Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса

По ценам внутреннего рынка, которые сегодня установлены на весьма низком уровне, производство газа для поставки на внутренний рынок - убыточно. В этом году Газпром ожидает, что внутренний рынок принесет ему 15 млрд. руб. убытков. Повышение тарифов планируется на много лет вперед, оно будет постепенным, и цены явно не достигнут точки окупаемости в ближайшие годы. Газпром покрывает убытки за счет прибыли от экспорта газа, при этом общая добыча газа Газпрома сокращается на 1,5-2% в год. Тем не менее, Газпром заявляет о предстоящем увеличении поставок газа на экспорт в страны ЕС. Этим лишний раз подчеркивается отношение газовой монополии к убыточному внутреннему рынку - повышение экспорта возможно только за счет сокращения поставок на внутренний рынок.

В секторе электроэнергетики, в отличие от нефтяного и газового, уже существует рынок, на котором представлено большое число более-менее независимых производителей, есть ФОРЭМ, есть возможность заключать прямые договоры о поставках электроэнергии крупным ее потребителям. Есть и возможность экспортировать электроэнергию. Конечно, построить ЛЭП - это немалые капиталовложения, но все же значительно меньше, чем при строительстве магистрального газопровода. Отсюда - интерес нефтяных компаний к генерации электроэнергии. В Томске, например, где ЮКОС сотрудничает с РАО ЕЭС и местной энергетической компанией, у него немалые запасы природного газа. Отсюда интерес к крупным пакетам акций в региональных энергетических компаниях.

Таким образом, можно сказать, что нами выверен как технический путь решения проблемы попутного газа, так и экономический, так как в целом по России аналогичные намерения имеют крупные нефтедобывающие компании, что говорит о правильности выбранного пути.

4.Технологии разделения газов

4.1 Адсорбционная технология

В основе процесса адсорбционного разделения газовых сред лежит явление связывания твердым веществом, называемым адсорбентом, отдельных компонентов газовой смеси. Это явление обусловлено силами взаимодействия молекул газа и адсорбента. Работа адсорбционных газоразделительных систем основана на том, что поглощение компонента газовой смеси сильно зависит от температуры и парциального давления. Таким образом, регулирование процесса поглощения газов и регенерации адсорбента происходит путем изменения давления и/или температуры.

4.2 Криогенная технология

Принцип работы криогенных установок основан на сжижении воздуха и последующем его разделении на азот, кислород и аргон. Сначала воздух охлаждается до температуры 93° К и превращается в жидкость. Затем благодаря различию температуры кипения его компонентов (азот -- 77,36° К, кислород -- 90,18° К) выпаривается азот, а остающаяся жидкость всё более обогащается кислородом.

4.3 Мембранная технология

Основой мембранной технологии разделения газов является мембрана, с помощью которой происходит разделение газов. Современная газоразделительная мембрана представляет собой отнюдь не плоскую пластину или плёнку, а полое волокно. Для технологий мембранного разделения газов применяется современная половолоконная мембрана, состоящая из пористого полимерного волокна с нанесенным на его внешнюю поверхность газоразделительным слоем. Пористое волокно имеет сложную асимметричную структуру, плотность полимера возрастает по мере приближения к внешней поверхности волокна. Применение пористых подложек с асимметричной структурой позволяет разделять газы при высоких давлениях(до 6,5 MПа). Толщина газоразделительного слоя волокна не превышает 0,1 мкм, что обеспечивает высокую удельную проницаемость газов через полимерную мембрану. Существующий уровень развития технологии позволяет производить полимеры, которые обладают высокой селективностью при разделении различных газов, что, соответственно, обеспечивает высокую чистоту газообразных продуктов. Современный мембранный модуль, используемый для технологии мембранного разделения газов, состоит из сменного мембранного картриджа и корпуса. Плотность упаковки волокон в картридже достигает значений 500-700 квадратных метров волокна на один кубический метр картриджа, что позволяет минимизировать размеры газоразделительных установок.

Рисунок 4.1 - Схематическое изображение газоразделительного картриджа

Корпус модуля имеет один патрубок для входа исходной смеси газов и два патрубка для выхода разделенных компонентов.

Разделение смеси с помощью мембранной технологии происходит за счет разницы парциальных давлений на внешней и внутренней поверхностях половолоконной мембраны. Газы, «быстро» проникающие через полимерную мембрану (например, H2, CO2, O2, пары воды, высшие углеводороды), поступают внутрь волокон и выходят из мембранного картриджа через один из выходных патрубков. Газы, «медленно» проникающие через мембрану (например, CO, N2, CH4), выходят из мембранного модуля через второй выходной патрубок.

5 Разделение газов с помощью мембранной технологии

5.1 Экономическая целесообразность применения мембранной технологии

Мембранные технологии разделения веществ, отличающиеся высокой эффективностью при низких энергозатратах, малой материалоемкостью, мобильностью, модульной структурой и простотой управления, представляют собой новые наукоемкие перспективные технологии, ориентированные на активное практическое использование в XXI веке. Наука о мембранах является междисциплинарной и вбирает в себя знания, по крайней мере, в области физики кинетических явлений, физики и химии твердого тела, жидкостей и газов, полимерной Химии, биологии и экологии.

В настоящее время наряду с традиционными мембранными технологиями, такими как микро- и ультрафильтрация, обратный осмос, диализ, электродиализ, .динамично развиваются такие направления как первапорация, газоразделение, мембранная дистилляция, гибридные мембранные процессы.

Первые коммерческие разработки мембранной газоразделительной технологии были реализованы в 80-х годах в СССР, США, Франции и Японии. В настоящее время промышленно реализованы мембранные процессы разделения воздуха (получение технического азота и/или воздуха, обогащенного кислородом), выделения водорода в процессах химии и нефтехимии, выделение диоксида углерода, осушка природного газа. Мембраны используются также в создании регулируемой газовой среды для длительного хранения и транспортировки сельскохозяйственной продукции, при переработке биогаза и т.д.

