Основные технологические приемы для извлечения метана из вентиляционных струй шахт

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В настоящее время основными проблемами, сопутствующими разработке угольных месторождений, является взрывоопасность метана, содержащегося в угольных пластах, а также нерациональное его использование вследствие выбросов газа в окружающую природную среду.

В недрах РФ залегает значительная часть мировых запасов угля, что обеспечивает долговременную перспективу его использования. При этом многие бассейны и месторождения являются метаноносными. Опыт разработки этих местарождений свидетельствует о том, что метан можно добывать попутно с добычей угля, а в отдельных случаях до начала работ.

Сегодня, используя современные технологии для изучения шахтных пластов, угольная компания может добиться значительного увеличения количества каптируемого метана в высоких концентрациях. Осознавая потенциал шахтного метана, все больше компаний продают его для различных индустриальных нужд или производят тепло или электроэнергию для собственных нужд.

В том случае, когда концентрация каптируемого шахтного газа близка к 100%, поставки его для промышленного использования (продажа в газопровод) являются наиболее привлекательным способом использования метана. Однако помимо высокой концентрации газ должен удовлетворять другим жестким требованиям, таким как отсутствие примесей, воды и пыли. Как правило, такой газ добывается из скважин заблаговременной дегазации или путем бурения в необрабатываемые пласты, где не происходит смешения шахтного газа и вентиляционного газа.

На сегодняшний день в мире существует ряд проектов, где шахтный метан используется для производства электричества. Наибольшим опытом ведения подобных проектов (свыше десяти лет) обладают Австралия, Германия, Япония, Великобритания и США. За последние два года утилизация шахтного газа стала все больше применяться на шахтах в развивающихся странах, таких как Китай, Польша, Россия и Украина.

В мире существует около пяти десятков электростанций, работающих на шахтном газе, суммарной мощностью свыше 300 МВт. Индивидуальная производственная мощность таких электростанций может сильно различаться, начиная от мини-электростанций в 150 кВт до самой крупной станции в 94 МВт.

1. Утилизация вентиляционного метана (МВС)

С одной стороны, шахтный газ, сродни природному газу обладает полезными свойствами горючего топлива, с другой стороны, при попадании в атмосферу он наносит сильнейший урон экологической обстановке. Основной компонент шахтного газа, метан (СН4), в 20 раз сильнее, чем углекислый газ (С02) по своей способности создавать парниковый эффект на планете. Негативный фактор обуславливается миграцией более легкого в 1,8 раза, по сравнению с воздухом, метана в верхние слои атмосферы и взаимодействием его химически активным озоном , что приводит, помимо теплового эффекта реакции, к сокращению озонового слоя Земли, задерживающего ультрафиолетовую составляющую солнечного излучения. Кроме того, в результате реакции образуются парниковые газы СО2 и Н2О, вносящие свой негативный вклад в потепление атмосферы. Общее влияние метана на глобальное потепление оценивается в 18%.

Метан имеет относительно более короткий период существования в атмосфере, составляющий около 11 лет, тогда как соответствующий период для углекислого газа - примерно 20 лет, а закиси азота - 130 лет. Относительно короткая продолжительность существования метана в атмосфере делает его привлекательным с точки зрения эффективности регулирования потепления Земли парниковым газом. Уменьшение поступления метана в атмосферу на 10-20% от существующего уровня способно уменьшить потепление Земли на 1 градусов за столетие, а это составит 25% от ожидаемого уровня потепления.

В 2000 г мировой выброс шахтного и вентиляционного газа составил 32 млрд. куб. м чистого метана, что является эквивалентом 456 млн. т углекислого газа. К 2010 г выброс метана из угольных шахт вырос до 51 млрд. куб. м чистого метана в год (724 млн. т углеродного газа), что равносильно ежегодному выхлопу 171 млн. автомобилей.

Известно, что метан является высокоценным сырьем для энергетики и промышленной химии. Для использования угольного метана в энергетике ведутся научные исследования и конструкторские работы, имеется ряд апробированных технологий и технических средств. Получены удовлетворительные результаты экономической целесообразности использования метана в химической промышленности с возможностью производства.

