Фугитивные выбросы метана и технологии их сокращения при угледобыче в Кузбассе

О.В. Тайлаков, Е.А. Уткаев, М.П. Макеев
Федеральный исследовательский центр угля и углехимии Сибирского отделения Российской академии наук, г. Кемерово, Российская Федерация
Горная Промышленность №6 / 2022 стр. 54-59

Резюме: Представлен ретроспективный анализ выбросов метана при угледобыче подземным и открытым способами, а также последующей деятельности с углем, извлеченным подземным способом в Кузбассе. Рассмотрены современные технологии переработки угольного метана, который выводится на поверхность вентиляционными и дегазационными системами угольных шахт для получения химических продуктов, тепловой и электрической энергии. Показано, что рациональным вариантом утилизации дегазационного метана является его использование в качестве топлива в газогенераторах, для снижения выбросов вентиляционного метана необходимо совершенствование и внедрение технологий регенеративного термического окисления обедненных метановоздушных смесей. На основе применения дисконт-факторного анализа выполнена оценка экономической эффективности утилизации дегазационного и вентиляционного метана. Установлено, что получение тепловой и электрической энергии при утилизации дегазационного метана экономически целесообразно, положительный экономический эффект проектов переработки вентиляционного метана достигается при использовании дополнительных стимулов, включающих продажу единиц сокращенных выбросов, с учетом цен на основные энергоносители. Обосновано, что утилизация угольного метана способствует снижению углеродного следа угледобывающей промышленности. Полученные результаты могут быть использованы для выбора и внедрения рациональных технологий улавливания и переработки угольного метана при угледобыче подземным способом.

Ключевые слова: метан угольных пластов, эмиссия, добыча угля, утилизация, дегазация, вентиляция

Благодарности: Исследование выполнено в рамках комплексной научно-технической программы полного инновационного цикла «Разработка и внедрение комплекса технологий в областях разведки и добычи полезных ископаемых, обеспечения промышленной безопасности, биоремедиации, создания новых продуктов глубокой переработки из угольного сырья при последовательном снижении экологической нагрузки на окружающую среду и рисков для жизни населения», утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.05.2022 г. №1144-р (Соглашение № 075-15-2022-1196).

Для цитирования: Тайлаков О.В., Уткаев Е.А., Макеев М.П. Фугитивные выбросы метана и технологии их сокращения при угледобыче в Кузбассе. Горная промышленность. 2022;(6):54–59. https://doi.org/10.30686/1609-9192-2022-6-54-59

Информация о статье

Поступила в редакцию: 12.10.2022

Поступила после рецензирования: 02.11.2022

Принята к публикации: 03.11.2022

Информация об авторах

Тайлаков Олег Владимирович – доктор технических наук, профессор, главный научный сотрудник, Федеральный исследовательский центр угля и углехимии Сибирского отделения Российской академии наук, Кемерово, Российская Федерация; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.

Уткаев Евгений Александрович – кандидат технических наук, старший научный сотрудник, Федеральный исследовательский центр угля и углехимии Сибирского отделения Российской академии наук, Кемерово, Российская Федерация; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.

Макеев Максим Павлович – кандидат технических наук, старший научный сотрудник, Федеральный исследовательский центр угля и углехимии Сибирского отделения Российской академии наук, Кемерово, Российская Федерация; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.

Введение

Процессы добычи угля, его транспортировки и последующей переработки сопровождаются эмиссией метана. В Кузбассе усредненные коэффициенты выбросов метана при добыче угля подземным способом и последующем обращении с углем, извлеченным таким способом, составляют 15,1 м³/т и 3 м³/т, коэффициенты выбросов CH4 при добыче угля открытым способом – 5,5 м³/т¹. В совокупном объеме в угледобывающей промышленности Кузбасса [1] ежегодно выделяется более 2 млрд м³ метана (рис. 1). При этом наибольший объем выбросов метана в 2,53 млрд м³ в последнюю декаду наблюдался в 2018 г., когда были достигнуты рекордные показатели по добыче угля в 255,3 млн т в угольной отрасли Кемеровской области. В предположении продолжающегося снижения доли подземного способа в общей добыче угля выбросы метана в угледобывающей промышленности Кузбасса в 2035 г. будут составлять 2,04–2,58 млрд м³ в год (рис. 2).

