Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Скважинные технологий получения газообразногоэнергоносителя из угля 7
1.1. Современные особенности добычи угля подземнымспособом 7
1.2. Поточная схема подземной газификации угля 10
1.3. Отечественный опыт подземной газификацииугля 12
1.4. Зарубежный опыт подземной газификации угля 22
1.5. Опыт подземного сжигания угля в б. СССР 30
1.6. Цель, идея и задачи исследований 41
Выводы 42
Глава 2. Анализ параметров работы подземного газогенератора 44
2.1. Характеристика процессов при подземном горении угля 44
2.2. Связь длины зоны горения в угольном канале с егопоперечными размерами 47
2.3. Связь параметров угольного канала с его мощностью приподземном горении угля 51
2.4. Анализ влияния геологических и термодинамических факторов на показатели процесса подземного горения угля . 53
2.5. Энергетическая эффективность процесса подземного горенияугольного пласта...: 58
Выводы 62
Глава 3. Анализ факторов, влияющих на качество генераторной смеси 63
3.1. Связь интенсивности подземного горения угля сводопритоком и термодинамическими параметрами 63
3.2. Анализ состава генераторного газа и путей улучшения егокачества 67
3.3. Повышение теплоты сгорания генераторной смеси за счетуменьшения концентрации углекислого газа 73
3.4. Влияние термодинамических параметров на температурупродуктов подземного горения угля 76
3.5. Обогащение генераторного газа угольным метаном 82
Выводы 87
Глава 4. Состояние угольного канала и кровли при подземном горенииугля 89
4.1. Обоснование использования моделирования для решениягеомеханических задач скважинной технологии 89
4.2. Численное моделирование НДС при ПГУ-ПСУ сиспользованием метода конечных элементов 90
4.3. Устойчивость угольного канала при пологом залегании 94
4.4. Влияние фактора времени на устойчивость угольного канала 98
4.5. Устойчивость угольного канала при крутом залегании пласта... 100
4.5.1 Постановка задачи 100
4.5.2. Формирование исходных данных 102
4.5.3. Расчеты показателей устойчивости угольного канала 103
4.5.4. Анализ результатов расчетов 104
Выводы 110
Глава 5. Технологическая схема получения генераторного газа с повышенной теплотой сгорания и оценка ееэффективности 112
5.1. Использование химического потенциала генераторного газаПТУ 112
5.2. Схема очищения сырого генераторного газа от диоксидауглерода 118
5.3. Технологическая схема локального углегазоэлектрическогокомплекса. (ЛУГЭАК).. 122
5.4. Характеристика участка для опытной эксплуатации ЛУГЭК сповышенной теплотой сгорания СГГ 128
5.5. Расчет технических параметров ЛУГЭК повышенной теплотойсгорания СГГ. (ЛУГЭК-ПТ) 134
5.6. Технико-экономическое сравнение скважинной итрадиционных технологий добычи энергоносителей 142
Выводы 146
Заключение 148
- Отечественный опыт подземной газификацииугля
- Анализ влияния геологических и термодинамических факторов на показатели процесса подземного горения угля
- Влияние термодинамических параметров на температурупродуктов подземного горения угля
- Численное моделирование НДС при ПГУ-ПСУ сиспользованием метода конечных элементов
Введение к работе
Крупнейшим в мире среди производителей и потребителей первичных энергетических ресурсов являются страны СНГ, и в первую очередь - Россия, на долю которых приходится около 19% всего мирового потребления коммерческих энергоресурсов, а по углю этот показатель составляет 16% [21]. Согласно прогнозным оценкам мировое потребление первичных энергоресурсов в 2020 г. по ускоренному сценарию развития экономики составит 24,7 млрд. т.у.т, а, потребление угля в предстоящем двадцатилетии прогнозируется увеличить в 2,08 раза по сравнению с уровнем 1990 г. [13].
