«Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса». Дипломная работа по специальности «Комбинированная разработка пластовых месторождений» (130404). - Новокузнецк, 2008 г., 86 стр., таблиц 3, источников 14.

Рассмотрены различные варианты использования шахтного метана. Для более рационального использования выбрана блочная установка, которая позволяет добиваться максимальной финансовой отдачи, в то же время, обеспечивая шахту и близлежащие населенные пункты надежным источником электричества и тепла и снижая выбросы в атмосферу парникового газа.

Блочная установка утилизации метана дает возможность не только сжигать метан в специальной камере тем самым, предотвращая выделения в атмосферу вредного парникового газа, но и для выработки электроэнергии и дополнительно для производства тепловой энергии при использовании газа в качестве топлива. Использования шахтного метана позволяет повышать безопасность ведения горных работ.

Исполнитель

Введение

Актуальность работы. Международное внимание к проблемам изменения климата и недавняя ратификация Киотского Протокола повлекли за собой усиление интереса к проблеме утилизации шахтного газа. В данный момент в мире существуют несколько коммерчески испытанных технологий, которые работают на шахтном и вентиляционном газе. Среди них наиболее используемым методом, позволяющим утилизировать шахтный газ и снижать вредные выбросы, остается использование его в двигателях внутреннего сгорания.

Шахтный газ является значительным, но практически неосвоенным ресурсом с основными запасами, находящимися в примерно десятке стран. Китай. Россия, Польша и США являются крупнейшими «загрязнителями» атмосферы, совместно отвечая за три четверти от всего мирового выброса шахтного газа. По прогнозам, количество выбрасываемого шахтного газа в мире увеличится на 2 % к 2020 г. в основном за счет роста угольной добычи в Китае.

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 21 раз сильнее, чем углекислый газ (С02) по своей способности создавать парниковый эффект на планете.

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 вырастет до 51 млрд. куб. м чистого метана в год (724 млн. т углеродного газа), что равносильно ежегодному выхлопу 171 млн. автомобилей[1].

Цель работы - разработка рекомендаций по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса.

Идея работы заключается в создании единой блочной установки по утилизации каптируемого шахтного метана.

Методы исследований. Для достижения поставленной цели использовался комплекс методов, включающий анализ и обобщение данных научно-технической литературы по рассматриваемому вопросу.

1 Дегазация газоносных угольных пластов

В настоящий момент только маленькая часть шахтного газа пригодна для производства электроэнергии или тепла, и только одна пятая этой доли используется для производства энергии или других промышленных нужд.

Процесс дегазации, с помощью которого извлекается шахтный газ, изначально развивался в целях повышения безопасности угольных шахт. При подземной добыче угля угольной компании приходится бороться с шахтным метаном, который выделяется в процессе разработки угольных пластов. Так как метано-воздушная смесь является взрывоопасной при концентрации метана от 5 до 14%, угольной компании необходимо принимать соответствующие меры, чтобы избегать опасного диапазона[3].

До середины 1970-х годов общепринятым способом борьбы с метаном было проветривание горных выработок с помощью больших объемов воздуха. Однако с развитием подземного способа добычи и разработкой более метаноносных угольных пластов использование одной лишь системы вентиляции стало недостаточным. Введение заблаговременной дегазации посредством бурения дегазационных скважин и вакуумного отсасывания позволило снизить нагрузку на системы вентиляции и дополнительно повлекло за собой увеличение производительности угольных шахт. Дело в том, что при неэффективной вентиляции приходится приостанавливать добычу угля всякий раз, когда доля метана в воздушной смеси приближается к взрывоопасному уровню[14]. Адекватная система дегазации позволила значительно снизить время подобных простоев и свести к минимуму количество чрезвычайных происшествий на шахтах.

Развитие технологии также облегчило задачу дегазации угольных шахт. В зависимости от геологических особенностей пластов дегазация может проводиться посредством бурения вертикальных скважин в неотработанные и отработанные участки или горизонтальных и наклонных скважин из шахтного пространства. Накопленный опыт в изучении метаноносных пластов позволил лучше адаптировать систему дегазации к конкретному резервуару и повысить эффективность производимых операций.

2 Опыт использования шахтного метана

2.1 Общие сведения

Сегодня, используя современные технологии для изучения шахтных пластов и проведения дегазационных работ, 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 шахтный газ продается в газопровод только в немногих странах. В США, например, где цена на природный газ высока, около 1,3 млрд.куб.м шахтного метана ежегодно поставляется в газопровод. В Европе шахтный газ используется в газопроводе в Великобритании и Чехии.

Однако в большинстве стран основными препятствиями подобному использованию являются недостаточная концентрация каптируемого шахтного газа, недоступность газопровода в непосредственной близости от шахты и/или низкая цена на природный газ[3].

В отличие от использования в газопроводе, производство электричества из шахтного газа не требует очень высоких концентраций. Как правило, шахтный газ может использоваться в газовых двигателях или турбинах при содержании метана свыше 25% и при проведении предварительной очистки и сушки. Каптируемый газ наиболее часто используется в двигателях внутреннего сгорания, которые способны производить тепло- или электроэнергию.

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. Согласно данным за 2005г., 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.

2.2 Проект «APPIN & TOWER» в Австралии

Самая крупная электростанция, работающая на шахтном метане, начала свою работу десять лет назад в Австралии, в штате New South Wales. В качестве топлива для 94-х газовых двигателей внутреннего сгорания, каждый из которых мощностью в один МВт, используется шахтный газ трех подземных угольных шахт, принадлежащих компании ВНР Billiton. При разработке проекта было принято решение использовать модульные энергопроизводящие установки малой мощности, так как это позволяет оптимизировать нагрузку электростанции. При колебаниях подачи шахтного газа только необходимое количество двигателей находится в работе, функционируя со стопроцентной нагрузкой, в то время как остальные двигатели останавливаются. Подобный модульный подход часто применяется на действующих шахтах, где количество и концентрация шахтного газа подвержены постоянным колебаниям. Помимо оптимизации нагрузки использование небольших модулей, заключенных в контейнеры, удобно из-за возможности дистанционной сборки, легкости перемещения (например, на другую шахту) и возможности постепенного наращивания мощности[2].