Рис. 1 Добыча угля и эмиссия угольного метана в Кузбассе

Fig. 1 Coal output and coalbed methane emission in Kuzbass

Рис. 2 Прогноз объемов угледобычи и сопровождающей эмиссии угольного метана в различных сценариях в Кузбассе: a – умеренный; б – оптимистический

Fig. 2 Forecast of coal mining output and associated coalbed methane emission in Kuzbass in different scenarios: a – moderate; b – optimistic

Методы

Способы дегазации, которые применяются на шахтах Кузбасса, включают [2]:

– предварительную дегазацию неразгруженных пластов в течение 6–12 мес скважинами, пробуренными из подземных выработок, с коэффициентом дегазации 0,15–0,25;

– текущую дегазацию неразгруженных пластов в течение 1–2 мес барьерными скважинами, пробуренными из горных выработок, с коэффициентом дегазации 0,15–0,30;

– дегазацию выработанного пространства и сближенных пластов угля в течение 3–12 мес скважинами, пробуренными с земной поверхности или из горных выработок, с коэффициентом дегазации 0,30–0,40.

Для повышения эффективности дегазации расширяющееся применение в Кузбассе находит технология направленного бурения дегазационных скважин, которая позволяет обуривать дегазируемую часть угольного пласта веером протяженных скважин из одной точки горной выработки. При этом также применяются методы и способы стимулирования газоотдачи угольных пластов путем их гидроразрыва [3; 4].

Утилизация метана позволяет существенным образом снизить его выбросы в атмосферу. Варианты применения технологий утилизации шахтного метана зависят от его концентрации в метановоздушной смеси (МВС). К рациональным вариантам переработки шахтного метана относятся следующие технологии.

Деструкция метана в факельных установках является эффективным способом снижения выбросов шахтного метана, который сжигается в камере сгорания установки при температуре 1000–1200 °C. Работа системы обеспечивается при концентрации СН₄ в метановоздушной смеси, превышающей 25%. Вырабатываемое при этом тепло рассеивается в атмосфере.

Получение электрической и тепловой энергии в модульных теплоэлектростанциях. Метан в станцию подается по надземному трубопроводу от скважин за счет работы насоса с концентрацией метана более 30%. Затем газ поступает в двигатель внутреннего сгорания, который приводит в действие низковольтный генератор трехфазного тока (400 В). Производимая электрическая энергия через трансформаторную станцию поступает в сеть электроснабжения. Вырабатываемая при этом тепловая энергия может быть использована непосредственно на площадке установки станции для ее обогрева в зимнее время.

Утилизация метана в котельных. Эффективным методом утилизации метана является сжигание метановоздушной смеси в котлоагрегатах шахтных котельных. Сжигание кондиционных метановых смесей осуществимо как самостоятельно, так и совместно с углем. В котельную метановоздушная смесь поступает по надземному трубопроводу от скважин за счет работы насоса с концентрацией метана более 30%. Предварительно газ проходит конденсатосборники, газовую регулировочную установку, огнепреградитель, электромагнитный клапан и измерительный комплекс учета газа [5]. Полученное тепло используется в системах теплопотребления: отопление, горячее водоснабжение и технологические нужды.

Производство химических продуктов. Шахтный метан можно использовать в качестве компонента для получения метанола, формалина, сажи, аммиака, водорода, ацетилена, производных для производства пластмасс, искусственного волокна. Получаемые при этом химические вещества востребованы в различных отраслях промышленности. Метанол используется при производстве пластмасс, формальдегида, как присадка к топливу и в качестве самостоятельного топлива, а также может быть использован для производства кормового белка. С использованием ацетилена производятся винилхлорид, уксусный ангидрид, хлоропреновый каучук. Вместе с тем основным направлением химической переработки метана угольных пластов является его трансформация в синтез-газ (смесь СO и H₂) с последующим получением химических соединений NH₃, CH₃OH, одноатомных насыщенных и ненасыщенных спиртов, моторных топлив и иных химических веществ. Синтез-газ различного состава получают с использованием технологий паровой конверсии СН4, парциального каталитического окисления (ПКО), автотермического риформинга [6], методов прямого окисления СН₄ в CH₃OH, термического разложения СН₄ и адиабатической конверсии СН₄ (АКМ) [7].

