Качество и технологические свойства углей Интинского геолого-промышленного района

Различием проявления геолого-генетических факторов, участвующих в процессе углеобразования, обуславливается большое разнообразие типов ископаемых углей. Углеобразование можно представить в виде трехстадийного процесса, последовательно обеспечивающего формирование состава и свойства ископаемых углей.

На первой стадии идут био- и геохимические реакции разложения растительных остатков, их превращения в гумус (гуминовые кислоты). Параллельно процессам гумификации происходит гелификация, приводящая к возникновению коллоидного раствора. В анаэробных условиях процесс идет преимущественно в направлении витренизации, в аэробных — фюзенизации.

Нa второй стадии, после перекрытия торфяника минеральными осадками, продолжаются геохимические преобразования, сопровождающиеся удалением воды и газов и переходом коллоида в гель. В условиях открытой системы (проницаемая кровля) продукты реакции удаляются, и процесс идет интенсивнее и полнее. В закрытой системе по мере насыщения среды продуктами реакции происходит ингибирование (замедление) процесса. Открытость и закрытость систем нa стадии раннего диагенеза влияет на формирование генетических типов углей.

Третья стадия процесса углеобразования определяется термобарическими факторами, т. е. изменениями температуры и давления. Под влиянием температуры и давления происходит упорядочение и уплотнение структуры витринита, конденсация и ароматизация углеродных колец. Результатом воздействия температуры и давления является последовательное повышение содержания углерода, сопровождающееся изменением химического состава, физических свойств и внутреннего строения ископаемых углей.

Вещественно-петрографический состав. Состав углей зависит от исходного материала, условий накопления и первичного преобразования растительных остатков. Исходным материалом для углей бассейна являлись древовидные папоротники, кордаиты, каламиты, саговые, хвойные, кустарниковая и травянистая растительность (мхи и другие) и в незначительном количестве водоросли. Условиями накопления определяется количество и состав минеральных примесей в углях. В условиях относительно спокойных застойных болот формируются угли с малым содержанием минеральных примесей. В более подвижных зонах с активным гидродинамическим режимом количество минеральных примесей и углях возрастает. В органической массе углей бассейна преобладают микрокомпоненты группы витринита, содержание которого в средних значениях достигает 70—80%. Микрокомпоненты группы инертинита содержатся в количестве 10-30%, липтинита — 0-3%.

Из минеральных примесей в углях преобладает глинистое вещество, содержание которого колеблется в пределах 6—35%. Содержание пирита в углях составляет 0—4%, кварца — 1-6%, карбонатов — 0-2%.

Вещественно-петрографический состав углей по пластам Интинского, Кожымского, Неченского, Шарью-Заостренского и Кушшорского месторождений приведен в таблице 5.1. Следует отметить, что вещественно-петрографический состав углей Интинского района изучен весьма слабо, особенно на малоисследуемых площадях и участках: Кочмесский, Ошперский и углепроявления Косьюнской впадины.

Восстановленность. Под восстановленностью принято понимать качественные различия гелифицированного вещества в изометаморфных углях, обусловленные характером исходного материала и условиями его преобразования на второй стадии процесса углеобразования. Специальных исследований по изучению восстановленности углей Интинского района не проводилось, однако, значительный разброс значений выхода летучих веществ, теплоты сгорания и других показателей в изометаморфных углях с одинаковым петрографическим составом на Интинском месторождении свидетельствует о наличии разновосстановленных углей. Так, для углей Интинского месторождения с показателем отражения витринита 0,60—0,65% и содержанием инертинита 11—15% величина выхода летучих веществ колеблется от 36,8 до 44,4%, теплота сгорания от 29,8 до 33,5 МДж/кг. Расположение углей с повышенными значениями выхода летучих веществ и теплоты сгорания по площади носит локальный характер. Установление причин этого явления требует специальных исследований.