2.3 Шахтный метан: эффективная утилизация на примере Вайоминга

Утилизация запасов шахтного метана, расположенных на территории угольного бассейна Паудер Ривер (Powder River Basin) в штате Вайоминг, которая реализована на основе микротурбин Capstone, наглядно демонстрирует преимущества экологически чистых энергетических технологий для сохранения естественного состояния окружающей среды при одновременном соблюдении экономических законов построения и развития прибыльного бизнеса, связанного с удовлетворением растущих потребностей в природном газе.

Инновация -- это синоним производства шахтного метана. С самого начала его промышленной добычи в середине 70х годов, применение инновационных технологий позволило сделать этот процесс экономически выгодным способом производства природного газа.

Экспоненциальный рост потребления газа привел к смещению фокуса интересов со стороны энергетических компаний и рыночных инвесторов от сырой нефти в сторону природного газа. Расчеты показывают, что объем потребления газа в США вырастет до 1 триллиона м3 в год к 2010--2015 годам. Следовательно, пришло время активно наращивать добычу. Как же микротурбины вписываются в эту картину?

Представим себе вытянутую область длиной более 100 километров, пересекающую графства Кэмпбелл, Джонсон и Шеридан штата Вайоминг. По оценкам экспертов, недра региона содержат более 700 миллиардов м3 газа, что сравнимо с разведанными запасами в Мексиканском заливе. Только в течение последних нескольких лет Паудер Ривер занял лидирующие позиции по добыче шахтного метана благодаря усилиям нескольких независимых нефтегазовых компаний, среди которых можно выделить CMS Energy.

В соответствии с топографическими особенностями региона перед тем, как добыть газ, угольные пласты должны быть обезвожены. Компания CMS Energy ежегодно бурит сотни скважин для того, чтобы с помощью устанавливаемых на этих скважинах насосов вести откачку пластовых вод. При этом насосные группы периодически перемещаются между группами скважин, расположенными на площади в 2000 км2, многие из которых находятся в километрах и десятках километров от ближайшей линии электропередачи.

Исходя из этих условий, компания CMS Energy остановила свой выбор на микротурбинах Capstone и в настоящее время эксплуатирует в непрерывном режиме парк из десятков модулей. Компактный дизайн и модульная конструкция микротурбин, позволяет свести к минимуму процедуры перемещения и запуска турбогенератора на новом месте. В качестве топлива в большинстве случаев используется шахтный метан, но иногда и пропан (на период подготовки скважины).

Со слов управляющего директора Джима Волката, микротурбины позволяют компании не просто генерировать электроэнергию в местах ее потребления, но и делать это с учетом строгих ограничений по выбросам оксидов азота и других парниковых газов, установленных администрацией штата Вайоминг.

До применения микротурбин компания CMS Energy использовала дизельные поршневые двигатели для энергоснабжения удаленных скважин. Однако, сопровождение таких установок сопровождалось существенными расходами на транспортировку топлива и проведение частых регламентных работ. Кроме того, экологические нормы требовали установку дополнительных фильтров.

Использование микротурбин Capstone позволило на порядок сократить выбросы оксидов азота без какой-либо дополнительной обработки выхлопных газов и свести к минимуму расходы на сопровождение генерирующего оборудования[2].

Согласно официальной статистике Американского Агентства Защиты окружающей среды, генерирующие мощности, расположенные на территории штата Вайоминг, выбрасывают в атмосферу 2.4 грамма NOx при производстве 1 квт-часа электроэнергии. И это, включая экологически чистые гидроэлектростанции. В соответствии с актуальными требованиями администрации штата, новые генерирующие мощности должны удовлетворять уровню выбросов не выше 1.4 грамм NOx на 1 квт-час. Получение разрешительных документов занимает не менее 30 дней и для генерирующего оборудования, превышающего указанных уровень, требует публичного обсуждения в течение неопределенного времени. Уровень выбросов NOx микротурбин, эксплуатируемых компанией CMS Energy, не превышает 0.3 грамм на 1 квт-час.

Применение электронных систем контроля и каталитической очистки выхлопа на поршневых двигателях существенно увеличивает их стоимость и экономически оправдано только на наиболее мощных моделях. Но при условии постоянного ужесточения экологических требований, инвестиции в такое оборудование оцениваются потенциальными пользователями как сильно рискованные. Решение проблемы в виде ограничения по времени работы еще более ухудшает экономику применения поршневых двигателей.

По мнению Джима Волката, микротурбины идеально соответствуют технологии добычи шахтного метана. «Снимаете модуль с грузовика, подключаете к газовой трубе и нагрузке и запускайте. Никаких фундаментов, никакого масла или антифриза. И мы используем газ прямо из скважины. Зачастую доставка до места занимает больше времени, чем пуск», -- комментирует он.

Ключевое преимущество микротурбин -- гибкость по отношению к топливу. На подготовительном этапе одна или несколько микротурбин могут использовать пропан для откачки воды из угольных пластов. После того, как достаточно количество газа начинает поступать из скважин, те же микротурбины переключаются на метан простым нажатием управляющей клавиши на панели управления микротурбины.

Безусловно, распределенная генерация не может конкурировать с большими электростанциями, работающими на угле в части себестоимости энергии, но расходы и время, затрачиваемые на прокладку линий, не позволяют обеспечить необходимую динамику развития.