Мембранное разделение газов и жидкостей вступает в следующий этап своего развития - в эру направленного дизайна новых высокопроницаемых полимерных и керамических материалов, сверхтонких мембран на их основе, отличающихся химической и биостойкостью, стабильностью при повышенных температурах, новыми функциями. Разрабатываются активные мембранные системы с подвижными и фиксированными переносчиками, отличающиеся высоким уровнем избирательности газоразделения и возможностью одностадийного разделения многокомпонентных смесей.

С появлением новых типов керамических мембран связывают развитие новых каталитических нанореакторных технологий, обеспечивающих экономичные и легко управляемые процессы переработки жидкого и газообразного сырья в ценные химические продукты. В связи с этим активно ведутся исследования и разработки функциональных мембранных систем для катализа (каталитические мембранные реакторы) и биотехнологии (активные мембранные системы с подвижными химическими и микробиологическими носителями). Сочетание микробиологических процессов с мембранными позволит смоделировать и реализовать, например, циклическую биоутилизацию СО2 с получением энергоносителей.

Особое внимание уделяется разработке прямых и обратных «сквозных» экспертных подходов в иерархии «полимер-мембрана-модуль-система-процесс», что, в целом, даст возможность значительно расширить круг задач, решаемых мембранной технологией[6].

Экономическая целесообразность применения мембранной технологии для производства азота (N2) Экономическая целесообразность применения мембранной технологии для производства кислорода (O2) Экономическая целесообразность применения мембранной технологии для производства водорода (H2)

5.2 Принципиальная схема работы мембранных установок

	Мембранная азотная установка
	Мембранная кислородная установка
	Схематическое изображение работы мембраного картриджа
	Производительность мембранного модуля в зависимости от чистоты азота при различных давлениях
	Чистота азота в зависимости от отношения потоков на входе и выходе мембранного модуля при различных давлениях

Мембранные азотные установки

Одним из основных видов продукции, выпускаемых компанией ГРАСИС, являются азотные установки на базе технологии мембранного разделения воздуха.

Установка азотного пожаротушения предназначена для тушения пожара при возгорании различных горючих веществ, горение которых не может происходить без доступа воздуха, например нефти, нефтепродуктов или газового конденсата, в замкнутых объемах и помещениях, а также для предотвращения возникновения пожаро- и взрывоопасных ситуаций на нефтегазодобывающих предприятиях.

Принцип работы установки азотного пожаротушения основан на инертных свойствах создаваемой воздушной смеси с содержанием азота 95-99%. При таком содержании азота в воздухе процесс горения становится невозможным. Газообразный азот, производимый газоразделительным мембранным блоком азотной установки пожаротушения, подаётся под давлением в ресивер, объём которого рассчитывается исходя из объема помещений и резервуаров, пожаробезопасность которых обеспечивает установка[10].

В случае возгорания происходит автоматическая подача азота в объём, где возник пожар. Это обеспечивает быстрое и надёжное тушение пожара без причинения какого-либо ущерба оборудованию и персоналу. Конструкция азотной установки пожаротушения также позволяет использовать вырабатываемый азот для продувки технологических объёмов, при этом происходит его автоматическое восполнение.

Азотное пожаротушение имеет ряд объективных преимуществ, которые связаны с простотой установки, легкостью обслуживания и ее высокой экономической эффективностью.

Техническая характеристика

Наименование параметра	Значение
Параметры азота на выходе из установки
-чистота азота, %	95-99,95
-объемный выход газовой смеси, нмі/ч*	5-5000
-давление, ати	5-40
-точка росы, °С	?40…?60
Температура окружающей среды
-во время работы, °С	+5…+40
-во время хранения, °С	?20…+50
Время выхода на рабочий режим не более, мин	10
Ресурс работы мембранных модулей (уменьшение производительности на 10%), тыс. часов	130-180

* производительность приведена к нормальным условиям (t=20° C, P=1 атм.)

Кислородные мембранные установки

Компания ГРАСИС производит на базе мембранной технологии высокоэффективные системы для получения кислорода из воздуха. Мембранные кислородные установки позволяют получать кислород чистотой до 50%, применение таких систем оказывается с экономической точки зрения очень эффективным. Заказчик получает воздух, обогащенный кислородом в требуемой концентрации (от 30 до 50%) и не переплачивает за ненужную ему высокую чистоту.

Принцип работы мембранных кислородных установок повторяет основу функционирования азотных мембранных систем -- он заключается в различной скорости проникновения азота и кислорода через материал мембраны. Отличие заключается в том, что в отличие от азота кислород является целевым продукт, который выходит под небольшим избыточным давлением.

Кислород чистотой до 50%, вырабатываемый воздухоразделительные мембранными установками, может использоваться в различных отраслях промышленности для решения широкого круга задач. Например, кислород такой чистоты применяется в тех. процессах на металлургических предприятиях, при сварке и резке металлов. Компании, занимающиеся разведением рыбы, выращиванием креветок, крабов и мидий используют мембранные кислородные установки в инкубационных целях.

Общие технические характеристики

Наименование параметра	Значение
Параметры кислорода на выходе из установки
чистота, %	30-45
производительность, нмі/ч*	3-5000
давление, ати	0,03-0,3
точка росы, °С	-60 - -70
Температура окружающей среды
во время работы, °С	+5 - +40
во время хранения, °С	-20 - +50
Время выхода на рабочий режим не более, мин	10
Ресурс работы мембранных модулей (уменьшение производительности на 10%), тыс. часов	130-180

6 Утилизация каптируемого шахтного метана

6.1 Утилизация вентиляционного газа

Выбросы метана через систему вентиляции в шахтах составляют наибольшую пропорцию от общего выброса метана процессе добычи угля. Ежегодно выбрасывается в атмосферу около 1,5 млрд. куб.м метана, что является эквивалентом 200 млн. т СО2.

В силу низкой концентрации метана в вентиляционном потоке (как правило, ниже 1 % СН4) полезное использование вентиляционного газа является затруднительным.

В вентиляционных выбросах угольных шахт содержится малоконцентрированный шахтный метан в количестве 0,5…2% от вентиляционного воздуха[11]. Утилизация метана является актуальной задачей, особенно для угольных регионов с шахтной добычей угля, таких как Кузбасс.