Основу электроэнергетики в перспективе ближайших 20 лет составят электростанции, работающие на органическом топливе (70-75%). Свыше половины топливных электростанций сейчас работает на мазуте и природном газе, затраты на освоение и разработку новых месторождений которых из года в год увеличиваются. Так, к 2005 г., затраты на производство электроэнергии возрастут в 2-4 раза и в последующем периоде темп этого роста может увеличиваться. Условия эксплуатации нефтяных и газовых предприятий стран СНГ, а также их ресурсная база не позволяют в ближайшем будущем наращивать производство электроэнергии на базе мазута и природного газа. Уже сейчас работы Сибири и Приморья страдают от недостатка электроэнергии. Поэтому в перспективе крупномасштабное увеличение производства электроэнергии возможно, в основном, на базе твердого топлива и ядерного горючего.
Развитие атомной энергетики требует непременного решения проблемы безопасности АЭС и захоронения остатков ядерного горючего, что ведет к значительным, в большинстве случаев - запретительно-высоким, затратам на обеспечение экологической безопасности. Поэтому разработка технологий производства электро - и теплоэнергии на базе нетрадиционных (скважинных) методов получения энергоносителей становится все более актуальной.
Важен также экологический аспект - использование твердых органических топлив для производства электроэнергии имеет негативное воздействие на окружающую среду. Так, при сжигании 1 т. угля выбрасывается
в окружающую среду в среднем до 250 кг золы и 20-25 кг сернистого газа. Эти выбросы рассеиваются на больших территориях и медленно уничтожаются в естественных условиях. В современных условиях необходимы новые, экологически чистые технологии преобразования угля в электрическую и тепловую энергию, обеспечивающие минимальное загрязнение окружающей среды. К таким технологиям относятся подземная газификация угольных пластов и их подземное сжигание.
Подземная газификация угольных пластов (ПТУ) - это процесс подземного горения угля, получения при этом горючих газов путем нагнетания в угольный массив окислителя и последующего их использования в качестве газового топлива для выработки электроэнергии [50]. ПГУ, как метод физико-химического, фазового превращения угля в горючий газ непосредственно на месте залегания угольных пластов, впервые начала реализовываться в бывшем СССР с 1933 г. Приоритет в области создания технологии ПГУ и ее практической реализации принадлежит отечественной науке [35].
Подземное сжигание углей (ПСУ) - технология, предусматривающая также подземное сжигание запасов угля, в том числе - оставленных в недрах после традиционной разработки угольного месторождения и получения на поверхности горячей воды, пара, электроэнергии или химического сырья при всасывающей или нагнетательно-всасывающей схеме поступления окислителя в очаг горения [36, 37]. Приоритет в разработке способа ПСУ принадлежит МГГУ.
Процесс ПГУ и его термодинамические физико-химические особенности достаточно изучены отечественной и мировой наукой. Процесс ПСУ имеет преимущества по отношению к ПГУ в части концентрации потока окислителя и управляемости процесса подземного горения угля, однако, является еще недостаточно научно обоснованным. Эти технологии имеют весьма ограниченное применение вследствие низкой теплоты сгорания генераторного газа (при ПГУ - до 4 МДж/м , при ПСУ - до 0,5 МДж/м ) и слабой управляемости процессом подземного горения угля. Поэтому целью настоящей работы является установление зависимостей параметров процесса подземного
6 горения угля от свойств горного массива и обоснование применения
скважинной разработки метаноносного угольного месторождения на основе
повышения теплоты сгорания генераторного газа, использования угольного
метана и выработки электроэнергии.
Автор выражает благодарность за помощь в работе коллективам кафедр
ФГПиП и ПРПМ МГГУ, а также профессорам, д.т.н. А.П. Дмитриеву и Г.А.
Янченко.
Отечественный опыт подземной газификацииугля
В апреле 1934 г. на Лисичанской станции в лабораторных условиях было проведено несколько опытов по газификации угля в целике (плите) угля при помощи кислородного дутья. Опыты были проведены с целью проверки величины теплового эффекта и выявления характера процессов горения угля в плите при воздушном дутье (нагнетании воздуха), чтобы получить данные для сравнения горения угля в целике при кислородном и воздушном видах дутья.
В первом опыте, в плите угля были пробурены две пересекающие скважины - горизонтальная и вертикальная. Через первую подводилось кислородное дутье, через вторую отсасывался газ. Горючий газ не получили, но были выявлены факторы, весьма благоприятные для процесса газификации: температура в очаге горения достигла высоких пределов, а вокруг очага горения образовались глубокие трещины.