«Проще говоря, преимущество этой новой экологически чистой технологии состоит в возможности обеспечения энергией тогда и где это необходимо, без головной боли, связанной с получением разрешений, сопровождением и авариями», -- резюмирует Джим Волкат.

Успех, достигнутый в результате применения микротурбин в Вайоминге, носит универсальный характер и может тиражироваться нефтегазовыми компаниями в других угледобывающих регионах по всему миру.

2.4 Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ, возможности утилизации шахтного метана

Конференция 19-20 июня 2006г. в г. Кемерово по утилизации шахтного метана показала, что имеется много технических решений использования шахтного метана. К сожалению, в большинстве докладов не рассматривались экономические и законодательные вопросы реализации этих проектов. Большие надежды участники конференции, как и многие другие ученые, политики, журналисты и руководители угольных шахт возлагают на предоставляемые возможности механизма Киотского протокола. При этом не все различают политические и экономические решения по данным проектам. Рассмотрению данных вопросов с учетом опыта ФРГ, где достигнуты наилучшие в мире результаты по утилизации шахтного метана и реализации принципов Киотского протокола [13], и посвящен данный обзор. На начало 2006г. только в Рурском бассейне работали более 130 контейнерных ТЭС на шахтном газе с установленной мощностью более 150 МВт электрической энергии (на шахте «Антрацит Иббенбюрен» кроме четырех КТЭС действует еще стационарная установка мощностью 27 МВт). Большинство из них установлено на отработанных шахтных полях, где их показатели примерно на 20 % лучше, чем на активных шахтах. В мае 2006г. фирма Эмиссионс-Традер ЕТ подала заявки на 55 эмиссионных проектов по шахтному газу. Два из них (г. Херне) уже полностью признаны и функционируют как «утилизационные -- эмиссионные проекты»; они, по нашей информации, на данный момент единственные в мире реально действующие эмиссионные проекты на шахтном газе, соответствующие всем критериям Киотского протокола [13]. То есть в ФРГ шахтный газ используется уже в больших промышленных масштабах и Киотский протокол уже действует в рамках ЕС и развивающихся стран.

Интенсивное внедрение КТЭС стало возможно благодаря:

-- закону ФРГ о возобновляемых видах энергии, гарантирующего передачу электроэнергии в сеть по цене около 7 евроцентов за 1 кВт-ч в течение 20 лет;

наличию Указаний Земли Северная-Рейн-Вестфалия об использовании установок на шахтном газе, позволяющих использовать шахтный газ при любой концентрации метана, если содержание кислорода меньше 6 %, что наблюдается практически всегда на отработанных шахтных полях;

активной поддержке правительства Земли Северная-Рейн-Вестфалия и методическому, инженерному сопровождению немецкого института прикладных исследований УМЗИХТ (Государственного института экологии, безопасности и новых видов энергии).

Широкомасштабное использование в ФРГ шахтного газа для выработки электроэнергии выявило и имеющиеся проблемы:

--на отдельных закрытых шахтах газ после 3-5 лет работы резко убывает, падает концентрация, происхождение шахтного газа еще недостаточно изучено, интенсивность отсасывания газа следует оптимизировать; бурение скважин на полях закрытых шахт является очень рискованным, сложным и дорогостоящим;

- на действующих шахтах среднее время работы КТЭС не превышает 7 000 ч в год, причины: технологические и профилактические работы в шахтах, а также нестабильность концентрации СН4, периодическое ее снижение ниже 25-30%;

резкое возрастание эксплуатационных затрат при длительной концентрации СН4 менее 30 % в шахтной смеси (сравнимо с работой автомобиля на первой передаче);

большие капитальные (1 млн евро за 1 МВт) и эксплуатационные затраты (более 200-300 тыс. евро в год на 1 МВт):

электрическую и тепловую энергию из-за отсутствия потребителей не всегда можно использовать.

Дополнительные возможности утилизации шахтного газа предоставляет Киотский протокол. По нашим оценкам, действующие и прогнозируемые цены до 2012-2017гг. могут дать дополнительную прибыль в размере 2-6 евро-центов за 1кВТ'Ч электроэнергии.

Сегодня никто не знает, какими будут цены на ECB/ERU в 2008-2012 гг. На этот счет имеется много предположений, которые зачастую не имеют никакой связи с фактическими данными рынка. В целом следует различать сертификаты, которыми уже торгуют ЕС, и сертификаты, которые будут продаваться после 2008 г во всем мире в рамках торговли по Киотскому протоколу[1]. Торговля эмиссионными сертификатами в ЕС -- достаточно замкнутая система, условия которой после 2008г. существенно изменятся. Из-за задержки ратификации Киотского протокола [13], отдельными развивающимися странами и еще ограниченного эмиссионного рынка сертификаты CCB/CER из проектов МЧР/CDM производятся пока в небольших количествах. Поэтому в ЕС в настоящее время любые незначительные политические и экономические изменения значительно влияют на неустойчивый рынок эмиссионных сертификатов. В конце апреля 2006 г. цены на сертификаты уже достигли 30 евро за 1 т СО2 и прогнозы были на 40-50 евро, но в первой декаде мая цены в ЕС упали до 9 евро за уже реализованные снижения эмиссий, а в конце июня стабилизировались на уровне 15 евро.

Однако с 2008г. рынок эмиссионных сертификатов значительно увеличится, возрастет число покупателей и продавцов, сертификаты можно будет получать и из проектов совместного осуществления (ПСО/Л), и цены должны стабилизироваться. На сертификаты с 2008г прогнозируются цены от 6 до 15 евро, если речь идет о скупке большого количества и соответствующих гарантиях их поставок при продаже сертификатов вперед (фьючерсные сделки). Стоимость сертификатов, полученных по проектам от закрытых шахт, будет дороже, чем от действующих шахт из-за значительно большего риска нарушения выполнения договора поставок сертификатов с этих шахт. Штрафы могут в несколько раз превышать договорную цену, договоры заключаются по 2012-2017г.г.

