выполнение работ в этой области по двум направлениям: «Совершенствование традиционной технологии подземной газификации» и «Технология «Углегаз». Второе направление предусматривало разработку технологии получения тепловой энергии в местах непосредственного залегания угольных пластов (запасов) путем их сжигания. Отличительная особенность этой технологии - всасы-

вающий режим подачи воздуха в блок сжигания, реализуемый посредством отсоса из него продуктов подземного сжигания угля (ППСУ). Последнее дает возможность использовать технологии ПСУ не только для отработки пластов энергетических углей, но и для отработки угольных запасов, как на действующих, так и закрытых угольных шахтах, а также тех угольных запасов, сжигание которых в режиме нагнетания воздуха принципиально невозможна, например, из-за возможных больших потерь ППСУ в окружающую среду. В связи с тем, что технология ПСУ объединяет процессы добычи угля и получения из него тепловой энергии в единый процесс непосредственно в месте его залегания, она обеспечивает снижение материальных и энергетических затрат на получение конечного продукта в виде полезной энергии, причем с минимальным отрицательным экологическим воздействием на окружающую среду.

Выполненные во второй половине 80-ых годов экспериментальные исследования этой технологии в натурных условиях в Донбассе, Кузбассе, Подмосковном угольном бассейне, потребовавшие больших материальных затрат, в целом дали положительные результаты. Однако, они оказались значительно хуже ожидаемых и однозначно показали, что дальнейшее развитие работ в этом направлении невозможно без разработки теоретических основ процесса ПСУ для получения тепловой энергии. Сложность экспериментов в натурных условиях и большие материальные затраты на их проведение резко сужают возможность получения необходимой информации опытным путем. Только разработка теоретических основ процесса ПСУ и на их основе физико-техническое обоснование способов обеспечения максимальной эффективности получения тепловой энергии в разных горногеологических условиях залегания сжигаемых угольных пластов (запасов) позволит обеспечить широкое внедрение технологии ПСУ в угольной отрасли страны. Последнее позволит не только увеличить долю угля в топливной энергетике страны, но и дополнительно во-

влечь в народнохозяйственный оборот десятки миллиардов тонн энергетических углей, оставленных к настоящему времени в недрах или неразрабатываемых изначально из-за экономической нецелесообразности. При этом в целом будет повышена эффективность использования угля как источника энергии и в определенной степени уменьшено отрицательное экологическое воздействие на окружающую среду, характерное для традиционных технологий добычи угля и получения из него тепловой энергии. Нельзя не учитывать и тот фактор, что реализация технологии ПСУ на закрывающихся шахтах, что не требует больших материальных затрат, позволит не только обеспечить работой увольняемых рабочих (хотя бы часть из них), но и уменьшить (хотя бы временно) энергодефицит, возникающий в этих районах вследствие закрытия шахт.

Настоящая работа выполнялась в рамках Общесоюзной научно-технической программы 0.05.08 «Разработать и освоить технологию и технические средства комплексного извлечения на шахтах угля, газа и тепловой энергии, получаемой от сжигания в недрах оставшихся их запасов, обеспечивающие повышение производительности труда в 5 - 6 раз по сравнению с традиционным способом добычи угля (технологию «Углегаз»)» и Отраслевой (межотраслевой) программы 012510 Минуг-лепрома СССР «Разработать и освоить технологию комплексного извлечения угля, газа и энергии на шахтах, обеспечивающую повышение производительности труда в 5,0 - 6,0 раз по сравнению с традиционным способом добычи угля», разработанных на 1986 - 1990 гг. и до 2000 года во исполнение постановлений ГКНТ СССР № 559 от 03.10.1983 г. и № 535 от 31.12.1986 г., а также в рамках проекта 04 «Создание экологически чистого теплотехнического предприятия на базе подземного сжигания оставленных на закрытых шахтах запасов угля для нужд малой энергетики» Межотраслевой научно-технической программы «Уголь России» Минтопэнерго России на 1993-1997 гг.

Целью работы является разработка научных основ, установление основных закономерностей и физико-техническое обоснование параметров, технологических и технических решений процесса ПСУ для получения тепловой энергии, обеспечивающих повышение его энергетической эффективности при одновременном снижении отрицательного экологического воздействия на окружающую среду.

Основная идея работы заключается в корректном учёте и комплексном использовании выявленных обобщенных закономерностей движения и взаимодействия материальных и энергетических потоков в гетерогенной термодинамической системе, состоящей из твердой (уголь, вмещающие породы), жидкой (подземные воды) и газовой (воздух, продукты подземного сжигания угля , их смеси) фаз, обеспечивающих оптимизацию технологических и технических решений, режимных параметров процесса ПСУ и методов управления ими в разных горно-геологических условиях.

Методы исследований. Для достижения поставленной цели в работе использован комплексный метод исследований, включающий: научный анализ и обобщение; теоретические исследования с использованием фундаментальных положений термодинамики, теории тепломассообмена и теплопроводности, теории горения и газификации топ-лив, теплотехники, молекулярно-кинетической теории газов и физики горных пород; математическое моделирование на ЭВМ; экспериментальные исследования в стендовых и натурных условиях с обработкой данных методами математической статистики и теории вероятности. Основные научные положения, выносимые на защиту: 1. При отсутствии данных об элементном составе угля, показатели материального баланса процесса его подземного сжигания, вне зависимости от полноты сгорания угля, могут быть рассчитаны на основании его приведенных характеристик (по Я.Л.Пеккеру) и данных о низшей теплоте сгорания рабочей массы угля и её влажности.

2. Для той интенсивности теплообмена, которая имеет место в угольном канале и газоотводящей выработке, временной коэффициент формы цилиндрической полости (по А.Ф.Воропаеву) является функцией критериев Фурье и Био.

3. При оценке потерь тепла потоком продуктов сгорания в окружающую среду, процесс реального кондуктивно-конвективно -лучистого теплообмена в угольном канале может быть сведен к модели конвективно-лучистого теплообмена, при этом, в случае умеренного водопритока в угольный канал, при критерии Рейнольдса Яе > 500000 имеет место конвективный теплообмен, а при меньшем - лучистый, который на 70 ... 80 % формируется излучением угольных стенок.

4. Средняя температура горения угольных стенок Ту .с в канале тесно связана с температурой продуктов сгорания на выходе из него Тк , при этом в диапазоне Тк= 800 ... 1600 К и содержании горючих газов в продуктах сгорания не более 4 % взаимосвязь между этими температурами близка к линейной.

5. При удельных водопритоках в угольный канал > 1,0 ... 1,5 кг воды / кг угля, при сжигании бурых углей, и gвoд > 2,5 ... 3,0 кг воды / кг угля - каменных, происходит изменение режима горения угля с наиболее эффективного диффузионного на переходный и даже кинетический, что делает невозможным управление процессом подземного сжигания угля только за счет изменения режимов подачи воздуха.

6. При диффузионном режиме горения угля, тепловая мощность на выходе из угольного канала пропорциональна его длине 1к в степени 6,25, что предопределяет значительно более высокую энергетическую эффективность повышения тепловой мощности на выходе из газоотводящей выработки Их .гв за счет роста длины угольного канала по сравнению с увеличением их количества.

7.В пределах каждой из двух групп углей по их природному виду, в бурых и антрацитах с каменными, низшая теплота сгорания сухой беззольной массы углей О^ тесно связана с выходом летучих Ус1аГ;

8. Обеспечение постоянства тепловой мощности на выходе из газоотводящей выработки при увеличении водопритока в угольный канал, только за счет роста скорости сгорания угля, приводит, даже в случае сохранения диффузионного режима его горения , к уменьшению КПД извлечения энергии в виде физического тепла, при этом КПД извлечения энергии в виде суммы физического тепла и скрытой теплоты испарения воды внешнего водопритока растет.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработаны научные основы и методология прогнозирования ожидаемых результатов извлечения тепловой энергии при сжигании угольных пластов (запасов), на основе выявленных закономерностей формирования материального и теплового балансов данного процесса при нагнетательном и всасывающем режимах подачи воздуха в угольный канал, и физико-технического обоснования способов повышения его энергетической эффективности.

2. Сформулированы условия получения в угольном канале продуктов сгорания с максимальным запасом физического тепла и минимальным содержанием экологически вредных компонентов.

3. Вскрыты основные взаимосвязи между показателями материального баланса процессов полного и неполного сгорания угля в угольном канале и приведёнными характеристиками угля (по Я.Л.Пеккеру).

4. Получены теоретические зависимости для расчётов: состава сухих продуктов сгорания при изменении содержания в них следующих (одного или нескольких) газовых компонентов - О2, СШ, СО, Н2; массовой скорости сгорания угля; коэффициента избытка воздуха а в продуктах сгорания в широком диапазоне изменения их состава

(от продуктов полного сгорания до продуктов газификации угля); потерь и подсосов воздуха в воздухоподводящую выработку и оценки их влияния на показатели материального баланса процесса сжигания; состава, объемного расхода и температуры продуктов сгорания на выходе из угольного канала и газоотводящей выработки; максимального суммарного содержания в продуктах сгорания диоксидов углерода и серы 1Ю2макс = С02макс + 80гмакс , на основе данных газового анализа этих продуктов и приведенных характеристик углей, и возникающих при этом погрешностей; показателей нестационарного теплообмена в угольном канале и газоотводящей выработке.

5. Вскрыты основные закономерности: формирования материального и теплового балансов процесса подземного сжигания угля при появлении в продуктах сгорания горючих газов и их последующем дожигании; показателей физических свойств продуктов сгорания, формирующих тепловой баланс процесса, в широком диапазоне изменения их состава (от продуктов полного сгорания до продуктов газификации угля) при Т = 273,15 ... 1573,15 К; формирования показателей материального и теплового балансов процесса подземного сжигания угля при использовании в качестве окислителя низкоконцентрированных метано-воздушных смесей.

6. Выявлен вид взаимосвязей между жаропроизводительностью углей Тмакс и низшей теплотой сгорания их рабочей массы , рабочей влагой и зольностью А* , а в обоснованных двух группах углей по их природному виду (бурые и антрациты с каменными) - между низшей теплотой сгорания сухой беззольной массы углей С^^ и выходом летучих УйаГ.

7. Разработана математическая модель и выявлены основные закономерности процесса конвективно-лучистого теплообмена в угольном канале и газоотводящей выработке.

8. Получены зависимости, описывающие закономерности формирования длины зоны горения 1г угля в угольном канале при диффузионном и переходном режимах и тепловой мощности потока продуктов сгорания на выходе из угольного канала Ыт.к при диффузионном режиме горения, установлен характер влияния на эти показатели основных внутренних и внешних факторов (водоприток, теплота сгорания углей, мощность сжигаемых угольных пластов т и т.д .).

9. Вскрыты основные закономерности изменения КПД извлечения энергии из сжигаемого угля в виде физического тепла и скрытой теплоты испарения воды при увеличении внешнего водопритока в угольный канал, когда постоянство тепловой мощности на выходе из газоотводящей выработки обеспечивается только за счет роста скорости сгорания угля при сохранении диффузионного режима горения.

10. Установлены величины водопритоков в угольный канал, при которых происходит смена диффузионного режима горения угля на переходный и сформулированы условия минимизации потерь продуктов сгорания и воздуха и его подсосов при нагнетательно-всасывающем режиме подачи воздуха в угольный канал.

Научное значение работы заключается в выявлении основных закономерностей формирования параметров процесса сжигания угольных пластов (запасов) для получения тепловой энергии, а также в физико-техническом обосновании способов повышения его энергетической эффективности за счёт оптимизации технологических и технических решений, режимных параметров и методов управления последними в разных горно-геологических условиях.

Практическое значение работы заключается в разработке:

1. Комплекса инженерных методик прогнозирования показателей и оптимизации режимных параметров процесса подземного сжигания угля для получения тепловой энергии, реализации оперативного контроля его эффективности и выбора оптимальных технологических и технических решений.

2. Методов оперативного контроля полноты сгорания угля, результатов газового анализа получаемых при этом продуктов, определения низшей теплоты сгорания рабочей массы углей на основе их влажности, зольности и выхода летучих, экспериментального определения коэффициентов потерь и подсосов воздуха в воздухоподводя-щей выработке.

3. Концепции формирования комплекса теплоэнергетического оборудования для извлечения полезной энергии из продуктов подземного сжигания угля.

4. Способа сжигания и газификации угля в подземных условиях на основе нагнетательно-всасывающего режима подачи воздуха в угольный канал (патент РФ 1760787).

5. Новых технических решений, по конструкции блоков сжигания (патент РФ 1635634, авт. свид. СССР 1829503) и газоотводящей выработки или скважины (патент РФ 1438805, авт. свид. СССР 1630378), позволяющих повысить энергетическую эффективность процесса сжигания угольных пластов (запасов) при одновременном снижении его отрицательного воздействия на окружающую среду.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается:

корректностью постановки и решения задач в части выбора математических и физических моделей и расчетных схем;

использованием в исследованиях фундаментальных и апробированных положений термодинамики, теорий теплообмена, теплопроводности, горения и газификации топлив, молекулярно-кинетической теории газов и физики горных пород для выявления закономерностей, протекающих в рассматриваемой гетерогенной термодинамической системе физико-химических и тепловых процессов и их математического описания;

достаточным объемом и представительностью выполненных экспериментальных исследований в стендовых условиях по изучению

процессов теплообмена на моделях угольного канала и газоотводящей выработки и дожиганию горючих газов в ППСУ;

удовлетворительной сходимостью полученных теоретических результатов, в пределах допускаемых погрешностей, с экспериментальными результатами, полученными как в этой работе, так и заимствованными из работ других авторов.