Малоконцентрированный шахтный метан можно использовать в системах подачи воздуха в топочных устройствах. Достаточно обоснованных предложений по сжиганию вентиляционного метана не существует, и технология его энергетического использования является новой и перспективной. Потенциальные объемы использования метана угольных шахт в Кузбассе в 2004 г. составляли 890 млн. м3 или около 2% по тепловому эквиваленту от добываемого на этих шахтах угля. Объемы каптажа метана на порядок меньше общей эмиссии и составляли в 2004 г. 52,6 млн. м3, т.е. в топливно-энергетический баланс региона по предварительным оценкам может быть потенциально вовлечено около 60 тыс. т.у.т высококалорийного экологически чистого топлива - газа с применением малозатратных технологий и свыше 900 тыс. т.у.т с применением новых технологий извлечения метана.

Прямое сжигание метана при этом практически невозможно и наиболее приемлемый путь - совместное сжигание с другими видами топлива и, прежде всего, с углем в котлах «малой» и «большой энергетики» на энергетических объектах, находящихся на приемлемом по технико-экономическим показателям расстоянии от шахты.

Предлагаемая технология должна разрабатываться по трем направлениям:

1) для улучшения горения рядового угля в традиционных угольных котлах;

2) для совместного сжигания в газомазутных котлах с углем ультрамелкого помола (до 15-20 мкм);

3) в котлах «большой энергетики» - подача воздуха с вентиляционным метаном в пылеугольную топку.

Каждое из направлений требует отработки технологии и технико-экономического обоснования её эффективности применительно к конкретным условиям.

При применении технологии сжигания вентиляционного метана, может быть достигнут ряд положительных эффектов в том числе:

- экологический эффект: сократятся прямые выбросы метана в атмосферу и при замещении им угля в котлах снизятся выбросы загрязняющих веществ СО2, NO, SO;

- энергетический эффект: улучшатся энергетические характеристики горения угля за счет поддува воздуха с дополнительным высококалорийным топливом, замещающим по эквиваленту сжигаемый уголь, что приведет к повышению к.п.д. оборудования;

- экономический эффект: в зависимости от концентрации вентиляционного метана может снизиться расход основного топлива - угля до 20% (на каждый кг угля расходуется 5ч10 кг воздуха с 0,.5…2% концентрацией метана), снизятся ущербы от выбросов метана, снизятся ущербы за счёт улучшения структуры топливно-энергетического баланса региона, снизится топливная составляющая в тарифе за счет использования «бросового» энергоресурса. И, наконец, использование механизмов Киотского протокола можно получить дополнительные финансовые ресурсы для реализации проектов по использованию вентиляционного метана[8].

На укрупненном теплоэнергетическом стенде проведены эксперименты по совместному сжиганию газа и угля микропомола, показавшие эффективность совместного сжигания газа и угля.

Эффективность совместного использования низко концентрированного шахтного метана в современных экономических условиях просматривается для энергетических объектов, удаленных от шахты на расстоянии, не превышающем 3 км, с учетом ущерба от выбросов метана и использования механизмов Киотского протокола.

6.2 Способ извлечения метана из вентиляционных струй шахт

Сущность технологии: извлечение метана из сжатой метановоздушной смеси вентиляционной струи путем низкотемпературной адсорбции с получением холода путем кристаллизационных процессов.

Способ позволяет: на основе комбинирования газогидратных и сорбционных энергозатратных процессов извлечь метан из вентиляционной струи шахты; одновременно с извлечением метана осуществлять и другие необходимые для шахты мероприятия - охлаждение шахтного воздуха и деминерализацию шахтной воды, компенсируя энергетические затраты одних процессов за счет избытка их в других[4].

Назначение: предотвращение выбросов метана вентиляционных струй шахт в атмосферу с целью улучшения экологической обстановки и его утилизация.

Область применения: газоносные угольные шахты.

Основные характеристики:

концентрация метана на выходе из установки - 100 %;

получение низких температур до - 50oС;

попутное получение пресной воды.

Рис. 6.1. Принципиальная схема: К - компрессор; Д - детандер; Аб - водяной барботажный абсорбер; Т - теплообменники; ХМ - холодильная машина; Ад - адсорберы; р - кристаллизатор; П - сепарационная промывочная колонна

6.3 Утилизация шахтного метана в газогенераторных установках с выработкой тепло- и электроэнергии

Рисунок 6.1 - Модульная газогенераторная установка

Газогенераторные установки выпускаются в модульном исполнении и включают систему подготовки газа, двигатель внутреннего сгорания и электрический генератор. Газогенератор потребляет метановоздушную смесь с концентрацией метана от 30% и выше.

При анализе технологии утилизации шахтного метана на «Шахте им. С.М. Кирова» рассмотрен вариант установки газогенераторной станции, включающей 7 газогенераторов с электрической мощностью каждого 1,021 МВт. Газогенераторы, поставляются в контейнерном исполнении и могут оснащаться устройствами утилизации тепла с производительностью 1,2 Гкал/МВт. Общий срок службы газогенератора составляет 150 - 250 тыс. часов[3].

Для обеспечения работы станции требуется дебит метана в объеме 4,5 м3/мин. (в пересчете на его 100% концентрацию)

6.3.1 Контейнерные ТЭС

Данный агрегат предназначен для выработки электроэнергии и дополнительно для производства тепловой энергии при использовании газа в качестве топлива. Для этого газ подается через систему трубопроводов на электрогенераторный агрегат.

Данный агрегат состоит из представленных ниже главных составных частей и узлов:

-контейнер (или корпус)

-Газовый двигатель с несущей рамой и генератором (генераторная установка)

-Система подачи газа

-Распределительное устройство, система управления

-Система охлаждения

-Система отвода отработанных газов

-Система подачи смазочного масла

-Приточно-вытяжная вентиляция

Стальной контейнер предназначен для размещения и монтажа всех элементов установки. Посредством использования стального контейнера была достигнута необходимая мобильность установки. Данный контейнер в пространственном отношении делится на две зоны:

Машинное отделение

Отделение распределительного устройства

В машинном отделении устанавливается непосредственно генераторная установка, а так же периферийное оборудование, необходимое для эксплуатации данной установки. В машинном отделении возле самого агрегата (мотором с регулятором газа и генератором) установлена система смазочного маслопитания, а также различные вспомогательный агрегаты. Машинное отделение оборудуется двумя входными дверями (одна на продольной боковой стороне, одна в отделении распределительного устройства) и одной двойной дверью на передней стороне. Данные двери оснащаются запорами аварийного срабатывания. К дополнительному оборудованию машинного отделения так же относятся осветительное оборудование и штепсельные розетки.