Не все действующие сегодня утилизационные проекты могут быть признаны эмиссионными, они должны соответствовать всем критериям Киотского протокола регистрация эмиссионного проекта до начало утилизации:

- наличие зарубежного инвестора или покупателя эмиссионного сертификата уже на стадии регистрации проекта :

- отсутствие государственных дотаций;

- без продажи эмиссионных сертификатов утилизационный проект реализовываться не будет из-за отсутствия экономического интереса или по другим причинам (законодательным, техническим и др) ;

-- прозрачность всего проекта (инвесторы, покупатели, экономические показатели, аудиторы, доступность полной информации в интернете).

Из-за отсутствия в странах СНГ закона о сбыте электроэнергии, полученной от утилизации шахтного газа, сегодня невозможно провести полную экономическую оценку различных технологий утилизации. Шахте нужно двойное электроснабжение, рассчитанное на определенную установленную мощность потребителей, и владельцы энергосети не допустят, чтобы шахты перешли на собственное электроснабжение, сохраняя их электросеть в качестве резервной. Безусловно, что без законодательной директивы они могут по очень низким ценам закупать излишки шахтной электроэнергии в свою сеть и по завышенным ценам предоставлять шахтам свою энергосеть в качестве резервной. Данный вопрос требует законодательного решения. И следует говорить не о цене электроэнергии для потребителя, а о законодательной (согласованной) цене передачи дополнительной энергии в местную сеть и о стоимости резервного электроснабжения шахты из местной энергосети. Без законодательного решения региональные энергосети не допустят широкого распространения, а выработки электроэнергии из шахтного газа, так как это противоречит их экономическим интересам.

К технологии утилизации ближайшего будущего не следует относить и проекты по сжиганию газа вентиляционной струи, этот вопрос технически еще не решен. В настоящее время ни на одной шахте мира данные установки не работают, экспериментальная работа подобных установок в других отраслях экономически себя не оправдывает. Информация в прессе о подобных проектах была недостоверной, разработчики выдают желаемое за действительное, а трудности финансирования эксперимента задерживают его реализацию.

Доработка этих инженерных предложений до серийного производства потребует еще более пяти лет, а Киотский протокол действует в настоящее время только до 2012 г., то есть только до этого времени можно реально учитывать доходы от снижения выбросов.

Таблица 1- Ориентировочная сводная таблица по различным технологиям утилизации шахтного метана (опыт ФРГ)

Показатели	КГУУ 5/8	Котельная	Конт. ТЭС
Оптимальная мощность, МВт	5 тепла	15 тепла	1,35 эл.
Расход метана, 100% СН4, м3/мин	8,36	25	6,27
Реальное количество часов работы в году	7.700	2.000	6.000
Получаемые снижения эмиссий СО2 т/год	50.000	65.000	37.000
Количество снижаемых эмиссий СО2 т/г на 1м3/мин сжигаемого 100 %СН4 в установке из перерасчета 7.700 часов в году работы	6.000	700	4.600
Капитальные затраты всего проекта*, евро	400.000	500.000	1.300.000
Годовые эксплуатационные затраты, евро/г	50.000	70.000	300.000
Снижение СО2 т/г на 100.000 евро капзатрат	12.500	13.000	2.800
Снижение СО2 т/6 лет на 100.000 евро всех затрат по 2012 г	43.000	43.000	7.200
Дополнительный доход к снижению эмиссий	Дегазация	Тепло	Электро- и теплоэнергии

2.5 Возможность утилизации шахтного метана в России

При оценке различных технологий следует правильно учитывать требуемые затраты. Для утилизации метана надо его предварительно каптировать, как правило, это требует значительных дополнительных затрат по шахтной дегазации, чтобы концентрация метана превысила 25-40%, что требуется по существующим технологиям утилизации. Применяемое импортное утилизационное оборудование требует сертификации, доставки, растоможивания с уплатой таможенной пошлины и НДС. Почему-то проектные организации на предварительной проработке не хотят учитывать данные затраты или принимают их заниженными в несколько раз. Как правило, не учитываются или значительно занижены и общие затраты по проекту: дополнительные мероприятия по дегазации, документация, разрешения, насосы, трансформаторы, эксплуатационные затраты, дополнительные измерительные и контрольные приборы ликвидации проекта, ежегодные затраты по сертификации полученных эмиссионных снижений. Эксплуатационные затраты в ФРГ по контейнерным ТЭС превышают 300тыс. евро в год на 1 МВт электроэнергии. Вероятно, что и в странах СНГ они не будут значительно ниже. Возможно, это является одной из причин того, что ни одна из американских контейнерных ТЭС фирмы Катерпиллер, поставленных 5-9 лет назад в Кузбасс, Воркуту и Донбасс, так и не начала работать[1].

Киотский протокол дал дополнительную возможность проверки эффективности всех предложений по поставке оборудования для выработки электроэнергии: производитель-поставщик не продает оборудование, а инвестирует его в проекты совместного осуществления (ПСО) и получает отчисления от прибыли. Такие предложения делает группа немецких поставщиков КТЭС и организаторов ПСО (немецкие фирмы Демета, А-ТЕС Анлагентехник, Эмис-сионс-Традер ЕТ, Про-2 Анлагентехник совместно с СП -Новая энергетика- в Кемерово, «Эко-Альянс» в Киеве, «Кар-Метан" в Караганде). Мы предлагаем шахтам покупать наше оборудование или совместно осуществлять ПСО с нашим финансированием до 100%. При собственном инвестировании и зависимости от конечного результата каждый поставщик кооперационных установок начинает более конкретно рассчитывать конечные результаты.