Угольный метан является сырьем для силовых и химических установок, которые могут стать основой малой энергетики и химии, потребность в которых определяется собственными нуждами предприятий и угледобывающего региона. Рентабельность установок обеспечивается при сроках окупаемости не более 3 лет. Развитие работ по дегазации угольных пластов и использования шахтного метана существенно зависит от технико-экономических показателей использования метана. Надо отметить, что существующие технические средства имеют высокую стоимость, и не каждая угольная шахта готова вкладывать финансовые средства в утилизацию метана при сроках окупаемости даже около года, что объясняется высоким риском в условиях нестабильной экономики.

Метановоздушные смеси, получаемые в процессах подземной добычи угля, классифицируют как кондиционные и некондиционные. Кондиционный газ представляет собой смесь метана и воздуха с незначительным количеством или отсутствием диоксида углерода, окислов серы, угольной пыли. Кондиционный газ представляет собой невзрывоопасную смесь и может без ограничений использоваться в энергетических установках.

Некондиционную метановоздушную смесь получают в основном при вентиляции шахт. На шахтах России в существующих условиях эксплуатируются свыше 1500 вентиляторных шахтных установок. Метановоздушная смесь исходящих вентиляционных потоков содержит метан в концентрации 0,3-1% по объему. Выброс некондиционной смеси в атмосферу при проветривании шахт по разным оценкам составляет 8-12 млрд. м3 в год.

Другой источник некондиционной метановоздушной смеси получается при проветривании подземных выработок с помощью скважин, пробуренных с поверхности. Концентрация метана в отсасываемой вентиляторами смеси составляет 3-15% по объему. В суммарном дебите шахтного метана этот источник малозначителен по расходу. К тому же, сложность использования источника обусловлена фактором взрывоопасности: его применение в горелочных устройствах, без разбавления воздухом или обогащения до концентрации более 25% и более, запрещена. Повышение концентрации метана в смеси с воздухом требует дополнительных энергетических затрат, что в ряде случаев экономически нецелесообразно и поэтому окружающая среда, при отсутствии недорогих технических средств утилизации, получает дополнительный, негативный выброс.

Кондиционный шахтный метан может быть использован в следующих известных направлениях:

котельные установки, нагрев воды для местных нужд;

сушильные установки, нагрев воздуха для местных нужд;

устройства каталитического беспламенного горения, получение тепловой энергии;

двигатели внутреннего сгорания карбюраторные или дизельные, топливо для автомобильного транспорта;

газотурбинные установки, получение электроэнергии;

химические технологии, получение новых продуктов.

При применении технологии сжигания вентиляционного метана, может быть достигнут ряд положительных эффектов в том числе:

- экологический эффект: сократятся прямые выбросы метана в атмосферу и при замещении им угля в котлах снизятся выбросы загрязняющих веществ СО2, NO, SO;

- энергетический эффект: улучшатся энергетические характеристики горения угля за счет поддува воздуха с дополнительным высококалорийным топливом, замещающим по эквиваленту сжигаемый уголь, что приведет к повышению к.п.д. оборудования;

- экономический эффект: в зависимости от концентрации вентиляционного метана может снизиться расход основного топлива - угля до 20% (на каждый кг угля расходуется 5ч10 кг воздуха с 0,.5…2% концентрацией метана), снизятся ущербы от выбросов метана, снизятся ущербы за счёт улучшения структуры топливно-энергетического баланса региона, снизится топливная составляющая в тарифе за счет использования «бросового» энергоресурса. И, наконец, использование механизмов Киотского протокола можно получить дополнительные финансовые ресурсы для реализации проектов по использованию вентиляционного метана. На укрупненном теплоэнергетическом стенде проведены эксперименты по совместному сжиганию газа и угля микропомола, показавшие эффективность совместного сжигания газа и угля. Эффективность совместного использования низко концентрированного шахтного метана в современных экономических условиях просматривается для энергетических объектов, удаленных от шахты на расстоянии, не превышающем 3 км, с учетом ущерба от выбросов метана. В настоящее время в угледобывающей промышленности мира сложились четыре технологии добычи метана, определяемые по международной классификации как: «VAM» -Ventilation Air Methane. Метан исходящей вентиляционной струи концентрация метана в воздухе менее 1%; «CSM» -Coal Seam methane. Метан из угольных пластов действующих шахт, концентрация 25-60%; «CMM» -Coal Mine Methane. Метан из закрытых угольных шахт, концентрация - 60-80%; «CBM» -Coal Bed Methane. Метан из неразгруженных угольных пластов, извлекаемый с помощью скважин, пробуренных с поверхности, концентрация более 95%. Все эти технологии схематически представлены на рис. 1.



