Использование шахтного метана: современное состояние, задачи и перспективы развития
Е.В. Мазаник, к.т.н., зам. генерального директора, директор по аэрологической безопасности подземных горных работ ОАО «СУЭК-Кузбасс»;
Е.М. Могилева, горный инженер-маркшейдер, начальник отдела природопользования, охраны окружающей среды и экологии ОАО «СУЭК-Кузбасс»;
К.С. Коликов, д.т.н., профессор, ФБГОУ ВПО «Московский государственный горный университет»
В настоящее время газоносные угольные месторождения следует рассматривать как углегазовые, что определяется значительными ресурсами метана, содержащегося в угленосных отложениях. По своему компонентному составу газ, содержащийся в угольных пластах на глубинах более 400 м, соответствует природному газу, в котором содержание метана составляет 95–99%, концентрация тяжелых углеводородов изменяется от долей до нескольких процентов, на водород, углекислый газ и инертные газы приходится до 1–2%. Следует отметить и практическое отсутствие вредных примесей, т.к. уголь представляет собой природный сорбент. Однако аэродинамическая связь системы дегазации с атмосферой горных выработок приводит к значительному падению и колебаниям концентрации метана в извлекаемом газе, что препятствует их эффективной утилизации. Поэтому с точки зрения газовой динамики наиболее перспективным следует признать утилизацию метана из ликвидированных шахт (старых выработанных пространств), где отсутствует влияние вентиляции.
Добыча угля сопровождается выделением значительного количества метана, относительная газообильность которого по отрасли превысила 15 м3/т. При отработке высокогазоносных пластов Воркутского месторождения абсолютная метанообильность шахт превышает 120 м3/мин, даже при отработке угольных пластов с газоносностью менее 10 м3/т при высоких нагрузках метанообильность достигает 50 м3/мин и более. Так, на шахте «Котинская» ОАО «СУЭККузбасс» при относительной метанообильности несколько большей 5 м3/т, абсолютное значение метанообильности превышало 50 м3/мин, достигая 100 м3/мин. Именно поэтому неотъемлемым элементом технологии угледобычи стала дегазация, обеспечивающая потенциальную возможность использования шахтного метана. Постоянное ухудшение горно-геологических условий отработки и развитие техники и технологии определяют тенденцию повышения метанообильности угледобычи, высокую актуальность проблемы метанобезопасности и, как следствие, увеличение потенциала шахтного метана.
О мировой практике использования шахтного метана
На текущее положение и развитие данного направления большое влияние оказывает общая экономическая ситуация, и в первую очередь мировые цены на нефть и природный газ. Современный период следует рассматривать как благоприятный для развития способов и средств его утилизации по причине роста требований к обеспечению комплексного освоения запасов недр и экологичности горного производства.
Анализ опыта дегазации и утилизации шахтного метана показывает, что данные работы являются необходимой составляющей технологии разработки угольных месторождений не только с точки зрения безопасности, но и экономически окупающейся, особенно с учетом прироста добычи угля за счет снижения ограничения по газовому фактору.
Метановоздушные смеси по концентрации могут быть разделены на три группы:
1 группа – смеси, извлекаемые средствами вентиляции, которые, как правило, имеют концентрацию 0,2–0,7%;
2 группа – смеси, извлекаемые средствами дегазации, с концентрацией от 5 до 25% (некондиционные по их взрывоопасности);
3 группа – смеси, извлекаемые средствами дегазации, с концентрацией свыше 25%.
В мировой практике наиболее эффективно утилизируются смеси третьей группы с концентрацией метана свыше 25–40%.
Шахтный метан используют в промышленных масштабах уже более 50 лет. Современное состояние техники и технологии позволяет уже сейчас достаточно успешно решать вопросы использования метана. В развитых угледобывающих странах тем или иным способом утилизируется до 50% метана, извлекаемого средствами дегазации. В отдельных бассейнах доля используемого метана достигает 80% и более от каптируемого.