Реализация выводов и рекомендаций работы осуществлена:

1. При разработке в 1985 ... 1990 гг. технических заданий и проектов сооружения и ввода в эксплуатацию участков ПСУ на шахте № 1 «Острый» ПО «Селидовуголь» (Донбасс), на шахте «Киреевская-3» ПО «Тулауголь» (Подмосковный угольный бассейн), участка комбинированной технологии «ПГУ-ПСУ» на Южно-Абинской станции «Подземгаз» ПО «Киселевскуголь» (Кузбасс).

2. При разработке технических заданий на сооружение участков ПСУ на шахте «Суртаиха» ПО «Киселевскуголь» для дожигания угольных запасов в зоне эндогенных пожаров в 1986 г. и на отработанной шахте № 1 шахтоуправления «Калиновское» ПО «Шахтуголь» (Восточный Донбасс) в 1993 г.

3. При разработке в 1991 г. руководства «Типовые решения для составления проекта подземного сжигания оставленных в недрах запасов угля с получением энергии для бытовых и производственных нужд», утвержденного тогдашней Корпорацией «Уголь России».

4. При экспериментальном определении теплоты сгорания ТИТР (твердое искусственное топливо Ржевского) в проблемной лаборатории «Разрушение горных пород» кафедры «Физика горных пород и процессов» Московского государственного горного университета в 1986 ... 1987 гг.

5. В учебном процессе при подготовке и методическом обеспечении курсов «Термодинамика», «Геохимические процессы горного производства» и «Геотехнологические способы разработки месторождений полезных ископаемых» для студентов специальностей 070600

«Физические процессы горного и нефтегазового производства» и 550601 «Подземная разработка месторождений полезных ископаемых».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались: на IX Всесоюзной научной конференции «Комплексные исследования физических свойств горных пород и процессов» (Москва, 1987 г.); на X Всесоюзной научной конференции «Физические

процессы горного производства» (Москва, 1991 г.); на научных конференциях и симпозиумах в рамках «Неделя горняка» (Москва, 1994, 1996, 1997, 1998 гг.); на научной конференции «Экологические проблемы горного производства» (Москва, 1995 г.); на секциях Ученого совета ИГД им. А.А.Скочинского (Люберцы, 1986... 1996 гг.); на технических советах ПО «Тулауголь», «Селидовуголь», «Киселёвскуголь» (Тула, Селидово, Киселёвск, 1985...1991 гг.).

Автор выражает глубокую благодарность коллективам кафедр «Физика горных пород и процессов» и «Технология, механизация и организация подземной разработки угля» Московского государственного горного университета за методическую помощь, ценные советы и замечания высказанные в процессе выполнения работы, а также инженерно-техническим работникам вышеуказанных предприятий, принимавшим участие в проведении соответствующих экспериментальных исследований по теме диссертации.

Автор чтит память скончавшегося научного руководителя работ по Общесоюзной научно-технической программе 0.05.08 акад. АН СССР В.В.Ржевского, оказавшего большую методическую помощь в выполнении данной работы на начальных этапах.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА, ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1Л. Топливно-энергетический баланс России на современном этапе и приоритеты его формирования

Наращивание экономической мощи любой страны находится в прямой зависимости от уровня добычи, производства и потребления первичных топливно-энергетических ресурсов (ПТЭР) - природного газа (далее газ), нефти, угля, гидроэлектроэнергии, атомной энергии, торфа, сланца и т.д. При формировании топливно-энергетического баланса (ТЭБ) любой страны основное внимание уделяется диверсификации источников энергии и их всемерной экономии. Ресурсы ПТЭР и масштабы их потребления определяют уровень и темпы развития производительных сил в любой стране. Так в промышленно развитых странах Запада годовое удельное энергопотребление в 1980... 1990 гг. достигло 290 ГДж / (год • чел), в СССР в это же время - 221,5 ГДж/(год • чел), а в развивающихся странах не более 29 ГДж / (год ■ чел) [ 1 ].

За последние 50 лет ежегодное потребление ПТЭР в мире увеличилась более чем в 3 раза, достигнув к настоящему времени величины порядка 2,9 • 1020 Дж или 1- 10ю т у.т , где у.т - условное топливо, при этом доли различных ПТЭР на сегодняшний день в среднем составляют: нефти - 32 % , угля - 24 % , газа - 20 % , гидроэлектроэнергии - 6 % , атомной энергии - 5 % , другие источники энергии (торф, сланцы, дрова, солнечная, ветровая, гидротермальная и т.д.) - 13 % [2, 3 ]. Из этих данных следует, что в настоящее время более 75 % общего энергопотребления в мире приходится на основные органические топлива - нефть, уголь, газ. В этом нет ничего удивительного, т.к. за последние 50 лет мировая добыча газа увеличилась примерно в 19 раз, нефти - в 9 раз, а угля - в 2,8 раза, что значительно превышает темпы

роста добычи и производства других ПТЭР (за исключением атомной энергии).

Согласно материалам Рабочей группы Европейской экономической комиссии ООН, представленным в таблице 1.1, спрос на энергию в мире будет возрастать и в будущем. Однако темпы этого роста вплоть до 2020 г. будут стабильными и составят порядка 1,5 % в год.

Таблица 1.1

Объемы ПТЭР для обеспечения мировых энергетических потребностей (числитель-объем в млрд. т у. т, знаменатель - доля ПТЭР в %)

Первичные топливно-энергетические ресурсы (ПТЭР)

Год Всего

нефть уголь газ гидро- атомная другие

электро- энергия источни-

энергия ки

1995 м 2,30 1,90 м 0,5 1,30 9,50

31,6 24,2 20,0 5,9 5,9 13,7 100

2000* 3,20 2,30 2,10 0,6 м 1,40 10,2

31,4 22,5 20,6 5,9 5,9 13,7 100

2010* 3.50 2,60 2,60 м м 1,70 11,9

29,4 21,8 21,8 6,7 5,9 14,4 100

2020* 3,80 2,70 2,90 м ш 1,70 12,7

29,9 21,3 22,8 7,1 5,5 13,4 100

* - прогноз.

Согласно этим прогнозам доля всех ПТЭР в мире в настоящий момент стабилизировалась. Никаких резких изменений в потреблении какого-либо ПТЭР вплоть до 2020 не прогнозируется.

Опережающий рост добычи и потребления нефти и газа был обусловлен относительно небольшими затратами на их добычу, высоким удельным энергосодержанием (в 1,5...2 раза выше, чем у угля), а также наличием ценных потребительских свойств, обеспечивающих довольно большие их преимущества при транспортировке, хранении и

использовании, причем не только как источников энергии, а и как ценного химического и технологического сырья. Определенное влияние на рост объемов добычи нефти и газа оказала также довольно благоприятная конъюнктура мирового рынка.

Для России также характерны опережающие темпы добычи основных органических топлив. По данным Минтопэнерго России в 1995 г. было произведено: нефти с газовым конденсатом - 306,8 млн. т (порядка 433 млн. т у. т - 30,0 %), газа - 595,4 млрд. м3 (порядка 714 млн. т у. т - 49,5 %) , угля - 262,2 млн. т (порядка 168 млн. ту. т-11,7 %), гидроэлектроэнергии - 762,2 млрд. кВт • ч (порядка 91 млн. т у. т - 6,3 %), атомная энергия - 99,5 млрд. кВт ■ ч (порядка 12 млн. т у. т - 0,8 %), другие источники - 25 млн. т у. т или 1,7 % . Таким образом суммарное производство ПТЭР в 1995 г. составило 1443 млн. т у. т или около 285 ГДж / (год • чел), что на 17 % меньше произведенных в России ПТЭР в 1990 г. Условные топливные эквиваленты, необходимые для расчетов объемов условного топлива для угля определены по данным работы [ 4 ], а для нефти и газа взяты из [ 1 ].

Первичная переработка нефтяного сырья в России в 1995 г. составила 181,8 млн. т, при этом было произведено: бензина - 28,2 млн. т, дизельного топлива - 47,3 млн. т, топочного мазута - 65,1 млн. т.

Таким образом на долю России в 1995 г. пришлось порядка 15,2 % от производства ПТЭР в мире . В результате доля топливно -энергетического комплекса ( ТЭК ) в общем объёме промышленного производства в России в 1995 г. превысила 25 % , а в общем объёме экспорта составила 38,8 % . ТЭК дал стране в 1995 г. более 33 % федеральных доходов и около 40 % валютных поступлений .

Геологические запасы основных органических топлив в недрах России и объёмы их добычи , достигнутые на сегодняшний день и потенциально возможные , позволяют России , как ни какой другой крупной промышленно развитой стране мира , не только полностью

обеспечивать себя всеми видами ПТЭР , но и поставлять их довольно большой объём на экспорт . На сегодняшний день она располагает : более 36 % мировых балансовых запасов газа ( порядка 50 трлн . м3 -60 млрд . т у. т), около 12 % угля категории А + Б + Ci (порядка 201,8 млрд. т - 129,2 млрд. т у. т ) , около 5 % нефти ( порядка 6 млрд . т -8,6 млрд. т у. т).

Однако такое положение навряд ли будет сохранено уже в ближайшем будущем. Для прогноза обеспеченности России нефтью, газом и углем в перспективе рассмотрим следующий, наиболее вероятный в сложившихся условиях , сценарий потребления этих ПТЭР. Предположим, что их добыча достигнет в 2000 г. объемов, заложенных в Государственной Федеральной энергетической программе «Топливо и энергия» (уголь - 280 млн. т, нефть - 315 млн. т, газ - 680 млрд. м3), а их балансовые запасы за счет новых месторождений восполняться не будут. Последнее вполне возможно, т.к. геологоразведочные работы на нефть, газ и уголь резко сокращены в настоящее время. Далее предположим, что снижение производства энергии, моторного топлива, различных химических продуктов и экспортных поставок энергоресурсов после истощения запасов нефти будет восполняться сначала за счет газа, а после истощения его запасов за счет угля. При таком сценарии расчеты, выполненные в пересчете на условное топливо, показывают, что балансовые запасы нефти, газа и угля будут отработаны в России соответственно, за 20, 55 и 137 лет. При хотя бы частичной, замене газа углем, например на теплоэлектростанциях (ТЭС), время отработки балансовых запасов газа будет несколько больше указанного.

Полученное время отработки балансовых запасов этих топлив довольно сильно отличается от данных, полученных ранее. Так согласно приведенным в [ 2 ] международным оценкам обеспеченности добычи топлива в России балансовыми запасами периоды их отработки прогнозируются на уровне: у нефти - 20 лет (среднемировой - 45 лет), газа - 72 года (среднемировой - 64 года), угля - около 500 лет при еже-

годном потреблении на уровне 1988 г. (среднемировой - более 200 лет). В работах специалистов ОАО «Компания «Росуголь» и ИГД им. А.А.Скочинского, вышедших в последнее время [ 5, 6, 7 ], период отработки угля прогнозируется до 600 лет.

На наш взгляд данные, полученные в отношении угля - результат чрезвычайно упрощенного подхода к рассмотрению этой проблемы. Действительно, если разделить 201,8 млрд. т балансовых запасов угля на 425,4 млн. т его годовой добычи в 1988 г. или на 315 млн. т планируемой после 2000 г. рациональной, по утверждению специалистов ОАО «Компания «Росуголь», средней годовой добычи, то получатся цифры близкие к указанным выше. Однако такой упрощенный подход абсолютно не учитывает тех реалий, которые сложились в настоящее время в России и будут определять её развитие, весьма вероятно , в течение продолжительного периода .

Если в ближайшее время не произойдёт кардинального улучшения в области геологоразведочных изысканий на нефть , повышение степени извлечения её из недр , переработки и использования получаемых при этом продуктов потребителями , то уже через 20 лет России необходимо будет начинать импорт нефти. Для этого соответственно понадобятся очень большие валютные ресурсы. Катастрофическое положение в промышленности, характерное для сегодняшнего периода, привело к тому, что Россия сейчас в основном экспортирует сырье (в 1995 г. - 41,7 %) и металлургическую продукцию (в 1995 г. -25,3 %). На долю отраслей, выпускающих машины, оборудование, транспортные средства, наукоемкую продукцию в 1995 г. приходилось всего 9,9 % от всего объема экспорта. На государственном уровне сейчас принимаются определенные усилия в изменении структуры экспорта. Так предполагается к 2005 г. уменьшить долю сырья в экспорте до 30% и увеличить до 23 % долю машин, оборудования и т.д. На большее рассчитывать не приходится. Спад производства в России за последние 5 лет более чем на 50 % с одновременным увеличением на

48 ... 50 % энергоемкости единицы валового внутреннего продукта страны [ 2 ] привели к тому, что в целом экономика России на сегодняшний день стала практически неконкурентноспособной на мировом рынке. Так, например, убытки от экспорта российского угля в 1995 г. (25,72 млн. т) в сравнении с его реализацией на внутреннем рынке составили 515,4 млрд. руб. Кроме того, где-то к 2000 ... 2010 годам Россия должна будет начать возврат внешнего долга, который, как известно, на сегодняшний день превысил 130 млрд. долларов США. Это также сузит возможности импорта нефти. Поэтому в перспективе у России остается единственный выход - восполнение потерь, вызванных резким сокращением добычи нефти, за счет газа и угля. Последнее предпочтительнее. Принципиально тут возможно два пути. Либо резкое увеличение экспортных поставок угля (при государственной поддержке) и газа для оплаты импорта нефти, либо замена нефти газом и углем во всех сферах её применения (транспорт, энергетика, химическое производство и т.д.). Если замена нефти полностью будет обеспечиваться газом, то период отработки его балансовых запасов и составит 55 лет. Частичное использование для этих целей угля увеличит этот период. Однако последнее потребует довольно резкого увеличение добычи угля, т.к. для производства , например , 1 т моторного топлива , которого в 1995 г. было произведено 75,5 млн. т , а потребность в 2010 г. оценивается в 110 млн. т [ 8 ] , необходимо затратить 5 ... 6 т угля [ 9 ] . Для производства продуктов пиролиза и газификации угля с энергетическим запасом как у 1 т у. т требуется 2 ... 3 т угля . При этом следует отметить , что получение целого ряда углеводородов и многих органических продуктов из нефти требует по сравнению с использованием угля значительно меньших капиталовложений и затрат на первичную обработку сырья . Производительность труда в нефтехимии в 12... 16 раз выше, чем в углехимии [ 10 ] . Поэтому , если за 20 лет здесь не будет достигнуто довольно большого прогресса , то замена нефти углём ляжет тяжёлым грузом на экономику страны в целом .