Рис. 1. Технологии извлечения и использования угольного метана

Подземные шахты являются - причем с большим опережением - самым крупным источником неорганизованных выбросов метана в угледобывающей промышленности, и, согласно оценкам, 70 или более процентов всех глобальных выбросов угледобывающей промышленности приходится на выделения метана из подземного вентиляционного воздуха. Метан вентиляционных струй обычно выбрасывается в атмосферу при концентрации менее 1%.

2. Способ извлечения метана из вентиляционных струй шахт

Сущность технологии: извлечение метана из сжатой метановоздушной смеси вентиляционной струи путем низкотемпературной адсорбции с получением холода путем кристаллизационных процессов.

Способ позволяет: на основе комбинирования газогидратных и сорбционных энергозатратных процессов извлечь метан из вентиляционной струи шахты; одновременно с извлечением метана осуществлять и другие необходимые для шахты мероприятия - охлаждение шахтного воздуха и деминерализацию шахтной воды, компенсируя энергетические затраты одних процессов за счет избытка их в других.

Назначение: предотвращение выбросов метана вентиляционных струй шахт в атмосферу с целью улучшения экологической обстановки и его утилизация.

Область применения: газоносные угольные шахты.

Основные характеристики:

- концентрация метана на выходе из установки - 100 %;

- получение низких температур до - 50С;

- попутное получение пресной воды.

Рис. 2. Принципиальная схема: К - компрессор; Д - детандер; Аб - водяной барботажный абсорбер; Т - теплообменники; ХМ - холодильная машина; Ад - адсорберы; р - кристаллизатор; П - сепарационная промывочная колонна

Утилизация шахтного метана в газогенераторных установках с выработкой тепло- и электроэнергии.



Рис. 3. Модульная газогенераторная установка

Газогенераторные установки выпускаются в модульном исполнении и включают систему подготовки газа, двигатель внутреннего сгорания и электрический генератор. Газогенератор потребляет метановоздушную смесь с концентрацией метана от 30% и выше.

При анализе технологии утилизации шахтного метана на «Шахте им. С.М. Кирова» рассмотрен вариант установки газогенераторной станции, включающей 7 газогенераторов с электрической мощностью каждого 1,021 МВт. Газогенераторы, поставляются в контейнерном исполнении и могут оснащаться устройствами утилизации тепла с производительностью 1,2 Гкал/МВт. Общий срок службы газогенератора составляет 150 - 250 тыс. часов.

Для обеспечения работы станции требуется дебит метана в объеме 4,5 м3/мин. (в пересчете на его 100% концентрацию).

Контейнерные ТЭС.

Данный агрегат предназначен для выработки электроэнергии и дополнительно для производства тепловой энергии при использовании газа в качестве топлива. Для этого газ подается через систему трубопроводов на электрогенераторный агрегат.

Данный агрегат состоит из представленных ниже главных составных частей и узлов:

- контейнер (или корпус)

- Газовый двигатель с несущей рамой и генератором (генераторная установка)

- Система подачи газа

- Распределительное устройство, система управления

- Система охлаждения

- Система отвода отработанных газов

- Система подачи смазочного масла

- Приточно-вытяжная вентиляция

Стальной контейнер предназначен для размещения и монтажа всех элементов установки. Посредством использования стального контейнера была достигнута необходимая мобильность установки. Данный контейнер в пространственном отношении делится на две зоны:

Машинное отделение.

Отделение распределительного устройства.

В машинном отделении устанавливается непосредственно генераторная установка, а так же периферийное оборудование, необходимое для эксплуатации данной установки. В машинном отделении возле самого агрегата (мотором с регулятором газа и генератором) установлена система смазочного маслопитания, а также различные вспомогательный агрегаты. Машинное отделение оборудуется двумя входными дверями (одна на продольной боковой стороне, одна в отделении распределительного устройства) и одной двойной дверью на передней стороне. Данные двери оснащаются запорами аварийного срабатывания. К дополнительному оборудованию машинного отделения так же относятся осветительное оборудование и штепсельные розетки.

Отделение распределительного устройства включает в себя распределительное устройство для осуществления управления установкой и ее регулирования в целом. К дополнительному оборудованию отделения относятся осветительное оборудование, штепсельные розетки, а так же электрический тепловентилятор для обогрева отделения.

В отделении распредустройства находится распределительное устройство, которое состоит из шкафа управления (вкл. вспомогательные приводы) и элемента мощности.

