- •Государственное высшее учебное заведение
- •Міністерство освіти і науки україни
- •Практичне заняття № 1 Газифікація вугілля в пласті: методи газифікації вугілля в пласті
- •1.1 Фільтраційний метод газифікації вугілля в пласті
- •1.2. Метод газифікації вугілля зі штучним дробленням пласта
- •1.3 Метод газифікації вугільного пласта в свердловинах-газогенераторах
- •1.4 Метод газификации угля в пласте струей дутья
- •1.5 Метод газифікації вугілля в каналі
- •1.6. Деякі шляхи розвитку методів газифікації вугілля в пласті
- •1.7 Класифікація методів підземної газифікації вугілля за хіміко-технологічною ознакою
- •Практичне заняття №2 Основні процеси газифікації угольного пласта в канале
- •2.1. Основні процеси повної газифікації вугілля
- •2.2. Схема газоутворення
- •Практичне заняття № 3 Проходка каналів газифікації
- •3.1 Газопроникність гірських порід і вугільних пластів
- •3.2 Підвищення проникності вугільних пластів
- •3.2.1. Віджимання вологи з пласта і підсушування дуттям
- •3.2.2. Термічний вплив на пласт
- •3.2.3. Розрив вугільного пласта дуттям
- •3.2.4. Розрив вугільного пласта рідиною
- •Практичне заняття № 4 Одноканальні і багатоканальні підземні газогенератори
- •4.1. Одноканальні газогенератори
- •4.2. Багатоканальні підземні газогенератори
- •4.3. Схема підземного газогенератора промислового типу на вугільному пласті крутого падіння
- •Практичне заняття № 5 Станція підземної газифікації вугілля
- •5.1. Принципова технологічна схема станції підземної газифікації вугілля
- •5.2. Розрахунок основних параметрів підземної газифікації вугілля
- •5.2.1. Інтенсивність процесу газифікації
- •5.2.2. Виробництво дуття
- •5.2.3. Потужність станції Підземгаз
- •5.3. Обгрунтування розташування промислового майданчика станції Підземгаз
- •5.4. Обгрунтування вибору системи розробки вугільної дільниці
- •5.5. Обгрунтування системи розтину і вигазовування вугільної дільниці
- •5.6. Обгрунтування напрямку використання продуктів підземної газифікації вугілля
- •5.6.1. Газ енергетичний
- •5.6.2. Газ технологічний
- •5.7. Еколого – соціальні наслідки впровадження технологій
- •5.7.1. Підвищення рівня екологічної безпеки
- •5.7.2. Соціальні та економічні наслідки впровадження технологій
- •Практичне заняття №6 Теплові властивості гірських порід
- •6.1. Поширення і накопичення тепла
- •6.2. Теплоємність
- •6.3. Теплопровідність і температуропровідність
- •Практичне заняття №7 Техніко-економічне обгрунтування технології використання нізкопотенциальной теплової енергії вугільних шахт
- •7.1. Провітрювання гірничих виробок з використанням геотермальної енергії
- •7.2. Використання нагрітого шахтного повітря в котельні
- •7.2.1. Розрахунок і вибір устаткування
- •7.2.2. Оцінка економічного ефекту використання в шахтної котельні теплової енергії надр
- •7.3. Оцінка можливості промислового використання геотермальної енергії при роботі енергоблоків комплексів «шахта-теплоелектростанція»
- •Список літератури
- •Варіанти вихідних даних для проектування станція підземної газифікації вугілля
7.2.2. Оцінка економічного ефекту використання в шахтної котельні теплової енергії надр
Одна из составляющих экономии заключается в использовании горячего воздуха для предварительного подогрева воды, поступающей в котёл. Вода, поступающая в котёл для восполнения потерь воды в сети, имеет среднегодовую температуру +100С. При подогреве воды на ∆tподградусов относительная экономия топлива составит:
µ1= свод∙∆tпод/(hпар - свод∙tн)∙100%, (7.9)
где ∆tпод= 10 или 300С– подогрев питательной воды, соответственно, шахтным воздухом или подаваемым из ШГТ горячим;
hпар= 2796 кДж/кг – энтальпия перегретого пара, получаемого в котле при его номинальных параметрах (p=13бар,T=470К);
tн= 10 градусов Цельсия – начальная температура подпиточной воды.
µ11= 4187∙10/(2796000 – 4187∙10)∙100% = 1,54%
µ21= 4187∙30/(2796000 – 4187∙10)∙100% = 4,62%
Другая составляющая экономии выявляется при использовании шахтного воздуха для горения топлива. Повышение начальной температуры воздуха от +8 (среднегодовая) до tшах, которая составляет +230С (шахтный воздух) или 370С (ШГТ):
µ2= [(tшахт–tнач)/tзг]∙100%, (7.10)
где tзг= 1000 градусов Цельсия – средняя температура в зоне горения топлива.
µ12= [(23 – 8)/1000]∙100% = 1,5%
µ22= [(37 – 8)/1000]∙100% = 2,9%
Дополнительная экономия топлива в котельной может быть получена за счёт сжигания содержащегося в шахтном воздухе метана. Наличие в воздухе, выдаваемом из шахты, до 0,75% метана и некоторого количества респирабельной угольной пыли позволяет снизить расход природного газа, сжигаемого в топках,котлов.
µ3=Qнр∙v∙φ∙100%, (7.11)
где Qнр= 35,88 МДж/м3– удельная теплота сгорания метана;
v= 0,27 м3/МДж – расход воздуха при горении топлива;
φ= 0,0075 – содержание метана в шахтном воздухе.
µ3= 35,88∙0,27∙0,0075 100=7,3 %
Таким образом, следует отметить, что суммарная экономия топлива от использования в топках горячего воздуха из ШГТ с добавлением вентиляционного метана составляет не менее 10%.
Годовой расход природного газа в шахтной котельной составляет 20 млн м3. При осуществлении описанных мероприятий экономия топлива составит:
В1к= 20∙ (1 - (1 – 0,0154) ∙ (1 – 0,015) ∙ (1 – 0,073) = 2,019 млн м3;
В1к= 20∙ (1 - (1 – 0,0462) ∙ (1 – 0,029) ∙ (1 – 0,073) = 2,829 млн м3.
В 2010 г.для предприятий Донецкой области природный газ отпускали по цене 2200 грн/1000 м3. Следовательно, экономический эффект от проведенных мероприятий составит 4,442 млн. грн. и 6,225 млн. грн. без учёта годовой стоимости обслуживания новых агрегатов.
Затраты на проведение мероприятий:
З = С1+ С2+ С3+С4, (7.12)
где С1,2,3,4– соответственно стоимости теплообменника, вентилятора, воздухопровода и их монтажа (работы по монтажу составляют 40% от стоимости оборудования);
З1= З2= (2700 + 5600 + 53000) ∙1,4 = 85820 грн;
Описанное мероприятие является среднезатратным и высокоэффективным, поскольку окупается менее чем через один календарный месяц.
Завдання 11. Провести экономическуюоценкуэффективности использования в шахтной котельной тепловой энергии недр, используя исходные данные (Приложение В).