Вообще , следует отметить , что переход в масштабах всей страны с одного вида топлива на другой процесс очень сложный и требует больших финансовых затрат. Например, перевод автомобильного транспорта на газовое топливо требует определённого изменения конструкции автомобилей , которое желательно проводить в заводских условиях. Необходимо также строительство широкой сети газозаправочных станций (сжиженный газ, а тем более природный, в топливный бак, как бензин из канистры не зальёшь). На газовом топливе несколько усложняется эксплуатация автомобилей, т.к. нельзя допускать даже самых малых утечек газа. Поэтому этот вопрос, хотя и обсуждается более 20 лет, но решается в масштабах всей страны чрезвычайно медленно. Замена природного газа на продукты газификации угля (тоже газообразного топлива) потребует определенной перестройки многих технологических процессов в различных отраслях промышленности (выплавка чугуна, стали, цветных металлов, производство цемента и т.д.), т.к. теплота сгорания первого в 7...9 раз больше, чем у продуктов газификации угля.

Для удлинения сроков обеспечения страны нефтью и газом необходимо кардинально изменить подход к формированию её ТЭБ . В первую очередь необходимо активно переходить на энерго - и ресурсосберегающие технологии в отраслях , производящих ПТЭР и потребляющих их .

Нельзя мириться с тем , что энергоёмкость многих видов промышленной продукции в России в 3 ... 5 раз выше среднемировой (см. табл. 1.2), а при переработке, например, сырой нефти 37 ... 40 % её конечного продукта приходится на топочный мазут (для справки, в США только 5 %). Согласно [ 2 ] вложение средств в углубление переработки нефти в 2,5 ... 3 раза выгоднее, чем в наращивание её добычи.

Потенциал экономии энергетических ресурсов в России довольно велик [ 7 ]. Как видно из данных приведенных в таблице 1.3 за счет использования лучших отечественных и мировых технологий экономия

энергоресурсов в России может достигнуть 30 % всех производимых и добываемых ПТЭР.

Однако реализация программы энергосбережения потребует довольно больших капитальных затрат от 45 до 95 долл. США на 1 т у. т [ 7 ]. Учитывая это, получаем, что экономия 452 ... 533 млн. т у. т потребует 20,3 ... 50,6 млрд. долл. США. Без прямой поддержки государства такие затраты не сможет вынести ни одна отрасль.

Таблица 1.2

Удельные расходы топлива на производство некоторых из основных видов промышленной продукции в 1992 г. [ 2 ]

Продукция Удельный расход топлива, кг у. т / т

в России среднемировой

Прокат черных металлов 135,8 41

Поковки и штамповки 271,2 50

Клинкер 216 106

Листовое стекло 474,5 165

Таблица 1.3

Потенциал экономии ПТЭР в России

Секторы Газ, Нефть, Уголь, Элект- Тепло- Всего,

экономики млрд. м3 млн. т млн. т роэнергия, млрд. кВт • ч энергия, млн. Гкал млн. т у.т.

Топливно- 45...60 15...17 33...39 38...46 160...180 150...180

энергетичес-

кии комплекс

Коммунально- 10 0,6...0,8 21...23 65...70 120...145 75...83

бытовой сектор

Сельское хо- 1>4...1,5 14...15 1,5...1,7 8...10 4 27...29

зяйство

Транспорт - 29...34 - - - 42...50

Промышлен- 34...42 6...1 12...14 220...265 167...205 158...191

ность

Всего 90...114 65...74 68...78 331...391 451...534 452...533

Далее необходимо изменение стратегии в использовании органических топлив в целом по стране.

В настоящее время в России 75 % добываемых нефти, газа и угля используется для производства так называемого котельно-печного топлива, т.е. топлива использующегося на ТЭС и в котельных для производства электрической тепловой энергии [ 1 ] , при этом их доля в этом топливе составляет на сегодняшний день, соответственно, порядка 11 %, 55 %, 23 % [1,2, 16].

Такое положение, когда на производство энергии в основном (порядка 66 %) используется наиболее ценные органические топлива (нефть и газ) в принципе недопустимо. Такого не позволяет себе ни одна из промышленно развитых стран мира. Если в мировом производстве энергии доля нефти и газа составляет порядка 50 % , то в промышленно развитых странах она значительно меньше. Они стараются использовать для производства энергии в основном уголь, причем на крупных ТЭС. Так в США доля угля в производстве энергии составляет 57...60 %, в Германии - 60 %, в Великобритании - 84 % , в Австралии - 76 % и только в Японии, экспортирующей практически все ПТЭР -14% [ 3,11]. Таким образом, мировой опыт беспристрастно доказывает, что с позиции экономии, диверсификации источников энергии и энергетической безопасности государства в целом , в топливной энергетике происходит определенная переориентировка на уголь. В связи с этим за последние 15 ... 20 лет мировая добыча и потребление угля возросли примерно на 30 % и достигли более 4,5 млрд. т. В ряде стран, например США, ряд месторождений нефти и газа законсервированы. В России же, за эти годы добыча угля снизилась примерно на 32 % [ 2 ]. Предполагается [ 12 ], что к 2010 г. положение несколько улучшится и в балансе топливоиспользования ТЭС доля мазута уменьшится до 5 %, при одновременном увеличении доли угля до 27 % , а газа до 62 % . Последнее не совсем оправдано, т.к. противоречит тенденции формирования ТЭБ промышленно развитых стран.

Газ по своему назначению - в основном технологическое сырье для промышленности. Здесь его применение приносит наибольший

экономический эффект. Использование газа на ТЭС и в коммунально-бытовом секторе, а здесь его используется свыше 60 % от общего потребления внутри России [ 2 ] , в принципе экономически оправдано, но дает значительно меньший экономический эффект.

Бытующее в определенных кругах страны мнение о невысокой эффективности использования угля для производства энергии по сравнению с мазутом и газом довольно далеко от истины. При внедрении новейших технологии сжигания угля на ТЭС себестоимость производства электрической и тепловой энергии на них по данным некоторых источников, например [2, 13] , становится ниже, чем при использовании мазута и газа. Так в США на 23 из 25 ТЭС, характеризующихся наименьшими расходами на производство электроэнергии, используется уголь. Средняя себестоимость её производства из угля составляет 19,79 долл / (МВт • ч) против 30,71 долл / (МВт ■ ч) у 220 ТЭС, работающих на газе, и 35,10 долл / (МВт ■ ч) у 66 ТЭС, работающих на мазуте. Поэтому 36 из 60 ТЭС, намеченных к строительству в ближайшем будущем, рассчитаны на использование бурого и каменного угля. ТЭС довольно крупные. Мощность каждой порядка 500000 кВт, а суммарная - 19 млн. кВт. Следует правда отметить, что использование угля на ТЭС сопровождается повышенным отрицательным экологическим воздействием на окружающую среду. Однако, на крупных ТЭС эти вопросы довольно успешно решаются.

Данные по относительной стоимости производства в США в 1970 ... 2010 гг. тепловой энергии при использовании мазута, газа и угля, полученные при обработке приведенных в [ 13 ] материалов, представлены ниже в таблице 1.4.

Из этих данных видно, что стоимость производства тепловой энергии в США всё время возрастает и за последние 25 лет увеличилась при использовании угля в 1,5 раза, мазута - в 2,23 раза, газа - в 4,17 раза. При этом на сегодняшний день, да и в будущем, самой дешёвой

остаётся тепловая энергия, произведенная при использовании угля. Она в 1,75 раза дешевле, чем при использовании газа и в 3,16 раза - мазута.

Таблица 1.4

Относительная стоимость производства в США тепловой энергии в 1970 ... 2010 гг.

Топливо Год

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000** 2005** 2010**

Уголь 1,00* 2,13 1,75 1,50 1,25 1,50 1,63 1,75 1,88

Газ 0,63 0,88 2,63 3,13 2,38 2,63 3,38 4,00 4,38

Мазут 2,13 3,88 6,50 5,63 4,88 4,75 5,25 5,63 6,38

* - за 1,00 принята стоимость тепловой энергии, произведенной в 1970 г. при использовании угля; ** - прогноз.

Однако навряд ли такая большая разница в стоимости производства тепловой энергии из угля и газа, а также довольно стремительный рост стоимости последней, имеет под собой реальную основу. Объективно газ все же более качественное энергетическое сырье и его использование для получения энергии более эффективно, чем использование угля. Общепризнано, что КПД ТЭС, работающих на газе, на 4...5 % больше КПД ТЭС, работающих на угле [ 12 ]. Расходы на транспортировку газа и охрану окружающей среды при его сжигании меньше, чем при использовании угля. Поэтому объективно стоимость производства энергии при применении газа будет меньше, чем при использовании для этих целей угля. В определенной степени это подтверждается данными, приведенными в работе [ 14 ] и представленными в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Стоимость, цент/(кВт • ч), вырабатываемой электроэнергии (средние данные по промышленно развитым странам)

Источник энергии Год

1985 1993 2000**

Газ 10...13 4...5 3

Уголь 8...10 5...6 4...5

Солнечная энергия* 13...26 8...10 5...6

Атомные электрические станции (АЭС) 10...21 10...21

* - с учетом дублирования путем использования газа; ** - прогноз;

*** - прочерк означает, что сооружение новых АЭС не планируется.

Из этих данных следует, что в среднем эффективность производства энергии при использовании газа примерно в 1,2 раза выше, чем при использовании угля. Однако^ эта разница настолько небольшая, что не может сказаться на приоритетном использовании угля в топливной энергетике. В США же, весьма вероятно, не последнюю роль играет стратегическая государственная политика, направленная на сокращение использования в топливной энергетике не только мазута, а и газа , которая проявляется в вопросах ценообразования на газ и уголь.

Таким образом,в топливной энергетике промышленно развитых стран на сегодняшний день наметилась довольно четкая тенденция замены углем не только мазута, а и газа. К этому надо стремиться и в России. Согласно [ 2 ] для России наиболее оптимальным является равенство долей газа и угля в балансе производства и потребления энергии из органического топлива. Достигнуть этого можно путем перевода ТЭС, работающих на мазуте, и части ТЭС, работающих на газе, на уголь. Экономически и экологически такой путь выравнивая долей угля и газа в производстве энергии наиболее целесообразен, т.к. только для ТЭС в настоящее время отработаны современные технологии эф-

фективного и экологически более-менее безопасного использования угля для производства энергии.

В коммунально-бытовом секторе и в относительно небольших котельных эти вопросы пока практически не решены. Поэтому ожидаемое здесь довольно резкое увеличение (в 1,5... 1,6 раза) использование газа [17] следует признать целесообразным. Однако, такая «глобальная» газификация России потребует значительных вложений на создание широкой сети газопроводов. Вызвано это тем, что соотношение протяженности магистральных газопроводов и газораспределительной сети низкого давления в России составляет всего 1/1,8, тогда как в США - 1/11,7 , а в Великобритании - 1/13. Поэтому для полной газификации, например, областей Нечерноземья необходимо будет построить около 16 тыс. км газопроводов диаметром от 1000 мм до 700 мм и 659 газораспределительных станций [ 18 ]. Соответственно, в первую очередь газификации буду подвергаться регионы с наиболее острым дефицитом энергии и полным отсутствием местных ПТЭР.

Принимая во внимание, абсолютные объемы добычи и производства ПТЭР, следует признать, что альтернативы углю в замене им нефти и газа в энергетике как в мире, так и в России на сегодняшний день нет. В первую очередь, это определяется его большими геологическими ресурсами. Они значительно превышают ресурсы всех других органических топлив и оцениваются величиной порядка 15 трлн. т. На долю России приходится около 5,3 трлн. т [ 7 ] . Однако, следует отметить, что порядка 4 трлн. т из них находится в слабоизученных и труднодоступных для освоения бассейнах-гигантах: Тунгусском, Ленском, Таймырском .

Согласно данным таблицы 1.1 доля атомной энергетики и других, в том числе и нетрадиционных, источников энергии вплоть до 2010 г. будет практически постоянной и довольно незначительной (в сумме порядка 20 %).

Радужные прогнозы 70 ... 80-ых годов по поводу перспектив нетрадиционных источников энергии пока не подтверждаются. Они до сих пор неконкурентоспособны с традиционными источниками энергии (см., например, табл. 1.5). Даже в декларациях, принятых в 1996 г. на Московском Солнечном Саммите и на Всемирной встрече на высоком уровне по проблемам Солнечной энергетике в г. Хараре (Зимбабва) отмечается, что на сегодняшний день в промышленно развитых странах мира нетрадиционные возобновляемые источники энергии (солнечная, ветровая, геотермальная, биомасса, приливов и отливов океана и т.д.) следует рассматривать в основном с позиции защиты окружающей среды и диверсификации источников энергии. Применительно к России было отмечено, что с помощью этих источников энергии возможно в некоторых её регионах сгладить острые проблемы энергоснабжения населения для улучшения условий жизни. Таким образом, ведущими специалистами в области нетрадиционных источников энергии признается, что эти источники пока не в состоянии коренным образом изменить структуру потребления ПТЭР как в мире, так и в России.

