Промышленная безопасность на опасных производственных объектах угольной промышленности, уменьшение взрывоопасности (стр. 7 из 8)

Наиболее действенный способ повышения эффективности предварительной дегазации горного массива — разгрузка его с помощью подработки, т.е. выемки нижерасположенного пласта. Однако данная подработка может быть осуществлена только непосредственно в период работы шахты по добыче угля, и дегазация массива не будет носить предварительный характер.

Как известно, в Кузнецком бассейне все угольные пласты залегают в свитах. В принципе существует возможность вначале отработать нижележащий пласт свиты механизированным способом, подработав, разгрузив и эффективно дегазировав вышележащий углепородный массив, а затем в нисходящем порядке отрабатывать все остальные пласты свиты, содержание метана в которых будет к тому времени значительно снижено.

Однако существуют обстоятельства, серьезно препятствующие реализации такого способа отработки свиты газоносных угольных пластов: нижележащий, отрабатываемый в данном случае первый из свиты пласт имеет сложные горно-геологические условия залегания (самые высокие газоносность, горное и газовое давление, склонность к внезапным выбросам угля и газа, горным ударам); большая глубина горных работ.

Поэтому в результате применения такого метода отработки месторождения можно получить обратный эффект, поскольку вероятность катастрофических последствий при отработке самого опасного по газу (нижележащего) пласта значительно повышается.

Успешному разрешению данной проблемы может способствовать использование для предварительной дегазации и разгрузки горного массива разработанной авторами комбинированной технологии «ПГУ-метан» [1, 2], которая предполагает отработку нижележащего угольного пласта методом подземной газификации, разгрузку и дегазацию вышележащего горного массива.

Сущность предлагаемой технологии состоит в том, что на горном отводе поочередно строятся и эксплуатируются два предприятия двух различных типов: станция подземной газификации угля (ПГУ) и угольная шахта. Пример реализации технологии «ПГУ-метан» в условиях разработки типичного горного отвода размером 2x3 км, содержащего свиту из нескольких пологих угольных пластов, показан на рисунке.

На первом этапе разработки месторождения строится станция ПГУ, включающая поверхностный комплекс и подземный газогенератор. Последний подготавливается посредством бурения с поверхности до газифицируемого пласта ряда технологических скважин различного назначения. На строительство станции ПГУ, согласно расчетам авторов, потребуется год.

Одновременно с подготовкой подземного газогенератора сооружается дегазационная система следующей конструкции. На верхний пласт свиты бурят вертикальные дегазационные скважины, расстояние между которыми соответствует диаметру действия дегазационных скважин — 100-300 м. На устья скважин устанавливают газоотсасывающие установки, подключенные к магистральному трубопроводу.

Для газификации выбирается один из нижележащих пластов мощностью не менее 3 м с тем, чтобы обеспечить эффективную подработку вышележащего массива. Залегающие ниже пласты меньшей мощности (в случае их наличия) оставляют неприкосновенными. В процессе газификации данного нижележащего пласта образуется выгазованное пространство, заполненное обрушенными породами, а выше него возникает зона обрушения пород кровли высотой (10*12)т (т — мощность газифицируемого пласта), а еще выше - зона разгрузки.

В зоне разгрузки углепородный массив расслаивается, растрескивается, разгружается от горного давления. В результате развиваются процессы десорбции и выделения свободного метана. Поскольку в полости подземного газогенератора создается избыточное газовое давление, а в дегазационных скважинах — разрежение, в горном массиве образуется перепад газового давления с вектором, направленным в сторону дегазационных скважин. В результате восходящие потоки метана, а также утечки образовавшегося в процессе газификации угля генераторного газа «захватываются» дегазационными скважинами и направляются в магистральный трубопровод.

Так, по мере выгазовывания нижележащего пласта будут включаться в работу соответствующие дегазационные скважины, и постепенно будет дегазирован весь вышележащий массив в пределах горного отвода с эффективностью дегазации, достигающей 50 %. Подземные же газогенераторы, по мере их отработки, должны изолироваться путем тампонажа технологических скважин. Затем они естественным образом заполняются подземными водами и гасятся.

Согласно расчетам, в газифицируемом пласте мощностью 3 м в пределах горного отвода размером 2x3 км будет сосредоточено около 24 млн. т угля. Известно, что из 1 т угля при использовании в технологии газификации воздушного дутья производится около 3500 м³ горючего газа. Таким образом, при газификации рассматриваемого нижележащего пласта теоретически можно получить примерно 84 млрд. м³ горючего газа. Однако с учетом потерь и оставления угля в барьерных целиках между соседними подземными газогенераторами реально можно получить примерно 50 млрд. м³ газа. Учитывая данное обстоятельство, целесообразным представляется проектирование станции ПГУ производственной мощностью 5 млрд. м³ газа в год и сроком службы 10 лет. Такой проект газификации одного угольного пласта имеет самостоятельное промышленное и коммерческое значение.

