Использование природного метана в системах автономного энергообеспечения угольных шахт

С. Н. Козлов

канд. техн. наук, профессор ФГБОУ ВПО «АлтГТУ им. И.И. Ползунова»

Ю. Б. Жаринов

д-р техн. наук, профессор ФГБОУ ВПО «АлтГТУ им. И.И. Ползунова»

А. Э. Лобанова

студентка Бийского технологического института (филиал) ФГБОУ ВПО «АлтГТУ им. И.И. Ползунова»

УДК 620.92.002.68

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИРОДНОГО МЕТАНА В СИСТЕМАХ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ УГОЛЬНЫХ ШАХТ

Добыча угля в шахте всегда сопровождается выделением метана, который, с одной стороны, является активным загрязнителем атмосферы, а с другой - мощным энергоносителем, поэтому вопросы утилизации шахтного метана в настоящее время актуальны и требуют разработки соответствующих технических решений.

Показана целесообразность сжигания метана в микротурбинных установках.

Ключевые слова: МЕТАН, МИКРОТУРБИНЫ, ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ, ДЕГАЗАЦИЯ, ЭНЕРГОБЕЗОПАСНОСТЬ.

Энергосбережение является важнейшей проблемой современной энергетики.

Один из эффективных путей энергосбережения - использование вторичных ресурсов.

Таким вторичным ресурсом при шахтной добыче угля является метан. С одной стороны, он - активный загрязнитель атмосферы, усугубляющий парниковый эффект от других техногенных выбросов, а с другой - мощный энергоноситель. Поэтому вопросы утилизации шахтного метана в настоящее время актуальны и требуют разработки соответствующих технических решений.

Современные принципы энергообеспечения промышленных предприятий, в том числе и угольных шахт, основываются на необходимости выравнивания суточного графика нагрузок энергосистемы, что связано с высокими удельными расходами топлива на тепловых электростанциях из-за их работы в маневренном режиме, плохого технического состояния оборудования, низкого качества сжигаемого топлива и других причин. Поэтому энергоснабжающие организации путем введения дифференцированного тарифа на электроэнергию стимулируют предприятия к регулированию режима электропотребления, что сводится к переносу времени работы некоторых электроприемников из зон максимальных нагрузок.

научно-технический журнал № 2-2013

По состоянию на сегодняшний день практически всегда электроснабжение осуществляется централизованно, а теплоснабжение - от собственных относительно малых котельных. Такой вариант энергообеспечения угольных шахт сложился еще в советское время при плановой экономике и сегодня полностью исчерпал себя ввиду своей низкой эффективности.

При возникновении в энергосистеме разного рода ограничений и нештатных ситуаций она не способна в полном объеме обеспечить даже аварийную броню. Энергетическая безопасность угольных шахт в таких условиях не гарантируется.

К другим недостаткам централизованного электроснабжения следует отнести большие потери мощности и энергии в линиях электропередач, особенно в часы максимумов нагрузки в энергосистеме, ввиду того, что многие из них просто не были рассчитаны на передачу значительно возросшей в последнее время мощности. Такое положение приводит к перегрузке линий электропередач и другим негативным последствиям.

Следовательно, централизованное электроснабжение угольных шахт не всегда является эффективным. Ни одно промышленное предприятие, в том числе и угольная шахта, не в состоянии без ущерба для производства и его безопасности полностью остановить свой техно-

логический процесс на несколько часов, то есть исключить электропотребление в часы максимума нагрузок в энергосистеме или при аварийных отключениях [1].

Одним из вариантов решения этой проблемы может быть создание децентрализованных систем энергообеспечения на основе использования шахтного метана, который в той или иной мере присутствует на всех угольных месторождениях и является причиной большей части взрывов и пожаров, а также еще одним из основных загрязнителей земной атмосферы. Вместе с тем метан представляет собой мощный энергоноситель с теплотой сгорания до 37 МДж/м3. Анализ показывает, что на основе уже существующего оборудования на угольных шахтах можно создавать мобильные энергетические установки, позволяющие решить проблему их энергобезопасности.

Объективными предпосылками широкомасштабной добычи метана в угольных бассейнах России являются его огромные запасы в недрах и наличие эффективных технологий извлечения метана из угольных пластов.

Объективной геологической предпосылкой промышленного освоения метана в угольных пластах являются масштабы и плотности его ресурсов, закономерности их распределения по этажам и стратиграфическим подразделениям районов, месторождений, поисково-оценочных площадей и участков.