Метаморфизм. Метаморфизм углей представляет собой необратимый процесс последовательного повышения содержания углерода в результате изменения химического состава, физических свойств и внутреннего строения ископаемых углей под воздействием температуры и давления, развивающихся в результате геологических процессов.

К настоящему времени большинством исследователей главными факторами метаморфизма углей признаны температура, давление и геологическое время. Ведущим фактором метаморфизма углей является температура. Наиболее объективные и геологически обоснованные данные о температурах и стадийности преобразования углей в процессе метаморфизма получены И.И. Аммосовым, изучившим регионы, не испытавшие инверсии, с оптимальными соотношениями метаморфизма и современных температур на основе принципа соответствия минимального метаморфизма максимальной температуре (рис. 5.1.), т. е. принципа витринитового палеотермометра.

Давление как фактор метаморфизма оказывает влияние, главным образом, на периферийную (алифатическую) часть молекул угля.

О роли геологического времени можно судить достаточно однозначно. Процесс метаморфизма идет однопаправленно: повышение температуры возобновляет преобразование угольного вещества, и роль времени в этом аспекте сводится к периоду приспособления вещества угля к новой повышенной температуре. Изменившееся вещество угля и вмещающие его породы, т. е. реализовавшие очередной «импульс метаморфизма», обладают лучшей теплопроводностью и проводят большее количество тепла. Это вызывает новое повышение температуры и новый «импульс метаморфизма». Таким образом, первая сторона роли времени — это время приспособления вещества угля к новым температурным условиям или скорость физико-химических процессов. Вторая сторона роли времени заключается в длительности развития геоструктуры (погружения) и ее стабилизации (время до начала воздымания). Поскольку преобразование вещества угля и вмещающих пород ведет к повышению их теплопроводности даже в условиях стабильного положения прогиба (без погружения), происходит повышение температуры и продолжение процесса метаморфизма, приводящее к возрастанию градиента метаморфизма. Это подтверждают данные о мощностях зон метаморфизма в палеозойских и палсоген-неогеновых отложениях, систематизированные и обобщенные Г.М. Парпаровой, С.Г. Неручевым и другими по ряду осадочных бассейнов (Донецкий, Печорский, Кузнецкий, Рурский, Западно-Кубанский и т. д.). В палеозойских бассейнах мощность зон метаморфизма, как правило, меньше, чем в более молодых. Аналогичные результаты получены при изучении разреза Форт-Корман на равнине Маккензи, где палеогеотермический градиент в меловых и третичных отложениях составил 27° С/км, а в девонских — 53° С/км.

Палеогеотермический градиент прямо пропорционален тепловому потоку и обратно пропорционален теплопроводности горных пород. Горные породы, как правило, являются плохими проводниками тепла и занимают сравнительно узкую полосу значений теплопроводности от 0,1 до 7 Дж/м. сек. град. Теплопроводность горных пород зависит от минерального состава, размеров зерен, слоистости, пористости, влажности и других параметров. Для осадочных пород, слагающих угленосную толщу и характеризующихся сравнительно однообразным литологическим составом, главным фактором изменения теплопроводности остается степень катагенеза и ее производные (плотность, пористость, влажность). Изменение теплопроводности влияет на величину палео-геотермического градиента. В Печорском бассейне отмечается закономерное уменьшение величины градиента с увеличением степени катагенеза от 40—50° С/км в области распространения низкометаморфизованных углей до 20—25° С/км в области распространения антрацитов и тощих углей. Уменьшение градиента с повышением степени катагенеза пород предопределяет выпуклый тип сводной палеотермограммы, характерный для районов с терригенным геологическим разрезом. Кроме того, на величину палеогеотермического градиента оказывали влияние мощность осадочного комплекса, условия залегания, геоструктуриые особенности, что, несомненно, отражалось на изменениях палеогеотермического градиента для разрезов с одинаковой степенью катагенеза. В связи с этим, главным условием прогноза метаморфизма на глубину являлось установление палеогеотермических градиентов для различных площадей (геоструктурных зон) на всей территории бассейна. Для Интинского геолого-промышленного района и обрамляющих его площадей значения градиентов показателя отражения витринита и палеотемператур приведены в таблице 5.2.

