Горные удары 1 страницаГорный удар - явление скачкообразного перехода упругой энергии предельно-напряжённого массива вокруг горных выработок и силы тяжести в работу сдвижения и разрушения горных пород, энергию линейного и волнообразного движения горных пород в следствии нарушения неустойчивого равновесия продуктивной толщи (пласта) внешней или (и) внутренней силами обусловленными ведением горных работ. Быстропротекающее разрушение целиков или призабойной части пласта сопровождается воздушной волной, разрушением крепи и оборудования, выделением газа. По силе проявления горные удары делятся на: · собственно горные удары; · толчки; · стреляния; · микроудары. Признаки горного удара: · усиление давления на крепь; · гул в массиве; · сотрясение почвы; · повышенное выделение газа; · выдавливание целиков в выработку · и т.п. Предупреждение горных ударов: · опережающая отработка защитных пластов; · полевая подготовка; · отработка одинарными выработками; · бурение разгрузочных скважин; · проведение штреков широким забоем; · "торпедирование" кровли. На шахтах Воркуты широкое распространение получила безцеликовая выемка, погашение имеющихся целиков, полевая подготовка выемочных полей, ликвидация изрезанности горного массива, бурение разгрузочных скважин. Таким образом, как видно из данной главы присутствует много факторов, осложняющих работу в шахтах. Поэтому необходимо применение специальных мер для предотвращения несчастных случаев.
В скором времени старые источники энергии могут подойти к концу, вернее сказать основной поток будет уходить заграницу. Поэтому внутри страны нам необходимо начинать использовать новые источники энергии. Природный газ является отличным их заменителем. Россия занимает лидирующие позиции в объемах залегающего шахтного метана. Но по сравнению со странами Европы, США, Японии и Китай до сих пор не ведет крупных работ по его извлечению. Используя метан Россия может не только приобрести дополнительные средства, но и по участвовать в глобальной экологической программе по Киотскому договору. В дипломной работе предложено решение актуальной проблемы, заключающейся в разработке рекомендаций по использованию шахтного метана. За основу взят метод дегазации с помощью сепаратора СЦВ-7. Данный агрегат обладает рядом экономических преимуществ перед другими методами дегазации, при этом решая те же экологические проблемы. По оценкам ведущих специалистов, метан имеет колоссальный потенциал парникового газа, превышающий в 21 раз двуокись углерода – основного соединения в индустриальных выбросах. В 1999 г. предприятиями угольной промышленности было выброшено в атмосферу 620,8 тыс. т. вредных веществ, в том числе 443,5 тыс. т. метана. В 2004 г. число выброшенных вредных веществ в воздушный бассейн достигло 757,3 тыс. т. Научные исследования по экологизации горного производства должны быть направлены на создание замкнутых технологических схем с наиболее полным извлечением полезного ископаемого и сопутствующего минерального сырья, экологически чистых технологий, технологических процессов и оборудования. Данный агрегат борется с проблемой парникового газа, с отрицательными воздействиями угольной промышленности на атмосферный воздух. Повышая уровень природопользования, утилизация сопутствующего минерального сырья (шахтного метана), дает как экономический, так и экологический эффект.
