Научно-обоснованные предложения по разработке и методам внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан (стр. 6 )

Российские угольные шахты обеспечивают безостановочный мониторинг выбросов метана в атмосферу. Устанавливается оборудование, которое измеряет скорость потока и концентрацию метана. Вся информация регистрируется в журнале: для дегазационных установок – каждый час, для систем вентиляции – один раз в день. На шахтах могут быть одна или несколько дегазационных установок. Дегазация бывает заблаговременная, предварительная и выработанного пространства. Дегазация угольной шахты может проводиться через скважины, пробуренные с поверхности в купол обрушения. Дегазационный метан может извлекаться по подземной дегазационной сети. На шахтах применяются дегазационные установки с использованием водокольцевых вакуум-насосов производительностью от 35 и до 120 м3/мин и сухих ротационных вакуум-насосов производительностью от 28 до 160 м3/мин.

В последние годы доля извлеченного метана из угольных месторождений Российской Федерации средствами дегазации в среднем не превышает 27-30%. Согласно пункту 5 «Методических рекомендации о порядке дегазации угольных шахт, РД-15-09-2006» дегазация угольных пластов должна применяться, когда содержание метана в угольном пласте составляет 13 м3/т на сухую беззольную массу и более.

Дегазация угольных пластов может осуществляться на вновь вводимых выемочных участках действующих шахт при составлении паспорта выемочного участка до проведения дегазации, когда природная газоносность пласта превышает 13 м3/т сухой беззольной массы (далее – с. б.м.), а также на угольных пластах неразгруженных, склонных к внезапным выбросам угля и газа, а также суфлярам, внезапным прорывам газа из пласта-спутника и из зон геологических нарушений, при которых возможно загазование выработок.

Для оценки объемов каптируемого метана в угольной промышленности России применена методика МГЭИК (IPCC, 2000; IPCC, 2006) [24, 25], в соответствии с которой для определения общей эмиссии метана учитываются его выбросы при добыче угля подземным способом, добыче угля открытым способом и последующей деятельности.

Оценка эмиссии метана при подземной добыче угля представляется наиболее важной, так как добыча угля этим способом ведется на больших глубинах из угольных пластов, обладающих высокой газоносностью. Инженерные службы шахт постоянно контролируют метанообильность для предотвращения загазований горных выработок и обеспечения безопасной работы. Как правило, эти данные доступны в региональных службах Ростехнадзора. Оценка эмиссии шахтного метана для угольных шахт может быть получена с высокой точностью, соответствующей Ряду 3 методики МГЭИК [26].

Выбросы метана рассчитываются согласно методологии МГЭИК (IPCC, 2000; IPCC, 2006) [26] Межправительственной группы экспертов по изменению климата, в соответствии с которой для определения общей эмиссии метана учитываются его выбросы при добыче угля подземным способом, добыче угля открытым способом и последующей деятельности.

Фактические данные по выбросам метана шахтами в России являются труднодоступными. Несмотря на то, что угольные компании должны отслеживать объемы выбросов метана своими шахтами, эти данные не доступны для общественности, подобно другим странам, например, США. Для получения таких данных необходимо полагаться на разные источники. Таблица 3.1 представляет собой сбор и обработку данных о выбросах метана, взятых из различных источников.

Таблица 3.1 – Эмиссия метана угольными шахтами Кузбасса [27-29]

Год	Объем метана, выбрасываемого системами вентиляции и газоотсоса угольными шахтами Кузбасса, млрд. м3	Производство угля в Кузбассе, млн. т
2005	1,12	167
2006	1,17	174
2007	1,18	181
2008	1,12	182
2009	1,15	186
2010	1,11	210
2011	1,08	167
2012	1,14	174

В целях дополнения имеющихся данных и обеспечения основы для оценки выбросов угольными шахтами была разработана методика, основанная на фундаментальных параметрах добычи угля и газоносности. После сравнения этих результатов с данными из других источников стало очевидно, что подобные расчеты обеспечивают разумные оценки фактических выбросов метана российскими угольными шахтами. Среднюю газоносность м3/т по угледобывающим шахтам Кузбасса можно определить по формуле:

(3.1)

где – средняя газоносность i-го угледобывающего предприятия,

ai – весовой коэффициент , (доля добываемого угля на i-й шахте от общего количества шахт Кузбасса ),

n – количество угледобывающих предприятий Кузбасса.

Стандартное отклонение от среднего значения газоносности шахт Кузбасса составляет:

(3.2)

Дисперсия:

(3.3)

На диаграмме (рис. 3.2) представлены доли добываемого угля при различных значениях газоносности.

Рисунок 3.2 – Распределение газоносности угольных шахт Кузбасса [27]

Угледобывающие предприятия с газоносность более 15 м3/т в расчетах не учитывались, так как их влияние составляет менее 1% либо угледобывающие предприятия имеют предписания к закрытию.

