Анализ способов использования шахтного метана

Шахтный метан относится к ценным вторичным энергетическим ресурсам. Однако в настоящее время степень его использования остается чрезвычайно низкой и практически ограничивается сжиганием в котельных.

Шахтный метан, пригодный для использования, извлекается в настоящее время средствами дегазации. Основная задача дегазации – снижение газовыделения в горные выработки, то есть существует связь между скважинами и атмосферой горных выработок. В связи с этим только 50 млн. м3/год. шахтного газа извлекается с концентрацией метана свыше 95% (менее 5% общего объема извлечения), в остальном газе концентрация метана колеблется в пределах 5 – 75%.

Шахтный газ с концентрацией метана 5 15% является взрывоопасным. С учетом коэффициента безопасности допускается использование шахтного метана с концентрацией свыше 30% и ниже 2,5%. Основная доля извлекаемого средствами дегазации метана имеет концентрацию 30 – 75%. При этом, как показывает опыт, эти значения существенно изменяются даже при эксплуатации одного и того же источника газа. Эффективное извлечение метана из неразгруженных угольных пластов возможно с использованием способа гидрорасчленения. Полученный газ практически ничем не отличается от природного газа, но технология его добычи требует значительных экономических затрат.[7]

Наиболее рациональным способом утилизации шахтного метана является его использование непосредственно в местах его получения.

На первом этапе выбора наиболее предпочтительного варианта использования шахтного метана является выбор из возможных способов использования шахтного метана, тех, которые можно было бы применить на шахте. Предпочтительными вариантами использования шахтного метана на горнодобывающем предприятии являются:

- использование в качестве топлива для котельных;

- использование в газотурбинных установках;

- использование в качестве моторного топлива.

В настоящее время газ, извлекаемый при дегазации угольных пластов, в основном применяется в качестве топлива для шахтных котельных, в различных странах его доля от общего количества используемого газа составляет 20 – 90%.

Следует отметить, что при использовании каптируемого газа в качестве топлива снижается расход угля на собственные нужды шахт и уровень загрязнения окружающей среды.

Также снижается выброс вредных веществ в атмосферу: пыли на 40 –50%; оксида углерода – на 90 – 100%; оксидов азота – на 40 – 50%; углерода, сернистого газа и альдегидов – на 100%. Кроме того, сокращается численность обслуживающего персонала, улучшаются условия труда, увеличивается срок безремонтной эксплуатации котлов и упрощается технология эксплуатации, например, ликвидируется операция золоудаления.

Вместе с тем увеличивается взрывоопасность, повышаются требования к защитной автоматике и квалификации обслуживающего персонала.

Дополнительным преимуществом перевода котельных на газ является большая эффективность газа по сравнению с углем. Вследствие более полного сгорания метана вес фактически сэкономленного угля больше, чем тепловой эквивалент утилизированного метана.

В дополнение к этому традиционному способу утилизации метана сейчас разрабатываются новые способы использования вентиляционных газов, в которых содержание метана не превышает 3%. Утилизация таких газов может осуществляться путем каталитического окисления до углекислоты и воды.

Использование метана в газотурбинных установках – один из наиболее перспективных в связи с тем, что позволяет использовать метан, выносимый из шахт вентиляцией.

Кроме того, ГТУ обладает следующими преимуществами:

-простота конструкции и систем управления, монтаж и демонтаж установки;

-надежность в работе;

-возможность работы на любом топливе;

-значительно меньшее (по сравнению с дизелем) количество загрязняющих окружающую среду выбросов - меньшие габариты и удельный вес на единицу мощности и возможность получения в одном агрегате более высоких мощностей.

Двигателем в ГТУ является газовая турбина (ГТ), приводимая в движение продуктами сгорания и сжатым воздухом, нагретым до высокой температуры.

Используется газ с содержанием метана 40 – 60%. Мощность ГТУ колеблется от 1 до 15 МВт, при этом они не только вырабатывают электроэнергию, но и используют тепло отходящих отходов газов и охлаждающей жидкости.

Для утилизации низко концентрированных метановоздушных смесей необходим их предварительный нагрев до 1020 оС, а также добавочное тепло.

Основным недостатком этого направления является необходимость источника метана для обогащения вентиляционной смеси до 1,5 – 2%.

В последние годы во всем мире идет поиск заменителей нефтяных видов топлива на автомобильном транспорте. Сложность задачи определяется тем, что большинство потенциальных заменителей бензина и дизельного топлива настолько отличаются от последних по своим физико-химическим и моторным свойствам, что в основном это ведет к существенному изменению конструкции, тяговых характеристик установки и технико-эксплуатационных показателей автомобиля. Не последнюю роль в переводе автомашин на другой вид топлива играет величина затрат на переоборудование транспортных средств, строительство сети заправочных станций, добычу, транспортирование и хранение альтернативного топлива.

Опыт эксплуатации автомобилей на газе показал, что газобензиновый эквивалент составляет около 1 дм3, пробег автомашин на одной заправке 200 – 250 км. Для заправки автомобилей КПГ сооружаются автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС). На АГНКС производится очистка газа от капельной жидкости, механических частиц: сжатие поступающего газа – до 25 МПа. Некоторое количество сжатого газа хранится в аккумуляторе давления, откуда он поступает на узел редуцирования до давления 20 МПа.

Основные требования к газу, используемому в качестве моторного топлива: содержание метана не менее 95%; содержание влаги – менее 0,009 г./м3; отсутствие механических примесей; минимальное давление смеси на входе АГНКС – 0,4 – 0,6 МПа; дебит смеси – более 20 м3/мин.

Основные показатели смеси, извлекаемой из них, следующие: содержание метана – 95 – 98,5%; водород – 0 – 0,02%; азот – 1 – 3%; серосодержащие соединения – отсутствуют; влага – 12 г./м3; механические примеси – 4 г./м3; давление смеси – 0,1 МПа; продуктивность скважины (средняя) – 1 м3/мин.

Как видно, для использования метана из скважин гидрорасчленения в качестве моторного топлива необходима его очистка от механических примесей и влаги. Обеспечение необходимого для работы промышленной АГНКС дебита смеси требует сооружения газосборного коллектора, соединяющего 15 – 20 скважин с АГНКС через дожимную компрессорную станцию (ДКС), позволяющую повысить давление газа до 0,4 – 0,6 МПа.

При использовании метана в стационарных двигателях внутреннего сгорания (ДВС) отсутствуют строгие требования к содержанию метана в газе, что позволяет более широко использовать этот способ утилизации по сравнению с предыдущим. Основным направлением при этом является использование метана как топлива в ДВС для выработки электроэнергии, например, при снабжении шахт.

Следует отметить, что шахтный метан может использоваться совместно с дизельным топливом, причем в любых пропорциях. Постоянно необходима только 5%-ная добавка жидкого топлива для воспламенения. Переключение шахтного метана на дизельное топливо и наоборот производится автоматически и без уменьшения мощности ДВС.

В основном используется шахтный газ с достаточно широким диапазоном содержания метана: от 40 до 90%. Однако каждая установка рассчитана на довольно стабильную по компонентному составу смесь. Переход на другую смесь не представляет затруднений, но не является автоматическим или саморегулирующимся.[8]