Перспективы повышения экологической безопасности в угольной промышленности теснейшим образом связаны со стратегией ее развития, принятыми приоритетами и технической политикой и реализуются в следующих направлениях:
-наращивание производственных мощностей на стабильно работающих и рентабельных предприятиях, строительство шахт и разрезов на новых месторождениях с благоприятными горно-геологическими условиями при обоснованной ликвидации убыточных и нерентабельных предприятий;
-обновление технического потенциала действующих предприятий на базе новых современных экологически чистых технологий и оборудования, целенаправленного внедрения научно- технических достижений;
-оптимальное сочетание открытого и подземного способов добычи, освоение новых технологий гидродобычи и подземной газификации угля;
- глубокая комплексная переработка добываемого угля с полным использованием органической и минеральной составляющих в разнообразную промышленную продукцию, с утилизацией отходов добычи и обогащения, в том числе остающихся после ликвидации угольных предприятий, с получением товарных продуктов;
- становление новых методов хозяйствования, базирующихся на экологически ориентированных приемах управления и массовом применении ресурсо- и энергосберегающих технологий;
-широкомасштабное извлечение метана из угольных пластов действующих шахт и промысловая его добыча за границами шахтных полей с использованием для энергетических целей в качестве самостоятельного топливно-энергетического ресурса.
2.3 Анализ экологического аспекта шахтного метанаПо уровню образования и выбросов вредных веществ в атмосферу угольная промышленность входит в первую десятку отраслей народного хозяйства страны.
Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха на угольных предприятиях являются технологические процессы горного производства (буровзрывные работы, экскавация, погрузка горной массы, внутреннее и внешнее отвалообразование), энергетические и сушильные установки, аспирационные системы, открытые угольные склады, горящие породные отвалы. Указанными источниками выбрасываются в атмосферу угольная и породная пыль, сажа, окислы серы, азота и углерода, сероводород и другие вредные вещества. Существенный вклад в загрязнение атмосферного воздуха вносят выделения шахтного газа метана.
Главным источником угольного метана являются древнейшие залежи каменного угля карбонового периода. Вентиляционными потоками угольных шахт страны ежегодно выбрасывается 0,6 млрд. кубометров газа. Попадая в атмосферу, он влияет на развитие парникового эффекта, ведущего к глобальному потеплению климата.
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.
Одним из главных направлений снижения отрицательного воздействия угольной промышленности на атмосферный воздух и повышения уровня природопользования является утилизация сопутствующего минерального сырья (шахтного метана), дающая как экономический, так и экологический эффект.
2.4 Анализ способов использования шахтного метанаШахтный метан относится к ценным вторичным энергетическим ресурсам. Однако в настоящее время степень его использования остается чрезвычайно низкой и практически ограничивается сжиганием в котельных.
Шахтный метан, пригодный для использования, извлекается в настоящее время средствами дегазации. Основная задача дегазации - снижение газовыделения в горные выработки, то есть существует связь между скважинами и атмосферой горных выработок. В связи с этим только 50 млн. м3/год. шахтного газа извлекается с концентрацией метана свыше 95% (менее 5% общего объема извлечения), в остальном газе концентрация метана колеблется в пределах 5 - 75%.
Шахтный газ с концентрацией метана 5 15% является взрывоопасным. С учетом коэффициента безопасности допускается использование шахтного метана с концентрацией свыше 30% и ниже 2,5%. Основная доля извлекаемого средствами дегазации метана имеет концентрацию 30 - 75%. При этом, как показывает опыт, эти значения существенно изменяются даже при эксплуатации одного и того же источника газа. Эффективное извлечение метана из неразгруженных угольных пластов возможно с использованием способа гидрорасчленения. Полученный газ практически ничем не отличается от природного газа, но технология его добычи требует значительных экономических затрат. Коваль В.Т., Тарасов Н.С. Оценка экологической эффективности угольных шахт. М., МГГУ, Сб. науч. трудов. «Эколого-экономические проблемы природопользования», 2003. - с. 329
Наиболее рациональным способом утилизации шахтного метана является его использование непосредственно в местах его получения.