К сожалению, нет никаких данных относительно остаточной газоносности на российских шахтах, так что переменная не учитывается, и Уравнение принимает вид:

(3.4)

MEF является эмпирическим значением, которое вычисляется на шахтах, где остальные переменные, такие как газоносность добываемого угля в шахте, угледобыча и эмиссия метана шахтой, известны. Рассчитанное значение MEF с использованием данных известных шахт используется для всех шахт Кузбасса.

Необходимые данные для расчета MEF доступны на двенадцати шахтах. Имеющиеся данные охватывают период времени с 2007 по 2012 гг., хотя по некоторым шахтам данные были представлены только за один год. Результаты различались значительно. Рассчитанное значение MEF по отдельно взятым шахтам варьировалось от 0,1 до 3,6 со средним значением MEF 1,4.

Наиболее важными являются выбросы метана при подземном способе добычи, поскольку именно этот метан можно извлекать и утилизировать. Объемы извлеченного и утилизированного метана вычитаются из общего объема ожидаемых выбросов ШМ. Несмотря на то, что специальная аппаратура в угольных шахтах постоянно отслеживает содержание метана в рудничной атмосфере, чтобы обеспечить безопасность работы персонала, она не всегда фиксирует расход метана за единицу времени, поэтому качество данных о выбросах метана часто меняется. Данная информация является доступной для надзорных и контрольных органов в угольных регионах, управлений Ростехнадзора и региональных органов экологического контроля. В выполненных расчетах эмиссии метана при добыче угля подземным способом угледобывающими предприятиями России использовался комбинированный подход на основе оценок Ряда 3 и Ряда 2 (в соответствии с методикой МГЭИК) [26].

При этом Ряд 3 применялся в случае, когда были доступны данные об относительной или абсолютной метанообильности угольных шахт. Данные о метанообильности угольных шахт при использовании оценок Ряда 2 формировались одним из трех способов в зависимости от доступной информации. Анализ геологических данных, например, крупнейшей угледобывающей компании РФ «Кузбассразрезуголь», в состав которой входит большая часть угольных разрезов Кузбасса, показал, что десорбционные свойства угольных пластов, отрабатываемых разрезами, исследованы недостаточно. Поэтому метаноносность угольных пластов, отрабатываемых открытым способом, определялась косвенно на основании данных о марочном составе углей, добываемых разрезами, и известном соответствии газоносности марочному составу и глубине залегания угольного пласта [25]. Этот подход соответствует Ряду 2 методики МГЭИК. Вычисления проводились в предположении, что метан из угля, добытого открытым способом, выделился в атмосферу на стадии его извлечения из недр.

Таблица 3.2 – Эмиссия парниковых газов на шахтах Кузбасса [28-29]

Шахта	Средне суточная добыча угля, т/сут.	Газообильность шахты с учетом каптированного метана, м3/мин.	Относительная газообильность шахты, м3/т	Среднегодовой дебит каптируемого метана средствами дегазации и газоотсоса, м3/мин.	Категория шахты по метану
СН4	СО2	СН4

1	2	3	4	5	6	7
Грамотеинская	4 947	10,9	8,1	3,1 2,1	2,2	Категория 3
Осинниковская	3 110	84,3	34,2	39,0 15,7	0,2	Опасная по внезапным выбросам угля и газа
Тайжина	2 702	51,3	8,9	28,7 5,0	11,3	То же
Томская	1 030	30,3	14,8	41,6 20,3	0,7	То же
Кушеяковская	3 075	10,2	-	3,4 -	-	Сверхкатегорная
Томусинская 5-6	3 236	35,9	11,7	16,0 5,2	-	То же
(Кузнецкий бассейн)
Чертинская	1 716	69,9	-	58,6 -	27,1	Опасная по внезапным выбросам угля и газа
Березовская	3 111	12,0	9,1	19,1 15,0	-	То же
Первомайская	2 547	19,3	6,9	21,8 10,5	-	То же
(Кузнецкий бассейн)
Им.	2 748	45,0	-	26,5 -	13,0	Опасная по внезапным выбросам угля и газа
Усинская	1 427	28,8	8,5	28,6 8,5	3,2	То же
Распадская»	15 100	120,8	-	31,0 -	0,4	Сверхкатегорная
(Печорский бассейн)
Северная	6 096	153,9	-	36,4 -	103,0	Опасная по внезапным выбросам угля и газа
Воркутинская	2 114	142,8	-	97,3 -	86,3	То же
Комсомольская	3 176	126,2	-	57,2 -	54,6	То же
Заполярная	2 812	931	-	47,7 -	23,3	То же
Аяч-Яга	2 360	115,0	-	70,2 -	38,6	Сверхкатегорная
Воргашорская	12 200	70,5	-	13,0 -	10,9	То же

На 82 действующих газообильных шахтах в работе находится 193 выемочных участка при их суммарной метанообильности 1400 м3/мин: с метановыделением менее 3 м3/мин - 129 участков, от 3 до 10 м3/мин - 39, от 10 до 20 м3/мин - 14 и свыше 20 м3/мин - 11 участков. Дегазация применяется на 30 участках, в том числе на 16 участках самостоятельно и на 14 участках - совместно с газоотсосом, осуществляемом специальными газоотсасывающими вентиляторными установками.