Резкого увеличения производства энергии на АЭС в ближайшие 20 лет не предвидится. Причин довольно много. Во-первых, сооружение АЭС нового поколения стоит примерно в 3 раза дороже, чем строительство ТЭС такой же мощности [ 2 ]. Во-вторых, сейчас возникли очень большие сомнения в вопросах оценки себестоимости производства энергии на АЭС. Согласно данным чл.-корр. РАН А.В.Яблокова [ 15 ] относительно невысокая её величина в России объясняется тем, что в неё не включены 4 очень важные статьи будущих затрат.

Первая - затраты на утилизацию, отработавших свой срок АЭС. Расчетная стоимость разработки отслужившего энергоблока АЭС по данным Запада составляет около 50 % от его строительства, т.е. в среднем где-то порядка 1 млрд. долл. США. Поэтому в России вот уже

17 лет ждет разборки выведенный из эксплуатации блок на Белоярской АЭС (Свердловская обл.), 13 и 6 лет стоят 2 блока на Нововоронежской АЭС. Кстати, поддержание каждого из них в безопасном состоянии требует несколько миллиардов рублей в год (здесь и далее в работе стоимостные показатели даны в основном в ценах 1997 г.).

Вторая - затраты на хранение радиоактивных отходов. В атомном реакторе средней мощности их образуется порядка 20 т в год. На Западе хранение 1 т этих отходов обходится в районе 1 млн. долл. США в год.

Третья - затраты на компенсацию последствий возможных аварий и катастроф на АЭС. Россия, например, после катастрофы на Чернобыльской АЭС до сих пор ежегодно тратит более 1 млрд. долл. США на ликвидацию её последствий.

Четвертая - повышение расходов на увеличение безопасности АЭС. До 01.01.2000 г. России необходимо будет перейти на новые стандарты безопасных доз облучения (пятикратное ужесточение норм), что потребует немало дополнительных средств.

Проведенные А.В.Яблоковым ориентировочные расчеты показали, что на сегодняшний день сумма этих затрат должна составить минимум 5 ... 7 трлн. рублей в год. Учитывая, что АЭС произвели в 1995 г. порядка 100 млн. кВт • ч электроэнергии, получаем, что с учетом этих затрат себестоимость 1 кВт • ч электроэнергии АЭС должна увеличиться на 50 ... 70 руб/(кВт ■ ч). Средняя себестоимость 1 кВт • ч электроэнергии в России на 01.07.1997 г. составляла порядка 195 руб/(кВт • ч).

В странах Запада, где эти затраты уже начинают учитываться, отношение к развитию атомной энергетики далеко неоднозначно. Страны, обладающие определенными запасами собственных органических ПТЭР, или имеющие возможность их экспортировать в необходимых объемах (США, ФРГ, Великобритания), практически отказа-

лись от строительства новых АЭС. В США, например, за последние 15 лет не было выдано ни одного заказа, а с 1977 г. было аннулировано около 90 полученных ранее на строительство новых атомных энергоблоков. Это же самое имеет место и в ФРГ. Италия и Швеция вообще приняли решение о закрытии всех действующих в стране АЭС. В США в настоящее время укрепилось мнение, что инвестирование в атомную энергетику очень рискованное дело, т.к. эксплуатационные расходы в ней могут возрастать непредсказуемо. Так, на предстоящую разборку АЭС в США, имеющих 109 атомных реакторов, перечисляются потребителями энергии на специальные счета, на которых накопилось уже более 10 млрд. долл. США, а в Бельгии, имеющей всего несколько АЭС, порядка 500 млн. долл. США [ 15 ].

В странах с довольно ограниченными собственными ПТЭР развитию атомной энергетики обычно способствовала большая государственная поддержка (Франция - 56 атомных энергоблоков, Япония - 51, Швеция - 12 и т. д.). Однако, в связи с пересмотром стратегии формирования себестоимости энергии АЭС, здесь возникли довольно большие экономические проблемы. Так, Французская Национальная электрическая компания, производящая на АЭС 75 ... 77 % всей электроэнергии страны, на начало 90 - ых годов понесла убытки в размере 45 млрд. долл. США [2].

Все это привело к тому, что к 2000 г. в промышленно развитых странах не будет введено в строй ни одного атомного энергоблока (см. табл. 1.5). Строительство новых АЭС пока ведут и то в ограниченном количестве только Индия, Южная Корея, Япония, Словакия, Россия, Иран, Пакистан, Бразилия, Украина, Чехия и Франция. В основном это страны либо с очень ограниченными ресурсами органических топ-лив (Япония, Франция, Словакия, Украина и т.д.), либо поддерживающие свою экономику за счет их очень большого экспорта (Россия, Иран). Однако, следует отметить, что строительство этих АЭС во мно-

гих странах началось довольно давно и окончание их строительства продиктовано практической целесообразностью.

В то же время, в России ведутся довольно интенсивные работы по развитию малой атомной энергетики. Разрабатываются АЭС относительно небольшой мощности с подземным расположением атомных реакторов (предложение академика АН СССР А.Д. Сахарова) [ 25 ] и плавучих АЭС, собираемых полностью в заводских условиях. Однако практическое строительство таких АЭС - дело не ближайшего будущего. Таким образом и атомная энергетика не сможет в ближайшем 20 - летии существенно повлиять на структуру ТЭБ России.

В мире имеет место тенденция увеличения доли гидроэнергетики, правда небольшая - с 5,3 % в 1995 г. до 7,1 % в 2020 г. Однако, принимая во внимание, её небольшой удельный вес в ТЭБ как России, так и мира, большие сроки строительства ГЭС и их высокую стоимость, следует признать, что гидроэнергетика не сможет в ближайшие десятилетия составить конкуренцию углю в вопросах замены им мазута и газа при производстве энергии. Тем более, что согласно исследованиям ВНИИКТЭП, Энергосетьпроекта и ИГД им. A.A. Скочинского [ 16 ] экономически эффективные гидроресурсы в России практически исчерпаны.

Таким образом, на ближайшие 20 лет суммарная доля нефти, газа и угля в ТЭБ России останется практически на уровне сегодняшнего дня. Однако, в связи с истощением балансовых запасов нефти, доля каждого из этих топлив должна существенно измениться. С точки зрения стратегических интересов страны за 2020 г. , необходимо резко увеличить уже в ближайшем будущем использование угля в топливной энергетике и в первую очередь на ТЭС. Однако при этом не надо забывать, что переход на новый вид топлива потребует довольно больших финансовых затрат на модернизацию самих ТЭС.

1.2. Перспективы увеличения использования угля в топливной энергетике России на современном этапе

Переориентация топливной энергетики на уголь позволит даже без кардинальных положительных сдвигов в вопросах восполнения балансовых запасов, извлечения, переработки и потребления нефти и газа увеличить сроки самообеспечения России этими ценными видами ПТЭР не менее чем в 1,5 раза. Однако возможность, а самое главное эффективность такого перехода, напрямую зависит от показателей работы угольной промышленности страны.

С точки зрения потенциальных возможностей угольной промышленности России на сегодняшний день эту проблему можно частично решить уже сейчас. Согласно [2], отрасль в настоящее время располагает производственным потенциалом порядка 360 млн. т добычи угля в год , т.е. уровень использования мощностей составляет сегодня не более 70 % . Поэтому при необходимости можно довольно быстро увеличить добычу угля более, чем на 100 млн. т в год. Правда, следует иметь в виду, что к 2005 г. неизбежно выбытие и частичное снижение производственных мощностей по добыче угля в размере порядка 100 млн. т. Это связано с отработкой запасов в пределах некоторых шахтных полей и закрытием ряда убыточных шахт и разрезов. Частично восполнить выбывающие мощности можно довольно быстро, за счет намеченного строительства в 1997...2000 гг. перспективных разрезов с суммарной производительностью порядка 32 млн. т угля в год, но для этого нужны довольно большие финансовые средства - порядка 5,2 трлн. руб [ 12 ].

Однако, если принять во внимание географическое положение районов основной добычи угля и потребления энергии, а также сегодняшние экономические показатели работы угольной промышленности, то возможности значительного увеличения потребления угля в топливной энергетики России уже не кажутся столь очевидными. В на-

стоящее время, резко ухудшились экономические показатели работы угольной промышленности в целом и особенно в регионах, характеризующихся большим дефицитом энергии и малой долей использования для её получения угля. Это Центральный и Северо-Кавказский регионы, в которых , как и в Поволжском и Северо-Западном регионах, доля угля в производстве энергии составляет 5 ... 10 % . В Северном и Уральском регионах она несколько выше и доходит до 20 %. И только в Сибири и на Дальнем Востоке доля угля в производстве энергии доходит до 45 % [ 7 ]. Однако, для Дальнего Востока такое относительно большое потребление угля вызвано очень малым использованием для энергетических нужд нефти и газа из-за дороговизны их доставки сюда. Поэтому, даже полное использование всего добываемого в этом регионе угля на энергетические нужды, не устраняет дефицита энергии. Таким образом, Европейская часть страны и Урал являются теми регионами, где переориентация топливной энергетики на уголь может дать наиболее быстрый эффект.

Сегодняшние экономические показатели работы угольной промышленности в России являются результатом крайне непродуманной государственной экономической политики в бывшем СССР. Как известно, высокие темпы роста отраслей, образующих ТЭК любой страны, требуют значительных капиталовложений. Так, в СССР в начале 80 - ых годов удельный вес капиталовложений в ТЭК составил 46 % от суммарных капиталовложений в промышленность страны. Однако, эти капиталовложения перераспределялись между отраслями крайне неравномерно. Приоритет был отдан нефтяной и газовой отраслям, обеспечивающим большие объемы экспортных поставок. Удельные капиталовложения в угольную промышленность в этот период составили 2,43 руб/т у. т (в ценах 80 - ых годов), в газовую - 5,76 руб/т у. т, а в нефтяную - 20,72 руб/т у. т. В результате капиталовложения в развитие угольной промышленности составляли в 80 - ых годах порядка 2 % от суммарных капиталовложений в промышленность. Это постепенно

привело, к концу 80 - ых годов, к снижению абсолютных объемов добычи угля и потере ведущих позиций в мировой угледобыче. Период наращивания объемов добычи угля и улучшения других показателей работы угольной промышленности России закончился в 1988 г. В последующие годы начался спад промышленного производства. Снизилось потребление угля, а с распадом СССР нарушились хозяйственные связи между предприятиями бывших советских республик. Все это привело к падению объемов добычи угля при одновременном снижении технического уровня производственного потенциала отрасли из-за резкого сокращения строительства новых и реконструкции действующих шахт, разрезов, углеобогатительных фабрик. Резко замедлилось их техническое переоснащение на основе новейших достижений науки и техники. На сегодняшний день, более половины шахт введены в эксплуатацию свыше 30 лет назад и не подвергались реконструкции, которая требуется в среднем через 12...15 лет работы. Только 16...17 % используемых в отрасли машин и механизмов отвечают мировому уровню [2]. Согласно [ 3 ] , среднемесячная производительность труда на шахтах в настоящее время снизилась до довоенного уровня и составила порядка 38 т на одного рабочего по добыче угля (в 1988 г. она была 42,6 т), а на разрезах снизилась до послевоенного уровня и составила порядка 173 т на одного рабочего по добыче угля (в 1988 г. она была 423 т).

Усложняет переход топливной энергетики на уголь и удаленность, 1,5...6 тыс. км, основных угледобывающих регионов России (Кузбасс, Канско-Ачинский бассейн) от Европейской части страны и Урала. Сложившаяся на сегодняшний день система тарификации железнодорожных перевозок угля сделала нерентабельной перевозку угля в эти районы (транспортировка угля на 1000... 1500 км практически удваивает цену угля). Поэтому, несмотря на то, что в Европейской части России потребность в энергетических углях за счет местных ресурсов покрывается только на 38 ... 40 %, завоз угля в неё крайне ограничен.

Только 10 % кузнецких и 1 % канско-ачинских энергетических углей транспортируются на расстояние более 2000 км [ 5 ]. Такая непродуманная ценовая политика в области железнодорожного транспорта привела к тому, что в России на сегодняшний день появились районы с острым дефицитом топлива, в то время как имеющиеся производственные мощности по добыче угля недоиспользуются.

Таким образом, без резкого улучшения показателей работы угольной промышленности, а также кардинального изменения ценовой политики в области угольных перевозок, ни о какой замене углем нефтяного топлива и газа в топливной энергетике Европейской части страны и Урала не может идти и речи. Кроме того, как уже было указано выше, необходима и реконструкция ряда ТЭС при переходе на уголь. Все это невозможно без значительных капиталовложений.

В последнее время наметились определенные положительные сдвиги в области государственного регулирования железнодорожных тарифов на грузовые перевозки. Однако, насколько оно будет эффективно в отношении угольных перевозок сказать сейчас трудно.

В 1993 г. началась перестройка и угольной промышленности России с целью улучшения показателей её работы в условиях рыночной экономики. Однако, она имеет довольно однобокий характер и направлена главным образом на закрытие убыточных предприятий. За период 1993...96 гг. закрыто уже 61 шахта и 1 разрез, а к 2000 г. намечено всего закрыть около 145 шахт и разрезов общей мощностью порядка 35 млн. т [ 6, 7, 19 ]. Абсолютное большинство закрывающихся шахт и разрезов расположено в регионах с острым дефицитом энергии. Их распределение по бывшим производственным объединениям представлено в таблице 1.6.

