Полная версия

Главная arrow Прочие arrow Безопасность в техносфере, 2015, вып. 5 (56) -

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

Выводы

Утилизация ШМ в энергетическом центре на базе нескольких ГТУ малой мощности с измененной по-

ЛИТЕРАТУРА

  • 1. Малышев Ю.Н., Трубецкой К.Н., Айруни А.Т. Фундаментально прикладные методы решения проблемы метана угольных пластов. М.: Издательство Академии горных наук, 2000.
  • 2. Рогозина Е.А. Состав, зональность и масштабы генерации газов при катагенезе органического вещества гумусовых углей // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т.З. № 3.
  • 3. Методические рекомендации о порядке дегазации угольных шахт (РД-15-09-2006). Серия 05. Выпуск 14. М.: Научно-технический центр по безопасности в промышленности, 2007.
  • 4. Белошицкий М.В., Троицкий А.А. Использование шахтного метана в качестве энергоносителя // Турбины и дизели. 2006. № 6. С. 2-9.
  • 5. Дурнин М.К. Киотский протокол — источник финансирования обеспечения безопасности горных работ // Уголь. 2007. № 02. С. 58-60.
  • 6. Шилов А.А., Храмцова А.М. Утилизация и использование шахтного метана для получения тепла и электроэнергии // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2008. № 04. С.85-89.

Resource Saving

следовательностью процессов является эффективным инструментом, прежде всего, решения экологических проблем, сложившихся в регионах угольной добычи. В связи с переменным во времени расходом МВС на электростанции целесообразно использовать несколько установок, что позволяет им работать на оптимальных нагрузках, а избыток МВС сжигать в факеле. Вырабатываемая электрическая и тепловая энергия при использовании дарового энергоресурса позволяет угольным предприятиям повысить рентабельность добычи угля.

Изменение последовательности процессов цикла в утилизационной ГТУ дает возможность исключить дожимной компрессор из технологической схемы подачи топлива и тем самым повысить привлекательность таких инновационных проектов со сниженными капитальными и эксплуатационными затратами.

Рациональные значения основных параметров ГТУ мощностью около 50 кВт с обратной очередностью процессов составляет примерно кк = 2,8, Tr = 1173 К, ст = 0,8, Тх = 303 К, при которых установка имеет электрический КПД г|е = 25-26% и суммарный КПД с учетом вырабатываемой теплоты r|s = 63-64%.

С уменьшением единичной мощности электрический КПД установки возрастает по сравнению с ГТУ традиционной схемы из-за влияния фактора масштаба на эффективность узлов.

7. Таразанов И. Итоги работы угольной промышленности за январь-июнь 2011 года // Уголь. 2011. № 09.

С. 25-37.

  • 8. Осипов М.И., Тумашев Р.З., Моляков В.Д. ГТУ малой мощности на топливных газах низкого давления с измененной очередностью процессов термодинамического цикла // Труды Международной научно-практической конференции «Малая энергетика-2003», Обнинск, 2003. С. 340-343.
  • 9. Осипов М.И.у Тумашев Р.З., Моляков В.Д. Усовершенствование ГТУ малой мощности при использовании топливных газов низкого давления // Труды Международной научно-практической конференции «Малая энергетика-2004», Москва, 2004. С. 113-116.
  • 10. Тумашев Р.З., Бодров Н.Г. Когенерационная газотурбинная установка на попутных нефтяных газах с высоким содержанием тяжелых углеводородов // Вестник МГТУ им. Н.Э.Баумана. 2012. № 7. С. 155-165.
  • 11. Тумашев Р.З., Моляков В.Д., Лаврентьев Ю.Л. Повышение эффективности компрессорных станций магистральных газопроводов // Вестник МГТУ им. Н.Э.Баумана. 2014. № 1. С .68-79.