На первом этапе выбора наиболее предпочтительного варианта использования шахтного метана является выбор из возможных способов использования шахтного метана, тех, которые можно было бы применить на шахте. Предпочтительными вариантами использования шахтного метана на горнодобывающем предприятии являются:
- использование в качестве топлива для котельных;
- использование в газотурбинных установках;
- использование в качестве моторного топлива.
В настоящее время газ, извлекаемый при дегазации угольных пластов, в основном применяется в качестве топлива для шахтных котельных, в различных странах его доля от общего количества используемого газа составляет 20 - 90%.
Следует отметить, что при использовании каптируемого газа в качестве топлива снижается расход угля на собственные нужды шахт и уровень загрязнения окружающей среды.
Также снижается выброс вредных веществ в атмосферу: пыли на 40 -50%; оксида углерода - на 90 - 100%; оксидов азота - на 40 - 50%; углерода, сернистого газа и альдегидов - на 100%. Кроме того, сокращается численность обслуживающего персонала, улучшаются условия труда, увеличивается срок безремонтной эксплуатации котлов и упрощается технология эксплуатации, например, ликвидируется операция золоудаления.
Вместе с тем увеличивается взрывоопасность, повышаются требования к защитной автоматике и квалификации обслуживающего персонала.
Дополнительным преимуществом перевода котельных на газ является большая эффективность газа по сравнению с углем. Вследствие более полного сгорания метана вес фактически сэкономленного угля больше, чем тепловой эквивалент утилизированного метана.
В дополнение к этому традиционному способу утилизации метана сейчас разрабатываются новые способы использования вентиляционных газов, в которых содержание метана не превышает 3%. Утилизация таких газов может осуществляться путем каталитического окисления до углекислоты и воды.
Использование метана в газотурбинных установках - один из наиболее перспективных в связи с тем, что позволяет использовать метан, выносимый из шахт вентиляцией.
Кроме того, ГТУ обладает следующими преимуществами:
-простота конструкции и систем управления, монтаж и демонтаж установки;
-надежность в работе;
-возможность работы на любом топливе;
-значительно меньшее (по сравнению с дизелем) количество загрязняющих окружающую среду выбросов - меньшие габариты и удельный вес на единицу мощности и возможность получения в одном агрегате более высоких мощностей.
Двигателем в ГТУ является газовая турбина (ГТ), приводимая в движение продуктами сгорания и сжатым воздухом, нагретым до высокой температуры.
Используется газ с содержанием метана 40 - 60%. Мощность ГТУ колеблется от 1 до 15 МВт, при этом они не только вырабатывают электроэнергию, но и используют тепло отходящих отходов газов и охлаждающей жидкости.
Для утилизации низко концентрированных метановоздушных смесей необходим их предварительный нагрев до 1020 оС, а также добавочное тепло.
Основным недостатком этого направления является необходимость источника метана для обогащения вентиляционной смеси до 1,5 - 2%.
В последние годы во всем мире идет поиск заменителей нефтяных видов топлива на автомобильном транспорте. Сложность задачи определяется тем, что большинство потенциальных заменителей бензина и дизельного топлива настолько отличаются от последних по своим физико-химическим и моторным свойствам, что в основном это ведет к существенному изменению конструкции, тяговых характеристик установки и технико-эксплуатационных показателей автомобиля. Не последнюю роль в переводе автомашин на другой вид топлива играет величина затрат на переоборудование транспортных средств, строительство сети заправочных станций, добычу, транспортирование и хранение альтернативного топлива.
Опыт эксплуатации автомобилей на газе показал, что газобензиновый эквивалент составляет около 1 дм3, пробег автомашин на одной заправке 200 - 250 км. Для заправки автомобилей КПГ сооружаются автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС). На АГНКС производится очистка газа от капельной жидкости, механических частиц: сжатие поступающего газа - до 25 МПа. Некоторое количество сжатого газа хранится в аккумуляторе давления, откуда он поступает на узел редуцирования до давления 20 МПа.
Основные требования к газу, используемому в качестве моторного топлива: содержание метана не менее 95%; содержание влаги - менее 0,009 г./м3; отсутствие механических примесей; минимальное давление смеси на входе АГНКС - 0,4 - 0,6 МПа; дебит смеси - более 20 м3/мин.