В основном шахтный метан используется в качестве топлива в котельных, в ряде случаев его применяют для нагрева доменных, мартеновских печей, коксовых батарей и других целей. Каптируемый метан применяется также в качестве добавок в городские газовые сети и в качестве топлива для газовых турбин и двигателей внутреннего сгорания. В последние годы каптированный газ широко используется как топливо для дизельных двигателей генераторов переменного тока, однако стоимость электроэнергии при этом значительно выше, чем на крупных тепловых электростанциях [1].
Основной параметр, определяющий возможные направления его использования – концентрация метана в каптируемом газе. Как моторное топливо применяется редко из-за сложности поддержания высокого и стабильного содержания метана (для этого он должен соответствовать требованиям ГОСТ 27577-87). При выполнении стандарта существующие газобаллонные системы, а соответственно и автомобили, работают нормально.
Проведенные анализы шахтного метана показывают, что газ в основном соответствует ГОСТу. Но наибольшее внимание должно уделяться очистке от механических примесей и осушке, т.к. при использовании метана в качестве моторного топлива его влажность должна быть менее 9 мг/м3 при полном отсутствии механических примесей. Из известных способов дегазации требуемую высокую и стабильную концентрацию метана (более 95%) обеспечивает практически только заблаговременная дегазационная подготовка, которая в нашей стране до сих пор не получила применения. При извлечении шахтного метана из угленосной толщи количество механических примесей достигает 4–6 г/м3, а при применении водокольцевых вакуумных насосов влажность составляет 100%. В связи с этим предварительная подготовка газа – необходима.
Использование угольного метана в качестве топлива для автомобильного транспорта Талдинского разреза осуществляется с 2010 года на Талдинской площадке ОАО «Газпром добыча Кузнецк», где специалистами ОАО «Газпром» был реализован первый в России пилотный проект по добыче метана из угольных пластов, однако он не связан с дегазационной подготовкой шахтных полей. Основные отличия в подготовке газа к использованию (в первую очередь, очистка и осушка шахтного метана) по сравнению с природным газом определяются незначительным дебитом (как правило, менее 2 м3/мин) и низким давлением.
Известны примеры применения шахтного метана в качестве сырья для химической промышленности. Метан служит сырьем для получения формальдегида, метанола, ацетилена, сероуглерода, аммиака, хлороформа, синильной кислоты, водорода и других ценных продуктов. Препятствием для использования шахтного метана как химического сырья является, во-первых, необходимость стабильной и высокой концентрации метана (более 80%), во-вторых, отсутствие соответствующего оборудования, так как применяемое рассчитано на значительные дебиты метана, стационарно и отличается высокой металло- и энергоемкостью. Первая причина устраняется при заблаговременной подготовке шахтных полей с использованием гидрорасчленения угольных пластов. В некоторых случаях возможно использование скважин, пробуренных с поверхности в купола обрушения. Необходимый дебит и его стабильность обеспечиваются при заблаговременной подготовке всего шахтного поля или его значительной части в увязке с программой развития горных работ.
Вторая причина устраняется за счет упрощения технологических схем переработки метана в конечный продукт и совершенствования применяемого оборудования с приданием ему мобильности и в первую очередь снижения величины необходимого дебита газа, т.е. фактически развития «малой химии». Так, угольным департаментом АО «АрселорМиттал Темиртау» и МГГУ были проведены шахтные испытания установки энерготехнологической переработки метана с получением технического углерода и тепловой энергии. Необходимо отметить экологичность данной технологии – при пересчете на единицу вырабатываемой энергии выброс углекислого газа снижается на 35%. Теоретически, изменяя соотношение метана в потоках, направляемых на сжигание и на термообработку, можно снизить выброс углекислого газа на 35–50% и на 20–25% снизить потребление кислорода на выработку единицы полезной энергии. Такого экологического эффекта не может обеспечить ни одна из известных технологий промышленной энергетики на углеводородном сырье. По результатам испытаний установлено, что выход сажи (технического углерода) составляет 110 кг на 1000 м3 угольного метана. По своим свойствам технический углерод близок к марке Т-900 (ГОСТ 7885-86).