К 2000 г. в отрасли намечено оставить порядка 100 шахт и 65...70 разрезов с суммарной мощностью порядка 250...290 млн. т угля. Подземный способ угля предполагается сохранить главным образом для добычи высококачественных углей и только частично энерге-

тических для обеспечения потребностей регионов с острым дефицитом энергии, в которые завоз угля извне экономически невыгоден. Энергетические угли предполагается добывать открытым способом и использовать их в первую очередь на ТЭС [ 12 ], т. е. там, где это наиболее целесообразно.

Одновременно, с реструктуризацией в угольной отрасли производится и переоценка сырьевой базы, в результате чего из общего объема балансовых запасов должны быть исключены не менее 60 млрд. т углей, отработка которых современными технологиями нерентабельна [7, 19].

Таблица 1.6

Распределение закрытых в 1993... 1996 гг. шахт и разрезов по бывшим

производственным объединениям ОАО «Компания «Росуголь»

Производственное объединение Регион Количество закрытых шахт (ш) и разрезов (р)

Интауголь Европейская часть 1 ш.

Тулауголь То же 5 ш.

Воркутауголь -«- 4 ш.

Ростовуголь -«- 5 ш.

Гуковуголь -«- 11 ш.

Челябинскуголь Урал 4 ш.

Кизелуголь То же 7 ш.

Беловуголь Западная Сибирь 1 ш.

Ленинскуголь То же 1 ш.

Кузнецкуголь - «- 3 ш.

Северокузбассуголь -«- 5 ш.

Киселёвскуголь -«- 4 ш.

Прокопьевскуголь -«- 2 ш.

Приморскуголь Дальний Восток 5 ш. и 1 р.

Сахалинуголь То же 3 ш.

Заключение диссертации по теме «Физические процессы горного производства», Янченко, Геннадий Алексеевич

Выводы, научные результаты и рекомендации работы заключаются в следующем:

1. Технология подземного сжигания угля (ПСУ) позволяет эффективно отрабатывать угольные пласты (запасы), разработка которых существующими на сегодняшний день технологиями нерациональна по экономическим причинам, при КПД извлечения энергии не менее 70.85 % и температуре Т получаемых продуктов подземного сжигания угля (ППСУ), обеспечивающей эффективное преобразование извлечённой энергии для передачи потребителям. Однако для этого необходимо полное согласование режимных параметров процесса ПСУ и принятых технологических и технических решений с горногеологическими условиями залегания сжигаемых угольных запасов, их размерами и требованиями потребителей энергии.

Основной причиной относительно низкой эффективности извлечения энергии в виде физического тепла при общем КПД её извлечения более 74 % в проведённых к настоящему времени натурных экспериментах по ПСУ явились большие водопритоки в угольные каналы (УК) и газоотводящие выработки (ГВ). Помимо перевода значительного количества физического тепла ППСУ в скрытую теплоту испарения воды, они привели к возникновению в УК переходного и, весьма возможно, кинетического режима горения угля . Это предопределило появление в ППСУ довольно значительного количества как свободного О2, так и горючих газов.

2. Вскрыты основные закономерности формирования выходной энергетической мощности Ивых при ПСУ . Выявлены характерные участки формирования Ивых и предложены методы оценки эффективности этого процесса. Максимальный запас физического тепла в ППСУ при минимальном содержании в них экологически вредных компонентов имеет место при формировании зоны горения на всей длине УК, т.е. при 1К = 1г, где 1к, 1г - длина УК и зоны горения в нём.

3. Разработаны методы расчётов теоретических и реальных показателей материального баланса процесса ПСУ для режимов полного и неполного сгорания угля в УК как на основе данных об элементном составе угля (точные методы), так и на основе его приведённых характеристик (по Я.Л.Пеккеру) и установленных взаимосвязей между низшей теплотой сгорания сухой беззольной массы угля С)^ и выходом летучих Ум (приближённые методы). Точность последних вполне приемлема для практических расчётов. Установлен характер влияния на формирование материального баланса процесса ПСУ внешнего водо-притока, химической неполноты сгорания угля, потерь воздуха и ППСУ и подсосов воздуха.

4. Вскрыты основные закономерности формирования теплового баланса процесса ПСУ. Установлено , что реализация в УК режима полного сгорания угля, уменьшение мощности угольного пласта, отсутствие внешнего водопритока, утечки ППСУ из УК и ГВ, увеличение геометрических размеров последней и высокая теплопроводность окружающих пород способствуют увеличению потерь тепловой энергии в окружающую среду. Использование для транспортировки ППСУ шахтных выработок, имеющих, как правило, большие сечения, с энергетической точки зрения неэффективно, т.к. в этом случае имеют место большие потери тепла в окружающую среду - до 30.40 % в первые месяцы их эксплуатации и порядка 10. 15 % через 1.2 года. Использование таких выработок в определённой степени оправдано только при их небольшой длине и больших скоростях сгорания угля (более 1 кг/с) и сроках эксплуатации ГВ (более 1 года).

5. Продукты подземного сжигания угля, содержащие до 5 % горючих газов, вполне допустимо рассматривать как продукты полного сгорания угля в воздухе с определением коэффициента избытка воздуха ос по содержанию свободного Ог в ППСУ при расчётах показателей их физических свойств, определяющих формирование теплового баланса процесса ПСУ. Установлено, что в пределах диапазонов изменения составов реальных сухих ППСУ температурные зависимости этих физических свойств хорошо описываются обобщёнными взаимосвязями. Это позволяет при переходе к влажным ППСУ пользоваться моделями двухкомпонентной (сухие ППСУ и пары воды) или трёхкомпонентной (сухие продукты полного сгорания с а = 1,0, избыточный воздух, пары воды) газовых смесей.

6. Разработан приближённый метод расчёта параметров нестационарного теплообмена в УК и ГВ, в основу которого положен временной коэффициент формы цилиндрической полости Фц (по А.Ф.Воропаеву). Показано, что для той интенсивности теплообмена, которая характерна для УК и ГВ, Фц является функцией критериев Фурье и Био. Это позволило получить для расчетов потерь тепла в окружающую среду единую расчетную формулу, погрешность которой в пределах реального времени эксплуатации ГВ составляет порядка 10 %.

7. Реальный кондуктивно-конвективно-лучистый теплообмен в УК при оценке потерь тепла в окружающую среду можно заменить моделью более простого конвективно-лучистого теплообмена, закономерности которого в общем виде хорошо описываются взаимосвязями, выявленными при фундаментальных исследованиях конвективного и лучистого теплообменов при движении высокотемпературных газовых сред в каналах. Уточнение этих взаимосвязей на основе результатов выполненных в стендовых условиях экспериментальных исследований процесса теплообмена в УК и ГВ позволило уменьшить погрешность расчетов показателей теплообмена в этих каналах в среднем до 25 % . При этом было установлено, что при небольших где §вод - удельный водоприток, кг воды / кг угля, в УК при критерии Рейнольдса Яе > 500000 в основном имеет место конвективный теплообмен, а при меньшем - лучистый, который на 70 . 80 % формируется излучением угольных стенок. Выявленные закономерности теплообмена являются общими для всех режимов подачи воздуха в УК - нагнетательном, всасывающем и нагнетательно-всасывающем.

8. Вскрыты закономерности формирования длины зоны горения 1Г в УК при диффузионном и переходном режимах горения угля и выходной тепловой мощности УК Кт.к при первом из них. Установлено, что возможность управления величиной 1г крайне ограничена, т.к. она на 80.90 % определяется мощностью сжигаемого угольного пласта и величиной §вод. Резкое увеличение 1г (на порядок и более) имеет место при смене режимов горения в УК, происходящей в бурых углях при 1,0 . 1,5, а в каменных - £вод > 2,5 . 3,0. Максимальная энергетическая эффективность процесса ПСУ характерна для блоков сжигания, конструкция которых обеспечивает при использовании современных методов осушения уменьшение gвoД до величин, при которых в УК имеет место только диффузионный режим горения угля, наличие которого позволяет установить полученная взаимосвязь между температурой горения угольных стенок стенок Ту.с и ППСУ на выходе из УК Тк.

9. Имеющаяся при диффузионном режиме горения угля тесная взаимосвязь между "Ыт.к и 1к (Кт.к ~ 1к6,25) предопределяет более высокую энергетическую эффективность процесса ПСУ у блоков сжигания, конструкция которых предусматривает получение необходимой Мг.к минимальным количеством работающих УК (в идеале одним). В этом случае реальный объёмный расход подаваемого в УК воздуха является эффективным инструментом управления величиной Мг.к и снижения отрицательного воздействия на процесс ПСУ внешнего водопритока.

10. Обеспечение постоянства тепловой мощности на выходе из ГВ 1Чт.гв при увеличении внешнего водопритока в УК только за счет соответствующего роста скорости сгорания угля энергетически оправдано, если конструкция теплоэнергетического комплекса предусматривает извлечение из ППСУ скрытой теплоты испарения воды, т.к. это приводит, даже в случае сохранения в УК диффузионного режима горения угля, к уменьшению КПД извлечения энергии из сжигаемого угля в виде физического тепла и увеличению КПД извлечения энергии в виде суммы физического тепла и скрытой теплоты испарения воды.

11. Неполное сгорание угля, внешний водоприток потери тепла в окружающую среду, наличие потерь ППСУ и воздуха (подсосов воздуха) являются характерными признаками реального процесса ПСУ. При отсутствии согласования режимных параметров процесса и принятых технологических и технических решений с горногеологическими условиями залегания сжигаемых угольных запасов вклад этих факторов в формирование теплового баланса процесса ПСУ в первом приближении равнозначен. Повышение энергетической эффективности этого процесса может быть обеспечено снижением влияния этих факторов на формирование его теплового баланса как за счёт оптимизации режимных параметров и принимаемых технологических и технических решений, так и за счёт извлечения из ППСУ химического тепла и скрытой теплоты испарения воды в теплоэнергетическом комплексе.

12. Разработанные предложения и технические решения, включающие: методы оперативного контроля химической полноты сгорания угля в УК и достоверности результатов газового анализа ППСУ; методику расчёта а в ППСУ с повышенным содержанием горючих газов; конструкции блоков сжигания, обеспечивающие извлечение из вмещающих пород сконцентрированной в них в процессе сгорания угля тепловой энергии и вовлечение в процесс сгорания находящихся в породах кровли пропластков угля; конструкции выработок (скважин), объединяющих функции воздухоподводящей и газоотводя-щей выработок и обеспечивающих снижение потерь тепла в окружающие породы и максимальную эффективность процесса дожигания горючих газов в ППСУ; способ сжигания (газификации) угольных запасов при нагнетательно-всасывающем режиме подачи воздуха в УК; использование в качестве окислителя при ПСУ вместо воздуха низкоконцентрированных метано-воздушных смесей, позволяют за счёт повышения оперативности управления параметрами процесса ПСУ и режимами работы теплоэнергетического комплекса снижения потерь тепла в окружающую среду, снижения утечек ППСУ и воздуха в окружающую среду и подсосов воздуха из неё, повысить энергетическую эффективность процесса ПСУ и расширить область его рационального применения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тенденция развития топливной энергетики в мире однозначно свидетельствует о возрастающей роли угля в производстве энергии. Его доля в ТЭБ развитых в промышленном отношении стран на сегодняшний день в 2,5 . 3,5 раза выше, чем в России, где она не превышает 23 % , а должна быть , по оценкам специалистов, не менее 50 % .

Переориентация топливной энергетики России на приоритетное использование угля, позволяет не только увеличить сроки самообеспечения страны, такими ценными видами органического топлива, как нефть и природный газ, но и расширить её экспортные возможности в этих видах топлива, а также увеличить их использование в качестве химического и технологического сырья. Последнее экономически более оправдано, чем использование нефти и природного газа в топливной энергетике.

Однако, широкое использование угля в масштабах всей страны для производства энергии требует в настоящее время серьезного технического переоснащения и модернизации угольной и энергетической промышленности, что связано зачастую с непреодолимыми трудностями экономического, технического и экологического характера. На местном уровне задача приоритетного использования угля для производства энергии довольно легко и эффективно решается при использовании при разработке угольных месторождений технологий ПГУ и ПСУ. Области эффективного применения каждой из них строго ограничены определенными рамками.

В диссертационной работе на основе выполненных исследований разработаны теоретические положения и методология расчёта технологических, режимных и выходных параметров процесса подземного сжигания угольных пластов (запасов) и физико-технического обоснования способов повышения его энергетической эффективности, совокупность которых является крупным научным достижением в области термохимических процессов подземной и скважинной добычи твёрдых горючих полезных ископаемых.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Янченко, Геннадий Алексеевич, 1998 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Делягин Г.Н., Лебедев В.И., Пермяков Б.А. Теплогенерирую-щие установки. - М.: Стройиздат, 1986. - 559 с.

2. Никонов Е.С. Важнейшие проблемы и приоритеты топливно -энергетической политики России и СНГ в первой половине XXI века // Уголь. - 1996. - № 9, № 10. - С. 48 - 52, С. 31 - 34.

3. Малышев Ю.Н., Айруни А.Т., Васильчук М.П. Перспективные направления совершенствования подземной добычи угля в мета-нообильных шахтах // Уголь. - 1996. - № 8. - С. 8 - 13.

4. Зыков В.М. Угольное топливо в энергетике России ( потребность в угле при реструктуризации отрасли ) // Уголь. - 1996. - № 8. -С. 65-68.

5. Гранин И.В., Сеинов Н.П. Основные направления реструктуризации открытой угледобычи // Уголь. - 1997. - № 1. - С. 41 - 43.