Resource Saving

REFERENCES

  • 1. Malyshev Yu.N., Troubetzkoy K.N., Ayruni A.T, Fundamentally Applied Methods for Solving the Problem of Coal Bed Methane. Izdatel’stvo Akademii Gornih Nauk = Publishing House of the Academy of Mining Sciences, 2000. 509 p.
  • 2. Rogozina E.A., Composition, Zoning and Extent of Regeneration Rases at Catagen Organic Matter of Yumic Coals. Vserossiyskiy Neftyanoy Nauchno-Issledovatelskiy Geologicheskiy Institut, Neftegazovaya Geologiya. Teoriya i Praktika - All-Russia Petroleum Research Geological Institute, Petroleum Geology. Theory and Practice. 2008,1.3.20 p.
  • 3. Methodical Recommendations on the Procedure for the Degassing of Coal Mines (RD-15-09-2006). Series 05. Issue 14. Otkritoe Aktsionernoe Obshchestvo “Nauchno- Tehnicheskiy Tsentr po bezopastnosti v Promishlennosti” = Open Joint Stock Company “Scientific and Technical Center of Industrial Safety”, 2007. 256 p.
  • 4. Beloshitsky M.V., Troitsky A.A. The Use of Coal Mine Methane as an Energy Source. Turbini I Dizeli = Turbines and Diesel Engines. 2006,1. 6, pp. 2-9.
  • 5. Durnin M.K.The Kyoto Protocol — a Source of Financing Mine Working Safety. UgoT = Coal. 2007,1. 02, pp. 58-60.
  • 6. Shilov A.A., Hramtsova A.M. Utilization and Use of Coal Mine Methane to Produce Heat and Power. Gorniy Informatsionno-Analiticheskiy Byulleten - Mountain Information-Analytical Bulletin, 2008,1. 04, pp. 85-89.
  • 7. Tarazanov I. Results of the Coal Industry in January-June 2011. UgoV = Coal, 2011,109, pp. 25-37.
  • 8. Osipov M.I., Tumashev R.Z., Molyakov V.D., Low Power Gas Turbine Plants Using Fuel Gas of Low Pressure with an Altered Sequence of the Thermodynamic Cycle Processes. Trudi Mezhunarodnoy Nauchno-Prakticheskoy Konferentsii “Malaya Energetika — 2003” = Proceedings of the International Scientific and Practical Conference “Small Energetics - 2003”, Obninsk, 2003, pp. 340-343.
  • 9. Osipov M.I., Tumashev R.Z., Molyakov V.D., Improvement of Low Power Gas Turbine Plants Using Low Pressure Fuel Gases. Trudi Mezhunarodnoy Nauchno- Prakticheskoy Konferentsii “Malaya Energetika -2004” = Proceedings of the International Scientific and Practical Conference ‘'Small Energetics — 2004”, Moscow, 2004, pp. 113-116.
  • 10. Tumashev R.Z., Bodrov N.G., Cogeneration Gas Turbine on Associated Petroleum Gas with a High Content of Heavier Hydrocarbons. Vestnik MGTU im. N.E. Baumana - Bauman MSTU Herald, 2012,1. 7, pp. 155-165.
  • 11. Tumashev R.Z., Molyakov V.D., Lavrentiev Yu.L., Improving the Efficiency of the Compressor Stations of Main Gas Pipelines. Vestnik MGTU im. N.E. Baumana = Bauman MSTU Herald, 2014,1.1, pp. 68-79.

Coal Mine Methane Utilization in Gas Turbine Units for Electricity and Heat Production

R.Z.Tumachev, Candidate of Technical Sciences, Associate Professor, Bauman Moscow State Technical University N.L. Shegolev, Candidate of Technical Sciences, Associate Professor, Bauman Moscow State Technical University D.M. Kulakov, Design Engineer, Specialist, Limited Liability Compani «Joint Venture "ALSTOM Power Uniturbo"»

Coal mining is accompanied by the release of coal mine methane. Its emissions into the atmosphere within methane-air mixture have a negative impact on the ecological situation. The modern approach involves the use of methane-air-mixture for heat boilers or units to generate electricity. For the generation of heat and electrical energy the coal mine methane could be used in cogeneration gas turbine plants with an altered sequence of processes. Thermo - and gas dynamics studies were conducted in a wide range of parameters of gas turbine plants. For small power plants recommended are: 2.8 compression ratio, turbine inlet - 1173 K, gas cooler inlet temperature - 303 K, 0.8 regeneration ratio. In this case the electrical efficiency of gas turbine plant is 25-26% and even 63-64% if produced heat is counted. Cogeneration gas turbine plant with an altered sequence of process has smaller capital and operating costs compared to traditional gas turbine unit. The use of methane-air mixture as fuel in such gas turbine units increases the profitability of coal mining and improves the ecological situation in the region.

Keywords: coal mine methane, utilization, gas turbine unit with altered sequence of processes, numerical researches, efficiency, ecology.

УДК 001.4 DOI: 10.12737/16964

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>