Отделение распределительного устройства включает в себя распределительное устройство для осуществления управления установкой и ее регулирования в целом. К дополнительному оборудованию отделения относятся осветительное оборудование, штепсельные розетки, а так же электрический тепловентилятор для обогрева отделения.

В отделении распредустройства находится распределительное устройство, которое состоит из шкафа управления (вкл. вспомогательные приводы) и элемента мощности.

Благодаря, расположенного, в отделении распределительного устройства установки управления и контроля установка рассчитана на продолжительный автоматический режим работы без привлечения персонала, при этом ежедневные контрольные операции с оптической и акустической проверкой отдельных деталей установки должны предотвращать неисправности.

Все необходимые для эксплуатации приборы контролируются автоматически, так что выход из строя отдельных секций машины ведет к отключению агрегата.

Обслуживание установки происходит преимущественно посредством панели OP170 центрального управления установкой, которая находится в отделении распределительного устройства.

Ориентировочная калькуляция по контейнерной ТЭС, 1,35 МВт, евро

	Наименование статей затрат, дохода		Евро, +/- 10%, примерно
1.	Капитальные затраты		оптимист	пессимист	среднее
1.1.	Конт. ТЭС, 1,35 МВт, от завода		600.000	750.000
1.2.	Контейнер с трафо 400/660В, (при необходимости)		20.000	100.000
1.3.	Контейнер компрессора с измер. аппаратурой		50.000	160.000
1.4.	Транспортные расходы		10.000	60.000
1.5.	Таможенная пошлина, 2 - 7%		13.600	74.900
1.6.	Сертификация		0	50.000
1.7.	Проектная документация, разрешения		20.000	50.000
1.8.	Оформление эмиссионного ПСО/JI		50.000	150.000
1.9.	Другие расходы, 10%		76.360	139.490
	Капзатраты		839.960	1.534.390	1.187.175
1.10.	НДС, который не всегда возможно получить назад		0	306.878	153.439
	Всего:		839.960	1.841.268	1.340.614
2.	Эксплуатационные расходы в год
	Полная загрузка в год, кол-во часов		7.000	6000
2.1.	Стоимость от ТО до сред. ремонта с ЗИП и маслом	0,014	132.300	113.400
2.2.	Возврат кредита за 10 / 10 / 5 лет (10%, 10% и 20%)	соотв.	83.996	184.127	268.123
2.3.	Стоимость кредита, 8-12% в год		83.996	184.127	134.062
2.4.	Амортизация в 20 лет, 5% в год		41.998	92.063
2.5.	Охрана: 6 чел.* 200€*12мес.		0	20.000
2.6.	Ежегодная сертификация ЕСВ/ERU		10.000	15.000
2.7.	Другие расходы, 10%		52.844	91.308
	Всего эксп. расходы в год		405.134	700.025	552.579
3.	Доход
3.1.	Эл. энергия, отпускная цена, без НДС, евро/кВтчас	0,03	283.500	243.000	263.250
3.2.	Используемое тепло, мВтчас тепла в год	5000	10.000		7.000
		2000		4.000
3.3.	Эмиссионные сертификаты, 37.000 т СО2/г, 5-25€	20	740.000		555.000
		10		370.000
	Всего доход в год		1.033.500	617.000	825.250
4.	Прибыль, брутто, евро в год		628.367	- 83.025	272.671
	Прибыль, после уплаты 30% налога, евро в год		439.857	- 83.025	190.870

Затраты по стационарным и мобильным ТЭС на 1 МВт примерно одинаковы.

Ожидаемый доход от эмиссионных сертификатов составляет около 67%, от выработки электроэнергии 32% и от получения тепла менее 1%.

Недостаточная информация о затратах по ТЭС на шахтном газе приводит при ТЭО к завышению эффективности проектов в несколько раз. Основными характерными ошибками при этом являются:

- завышение рабочих часов в году ТЭС до 30%;

- недостаточный учет стоимости инвестиционного кредита;

- игнорирование требований кредиторов по возврату кредитов по 2012, пока не будет решена дальнейшая судьба Киотского протокола;

- недооценка рискованности ПСО с шахтным газом, того, что при финансировании через фонды и покупателей ЕСВ стоимость эмиссионных сертификатов снижается до 30-50%;

- заниженные эксплуатационные затраты;

- непринятие в расчет стоимости необходимого для шахт резервного источника электроснабжения;

- завышенная цена электроэнергии при передаче ее в общую сеть.

Рисунок 6.2 - Контейнерные ТЭС

Мощность, МВт: 0,2-1,8 эл. эн. и 0,3-1,9 теп. эн. КПД: > 0,9

Контейнер: 12 х 3,2 х 2,9 м вес: 30т СН4: > 25 (30)%

Рисунок 6.3 - Блочная электростанция

Рисунок 6.4 -Устройство блочной электростанции

6.3.2 Контейнерные экологические газосжигательные установки КГУУ-5/8

Концентрация метана:> 25%

Размеры:контейнера L x B x H = 6 х 2,65 х 2,75 м

трубы: D 2,1 х Н 5, 4м

вес: 11т 2 т

комплектация: + распредустройство с системой анализа и учета количества газа + вакуумно-компрессорная станция (ВКС)