6. Петров А.И., Волков В.Т., Афендиков В.С. Основные направления реструктуризации научно - технической сферы угольной промышленности России // Уголь. - 1997. - № 2 . - С. 42 - 45.

7. Реструктуризация угольной промышленности. (Теория. Опыт. Программы. Прогноз ) / Малышев Ю.Н., Зайденварг В.Е., Зыков В.М. и др.; Под ред. Малышева Ю.Н. - М.: Компания «Росуголь», 1996. -536 с.

8. Доброхотов В.И. К проблеме воздействия энергетики на окружающую среду // Теплоэнергетика. - 1995. - № 2 . - С. 2 - 5.

9. Сидорова Г.Б. Эффективность использования угля будет повышена // Уголь. - 1996. - № 8. - С. 71.

10. Тарковская И.А. Сто «профессий» угля. - Киев , Наукова думка, 1990. - 200 с.

11. Щадов М.И., Виницкий К.Е., Дебердеев И.Х. Оценка роли качества в повышении эффективности энергетического использования углей открытого способа добычи // Уголь. - 1997. - № 1. - С. 57 - 59.

ozt.

12. Гуськов В.А., Подгорный М.С. О мерах по дальнейшему развитию открытого способа добычи угля // Уголь. - 1997.- № 1.- С. 3-7.

13. Ялевский В.Д., Шимотюк В.Д., Федорин В.А. Уголь и экономика России // Уголь. - 1995. - № 10. - С. 19 - 20.

14. Фугенфиров М.И. Использование солнечной энергии в России // Теплоэнергетика. - 1997. - № 4. - С. 6 - 12.

15. Яблоков А. Дешева ли энергия АЭС ? // Независимая газета. -1997. - 31 мая.

16. Зыков В.М., Носенко В.Д. О прогнозе потребности в угольном топливе // Анализ и прогноз развития угольной промышленности : Научные сообщения. - М.: ИГД им. A.A. Скочинского. - 1995. - Вып. 303.-С. 61-79.

17. Ремизов В.В. Перспективы развития газовой промышленности в России // Горный вестник. - 1997. - № 1. - С. 3 - 8.

18. Гриценко А.И., Карасевич A.M. Освоение газовых, газокон-денсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с небольшими запасами: проблемы и перспективы // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 9. -С. 45-51.

19. История и будущее угольной промышленности России / Малышев Ю.Н., Братченко Б.Ф., Зыков В.М., Яновский А.Б. // Уголь. -1997.-№3.-С. 26 - 38.

20. Рогов А.Я., Козлов С.В. Проблемы обеспечения эксплуатационной надёжности техники в условиях реструктуризации угольной промышленности // Уголь. - 1997. - № 2. - С. 31 - 33.

21. Строк Н.И., Горбачёв Д.Т. Технологические аспекты оценки балансовых запасов угля Российской Федерации // Анализ и прогноз развития угольной промышленности : Научные сообщения . - М.: ИГД им. A.A. Скочинского . - 1995. - Вып. 303. - С. 49 - 60.

22. Ржевский В.В. Методические разработки по проблеме «Углегаз». Часть 2. - Возможные и экономические результаты угледобычи. - М.: МГИ, 1984. -128 с.

23. Ржевский B.B., Селиванов Г.И. Подземное сжигание углей : Обзор. - М.: МГИ, 1989. - 110 с.

24. Янко C.B. Обоснование подготовки пологих тонких угольных пластов с использованием технологии нового технического уровня: Дис. ... канд. техн. наук. - М.: МГИ, 1987. - 249 с.

25. Котенко Е.А. Создание подземных атомных станций . - М.: Изд - во ЦНИИатоминформ , 1996. - 96 с.

26. Селиванов Г.И. Обоснование и разработка технологии подземного сжигания угля для получения тепловой энергии: Дис. ... докт. техн. наук. - М.: МГИ, 1990. - 536 с.

27. Закиров Д.Г., Аюров В.Д., Сирин Ю.П. Экологизация объектов малой энергетики угольной промышленности // Уголь. - 1996. -№10.-С. 45-47.

28. Экологические проблемы сжигания высокозольных углей в топках низкотемпературного кипящего слоя / Закиров Д.Г., Путилов

B.Г., Зубарев А.И. и др. // Актуальные вопросы охраны окружающей среды в топливно - энергетических и угольных комплексах : Сб. научн. трудов. - Пермь: ВНИИОСуголь. - 1990. - С. 94 - 100.

29. Худин Ю.Л. Технический прогресс и экологические проблемы в угольной промышленности // Уголь. - 1996. - № 1. - С. 48 - 50.

30. Чекина В.Б. Экологическая оценка подземной газификации угля в сравнении с традиционными способами добычи // Подземная газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике : Научные сообщения. - М.: ИГД им. A.A. Скочинского. -1994.- Вып.295. -

C. 112- 124.

31. Спейшер В.А. Обезвреживание промышленных выбросов дожиганием. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 168 с.

32. Закиров Д.Г. Проблемы и пути снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от источников, сжигающих твёрдое топливо // Актуальные вопросы охраны окружающей среды в топливно -

-энергетических и угольных комплексах: Сб. научн. трудов. - Пермь: ВНИИОСуголь. - 1990. - С. 63 - 72.

33. Крапчин И.П. Экономика переработки углей. - М.: Недра, 1989.- 214 с.

34. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. -2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Недра, 1988. - 312 с.

35. Современные направления получения окускованного бездымного топлива для малых энергетических установок и бытовых печей / Головин Г.С., Рубан В.А., Фомин А.П., Потапенко О.Г. // Уголь. - 1996. - № 2. - С.38 - 42.

36. Троицкий A.A., Ольховский Г.Г. Развитие технологий производства электроэнергии и теплоты из органического топлива ( по материалам XIII мировой энергетической конференции ) // Теплоэнергетика. - 1987.-№ 2. - С. 12 - 16.

37. Крейнин Е.В. Экологическое и технико - экономическое обоснование строительства промышленных предприятий подземной газификации углей // Уголь. - 1997. - № 2. - С. 46 - 48.

38. Арене В.Ж. Скважинная добыча полезных ископаемых ( геотехнология ). М.: Недра, 1986. - 279 с.

39. Агафонова В.И. Состояние и перспективы развития нетрадиционных способов отработки угольных месторождений за рубежом. - М.: ИГД им. A.A. Скочинского, 1985. - 31 с. - Деп. В ЦНИЭИуголь 01.02. 85, №2343.

40 Кириченко И.П. Химические способы добычи полезных ископаемых. - М.: Изд-во АН СССР , 1958. - 103 с.

41. Некоторые проблемы бесшахтной добычи и подземной переработки топлив и других полезных ископаемых / Кириченко И.Л., Питин Р.Н., Фарберов И.Л., Федоров H.A. // Труды ВНИИПодземга-за. - 1962. - Вып. 8. - С. 3 - 10.

42. Арене В.Ж., Хчеян Г.Х. Скважинная гидродобыча угля // Уголь. - 1996. - № 3, № 5. - С. 16 -18, С. 18 - 22.

43. Айруни A.T., Дмитрюк Н.Ф., Куликов И.О. Подземная газификация угольных пластов. - М.: ВИНИТИ, 1990. - 115 с.

44. Арене В.Ж., Петренко Е.В. Состояние и перспективы подземной газификации угля // Уголь. - 1981. - № 5. - С. 20 - 23.

45 . Петренко Е.В., Салтыков И.Ф. Подземная газификация, как прогрессивная технология использования угля // Уголь. - 1988. - № 2. -С. 15- 16.

46. Селиванов Г.И. Технологические схемы сжигания оставленных запасов угля: Учебное пособие . - М.: МГИ, 1992. - 45 с.

47. Васючков Ю.Ф., Воробьёв Б.М. Новая концепция эксплуатации угольных месторождений // Горный вестник. - 1996. - № 3. -С. 25 - 28.

48. Проблемы газификации углей : Сборник докладов Всесоюзного симпозиума. - Красноярск, 1991. - 215 с.

49. Подземная газификация углей в СССР: Обзор / Антонова Р.И., Бежанишвили А.Е., Блиндерман М.С. и др. - М.: ЦНИЭИуголь, 1990.- 98 с.

50. Ржевский В.В. О состоянии и развитии научно - исследовательских и опытно - экспериментальных работ в области подземной газификации углей: Методические разработки. - М.: МГИ, 1984. - 243 с.

51. Научные основы химической технологии подземной газификации углей / Чернышев А.Б., Чуханов З.Ф., Лавров Н.В. и др. - М.: Академиздат, 1953. - 268 с.

52 . Скафа П.Ф. Подземная газификация углей. - М,: Госгортех-издат, 1960. - 322 с.

53. Чуханов З.Ф., Процесс газификации кокса и проблемы подземной газификации топлив. - М.: Изд - во АН СССР, 1957. - 334 с.

54. Подземная газификация угольных пластов / Крейнин Е.В., Федоров H.A., Звягинцев К.Н., Пьянкова Т.М. - М.-.Недра, 1982. - 151 с.

55. Крейнин Е.В., Нехороший И.Х. Современные тенденции в создании новой технологии подземной газификации угля // Подземная

газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике: Научные сообщения . - М.: ИГД им. A.A. Скочинского. - 1994. - Вып. 295.-С. 5- 17.

56. Звягинцев К.Н. Возможности подземной газификации углей в России // Подземная газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике: Научные сообщения . - М.: ИГД им. A.A. Скочинского. -1994. - Вып. 295. - С. 17 - 23.

57. Крейнин Е.В. О пригодности угольных месторождений для их подземной газификации // Семинар по подземной газификации углей : Сборник докладов. - Кемерово: Институт угля СО РАН , 1992. -С. 4-9.

58. Селиванов Г.И., Закоршменный И.М., Янченко Г.А. Анализ запасов угля в отработанных газогенераторах Южно-Абинской станции «Подземгаз» применительно к их отработке методом подземного сжигания // Защита окружающей среды при разработке угольных месторождений: Сборник статей. - Караганда: Карагандинское обл. правление Союза научн. и инж. обществ СССР , 1991. - С. 30 - 32.

59. Крейнин Е.В., Звягинцев К.Н., Гаркуша М.С. Подземный газогенератор под давлением - перспективное направление бесшахтной разработки угольных месторождений // Уголь. - 1990. - № 7. - С. 21 - 22.

60. Дворникова Е.В. Исследование особенностей взаимодействия продуктов газификации угольных пластов и подземных вод // Подземная газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике: Научные сообщения . - М.: ИГД им. A.A. Скочинского. - 1994. - Вып. 295. - С. 48 - 56.

61. Дворникова Е.В. Роль сорбционных свойств угля марки ГЖ в процессе самоочищения подземных вод //Уголь.-1996. - № 3.- С. 45-47.

62. Антонова Р.И., Дворникова Е.В. Влияние подземной газификации углей на окружающую среду // Семинар по подземной газификации углей : Сборник докладов. - Кемерово: Институт угля СО РАН, 1992.-С.52-59.

63. Дядькин Ю.Д., Минаев Ю.Л. Производство пара при подземном сжигании маломощных крутопадающих угольных пластов // Семинар по подземной газификации углей : Сборник докладов. - Кемерово: Институт угля СО РАН , 1992. - С. 100 - 105.

64. Gassificazion sotteranea del carbone / Ra A. // Riv. combast. - 1994. --48, №10. -C. 418.

65. Подземна газификация на въглищата - възможности и пер-спективи / Душанов Д., Минкова В. // Минно дело и геол. - 1995. - 50, --№4. -С. 16-20.

66. Китай: успехи подземной газификации угля. Новости. Информация // Минно дело и геол. - 1995. - 50, № 2. - С. 44.

67. Технико - экономическое обоснование строительства предприятий по подземной газификации угля в Японии / Shimada S., Tamari A., Ishii Е. // Shigen to sozai = J. Mining and Mater. Process. Inst. Jap.-l 10,№ 3. - C. 240 - 244.

68. Селиванов Г.И. «Углегаз» // Горная энциклопедия / Гл. ред. Козловский Е.А. - М.: Советская энциклопедия, 1991. - Т. 5. - С.220.

69. Бурчаков A.C., Научные основы создания шахты будущего // Уголь. - 1988. -№ 1. - С. 9- 13.

70. Типовые решения для составления проекта подземного сжигания оставленных в недрах запасов угля с получением тепловой энергии для бытовых и производственных нужд / Ржевский В.В., Бурчаков A.C., Дмитриев А.П., Селиванов Г.И., Янченко Г.А. и др. - М.: Корпорация «Уголь России» - МГИ, 1991. - 269 с.

71. Васючков Ю.Ф., Селиванов Г.И., Янко C.B. Технология использования энергии подземного сжигания угольных пластов // Уголь Украины. - 1989. - № 12. - С. 5 - 8.

72. Берман Д.В., Захаров П.Г., Урусов В.Б. Анализ работы экспериментального участка «Углегаз» на шахте «Киреевская» Подмосковного бассейна // Получение различных видов энергии при подзем-

ном сжигании угля по технологии «Углегаз»: Сб. наун. трудов / Под ред. акад. АН СССР Ржевского B.B. - М.: 1988. - С. 51 - 56.

73. Селиванов Г.И., Янченко Г.А., Закоршменный И.М. Отработка межгенераторных угольных целиков путём их подземного сжигания // Физические процессы горного производства: Тез. Докладов X Всесоюзной научн. конф. - М.: МГИ, 1991. - С. 112.

74. Макридин В.М. Разработка технологии получения тепловой энергии из отработанных подземных газогенераторов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - М.: МГИ, 1992. - 13 с.

