Пионеры метанодобычи

Одним из оптимальных решений задачи достаточного обеспечения энергоресурсами украинской экономики может стать вовлечение нетрадиционных, попутных и бросовых энергоресурсов. Применительно к угольной промышленности — это использование потенциала метана угольных пластов, запасы которого в нашей стране огромны.

При этом утилизация шахтного метана может приносить выгоду не только от экономии природного газа, но и благодаря возможности продажи сокращений выбросов парниковых газов.

Добыча

Процесс добычи угля приводит к высвобождению газа метана, содержащегося в угольном пласте. Этот шахтный газ несет опасность для шахтеров, т.к. метано-воздушная смесь при высокой концентрации в ней метана может взорваться.

В настоящее время известно несколько методов добычи метана из угольных пластов.

Традиционно для удаления метана из действующих подземных выработок, последние вентилируются большим объемом чистого воздуха, что позволяет поддерживать безопасную концентрацию метана (до 2% в подземной выработке и до 0.75% в стволе шахты).

Также применяются методы дегазации угольных пластов до начала их разработки. Для этого бурятся специальные вертикальные скважины с поверхности, а также горизонтальные и наклонные подземные скважины.

Через вертикальные скважины с поверхности самопроизвольно высвобождается практически чистый метан (CH4>90%), т.к. в пласте он находится под высоким давлением. Через горизонтальные и наклонные подземные скважины метан откачивается на поверхность. В этом случае на выходе водокольцевых насосов концентрация метана более низкая и составляет 15-55%, в основном из-за подсоса воздуха из действующих выработок.

По своему химическому составу именно метан из вертикальных дегазационных скважин практически аналогичен природному газу. После несложной системы газоподготовки (стабилизация давления, приведение в допустимый диапазон температуры, влажности и очистка от пыли) он может сжигаться в газопоршневых двигателях как и природный газ.

Метановый потенциал

По данным американской компании Halliburton, объемы мировых запасов метана в угольных пластах составляют около 210 трлн куб м. Из них в США — более 19.6 трлн куб м, в т. ч. рентабельные извлекаемые запасы — около 2.8 трлн куб м. Другие эксперты в своих оценках исходят из того, что средняя газонасыщенность угольных пластов составляет 30-40 куб м/т, а мировые запасы угля — на уровне 826 млрд т.

Поэтому суммарные геологические запасы угольного метана оцениваются до 32 трлн куб м. В состав запасов не включаются уголь, залегающий на больших глубинах, и пласты малой мощности, из которых добывать уголь экономически невыгодно.

Украина по запасам метана уверенно входит в первую пятерку стран мира. По данным Национальной комиссии регулирования электроэнергетики (НКРЭ), метановые запасы в Донецком и Львовско-Волынском угольных бассейнах составляют суммарно от 12 до 22 трлн куб м. Практически используется только 8% добытого метана, т.е. около 120 млн куб м в год, что составляет чуть больше 0.2% общенационального потребления газа.

Для сравнения: в США доля метана в общенациональном потреблении газа достигает 10%. Довольно высокая составляющая метана и в энергетическом балансе таких стран с развитой угольной промышленностью, как Канада, Великобритания, Австралия, Германия, Польша.

В целом доля добычи метана угольных пластов на сегодняшний день не превышает 3% общемировой добычи газа.

В Украине наибольшие запасы метана имеют Красноармейский (237 млрд куб м) и Донецко-Макеевский (202 млрд куб м) геолого-промышленные районы. При этом в Донецком бассейне имеются шахты, где газонасыщенность угольных пластов составляет около 20 куб м/т, а запасы метана — от 0.2 до 4.7 млрд куб м.

Проекты утилизации

На ряде украинских шахт при дегазации метан уже давно (хотя и недостаточно эффективно) используется в качестве топлива в шахтных котельных. На сегодняшний день в Донецкой обл. в стадии реализации находится около 25 метановых проектов, которые должны обеспечить снижение выброса метана в атмосферу на 32 млн т эквивалента СО2.

По данным ГРГП “Донецкгеология”, в 2009 г. в Донецкой обл. было утилизировано только 88.08 млн куб м метана из 780 млн, что несколько больше, чем в 2008 г. (82.50 млн куб м из 761 млн), но в 4-5 раз меньше аналогичных мировых показателей.