1. Астахов А.С., Малышев Ю.Н., Пучков Л.А., Харченко В.А. Экология: Горное дело и природная среда. М., изд. Академии горных наук, 2001.- 341 с. 2. Астахов А.С. и др. Экономика горного предприятия. – М.: изд. Академии горных наук, 2007. - 456 с. 3. Астахов А.С., Харченко В.А. Принципы и методология разработки мероприятий, обеспечивающих экологическую безопасность отрасли (часть II). – М.: Изд. МГГУ, 2003. - 527 с. 4. Архипов Н.А., Ельчанинов Е.А., Горбачев Д.Т. Добыча угля и рациональное природопользование. – М.: Недра, 1987. - 283 с. 5. Гуревич Ю.С. Технология добычи и использования метана при заблаговременной подготовке шахтных полей. Учебное пособие для студ. спец. 0902 (ТПУ) по дисциплине «Технология и комплексная механизация подземных работ». – М.: МГИ, 1988. - 65 с. 6. Гуревич Ю.С., Егоров А.Г. Утилизация шахтного метана с учетом требований промышленных потребителей. Учебное пособие по дисциплине «Управление состоянием массива горных пород». – М.: МГИ, 1990. – 57 с. 7. Забурдяев В.С., Забурдяев Г.С. Способы интенсификации газоотдачи неразгруженных пластов угля в подземных условиях. «Современные проблемы шахтного метана». МГГУ, 1999, с. 106 – 117 8. Зайденварг В.Е., Рубан А.Д., Забурдяев В.С., Захаров В.Н. Прогноз объемов извлечения метана на полях шахт Томь-Усинского и Марасского районов Кузбасса. «Уголь», 2001, №10, с. 15 – 18 9. Калимов Ю.Н., Пантелеев А.С., Рутковский Г.Ф. Исследование концентрации метана в дегазационной системе // Уголь. – 1976, №1, с. 58 – 59 10. Каплунов Ю.В., Климов С.Л., Красавин А.П. Экология угольной промышленности России на рубеже XXI века; Под общей ред. С.Л. Климова. – М.: Изд-во Академии горных наук, 2006. – 295 с. 11. Климов С.Л., Закиров Д.Г. Энергосбережение и проблемы экологической безопасности в угольной промышленности России. – М.: Изд-во Академии горных наук, 2001. – 271 с. 12. Коваль В.Т., Тарасов Н.С. Оценка экологической эффективности угольных шахт. М., МГГУ, Сб. науч. трудов. «Эколого-экономические проблемы природопользования», 2003. - 419 с. 13. Конарев В.В. Опыт Донбасса по дегазации угольных месторождений. «Сокращение эмиссии метана», Новосибирск, 2000. - с. 379 – 382 14. Методические положения по выбору и применению новых технологий дегазации и управления метановыделением на угольных шахтах. ННЦ ГП-ИГД им. А.А. Скочинского, Люберцы - Макеевка, 2000. - с. 117. 15. Минерально-сырьевая база угольной промышленности России. В 2-х томах. Том 1 (состояние, динамика, развитие). – М.: Издательство Московского государственного горного университета, 1999. – 648 с. 16. Опыт и перспективы использования угольного метана. Пучков Л.А., Красюк Н.Н., Золотых С.С., Максименко Ю.М. Препр. М.: Изд-во МГГУ. 2004. - 50 с. 17. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Федунец Б.И. Перспективы добычи метана в Печорском угольном бассейне. М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2004. – 557 с. 18. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. – М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2002. – 383 с. 19. Пучков Л.А. Реальность промысловой добычи метана из неразгруженных угольных пластов. – М.: Издательство Московского государственного горного университета, 1996. – 23 с. 20. Пучков Л.А., Сластунов С.В. Решение проблем угольного метана: метанобезопасность, промышленная добыча газа, экология. Журнал «Уголь». Февраль, 2005. - с.5-7 21. Резниченко С.С., Ашихмин А.А. Математические методы и моделирование в горной промышленности. М.: Изд. МГГУ, 1997, 403 с. 22. Рубан А.Д. Технологии извлечения и использования метана угольных шахт: опыт и перспективы. «Сокращение эмиссии метана», Новосибирск, 2000. - с. 563 – 567. 23. Рубан А.Д., Забурдяев В.С. Опыт извлечения и использования шахтного метана в России и ФРГ. МГГУ. Горный информационно- аналитический бюллетень. 2004. №9. – с. 153 – 158. 24. Саламатин А.Г., Забурдяев В.С. Проблемы дегазации угольных пластов. «Безопасность труда в промышленности». М.: 1996, №4. - с. 41 – 46. 25. Тайлаков О.В. Перспективы развития извлечения и использования шахтного метана в Кузбассе. Журнал «Уголь». 1998. 26. Тайлаков О.В., Исламов Д.В. Использование шахтного метана в Кузбассе: технологии утилизации и источники финансирования проектов. МГГУ. Горный информационно-аналитический бюллетень. 27. 2004. №8.- с. 319 – 321. 28. Фернандез Р.Л. Углеродные кредиты и шахтный метан. «Сокращение эмиссии метана», Новосибирск, 2000. - с. 614 – 620. 29. Харченко В.А. Рациональное природопользование горной промышленности. – М.: МГИ, 1995. 30. Харченко В.А., Кравченко А.П., Таскаев А.В Экономика природопользования. – М.: МГИ, 1988. 31. Ястребинский М.А. Методология оценки стоимости экономического потенциала горных предприятий. М.:МГГУ, 1999.
