Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса

Анализ международного опыта по использованию шахтного метана. Особенности внедрения оборудования по утилизации шахтного метана на примере сепаратора СВЦ-7. Оценка экономической целесообразности применения мембранной технологии при разделении газов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1 Дегазация газоносных угольных пластов
2 Опыт использования шахтного метана
2.2 Проект «APPIN & TOWER» в Австралии
2.3 Шахтный метан: эффективная утилизация на примере Вайоминга
2.4 Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ возможности утилизации шахтного метана
2.5 Возможность утилизации шахтного метана в России
3.1 Оборудование по утилизации шахтного метана. Сепаратор СВЦ-7
3.2 Программа внедрения сепаратора для очистки попутного газа
5 Разделение газов с помощью мембранной технологии
5.1 Экономическая целесообразность применения мембранной технологии
5.2 Принципиальная схема мембранных установок
6 Утилизация каптируемого шахтного метана
6.1 Утилизация вентиляционного газа
6.2 Способ извлечения метана из вентиляционных струй шахт
6.3 Утилизация шахтного метана в газогенераторных установках с выработкой тепло- и электроэнергии
6.4 Утилизация шахтного метана в модульных установках с выработкой теплоэнергии
6.5 Установка каталитического окисления шахтного метана с низкой концентрацией для выработки тепло- и электроэнергии
7 Роль государственного регулирования
8 Блочная комплексная установка утилизации каптируемого метана
9 Сравнительная экономическая оценка различных технологий утилизации шахтного метана
«Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса». Дипломная работа по специальности «Комбинированная разработка пластовых месторождений» (130404). - Новокузнецк, 2008 г., 86 стр., таблиц 3, источников 14.
Рассмотрены различные варианты использования шахтного метана. Для более рационального использования выбрана блочная установка, которая позволяет добиваться максимальной финансовой отдачи, в то же время, обеспечивая шахту и близлежащие населенные пункты надежным источником электричества и тепла и снижая выбросы в атмосферу парникового газа.
Блочная установка утилизации метана дает возможность не только сжигать метан в специальной камере тем самым, предотвращая выделения в атмосферу вредного парникового газа, но и для выработки электроэнергии и дополнительно для производства тепловой энергии при использовании газа в качестве топлива. Использования шахтного метана позволяет повышать безопасность ведения горных работ.
Актуальность работы. Международное внимание к проблемам изменения климата и недавняя ратификация Киотского Протокола повлекли за собой усиление интереса к проблеме утилизации шахтного газа. В данный момент в мире существуют несколько коммерчески испытанных технологий, которые работают на шахтном и вентиляционном газе. Среди них наиболее используемым методом, позволяющим утилизировать шахтный газ и снижать вредные выбросы, остается использование его в двигателях внутреннего сгорания.
Шахтный газ является значительным, но практически неосвоенным ресурсом с основными запасами, находящимися в примерно десятке стран. Китай. Россия, Польша и США являются крупнейшими «загрязнителями» атмосферы, совместно отвечая за три четверти от всего мирового выброса шахтного газа. По прогнозам, количество выбрасываемого шахтного газа в мире увеличится на 2 % к 2020 г. в основном за счет роста угольной добычи в Китае.
С одной стороны, шахтный газ, сродни природному газу обладает полезными свойствами горючего топлива, с другой стороны, при попадании в атмосферу он наносит сильнейший урон экологической обстановке. Основной компонент шахтного газа, метан (СН4), в 21 раз сильнее, чем углекислый газ (С02) по своей способности создавать парниковый эффект на планете.
В 2000 г мировой выброс шахтного и вентиляционного газа составил 32 млрд куб. м чистого метана, что является эквивалентом 456 млн. т углекислого газа. К 2010 г выброс метана из угольных шахт вырастет до 51 млрд. куб. м чистого метана в год (724 млн. т углеродного газа), что равносильно ежегодному выхлопу 171 млн. автомобилей[1].
Цель работы - разработка рекомендаций по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса.