Из-за некачественной газовой смеси на действующих шахтах в ФРГ полностью вышли из строя уже 10 газогенераторных моторов. Действующие в ФРГ системы стимулирования шахт по качественному и стабильному снабжению ТЭС газом недостаточно эффективны, и 7 евроцентов за 1 кВт-ч уже не всегда покрывают фактические производственные затраты эксплуатационных фирм КТЭС.

Особенно следует остановиться на стоимости финансирования эмиссионных проектов ПСО/Л- Инвестирование в утилизацию газа действующей шахты в сравнении с другими эмиссионными проектами по критериям инвесторов является наиболее рискованным вложением денег, что отражается на стоимости капитала. При заключении данных проектов в настоящее время, с передачей сертифицированных сертификатов начиная с 2008-2009 годов, инвесторы хотят получить за финансирование до 50-70% от возможной прибыли или предлагают только до 6-7 евро за 1 т СО2. Поэтому важно, чтобы владельцы газа (шахт) также участвовали в финансировании ПСО, это повысит их ответственность за качество газа и снизит затраты.

3 Утилизация шахтного метана

3.1 Оборудование по утилизации шахтного метана. Сепаратор СЦВ-7

Учитывая положительный опыт угледобывающих отраслей промышленности ряда государств, можно предположить, что в ближайшее время на подземных работах найдут широкое применение очистные комплексы для производства угля на протяженных выемочных участках с длиной лав 250- 300 м. На таких участках ожидается повышенная среднесуточная добыча угля. Но, такие нагрузки на очистные забои в метанообильных шахтах РФ, Украины не всегда могут быть достигнуты по газовому фактору, поскольку согласно требованиям действующих нормативных документов метаноносность пластов в этом случае ко времени их отработки должна быть не выше 9 куб.м/т (РФ). В пластах с более высокой метаноносностью, такая добыча угля возможна только при использовании комплекса современных способов проветривания выемочных участков и средств снижения метановыделения из основных источников, в том числе и применение высокопродуктивных средств дегазации разрабатываемых пластов с эффективностью дегазации не менее 40-50%. При этом, нижнее значение упомянутой эффективности подземной дегазации пласта в настоящее время является предельно достижимой величиной, а верхнее (50%) может быть обеспечено в случаях применения гидроразрыва пласта или более эффективных гидроимпульсных методов повышения газоотдачи угольного массива в дегазационные скважины. Но, гидроимпульсные методы практического применения на шахтах пока не получили из-за отсутствия серийно выпускаемых средств воздействия на массив угля с целью повышения его газопроницаемости, хотя технические решения по способам и параметрам обработки угольных пластов с целью повышения их газопроницаемости и газоотдачи научно обоснованы. Анализ показателей подземного способа добычи угля на метаноносных месторождениях России свидетельствует о том, что, например, в 2000 г. среднедействующее число метанообильных очистных забоев на шахтах различных угольных компаний с достаточно сложными горно-геологическими условиями достигало 3, а на таких высокопроизводительных шахтах, как “Воргашорская” и “Распадская” - 5, средняя длина лав составляла 138- 199 м, добыча угля из действующего очистного забоя - 1276-3215 т/сут при скорости подвигания лав 43-99 м/мес. Длина лав на российских шахтах в 1,6-1,9 раза меньше, чем в высокопроизводительных шахтах США. Даже на шахте “Распадская” средняя длина очистных забоев, равная 199 м, короче в 1,6 раза, а среднесуточная добыча угля в 6-13 раз меньше, чем на лучших шахтах США.

На российских шахтах, 77% из которых метанообильны, влияние газового фактора на производительность очистных забоев весьма ощутимо, поскольку угольные месторождения, расположенные на территории России, наиболее метаноносные в мире. В среднем в каждой тонне российского угля заключено 8,3 кг метана, что в 1,7 и 2,4 раза выше, чем в природных углях США и Австралии соответственно. Поэтому фактору газа должно уделяться больше внимания, причем дегазации следует подвергать не только сближенные пласты, но и разрабатываемые, поскольку интенсивная выемка угля комбайнами приводит к обильным выделениям метана из обнажаемых поверхностей пласта и отбиваемого угля. Например, при снижении метаноносности пласта за счет его дегазации на 2 куб.м/т и отбойке 10 т угля в минуту метановыделение в призабойном пространстве лавы будет уменьшено на 15-20 куб.м/мин и фактор газа в меньшей степени будет лимитировать производительность угледобывающей техники, повысится и коэффициент машинного времени, что весьма положительно скажется на показателях работы комплексно-механизированных забоев.

При разработке рекомендаций по способам и параметрам дегазации угольных пластов для обеспечения безопасной и высокопроизводительной работы очистных забоев необходимо учитывать горно-геологические условия залегания угольных пластов, информацию о глубине горных работ, газоносности и мощности пластов угля, прогнозных значениях метанообильности очистных забоев и планируемых объемах добычи угля, а также учитывать требования нормативных документов и методических указаний. Кроме того, необходимы современные буровые установки для бурения подземных длинных (до 350м) и сверхдлинных (до 1,5-2 км) скважин заданной трассы.

Рисунок 3.1 - Область применения сепаратора СЦВ-7

В работе предлагается программа по внедрению сепараторов СЦВ-7 в схеме утилизации метана - газа с различной концентрацией метана, который образуется в угольных пластах и концентрируется в стволах шахт при добыче угля. Техническое решение конструкции сепаратора позволило увеличить эффективность очистки воздуха до 99.99%. Содержание взвешенных частиц на выходе - 0, «воздух Кл.1 ГОСТ 17433-80». СЦВ-7 не имеет аналогов по своим техническим характеристикам.