|
Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса
дипломная работа: Геология
Оцените работу
 0  0 Зарегистрируйтесь
|  Коментарии [0]
|  Скачать 
| !function(d,s,id){var js,fjs=d.getElementsByTagName(s)[0];if(!d.getElementById(id)){js=d.createElement(s);js.id=id;js.src="//platform.twitter.com/widgets.js";fjs.parentNode.insertBefore(js,fjs);}}(document,"script","twitter-wjs"); |
Документы: [1] Word-178986.doc
Страницы: Назад 1 Вперед
Содержание
Аннотация
Введение
1 Дегазация газоносных угольных пластов
2 Опыт использования шахтного метана
2.1 Общие сведения
2.2 Проект «APPIN & TOWER» в Австралии
2.3 Шахтный метан: эффективная утилизация на примере Вайоминга
2.4 Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ возможности утилизации шахтного метана
2.5 Возможность утилизации шахтного метана в России
3 Утилизация шахтного метана
3.1 Оборудование по утилизации шахтного метана. Сепаратор СВЦ-7
3.2 Программа внедрения сепаратора для очистки попутного газа
4 Технология разделения газов
4.1 Мембранная технология
4.2 Адсорбционная технология
4.3 Криогенная технология
5 Разделение газов с помощью мембранной технологии
5.1 Экономическая целесообразность применения мембранной технологии
5.2 Принципиальная схема мембранных установок
6 Утилизация каптируемого шахтного метана
6.1 Утилизация вентиляционного газа
6.2 Способ извлечения метана из вентиляционных струй шахт
6.3 Утилизация шахтного метана в газогенераторных установках с выработкой тепло- и электроэнергии
6.4 Утилизация шахтного метана в модульных установках с выработкой теплоэнергии
6.5 Установка каталитического окисления шахтного метана с низкой концентрацией для выработки тепло- и электроэнергии
7 Роль государственного регулирования
8 Блочная комплексная установка утилизации каптируемого метана
9 Сравнительная экономическая оценка различных технологий утилизации шахтного метана
Заключение
Список использованных источников
Аннотация
«Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса». Дипломная работа по специальности «Комбинированная разработка пластовых месторождений» (130404). – Новокузнецк, 2008 г., 86 стр., таблиц 3, источников 14.
Рассмотрены различные варианты использования шахтного метана. Для более рационального использования выбрана блочная установка, которая позволяет добиваться максимальной финансовой отдачи, в то же время, обеспечивая шахту и близлежащие населенные пункты надежным источником электричества и тепла и снижая выбросы в атмосферу парникового газа.
Блочная установка утилизации метана дает возможность не только сжигать метан в специальной камере тем самым, предотвращая выделения в атмосферу вредного парникового газа, но и для выработки электроэнергии и дополнительно для производства тепловой энергии при использовании газа в качестве топлива. Использования шахтного метана позволяет повышать безопасность ведения горных работ.
Исполнитель
Введение
Актуальность работы. Международное внимание к проблемам изменения климата и недавняя ратификация Киотского Протокола повлекли за собой усиление интереса к проблеме утилизации шахтного газа. В данный момент в мире существуют несколько коммерчески испытанных технологий, которые работают на шахтном и вентиляционном газе. Среди них наиболее используемым методом, позволяющим утилизировать шахтный газ и снижать вредные выбросы, остается использование его в двигателях внутреннего сгорания.