Переработка вентиляционного метана. Метан, извлекаемый системами вентиляции (С > 0,75%) и управления газовыделением (С > 3,5%), характеризуется низкой концентрацией. Его переработка возможна в качестве основного и вспомогательного топлива. Основными технологиями утилизации вентиляционного метана являются: тепловое окисление, каталитическое дожигание метана в газотурбинных установках, подача вентиляционного метана в составе топливной смеси в котлы и двигатели внутреннего сгорания. Технологии теплового окисления и каталитического дожигания являются инновационными технологиями [8], которые пока имеют ограниченное применение [9]. В качестве дополнительного топливного компонента метановоздушной смеси используется в так называемом «дутье» при утилизации основного топлива. Для переработки вентиляционного метана в качестве основного топлива необходима стабильная и более высокая концентрация CH₄, чем при его использовании совместно с газовой смесью из систем дегазации.

Результаты

На основе анализа зарубежного и российского опыта переработки шахтного метана можно заключить, что из рассмотренных выше наилучшей доступной технологией утилизации этого газа является: использование шахтного метана для получения тепловой и электрической энергии в мобильных комплектных теплоэлектростанциях, в которых генерация электроэнергии осуществляется путем использования газогенераторов для переработки высоконцентрированного дегазационного метана. Такие установки могут быть использованы для переработки вентиляционного метана при его смешивании с дегазационным метаном. Для сокращения выбросов метана в атмосферу с целью снижения углеродного следа угледобывающей промышленности целесообразно применение факельных установок, совмещенных с сухими ротационными насосами, которые используются для извлечения дегазационного метана. Перспективным направлением утилизации фугитивных выбросов метана является переработка этого газа, извлекаемого вентиляционными системами угольных шахт, в установках каталитического дожигания обедненных метановоздушных смесей или регенеративного термического окисления (РТО) [10]. Укрупненный экономический анализ применения этих технологий показывает следующее. Использование шахтного метана для производства тепловой и электрической энергии в газогенераторах. Примем, что капитальные затраты для типового проекта, предусматривающего установку двух газогенераторов мощностью 1,5 МВтэ, составляют 182,94 млн руб. и включают стоимость проектирования, приобретения газогенераторных станций, трансформаторной подстанции, блока сепарации и подготовки газа, выполнения строительно-монтажных работ [11]. При стоимости электроэнергии 2,94 руб./кВт·ч и работе газогенераторов в течение 248 сут с учетом времени, необходимого на техническое обслуживание оборудования, годовая выручка по проекту составит 52 533 601,92 руб. С учетом продажи вырабатываемой тепловой энергии по цене 1 769,78 руб. за 1 Гкал дополнительная выручка по проекту составит 27 117 351,33 руб. Исходя из перерабатываемого объема метана 15 м3/мин и с учетом установленной ставки за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух стационарными источниками 128,52 руб. за тонну метана, применяемой в РФ в 2022 г., экономия за выбросы метана в атмосферу составит 460 026,26 руб. в год. Таким образом, общая годовая выручка при утилизации шахтного метана в теплоэлектростанции мощностью 3 МВт составляет 80 110,98 руб. С учетом операционных расходов и ставки дисконтирования 10% чистая приведённая стоимость проекта составляет 136 602,37 тыс. руб. при утилизации метана в течение 10 лет (табл. 1). Экономическая эффективность проекта существенным образом повышается, если учитывать возможность продажи единиц сокращенных выбросов по цене 100 долл. США (6 098 руб.) за 1 тСО₂э, которая соответствует текущим ценам на европейском углеродном рынке. При этом чистая приведенная стоимость составляет 2 764 953,29 тыс. руб. При 10 долл. США (609,8 руб.) за 1 тСО₂э – ЧПС = 399 437,46 тыс. руб.

Таблица 1 Экономическая оценка получения тепловой и электрической энергии при утилизации дегазационного метана, тыс. руб.

Table 1 Economic assessment of heat and electric power production by utilization of degassing methane (‘000 rubles)

Таблица 2 Экономическая оценка получения электрической энергии при утилизации вентиляционного метана (тыс. руб.) с учетом продажи ЕСВ по цене 100 долл. (6098 руб.)/тСО₂э

Table 2 Economic assessment of the production of electric energy by utilization of ventilation air methane (thousand rubles), taking into account the sale of ERUs at 100 USD (6098 rubles)/tCO₂e

Наибольшие объемы метана, который десорбируется в процессе угледобычи, выводятся на поверхность системами проветривания угольных шахт. Очевидно, что для существенного сокращения выбросов метана в угольной промышленности необходимо внедрять технологии, направленные на переработку вентиляционного метана.

