Научно-обоснованные предложения по разработке и методам внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан (стр. 19 )

a) б)

Рисунок 5.2 – Компоновка размещения утилизационного оборудования [78]:

а) - модуль очистки; б) - модуль утилизации

При утилизации метановоздушной смеси, поступающей из вентиляционного штрека, установка будет располагаться на промышленной площадке шахты. Вырабатываемое тепло можно использовать для подачи тепла потребителю либо для подогрева обратной сетевой воды перед котлом (рисунок 5.3). При адаптации проекта к условиям конкретного предприятия решение о размещении оборудования следует принимать исходя из существующего рельефа местности, расстояния до вентиляционного ствола и в соответствии с нормативными документами, действующими в РФ.

Рисунок 5.3 – Технологическая схема использования метановоздушной смеси в каталитической установке

Утилизация МВС в котельных возможна путем сжигания кондиционной газовой смеси из дегазационной системы шахты с концентрацией метана более 30%. Для утилизации метана в блочно-модульной котельной шахтный метан извлекается посредством вакуум-насоса (рисунок 5.4). Затем направляется в каплеулавливатель и отделяется от влаги. После этого осушенный метан, проходит через пламегаситель и доставляется в горелку, в которой осуществляется его смешивание с поступающим из воздуходувки воздухом. Полученная газовая смесь доставляется в котел. Дым из котла через дымосос выбрасывается в атмосферу [77-79]. Выполненный НИИ «Новосибирсктеплоэлектропроект» расчет концентрации вредных веществ от выбросов для модульной котельной установки МКУ-В-0,7-(0,7х1)Г производительностью 0,7 МВт показывает, что по рассмотренным веществам (диоксид азота, оксид азота, оксид углерода) она не превышает 0,1 ПДК без учета фоновых концентраций, поэтому нет необходимости осуществления учета загрязнения воздуха.

Рисунок 5.4 – Принципиальная схема сжигания метана в котельной:

1 – котел, 2 – горелка, 3 – воздуходувка, 4 – пламегаситель,

5 – каплеулавливатель, 6 – вакуум-насос, 7 – дымосос

В котельной размещается газорегуляторный пункт, позволяющий поддерживать постоянный уровень давления. На выходе из вакуум-насосной установки предусмотрены влагоотделители для отделения влаги в каптируемом метане. Системы модульной котельной дистанционно контролируются с диспетчерского пульта. Для газовых приборов и агрегатов в схеме предусмотрен комплект автоматики.

Для когенерации тепловой и электрической энергии в контейнерной теплоэлектростанции рационально совместно использовать КГУУ для извлечения метановоздушной смеси и утилизации лишней, либо некондиционной МВС и непосредственно КТЭС для выработки энергии из газового топлива. Утилизация метана осуществляется по схеме на рисунке 5.5. Извлекаемая метановоздушная смесь ротационным насосом КГУУ подается в КТЭС для сжигания. В извлекаемой смеси должно быть более 25% СН4, так как КГУУ не может использовать МВС с меньшей концентрацией. Регламентированное содержание метана в газовой смеси для использования в КТЭС не менее 35%. В случае несоответствия газового топлива этим параметрам, подача газа автоматически прекращается, смесь сжигается в КГУУ при температуре 1000 – 1200°C. При возникновении излишков метановоздушной смеси они также сжигаются в КГУУ.

Рисунок 5.5 – Технологическая схема утилизации метановоздушной смеси в контейнерной теплоэлектростанции:

1 – влагоотделитель; 2 – контейнерная газоутилизационная установка (КГУУ);

3 – контейнерная теплоэлектростанция (КТЭС).

Работа газового мотора в КТЭС осуществляется по принципу двигателя внутреннего сгорания с принудительным зажиганием. Газомотор через эластичную муфту приводит в действие низковольтный генератор трехфазного тока, осуществляющий выработку электроэнергии. Получаемая энергия через распределительное устройство подается к внешней низковольтной установке и далее через трансформаторную подстанцию внутреннему потребителю или в общую сеть. Получаемое от жидкости, охлаждающей двигатель, тепло снимается посредством пластинчатаго теплообменника и используется для обогрева или может отводится в атмосферу с помощью дополнительных устройств охлаждения.

Вместо требуемого для работы газового мотора воздуха в схеме утилизации возможно использовать МВС из вентиляционной системы шахты. Для его извлечения можно использовать дополнительно вторую КГУУ. Возможность использования одновременно нескольких источников метана, что позволит регулировать концентрацию метана в подаваемой смеси и обеспечит стабильную работу КТЭС.

Утилизация ШМ в газотурбинной установке. Схема утилизации МВС в газотурбинной установке в общем случае включает газотурбинный двигатель, редуктор и генератор. При горении топлива возникает газовый поток, который оказывает воздействие на лопатки турбины. В результате возникает крутящий момент, вращающий ротор. Ротор, в свою очередь, присоединен к генератору, который вырабатывает электрическую энергию (рисунок 5.6).