В последние годы значительное развитие получили технологии использования вентиляционного метана, газа, выносящегося из шахты вместе с вентиляционным потоком воздуха. Однако они еще не вышли из стадии опытных испытаний. Пожалуй, первым крупным в мире проектом такого рода является австралийский West Cliff Ventilation Air Methane Project (WestVAMP), обеспечивающий преобразование в тепло и электричество части вентиляционной струи, используя энергосистему VOCSIDIZER™ фирмы Megtec (Швеция). Данная технология предусматривает использование вентиляционного газа с концентрацией 0,3–1,2% CH4 и нуждается в совершенствовании ввиду низкой экономической эффективности. Разработки фирмы Natural Resources (Канада) используют реверс-поточные реакторы Catalytic Flow Reversal Reactor (CFRR), которые также предназначены для выработки тепла путём утилизации некондиционной газовой смеси с содержанием метана 0,5–1,0%.
Отечественная практика использования метана
В нашей стране каптированный газ впервые начали использовать в Донбассе на ш. «Красная Звезда». В основном используется в качестве топлива в шахтных котельных. Следует отметить, что шахтные котельные имеют сезонный характер работы и максимальная нагрузка приходится на зимний период года. Как показала практика затраты на переоборудование котлов окупаются за 1–2 года. Эффективно используется каптируемый метан и как топливо в сушильных установках.
Следует отметить, что извлечение и использование метана в нашей стране не поставлено на коммерческую основу и в целом ряде случаев, при ограничениях по вентиляции, дегазация используется для выноса метановоздушной смеси с концентрацией 0,5–25%, что сокращает возможности его утилизации. К одному из перспективных направлений относится использование метановоздушной смеси как топлива газотурбинной установки. Положительной чертой является то, что в этом случае может утилизироваться метан, выносимый из шахт вентиляционной струей. В настоящее время разработаны технологические схемы использования низкокалорийных газов высокого давления, базирующиеся на использовании серийного оборудования, мощностью от 100 до 2500 кВт по электрической энергии [2].
Данный способ использования каптируемого метана в промышленном масштабе был испытан в Карагандинском бассейне [3]. Передвижная автоматизированная газотурбинная электростанция ПАЭС-2500 мощностью 2,5 МВт по электрической и 4,66 МВт по тепловой энергии была запроектирована и изготовлена Запорожским производственным объединением «Моторостроитель». Электростанция была оснащена газотурбинным двигателем на базе авиационного двигателя ТВД-АИ-20, генератором типа СГС-14-IOO-6У2 (синхронный, трехфазный, переменного тока) и агрегатами с аппаратурой синхронизации и включения в параллельную работу с энергосистемой любой мощности. В передвижной дожимной компрессорной станции был использован газовый компрессор 2ГМ4 24/9 производства НПО «Борец», который обеспечивает сжатие 24 м3/мин метановоздушной смеси до давления 0,8–0,9 МПа.
К основным достоинствам этой технологии относятся:
- высокий технический уровень технологического оборудования;
- безопасность переработки метановоздушных смесей; - автоматическое согласование вырабатываемой мощности с электрической нагрузкой потребителя.
К недостаткам технологии можно отнести:
- высокие значения концентрации метана в используемой смеси;
- сравнительно малый гарантированный ресурс работы авиадвигателя;
- необходимость предварительного компримирования смеси до давления 0,8–1,2 МПа, на что затрачивается до 10% производимой комплексом электрической энергии;
- относительно невысокий общий КПД технологии по электрической энергии, не превышающий 18–20%.
Одной из основных проблем утилизации шахтного метана является то, что при дегазации более 50% каптируемого метана поступает в некондиционной смеси. Опыт утилизации каптируемого метана показал, что значительные перебои в работе, большие объемы резервных сетей и, как следствие, недостаточная доля используемого метана (менее 50% от направляемого на утилизацию) определяются значительными колебаниями концентрации и дебита метана.