Однако пока такие технологии –дорогостоящие и имеют большие сроки окупаемости. Применение установок РТО позволяет получить два вида продукта – тепло и электричество. Для обеспечения тепловой энергией потребителя требуются только РТО и теплообменный модуль. Для производства электроэнергии необходимы паровая турбина и комплекс периферийного оборудования. Средний расчетный расход метана по шахтам Кузбасса в пересчете на 100%-ную концентрацию составляет порядка 9 млн м³/год, а установки от 250 000 нм³/ч способны утилизировать практически весь объем выделяемой МВС с низкими качественными характеристиками. Соответственно, средняя производительность системы, предлагаемой к внедрению, определяется в 250 000 нм³/ч, ее изменения должны рассчитываться в соответствии с объемами выделяемой метановоздушной смеси. Примем капитальные затраты системы для производства электрической энергии 1 524 500 тыс. руб. для установки VOCSIDIZER™, которая перерабатывает метан с его содержанием в метановоздушной смеси 0,9% и обеспечивает производство электроэнергии с мощностью 5 МВтэ². Без учета продаж ЕСВ чистая приведенная стоимость проекта – отрицательная. Положительные значения ЧПС принимает при продаже ЕСВ по цене более 76 долл. США (4663 руб.) за тСО₂э. При цене ЕСВ 100 долл. США (6 098 руб.)/тСО₂э ЧПС = 7 125 578,13 тыс. руб.).

Обсуждение результатов

Эффективность комплексной дегазации угольных пластов в Кузбассе достигает 75–80%. Однако в среднем она составляет 30% в зависимости от горно-геологических условий, применяемого оборудования и методов стимуляции газоотдачи угольных пластов. В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 04.11.2020 г. №666 к 2030 г. необходимо обеспечить сокращение выбросов парниковых газов до 70% относительно уровня 1990 г. «с учетом максимально возможной поглощающей способности лесов и иных экосистем и при условии устойчивого и сбалансированного социально-экономического развития Российской Федерации» ³. Некоторые угольные компании, которые ведут добычу угля в Кузбассе, планируют участвовать в создании карбоновых полигонов в целях выполнения поставленной задачи. Вместе с тем необходимо использовать потенциал сокращения выбросов метана при угледобыче. В 1990 г. в Кузбассе было добыто 80,97 млн т угля подземным способом и 61,43 млн т угля открытым способом. При этом в атмосферу было выброшено 1,47 и 0,34 млрд м³ метана соответственно. Установленный Указом Президента Российской Федерации уровень в 70% для выбросов парниковых газов относительно уровня 1990 г. составляет 1,03 и 0,24 млрд м³ для метана, выделяющегося при добыче угля подземным и открытым способами. В связи с увеличением объемов угледобычи в Кузбассе на временном интервале 2010–2020 гг. ежегодная эмиссия метана при извлечении угля и последующей деятельности превышает допустимый уровень выбросов при условии пропорционального распределения заданных сокращений парниковых газов по секторам. При этом ожидается, что в 2030 г. в Кузбассе выбросы метана составят 1,21 и 1,51 млрд м³ при подземной добыче угля соответственно в умеренном и оптимистическом сценариях и 0,93 и 1,16 млрд м3 при добыче угля открытым способом соответственно в умеренном и оптимистическом сценариях. Заметим, что в оценках выбросов метана при добыче угля подземным способом здесь и ранее приводятся оценки суммарных выбросов, сопровождающих собственно угледобычу, а также объемы метана, выделяющегося в последующей деятельности. Оба сценария предопределяют необходимость внедрения систем утилизации шахтного и вентиляционного метана для обеспечения снижения выбросов парниковых газов в РФ в угольном секторе до уровня, не превышающего 70% от базового уровня.

