Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса 
- 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 20´футовом 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.
3.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]:
база данных содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ
России. – Электрон. дан. (10 файлов, 178 тыс. записей) – Режим доступа: [http//www.uglemet.ru; 28.03.2008.]- Загл. с экрана.
4.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]: база данных
содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ России. –
Электрон. дан. (5 файлов, 200 тыс. записей) – Режим доступа: [http//www.methane.ru; 28.03.2008.]
5.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]: база данных
содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ России. –
Электрон. дан. (16 файлов, 25 тыс. записей) – Режим доступа: [http//www.fire-egupmet.com; 28.05.2008.]
6.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]: база данных
содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ России. –
Электрон. дан. (5 файлов, 66 тыс. записей) – Режим доступа: [http//www.technologies.ru; 28.04.2008.]
7.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]: база данных
содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ России. –
Электрон. дан. (12 файлов, 78 тыс. записей) – Режим доступа: [http//www.demeta.;
28.04.2008.]
8.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]: база данных
содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ России. –
Электрон. дан. (18 файлов, 26 тыс. записей) – Режим доступа: [http//www.noven.; 29.04.2008.]
9.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]: база данных
содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ России. –
Электрон. дан. (15 файлов, 28 тыс. записей) – Режим доступа: [http// www.shestopalov/org.; 30.05.2008.]
10.
Электронный каталог ГПНТБ России [Электронный ресурс]: база данных
содержит сведения о всех видах лит., поступающей в фонд ГПНТБ России. –
Электрон. дан. (5 файлов, 30 тыс. записей) – Режим доступа: [http// www.products/tech.;28.03.2008.]
11.
Методические рекомендации о порядке дегазации угольных шахт
(РД-15-09-2006),М.:Федеральная служба по экологическому, технологическому и
атомному надзору.введены в действие с 1 марта 2007года.
12.
Правила безопасности в угольных и сланцевых шахтах (ПБ-05-618- 03),серия
05, выпуск 11/колл.авт.- М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический
центр по безопасности промышленности гос-, гортехнадзора России» 2003 г.
13.
Закон о недрах от 29.05.2002г №57Ф.З.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|