Первый вариант использования сепаратора СЦВ-7. В целях обеспечения безопасности шахтеров, находящихся в забое, производится интенсивная вентиляция. Концентрация метана (горючих газов) в данном газовом потоке составляет не более 0,75% на выходе из шахты [12], что делает непригодным этот газ для дальнейшего использования. В данном случае сепаратор СЦВ-7 необходимо устанавливать на выходе вентиляционной шахты, для очистки выходящего воздуха от угольной пыли, что предотвращает загрязнение окружающей среды.

Второй вариант использования сепаратора СЦВ-7 в системе дегазационного трубопровода, когда метан по трубам подается на поверхность. Таким образом, происходит утилизация метана.

Такое решение вопроса позволяет:

- уменьшить количество метана в местах, где работают шахтеры;

-попутно добывать метан из угольных шахт.

Концентрация метана в дегазационном трубопроводе составляет порядка 25-40%, что делает возможным его дальнейшее использование в качестве топлива для газо-поршневых, газотурбинных установок, теплоэлектростанций. В данном случае также возникает проблема в работе вакуумного насоса и кроме того после вакуумного насоса газ необходимо подать в ГТУ, ГПУ, ТЭЦ, поэтому необходима его дальнейшая очистка. Данный вариант добычи горючих газов из шахт может применяться также на законсервированных угольных шахтах[5].

Основными элементами данного оборудования являются:

* эжектор;

* сепаратор СЦВ с накопительной емкостью;

* насос;

* иное вспомогательное оборудование.

Рисунок 3.2 - Сепаратор СЦВ-7 в схеме утилизации шахтного газа метана

Принцип работы элементов оборудования подготовки сжатого газа:

Рисунок 3.3 - Принцип работы элементов оборудования подготовки сжатого газа

Эжектор. Устройство, в котором происходит обмен энергиями между активным потоком (рабочим, эжектирующим) и пассивным потоком (эжектируемый) посредством их контакта с образованием в результате смешанного потока, имеющего энергию меньшую, чем активный и большую, чем пассивный. В качестве потока может быть использован газовый, жидкостной и газожидкостной потоки. Распределение давлений эжектирующего, эжектируемого и смешанного потоков по длине эжектора будет выглядеть следующим образом, где Рр - давление активной среды, Рн - давление пассивной среды и Рс - давление смешанной среды.

Эжектирующий поток перед контактом с эжектируемым потоком разгоняется в сопле. Далее в виде струи он поступает в приемную камеру, куда подается также эжектируемый поток. В результате наличия вязкостного трения на границе рабочей струи образуется струйный турбулентный пограничный слой (результат захвата - эжекции пассивного потока). Через этот слой происходит обмен энергиями между активным и пассивным потоками. Струя рабочей среды окружена струйным турбулентным пограничным слоем, нарастающим вниз по течению и сопровождающим ее, а также не захваченный еще пограничным слоем поток пассивной среды из приемной камеры поступают в камеру смешения. В камере смешения продолжается интенсивный обмен энергиями между активным и пассивным потоками, выравнивание профиля скоростей с некоторым повышением статического давления потока по течению. При этом активный поток замедляется, а пассивный разгоняется. Смешанный поток из камеры смешения вытекает в диффузор, где происходит его торможение, сопровождающееся дальнейшим возрастанием статического давления до величины, определяемой сопротивлением оборудования, в которое нагнетается смешанная среда.

При изменяющемся массовом расходе пассивной среды (Gн) и неизменных параметрах рабочей (Рр, tр) работа эжектора характеризуется зависимостями Рс = f(U) и Рн=f(U), приведенными на рисунке, которые называют характеристиками. Рс - давление смешанной (сжатой) среды, которое может обеспечить эжектор, Рн - давление эжектируемой среды на входе в эжектор, U - массовый коэффициент эжекции, равный отношению расходов эжектируемой и рабочей сред: Gн/Gр.

Характеристики состоят из двух зон, то есть соответствуют двум режимам работы аппарата: допредельному и предельному. Характеристика вида Рс=f(U) имеет пологую и вертикальную ветви. Точки характеристики, лежащие на пологой ветви отвечают допредельным режимам, то есть таким, в которых подача эжектора зависит от его противодавления. Точки характеристики на вертикальной ветви отвечают предельным режимам работы эжектора, то есть таким, в которых его подача не зависит от его противодавления. Предельные режимы работы определяются достижением эжектируемым или смешанным потоками критической скорости в каком-либо сечении проточной части аппарата.

Рисунок 3.4 - График режима эжектора

Предельные режимы работы эжектора возникают в случае, если фактическое противодавление (Pc)ф=f(U) не превышает предельное (Рс)пр=f(U). Рабочими режимами работы эжектора в многоступенчатых пароэжекторных вакуумных насосах являются предельные. Расчетный режим эжектора при его проектировании определяется точками пересечения предельной и фактической характеристик (точки А и Б).

Энергетическая эффективность струйного аппарата характеризуется коэффициентом эжекции (U): отношением расхода пассивной среды, который эжектируется единицей расхода рабочей среды, то есть: U=Gн/Gр. Чем больше U при выбранных параметрах потоков, тем эффективней аппарат.

В паровом или газовом эжекторе может быть достигнута степень повышения давления пассивного (Рс/Рн) потока равная = 20. При таких высоких значениях степеней повышения давления коэффициенты эжекции очень малы, соответственно и расходы рабочего пара для таких условий слишком велики. Поэтому обычно при конструировании одиночного эжектора его степени повышения давления пассивной среды ограничивают величинами от 3 до 6. При таких степенях повышения давления коэффициенты эжекции обычно равны значениям в диапазоне: 0.6-0.2, соответственно, расходы рабочего пара для сжатия единицы массы эжектируемой среды составляют 1.7-5.