Шахтный газ является значительным, но практически неосвоенным ресурсом с основными запасами, находящимися в примерно десятке стран. Китай. Россия, Польша и США являются крупнейшими «загрязнителями» атмосферы, совместно отвечая за три четверти от всего мирового выброса шахтного газа. По прогнозам, количество выбрасываемого шахтного газа в мире увеличится на 2 % к 2020 г. в основном за счет роста угольной добычи в Китае.
С одной стороны, шахтный газ, сродни природному газу обладает полезными свойствами горючего топлива, с другой стороны, при попадании в атмосферу он наносит сильнейший урон экологической обстановке. Основной компонент шахтного газа, метан (СН4), в 21 раз сильнее, чем углекислый газ (С02) по своей способности создавать парниковый эффект на планете.
В 2000 г мировой выброс шахтного и вентиляционного газа составил 32 млрд куб. м чистого метана, что является эквивалентом 456 млн. т углекислого газа. К 2010 г выброс метана из угольных шахт вырастет до 51 млрд. куб. м чистого метана в год (724 млн. т углеродного газа), что равносильно ежегодному выхлопу 171 млн. автомобилей[1].
Цель работы - разработка рекомендаций по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса.
Идея работы заключается в создании единой блочной установки по утилизации каптируемого шахтного метана.
Методы исследований. Для достижения поставленной цели использовался комплекс методов, включающий анализ и обобщение данных научно-технической литературы по рассматриваемому вопросу.
1 Дегазация газоносных угольных пластов
В настоящий момент только маленькая часть шахтного газа пригодна для производства электроэнергии или тепла, и только одна пятая этой доли используется для производства энергии или других промышленных нужд.
Процесс дегазации, с помощью которого извлекается шахтный газ, изначально развивался в целях повышения безопасности угольных шахт. При подземной добыче угля угольной компании приходится бороться с шахтным метаном, который выделяется в процессе разработки угольных пластов. Так как метано-воздушная смесь является взрывоопасной при концентрации метана от 5 до 14%, угольной компании необходимо принимать соответствующие меры, чтобы избегать опасного диапазона[3].
До середины 1970-х годов общепринятым способом борьбы с метаном было проветривание горных выработок с помощью больших объемов воздуха. Однако с развитием подземного способа добычи и разработкой более метаноносных угольных пластов использование одной лишь системы вентиляции стало недостаточным. Введение заблаговременной дегазации посредством бурения дегазационных скважин и вакуумного отсасывания позволило снизить нагрузку на системы вентиляции и дополнительно повлекло за собой увеличение производительности угольных шахт. Дело в том, что при неэффективной вентиляции приходится приостанавливать добычу угля всякий раз, когда доля метана в воздушной смеси приближается к взрывоопасному уровню[14]. Адекватная система дегазации позволила значительно снизить время подобных простоев и свести к минимуму количество чрезвычайных происшествий на шахтах.
Развитие технологии также облегчило задачу дегазации угольных шахт. В зависимости от геологических особенностей пластов дегазация может проводиться посредством бурения вертикальных скважин в неотработанные и отработанные участки или горизонтальных и наклонных скважин из шахтного пространства. Накопленный опыт в изучении метаноносных пластов позволил лучше адаптировать систему дегазации к конкретному резервуару и повысить эффективность производимых операций.
2 Опыт использования шахтного метана
2.1 Общие сведения
Сегодня, используя современные технологии для изучения шахтных пластов и проведения дегазационных работ, угольная компания может добиться значительного увеличения количества каптируемого метана в высоких концентрациях. Осознавая потенциал шахтного метана, все больше компаний продают его для различных индустриальных нужд или производят тепло или электроэнергию для собственных нужд.
В том случае, когда концентрация каптируемого шахтного газа близка к 100%, поставки его для промышленного использования (продажа в газопровод) являются наиболее привлекательным способом использования метана. Однако помимо высокой концентрации газ должен удовлетворять другим жестким требованиям, таким как отсутствие примесей, воды и пыли. Как правило, такой газ добывается из скважин заблаговременной дегазации или путем бурения в необрабатываемые пласты, где не происходит смешения шахтного газа и вентиляционного газа.