+ камера сжигания Данные о подключении контейнера: - всасывающий газопровод: DN200 / PN10 - электроснабжение 400 В, 250 А Данные всасывающего агрегата: Тип: ротационный насос FLC 86 RB-24H/R-G, c внутренним износостойким покрытием Производительность: 570 - 1551 м3/час перепад давления:до 460 мбар мощность эл. мотора55 кВт число оборотов2965 об/мин Данные камеры сжигания: тип D1900 размеры камеры: L x B x H = 2,2 х 2,2 х 1,3 м дымоотвод:D=1,9 м, Н=7,6 м,
тепловая мощность: Pth = 1710... 8525 кВт температура сжигания: 1.000 - 1.200 °C	Варианты подключения КГУУ-5/8

Выбросы в атмосферу: СО< 80мг/м3, NOx < 20 мг/м3

Техника безопасности: - пламяпреградители всасывающих и напорных трубопроводах,

- анализ всасываемого газа на: СН4, СО2, О2

Рисунок 6.4 - Контейнерная газоутилизационная установка КГУУ -5/8 для шахтного газа

Снижение выбросов метана в атмосферу: 50.000 - 80.000 т СО2 в год

Котельные на шахтном газе, кпд > 90%

Сушильные установки ОФ

Калориферные установки стволов

Метановые автозаправочные станции Инвестирование (до100%)

КГУУ-5/8 предназначена для утилизации шахтного газа (действующих и закрытых шахт) через сжигания его в специальной камере и предотвращения этим выделения в атмосферу вредного парникового газа - метана (СН4). Метан в 21 раз вреднее образуемого при его сгорании углекислого газа СО2.

КГУУ-5/8 может работать самостоятельно с электроснабжением от общей энергосети, так и от газовой контейнерной теплоэлектростанции (КТЭС). В последнем варианте газ КТЭС поддается от компрессора КГУУ-5/8, а излишнее количества газа, отсасываемого компрессором, сжигается в самой КГУУ-5/8.

КГУУ-5/8 могут отсасывать газ непосредственно из дегазационной скважины одной установкой или несколькими параллельно работающими установками. Кроме этого КГУУ-5/8 может подключаться к дегазационному трубопроводу впереди или позади передвижной поверхностной вакуумно-насосной станции (ППНС). В последнем варианте подключение дегазационного трубопровода к КГУУ-5/8 производиться непосредственно после ее компрессора, т.е. компрессор КГУУ не работает.

Техническая производительность КГУУ-5/8 ограничена 8МВт тепловой энергии, оптимальной длительной мощностью считается 5 МВт.

КГУУ-5/8 производит постоянный автоматический анализ поступающего газа на содержание СН4, О2 и СО2. На действующих шахтах допускается сжигать утилизируемый газ при содержание метана не менее 25% вне зависимости от содержания кислорода.

На закрытых шахтах при содержании кислорода менее 6% допускается работы КГУУ-5/8 при любом содержании метана, а при содержании кислорода 6% и более допускается работа установки при содержании метана 25 % и более.

Мощность одного контейнера: от 5 до 180 м3/мин

Количество насосов (компрессоров) в контейнере: до 4

Мощность одного насоса: 45 м3/мин при 0,9/1,1 бар (можно и 70 или 130 м3)

Разница в давлении: до 500 мбар; давление: в 60-110 мбар; байпас

Диаметр трубопроводов: 200 мм, давление до 10 бар

Вес компрессора без мотора: 1.255 кг

Мотор: 75 кВт, 400 В, 2.970 - 750 мин-1

Размеры контейнера, м: 12(9) х 2,5 х 2,5 Вес контейнера: до 11 т

	1) Пласт 2) Контейнеры с насосами 3) Дегазационная скважина 4) Поверхность

Рисунок 6.5 - Схема дегазации через скважины с поверхности

В каждом контейнере предусмотрено отделение для автоматики работы компрессоров и анализа газа (СН4, О2) и дистанционного управления

Достоинства: - отсутствие воды; - все в 1 контейнере; - мобильность, автономность; - бесступенчатая регулировка мощности; - легкость монтажа, удобство для ремонта и ТО;

- автоматический режим работы, дистанционное управление;

- приспособленность к работе с утилизационными установками;

- уменьшение необходимого резерва по мощности компрессоров на 75%;

- при работе несколько контейнеров многократно увеличивается надежность всей станции в сравнении с крупными стационарными компрессорами[7].

Описанная ниже установка применяется для активного отсасывания шахтного метана из угольных пластов действующих и закрытых шахт и последующей тепловой утилизации метана в камере сжигания или для энергетического применения в контейнерных электростанциях.

Оборудование установлено в звуко и тепло изолированном стальном 20ґфутовом контейнере согласно ISO-нормам (LхВхН=6058 x 2438 x 2591мм), который через трубопровод связан со скважиной в выработанном пространстве. Благодаря использованию контейнера установка очень компактна и может, в короткий срок перенесена с одного местонахождения в другое.

Контейнер разделен на машинное отделение, помещение для камеры сжигания и помещение для распределительного устройства. В машинном отделении находится насос по отсасыванию газа. К распределительному устройству относится и комплект автоматического регулирования компрессора, камеры сжигания, а также техника для анализа газа. В каждое из отделений можно попасть снаружи через отдельную дверь.

КГУУ состоит из 7 блоков и может быть для определенных условий расширена 2 дополнительными узлами.

Передвижные наземные ротационные ВНСтанции до 260 м3/мин 2- 4 насоса мощностью 50-130 м3/мин, полная автоматика, стандартный контейнер:12 х 2,5 х 2,5 м, вес: до 11 т, вакуум до 0,5 и давление до 1,2 бар отсутствие воды

Рисунок 6.9 - Изопен для изоляции выработанного пространства

6.4 Утилизация шахтного метана в модульных котельных установках (МКУ) с выработкой теплоэнергии

Рисунок 6.10- Модульная котельная установка

В качестве топлива в МКУ используется дегазационный метан с концентрацией 25-100 %. Теплопроизводительность 0,5 - 10 МВт.

Оборудование МКУ может включать водогрейный котел, резервуар для приема подпиточной воды, насосное оборудование и трубопроводы, оборудование газоснабжения, электроснабжения, щитовые устройства электроснабжения, КИПиА для работы, как в ручном режиме, так и в режиме полной автоматизации, с выводом всех параметров на компьютер[3].