Часто "степень повышения давления" эжектируемой среды в струйном аппарате (Рвх/Рвых) ошибочно называют "степенью сжатия", которая равна отношению удельных объемов (Vвх/Vвых). Равенство отношений давлений и объемов может иметь место только при изотермическом процессе в аппарате. В действительности реальный процесс в эжекторе происходит с повышением температуры, то есть является политропным, поэтому степень повышения давления в эжекторе не равна степени сжатия.

Сепаратор. Подбирается по модификации, в зависимости от производительности и необходимого давления.

Насос. Необходимы параметры насоса по давлению и производительности, а также по используемой жидкости и ее плотности.

Иное вспомогательное оборудование. Дроселирование газового потока. После сепаратора газ выйдет на точке насыщения. Если произвести компремирование газа до 10атм, то растворенная влага в газе составит 1350мг/кг, при сбросе давления до 6атм. количество растворенной влаги будет соответствовать точке росы на 7 градусов меньше.

Эжектор нашел свое применение и в нефтяной промышленности. Для утилизации низконапорных нефтяных газов можно использовать насосно-эжекторные установки, важной частью которых является жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ). Принцип работы заключается в следующем: насос откачивает рабочую жидкость из сепаратора и подает ее на эжектор, который откачивает и компремирует газ. Газ может отбираться из установки комплексной обработки нефти, концевых ступеней сепарации, блока очистки сточных вод, сырьевых резервуаров. Образовавшаяся газожидкостная смесь из эжектора направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от рабочей жидкости. Отсепарированный газ из сепаратора под давлением достаточным для подачи потребителю, поступает в систему газосбора. Рабочая жидкость вновь откачивается насосом из сепаратора и подается к эжектору. Таким образом, рабочая жидкость непрерывно циркулирует по контуру «сепаратор - насос - эжектор - сепаратор», осуществляя при этом откачку, компремирование и транспорт газа. В качестве рабочей жидкости могут применяться техническая вода, различные водные растворы, нефть.

Использование эжекторного компремирования обладает следующими преимуществами перед компрессорными станциями:

- высокая эксплуатационная надежность;

- отсутствие движущихся частей;

- незначительные капитальные затраты и численность обслуживающего персонала.

Кроме того, в сепараторе эжекторного типа дополнительно утилизируется газовый конденсат, который на обычном компрессоре безвозвратно теряется.

Рисунок 3.5 - Схема эжектора

Малогабаритные центробежно-вихревые сепараторы СЦВ-7/159, СЦВ-7/219, СЦВ-7/250

Характеристики:

Высокая степень сепарации (99,99%) при любом давлении и производительности.

Отсутствие сменных фильтрующих элементов.

Рабочая среда - воздух, газ, газожидкостная смесь.

Содержание жидкости на выходе, г/м3 - 0.

Содержание взвешенных частиц на выходе - соответствует «воздух Кл.1» ГОСТ 17433-80

Потеря напора, МПа (мм. вод.ст.) - не выше 0,003 (300).

Не требует освидетельствования в органах Госгортехнадзора (Постановление от 11.06.03 г. № 91 Госгортехнадзора РФ).

Малые размеры и вес (до 50 кг).

Устойчивая работа в пробковом режиме;

Способ удаления взвеси - через сливной вентиль или самотеком

Гарантийный срок эксплуатации - 10 лет

Под заказ СЦВ могут исполняться на любое давление и производительность, в нержавеющей стали, а также комплектоваться автоматикой или механикой слива.

Преимущества:

* очистка как воздушного (газового), так и газожидкостного потоков, способен осуществлять разгазирование жидких фаз;

* высокая эффективность очистки - «воздух Кл.1 ГОСТ 17433-80»;

* степень сепарации - 99,99% при любом давлении и производительности;

* отсутствие сменных фильтрующих элементов;

* широкий диапазон нагрузок;

* устойчивая работа в пробковом режиме;

* низкая металлоемкость;

* малые размеры и вес;

* гарантийный срок эксплуатации составляет 10 лет.

Базовые сепараторы не подлежат освидетельствованию в органах Госгортехнадзора.

По желанию заказчика сепаратор может быть изготовлен:

* на любое давление и производительность;

* с различными присоединительными фланцами;

* из нержавеющей стали.

Так, сепараторы СЦВ-7 используются в схеме утилизации шахтного газа - газа с различной концентрацией метана, который образуется в угольных пластах и концентрируется в стволах шахт при добыче угля, а также, выделяется законсервированными угольными шахтами. Выброс метана в атмосферу оказывает губительное влияние на окружающую среду и является одной из причин возникновения явления глобального потепления на планете (его воздействие на окружающую среду в 21 раз выше чем у СО2). В настоящее время внедряется масштабная программа по конверсии шахтного газа, проводимой Донецкой шахтой им. А.Ф. Засядько, которая стала одной из первых в Украине по дегазации горных массивов и последующей безвредной утилизации спутника угля - метана. Шахтный газ будет служить источником энергии для 22-х когенерационных систем с суммарной тепловой и электрической мощностью 131 МВт. Вырабатываемое тепло и электроэнергию предполагается использовать для нужд производственных комплексов шахты и жилых массивов Донецка. Данный проект стал возможным благодаря оборудованию, установленному:

- на обводной ветви вентиляционного ствола в разрыв существующего дегазационного трубопровода для очистки природного шахтного газа от влаги и угольной пыли, с целью обеспечения бесперебойной дегазации шахты;

- на поверхности перед вакуумно-насосной станцией, с целью снижения концентрации угольной пыли в газовой смеси для увеличения срока службы вакуумных насосов.

Одной из перспективных программ использования сепараторов СЦВ-7, является их применение в нефтегазовой отрасли. При разработке новых нефтегазовых месторождений выделяемый попутный нефтяной газ (ПНГ), как правило, утилизируется путем сжигания из-за отсутствия оборудования, способного качественно отделить имеющийся в газе газоконденсат, что наносит значительный вред экологии. Очищенный газ может быть использован как продукт для реализации или в качестве топлива для газо-поршневых или газотурбинных электростанций, в целях его дальнейшей генерации в электроэнергию.