Экономический аспект строительства предприятия подобного рода выглядит следующим образом. Капитальные затраты на строительство станции ЛГУ составят 1-1,5 млрд. руб. в зависимости от производственной мощности, применяемого оборудования и выбранной технологической схемы газификации. При цене реализации низкокалорийного газа, полученного при ЛГУ, составляющей 200 руб. за 1000 м³, и себестоимости производства этого газа 150 руб. за 1000 м³ чистая прибыль от реализации 50 млрд. м³ данного газа достигнет 2 млрд. руб. Кроме того, как следует из сказанного выше, технология «ПГУ-метан» предусматривает добычу и реализацию также и более высококачественного энергетического сырья — метана. На новых месторождениях Кузбасса расчетное содержание метана в углепородном массиве составляет порядка 200 м³ с 1 м². Следовательно, с горного отвода размером 2x3 км может быть получено более 600 млн. м³ метана при эффективности дегазации 50 %, т.е. при сегодняшней внутрироссийской цене природного газа, равной 1500 руб. за 1000 м³, дополнительно может быть получено еще около 1 млрд. руб. прибыли.

Таким образом, с экономической точки зрения проект газификации нижележащего пласта свиты с дегазацией вышележащего массива является не только самоокупаемым, но и прибыльным.

Вывод: После завершения процесса «газификации-дегазации» углепородного массива строится угольная шахта, которая может использовать все оставшиеся от станции ПГУ здания и сооружения, что позволит дополнительно сэкономить средства. Подземным способом предусматривается отработка оставшихся вышерасположенных пластов свиты в нисходящем порядке. При строительстве шахты дополнительно бурят криволинейно-направленные скважины над выработанным (выгазованным) пространством ранее газифицированного нижележащего пласта, играющие в процессе отработки пластов дегазационно-профилактическую роль. В них с помощью газоотсасывающих установок создается разрежение, и они будут выполнять двоякую функцию. Во-первых, даже в изолированных и затопленных газогенераторах возможны вялотекущие процессы горения угля. В этом случае газообразные продукты горения будут извлекаться по дегазационно-профилактическим скважинам на поверхность, что предотвратит возможность их проникновения в горные выработки шахты. Во-вторых, при отработке пластов подземным способом будет происходить надработка углепородного массива с дополнительной его разгрузкой, и выделяться метан, который также будет поступать в дегазационно-профилактические скважины.

Таким образом, поэтапное применение технологии «ПГУ-метан» и шахтной очистной выемки при отработке свиты газоносных угольных пластов позволит существенно снизить (либо полностью предотвратить) вероятность возникновения опасных метанопроявлений, а также достичь высоких производственно-экономических показателей при добыче угля, газа и метана при ПГУ.

2.7 Опыт внедрения на горнорудных предприятиях электронных версий плана ликвидации аварий.

В ВГСЧ Урала накоплен богатый опыт по математическому моделированию шахтных вентиляционных сетей и решению вентиляционных задач на ЭВМ. Как показывает практика, только при применении такого метода можно гарантировать достоверность данных, ожидаемых в аварийной ситуации. Все эти данные используются при составлении плана ликвидации аварий (ПЛА). Программное обеспечение было разработано специалистами штаба ВГСЧ Урала с участием ученых ведущих научно-исследовательских институтов и творческих коллективов инженеров-практиков горнорудных предприятий. В 2000 г. по инициативе ВГСЧ Урала был создан центр по разработке и внедрению программного обеспечения для решения оперативно-технических и аналитических задач военизированных горноспасательных частей металлургического комплекса. За истекший период центром было многое сделано для создания комплекса программ для расчета рабочих и аварийных режимов проветривания шахт и рудников. Одним из направлений деятельности центра является разработка технологии создания и корректировки ПЛА по обслуживаемым ВГСЧ предприятиям и графического отображения на мониторе необходимых параметров, характеризующих систему выработок шахт и рудников. Коллективом ВГСЧ Урала, согласно решению ФГУП «СПО «Металлургбезопасность» и в соответствии с письмом Госгортехнадзора России от 27.07.01 «О применении компьютерных технологий при составлении ПЛА», была начата работа по созданию электронной версии ПЛА.