В связи с этим наибольший интерес представляют технологии, обеспечивающие утилизацию метановоздушных смесей в максимально возможном диапазоне концентраций метана.
Данному требованию отвечает утилизация метана в двигателях внутреннего сгорания. При концентрации метана более 50% газовые двигатели практически без каких-либо переделок могут быть приспособлены для работы на шахтном метане с точки зрения организации рабочего процесса. В газовых двигателях может реализовываться также и практически весь диапазон объемных концентраций по взрывоопасности.
В 1990-е годы две газомоторные установки фирмы Caterpillar мощностью 1 МВт были поставлены шахтам «Чертинская» и «Северная», однако по разным причинам они практически не эксплуатировались. За рубежом данный способ утилизации успешно применяется на шахтах европейских стран и США, где мощность применяемых агрегатов достигает 2 МВт. В Австралии общая мощность таких установок на шахтах Appin и Tower составляет около 100 МВт.
Впервые в угольной отрасли России в рамках реализации Киотского протокола на шахте им. С.М. Кирова был реализован проект по извлечению и утилизации дегазационного метана. С этой целью на предприятии в 2009 г. была построена стационарная вакуум-насосная станция, смонтирована факельная установка для сжигания метана, в котельной установлено оборудование, позволяющее производить совместное сжигание угля и газа. Запущены в эксплуатацию три контейнерные теплоэлектростанции компании Pro2 Anlagentechnik GmbH (Германия) суммарной мощностью 4 МВт·час.
Таким образом, утилизация метановоздушной смеси, извлекаемой из выработанного пространства шахты, осуществляется в следующих направлениях:
- для выработки тепловой энергии в действующей котельной на центральной промплощадке шахты;
- для выработки электрической энергии в контейнерных теплоэлектростанциях;
- для сжигания в контейнерных газоутилизационных установках, предотвращающих выделение в атмосферу вредного парникового газа – метана (СН4).
Перевод котлов КЕ 10/14 в существующей центральной котельной шахты на новое топливо – метановоздушную смесь, обеспечивает снижение выбросов сажи в атмосферу на 63,25 т/год. Учитывая то, что фоновая концентрация по саже составляет 0,28 мг/м3, т.е. 1,87 ПДК, данный проект утилизации шахтного метана оказывает благоприятное воздействие на качество атмосферного воздуха в районе расположения объекта.
Расчет приземных концентраций загрязняющих веществ, выполненный с использованием программного комплекса «ЭРА», показал, что вклад предприятия по выбросам сажи составляет: на границе СЗЗ – 0,028 ПДК, на границе жилой застройки 0,044 ПДК и является незначительным.
За время работы оборудования утилизировано 15,5 млн м3 метана. Выработано 26790 МВт·час электроэнергии, 23140 МВт·час теплоэнергии. Сокращение выбросов парниковых газов за отчетный период составило 138,4 тыс. т эквивалента СО2. Этот объем сокращения выбросов парниковых газов оценен в 431,6 тыс. евро. Кроме того, в результате перевода котельной с угля на газ, снижаются объёмы золошлаковых отходов, повышается и безопасность добычи угля в результате расширения применения дегазации.
Оценка способов дегазации как источников газа Перспективы значительного расширения использования шахтного метана требуют оценки способов дегазации как источников газа. Для обеспечения эффективной утилизации необходима полная информация о параметрах извлекаемых метановоздушных смесей различными способами дегазации. Известная в настоящее время информация позволяет оценивать эффективность дегазации, но не надежность дегазационных сетей по газообеспечению.