Сепараторы СЦВ-7 применяются практически на всех предприятиях, использующих компремируемый воздух, для его очистки от капельной, мелкодисперсной, аэрозольной влаги и механических примесей. После компрессоров сжатый воздух, как правило, содержит капли воды, и мельчайшие частицы пыли, которые свободно проходят через фильтры. Под воздействием этой смеси выходит из строя оборудование. Влага приводит к износу и коррозии пневматического оборудования, при этом понижается и качество продукции, появляется брак, возникают дополнительные расходы на запчасти и ремонт, вплоть до остановки производственного процесса. Проведенные компанией маркетинговые исследования показывают, что востребованность данного оборудования является очень высокой. Только по приоритетному направлению, - топливно-энергетическому комплексу, - для производимого компанией оборудования открывается обширный рынок сбыта. В первую очередь это связано с вводом в эксплуатацию новых скважин, которые должны комплектоваться, в соответствии с современными требованиями, оборудованием, позволяющим проводить качественную первичную подготовку газового углеводородного сырья, и, в особенной степени, попутного нефтяного газа, для целей его промышленной утилизации. Исследования показывают, что нефтяными компаниями в год вводится в эксплуатацию более 4000 скважин. По газодобывающим компаниям ситуация аналогична. ОАО «Газпром», имея порядка 10000 скважин, в год вводит в эксплуатацию около 200 новых. С учетом доли «Газпрома» (90%) в общем объеме добычи, можно сделать вывод, что газодобывающие компании вводят более 3600 скважин в год. По экспертным оценкам вновь вводимые объекты комплектуются на 55-70% оборудованием, созданным по новым технологиям.

3.2 Программа внедрения сепаратора для очистки попутного газа

Предлагаю перспективную программу, направленную на предотвращение нанесения ущерба окружающей среды и использование дополнительных энергетических ресурсов.

В последнее время, проблемы связанные с экологией приобрели чрезвычайно острый характер. При этом, одними из самых животрепещущих являются вопросы, связанные с вредными выбросами в атмосферу твердых и жидких частиц, которые имеют место во многих видах производств и технологий. Очистные сооружения большинства промышленных предприятий уже не соответствуют международным стандартам по допустимым промышленным выбросам.

На территории Краснодарского края данная проблема особенно остро стоит перед нефтедобывающими предприятиями, которые путем сжигания утилизируют добываемый попутный газ. В результате окружающая среда и население подвергаются воздействию экологически вредных продуктов сгорания попутного нефтяного газа, в том числе и канцерогенных, что приводит к существенному повышению заболеваемости населения в регионе нефтедобычи. За год, в целом по России в результате сжигания попутного нефтяного газа в атмосферу выбрасывается 400 тыс. тонн вредных веществ - окиси углерода, окислов азота, углеводородов, сажи. В то же самое время платежи за загрязнение окружающей среды от выбросов попутного газа не превышают 0,8-1,2% от стоимости реализуемой нефти и только мизерная доля этих средств остается в распоряжении Администрации края и как-то покрывает ущерб, наносимый экологии региона.

При разработке новых месторождений и бурении скважин добываемый попутный газ утилизируется путем сжигания. Основной причиной такой утилизации попутного газа является экономическая нецелесообразность его использования, а именно:

- добываемый попутный газ имеет значительные примеси в виде влаги, газоконденсата и нефти, в связи, с чем газ без дополнительной промышленной переработки неприемлем для использования;

- разрабатываемые скважины не привязаны к коммуникационным сетям в связи, с чем транспортировка газа потребует капитальных вложений, окупаемость которых без детального анализа скважины сомнительна.

Предлагаемое нами оборудование с высокой степенью эффективности очистит газовый поток от нефти, газоконденсата, влаги и механических примесей, таким образом, добываемый попутный газ может быть использован без дополнительной промышленной переработки, а выделенный газоконденсат и нефть использованы по назначению.

Очищенный газ может быть использован для реализации или в качестве топлива для газо-поршневых или газотурбинных электростанций.

Были проведены соответствующие испытания, которые подтвердили возможность работы следующей схемы: попутный газ - сепаратор - газо-поршневая электростанция - электроэнергия. Сегодня на территории Краснодарского края в Славянском районе (НГДП 6 ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз») ежедневно утилизируется путем сжигания порядка 1,5 млн.м3/сутки, а для выработки 1 кВт электроэнергии необходимо 0,5 м3 газа при использовании газо-поршневой электростанции (АРЗ «Синтур-НТ»), а при использовании более мощных двигателей или турбин необходимое количество газа еще меньше.

Проблема, что делать с газом, фракция которого почти всегда есть в нефтяных месторождениях, не считая попутного нефтяного газа, который растворен в нефти и выделяется при ее первичной обработке на скважинах, существует давно. Газ сжигают на месторождениях, иногда закачивают обратно в пласт для поддержания давления. Нами предлагается вариант использования попутного газа для выработки электроэнергии.

Исследования рынка показали, что сегодня такие нефтяные компании, как Лукойл, ЮКОС и Сургутнефтегаз объявили о своих планах производства природного газа. Руководители Лукойла даже говорят о своей цели производить 100 млрд. кубометров в год, в пересчете на нефтяной эквивалент - это примерно столько же, сколько нефти сегодня добывает этот крупнейший в стране ее производитель (хотя это в 5 раз меньше, чем добыча Газпрома сегодня). Понятно, что эти компании не стремятся получить убыточный сегмент к своему портфелю активов. Очевидно, что в будущем цены на внутреннем рынке повысятся до разумного уровня, и, конечно, эти компании хотят попасть в экспортную квоту Газпрома.