Во втором опыте в плите угля просверлили дутьевую горизонтальную сквозную скважину. Вертикальную скважину пробурили с целью введения через нее в плиту термопары и трубки для отбора проб газа. Вскоре после розжига из газоотводящей трубки начал выходить горючий газ высокого качества. В этом опыте впервые наблюдали новое явление горения угля в целике, при котором сама скважина является газогенератором. Скважина -генератор почти бесперебойно давала газ высокого качества. Открытие метода «скважина - газогенератор» представило значительный интерес, так как позволило построить ряд схем технологического процесса ПТУ как без раздробления угля, так и с его предварительным дроблением.
Цель проведенных опытов на воздушном дутье - выяснение возможностей ПТУ в целике через скважину и выявление всех факторов, влияющих на процесс газификации: температуры, давления, расхода воздуха, параметров заложения скважины и т.д., а также определение оптимальных условий для получения высококалорийного газа. Опыты произвели в плитах угля, вырубленных из пласта «Боровского» на Лисичанской станции.
После розжига целика некоторое время получали газ полного сгорания, однако, вскоре состав газа изменился. При выходе газ имел более низкую температуру, чем в очаге горения, а так как в целик непрерывно поступала влага из наружной обмазки, то в конце потока эта влага участвовала, главным образом, в реакции по формуле: С + 2Н20 = С02 + 2Н2 (полное сгорание), (1.1) в отличии от середины целика, где, в основном, протекала реакция: С + Н20 = СО + Н2 (неполное сгорание) (1.2) По окончании опыта было произведено вскрытие очага горения. Начиная от дутьевого отверстия, очаг горения расширялся, достигая максимума, а затем резко суживался. В связи с большой продолжительностью опыта выгоревший участок имел довольно большие размеры. Из этих опытов были сделаны следующие выводы: проведение газификации в целике угля через скважину при воздушном дутье вполне осуществимо; при горении в угле произошло трещинообразование, что создало развитую активную поверхность и обеспечило получение генераторного газа из целика; увеличение количества подводимого воздуха вызывает повышение качества газа (выхода горючих компонентов) - это особенно важный вывод; выгоревшее пространство имеет форму «бутылки», горловиной обращенной к источнику дутья; в очаге горения достигаются температуры, ( 600С) достаточные для получения высококачественного газа и непрерывного подвода в очаг горения водяных паров в значительных количествах (для получения, например, синтез - газа). Подземная газификация каменных углей в Донбассе. Опытные работы ПТУ были начаты одновременно на Лисичанской, Шахтинской и позднее на Горловской станциях «Подземгаз», специально построенных для исследовательских целей. На Лисичанской станции работы проводили тремя методами: с автоматическим рыхлением угля взрывными снарядами, методом магазирования и методом скважин-газогенераторов, на пласте «Боровский» мощностью 0,7-0,8 м. Опыты ПТУ с автоматическим разрыхлением угля взрывными снарядами преследовали цель организовать процесс газообразования в слое топлива так, как он протекает в наземных газогенераторах. Опыты подземной газификации каменного угля в магазинной панели также предназначался для испытания газификации в слое раздробленного топлива. Работы на этих панелях доказали непригодность этих методов для промышленного использования.
Дальнейшие опытные работы на станции продолжались с целью проверки скважин-генераторов и заключались в следующем. На участке угольного пласта было пробурено несколько скважин по восстанию пласта на расстоянии 2,5 м одна от другой. Длина скважин достигла 20 м, диаметр 60 мм. Розжиг осуществлялся электрозапалом у нижнего основания скважин, газ отводился с другого конца. Опыты подтвердили возможность осуществления ПГУ в целике, без его искусственного дробления.
Опыты ПГУ на Шахтинской станции проводили на маломощном (0,38-0,5 м) пласте антрацита. Подготовку участков осуществляли искусственным раздроблением угля взрывными снарядами, а также дроблением угля вручную и созданием магазированных панелей. В начале процесса ПГУ образовывался горючий газ, но затем газ стал не горючим. Наладка процесса не удалась, что было вызвано, по-видимому, отсутствием необходимой температуры и утечками воздуха. Опыты были прекращены.