Рисунок 5.6 – Схема утилизации ШМ в газотурбинной установке

Особенностью данной схемы является то, что для достижения требуемой концентрации метана для работы газотурбинной установки, в подавляющем большинстве случаев, используемую МВС потребуется разбавлять метаном из других источников, имеющихся на горнодобывающем предприятии.

6  АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УТИЛИЗАЦИИ ВЫБРОСОВ, СОДЕРЖАЩИХ МЕТАН («ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЙ ЭФФЕКТ»)

К инновационным технологиям относятся новые или значительно улучшенные технологии, введенные в эксплуатацию. В разделе рассмотрены инновационные технологии, недавно введенные или планируемые для внедрения на объектах нефтегазового сектора, которые позволяют снизить выбросы метана в атмосферу.

К основным направлениям внедрения технологий с достигнутым «положительным эффектом» при утилизации выбросов, содержащих метан, выбросов метана (снижения потерь природного и попутного газа) при добыче и магистральном транспорте, относятся:

-  реконструкция, модернизация и ремонт технологического оборудования;

-  системная оптимизация технологических режимов;

-  использование технологии «врезки под давлением» при производстве ремонтов и подключении новых газопроводов-отводов;

-  совершенствование приборного парка по контролю и измерению расходов и потерь газа в ГТС и технологий исследования скважин;

-  устранение негерметичности ЗРА в технологической обвязке КС и линейной части газопроводов;

-  проведение исследований скважин без выпуска газа в атмосферу.

Для снижения организованных выбросов газа в 2014 году принят «Перечень мероприятий по сохранению газа при проведении планово-профилактических и ремонтных работ на производственных объектах ОАО «Газпром» в 2014 году», в результате выполнения которого было снижено более 600 млн. м3 потерь метана.

Уменьшение потерь газа при плановых работах на линейной части магистральных газопроводах, газопроводах-отводах и ГРС за счет предварительной выработки из отключаемых участков газопровода на ГРС, путем перепуска стравливаемого газа, за счёт выработки газа из контуров КС на собственные нужды при капитальном ремонте технологических трубопроводов, ремонт дефектов трубы по результатам ВТД без сброса газа при помощи композитно-спиральной муфты, замена дефектной запорной арматуры на ЛЧ МГ с использованием технологии врезки под давлением.

Наибольшее сокращение газа, подлежащего стравливанию, обеспечивают технологии врезки под давлением (порядка 200 млн. м3 в год) и выработка газа из отключаемых участков газопровода (около 300 млн. м3 в год).

В ходе реализации технологии врезки под давлением по сокращению газа экономия в год составляет порядка 30 % от объема газа, который ранее стравливался в атмосферу. Целевым показателем на ближайшие годы является увеличение объема сокращения газа при проведении ремонтных работ, который составляет не менее 50 % от объема, подлежащего стравливанию.

В настоящее время начато практически повсеместное использование новых технологий по предотвращению организованных эмиссий газа в частности, технология перекачки газа в параллельную нитку газопровода с использованием мобильных компрессорных станций (МКС).

Изучается возможность технологии ремонта с использованием запорных поршней Smart Plag TM. Экономические убытки от неорганизованных утечек газа незначительны и являются неизбежными.

В то же время убытки от потерь газа при технологических операциях за последние годы значительно уменьшились и имеют резервы для дальнейшего сокращения. Прямые платежи в бюджеты за выбросы метана составляют около 300 млн. рублей в год. Эти платежи являются компенсацией ущерба окружающей среде и, в случае метана, являются абсолютно необоснованными (для него не установлены нормативы предельно допустимых концентраций). В тоже время, плата во много раз выше, чем для вредных веществ. В 2005 году плата за метан Постановлением правительства № 000 от 01.01.2001 г. была повышена в 1000 раз для стимулирования снижения сжигания попутного газа. Затем для снижения сжигания попутного газа были приняты другие нормативные документы, однако повышение платы за выбросы метана не имеющего отношения к попутному газу отменено не было. обращался в Правительство по этому вопросу, однако Минприроды России соответствующее постановление так и не внесло. Урегулирование этого вопроса может снизить экологические убытки более чем на 250 млн. рублей.

Потери при технологических операциях в размере до 0,4–0,5% от объема транспортируемого газа являются для современных газотранспортных систем неизбежными для обеспечения безопасности при их эксплуатации. Эти потери учитываются при обосновании тарифов на транспорт газа и в зависимости от категории газопроводов, его технического состояния, режимов работы согласуются государственными регулирующими органами. Для технологические потери согласованы Федеральной службой по тарифам на 2014-2015 годы в объеме не более 0,85% от общего объема газа транспортируемого через ЕСГ.