Россия обладает огромными ресурсами разнообразных по качеству углей (от бурых до антрацитов) в угленосных бассейнах различного возраста, размещенных достаточно неравномерно. В территориальном отношении 66 % угольных ресурсов сосредоточено в Западной и Восточной Сибири, 28 % - Дальневосточном регионе и около 6 % - Европейской части и на Урале. Основные и наиболее крупные бассейны расположены в азиатской части России: в Сибирском, Дальневосточном и Уральском федеральных округах.

Общие ресурсы метана в угольных пластах в основных угленосных бассейнах России оценены в 83,7 трлн м3. Угленосные формации -крупнейшие источники и места накопления метана в земной коре. Метан угольных пластов в настоящее время оценивается с двух принципиально различных позиций. С одной стороны, это самостоятельное полезное ископаемое, рентабельную добычу которого можно организовать на основе скважинных технологий. С другой стороны, метан - опасный спутник угля, который извлекается методами шахтной дегазации пла-

Л научно-технический журнал № 2-2013

стов для обеспечения газобезопасности работ. Метан является попутным полезным ископаемым при добыче основного товарного продукта -угля.

Основной объем (90-95 %) ресурсов метана в угольных бассейнах находится в угле в особом (сорбированном) состоянии. Значительно меньшая часть углеводородных ресурсов этих бассейнов заключена в залежах свободных углеводородных газов, которые, как правило, рассредоточены по разрезу и площади угленосной толщи в пористых и трещиноватых горных породах.

Угольные пласты с адсорбированным в них метаном представляют собой крупнейшие аккумуляторы метана, сложные природные образования, генетически и пространственно связанные системы органического вещества угля, сорбированного газа, газонасыщенных вод и природных трещин в угле.

Основной горючий компонент угольных газов - метан (свыше 90 %). Содержание других газов следующее: водород - до 0,15 %, этан -до 4,3 %, бутан - до 1,6 %, остальные углеводороды - до 0,06 %. Извлекаемый системами дегазации газ представляет собой смесь с содержанием метана в оценочных пределах от 5 до 75 %. В этом газе отсутствуют агрессивные и механические примеси, что позволяет его использовать без предварительной очистки. В то же время специфика дегазационных работ приводит к получению угольного метана повышенной влажности и нестабильного состава.

В породах метан находится как минимум в двух состояниях: в виде свободного и сорбированного (связанного) газа. На современных глубинах ведения горных работ давление газа достигает 130 атм, и основное количество метана находится в сорбированном состоянии [2].

Основополагающей характеристикой угольного газа является теплота его сгорания, которая зависит от объемной концентрации в нем метана. Теплота сгорания метана в чистом виде равна 35,6 МДж/м3, и его концентрация в шахтном газе определяет теплоту сгорания газа, что количественно отражено в таблице 1.

Таблица 1 - Влияние концентрации метана на теплоту сгорания угольного газа

Концентрация метана, % 30 50 70 100

Теплота сгорания, МДж/м3 10,5 17,8 24,7 35,6

Угольные месторождения отличаются друг от друга условиями проявления и выделения метана в шахтную атмосферу, что требует применения различных технологий дегазации, соответствующего оборудования для бурения под землей и устройства станций для дегазации.

В настоящее время используются следующие способы дегазации:

- система с обрушением кровли и «и»-схемой проветривания;

- дегазация лавы, проветриваемой по системе <^»;

- дегазация лавы из параллельного вентиляционного штрека;

- дегазация лавы из ограждающего штрека.

Современные технологии заблаговременной дегазации скважинами с поверхности позволяют извлекать до 90 % общего содержания метана. В ряде случаев удается извлекать метан из месторождений со средней метаноносностью всего 3...4 м3 на тонну угля, при этом часто общая мощность угольного пласта не превышает 3 м [3].

Анализ показывает, что прямое сжигание метана в стационарных газовых котлах нецелесообразно. Между тем на газонефтяных месторождениях накоплен большой опыт создания децентрализованных энергосистем на основе использования микротурбинных установок, работающих на попутном нефтяном газе. Рассмотрим возможное использование таких установок для энергообеспечения угольных шахт при работе на шахтном метане.

В плане разработки систем энергообеспечения практический интерес представляют микротурбинные установки для выработки тепловой и электрической энергии. Технологическая схема такой установки представлена на рисунке 1.