Так, у мирового лидера по уровню развития “новой газовой отрасли” — США — за последние 15 лет добыча метана возросла с 5 до 60 млрд куб м. В планах — увеличение добычи до 350 млрд куб м к 2030 г. В России прогнозные ресурсы метана угольных пластов составляют 83 трлн куб м. По данным ОАО “Газпром”, планируется реализация пилотного проекта по добыче метана из угольных пластов Кузнецкого бассейна, суммарные запасы которого в регионе на глубинах до 1800 м — около 13 трлн куб м, а до 1200 м — 6 трлн куб м. За 10 лет по проекту предусматривается довести промышленную добычу метана до 4 млрд куб м в год.

Расчеты специалистов и зарубежный опыт показывают, что наиболее эффективно решить проблему использования шахтного метана в настоящее время может применение когенерационных технологий. На сегодня в нашей стране уже имеется определенный опыт проектирования и использования когенерационных установок на угольных предприятиях.

Так, на шахте им. Засядько (г. Донецк) впервые был реализован крупнейший в мире инвестиционный проект по утилизации шахтного метана путем когенерации — совместного производства электрической и тепловой энергии. Это позволило занять предприятию лидирующие позиции по полезному использованию метана в Донбассе, утилизируя ежегодно около 40 млн куб м метана. Внедрение проекта осуществляла компания “Синапс”, которая представляет интересы американской корпорации General Electric.

Работы по проектированию и строительству когенерационной станции на шахте им. Засядько начались в 2004 г. Первая очередь мини-ТЭЦ на Восточной промышленной площадке шахты в составе 12 когенерационных модулей типа JMS 620 производства GE Jenbaher общей мощностью 36.4 МВт электрической и 35 МВт тепловой энергии была успешно запущена в мае 2006 г.

Установленные агрегаты по сравнению со своими аналогами выгодно отличаются более продолжительным сроком службы и возможностью стабильной работы при использовании шахтного метана с большой частотой колебания его содержания в смеси.

Рабочие цилиндры газопоршневого двигателя снабжены фотокамерой, которая дает возможность агрегату работать на относительно бедных топливных смесях: в качестве топлива используется каптируемый шахтный метан с концентрацией CH4 25% и выше.

Электроэнергия используется для собственных нужд предприятия, при этом предусмотрена возможность отдавать излишки э/э в сеть. Тепловая энергия в зимний период используется для обогрева собственного ствола шахты. Избыток теплоэнергии также может передаваться в коммунальные тепловые сети для покрытия нужд отопления и горячего водоснабжения близлежащих жилых помещений.

При вводе в эксплуатацию второй очереди (планируется в конце текущего года) общая мощность станции возрастет до 142.6 МВт, в т.ч. 72 МВт электрической мощности, появится возможность перерабатывать около 250 млн куб м метана в год.

По словам руководителя проектов ЧНПП “Синапс” Евгения Трегуба, в процессе реализации проекта компании впервые пришлось решать некоторые научно-технические вопросы, связанные с проектированием узлов этой когенерационной электростанции и подготовки шахтного метана.

На момент проектирования электростанции был определенный опыт утилизации шахтного газа в Европе, Америке и Австралии. Однако системы дегазации, традиционно применяемые за рубежом, сильно отличаются от применяемых на территории СНГ.

Для обеспечения возможности безопасной и надежной работы электростанции, были решены задачи по очистке потока шахтного газа (а это более 35 тыс куб м в час) от угольной пыли, осушке и стабилизации концентрации метана на безопасном уровне (не менее 25%).

При этом “Синапс” осуществлял функции как генерального проектировщика, так и организации, координирующей реализацию данного проекта. Специалистами компании были непосредственно выполнены монтаж и наладка электрической части и системы автоматизации когенерационной установки.

В 2008 г. к сооружению электростанции, которая будет работать на шахтном метане, приступили на шахте “Красноармейская-Западная №1″. Она отнесена к сверхкатегорийной по метану, опасной по взрывчатости угольной пыли, внезапным выбросам угля, породы и газа. В процессе развития горных работ и увеличения их глубины растет абсолютная газообильность шахты — с 193 куб м/мин в 1999 г. до 296 куб м/мин в 2008 г. Прогнозируемая газообильность на конец 2010 г. достигнет 350 куб м/мин.

Инжиниринговым партнером проекта также выступает “Синапс”. До 2011 г. на “Красноармейскую-Западную №1″ доставят 20 когенерационных установок JMS 620 фирмы GE Jenbach для утилизации шахтного метана суммарной мощностью 129 МВт. На базе установок будет построена электростанция для производства электрической и тепловой энергии. Электрическая мощность станции составит 60.9 МВт, тепловая — 67.8 МВт.

Предполагается, что электростанция позволит шахте значительно повысить безопасность, сократить выбросы углекислого газа в атмосферу в объеме более 2 млн т в год.