Идея работы заключается в создании единой блочной установки по утилизации каптируемого шахтного метана.
Методы исследований. Для достижения поставленной цели использовался комплекс методов, включающий анализ и обобщение данных научно-технической литературы по рассматриваемому вопросу.
1 Дегазация газоносных угольных пластов
В настоящий момент только маленькая часть шахтного газа пригодна для производства электроэнергии или тепла, и только одна пятая этой доли используется для производства энергии или других промышленных нужд.
Процесс дегазации, с помощью которого извлекается шахтный газ, изначально развивался в целях повышения безопасности угольных шахт. При подземной добыче угля угольной компании приходится бороться с шахтным метаном, который выделяется в процессе разработки угольных пластов. Так как метано-воздушная смесь является взрывоопасной при концентрации метана от 5 до 14%, угольной компании необходимо принимать соответствующие меры, чтобы избегать опасного диапазона[3].
До середины 1970-х годов общепринятым способом борьбы с метаном было проветривание горных выработок с помощью больших объемов воздуха. Однако с развитием подземного способа добычи и разработкой более метаноносных угольных пластов использование одной лишь системы вентиляции стало недостаточным. Введение заблаговременной дегазации посредством бурения дегазационных скважин и вакуумного отсасывания позволило снизить нагрузку на системы вентиляции и дополнительно повлекло за собой увеличение производительности угольных шахт. Дело в том, что при неэффективной вентиляции приходится приостанавливать добычу угля всякий раз, когда доля метана в воздушной смеси приближается к взрывоопасному уровню[14]. Адекватная система дегазации позволила значительно снизить время подобных простоев и свести к минимуму количество чрезвычайных происшествий на шахтах.
Развитие технологии также облегчило задачу дегазации угольных шахт. В зависимости от геологических особенностей пластов дегазация может проводиться посредством бурения вертикальных скважин в неотработанные и отработанные участки или горизонтальных и наклонных скважин из шахтного пространства. Накопленный опыт в изучении метаноносных пластов позволил лучше адаптировать систему дегазации к конкретному резервуару и повысить эффективность производимых операций.
2 Опыт использования шахтного метана
Сегодня, используя современные технологии для изучения шахтных пластов и проведения дегазационных работ, угольная компания может добиться значительного увеличения количества каптируемого метана в высоких концентрациях. Осознавая потенциал шахтного метана, все больше компаний продают его для различных индустриальных нужд или производят тепло или электроэнергию для собственных нужд.
В том случае, когда концентрация каптируемого шахтного газа близка к 100%, поставки его для промышленного использования (продажа в газопровод) являются наиболее привлекательным способом использования метана. Однако помимо высокой концентрации газ должен удовлетворять другим жестким требованиям, таким как отсутствие примесей, воды и пыли. Как правило, такой газ добывается из скважин заблаговременной дегазации или путем бурения в необрабатываемые пласты, где не происходит смешения шахтного газа и вентиляционного газа.
На сегодняшний день шахтный газ продается в газопровод только в немногих странах. В США, например, где цена на природный газ высока, около 1,3 млрд.куб.м шахтного метана ежегодно поставляется в газопровод. В Европе шахтный газ используется в газопроводе в Великобритании и Чехии.
Однако в большинстве стран основными препятствиями подобному использованию являются недостаточная концентрация каптируемого шахтного газа, недоступность газопровода в непосредственной близости от шахты и/или низкая цена на природный газ[3].
В отличие от использования в газопроводе, производство электричества из шахтного газа не требует очень высоких концентраций. Как правило, шахтный газ может использоваться в газовых двигателях или турбинах при содержании метана свыше 25% и при проведении предварительной очистки и сушки. Каптируемый газ наиболее часто используется в двигателях внутреннего сгорания, которые способны производить тепло- или электроэнергию.