Благодаря, расположенного, в отделении распределительного устройства установки управления и контроля установка рассчитана на продолжительный автоматический режим работы без привлечения персонала, при этом ежедневные контрольные операции с оптической и акустической проверкой отдельных деталей установки должны предотвращать неисправности.

Все необходимые для эксплуатации приборы контролируются автоматически, так что выход из строя отдельных секций машины ведет к отключению агрегата.

Обслуживание установки происходит преимущественно посредством панели OP170 центрального управления установкой, которая находится в отделении распределительного устройства.

Табл. 1. Ориентировочная калькуляция по контейнерной ТЭС, 1,35 МВт, евро

	Наименование статей затрат, дохода		Евро, +/- 10%, примерно
1.	Капитальные затраты		оптимист	пессимист	среднее
1.1.	Конт. ТЭС, 1,35 МВт, от завода		600.000	750.000
1.2.	Контейнер с трафо 400/660В, (при необходимости)		20.000	100.000
1.3.	Контейнер компрессора с измер. аппаратурой		50.000	160.000
1.4.	Транспортные расходы		10.000	60.000
1.5.	Таможенная пошлина, 2 - 7%		13.600	74.900
1.6.	Сертификация		0	50.000
1.7.	Проектная документация, разрешения		20.000	50.000
1.8.	Оформление эмиссионного ПСО/JI		50.000	150.000
1.9.	Другие расходы, 10%		76.360	139.490
	Капзатраты		839.960	1.534.390	1.187.175
1.10.	НДС, который не всегда возможно получить назад		0	306.878	153.439
	Всего:		839.960	1.841.268	1.340.614
2.	Эксплуатационные расходы в год
	Полная загрузка в год, кол-во часов		7.000	6000
2.1.	Стоимость от ТО до сред. ремонта с ЗИП и маслом	0,014	132.300	113.400
2.2.	Возврат кредита за 10 / 10 / 5 лет (10%, 10% и 20%)	соотв.	83.996	184.127	268.123
2.3.	Стоимость кредита, 8-12% в год		83.996	184.127	134.062
2.4.	Амортизация в 20 лет, 5% в год		41.998	92.063
2.5.	Охрана: 6 чел.* 200€*12мес.		0	20.000
2.6.	Ежегодная сертификация ЕСВ/ERU		10.000	15.000
2.7.	Другие расходы, 10%		52.844	91.308
	Всего эксп. расходы в год		405.134	700.025	552.579
3.	Доход
3.1.	Эл. энергия, отпускная цена, без НДС, евро/кВтчас	0,03	283.500	243.000	263.250
3.2.	Используемое тепло, мВтчас тепла в год	5000	10.000		7.000
		2000		4.000
3.3.	Эмиссионные сертификаты, 37.000 т СО2/г, 5-25€	20	740.000		555.000
		10		370.000
	Всего доход в год		1.033.500	617.000	825.250
4.	Прибыль, брутто, евро в год		628.367	- 83.025	272.671
	Прибыль, после уплаты 30% налога, евро в год		439.857	- 83.025	190.870

Затраты по стационарным и мобильным ТЭС на 1 МВт примерно одинаковы.

Ожидаемый доход от эмиссионных сертификатов составляет около 67%, от выработки электроэнергии 32% и от получения тепла менее 1%.

Недостаточная информация о затратах по ТЭС на шахтном газе приводит при ТЭО к завышению эффективности проектов в несколько раз. Основными характерными ошибками при этом являются:

- завышение рабочих часов в году ТЭС до 30%;

- недостаточный учет стоимости инвестиционного кредита;

- игнорирование требований кредиторов по возврату кредитов по 2012, пока не будет решена дальнейшая судьба Киотского протокола;

- недооценка рискованности ПСО с шахтным газом, того, что при финансировании через фонды и покупателей ЕСВ стоимость эмиссионных сертификатов снижается до 30-50%;

- заниженные эксплуатационные затраты;

- непринятие в расчет стоимости необходимого для шахт резервного источника электроснабжения;

- завышенная цена электроэнергии при передаче ее в общую сеть.

Рис. 4. Контейнерные ТЭС

Мощность, МВт: 0,2-1,8 эл. эн. и 0,3-1,9 теп. эн. КПД: > 0,9

Контейнер: 12 х 3,2 х 2,9 м вес: 30т СН4: > 25 (30)%

Рис. 5. Блочная электростанция



Рис. 6. Устройство блочной электростанции

Контейнерные экологические газосжигательные установки КГУУ-5/8.