На сегодняшний день шахтный газ продается в газопровод только в немногих странах. В США, например, где цена на природный газ высока, около 1,3 млрд.куб.м шахтного метана ежегодно поставляется в газопровод. В Европе шахтный газ используется в газопроводе в Великобритании и Чехии.
Однако в большинстве стран основными препятствиями подобному использованию являются недостаточная концентрация каптируемого шахтного газа, недоступность газопровода в непосредственной близости от шахты и/или низкая цена на природный газ[3].
В отличие от использования в газопроводе, производство электричества из шахтного газа не требует очень высоких концентраций. Как правило, шахтный газ может использоваться в газовых двигателях или турбинах при содержании метана свыше 25% и при проведении предварительной очистки и сушки. Каптируемый газ наиболее часто используется в двигателях внутреннего сгорания, которые способны производить тепло- или электроэнергию.
На сегодняшний день в мире существует ряд проектов, где шахтный метан используется для производства электричества. Наибольшим опытом ведения подобных проектов (свыше десяти лет) обладают Австралия, Германия, Япония, Великобритания и США. За последние два года утилизация шахтного газа стала все больше применяться на шахтах в развивающихся странах, таких как Китай, Польша, Россия и Украина. Согласно данным за 2005г., в мире существует около пяти десятков электростанций, работающих на шахтном газе, суммарной мощностью свыше 300 МВт. Индивидуальная производственная мощность таких электростанций может сильно различаться, начиная от мини-электростанций в 150 кВт до самой крупной станции в 94 МВт.
2.2 Проект «APPIN & TOWER» в Австралии
Самая крупная электростанция, работающая на шахтном метане, начала свою работу десять лет назад в Австралии, в штате New South Wales. В качестве топлива для 94-х газовых двигателей внутреннего сгорания, каждый из которых мощностью в один МВт, используется шахтный газ трех подземных угольных шахт, принадлежащих компании ВНР Billiton. При разработке проекта было принято решение использовать модульные энергопроизводящие установки малой мощности, так как это позволяет оптимизировать нагрузку электростанции. При колебаниях подачи шахтного газа только необходимое количество двигателей находится в работе, функционируя со стопроцентной нагрузкой, в то время как остальные двигатели останавливаются. Подобный модульный подход часто применяется на действующих шахтах, где количество и концентрация шахтного газа подвержены постоянным колебаниям. Помимо оптимизации нагрузки использование небольших модулей, заключенных в контейнеры, удобно из-за возможности дистанционной сборки, легкости перемещения (например, на другую шахту) и возможности постепенного наращивания мощности[2].
2.3 Шахтный метан: эффективная утилизация на примере Вайоминга
Утилизация запасов шахтного метана, расположенных на территории угольного бассейна Паудер Ривер (Powder River Basin) в штате Вайоминг, которая реализована на основе микротурбин Capstone, наглядно демонстрирует преимущества экологически чистых энергетических технологий для сохранения естественного состояния окружающей среды при одновременном соблюдении экономических законов построения и развития прибыльного бизнеса, связанного с удовлетворением растущих потребностей в природном газе.
Инновация — это синоним производства шахтного метана. С самого начала его промышленной добычи в середине 70х годов, применение инновационных технологий позволило сделать этот процесс экономически выгодным способом производства природного газа.
Экспоненциальный рост потребления газа привел к смещению фокуса интересов со стороны энергетических компаний и рыночных инвесторов от сырой нефти в сторону природного газа. Расчеты показывают, что объем потребления газа в США вырастет до 1 триллиона м3 в год к 2010—2015 годам. Следовательно, пришло время активно наращивать добычу. Как же микротурбины вписываются в эту картину?
Представим себе вытянутую область длиной более 100 километров, пересекающую графства Кэмпбелл, Джонсон и Шеридан штата Вайоминг. По оценкам экспертов, недра региона содержат более 700 миллиардов м3 газа, что сравнимо с разведанными запасами в Мексиканском заливе. Только в течение последних нескольких лет Паудер Ривер занял лидирующие позиции по добыче шахтного метана благодаря усилиям нескольких независимых нефтегазовых компаний, среди которых можно выделить CMS Energy.