Воздух из атмосферы через систему фильтров входного устройства поступает в центробежный компрессор, где сжимается до необходимого давления, за счет этого нагревается до 250 0 С. Затем подается в теплообменник (рекуператор). В рекуператоре происходит подогрев воздуха до 500 0 С, после чего он поступает в камеру сгорания, в которой при постоянном давлении происходит процесс горения углеводородного топлива, также подаваемого в камеру сгорания. Продукты сгорания в смеси с воздухом, имеющие высокую температуру (900 0 С), уходят в радиально-осевую турбину, в которой вырабатывается полезная мощность, используемая для вращения воздушного компрессора и электрогенератора. Выхлопные газы (648 0 С) после турбины отдают теплоту воздуху в рекуператоре. На выходе из рекуператора стоит байпасная заслонка, которая направляет выхлопные газы либо по байпасному газоходу, либо напрямую в котел-утилизатор. В котле-утилизаторе выхлопные газы отдают свое тепло сетевой воде, которая там нагревается до требуемой температуры и поступает в систему теплоснабжения. Силовая электроника преобразует переменный ток переменной частоты от генератора в постоянный, а затем в переменный ток постоянной частоты.

Выход холодной есды

бы ход горячей воды

ДОИИМНОЙ

ПйДЮД природного газа компрессор

Си/о сил эл е кт^ о кг

Рекуператор

сгорания

Синхронный

генератор

Кодссо

воздушного

компрессора

Воздухозаборник

Колесо

турчини

Іввнаї

Работа установки описывается термодинамическим циклом Брайтона, в котором сначала происходит адиабатическое сжатие воздуха, затем сжигание при постоянном давлении, а после этого осуществляется адиабатическое расширение обратно до стартового давления, при этом обеспечивается частичная регенерация.

Практически бесшумные и экологичные, простые в управлении и обслуживании, гибкие к нагрузкам микротурбинные установки стали незаменимым источником электроэнергии для частного жилого сектора в разных странах мира. В России на данный момент представлены три торговые марки: Capstone Turbine Corporation (США), Calnetix Power Solution (США) и Turbec (Швеция). Более 70 % российского рынка микротурбинных установок на сегодняшний день принадлежит оборудованию фирмы Capstone, которая представляет модельный ряд таких установок с электрической мощностью от 30 до 1 000 кВт.

Микротурбинные установки могут обеспечивать следующие режимы работы:

Когенерация

Помимо генерации электричества турбина может вырабатывать тепло. Для этого она должна быть укомплектована специальным устройством, утилизирующим теплоту выхлопных газов.

Тригенерация

Комбинированное производство электричества, тепла и холода. Холод вырабатывается абсорбционной холодильной машиной посредством утилизации тепла выхлопных газов турбины.

Параллельно с сетью

В этом режиме микротурбинная установка вырабатывает электрический ток, синхронизированный с сетью по напряжению и частоте.

Автономно

Автономный режим характеризуется работой микротурбинной установки независимо от сети в качестве основного источника энергии. В этом режиме выходная мощность определяется потребителем, параметры электрического тока настраиваются в соответствии с потребностями нагрузки по напряжению и частоте. Устройство для автономной работы включает преобразователь энергии, координирующий работу блока аккумуляторных батарей (АКБ). Он имеет зарядное устройство и производит необходимые соединения между основной системой управления и блоком АКБ. Запуск и работа микротурбины осуществляются в автоматическом режиме.

Двойной режим (автономно и параллельно с сетью).

В этом режиме микротурбина подключена

Jk научно-технический журнал № 2-2013

к местной сети и по желанию потребителя может быть переключена в автономный режим работы. Переключение может производиться в ручном режиме и автоматически.

Основным топливом для микротурбинных установок является природный газ, при сжигании которого вредные выбросы в атмосферу практически отсутствуют.

Эксплуатационный удельный расход топлива, например для микротурбины модели С-65, составляет:

- на 1 кВтч генерируемой электроэнергии 338 нм3/кВтч;

- на 1 кВтч утилизируемой в процессе ко-генерации тепловой энергии 0,216 нм3/кВтч.