Концентрация метана:> 25%

Размеры: контейнера L x B x H = 6 х 2,65 х 2,75 м.

- трубы: D 2,1 х Н 5,4 м.

- вес: 11т 2 т.

- комплектация: + распредустройство с системой анализа и учета количества газа + вакуумно-компрессорная станция (ВКС).

Выбросы в атмосферу: СО< 80мг/м3, NOx < 20 мг/м3

Техника безопасности: - пламяпреградители всасывающих и напорных трубопроводах,

- анализ всасываемого газа на: СН4, СО2, О2

Рис. 7. Контейнерная газоутилизационная установка КГУУ -8 для шахтного газа

Технические характеристики КГУУ-8.

Тип насоса: ротационный насос F50-18/R150-G с внутренним износостойким покрытием.

Всасываемый объёмный поток:

- при норм. условиях (плотность 1,1575 кг/м3): Vn (Нм3/час) 1551,0 - 570,46

- Всасываемый объемный поток: V1(м3/час) 2310,0 - 849,6

- Всасываемый объемный поток: V1(м3/мин) 38,5 - 14,16

- Плотность в состоянии всасывания: р (кг/м3) 0,85

- Давление на всосе: р1 (бар абс.) 0,64

- Конечное давление: р2 (бар абс.) 1,10

- Перепад давлений: р (мбар) 460

- Температура на всосе: t1 (°C) 20

- Температура на выхлопе: t2 (°C) 69 - 80

- Число оборотов электродвигателя: n мот. (мин-1) 2965 - 1302

- Мощность электродвигателя; Рn (кВт) 55

- Мощность муфт: Рк (кВт) 16,3 - 37,75

- Уровень шума: Lp(A) (дБ(А) ?100

Данные контейнерной установки:

- Размеры: контейнера Д x Ш x В = 6 х 2,65 х 2,75 м

- трубы камеры сжигания: Д 2,1м х В 5, 4м

- Вес установки:11т

Данные о подключении контейнера:

- всасывающий трубопровод: Ду200

- напорный трубопровод: отвод газа Ду150

- подключение к камере: 4 х Ду 80

- электрическое подключение: 400 В, 250 А

Данные камеры сжигания:

- тип: D1900

- размеры камеры: L x B x H = 2,2 х 2,2 х 1,3 м

- дымоотвод: D=1,9 м, Н=7,6 м,

- мощность: Pth = 1710...... 8525 кВт

- температура сжигания: 850- 1.200 °C

- продолжительность сжигания газа. > 3 сек

Техника безопасности:

- заграждение пламени: огнепреградителями в всасывающих и напорных трубопроводах

- заграждение газа: быстрозакрываюшийся аварийный клапан

- анализ всасываемого газа на: СН4, О2, СО2.

Снижение выбросов метана в атмосферу: 50.000 - 80.000 т СО2 в год

Котельные на шахтном газе, кпд > 90%

Сушильные установки ОФ

Калориферные установки стволов

Метановые автозаправочные станции Инвестирование (до 100%).

КГУУ-8 предназначена для утилизации шахтного газа (действующих и закрытых шахт) через сжигания его в специальной камере и предотвращения этим выделения в атмосферу вредного парникового газа - метана (СН4). Метан в 21 раз вреднее образуемого при его сгорании углекислого газа СО2.

КГУУ-5/8 может работать самостоятельно с электроснабжением от общей энергосети, так и от газовой контейнерной теплоэлектростанции (КТЭС). В последнем варианте газ КТЭС поддается от компрессора КГУУ-5/8, а излишнее количества газа, отсасываемого компрессором, сжигается в самой КГУУ-5/8.

КГУУ-5/8 могут отсасывать газ непосредственно из дегазационной скважины одной установкой или несколькими параллельно работающими установками. Кроме этого КГУУ-5/8 может подключаться к дегазационному трубопроводу впереди или позади передвижной поверхностной вакуумно-насосной станции (ППНС). В последнем варианте подключение дегазационного трубопровода к КГУУ-5/8 производиться непосредственно после ее компрессора, т.е. компрессор КГУУ не работает.

Техническая производительность КГУУ-5/8 ограничена 8МВт тепловой энергии, оптимальной длительной мощностью считается 5 МВт.