В соответствии с топографическими особенностями региона перед тем, как добыть газ, угольные пласты должны быть обезвожены. Компания CMS Energy ежегодно бурит сотни скважин для того, чтобы с помощью устанавливаемых на этих скважинах насосов вести откачку пластовых вод. При этом насосные группы периодически перемещаются между группами скважин, расположенными на площади в 2000 км2, многие из которых находятся в километрах и десятках километров от ближайшей линии электропередачи.
Исходя из этих условий, компания CMS Energy остановила свой выбор на микротурбинах Capstone и в настоящее время эксплуатирует в непрерывном режиме парк из десятков модулей. Компактный дизайн и модульная конструкция микротурбин, позволяет свести к минимуму процедуры перемещения и запуска турбогенератора на новом месте. В качестве топлива в большинстве случаев используется шахтный метан, но иногда и пропан (на период подготовки скважины).
Со слов управляющего директора Джима Волката, микротурбины позволяют компании не просто генерировать электроэнергию в местах ее потребления, но и делать это с учетом строгих ограничений по выбросам оксидов азота и других парниковых газов, установленных администрацией штата Вайоминг.
До применения микротурбин компания CMS Energy использовала дизельные поршневые двигатели для энергоснабжения удаленных скважин. Однако, сопровождение таких установок сопровождалось существенными расходами на транспортировку топлива и проведение частых регламентных работ. Кроме того, экологические нормы требовали установку дополнительных фильтров.
Использование микротурбин Capstone позволило на порядок сократить выбросы оксидов азота без какой-либо дополнительной обработки выхлопных газов и свести к минимуму расходы на сопровождение генерирующего оборудования[2].
Согласно официальной статистике Американского Агентства Защиты окружающей среды, генерирующие мощности, расположенные на территории штата Вайоминг, выбрасывают в атмосферу 2.4 грамма NOx при производстве 1 квт-часа электроэнергии. И это, включая экологически чистые гидроэлектростанции. В соответствии с актуальными требованиями администрации штата, новые генерирующие мощности должны удовлетворять уровню выбросов не выше 1.4 грамм NOx на 1 квт-час. Получение разрешительных документов занимает не менее 30 дней и для генерирующего оборудования, превышающего указанных уровень, требует публичного обсуждения в течение неопределенного времени. Уровень выбросов NOx микротурбин, эксплуатируемых компанией CMS Energy, не превышает 0.3 грамм на 1 квт-час.
Применение электронных систем контроля и каталитической очистки выхлопа на поршневых двигателях существенно увеличивает их стоимость и экономически оправдано только на наиболее мощных моделях. Но при условии постоянного ужесточения экологических требований, инвестиции в такое оборудование оцениваются потенциальными пользователями как сильно рискованные. Решение проблемы в виде ограничения по времени работы еще более ухудшает экономику применения поршневых двигателей.
По мнению Джима Волката, микротурбины идеально соответствуют технологии добычи шахтного метана. «Снимаете модуль с грузовика, подключаете к газовой трубе и нагрузке и запускайте. Никаких фундаментов, никакого масла или антифриза. И мы используем газ прямо из скважины. Зачастую доставка до места занимает больше времени, чем пуск», — комментирует он.
Ключевое преимущество микротурбин — гибкость по отношению к топливу. На подготовительном этапе одна или несколько микротурбин могут использовать пропан для откачки воды из угольных пластов. После того, как достаточно количество газа начинает поступать из скважин, те же микротурбины переключаются на метан простым нажатием управляющей клавиши на панели управления микротурбины.
Безусловно, распределенная генерация не может конкурировать с большими электростанциями, работающими на угле в части себестоимости энергии, но расходы и время, затрачиваемые на прокладку линий, не позволяют обеспечить необходимую динамику развития.
«Проще говоря, преимущество этой новой экологически чистой технологии состоит в возможности обеспечения энергией тогда и где это необходимо, без головной боли, связанной с получением разрешений, сопровождением и авариями», — резюмирует Джим Волкат.