75. Теплотехнический справочник / Под ред. Юренева В.Н. и Лебедева П.Д. - М.: Энергия, 1975 и 1976. - Т. 1 и Т. 2. - 744 с. и 896 с.

76. Лавров Н.В., Шурыгин А.П. Введение в теорию горения и газификации топлива. - М.: Изд-во АН СССР, 1962 . - 215 с.

77. Расчеты нагревательных печей / Под ред. Тайца Н.Ю. - Киев: Техника, 1979. - 540 с.

78. Федосеев С.Д., Чернышев А.Б. Полукоксование и газификация твёрдого топлива. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 326 с.

79. Основы практической теории горения // Померанцев В.В., Арефьев K.M., Ахмедов Д.Б. и др. - Л.: Энергоатомиздат, 1986. - 312 с.

80. Канторович Б.В. Основы теории горения и газификации твёрдого топлива. - М.: Изд-во АН СССР, 1958. - 598 с.

81. Сидоров Э.А. К расчёту кислородной зоны в цилиндрическом углеродном канале // Научные труды ВНИИПодземгаза. -М.: Госгортехиздат. - 1962. - Вып. 8. - С. 21 - 26.

82. Засульский А.Н. Обоснование закономерностей процесса горения огневого забоя при подземном сжигании угля: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Алма-Ата: ИГД АН Респ. Казахстан, 1992. - 22 с.

83. Шифрин Е.И. Математическая модель процесса газификации угля в канале // Семинар по подземной газификации углей : Сборник докладов. - Кемерово: Институт угля СО РАН , 1992. - С. 42 - 47.

84. Крейнин Е.В., Шифрин Е.И. Математическая модель процесса горения и газификации угля в канале подземного газогенератора // Физика горения и взрыва. - 1993. - № 2. - С. 21 - 28.

85. Блиндерман М.С., Шифрин Е.И. Исследование особенностей газообразования на промышленных газогенераторах с помощью математической модели // Подземная газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике: Научные сообщения . - М.: ИГД им. A.A. Скочинского. - 1994. - Вып. 295. - С. 57 - 65.

86. Бабий В.И., Иванова И.П. О температуре угольных частиц при горении // Теплоэнергетика. - 1969. - № 12. - С. 34 - 37.

87. Дешалит Г.И. Расчёты процессов газификации топлива. -Харьков: ХГУ, 1959. - 168 с.

88. Бежанишвили А.Е., Звягинцев К.Н. Инженерные расчёты подземной газификации углей на дутье с различной концентрацией кислорода // Подземная газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике: Научные сообщения . - М.: ИГД им. A.A. Скочинского. -1994.-Вып. 295.-С. 140 - 146.

89. Янченко Г.А. Формирование состава газа при подземной газификации углей // Изв. вузов. Горный журнал. - 1989.- № 4. - С. 10 - 14.

90. Осташкова И.В., Панина Е.Ф., Русихина Л.П., Косинец Н.И. К вопросу о каталитической газификации угля // Интенсификация и контроль горного производства физико-химическими методами: Сб. научн. трудов. - М.: МГИ, 1985. - С. 108 - 112.

91. Селиванов Г.И., Янченко Г.А., Закоршменный И.М. Расчёт параметров газификации и сжигания угля в подземных условиях: Учебное пособие. - М.: МГГУ, 1994. - 69 с.

92. Ревва М.К., Семененко Л.Д., Перекрестов В.И. Пути снижения подземных потерь газа // Проблемы подземной газификации в Кузбассе: Сборник статей. - Кемерово: Кемеровское книжное изд-во, 1967.-Вып. 2.-С. 6- 19.

93. Щербань А.Н., Кремнев O.A. Научные основы расчёта и регулирования теплового режима глубоких шахт. - Киев: Изд-во АН УССР, 1959.-Т.1.-430 с.

94. Воропаев А.Ф. Тепловое кондиционирование рудничного воздуха в глубоких шахтах. - М.: Недра, 1979. - 192 с.

95. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. - М.: Высшая школа, 1969. - 560 с.

96. Равич М.Б. Упрощённая методика теплотехнических расчётов. М.: Наука, 1964. - 366 с.

97. Блиндерман М.С., Шифрин Е.И. Гидравлическое сопротивление газогенератора при подземной газификации углей // Горный вестник. - 1993. - № 2. - С. 63 - 66.

98. Блиндерман М.С., Шифрин E.H., Таскаев А.Б. Гидравлика подземного газогенератора при газификации угольного пласта // Изв. вузов. Горный журнал. - 1995. - № 1. - С. 1 - 5.

99. Ушаков К.З., Косарев В.Д. Определение аэродинамических параметров участка при использовании технологии «Углегаз» // Получение различных видов энергии при подземном сжигании угля по технологии «Углегаз» : Сб. науч. тр./ Под ред акад. АН СССР Ржевского B.B. - М.: МГИ, 1988. - С. 140 - 143.

100. Селиванов Г.И., Волошиновский И.И. Комплексы теплоэнергетического оборудования для преобразования в электроэнергию тепла продуктов подземного сжигания угля по комбинированной технологии «Углегаз-Подземгаз» : Методические разработки. - М.: МГИ, 1989. - 141 с.

101. Закоршменный И.М., Янченко Г.А. О повышении экологической чистоты продуктов подземного сжигания угля // Экологические проблемы горного производства: Труды научн. конф. - М.: МГГУ, 1995.-С. 199- 202.

102. Пеккер Я.Л. Теплотехнические расчёты по приведённым характеристикам топлива (обобщённые методы). - М.: Энергия, 1977. -256 с.

103. Селиванов Г.И., Янченко Г.А. Теплотехническая оценка процесса подземного сжигания мощных крутопадающих угольных пластов: Методические разработки. - М.: МГИ, 1987. - 78 с.

104. Блиндерман М.С. Теплоэнергетическая оценка технологий подземной газификации и подземного сжигания углей // Подземная газификация угля. Новое в технологии, экологии и экономике: Научные сообщения .- М.: ИГД им. A.A. Скочинского.- 1994. - Вып. 295. -С. 72 - 82.

105. Тепловой расчёт котельных агрегатов (нормативный метод) / Под ред. Кузнецова Н.В., Митора В.В., Дубовского И.Е., Карасиной Э.С. - М.: Энергия, 1973. - 295 с.

106. Энергетическое топливо СССР: Справочник / Под ред. Зи-неева Т.А. - М.: Энергия, 1968. - 112 с.

107. Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий газ): Справочник / Матвеева И.И., Новицкий Н.В., Вдовченко B.C. и др. - М.: Энергия, 1979. - 128 с.

108. Корницкий С.Я. Унификация паровых котлов. - М.: Гос-энергоиздат, 1947. - 132 с.

109. Панин В.И. Справочное пособие теплоэнергетика жилищно-коммунального хозяйства. - М.: Стройиздат, 1970. - 415 с.

110. Янченко Г.А. Материальный баланс процесса подземной газификации угля: Ученое пособие. - М.: МГИ, 1989. - 57 с.

111. Селиванов Г.И., Закоршменный И.М., Янченко Г.А. Анализ извлечения энергии при подземном сжигании угольных охранных целиков газогенератора № 15 Южно-Абинской станции «Подземгаз» // Защита окружающей среды при разработке угольных месторождений: Сборник статей. - Караганда: Карагандинское обл. правление Союза научн. и инж. обществ СССР , 1991. - С. 32 - 42.

112. Тейлор Д. Введение в теорию ошибок.-М.:Мир, 1985.- 272 с.

113. Данилин Е.А., Клочков В.Н. Контроль сжигания топлива в промышленных котельных установках. - Киев: Техника, 1988. - 167 с.

114. Янченко Г.А. Расчёт массовой скорости сгорания и газификации угля в подземных условиях по балансу горючих элементов // Изв. вузов. Горный журнал. - 1992. - № 7. - С. 1 - 4.

115. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы: Учебник. - М.: Энергия, 1978. - 704 с.

116. Селиванов Г.И., Янченко Г.А. Методы расчётов теоретических объёмных расходов продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях: Методические указания. - М.: МГИ, 1990. - 31 с.

117. Чистяков B.C. Краткий справочник по теплотехническим измерениям. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 320 с.

118. Дубовкин Н.Ф. Справочник по углеводородным топливам и их продуктам сгорания. - M.-JL: Госэнергоиздат, 1962. - 288 с.

119. Янченко Г.А. Расчёт коэффициента избытка воздуха в продуктах сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. - 1995. - № 2. - С. 78-81.

120. Янченко Г.А. Определение коэффициентов потерь и подсосов воздуха при сгорании и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. - 1995. - № 7. - С. 10 - 17.

121. Некоторые особенности процесса подземной газификации кузнецких угольных пластов средней мощности / Ревва М.К., Крейнин Е.В., Гершевич Э.Г. и др. //Проблемы подземной газификации в Кузбассе: Сб. статей. - Кемерово: Кемеровское книжное изд-во, 1967. -Вып. 2.-С. 124- 130.

122. Орлов Г.В., Трость В.М. Маркшейдерский контроль за извлечением полезных ископаемых при скважинных методах разработки // VII Междунар. конгресс по маркшейдерскому делу: Сб. докладов. -Л., 1988.-С. 119-124.

123. Ямщиков B.C., Шкуратник В.Л. Контроль процессов при подземной газификации угля: Учебное пособие. - М.: МГИ, 1985. - 73 с.

124. Ямщиков B.C., Шкуратник В.Л. О применении кодированных акустических сигнализаторов в системах геоморитонинга // Акустический мониторинг сред. Вторая сессия Российского акустического общества: Сб. докладов. - М., 1993. - С. 85 - 95.

125. Агроскин A.A. Физические свойства углей. - М.: Метал-лургиздат, 1961. - 308 с.

126. Янченко Г.А. К расчёту параметров нестационарного теплообмена при сгорании и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. - 1995. - № 9. - С. 13 - 18.

127. Янченко Г.А. Тепловой баланс процесса подземной газификации угля: Учебное пособие. - М.: МГИ, 1988. - 42 с.

128. Янченко Г.А. Метод расчёта температуры газа при подземной газификации углей // Интенсификация и контроль горного производства физико-химическими методами: Сб. научн. трудов. - М.: МГИ, 1985. - С. 175- 179.

129. Янченко Г.А., Дзюба Н.В. О взаимосвязи жаропроизводи-тельности углей с их теплотой сгорания, зольностью и влажностью // Исследование физических свойств горных пород и процессов горного производства: Сб. научн. трудов. - М.: МГИ, 1984. - С. 157 - 159.

130. Спейшер В.А. Обезвреживание промышленных выбросов дожиганием. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 168 с.

131. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент: Справочник / Под. общ. ред. Григорьева В.А., Зорина В.М..- 2-ое изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 560 с.

132. Пожарная безопасность. Взрывобезопасность: Справочник / Баратов А.Н., Иванов E.H., Корольченко А.Я. и др. - М.: Химия, 1987. - 272 с.

133. Добрянский Ю.П. Расчёты на ЭВМ тепловлажностных режимов подземных выработок. - Киев: Наукова думка, 1991. - 122 с.

134. Дьяконов В.П. Справочник по алгоритмам и программам на языке бейсик для персональных ЭВМ. - М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. - 240 с.

135. Резников А.Н., Резников Л.А. Тепловые процессы в технологических системах: Учебник для вузов. - М.: Машиностроение, 1990.

- 288 с.

136. Лыков A.B. Теория теплопроводности. - М.: Высшая школа, 1967.- 599 с.

137. Янченко Г.А. Основы планирования факторных экспериментов: Учебное пособие. - М.: МГИ, 1989. - 61 с.

138. Теплофизические характеристики горных пород и методы их определения / Дзидзигури A.A., Дуганов Г.В., Ониани Ш.И. и др. -Тбилиси: Мецниереба. - 228 с.

139. Петрунин Г.И. Теплофизические характеристики вещества оболочки земли и кондуктивный теплоперенос в мантии: Дисс. в виде научн. докл.... докт. физ.-мат. наук. - М.: МГУ, 1996. - 88 с.

140. Теплофизические свойства горных пород / Бабаев В.В., Бу-дымка В.Ф., Сергеева Т.А. и др. - М.: Недра, 1987. - 156 с.

141. Колесников П.Т. Взаимосвязь между длиной и сечением канала газификации в подземных газогенераторах // Подземная газификация углей: Ежеквартальный бюллетень. - М.: Углетехиздат, 1956. -№ 8. - С.10 - 18.

142. Бабкин В.Г. К вопросу о приближённом определении среднего поперечного сечения огневого канала при подземной газификации каменных углей // Подземная газификация углей: Ежеквартальный бюллетень. - М.: Углетехиздат, 1957. - № 4. - С. 19 - 23.

143. Справочник по рудничной вентиляции / Под ред. Ушакова К.З. - М.: Недра, 1977.- 328 с.

144. Агроскин A.A. Тепловой баланс процесса подземной газификации // Подземная газификация углей: Ежеквартальный бюллетень.

- М.: Углетехиздат, 1958. - № 3. - С. 15 - 23.

145. Переработка углей в недрах земли для получения газа: Бюллетень технической информации. - М.: ВПО «Союзгазификация» Мингазпрома СССР, 1983. - 106 с.

146. Пустовалов Г.Е., Талаева Е.В. Простейшие физические измерения и их обработка. - М.: МГУ, 1967. - 156 с.

147. Афанасьева Е.В. Влияние проявлений горного давления на формирование дутьегазового канала при подземной газификации крутого угольного пласта. Автореф. дис.... канд. техн. наук. - М.: ИГД им. A.A. Скочинского, 1996. - 15 с.