Приведенные в таблице 5.2, соотношения показателей отражения витринита и палеотемператур приняты по шкале И.И. Аммосова.

Для прогноза метаморфизма и расчета глубин палеопогружения необходима реконструкция полных палеотермограмм для каждого исследуемого разреза. Расчет приращений градиентов палеотемператур выполнен на основе усредненной эталонной шкалы палеотемператур (рис. 5.2) по интервалам показателя отражения витринита (таблица 5.3).

Приращения градиентов налеотемператур позволяют на основе исследованного интервала разреза реконструировать полную палеотермограмму и определить глубину палеопогружения любого стратиграфического уровня и стадию метаморфизма, исходя из взаимосвязи палеотемператур и показателя отражения витринита по шкале И.И. Ошперо-Лемвинский Аммосова (см. рис. 5.1.).

Наиболее информативными для установления площадных закономерностей метаморфизма являются карты по определенным стратиграфическим уровням. Для Интинского геолого-промышленного района построена карта метаморфизма углей по подошве интинской свиты (рис. 5.3).

Физико-химические свойства. Физико-химические свойства углей являются производными от генетических параметров, характеризующих вещественно-петрографический состав, восстановленность и степень метаморфизма. Для выявления наиболее рациональных направлений использования углей определяются многочисленные показатели их свойств, номенклатура, правила определения которых регламентируются различными стандартами. Из физических свойств наиболее часто используются плотность и пористость угля, гранулометрический состав, размолоспособность, абразивность и оптические свойства.

Действительная плотность и пористость являются одними из главных параметров подсчета запасов углей. Эти параметры зависят от вещественно-петрографического состава и метаморфизма. Из органических микрокомпонентов наибольшей плотностью характеризуются мацералы инертинита (1,48—1,50 г/см3), наименьшей — липтинита (1,12—1,18 г/см3). С увеличением зольности на 1% плотность увеличивается нa 0,01 г/см3. Пористость углей, кроме того, определяет сорбционную способность и основные механические свойства (твердость, размолоспособность). Наибольшие значения пористости характерны для низкометаморфизованных углей и антрацитов.

Гранулометрический состав нормируется для всех направлений использования и зависит от механической прочности угля и способа добычи. При комбайновой выемке на Интинском месторождении добытый уголь на 60—70% представлен крупными классами (+13 мм), при буровзрывном способе выход крупных классов на 5—10% ниже.

Размолоспособность углей характеризует сопротивляемость размолу и имеет важное значение для углей, предназначенных к сжиганию в пылевидном состоянии. Показателем размолоспособности служит лабораторный относительный коэффициент (Кло), представляющий собой отношение удельных расходов электроэнергии при размоле в стандартной лабораторной мельнице эталонного твердого топлива и исследуемого угля. Коэффициент размолоспособности углей Интинского месторождения составляет 1,10—1,20. Международные стандарты используют коэффициент размолоспособности по Хардгрову, получаемый по результатам ситового анализа и сравнения его с калибровочным графиком (НСО 5074-80).

Абразивные свойства углей обусловлены количеством и составом минеральных примесей. Коэффициент абразивности представляет собой отношение потери массы мелющих элементов за определенный промежуток времени к работе, затраченной на привод мельницы за тот же период. Для углей Интинского месторождения коэффициент абразивности достигает 2,0. Средним по абразивности считается топливо с коэффициентом 0,8—1,5.

Из оптических свойств наиболее важным является показатель отражения витринита, характеризующий степень метаморфизма углей. Для углей Интинского района этот показатель изменяется от 6,9 до 8,0% при измерениях в воздушной среде (0,50—0,70% в иммерсии).

Основными химическими показателями, определяемыми при техническом анализе, считаются влажность, зольность, состав золы, сернистость, выход летучих веществ, теплота сгорания, спекаемость и другие.