Также широко применяются микротурбины OPRA. Основная область применения агрегатов OPRA - нефтегазовая промышленность. Это связано с рядом имеющихся положительных факторов:

- наличием агрегата высокой степени заводской готовности в северном исполнении;

- высокой скоростью приема нагрузки (скорость вращения вала двигателя - 26 000 оборотов в минуту);

- гибкостью по нагрузке (возможность работы от 5 до 100 % без ущерба для состояния двигателя);

- отсутствием проблем с детонацией и повышением октанового числа.

Двигатель ОР16 является более технологичным и обеспечивает высокую производительность при меньших затратах на эксплуатацию и топливо. Есть несколько модификаций камеры сгорания: для работы на газообразном топливе; двухтопливная для работы на газе и жидком топливе (дизельное топливо, керосин); камера сгорания с пониженным уровнем выбросов.

В качестве опций электростанции OPRA могут поставляться: теплоутилизатор, дожимной компрессор (при давлении топливного газа менее 11,5 бар), двухтопливная система перехода с газа на дизель.

Энергоцентры, построенные на основе микротурбин Capstone и малых турбин OPRA, способны работать с попутным газом без серьезной подготовки - практически с сепаратора после механической очистки. Широкий диапазон мощностей (от 15-100 кВт до 2-10 МВт) дает возможность устанавливать генераторы требуемой мощности в непосредственной близости к потребителям энергии и источнику газа -не требуется газосборка и транспортировка газа. Энергоцентры выполняются в полярных климатических укрытиях, полностью автономны,

долговечны, надежны и исключительно просты в обслуживании.

В удаленных районах добычи нефти и газа газотурбинные установки и микротурбины могут служить в качестве основного источника электроэнергии, потребляя в качестве топлива газ, который иначе бы сжигался. Такие энергоцентры используются при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений предприятиями ОАО «Лукойл», ОАО «Газпром» и др.

Большой интерес представляет опыт японской компании «Сумитомо», которая на основе разработанной технологии использования шахтного метана закрытых для добычи угольных шахт решила задачу теплоэнергообеспе-чения предприятий в одном из городов Японии и ликвидировала эмиссию метана в атмосферу.

В целом локальная утилизация метана угольных шахт повышает на местном уровне

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Разумный, Ю. Т. Целесообразность децентрализованного электроснабжения угольных шахт / Ю. Т. Разумный, А. В. Рухлов, Н. Ю. Рухлова [Электронный ресурс]. - URL: http://www.nbuv.gov.ua/portal/ natural/Geta/2008_80/2.pdf.

2. Нетрадиционные ресурсы метана угленосных толщ / Н. М. Сторонский, В. Т. Хрюкин, Д. В. Митронов, Е. В. Швачко [Электронный ресурс]. - URL: rus/jvho/2008-6/63.pdf.

3. Шльонзак Никодэм. Дегазация угольных пластов и использование метана на польских каменноугольных шахтах / Шльонзак Никодэм, Шльонзак Ян [Электронный ресурс]. - URL: portal/natural/ Kiem/2011_1/8.pdf.

NATURAL METHANE USE IN Козлов Станислав Николаевич

AUTONOMOUS UNDERGROUND MIME е-mail: magistrus@city. biisk.ru

POWER SUPPLY SYSTEMS

S. N. Kozlov, Yu. B. Zharinov, A. E. Lobanova Жаринов Юрий Борисович

Underground coal mining is always e-mail: zharinov_@mail.ru

accompanied by methane emission, which on the

one hand is an active polluter of the atmosphere, Лобанова Алёна Эдуардовна

and on the other - powerful source of energy. e-mail: alenkaed@mail.ru

Therefore questions of utilization of mine methane

now are actual and require technical solution

development. Practicability of methane combustion

in microturbines is shown.

Key words: METHANE, MICROTURBINES,

DECENTROLIZED POWER SYSTEMS,

DEGASIFICATION, ELECTRIC POWER SAFETY

энергобезопасность, снижает опасность угледобычи и устраняет загрязнение атмосферы метаном.

Выводы:

1. Шахтный метан является сопутствующим газом на всех угольных месторождениях и может быть использован в децентрализованных системах энергообеспечения угольных шахт.

2. Прямое сжигание шахтного метана в стационарных газовых котлах нецелесообразно. Для получения электрической и тепловой энергии на основе шахтного метана рекомендуется использовать микротурбинные установки, позволяющие создавать мобильные мини-ТЭЦ, обеспечивающие работу в режиме когенерации и тригенерации как автономно,так и параллельно с центральной электросистемой.

19