Основные показатели смеси, извлекаемой из них, следующие: содержание метана - 95 - 98,5%; водород - 0 - 0,02%; азот - 1 - 3%; серосодержащие соединения - отсутствуют; влага - 12 г./м3; механические примеси - 4 г./м3; давление смеси - 0,1 МПа; продуктивность скважины (средняя) - 1 м3/мин.
Как видно, для использования метана из скважин гидрорасчленения в качестве моторного топлива необходима его очистка от механических примесей и влаги. Обеспечение необходимого для работы промышленной АГНКС дебита смеси требует сооружения газосборного коллектора, соединяющего 15 - 20 скважин с АГНКС через дожимную компрессорную станцию (ДКС), позволяющую повысить давление газа до 0,4 - 0,6 МПа.
При использовании метана в стационарных двигателях внутреннего сгорания (ДВС) отсутствуют строгие требования к содержанию метана в газе, что позволяет более широко использовать этот способ утилизации по сравнению с предыдущим. Основным направлением при этом является использование метана как топлива в ДВС для выработки электроэнергии, например, при снабжении шахт.
Следует отметить, что шахтный метан может использоваться совместно с дизельным топливом, причем в любых пропорциях. Постоянно необходима только 5%-ная добавка жидкого топлива для воспламенения. Переключение шахтного метана на дизельное топливо и наоборот производится автоматически и без уменьшения мощности ДВС.
В основном используется шахтный газ с достаточно широким диапазоном содержания метана: от 40 до 90%. Однако каждая установка рассчитана на довольно стабильную по компонентному составу смесь. Переход на другую смесь не представляет затруднений, но не является автоматическим или саморегулирующимся. Харченко В.А. Рациональное природопользование горной промышленности . - М.: МГИ, 1995.
2.5 Экономическая оценка добычи и использования шахтного метана.Дефицит нефти и природного газа, являющихся основными энергоресурсами в мире, неизбежен в ближайшее десятилетие, что приведет к необходимости использования других энергоносителей, к числу которых следует отнести, в первую очередь, уголь, а также метан угольных месторождений, главным образом, метан угольных шахт, попутно добываемый с углем средствами дегазации Минерально-сырьевая база угольной промышленности России. В 2-х томах. Том 1 (состояние, динамика, развитие). - М.: Издательство Московского государственного горного университета, 1999. - 648 с.. Метан может быть использован взамен природного газа, прежде всего, теми потребителями, которые расположены в угледобывающих регионах, это позволит существенно уменьшить расходы на доставку газа, снизить за счет использования каптируемого метана себестоимость подземного производства угля и объемы вредных выбросов в атмосферу. Газоносные угольные месторождения считаются нетрадиционными источниками углеводородных газов. Угольный метан в пересчете на условное топливо занимает 3 - 4 место в мире после угля, нефти и природного газа.
Угольный метан во многих странах мира, в том числе и в России, рассматривают в качестве компонента топливно-энергетической сырьевой базы. Предполагаемые ресурсы метана угольных пластов во всем мире достигают 260 трлн. м3. В России прогнозные ресурсы метана угольных месторождений оценивают по различным источникам в пределах 50 - 80 трлн. м3, что близко к запасам традиционных газовых месторождений страны.
Проблема безопасного и эффективного ведения горных работ на газоносных угольных шахтах сформировалась много десятилетий назад, но особенно обострилась в последнее время в связи с углублением шахт и интенсификацией производственных процессов, при этом резко возросла природная газоносность разрабатываемых угольных пластов и вмещающих пород и соответственно газообильность шахт.
В настоящее время технико-экономические показатели работы газовых шахт на 35 - 50% ниже, чем не газовых шахт в аналогичных горно- геологических условиях. Доля затрат на управление газовыделением (вентиляция и дегазация) в себестоимости добычи угля достигает 25%.
Метан угольных бассейнов как полезное ископаемое в настоящее время оценивают с двух принципиально различных позиций, отражающих его двойственную геолого-экономическую сущность:
- метан как самостоятельное полезное ископаемое, добыча которого может осуществляться самостоятельно газовым промыслом (независимо от добычи угля) по принципу экономической целесообразности (рентабельности) и потребности в газе;
- метан как попутное полезное ископаемое, извлечение которого осуществляется средствами шахтной дегазации при добыче основного полезного ископаемого - угля, при технологически необходимой дегазации пластов для обеспечения газобезопасности.