На Горловской станции «Подземгаз» проверялся принципиально новый, бесшахтный метод ПГУ в целике без предварительного его разрыхления. При бесшахтной газификации угля поточным методом предусматривалось вскрытие скважинами пласта «Дерезовка» мощностью 1,8-2,Зм с углом падения до 80 и их сбойка прожигом кислородной струей. Размеры панели: по простиранию 100 м и по падению 30 м. Запасы угля в панели 7 тыс. т. Проверены три режима подачи окислителя в огневой забой, при которых изучены смеси исходящих газов (табл. 1.2).
После отработки панели были подготовлены, зажжены и отработаны в 1937-1939 гг. панели № 5 и 6, где подготовленные запасы составили 5000 т. При отработке этих панелей подавалось только воздушное дутье и состав газа ПГУ имел следующий состав: 15-19% СО, 14-17% Н2, 1,4-1,5% СН4, 9-11% С02 и 0,2% 02 при теплоте сгорания 900-1000 ккал/м .
Анализ влияния геологических и термодинамических факторов на показатели процесса подземного горения угля
Розжиг пласта т3 в скважинах осуществили 28 декабря 1985 г. сотрудники МГИ и ПО «Селидовуголь» поочередно с помощью специально сконструированного погруженного фитильного устройства, обеспечивающего возможность предварительного разогрева угля вокруг забоя розжиговой скважины, и путем опускания на забой раскаленного древесного угля при работающей вытяжной установке на продуктивной скважине. Это был первый в мире эксперимент ПСУ с вытяжной подачей воздуха [9,10].
В процессе выполнения эксперимента за пять месяцев работы на участке было сожжено 1009 т угля (92% подготовленных запасов), при этом получено 243 Гкал тепла в виде высокотемпературной газовой смеси, имеющей температуру от 80 до 540 С. КПД (учитывающий вклад как тепловой, так и химической энергии извлекаемых газов) за время работы участка (4 мес.) составил 45%, в том числе физическое тепло - 29%.
Розжиг первой панели второго блока выполнен 1 марта 1989 г. За период с 1 по 12 марта температура исходящих газов поднялось до 59 С, в период с 12 по 22 марта температура в скважине № 1 (с теплообменником) изменялась в пределах 52-70 С, в скважине № 2 59-161 С. Содержание компонентов в составе извлекаемого сырого генераторного газа: СО - 0,2-0,5%), СОг - 3,0-7,0%о, 02 - 16,9-13,0%, Н2 - 0,1-0,6%о. Расход воздуха за этот период составил 1,5 м /с при депрессии в скважине № 1 от 2,3 до 0,1 кПа.
Результаты выполненных натурных экспериментов подтвердили возможность осуществления устойчивого процесса ПСУ при технически доступных параметрах работы тяго дутьевого оборудования. Температура извлекаемого газа обеспечивает возможность получения горячей воды с температурой 60-80 С в количествах достаточных для ее экономически оправданного производства на нужды теплоснабжения. Полученные результаты можно считать вполне обнадеживающими.
Экспериментальный участок ПСУ на закрытой к тому времени шахте «Киреевская - 3» был образован в 1986 г. с целью создания организационной и материальной базы для выполнения полномасштабных экспериментов и опытно-промышленных работ, направленных на установление работоспособности и определения возможной эффективности использования технологии ПСУ для утилизации оставленных в недрах запасов бурого угля на закрытых и действующих шахтах Подмосковного бассейна.