КГУУ-5/8 производит постоянный автоматический анализ поступающего газа на содержание СН4, О2 и СО2. На действующих шахтах допускается сжигать утилизируемый газ при содержание метана не менее 25% вне зависимости от содержания кислорода.

На закрытых шахтах при содержании кислорода менее 6% допускается работы КГУУ-5/8 при любом содержании метана, а при содержании кислорода 6% и более допускается работа установки при содержании метана 25 % и более.

Мощность одного контейнера: от 5 до 180 м3/мин

Количество насосов (компрессоров) в контейнере: до 4

Мощность одного насоса: 45 м3/мин при 0,9/1,1 бар (можно и 70 или 130 м3)

Разница в давлении: до 500 мбар; давление: в 60-110 мбар; байпас

Диаметр трубопроводов: 200 мм, давление до 10 бар

Вес компрессора без мотора: 1.255 кг

Мотор: 75 кВт, 400 В, 2.970 - 750 мин-1

Размеры контейнера, м: 12(9) х 2,5 х 2,5 Вес контейнера: до 11 т

- автоматический режим работы, дистанционное управление;

- приспособленность к работе с утилизационными установками;

- уменьшение необходимого резерва по мощности компрессоров на 75%;

- при работе несколько контейнеров многократно увеличивается надежность всей станции в сравнении с крупными стационарными компрессорами.

Описанная ниже установка применяется для активного отсасывания шахтного метана из угольных пластов действующих и закрытых шахт и последующей тепловой утилизации метана в камере сжигания или для энергетического применения в контейнерных электростанциях.

Оборудование установлено в звуко и тепло изолированном стальном 20ґфутовом контейнере согласно ISO-нормам (LхВхН=6058 x 2438 x 2591мм), который через трубопровод связан со скважиной в выработанном пространстве. Благодаря использованию контейнера установка очень компактна и может, в короткий срок перенесена с одного местонахождения в другое.

Контейнер разделен на машинное отделение, помещение для камеры сжигания и помещение для распределительного устройства. В машинном отделении находится насос по отсасыванию газа. К распределительному устройству относится и комплект автоматического регулирования компрессора, камеры сжигания, а также техника для анализа газа. В каждое из отделений можно попасть снаружи через отдельную дверь.

КГУУ состоит из 7 блоков и может быть для определенных условий расширена 2 дополнительными узлами.

Передвижные наземные ротационные ВНСтанции до 260 м3/мин 2- 4 насоса мощностью 50-130 м3/мин, полная автоматика, стандартный контейнер:12 х 2,5 х 2,5 м, вес: до 11 т, вакуум до 0,5 и давление до 1,2 бар отсутствие воды.

Рис. 8. Изопен для изоляции выработанного пространства

шахтный метановоздушный газогенераторный

Утилизация шахтного метана в модульных котельных установках (МКУ) с выработкой теплоэнергии.



Рис. 9. Модульная котельная установка

В качестве топлива в МКУ используется дегазационный метан с концентрацией 25-100 %. Теплопроизводительность 0,5 - 10 МВт.

Оборудование МКУ может включать водогрейный котел, резервуар для приема подпиточной воды, насосное оборудование и трубопроводы, оборудование газоснабжения, электроснабжения, щитовые устройства электроснабжения, КИПиА для работы, как в ручном режиме, так и в режиме полной автоматизации, с выводом всех параметров на компьютер.

Установка каталитического окисления шахтного метана с низкой концентрацией для выработки тепло- и электроэнергии.

Каталитическая энергоустановка (установка каталитического окисления) предусматривает беспламенное (каталитическое) окисление метана в керамической камере для утилизации метановоздушной смеси низкой концентрации (менее 1%).



Рис. 10. Установка каталитического окисления шахтного метана

Вентиляционный метан, проходя через нагретую керамическую камеру внутри энергоустановки, постепенно нагревается ее теплом. Нагретый метан окисляется, с выделением тепла. Для поддержания работы каталитической энергоустановки в автономном режиме необходима концентрация метана в метановоздушной смеси 0,15%, при концентрации свыше 0,15% оставшийся метан используется для получения пара. Полученный перегретый пар может использоваться в стандартном турбинном генераторе для выработки электроэнергии или для получения теплоэнергии. Поскольку в системе распределение температуры чрезвычайно однородно, образования NОx не происходит.

Размещено на Allbest.ru

...