В условиях углепромышленных районов при обосновании целесообразности оценки ресурсов метана основным критерием определения его промышленного назначения как попутно добываемого топлива является технологическая необходимость (для снижения выбросоопасности и обеспечения газобезопасности) и возможность дегазации скважинами, пробуренными с поверхности или из подземных выработок. Необходимость дегазации высокогазоносных угольных пластов и скоплений свободных газов в породах предопределяется также рентабельностью извлечения из них метана и его использования. В этом заключается принципиальное отличие попутно извлекаемого метана от других попутных (и сопутствующих) полезных ископаемых, добыча которых должна быть экономически оправданна.
Критериями промышленной значимости ресурсов метана угольных пластов для самостоятельной коммерческой добычи (не зависимой от добычи угля) является рентабельность добычи, которая предопределяется глубинами освоения, газоносностью и фильтрационными свойствами пластов, а главное технологией добычи.
Метан угольных пластов как самостоятельное полезное ископаемое может добываться наземными скважинами независимо от добычи угля на площадях, где пока не ведется и не планируется угледобыча:
- на разведанных и пока не разрабатываемых площадях, смежных с действующими шахтами;
- на нижних горизонтах бассейнов, не доступных в настоящее время угледобыче;
- на новых разведанных газоносных угольных месторождениях, не подлежащих освоению угольной промышленностью в ближайшей перспективе;
- на разведываемых и поисково-оценочных площадях.
Определение перспектив, эффективности и рентабельности самостоятельной коммерческой добычи метана из угольных пластов углегазовым промыслом должно базироваться на всестороннем учете совокупного воздействия всех региональных и локальных геологических факторов и свойств углей.
Для освоения зарубежного опыта, создания и испытания технологий промысловой добычи метана из угольных пластов в России начаты работы по проекту «Углеметан» (в составе государственной научно-технической программы «Недра России»). В соответствии с этой программой в Кузбассе на Талдинской площади пробурена структурная керновая скважина глубиной 1,4 км. В ней проведен комплекс геолого-промысловых исследований, подтвердивших высокую перспективность Талдинской площади для освоения углегазовым промыслом. Рядом с этой скважиной забурена газопромысловая скважина глубиной 1,8 км., в которой намечено провести испытания существующих технологий промысловой добычи метана.
Анализ проводимых работ по промысловой добыче угольного метана показывает, что одной из причин, препятствующих развитию углегазового промысла в России, является отсутствие механизма экономического обоснования эффективности добычи и использования угольного метана. И, как следствие, отсутствие инвестиций в подобные проекты.
В нашей стране добычей шахтного метана на промышленном уровне занимается «Газпром». Среди угольных бассейнов России особое место принадлежит Кузбассу, который по праву можно считать крупнейшим метаноугольным бассейном мира, обладающим большими реальными возможностями широкомасштабной добычи метана. Прогнозные извлекаемые ресурсы метана в бассейне оцениваются в 13 трлн. куб. м. Данная оценка ресурсов углей и метана соответствует глубине 1800-2000 м. Большие глубины угольного бассейна сохраняют на отдаленную перспективу огромное количество метана, которое оценивается в 20 трлн. куб. м.
Такая сырьевая база Кузбасса обеспечивает возможность крупномасштабной добычи метана (вне шахтных полей) как самостоятельного полезного ископаемого (скважинный способ). Приобретение «Газпромом» в июне 2007 года контрольного пакета в уставном капитале ООО «Геологопромысловая Компания Кузнецк» (владеет лицензией на поиск, разведку и добычу метана угольных пластов в пределах Южно-Кузбасской группы угольных месторождений с ресурсами 6,1 трлн. куб. м газа) позволяет приступить к созданию в России новой отрасли ТЭК по добыче метана угольных пластов, расширить собственную ресурсную базу углеводородного сырья и рынки сбыта, организовать широкомасштабную газификацию Кемеровской области и южных районов Сибири.
