Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса

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)

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6