6.5 Установка каталитического окисления шахтного метана с низкой концентрацией для выработки тепло- и электроэнергии

Каталитическая энергоустановка (установка каталитического окисления) предусматривает беспламенное (каталитическое) окисление метана в керамической камере для утилизации метановоздушной смеси низкой концентрации (менее 1%).

Рисунок 6.11 - Установка каталитического окисления шахтного метана

Вентиляционный метан, проходя через нагретую керамическую камеру внутри энергоустановки, постепенно нагревается ее теплом. Нагретый метан окисляется, с выделением тепла. Для поддержания работы каталитической энергоустановки в автономном режиме необходима концентрация метана в метановоздушной смеси 0,15%, при концентрации свыше 0,15% оставшийся метан используется для получения пара. Полученный перегретый пар может использоваться в стандартном турбинном генераторе для выработки электроэнергии или для получения теплоэнергии. Поскольку в системе распределение температуры чрезвычайно однородно, образования NОx не происходит[3].

7 Роль государственного регулирования

После ратифицирования Киотского протокола в феврале 2005 г., наметился учительный сдвиг в утилизации шахтного метана.

В основе Киотского Протокола -- идея контроля за выбросами вредных газов, число которых входит метан. Эти выбросы измеряются в тоннах углекислого газа. По своему воздействию на окружающую среду метан является более опасным газом и поэтому 1 т сокращенных сбросов метана приравнивается к 21 т углеродного газа.

Компании, которые применяют технологию, позволяющую избегать вредных выбросов, получают углеродные квоты. Эти квоты могут быть проданы на специальной европейской бирже тем компаниям, которые превышают дозволенные выбросы, благодаря «механизмам гибкости», прописанным в Киотском Протоколе, углеродные квоты, произведенные в одной стране и зарегистрированные специальными международными органами, могут быть куплены, использованы в другой стране. Таким образом, проекты по утилизации метана. расположенные в странах, вступавших в Киотское Соглашение, получили еще один источник дохода -- от продажи углеродных квот. Для большинства проектов это явилось решающим фактором, гак как прежде подобные проекты не окупались на одних только продажах электричества и тепла. По недавней оценке Американского Агентства по Охране Окружающей Среды, во всем мире из шахтного метана могло бы вырабатываться около 5 600 MB" электроэнергии. Однако необходимо заметить, что коммерческая целесообразность развития этих проектов (или скорее всего только их небольшой части) зависит от цены на углеродных квот[2].

В настоящий момент несколько крупных и средних проектов по утилизации шахтного метана находятся в стадии развития или уже начали работу. Из них пять проектов подали заявки на регистрацию в комиссию, которой необходимо для получения углеродных квот.

Помимо Киотского Протокола государственное законодательство страны играет важную роль в развитии утилизации метана на угольных шахтах. С помощью цен на электроэнергию, субсидий или, наоборот, штрафов государство имеет возможность поощрять развитие проектов по утилизации шахтного газа. В большинстве стран основным препятствием к осуществлению утилизации метана являются низкие цены на энергоносители, поэтому с помощью специальных цен на экологически чистую электроэнергию государство может сделать проекты коммерчески привлекательными. Например, когда правительство Германии в 2000 г. приняло закон, повышающий цену на экологически чистую энергию в два раза, это послужило толчком к развитию дополнительных энергетических проектов на угольных шахтах общей мощностью более чем 200 МВт.

В некоторых странах, например в Соединенных Штатах, государство предлагает налоговые льготы компаниям, которые утилизируют шахтный газ.

В России стимулом для утилизации метана служит государственный налог, или «Плата за вредные выбросы», которая за последний год была сильно увеличена и в настоящий момент является ощутимой статьей расходов для угольной промышленности.

8 Блочная комплексная установка утилизации каптируемого метана

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% системы вентиляции стало недостаточно. 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. Дегазация может проводиться посредством бурения вертикальных скважин в неотработанные и отработанные участки или горизонтальных и наклонных скважин из шахтного пространства.

Первый вариант. Производится откачка шахтного газа из стволов шахты вентиляторными установками. Концентрация метана (горючих газов) в данном газовом потоке составляет 0,75%, что делает непригодным этот газ для дальнейшего использования в связи с тем, что в газовом потоке, откачиваемом из шахты идет большое количество угольной пыли, которая негативно влияет на работу вакуумного насоса. Данную пыль необходимо удалять. Сепаратор устанавливается перед вакуум-насосом для удаления мельчайших частиц пыли и влаги.

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

Концентрация метана в дегазационном трубопроводе составляет 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.

Техническое решение конструкции сепаратора СЦВ-7 позволило увеличить эффективность очистки воздуха до 99.99%.

Для обогащения очищенного газа применяем мембранную технологию.

В основе разделения газовых сред с помощью мембранных систем лежит разница в скоростях проникновения компонентов газовой смеси через вещество мембраны. Процесс разделения обусловлен разницей в парциальных давлениях на различных сторонах мембраны. Половолоконная мембрана состоит из пористого полимерного волокна с нанесенным на его внешнюю поверхность газоразделительным слоем[6].

После обогащения метан поступает на одну из утилизационных установок.

метан сжигается в сжигательных установках, тем самым, предотвращая выделения в атмосферу вредного парникового газа;

производство тепла и электроэнергии;

КГУУ-5/8 предназначена для утилизации шахтного газа (действующих и закрытых шахт) через сжигания его в специальной камере и предотвращения этим выделения в атмосферу вредного парникового газа - метана (СН4).

КТЭС предназначен для выработки электроэнергии и дополнительно для производства тепловой энергии при использовании газа в качестве топлива. Для этого газ подается через систему трубопроводов на электрогенераторный агрегат. Газовый двигатель приводит в действие генератор. Производимая при этом избыточная электрическая энергия подается через трансформаторную станцию, расположенную на площадке, на общественную сеть электроснабжения.

Тепло воды охлаждения двигателя, формируемое в процессе его эксплуатации, отбирается через пластинчатый теплообменник, и используется для обогрева всего рабочего оборудования, либо отводится в атмосферу посредством дополнительных устройств охлаждения.