Содержание влаги аналитической в углях Интинского района колеблется в широких пределах от 4 до 12%. Влажность рабочего топлива составляет 10—17%.

Зольность углей изменяется от 15 до 50% (по угольным пачкам), а пластовая зольность от 27 до 50%, т. е. угли месторождений района характеризуются как зольные и высокозольные. По химическому составу золы угли района относятся к кремнистым. Содержание SiO2 составляет 41—60%, Al2O3 —16-24%, Fe2O3 — 10-17%, CaO — 3-8%, MgO - 1-3%, SO3-2-5%, K2O+Na2O — 4-5%, TiO2 — 0,5-0,7%, P2O5 — 0,010-0,015. При определении плавкости золы различают температуру начала деформации, плавления и жидко-плавкого состояния. Степень плавкости золы определяется по температуре жидко-плавкого состояния. Угли Интинского месторождения имеют температуру жидко-плавкого состояния от 1180 до 1300°С, т. е. относятся к легко- и среднеплавким.

Сернистость углей Интинского района колеблется в пределах 0,3—4,0%. Повышенной сернистостью обладают угли интинской свиты (1,7—4,0%). В углях с содержанием серы до 1% преобладает сера органическая, а в углях с содержанием серы более 1% — пиритная. Доля сульфатной серы обычно не превышает 0,1 %.

По содержанию фосфора угли Интинского месторождения относятся к мало- и среднефосфористым (0,001—0,003%).

Высшая теплота сгорания углей района колеблется от 27 до 34 МДж/кг, составляя в среднем 30—31 МДж/кг. Теплота сгорания рабочего топлива составляет 16—24 МДж/кг.

Выход летучих веществ колеблется от 35 до 49%. Угли месторождений района относятся, в основном, к неспекающимся, хотя признаки спскаемости отмечены в северо-восточной части поля шахты № 21 Интинского месторождения.

Технологические свойства. Под технологическими понимаются свойства угля, определяющие его поведение в технических процессах и их конечный результат. Из технологических свойств, имеющих значение для углей Интинского геолого-промышленного района, можно отметить обогатимость, выход продуктов полукоксования, смерзаемость, самовозгораемость и параметры складирования углей.

Обогатимость углей зависит от вещественного состава, количества и характера минерализации и метаморфизма. Обогатимость устанавливается по ГОСТ 10100-75 по суммарному выходу cредних фракций плотностью 1,4—1,8 г/см3, отнесенному к беспородной массе. Обогатимость углей Интинского месторождения характеризуется как очень трудная. Выход концентрата обычно менее 50% при зольности 14—25%.

Полукоксованию подвергалась товарная продукция шахт. Выход полукокса составил 76—79%, смолы 8,0—8,5% пирогенетической воды — 4-8,5%. газа — 8-10%.

Смерзаемость определяется количеством влаги в углях: при содержании выше максимальной влагоемкости угли смерзаются. Предельная влажность для рядовых углей Интинского месторождения составляет 8,7%. Повышение влажности на 0,2—0,3% сверх допустимой вызывает смерзание угля до прочности 0,2 кг/см2.

Самовозгораемость углей вызывается химической активностью углей, притоком воздуха к реагирующей поверхности и затрудненным теплообменом с внешней средой. Склонность углей к самовозгоранию повышается с увеличением содержания инертинита. При содержании инертинита более 23% угли можно отнести к склонным к самовозгоранию, при содержании 15—23% — к малосклонным и 15% — к несклонным. Угли Интинского района относятся к малосклонным к самовозгоранию и несклонным.

При складировании угля основными расчетными показателями являются насыпная плотность и угол естественного откоса. Величина насыпной плотности углей Интинского месторождения составляет 1,0—1,1 т/м3. Угол естественного откоса зависит от крупности частиц и составляет для крупных классов 30-40°, средних классов — 35-45° и мелких классов — 45-50°.