В настоящее время строительно-монтажные работы первой очереди электростанции приближаются к завершению. Основное технологическое оборудование смонтировано, здание построено, заканчиваются монтажно-наладочные работы. Можно предположить, что запуск объекта состоится уже в конце текущего года.

“Безусловно, наибольший вызов для разработчика проекта — это система газоподготовки, — отмечает Е.Трегуб. — Приходится иметь дело с поистине огромным расходом низкокалорийного шахтного газа, который содержит и мелкодисперсную пыль, и капельную влагу. Концентрация метана постоянно изменяется, порой очень быстро. Зачастую, концентрация метана балансирует очень близко к минимально допустимой — 25%, и в любой момент может упасть ниже этой величины (при концентрации метана 5-15% в метано-воздушной смеси, этот газ становится взрывоопасным). Добавьте к этому еще и нестабильность давления и дебита шахтного газа, а также необходимость тщательного согласования в реальном времени режима работы системы газоподготовки с имеющейся системой дегазации — ведь нарушение ее работы даже на несколько минут чрезвычайно опасно и может привести к взрыву метана под землей”.

Кроме того, отметил специалист, следует учитывать, что эти объекты строятся на вырабатываемых территориях, а когенерационные установки имеют внушительный вес и вибрации.

Система автоматизации должна в реальном времени управлять как газоподготовкой, так и вентиляцией, маслохозяйством, выдачей электрической и тепловой мощности во внешние сети.

“В конечном итоге, лучшую оценку проделанной нами работе поставит время. Состояние оборудования после 4 лет непрерывной эксплуатации практически идеальное. Уже не вызывает сомнения, что станция сможет отработать весь проектный срок — 30 лет”, — подчеркнул Е.Трегуб. Он выразил надежду, что через несколько лет в Украине не останется шахт, бесполезно выбрасывающих столь ценный метан в атмосферу.

Привлечение средств

Финансирование украинских проектов по утилизации шахтного метана возможно за счет использования собственных средств (как это происходит, например, на шахте “Красноармейская-Западная №1″). Тем более, что с середины 2009 г. в Украине вступил в действие Закон “О газе (метане) угольных месторождений”, который на период до 2020 г. освобождает предприятий от налога на прибыль, полученную от деятельности по добыче и использованию метана.

Такая льгота может стать отличным стимулом для первопроходцев метанодобычи, однако закон пока еще достаточно расплывчат. Актов, детализирующих его суть, к сожалению, до сих пор не последовало.

Поэтому основную ставку в украинской метановой отрасли пока стоит делать на привлечение средств от внешних инвесторов, прежде всего, заинтересованных в сокращении выбросов парниковых газов. Возврат заемных средств можно осуществлять за счет выручки от реализации единиц сокращения выбросов (за счет торговли квотами согласно процедуре Киотского протокола).

В настоящее время иностранные компании проявляют достаточно активный интерес к реализации метановых проектов в Украине, ведь затраты на получение углеродных квот в нашей стране значительно ниже, чем в других, и составляют всего $7. Для сравнения, стоимость затрат на сокращение выбросов на одну тонну СО2 составляет: в Японии — $600, в США — $190, в странах ЕС — $270, в России — $20 (несмотря на то, что утилизация здесь находится, как и в Украине, на начальном этапе).

Наиболее привлекательными с точки зрения Киотского протокола являются проекты утилизации шахтного метана с помощью когенерации. Ведь любой когенерационный модуль, независимо от того, какой газ в нем используется, в процессе своей работы “генерирует” т.н. квоты (сокращение выбросов СО2). А использование в качестве топлива шахтного метана делает такие проекты наиболее эффективными, потому что 1 куб м шахтного метана дает парниковый эффект в 21 раз больше, чем 1 куб м СО2.

Окупаемость проекта по установке когенерационных технологий на шахтном метане за счет аккумулированных инвестиций от продажи квот на выбросы парниковых газов составляет в среднем 2-3 года, без них — до 5 лет.

Сегодня украинским пионером по продаже квот на выбросы парникового газа можно считать шахту им. Засядько. С 2006 г. предприятие передало 1.46 млн т условных выбросов японской компании Marubeni, которая инвестировала средства в утилизацию угольного метана, а также продало фондам из Австрии и Японии квоты на выбросы парникового газа на общую сумму EUR2.5 млн.

До 2012 г. шахта им. Засядько планирует сократить выбросы метана на 3.8 млн т в эквиваленте СО2, что позволит поэтапно получить за счет продажи квот EUR60 млн.

Реализация проекта по утилизации метана на шахте “Красноармейская-Западная №1″ также позволит ей выйти на рынок торговли квотами и заработать значительные средства.

Ольга ФОМИНА