Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса (стр. 8 из 12)
- экономический эффект: в зависимости от концентрации вентиляционного метана может снизиться расход основного топлива – угля до 20% (на каждый кг угля расходуется 5ч10 кг воздуха с 0,.5…2% концентрацией метана), снизятся ущербы от выбросов метана, снизятся ущербы за счёт улучшения структуры топливно-энергетического баланса региона, снизится топливная составляющая в тарифе за счет использования «бросового» энергоресурса. И, наконец, использование механизмов Киотского протокола можно получить дополнительные финансовые ресурсы для реализации проектов по использованию вентиляционного метана[8].
На укрупненном теплоэнергетическом стенде проведены эксперименты по совместному сжиганию газа и угля микропомола, показавшие эффективность совместного сжигания газа и угля.
Эффективность совместного использования низко концентрированного шахтного метана в современных экономических условиях просматривается для энергетических объектов, удаленных от шахты на расстоянии, не превышающем 3 км, с учетом ущерба от выбросов метана и использования механизмов Киотского протокола.
6.2 Способ извлечения метана из вентиляционных струй шахт
Сущность технологии: извлечение метана из сжатой метановоздушной смеси вентиляционной струи путем низкотемпературной адсорбции с получением холода путем кристаллизационных процессов.
Способ позволяет: на основе комбинирования газогидратных и сорбционных энергозатратных процессов извлечь метан из вентиляционной струи шахты; одновременно с извлечением метана осуществлять и другие необходимые для шахты мероприятия – охлаждение шахтного воздуха и деминерализацию шахтной воды, компенсируя энергетические затраты одних процессов за счет избытка их в других[4].
Назначение: предотвращение выбросов метана вентиляционных струй шахт в атмосферу с целью улучшения экологической обстановки и его утилизация.
Область применения: газоносные угольные шахты.
Основные характеристики:
концентрация метана на выходе из установки - 100 %;
получение низких температур до - 50oС;
попутное получение пресной воды.
Рис. 6.1. Принципиальная схема: К - компрессор; Д - детандер; Аб - водяной барботажный абсорбер; Т - теплообменники; ХМ - холодильная машина; Ад - адсорберы; р - кристаллизатор; П - сепарационная промывочная колонна
6.3 Утилизация шахтного метана в газогенераторных установках с выработкой тепло- и электроэнергии
Рисунок 6.1 – Модульная газогенераторная установка
Газогенераторные установки выпускаются в модульном исполнении и включают систему подготовки газа, двигатель внутреннего сгорания и электрический генератор. Газогенератор потребляет метановоздушную смесь с концентрацией метана от 30% и выше.
При анализе технологии утилизации шахтного метана на «Шахте им. С.М. Кирова» рассмотрен вариант установки газогенераторной станции, включающей 7 газогенераторов с электрической мощностью каждого 1,021 МВт. Газогенераторы, поставляются в контейнерном исполнении и могут оснащаться устройствами утилизации тепла с производительностью 1,2 Гкал/МВт. Общий срок службы газогенератора составляет 150 – 250 тыс. часов[3].
Для обеспечения работы станции требуется дебит метана в объеме 4,5 м3/мин. (в пересчете на его 100% концентрацию)
6.3.1 Контейнерные ТЭС
Данный агрегат предназначен для выработки электроэнергии и дополнительно для производства тепловой энергии при использовании газа в качестве топлива. Для этого газ подается через систему трубопроводов на электрогенераторный агрегат.
Данный агрегат состоит из представленных ниже главных составных частей и узлов:
-контейнер (или корпус)
-Газовый двигатель с несущей рамой и генератором (генераторная установка)
-Система подачи газа
-Распределительное устройство, система управления
-Система охлаждения
-Система отвода отработанных газов
-Система подачи смазочного масла
-Приточно-вытяжная вентиляция
Стальной контейнер предназначен для размещения и монтажа всех элементов установки. Посредством использования стального контейнера была достигнута необходимая мобильность установки. Данный контейнер в пространственном отношении делится на две зоны:
Машинное отделение
Отделение распределительного устройства
В машинном отделении устанавливается непосредственно генераторная установка, а так же периферийное оборудование, необходимое для эксплуатации данной установки. В машинном отделении возле самого агрегата (мотором с регулятором газа и генератором) установлена система смазочного маслопитания, а также различные вспомогательный агрегаты. Машинное отделение оборудуется двумя входными дверями (одна на продольной боковой стороне, одна в отделении распределительного устройства) и одной двойной дверью на передней стороне. Данные двери оснащаются запорами аварийного срабатывания. К дополнительному оборудованию машинного отделения так же относятся осветительное оборудование и штепсельные розетки.
Отделение распределительного устройства включает в себя распределительное устройство для осуществления управления установкой и ее регулирования в целом. К дополнительному оборудованию отделения относятся осветительное оборудование, штепсельные розетки, а так же электрический тепловентилятор для обогрева отделения.
В отделении распредустройства находится распределительное устройство, которое состоит из шкафа управления (вкл. вспомогательные приводы) и элемента мощности.