Классификация и направления использования. Разнообразнейший генезис ископаемых углей, определяющий их состав и свойства, а также длительный опыт промышленного использования углей, предопределили разработку многочисленных классификаций, которые по своему назначению и содержанию могут быть подразделены на генетические и промышленные. Генетические классификации систематизируют многообразие углей в связи с исходным материалом, геологическими факторами углеобразования, петрографическими и геохимическими особенностями. Промышленные классификации разрабатываются для группировки углей применительно к требованиям промышленности и являются основой технологического нормирования качества для различных видов потребления.

Первая промышленная классификация углей Печорского бассейна, основанная на показателях выхода летучих веществ, толщины пластического слоя и характеристике нелетучего остатка, применялась в течение 20 лет и была заменена в 1974 году на ГОСТ 6991-74. Отличие последнего состояло в выделении среди газовых углей групп Г10 и Г6 и замене в жирных углях группы Ж19 на группу Ж18. Применявшиеся классификационные показатели хорошо увязывались между собой, что значительно облегчало маркировку углей, разрабатываемых на Воркутском, Юньягинском, Хальмерьюском и Интинском месторождениях.

Аналогичные классификации применялись и в других бассейнах страны, причем в каждом бассейне была разработана своя классификация, трудно сопоставимая с классификациями других бассейнов. Отсутствие единых принципов подразделения на марки и группы затрудняло определение истинной технологической ценности, решение вопросов рационального использования и взаимозаменяемости углей.

Проблема рационального использования ресурсов ископаемых углей требовала введения единой классификации, которая обеспечила бы возможность правильного решения вопросов взаимозаменяемости углей, планирования добычи и потребления углей с определенными технологическими свойствами, расширения их ресурсов. Первым опытом создания такой классификации явилась «Промышленно-генетическая классификация углей СССР», в которой органическая часть угля характеризовалась показателями степени углсфикации, петрографического состава и спекаемости, а минеральная — обогатимостью, зольностью и сернистостью. К 1982 году был разработан и факультативно введен ГОСТ 25543-82 «Угли бурые, каменные и антрациты. Классификация по генетическим и технологическим параметрам», на основе которого в 1990 году был введен ГОСТ 25543-88, единый для всех бассейнов и месторождений СССР. Классификация построена по кодовой системе: первые две цифры означают класс угля по показателю отражения витринита; третья цифра указывает категорию по содержанию отощающих компонентов; четвертая и пятая цифры — тип (для каменных углей — среднее значение выхода летучих веществ на сухое беззольное состояние); шестая и седьмая цифры указывают подтип (для каменных углей — среднее значение толщины пластического слоя или индекс Рога). По кодовым номерам и соотношениям классов, категорий, типов и подтипов угли объединяются в подгруппы, группы и марки. Угли Интинского месторождения имеют показатель отражения витринита от 0,50 до 0,74%, т. е. относятся к классам 05, 06, 07. Содержание отощающих компонентов составляет 13—17% (категория I). Выход летучих веществ изменяется от 36 до 45% (типы 36, 38, 40, 42, 44), толщина пластического слоя от 0 до 6 мм (подтипы 00, 01). Угли с такими показателями объединяются в подгруппу ДВ и марку Д.

В 1988 году Европейской экономической комиссией утверждена Международная система кодификации углей среднего и высокого рангов, разработанная группой экспертов по использованию и подготовке твердого топлива Комитета ЕЭК по углю. В Международной системе используется 14-значный код, основанный на восьми параметрах угля, включающих средний показатель отражения витринита (две цифры), характеристику рефлектограммы (одна цифра), характеристику мацерального состава (две цифры), индекс свободного вспучивания (одна цифра), выход летучих веществ на сухое беззольное состояние (две цифры), зольность на сухое состояние (две цифры), общее содержание серы на сухое состояние (две цифры), высшая теплота сгорания на сухое беззольное состояние (две цифры). Товарная продукция концерна «Интауголь» с показателем отражения витринита 0,57%, со стандартным отклонением = 0,05 (характеристика рефлектограммы), с содержанием инертинита 13,9%, липтинита — 0,8%, с индексом свободного вспучивания ИВ=1, с выходом летучих веществ 39,8%, С зольностью 25%, с содержанием серы 2,5% и теплотой сгорания 30,5 МДж/кг имеет номер кода 05011138252530.