Если тепло, образуемое в процессе охлаждения смеси, равно как содержащееся в выхлопных газах не используется, то оно отводится в атмосферу.

В качестве теплоносителя в контурах охлаждения используется смесь воды с этиленгликолем (60% воды, 40% гликоля).

Для эффективного использования каптируемого метана по результатам анализа мирового и отечественного опыта предлагается 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. Для этого газ подается через систему трубопроводов на электрогенераторный агрегат.

Рисунок 8.1 - Пример блочной установки

Данная блочная установка позволяет работать обеим установкам вместе как от общей энергосети, так и от газовой контейнерной теплоэлектростанции (КТЭС). Газ КТЭС поддается от компрессора КГУУ-5/8, а излишнее количества газа, отсасываемого компрессором, сжигается в самой КГУУ-5/8.

Блочная установка может отсасывать газ непосредственно из дегазационной скважины одной установкой или несколькими параллельно работающими установками. Кроме этого, может подключаться к дегазационному трубопроводу впереди или позади передвижной поверхностной вакуумно-насосной станции (ППНС).

Сравнительная экономическая оценка различных технологий утилизации шахтного метана

Вступление в действие с 01.01.2008г. Киотского протокола открывает новые возможности для дегазации и утилизации шахтного метана. Подготовительный период с 2002 г. к торговле эмиссионными единицами сокращения выбросов (ЕСВ = 1 т С02) позволяет сделать первые выводы по возможностям утилизации шахтного газа:

Готовые к реализации технологии утилизации шахтного метана предназначены для концентрации метана более 25 %(мини-ТЭС, котельные, калориферы, экологические факелы). При реализации данных технологий в эмиссионных проектах совместного осуществления (ПСО) более 60% прибыли получают в настоящее время от продажи сертификатов ЕСВ.

Шахтный газ с концентрацией метана более 25% имеется только на нескольких шахтах стран СНГ. Для достижения концентрации метана в 25 % на большинстве шахт, сверхкатегорийных по газу, необходимо многократно повысить эффективность дегазационных работ, которые в настоящее время зачастую проводятся некачественно.

Имеются отдельные теоретические разработки и эксперименты (с небольшим объемом газа) утилизации метана с концентрацией в пределах 0,8-0,9% (оксидайзеры). Данная технология требует еще больших теоретических и экспериментальных работ продолжительностью более 3-5 лет. Шахтный газ с концентрацией метана в 0,8-0,9% имеется на отдельных шахтах Кузбасса при комбинированном проветривании, но организацию его утилизации трудно реализовать, многие скважины с данной концентрацией находятся в удаленных от потребителя теплоэнергии районах[1].

Для утилизации шахтного газа нужны исследования по новым технологиям его утилизации при содержании метана менее 25%. Системно и с хорошей научной и экспериментальной базой проводятся исследования, по нашей информации, только в немецком государственном институте УМЗИХТ (экологии, безопасности и энергетики). Финансирование разработок по шахтному газу института по 2010г. осуществляет ЕС и частная фирма А-ТЕС Анлагентехник ГмбХ.

Фьючерсная цена эмиссионных сертификатов (ЕСВ) достигала максимальной величины в 25-30 евро/т СО,, хотя по прогнозам в 2002-2005 гг. предполагалась стоимость более 40 евро.

Инвестирование в утилизацию шахтного газа является наиболее рискованным бизнесом для углеводородных фондов, поэтому они просят до 50% получаемой прибыли. Успешно работающие угольные компании осуществляют самофинансирование эмиссионных проектов. Стоимость финансирования через инвесторов можно значительно уменьшить, если угольная компания перенимает более 50-60% инвестирования, что обязывает шахту к повышению надежности обеспечением газом.

Продажа эмиссионных сертификатов в настоящее время гарантируется только на период 2008-2012 гг. Что будет с эмиссионной торговлей после 2012 г, мы узнаем, скорее всего, только в 2010-2011 гг. Поэтому все задержки с реализацией ПСО после 01.01.2008 г. можно рассматривать как убытки от нереализованных возможностей.

В представленной после данной статьи рекламе указаны возможные доходы от утилизации шахтного метана при различных технологиях и условной эмиссионной цене 1 т С02 в 20 евро (фактическая цена на 18.10.2007г. составляла 23 евро).

При наличии потребителя всего тепла в течение целого года котельные являются наиболее эффективными установками, суточный доход по небольшой котельной на 10 мВт превышает 5 000 евро. К сожалению 100 % использование тепла в течение всего года возможно только в исключительных случаях.

Если исходить только из дохода на 1 м-СН4/мин, утилизируемого при различных технологиях, то на первом месте находятся кооперационные установки (мини-ТЭС). Однако при учете эксплуатационных и инвестиционных затрат, которые при мини-ТЭС в 5-8 раз выше, чем при котельных и дегазационно-факельных установках, эффективность когенерации значительно снижается.

В последние 5 лет, вследствие значительного роста стоимости электроэнергии, выросла экономическая эффективность мини-ТЭС в Украине и России. Однако в связи с большими удельными капитальными и эксплуатационными затратами через ТЭС можно утилизировать максимум 70-80% СН4, а остаток, переменную объемную часть шахтного метана, целесообразно утилизировать через экологические факельные установки. Если имеются проблемы со сбытом электроэнергии ночью, что уже наблюдается в отдельных угольных районах, то количество утилизируемого газа через факельные установки целесообразно увеличить.

К преимуществам факельных установок следует отнести и то, что область их применения значительно шире, чем у котельных и мини-ТЭС. Они могут работать и на скважинах, шахтного поля вдали от населенных пунктов, требования к стабильности шахтного газа у них существенно ниже. Суточный доход от реализации эмиссионных сертификатов может превышать 3-4тыс. евро на одну экологическую дегазационно-эмиссионную установку.

Данные установки не только улучшают нашу экологию, но и способствуют дегазации действующих шахт.