Такие запасы угля на закрытых шахтах Киреевского месторождения составляют 7 -8 млн. тонн. На шахте «Киреевская - 3» такие запасы равны 2,5 млн. тонн. Характерной особенностью схемы является наличие трех дымососов ДН 12,5 и двух вытяжных вентиляторов ВМ 17. Остальные части схемы представлены циклоном 1, различного рода теплообменниками 6,9-13,15, пылеуловителями 5, фильтрами 4, компенсатором 3 скруббером 14, регулирующими заслонками 2 и дымовой трубой 16. Такой поверхностный комплекс обеспечивал вытяжную схему подачи свежего воздуха (окислителя) через воздухоподающую скважину №2 (не показана) в угольный пласт и вытяжные скважины 1,3 и 4 и позволял централизовать и сконцентрировать весь поток продуктивных (генераторных) газов в угольном пласте. За счет этого явления фильтрация воздуха в массиве при ПСУ носит более направленный и управляемый характер, чем при ПТУ. В том случае, если на вытяжной скважине установлено вытяжное тяговое оборудование, а на воздухоподающий скважине - воздухонагнетательное оборудование, эта схема называется комбинированной. Такая схема объединяет преимущества ПТУ и ПСУ - дает максимум химического и физического тепла. Для проведения натурного эксперимента на участке в 1986 г. был подготовлен первоочередной («центральный») угольный блок, расположенный в пределах охранного целика под стволы и выработки околоствольного двора. Площадь данного блока в пределах проектного контура составляла 974 м2, топливный ресурс 2328 т угля при мощности пласта 2,0 м и объемном весе угля 1200 кг/м3. Розжиг центрального угольного блока был выполнен в феврале 1986 г. Средняя массовая скорость сгорания угля составила 300-500 кг/ч со среднем дебитом газообразных продуктов горения 2 м3/с при температуре сырого генераторного газа в пределах 100 - 400 С. Были получены данные о динамике химического состава генерируемого газа (рис. 1.10). Так в 1987 1989 гг. содержание С02 в генераторном газе преобладало в среднем на уровне 7-8%. Содержание горючих компонентов в 1987г. составляло в среднем 6,2%, в 1988г. составляло 2,5%, в 1989г. - 0,15%. За общее время работы участка отработано около 6500т. бурого угля. Получено более 2,5 тыс. Гкал физического тепла. Практическим результатом работы явилось получение горячей воды с температурой 70-80С и расходом 40 м /ч. Для поля шахты «Суртаиха» ПО «Киселевскуголь» на пласте IV -Внутренний между горизонтами +60.. .+170 м МГИ была спроектирована схема ПСУ. Средняя мощность пласта составляет 7 м, угол падения 75, марка угля Кіз, зольность на рабочую массу W/ = 4,8%, низшая теплота сгорания на рабочую массу Q;r = 29,8 10 7 МДж/кг, выход летучих на сухую бездольную массу V daf = 24,8%, содержание серы 0,4%. Наиболее вероятный водоприток Q „од -2 м /ч. Величина угольных запасов 38000 тонн. Объемная масса угля р у =1370 кг/ м .Запасы пласта IV - Внутренний были представлены блоком, оконтуренным выработками, и подготовленным для отработки выемочным агрегатом АЩ.
Было решено провести на углях пласта IV лабораторное моделирование работы опытного участка. Была изготовлена физическая модель генератора, которая моделировала угольный пласт IV, породы почвы и кровли в масштабе 1:40. Исследования влияния реакций горения показали, что теплоотдача увеличивается с ростом объемного расхода подаваемого в угольный канал воздуха.
