2.3 Вопросы для самоконтроля

1. Назовите основные параметры гидромониторной струи.

2. При каком условии происходит разрушение массива гидромониторной струей?

3. Каким образом формируется давление рабочей жидкости на входе в насадку?

4. Чем отличаются условия работы затопленной струи от свободной?

5. Как изменяется длина струи от прочности массива?

Варианты исходных данных приведены в таблице 4.1. Недостающие исходные данные принимайте из примера.

Таблица 2.1 – Варианты исходных данных

Варианты	Исходные данные
	Разрушаемая порода	Со, Па	φ, град.	Н, м	Р, Па 106	dн, мм
1	Песок	500	30	20	1,5	11
2	Песок	5000	32	30	2,0	18
3	Песок	5500	35	40	2,5	23
4	Уголь	6500	36	50	2,0	22
5	Уголь	7000	34	60	2,5	22
6	Уголь	7500	32	70	3,0	18
7	Уголь	8000	30	60	3,5	18
8	Песок	4000	35	60	2,0	22
9	Песок	5000	30	40	1,0	11
10	Песок	5500	32	50	2,5	22

3 Проектирование подземной газификации углей

3.1 Цель работы и теоретические сведения

3.1.1 Цель работы. Изучить методику расчета основных параметров подземной газификации угля.

3.1.2 Теоретические сведения. Сущность метода подземной газификации угля (ПТУ) заключается в процессе превращения угля на месте его залегания в горючий газ.

Основными стадиями ПГУ являются: бурение с поверхности земли на угольный пласт скважин; соединение этих скважин каналами, проходящими в угольном пласте, нагнетание в одни скважины воздушного или парокислородного дутья; получение из других скважин газа.

Газообразование происходит в канале за счет химического взаимодействия свободного и связанного кислорода с углеродом и термического разложения угля [8].

Выход, состав и теплота сгорания получаемого газа зависят от состава подаваемого в скважину дутья, марки угля и его состава, геологических условий залегания пласта, его мощности и строения. Теоретически установлено, что теплота сгорания газа, получаемого на воздушном дутье, не превышает 4,4 МДж/м.

При подземной газификации угля основным параметром процесса является интенсивность процесса газификации. Она зависит от ряда влияющих факторов, большинство их которых определяются опытным путем.

Расчет ведется в следующей последовательности.

При отсутствии данных об элементарном составе газифицируемого угля теоретический удельный объем сухого воздуха, те без паров воды, подаваемого в блок сжигания для полного сгорания угля определяется по формуле:

(3.1)

где Q_i^r — низшая теплота сгорания рабочей массы угля, Дж/кг;

Wi^r - влажность рабочей массы угля, %

a'—опытный коэффициент, зависящий от марки угля; принимается в диапазоне значений а' =1,08-1,11 [45]

Определяем коэффициент избытка воздуха:

а^/= (3.2)

где х' —опытный коэффициент, определяемый в зависимости от типа угля в диапазоне значений 18,219,9

0₂' — содержание в сухом газе ПГУ по объему 0₂, %;

СО' — то же СО, %;

СН₄ ^/— тоже СH₄, %;

H₂ ^/— тожеН₂, %;

С₂Н₄'—то же С₂Н₄, %;

Н₂S' — тоже Н₂S, %.

Коэффициент, учитывающий утечки газа в подземном газогенераторе:

K_y = (3.3)

где Uу — утечка газа, %.

Реальный выход сухого газа ПГУ из газифицируемого угля:

V_сг =V_св^o (а + 0.01-х'-0.21)-К_у , нм³/кг (3.4)

Химический к.п.д. процесса газификации.

(3.5)

где Qнг — теплота сгорания газа газификации, Дж/м³.

Скорость выгазовывания угольного пласта:

., т/час (3.6)

где υ — абсолютный водоприток в зоны газификации, м/час;

m —мощность угольного пласта, м