С учетом неопределенности продолжительности эмиссионной торговли и целесообразной максимальной утилизации уже с 01.01.2008г., существенной разницы в капитальных и эксплуатационных затратах различных технологий утилизации, больших сроков подготовки и изготовления мини-ТЭС можно рекомендовать, начинать утилизацию с экологических факельных установок и котельных, калориферов, сушилок при обогатительных фабриках. Данные технологии могут дополнять друг друга. С повышением надежности квитирования шахтного газа с концентрацией более 40 % можно вводить в работу и мини-ТЭС, финансирование которых может быть частично уже закрыто за счет ЕСВ от экологических факельных установок и котельных.

Заключение

Среди различных вариантов использования шахтного метана блочная установка 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.

В связи с принятием нового законодательства, регулирующего выбросы парниковых газов, во многих странах мира наблюдается значительный рост интереса к утилизации шахтного метана как одного из самых низкозатратных способов снижения вредных выбросов. Растущие цены на природный газ и энергоносители также повышают экономическую привлекательность подобных проектов.

В мировой электроэнергетике накоплен большой многолетний опыт в разработке, производстве, эксплуатации систем автономного и резервного электроснабжения на основе электростанций потребительской мощности (100-10000 кВт) с первичным поршневым двигателем, работающем на природном газе или пропане. Эти электростанции обладают замечательными особенностями: экологическая чистота, дешевизна электроэнергии, возможность использования получаемого при работе тепла, близость к потребителю, отсутствие необходимости в дорогостоящих ЛЭП и подстанциях. Эти электростанции легко перевозить и устанавливать. Станции мощностью до 1,5-2 Мвт устанавливаются в стандартном ISO контейнере .

Такие электростанции используются на буровых платформах и скважинах (работают на попутном газе), шахтах (работают на шахтном метане), очистных сооружениях (биогаз) как резервные, вспомогательные и основные источники электроэнергии в госпиталях, аэропортах, жилых массивах и пр.

Электростанции имеют межремонтный ресурс 50 тыс. часов и низкую стоимость эксплуатационных расходов: расход газа - менее 0,3 м3, расход масла - менее 0,4 г. на 1 кВт-час. Стоимость электроэнергии при использовании таких установок составит около 10 коп. за 1 кВт-час, включая эксплуатационные расходы.

Внедрение подобных электростанций может дать существенный экономический эффект для конечного потребителя, обеспечит его качественным, бесперебойным электроснабжением.

Российские компании вместе с производителями двигателей, осуществляют поставку, установку, наладку, гарантийное и послегарантийное обслуживание таких электростанций. Такие электростанции начинают производиться и в России. Так, небольшая, но известная в "дизельных" кругах петербургская компания налаживает с помощью заокеанских партнеров производство мини ТЭС на природном газе мощностью 30 кВт электрической и 30 кВт тепловой энергии. В этой электростанции "сердцем" является двигатель Российского производства, что позволит продавать подобные установки по цене в 3-5 раз ниже, чем аналогичные установки немецких фирм. Планируется также сборка более крупных электрогенераторов с использованием Российских комплектующих, что позволит дать потребителю качественную продукцию по более доступным ценам, чем прямые поставки западных пакеджеров.

Стоимость новых электростанций ведущих мировых производителей Waukesha, Cooper, Caterpillar, Cummins и др. может составить от $400 до $900 за 1 кВт мощности в зависимости от комплектации. Существенную долю стоимости в импортных установках составляют системы теплообмена, аварийного охлаждения, автоматики и электрораспределения. Все эти системы могут изготавливаться и на Российских заводах, что позволит существенно понизить цену установок для потребителя.

Российскому, стесненному в средствах потребителю, следует обратить внимание на мировой рынок подержанной и восстановленной техники. Так, корпорация Cooper Cameron активно работает на вторичном рынке газовых двигателей собственного производства. Многие компании занимаются восстановлением, ремонтом и поставкой подобной техники, которая стоит существенно дешевле новой (на 20-40%), как правило, имеет 100% ресурс и гарантии.

Американская технология восстановления двигателя состоит в следующем: коленчатый вал восстанавливается с помощью ионной технологии до номинального размера., все изнашиваемые части заменяются на новые, номинальных размеров. Никаких "ремонтных размеров" не существует. На восстановленный двигатель после испытаний выдается соответствующая международная гарантия. Деятельность фирм по продаже восстановленного оборудования активна и весьма успешна. Так международный тендер по поставке газопоршневых электростанций для строящегося газопровода в Боливии был выигран компанией BTI S.R.L. , предложившей восстановленные генераторы Waukesha.

За 1998 год в России были установлены несколько газопоршневых машин (1МВт в г. Ступино Моск. обл.., 1 МВт в Сочи, 600 кВт в Санкт-Петербурге и др.). Санкт-Петербургский 600 кВт агрегат представляет два газопоршневых генератора с двигателями Deutz-MVM мощностью по 300 кВт и обеспечивает электроэнергией и теплом офис "Лентрансгаза" на ст. Броневая. (Деловой Петербург №118 от 04.11.98) За последнее время заказчиками газовых электростанций стали торговые зоны, хлебопекарные предприятия, некоторые предприятия пищевой промышленности. Принято решение о создании собственной газопоршневой электростанции на Кировском заводе (ДП №52 от 18.05.98).

Для потребителей, находящихся на значительном отдалении от существующих газопроводов Российские поставщики предлагают услугу по доставке жидкого метана. Так 1 тонна жидкого метана с доставкой в радиусе 200 км. От Санкт Петербурга обходится потребителю лишь в 1 тысячу рублей. Что дает электроэнергию 2,5 раза дешевле, чем тариф Ленэнерго.

Несмотря на экономический кризис, газопоршневые электрогенераторные установки являются экономически привлекательными для Российского промышленного потребителя. Окупаемость новых установок составляет от 1,5 до 6 лет работы. После планируемого в ближайшее время увеличения тарифов на электроэнергию экономическая привлекательность газовых электростанций станет еще более очевидной.

Госгортехнадзор России одобрил применение газовых двигателей ведущих мировых производителей на территории России[11].

Список использованных источников

1. Астахов С.А. Утилизация шахтного газа //Уголь.- 2006.- № 08. - С.9 - 13.

2. Безпфлюг В.А Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ и возможности его утилизации в России // Уголь.-2006.- № 08. - С.31 - 38.