Заключение

Выполненные оценки выбросов метана, сопровождающих процессы угледобычи, подтверждают необходимость снижения эмиссии этого парникового газа, в соответствии с требованиями нормативно-правовых актов Российской Федерации в сфере регулирования содержания загрязняющих веществ в атмосфере. Для утилизации угольного метана целесообразно применять технологию его переработки для получения электро- и теплоэнергии в газогенераторах. Учитывая объемы выбросов вентиляционного метана, необходимо совершенствование и внедрение технологий утилизации метановоздушных смесей с низким содержанием метана. Ожидается, что развитие этого направления будет способствовать снижению углеродного следа угледобывающей промышленности.

¹ Методические рекомендации по проведению добровольной инвентаризации объема выбросов парниковых газов в субъектах Российской Федерации, утвержденные распоряжением Минприроды России от 16 апреля 2015 г. № 15-р. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_256422/e223a74aba21265dfc5770abb00457ecbc27ca85/ (дата обращения 11.08.2022

² Метан из угольных шахт: возможности сокращения выбросов, совершенствования сбора и утилизации. Глобальная метановая инициатива; 2011. 4 p. Режим доступа: https://globalmethane.org/documents/coal_fs_rus.pdf

³ Указ Президента РФ от 04.11.2020 № 666 О сокращении выбросов парниковых газов. Официальный сайт Президента РФ. Режим доступа: http://www.kremlin.ru/acts/bank/45990 (дата обращения 06.08.2022)

Список литературы

1. Петренко И.Е., Шинкин В.К. Итоги работы угольной промышленности России за январь-март 2022 года. Уголь. 2022;(6):6–16. https://doi.org/10.18796/0041-5790-2022-6-6-16

2. Ширяев С.Н., Агеев П.Г., Черепов А.А., Петрова О.А., Фрянов В.Н. Обоснование направлений развития способов и средств дегазации угольных шахт. Вестник Сибирского государственного индустриального университета. 2018;(3):28–32.

3. Ютяев Е.П., Садов А.П., Мешков А.А., Хаутиев А.М., Тайлаков О.В., Уткаев Е.А. Оценка фильтрационных свойств угля в гидродинамических испытаниях дегазационных пластовых скважин. Уголь. 2017;(11):24–29. https://doi.org/10.18796/0041-5790-2017-1124-27

4. Клишин В.И., Тациенко А.Л., Опрук Г.Ю. Инновационные методы интенсификации процесса дегазации угольных пластов из подготовительных выработок. Вестник Кузбасского государственного технического университета. 2017;(6):89–97. https://doi.org/10.26730/1999-4125-2017-6-89-96

5. Тайлаков О.В., Застрелов Д.Н., Уткаев Е.А., Соколов С.В., Кормин А.Н., Смыслов А.И. Направления утилизации шахтного метана. Вестник Кузбасского государственного технического университета. 2015;(6):62–67. Режим доступа: https://journals.kuzstu.ru/article/2977.pdf

6. Носков А.С., Пармон В.Н. Каталитические технологии для расширения топливно-сырьевой базы России за счет нетрадиционных источников углеродсодержащего сырья. Газохимия. 2008;(2):20–24.

7. Караваев М.М., Леонов В.Е., Попов И.Г., Шепелев Е.Т. Технология синтетического метанола. М.: Химия; 1984. 240 c.

8. Zhu J., Li J., Wei J., Niu X., Wu H., Wei L., Chen B., Huang J., Pan L., Li C. Application of catalytic oxidation technology adopting the reverse flow reactor. Beijing Huagong Daxue Xuebao (Ziran Kexueban)/Journal of Beijing University of Chemical Technology (Natural Science Edition). 2018;45(5):1–7. https://doi.org/10.13543/j.bhxbzr.2018.05.001

9. Горн Е.В., Куркутов С.А., Снигирев В.В., Ковтун А.А. Технологические схемы утилизации вентиляционного метана (МВС). Горный информационно-аналитический бюллетень. 2019;(S38):45–51. https://doi.org/10.25018/0236-1493-2019-11-38-45-51

10. Pengfei G. Design and economic evaluation of low concentration methane (CMM) regenerative thermal oxidation heating system. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2019;242(2): 022058. https://doi.org/10.1088/1755-1315/242/2/022058

11. Артемьев В.Б., Костеренко В.Н., Садов А.П., Тайлаков О.В., Застрелов Д.Н., Уткаев Е.А. Извлечение и переработка угольного метана. М.: Горное дело; 2016. 208 с.