148. Янченко Г.А. О расчёте температуры продуктов сгорания и газификации угля в газоотводящей выработке // Изв. вузов. Горный журнал. - 1997. - № 1-2. - С. 1 - 4.

149. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: Физматгиз, 1963. - 708 с.

150. Цедерберг Н.Б. Теплопроводность газов и жидкостей. - М.- Л.: Госэнергоиздат, 1963. - 408 с.

151. Шашков А.Г., Абраменко Т.Н. Теплопроводность газовых смесей. - М.: Энергия, 1970. - 288 с.

152. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. Инженерные методы расчета. - М. - Л.: Химия, 1966. - 536 с.

153. Голубев Ф.И. Вязкость газовых смесей: Справочное руководство. - М.: Физматгиз, 1959. - 154 с.

154. Методы расчёта теплофизических свойств газов и жидкостей. - М.: Химия, 1974. - 248 с.

155. Иссерлин A.C. Основы сжигания газового топлива: Справочное пособие. - 2-ое изд., перераб. и доп. - Л.: Недра, 1987. - 336 с.

156. Янченко Г.А. Теплоёмкость продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. - 1992. -№7. -С. 13- 17.

157. Янченко Г.А. Теплофизические свойства продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях. Теплоёмкость и показатель адиабаты: Учебное пособие. - М.: МГИ, 1992. - 43 с.

158. Варийчук В.М., Христолюбов В.Д., Янченко Г.А. Лабораторная установка для определения теплоты сгорания брикетов // Физические и химические процессы при добыче полезных ископаемых: Сб. научн. трудов. - М.: МГИ, 1986. - С. 31 - 33.

159. Сборник задач по технической термодинамике и теплопередаче: Учебное пособие для вузов / Дрыжаков Е.В., Исаев С.И., Корнейчук Н.К. и др.; Под ред. Юдаева Б.Н. -2-ое изд. перераб. и доп. -М.: Высшая школа, 1968. - 373 с.

160. Янченко Г.А. Показатель адиабаты продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал.

- 1993. -№7. -С.15- 19.

161. Янченко Г.А. Теплофизические свойства продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях. Вязкость: Учебное пособие. - М.: МГГУ, 1993. - 36 с.

162. Павлович Н.В. Справочник по углеводородным топливам и их продуктам сгорания. - М.-Л.: Госэнергоиздат, 1962. - 120 с.

163. Янченко Г.А. Вязкость продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. - 1994. - № 1.

- С.19 - 24.

164. Янченко Г.А. Теплофизические свойства продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях. Теплопроводность и критерий Прандтля: Учебное пособие. - М.: МГГУ, 1994. - 54 с.

165. Справочник по теплопроводности жидкостей и газов / Вар-гафтик Н.Б., Филиппов Л.П., Тарзиманов A.A., Тоцкий Е.Е. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 352 с.

166. Янченко Г.А. Теплопроводность продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. -1994.-№8.-С.8- 14.

167. Янченко Г.А. О температурных зависимостях теплопроводности газовых компонентов продуктов подземного сгорания и газификации углей: Сб. научн. трудов. - М.: МГИ, 1991. - С. 114 - 116.

168. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Косков A.A. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии: Учебное пособие для вузов / Под ред. чл. - кор. АН СССР Романкова П.Г. - 10-ое изд., доп. и перераб. - Л.: Химия, 1987. - 576 с.

169. Янченко Г.А. Критерий Прандтля продуктов сгорания и газификации угля в подземных условиях // Изв. вузов. Горный журнал. -1994.-№7. -С. 3-7.

170. Теплообмен и тепловые режимы в промышленных печах: Учебное пособие для вузов / Ключников А.Д., Кузьмин В.Н., Попов С.К. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 176 с.

171. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. - 4-ое изд., доп. - Новосибирск: Наука, 1970. - 659 с.

172. Теплопередача: Учебник для вузов / Исаченко В.П., Осипо-ва В.А., Сукомел A.C. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1975. -488 с.

173. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. - 2-ое изд., стереотип. - М.: Энергия, 1977. - 344 с.

174. Осипова В.А. Экспериментальное исследование процессов теплообмена. - 2-ое изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1969. - 392 с.

175 . Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. - М.: Наука, 1969.-744 с.

176. Петухов Б.С. Теплообмен и сопротивление при ламинарном течении жидкости в трубах. - М.: Энергия, 1967. - 412 с.

177. Адрианов В.Н. Основы радиационного и сложного теплообмена. - М.: Энергия, 1972. - 463 с.

178. Основы учения о теплообмене / Гребер Г., Эрк С., Григулль У. - М.6 Изд-во иностр. лит., 1958. - 568 с.

179. Авчухов В.В., Паюсте Б.Я. Задачник по процессам тепломассообмена: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. -144 с.

180. Краснощёков Е.А., Сукомел A.C. Задачник по теплопередаче: Учеб. пособие для вузов. -3-е изд., перераб. и доп. - М.: - Энергия, 1975. - 280 с.

181. Мезенцев А.П. Эффективность применения утилизаторов теплоты в огнетехнических агрегатов. - Л.: Недра, 1987. - 127 с. (Серия «Экономика топлива и электроэнергии»).

182. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: Справочное пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 367с.

183. Сукомел Л.С., Цветков Ф.Ф., Керимов Р.В. Теплообмен и гидравлическое сопротивление при движении газовзвеси в трубах. - М.: Энергия, 1977. - 192 с.

184. Практикум по теплопередаче: Учеб. пособие для вузов / Со-лодов А.П., Цветков Ф.Ф., Елисеев A.B., Осипова В.А.; Под ред. Со-лодова А.П. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 296 с.

185. Мазуров Д.Я. Теплотехническое оборудование заводов вяжущих материалов. - М.: Стройиздат, 1982. - 288 с.

186. Гомелаури В.И. Влияние искусственной шероховатости на конвективный теплообмен II Труды Института физики АН ГрузССР. -Тбилиси, 1963, т. 9. - С. 111 - 145.

187. Гомелаури В.И., Канделаки Р.Д., Кипшидзе М.Е. Интенсификация конвективного теплообмена под воздействием искусственной шероховатости // Вопросы конвективного теплообмена и чистоты водяного пара. - Тбилиси: Мецниереба, 1970. - С. 98 - 131.

188. Расчёт паровых котлов в примерах и задачах: Учебное пособие для вузов / Безгрешнов А.Н., Липов Ю.М., Шлейфер Б.М.; Под общ. ред. Липова Ю.М. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 240 с.

189. Добровольский Г.Н. Исследование процесса термического бурения взрывных скважин на карьерах. Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - М.: МГИ, 1967.- 15 с.

190. Дмитриев А.П., Гончаров С.А. Термическое и комбинированное разрушение горных пород. - М.: Недра, 1978. - 304 с.

191. Ярышев H.A. Теоретические основы измерения нестационарных температур. - Л.: Энергия, 1967. - 299 с.

192. Стенд для исследования процесса термического бурения и расширения: A.c. 517698, МКИ2 Е 21С 21/00 / А.П. Дмитриев, A.A. Капустин, Г.А. Янченко (СССР) - 3 е.: илл.

193. Кемельман Д.Н., Эскин Н.Б. Наладка котельных установок: Справочник. - 2-ое изд., перераб. и доп. - М., Энергоатомиздат, 1989. -320 с.

194. Теория и техника теплофизического эксперимента / Горты-шов Ю.А., Дресвянников Ф.Н., Иднатуллин Н.С. и др.; Под ред. Щукина В.К. - М.: Энергоатомиздат, 1993. - 448 с.

195. Установка для лабораторных исследований процессов горения и газификации угля в подземных условиях: A.c. 1321050, МКИ4 С 10J 5/00 / Г.С. Алексеев, В.К. Захаров, Г.А. Янченко и др. - 5 е.: илл.

196. Стенд для исследования процессов подземной газификации угля: A.c. 1466245, МКИ4 С 10J 5/00 / Г.С. Алексеев, М.Г. Кипнис, Г.А. Янченко и др. - 4 е.: илл.

197. Лавров Н.В. Физико-химические основы горения и газификации топлива. - М.: Металлургиздат, 1957. - 288 с.

198. Гольденберг С.А. Процесс турбулентного гетерогенного горения в высокотемпературной области // Известия АН СССР. ОТН. -1951.-№7.-С. 1025- 1030.

199. Закоршменный И.М., Янченко Г.А., Бурьянов О.В. Концепция формирования комплекта теплоэнергетического оборудования для извлечения полезной энергии из продуктов подземного сжигания

углей // Горный информ. бюлл. МГГУ. - М.: ИАЦ ГН, 1995. - Вып. 5. -С. 67-71.

200. Хитрин Л.Н. Физика горения и взрыва. - М.: МГУ, 1957. -

442 с.

201. Янченко Г.А., Шашвиашвили И.А. Основные положения методики расчёта тепловой мощности при сжигании угольных запасов в зоне эндогенных пожаров // Разработка способов и технологических решений, обеспечивающих экологическую чистоту шахт: Сб. научн. трудов. - М.: МГИ, 1992. - С. 47 - 49.

202. Янченко Г.А. О контроле полноты сгорания углей по данным газового анализа // Физико-технические проблемы горного производства: Сб. научн. трудов. - М.: МГИ, 1990. - С. 154 - 157.

203. Янченко Г.А. Расчёт R02max углей по данным газового анализа продуктов их подземной газификации // Изв. вузов. Горный журнал. -1991.-№ 11. - С. 3 - 7.

204. Кассандрова О.Н., Лебедев В.В. Обработка результатов наблюдений. - М.: Наука, 1970. - 104 с.

205. Янченко Г.А. Расчёт погрешностей вычисления R02max углей по данным элементного состава и состава продуктов сгорания и газификации// Защита окружающей среды при разработке угольных месторождений: Сборник статей. - Караганда: Карагандинское обл. правление Союза научн. и инж. обществ СССР , 1991. - С. 43 - 56.

206. Агроскин A.A. Химия и технология угля. - М.: Недра, 1969.- 240 с.

207. Янченко Г.А. Оценка теплоты сгорания углей по данным выхода летучих // Изв. вузов. Горный журнал. - 1993. - № 2. - С. 7 -10.

208. Васючков Ю.Ф., Ржевский В.В., Янко C.B. Промышленные испытания технологии подземного сжигания угольного пласта в Донецком бассейне // Получение различных видов энергии при подземном сжигании угля по технологии «Углегаз» : Сб. науч. тр./ Под ред акад. АН СССР Ржевского B.B. - М.: МГИ, 1988. - С. 25 - 33.

209. Соснин Ю.П., Бухаркин E.H. Высокоэффективные газовые контактные водонагреватели. - 4-е изд ., испр. и доп. - М.: Стройиздат, 1988.-376 с.

210. Осуществить строительство и ввести в действие экспериментальный участок «Углегаз» на шахте «Владимировская - 3» Подмосковного бассейна : Отчёт о НИР / МГИ ; Руководитель Ковальчук А.Б. - № ГР 01860001973 ; Инв. № 0287. 0017428. - Москва, 1986. - 94 с.

211. Разработка теоретических основ и методов анализа некоторых процессов технологии «Углегаз» : Отчёт о НИР / МГИ ; Руководитель Кузяев Л.С. - № ГР 01860105747 ; Инв. № 0288. 0078015. - Москва, 1988.-74 с.

212. Патент РФ 1760787 , МКИ6 Е 21 В 43/295. Способ подземной газификации твёрдых полезных ископаемых и устройство для его осуществления / Закоршменный И.М., Селиванов Г.И., Янченко Г.А. и др. - 7 с.: ил. 1. Заявлено 08.06.1990 г.

213. Физические основы технологии подземного сжигания угольных запасов в отработанных газогенераторах станций «Подземгаз» / Дербенева О.Л., Закоршменный И.М., Янченко Г.А., Филатов В.А. // Горный информ. - аналит. бюлл. МГГУ. - М.: ИАЦ ГН, 1996.-Вып. 6.-С. 129- 132.

214. Патент РФ 1635634 , МКИ3 Е 21 В 43/295 . Способ получения тепловой энергии при подземном сжигании наклонных и крутопадающих угольных пластов в отработанных шахтах / Курдин В.М., Селиванов Г.И., Янченко Г.А. и др. - 5 е.: ил. 3. Заявлено 06.09.1988 г.

215. Патент РФ 1438805 , МКИ3 Е 21 В 43/224 . Устройство для подземного сжигания угля / Бурчаков A.C., Закоршменный И.М., Ржевский В.В., Янченко Г.А. и др. - 5 е.: ил. 3. Заявлено 11.11.1986 г.

216. A.C. 1630378 СССР , МКИ3 Е 21 В 43/295 . Устройство для дожигания горючих газов подземного сжигания угля / Алексеев Г.С., Зуммеров С.Р., Янченко Г.А. и др. - 5 е.: ил. 2. Заявлено 10.01.1989 г.

5ЧН-.

217. О работе газоотводящих скважин при повышенной температуре / Крейнпн Е.В., Коган М.Я., Ревва М.К. и др. // Проблемы подземной газификации в Кузбассе: Сборник статей. - Кемерово: Кемеровское книжное изд-во , 1967. - Вып. 2. - С. 20 - 26.

218. A.c. 1829503 СССР, МКИ6 Е 21 В 43/295 . Блок для подземного сжигания угольных пластов / Алексеев Г.С., Кипнис М.Г., Янченко Г.А. и др. - 6 е.: ил. 5 . Заявлено 23.04.1990 г.

219. Лаврик В.Г. Повышение эффективности использования попутного шахтного метана // Изв. вузов. Горный журнал. - 1996. - № 1. -С. 71-74.