Ранее выполненный анализ способов дегазации как источников газоснабжения показал, что только вертикальные скважины, пробуренные с дневной поверхности и пластовые в зонах гидрорасчленения более половины времени дают кондиционную смесь (соответственно 67 и 59% от общего времени работы источников) [4]. Способ дегазации выработанного пространства через скважины, пробуренные с поверхности, стал основным на шахтах, разрабатывающих угольные пласты на глубине до 500–600 м.
Следует отметить, что дегазация вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности, имеет весьма серьезный недостаток: хотя выделение из вертикальных скважин большое, влияние их на газовыделение в выработки снижается с повышением интенсивности очистных работ. При этом значительную долю извлекаемого ими метана составляет газ, выделяющийся из пластов, пропластков и слоев пород, удаленных от разрабатываемого пласта. В обычных условиях метан из указанных источников не проникает в выработанное пространство или выделяется в небольших количествах. Вертикальные скважины увеличивают извлечение метана из подработанных пластов и пород в 1,5–2 раза, т.е. являются не столько дегазирующими, сколько метанодобывающими.
Необходимо учитывать и тот факт, что их эксплуатация связана с арендой земельного отвода, что в ряде случаев приводит к крайней минимизации времени их работы, что характерно для условий ОАО «СУЭК-Кузбасс». Эффективность работы скважин и параметры извлекаемых смесей во многом определяются правильным выбором параметров их заложения (расстояние от забоя скважины до вентиляционного штрека, расстояние между скважинами, величина рабочей зоны скважин) и режимом работы (разрежение на устье скважины). С увеличением глубины дебит вертикальных скважин падает в результате более быстрого восстановления горного давления, повышается аварийность при их подработке. Перспективы данного способа связаны с переходом на использование скважин сложного профиля [5], рабочая часть которых располагается непосредственно за границей зоны полных сдвижений боковых пород и по касательной к направлению перемещения разрушенных блоков, но в пределах зоны разгрузки.
Широко используется дегазация спутников скважинами, пробуренными из горных выработок. Наиболее успешно этот способ применяется на шахтах Воркутского бассейна, обеспечивая эффективность до 60%. Один из основных недостатков данного способа заключается в том, что для сохранности скважин их бурение осуществляют после прохода лавы, приводящее к отставанию дегазационных работ от очистных. Следовательно, с увеличением нагрузок на очистной забой эффективность способа также будет снижаться. В этих условиях перспективы во многом связаны с использованием подземных скважин с горизонтальным окончанием, пробуренных навстречу забою.
Анализ эффективности предварительной пластовой дегазации показывает, что с увеличением глубины и газоносности угольного пласта количество извлекаемого газа растет до глубины 400–500 м. В дальнейшем снижение проницаемости пластов приводит к уменьшению дебита метана из скважин, следствием чего становится сокращение расстояния между пластовыми скважинами. Так, если в условиях шахт ОАО «СУЭК-Кузбасс» расстояние между скважинами достигает 10–16 м, то в сложных горно-геологических условиях Карагандинского бассейна (шахта им. В.И. Ленина) оно составляет всего 4 м. Количество извлекаемого метана при применении данного способа с увеличением глубины залегания пластов возрастает.
Однако это происходит не столько за счет расширения области его применения, сколько вследствие увеличения плотности бурения скважин и вовлечения в разработку запасов угля с соответствующими условиями. При этом доля метана, извлекаемого этим способом, постоянно снижается и в настоящее время не превышает 6%. Во многом это связано с низкой эффективностью извлечения метана – съем, как правило, не превышает 1,5 м3/т и даже применение пересекающихся скважин часто не обеспечивает необходимой степени дегазации. При потенциально высоком качестве извлекаемых метановоздушных смесей по концентрации метана и стабильности концентрации и дебита объемы газа кондиционного состава не превышают 50%.