Успех, достигнутый в результате применения микротурбин в Вайоминге, носит универсальный характер и может тиражироваться нефтегазовыми компаниями в других угледобывающих регионах по всему миру.
2.4 Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ, возможности утилизации шахтного метана
Конференция 19-20 июня 2006г. в г. Кемерово по утилизации шахтного метана показала, что имеется много технических решений использования шахтного метана. К сожалению, в большинстве докладов не рассматривались экономические и законодательные вопросы реализации этих проектов. Большие надежды участники конференции, как и многие другие ученые, политики, журналисты и руководители угольных шахт возлагают на предоставляемые возможности механизма Киотского протокола. При этом не все различают политические и экономические решения по данным проектам. Рассмотрению данных вопросов с учетом опыта ФРГ, где достигнуты наилучшие в мире результаты по утилизации шахтного метана и реализации принципов Киотского протокола [13], и посвящен данный обзор. На начало 2006г. только в Рурском бассейне работали более 130 контейнерных ТЭС на шахтном газе с установленной мощностью более 150 МВт электрической энергии (на шахте «Антрацит Иббенбюрен» кроме четырех КТЭС действует еще стационарная установка мощностью 27 МВт). Большинство из них установлено на отработанных шахтных полях, где их показатели примерно на 20 % лучше, чем на активных шахтах. В мае 2006г. фирма Эмиссионс-Традер ЕТ подала заявки на 55 эмиссионных проектов по шахтному газу. Два из них (г. Херне) уже полностью признаны и функционируют как «утилизационные — эмиссионные проекты»; они, по нашей информации, на данный момент единственные в мире реально действующие эмиссионные проекты на шахтном газе, соответствующие всем критериям Киотского протокола [13]. То есть в ФРГ шахтный газ используется уже в больших промышленных масштабах и Киотский протокол уже действует в рамках ЕС и развивающихся стран.
Интенсивное внедрение КТЭС стало возможно благодаря:
— закону ФРГ о возобновляемых видах энергии, гарантирующего передачу электроэнергии в сеть по цене около 7 евроцентов за 1 кВт-ч в течение 20 лет;
наличию Указаний Земли Северная-Рейн-Вестфалия об использовании установок на шахтном газе, позволяющих использовать шахтный газ при любой концентрации метана, если содержание кислорода меньше 6 %, что наблюдается практически всегда на отработанных шахтных полях;
активной поддержке правительства Земли Северная-Рейн-Вестфалия и методическому, инженерному сопровождению немецкого института прикладных исследований УМЗИХТ (Государственного института экологии, безопасности и новых видов энергии).
Широкомасштабное использование в ФРГ шахтного газа для выработки электроэнергии выявило и имеющиеся проблемы:
—на отдельных закрытых шахтах газ после 3-5 лет работы резко убывает, падает концентрация, происхождение шахтного газа еще недостаточно изучено, интенсивность отсасывания газа следует оптимизировать; бурение скважин на полях закрытых шахт является очень рискованным, сложным и дорогостоящим;
- на действующих шахтах среднее время работы КТЭС не превышает 7 000 ч в год, причины: технологические и профилактические работы в шахтах, а также нестабильность концентрации СН4, периодическое ее снижение ниже 25-30%;
резкое возрастание эксплуатационных затрат при длительной концентрации СН4 менее 30 % в шахтной смеси (сравнимо с работой автомобиля на первой передаче);
большие капитальные (1 млн евро за 1 МВт) и эксплуатационные затраты (более 200-300 тыс. евро в год на 1 МВт):
электрическую и тепловую энергию из-за отсутствия потребителей не всегда можно использовать.
Дополнительные возможности утилизации шахтного газа предоставляет Киотский протокол. По нашим оценкам, действующие и прогнозируемые цены до 2012-2017гг. могут дать дополнительную прибыль в размере 2-6 евро-центов за 1кВТ'Ч электроэнергии.