Международная система кодификации предназначена для характеристики показателей качества углей при взаимоотношениях продавцов и покупателей на международном рынке в условиях расширяющейся международной торговли углем.

В соответствии с ГОСТ 25543-88 угли Интинского месторождения по характеристике органической части могут использоваться для газификации, полукоксования, брикетирования, гидрогенизации, производства адсорбентов, извести и цемента. Однако высокая зольность, высокое содержание серы, отсутствие спекающей способности, низкое содержание оксида кальция и низкий выход смол оставляют лишь одно направление использования углей Интинского месторождения — слоевое и пылевидное сжигание. Основными потребителями интинских углей являются ТЭЦ, ГРЭС и ЦВК. Общий объем добычи углей на Интинском месторождении с начала эксплуатации составил по состоянию на 1.01. 1993 года — 280,3 млн. т.

Характеристика месторождений.

Интинское месторождение. Угленосность приурочена к интинской свите, в которой содержится 11 рабочих пластов угля. Угли характеризуются высоким содержанием витринита (81—86%), имеют высокую зольность, обусловленную значительным количеством глинистого вещества (9—12%). Высокое относительное содержание рассеянного глинистого вещества в общем количестве минеральных примесей обуславливает очень трудную обогатимость углей. Угли месторождения относятся к сернистым и высокосернистым, в основном, за счет высокого содержания пирита. Показатель отражения витринита изменяется от 0,50 до 0,70% (рис. 5.4.). Основные показатели качества угольных пластов месторождения приведены в таблице 5.4.

Кожымское месторождение. В интинской свите вскрыто три угольных пласта мощностью да 2,5 м. Угли витринитовые (80—85%), высокозольные (18—29%), сернистые и высокосернистые (1,5—4,2%). Выход летучих веществ составляет в среднем 38—40%. теплота сгорания на сухое беззольное состояние — 29—30 МДж/кг.

Неченское месторождение. Основная угленосность связана с отложениями печорской серии. Основной пласт Неченский имеет мощность до 12 м. Пласт имеет очень сложное строение, количество угольных прослоев достигает 47. Уголь витринитовый (75—80%), высокозольный (26—44%), малосернистый (0,3—0,7)%. Выход летучих веществ составляет 43—49%, высшая теплота сгорания около 27 МДж/кг, низшая — 14-16 МДж/кг. Содержание гуминовых кислот колеблется от 7 до 25%, смол — 4—6%, выход полукокса — около 68%. Показатель отражения витринита — 0,35-0,45%.

Кочмесская и Ошперская площади. Практическое значение в пределах Кочмесской площади (т. е. ст. Кочмес) имеют пласты интинской свиты 1, 2, 3, 5, 7, 8: в пределах Ошперской — 1, 2, 3. Строение пластов сложное. Угли относятся к длиннопламенным, зольность угольных пачек колеблется от 18 до 27%, содержание серы 2,0—2,5%, выход летучих веществ — 39—42%.

Косьюнская площадь. Угленосность связана с отложениями печорской серии. Количество вскрытых пластов на разных участках колеблется от 1 до 24. Угольные пласты невыдержанные, слабо изучены. Строение пластов сложное. Зольность угольных пачек колеблется от 12 до 50%, выход летучих веществ от 34 до 51%, содержание серы — 0,9-3,0%, влажность — 6-17%. теплота сгорания на сухое беззольное состояние — 16-22 МДж/кг. Угли относятся к бурым (верхняя часть серии) и длиннопламенным (нижняя часть серии).