Основной причиной этого является качество ведения дегазационных работ, особенно при герметизации устья скважин, и монтаже дегазационного става. Повышение качества герметизации и устранение подсосов по ставу позволяют значительно повысить концентрацию метана. Кроме того, отключение отдельных элементов с низкой концентрацией метана, как правило, незначительно влияет на суммарный съем, но существенно повышает концентрацию метана. Значительно повысить эффективность пластовой дегазации удалось в Карагандинском бассейне при комплексном способе дегазации, когда пластовые скважины были использованы в зонах гидрорасчленения. Коэффициент интенсификации газовыделения при этом составил 3–7, увеличилась и концентрация метана, достигнув в среднем около 50%.
О задачах комплексного освоения углегазовых месторождений
Следует отметить, что на практике часто наблюдается повышение доли кондиционного газа в случае перехода к утилизации, т.к. повышается качество ведения дегазационных работ. Применяемые водокольцевые вакуумные насосы имеют достаточно жесткие характеристики и при снижении дебита извлекаемой смеси искусственно создаются дополнительные подсосы воздуха байпасом, что приводит к снижению концентрации метана, их применение определяет также и максимально возможную влажность газа. Этих недостатков лишены ротационные насосы, которые при эксплуатации не требуют использования воды и, как следствие, осушки метановоздушной смеси перед подачей в утилизационные установки, а также обеспечивают эффективную регулировку дебита и вакуума [6].
В этих условиях решение проблемы комплексного освоения ресурсов угольных, точнее углегазовых месторождений на основе промышленного использования метана возможно при решении следующих задач:
- разработка и использование способов извлечения метана из угольных пластов с обеспечением необходимого коэффициента эффективности дегазации;
- разработка способов и технических средств подготовки извлекаемого газа в соответствии с требованиями промышленных потребителей.
Первая задача имеет длительную историю в теории и практике дегазации угольных шахт. Проведенный перспективный анализ способов дегазации показал, что с учетом ухудшения горно-геологических условий и роста нагрузки на, очистной забой, к наиболее перспективным относятся способы, предусматривающие проведение воздействий на угольные пласты с целью повышения их проницаемости или использующие эффект разгрузки газоносного массива. Вторая задача не является традиционной для угольной промышленности, а учитывая относительно низкие дебиты газа, нестабильность компонентного состава и дебита, опыт газоподготовки газовой промышленности может быть использован в незначительном объеме.
Хотелось бы подчеркнуть, что в области промышленного использования метана, извлекаемого при разработке угольных пластов, в странах СНГ (Россия, Казахстан и др.) образовался большой разрыв между практикой и полученными научными результатами.
Разработаны различные технологии обогащения метановоздушных смесей, основанные на различных физических принципах. Например, в ННЦ ГП-ИГД им. А.А. Скочинского под руководством Е.А. Ельчанинова были разработаны газоразделительная установка с поверхностно-поворотным разделением газового потока и мембранная метанообогатительная установка с разделением смесей полимерными мембранами. В МГГУ под руководством С.А. Ярунина разработана технология извлечения метана из вентиляционных струй с кристаллогидратным опреснением шахтных вод и получением холода, позволяющая получать метан с концентрацией 95–97%. Предварительные испытания показали возможность реализации данных технологий, однако опытно-промышленные испытания не проведены из-за отсутствия необходимых объёмов финансирования.
Как показала международная практика, реализация проектов по утилизации шахтного метана требует, как правило, экономического стимулирования таких работ. Так, в конце 1990jх годов Правительство ФРГ приняло решение о поддержке использования шахтного метана в качестве альтернативы природному газу и придало ему статус восполняемого источника энергии [7]. С принятием в 2000 г. Федерального закона о стимулировании использования возобновляемых энергоресурсов Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) утилизация шахтного метана в энергетических целях стала в Германии экономически привлекательным направлением.
В России лишь в 2013 г. появились экономические стимулы для развития данного направления. Так в соответствии со статьёй 343.1 НК угледобывающая компания имеет право в течение трёх лет после осуществления расходов на дегазацию удерживать в счет возмещения этих расходов до 30% начисленного НДПИ при добыче угля. Это предоставляет определённую надежду на успешное решение задачи практического хозяйственного использования дегазационного метана.