Сегодня никто не знает, какими будут цены на ECB/ERU в 2008-2012 гг. На этот счет имеется много предположений, которые зачастую не имеют никакой связи с фактическими данными рынка. В целом следует различать сертификаты, которыми уже торгуют ЕС, и сертификаты, которые будут продаваться после 2008 г во всем мире в рамках торговли по Киотскому протоколу[1]. Торговля эмиссионными сертификатами в ЕС — достаточно замкнутая система, условия которой после 2008г. существенно изменятся. Из-за задержки ратификации Киотского протокола [13], отдельными развивающимися странами и еще ограниченного эмиссионного рынка сертификаты CCB/CER из проектов МЧР/CDM производятся пока в небольших количествах. Поэтому в ЕС в настоящее время любые незначительные политические и экономические изменения значительно влияют на неустойчивый рынок эмиссионных сертификатов. В конце апреля 2006 г. цены на сертификаты уже достигли 30 евро за 1 т СО2 и прогнозы были на 40-50 евро, но в первой декаде мая цены в ЕС упали до 9 евро за уже реализованные снижения эмиссий, а в конце июня стабилизировались на уровне 15 евро.
Однако с 2008г. рынок эмиссионных сертификатов значительно увеличится, возрастет число покупателей и продавцов, сертификаты можно будет получать и из проектов совместного осуществления (ПСО/Л), и цены должны стабилизироваться. На сертификаты с 2008г прогнозируются цены от 6 до 15 евро, если речь идет о скупке большого количества и соответствующих гарантиях их поставок при продаже сертификатов вперед (фьючерсные сделки). Стоимость сертификатов, полученных по проектам от закрытых шахт, будет дороже, чем от действующих шахт из-за значительно большего риска нарушения выполнения договора поставок сертификатов с этих шахт. Штрафы могут в несколько раз превышать договорную цену, договоры заключаются по 2012-2017г.г.
Не все действующие сегодня утилизационные проекты могут быть признаны эмиссионными, они должны соответствовать всем критериям Киотского протокола регистрация эмиссионного проекта до начало утилизации:
- наличие зарубежного инвестора или покупателя эмиссионного сертификата уже на стадии регистрации проекта:
- отсутствие государственных дотаций;
- без продажи эмиссионных сертификатов утилизационный проект реализовываться не будет из-за отсутствия экономического интереса или по другим причинам (законодательным, техническим и др);
— прозрачность всего проекта (инвесторы, покупатели, экономические показатели, аудиторы, доступность полной информации в интернете).
Из-за отсутствия в странах СНГ закона о сбыте электроэнергии, полученной от утилизации шахтного газа, сегодня невозможно провести полную экономическую оценку различных технологий утилизации. Шахте нужно двойное электроснабжение, рассчитанное на определенную установленную мощность потребителей, и владельцы энергосети не допустят, чтобы шахты перешли на собственное электроснабжение, сохраняя их электросеть в качестве резервной. Безусловно, что без законодательной директивы они могут по очень низким ценам закупать излишки шахтной электроэнергии в свою сеть и по завышенным ценам предоставлять шахтам свою энергосеть в качестве резервной. Данный вопрос требует законодательного решения. И следует говорить не о цене электроэнергии для потребителя, а о законодательной (согласованной) цене передачи дополнительной энергии в местную сеть и о стоимости резервного электроснабжения шахты из местной энергосети. Без законодательного решения региональные энергосети не допустят широкого распространения, а выработки электроэнергии из шахтного газа, так как это противоречит их экономическим интересам.
К технологии утилизации ближайшего будущего не следует относить и проекты по сжиганию газа вентиляционной струи, этот вопрос технически еще не решен. В настоящее время ни на одной шахте мира данные установки не работают, экспериментальная работа подобных установок в других отраслях экономически себя не оправдывает. Информация в прессе о подобных проектах была недостоверной, разработчики выдают желаемое за действительное, а трудности финансирования эксперимента задерживают его реализацию.
Доработка этих инженерных предложений до серийного производства потребует еще более пяти лет, а Киотский протокол действует в настоящее время только до 2012 г., то есть только до этого времени можно реально учитывать доходы от снижения выбросов.
Таблица 1- Ориентировочная сводная таблица по различным технологиям утилизации шахтного метана (опыт ФРГ)
Показатели
|