Влияние термодинамических параметров на температурупродуктов подземного горения угля
Полученное значение суммарной теплоты сгорания генераторного газа весьма близко совпадает с эмпирическими значениями, полученными в различных угольных бассейнах мира (3,35 - 4,19 МДж/м ), что свидетельствует о правильности выбранной нами методики оценки эффективности процесса ПГУ. Удаление углекислого газа из реальной генераторной смеси позволит поднять содержание горючих компонентов с 26,3% до 40,8%, т.е. в 1,55 раза. В этом случае расчеты показывают, что теплота сгорания генераторного газа только по фактору снижения концентрации углекислого газа достигнет значения 1441 ккал/м или 6,038 МДж/м". При этом весьма важно технологически обеспечить предотвращение разбавления генераторного газа воздухом, т.е. уменьшение коэффициента избытка воздуха (отношение поступающего расхода к расходу, необходимому для полного сгорания угля). Мероприятия по сокращению избытка воздуха и снижение концентрации углекислого газа в генераторной смеси изложены ниже. При подземном сжигании угля могут иметь место три принципиальные схемы подачи окислителя к очагу горения: фронт горения движется в направлении движения продуктов подземного сжигания угля сырого генераторного газа (СГГ) по газоотводящей выработке, в результате чего длина газоотводящей выработки постоянно уменьшается; фронт горения движется в направлении обратном направлению движения СГГ по газоотводящей выработке, в результате чего длина этой выработки постоянно увеличивается; движение фронта горения не влияет на длину газоотводящей выработки, в результате чего она остается практически постоянной в процессе отработки всех угольных запасов. Схемы этих вариантов представлены на рис. 3.7. Рассмотрим газоотводящую выработку длиной L и внутренним эквивалентным диаметром d, который в случае круглого поперечного сечения выработки является ее диаметром. В случае некруглого поперечного сечения определяется в соответствие с формулой d = 4 S/P, где S, Р - площадь поперечного сечения выработки и ее периметр. Ось z направим по оси выработки, начало ее отсчета будем вести от границы блока сжигания, имеющей координату z = z0. Высокотемпературный газ, поступая в газоотводящую выработку имеет в сечении z = z0 температуру Т0 (град) и скорость движения Vr (м/с). Массовый расход СГГ равен Gr (кг/с) и фиксированное время его контакта с угольной поверхностью т (с). При составлении уравнения теплового баланса передачи тепла от высокотемпературных СГГ стенкам выработки можно сделать следующие допущения: - пренебрегаем продольным распространением тепла вдоль выработки как в самом газе, так и по стенкам выработки, т.к. скорость этого процесса на много порядков меньше, чем за счет движения СГГ по выработке; - пренебрегаем также изменением температуры СГГ за счет адиабатического расширения (сжатия) газа, когда абсолютная отметка конца газоотводящей выработки больше (меньше) абсолютной отметки ее начала; в пользу этого допущения говорит тот факт, что изменение температуры газов за счет их адиабатического сжатия (расширения) не превышает величины 0,01 К на 1 м разности абсолютных отметок [11], т.е. при разности абсолютных отметок начала и конца газоотводящей выработки даже порядка 1000 м изменение Тг за счет адиабатического сжатия (расширения) будет не более 10 К, что несущественно.
При таких допущениях газ, проходя участок выработки длиной dz, охлаждается на температуру dTr, отдает стенке выработки количество тепла dQ, равное где Сг - изобарная объемная теплоемкость СГГ, усредненная в диапазоне температур от Тг =273,15 К до Тг в середине рассматриваемого участка выработки dz и отнесенная к давлению, характерному для нормальных физических условий, Дж/кг.град. Теплоемкость СГГ в (3.30) взята изобарной, т.к. давление генераторного газа при движении по газоотводящей выработке изменяется крайне незначительно (не более чем на (1-2 )-104 Па), что практически не сказывается на величине Сг. Знак минус перед dQ показывает, что тепло из СГГ отводится, т.е. они охлаждаются. Gr - массовый расход газа, кг/с.т - время переноса тепла, с.
С другой стороны, это количество тепла dQ поступает в угольный массив через внутреннюю стенку выработки и равно где Т0 - начальная температура стенок газоотводящей выработки; Т0 « 290 К; Tr(z) - текущая температура СГГ в выработке с координатой z, К; кт -коэффициент нестационарного теплообмена между генераторным газом и стенками выработок, Дж/(м град). Использование кт в (3.31) обусловлено следующим обстоятельством. Количество тепла поступающее в горный массив прямо пропорционально градиенту температур в прогретом слое. Этот градиент максимален в первоначальный момент времени передачи тепла в массив, а далее с увеличением времени начинает уменьшаться. Следовательно, уменьшается и количество тепла, поступающего в стенки выработки. Это и учитывается коэффициентом кт.
Численное моделирование НДС при ПГУ-ПСУ сиспользованием метода конечных элементов
Подземное сжигание оставленных в недрах запасов (ПСУ), в отличие от подземной газификации (ПТУ) позволяет получить полезный продукт (горячую воду, пар или электроэнергию) с прямым использованием физического тепла продуктов горения непосредственно на поверхности отрабатываемого участка [9,10], в то время, как получаемый при ПГУ промежуточный энергоноситель -горючий газ используется в основном для преобразования в тепловую и электрическую энергию у потребителя [35].