Благодаря, расположенного, в отделении распределительного устройства установки управления и контроля установка рассчитана на продолжительный автоматический режим работы без привлечения персонала, при этом ежедневные контрольные операции с оптической и акустической проверкой отдельных деталей установки должны предотвращать неисправности.
Все необходимые для эксплуатации приборы контролируются автоматически, так что выход из строя отдельных секций машины ведет к отключению агрегата.
Обслуживание установки происходит преимущественно посредством панели OP170 центрального управления установкой, которая находится в отделении распределительного устройства.
Ориентировочная калькуляция по контейнерной ТЭС, 1,35 МВт, евро
| Наименование статей затрат, дохода | Евро, +/- 10%, примерно | ||||
| 1. | Капитальные затраты | оптимист | пессимист | среднее | |
| 1.1. | Конт. ТЭС, 1,35 МВт, от завода | 600.000 | 750.000 | ||
| 1.2. | Контейнер с трафо 400/660В, (при необходимости) | 20.000 | 100.000 | ||
| 1.3. | Контейнер компрессора с измер. аппаратурой | 50.000 | 160.000 | ||
| 1.4. | Транспортные расходы | 10.000 | 60.000 | ||
| 1.5. | Таможенная пошлина, 2 - 7% | 13.600 | 74.900 | ||
| 1.6. | Сертификация | 0 | 50.000 | ||
| 1.7. | Проектная документация, разрешения | 20.000 | 50.000 | ||
| 1.8. | Оформление эмиссионного ПСО/JI | 50.000 | 150.000 | ||
| 1.9. | Другие расходы, 10% | 76.360 | 139.490 | ||
| Капзатраты | 839.960 | 1.534.390 | 1.187.175 | ||
| 1.10. | НДС, который не всегда возможно получить назад | 0 | 306.878 | 153.439 | |
| Всего: | 839.960 | 1.841.268 | 1.340.614 | ||
| 2. | Эксплуатационные расходы в год | ||||
| Полная загрузка в год, кол-во часов | 7.000 | 6000 | |||
| 2.1. | Стоимость от ТО до сред. ремонта с ЗИП и маслом | 0,014 | 132.300 | 113.400 | |
| 2.2. | Возврат кредита за 10 / 10 / 5 лет (10%, 10% и 20%) | соотв. | 83.996 | 184.127 | 268.123 |
| 2.3. | Стоимость кредита, 8-12% в год | 83.996 | 184.127 | 134.062 | |
| 2.4. | Амортизация в 20 лет, 5% в год | 41.998 | 92.063 | ||
| 2.5. | Охрана: 6 чел.* 200€*12мес. | 0 | 20.000 | ||
| 2.6. | Ежегодная сертификация ЕСВ/ERU | 10.000 | 15.000 | ||
| 2.7. | Другие расходы, 10% | 52.844 | 91.308 | ||
| Всего эксп. расходы в год | 405.134 | 700.025 | 552.579 | ||
| 3. | Доход | ||||
| 3.1. | Эл. энергия, отпускная цена, без НДС, евро/кВтчас | 0,03 | 283.500 | 243.000 | 263.250 |
| 3.2. | Используемое тепло, мВтчас тепла в год | 5000 | 10.000 | 7.000 | |
| 2000 | 4.000 | ||||
| 3.3. | Эмиссионные сертификаты, 37.000 т СО2/г, 5-25€ | 20 | 740.000 | 555.000 | |
| 10 | 370.000 | ||||
| Всего доход в год | 1.033.500 | 617.000 | 825.250 | ||
| 4. | Прибыль, брутто, евро в год | 628.367 | - 83.025 | 272.671 | |
| Прибыль, после уплаты 30% налога, евро в год | 439.857 | - 83.025 | 190.870 | ||
Затраты по стационарным и мобильным ТЭС на 1 МВт примерно одинаковы.
Ожидаемый доход от эмиссионных сертификатов составляет около 67%, от выработки электроэнергии 32% и от получения тепла менее 1%.
Недостаточная информация о затратах по ТЭС на шахтном газе приводит при ТЭО к завышению эффективности проектов в несколько раз. Основными характерными ошибками при этом являются:
- завышение рабочих часов в году ТЭС до 30%;
- недостаточный учет стоимости инвестиционного кредита;
- игнорирование требований кредиторов по возврату кредитов по 2012, пока не будет решена дальнейшая судьба Киотского протокола;
- недооценка рискованности ПСО с шахтным газом, того, что при финансировании через фонды и покупателей ЕСВ стоимость эмиссионных сертификатов снижается до 30-50%;
- заниженные эксплуатационные затраты;
- непринятие в расчет стоимости необходимого для шахт резервного источника электроснабжения;
- завышенная цена электроэнергии при передаче ее в общую сеть.
Рисунок 6.2 - Контейнерные ТЭС
Мощность, МВт: 0,2-1,8 эл. эн. и 0,3-1,9 теп. эн. КПД: > 0,9