Несмотря на имеющееся отличие и в том, и в другом случаях форма огневого забоя и характер его подвигания имеет много общего и в определенной степени при отработке пологих пластов напоминают длинный очистной забой со струговой выемкой. По данным вскрытия подземных огневых забоев при ПСУ толщина горящего слоя составляет обычно 3-5 см, т.е. близка к толщине стружки при струговой выемке; впереди горящего слоя возникает предварительная дезинтеграция массива в огневом забое, что напоминает зону отжима пласта в струговом забое. Однако, если в пологом струговом забое поддержание пород кровли осуществляется с использованием современных средств крепления, во многих случаях механизированных крепей высокого технического уровня, то в огневом забое применение специальных средств крепления невозможно и характер силового взаимодействия забоя с вмещающими породами складывается самопроизвольно и слабо предсказуем. В этом плане понятно стремление изучить возможность применения компьютерного моделирования для регулирования процесса подземного горения угля и управления кровлей [7].
При разработке наклонных и особенно крутых пластов аналогия подземного сжигания со струговой технологией отмечается в меньшей степени. Многолетний опыт проведения экспериментальных исследований в подземных условиях показал, что для определения оптимальных параметров технологии подземного сжигания углей и горючих сланцев необходимо в первую очередь решить горные вопросы, в том числе вопросы управления кровлей. Значительное отставание обрушения кровли от огневого забоя может привести к образованию широкого огневого канала, при этом свежий воздух не будет должным образом омывать огневой забой, процесс сжигания нарушится. Отсутствие же необходимого отставания, произвольное обрушение пород и преждевременное засыпание газопроводящего канала может привести к полному прекращению процесса горения. Известны случаи, когда неуправляемое обрушение кровли явилось основной причиной закрытия опытных работ (шахта №1 «Острый» в Донбассе).
Задача состоит в установлении и поддержании определенного равновесия между передвижением огневого забоя и обрушением пород кровли. Моделирование напряженно-деформированного (НДС) состояния угольного массива в призабойной зоне и вмещающих пород может облегчить уяснение физической картины обрушения пород в огневом забое и выбор рациональных параметров перемещения огневого забоя.
В выполненных ранее исследованиях [41,37] отмечена невозможность точного физического моделирования горного давления вокруг огневого забоя, поэтому в данной работе используется математическое моделирование состояния геомеханической системы "огневой забой-массив". Для этой цели, очевидно, наиболее приемлемым является численный метод конечных элементов (МКЭ). В данном случае использованы программы для ПЭВМ на основе известного алгоритма «Геомеханика», учитывающего специфику подземных горных условий [1,45].
Сущность метода заключается в разделении исследуемой области на элементы простой геометрической формы: прямоугольной или треугольной. Элементы сочленяются в узлах, в них же удовлетворяются уравнения равновесия и совместности деформаций. Далее расчет ведется методами строительной механики. Точность расчета повышается при увеличении числа элементов [45]. Вертикальное сечение вязкоупругого массива представляется в виде плоскости с вырезом, соответствующим конфигурации очистного пространства. Расчеты проведены как в упругой постановке, так и с учетом пластичности и разрушения элементов.
При решении задач, связанных с НДС массива, необходимо располагать информацией о возможных деформациях вмещающих пород. При этом важным фактором, влияющим на оценку НДС массива, является время. Опыт эксплуатации подземных сооружений показывает, что в случае заложения выработок в крепких породах и на малых глубинах развивающиеся со временем деформации незначительны и вызываются упругими силами. При слабых боковых породах и на больших глубинах реологические процессы проявляются более интенсивно, деформации ползучести намного превосходят упругие, происходит внутримассивная дезинтеграция (разрыхление) горных пород с последующим отделением от массива в выработанное пространство блоков различных размеров. В первом случае для прогноза поведения массива использовали теорию ползучести с малыми деформациями, во втором -учитывали большие деформации. Теория ползучести горных пород связана с моделью наследственности, предполагающей, что деформация в любой момент времени зависит от всей предшествующей истории нагружения образца [45].