На сегодняшний день в мире существует ряд проектов, где шахтный метан используется для производства электричества. Наибольшим опытом ведения подобных проектов (свыше десяти лет) обладают Австралия, Германия, Япония, Великобритания и США. За последние два года утилизация шахтного газа стала все больше применяться на шахтах в развивающихся странах, таких как Китай, Польша, Россия и Украина. Согласно данным за 2005г., в мире существует около пяти десятков электростанций, работающих на шахтном газе, суммарной мощностью свыше 300 МВт. Индивидуальная производственная мощность таких электростанций может сильно различаться, начиная от мини-электростанций в 150 кВт до самой крупной станции в 94 МВт.
2.2 Проект «APPIN & TOWER» в Австралии
Самая крупная электростанция, работающая на шахтном метане, начала свою работу десять лет назад в Австралии, в штате New South Wales. В качестве топлива для 94-х газовых двигателей внутреннего сгорания, каждый из которых мощностью в один МВт, используется шахтный газ трех подземных угольных шахт, принадлежащих компании ВНР Billiton. При разработке проекта было принято решение использовать модульные энергопроизводящие установки малой мощности, так как это позволяет оптимизировать нагрузку электростанции. При колебаниях подачи шахтного газа только необходимое количество двигателей находится в работе, функционируя со стопроцентной нагрузкой, в то время как остальные двигатели останавливаются. Подобный модульный подход часто применяется на действующих шахтах, где количество и концентрация шахтного газа подвержены постоянным колебаниям. Помимо оптимизации нагрузки использование небольших модулей, заключенных в контейнеры, удобно из-за возможности дистанционной сборки, легкости перемещения (например, на другую шахту) и возможности постепенного наращивания мощности[2].
2.3 Шахтный метан: эффективная утилизация на примере Вайоминга
Утилизация запасов шахтного метана, расположенных на территории угольного бассейна Паудер Ривер (Powder River Basin) в штате Вайоминг, которая реализована на основе микротурбин Capstone, наглядно демонстрирует преимущества экологически чистых энергетических технологий для сохранения естественного состояния окружающей среды при одновременном соблюдении экономических законов построения и развития прибыльного бизнеса, связанного с удовлетворением растущих потребностей в природном газе.
Инновация -- это синоним производства шахтного метана. С самого начала его промышленной добычи в середине 70х годов, применение инновационных технологий позволило сделать этот процесс экономически выгодным способом производства природного газа.
Экспоненциальный рост потребления газа привел к смещению фокуса интересов со стороны энергетических компаний и рыночных инвесторов от сырой нефти в сторону природного газа. Расчеты показывают, что объем потребления газа в США вырастет до 1 триллиона м3 в год к 2010--2015 годам. Следовательно, пришло время активно наращивать добычу. Как же микротурбины вписываются в эту картину?
Представим себе вытянутую область длиной более 100 километров, пересекающую графства Кэмпбелл, Джонсон и Шеридан штата Вайоминг. По оценкам экспертов, недра региона содержат более 700 миллиардов м3 газа, что сравнимо с разведанными запасами в Мексиканском заливе. Только в течение последних нескольких лет Паудер Ривер занял лидирующие позиции по добыче шахтного метана благодаря усилиям нескольких независимых нефтегазовых компаний, среди которых можно выделить CMS Energy.
В соответствии с топографическими особенностями региона перед тем, как добыть газ, угольные пласты должны быть обезвожены. Компания CMS Energy ежегодно бурит сотни скважин для того, чтобы с помощью устанавливаемых на этих скважинах насосов вести откачку пластовых вод. При этом насосные группы периодически перемещаются между группами скважин, расположенными на площади в 2000 км2, многие из которых находятся в километрах и десятках километров от ближайшей линии электропередачи.
Исходя из этих условий, компания CMS Energy остановила свой выбор на микротурбинах Capstone и в настоящее время эксплуатирует в непрерывном режиме парк из десятков модулей. Компактный дизайн и модульная конструкция микротурбин, позволяет свести к минимуму процедуры перемещения и запуска турбогенератора на новом месте. В качестве топлива в большинстве случаев используется шахтный метан, но иногда и пропан (на период подготовки скважины).
Со слов управляющего директора Джима Волката, микротурбины позволяют компании не просто генерировать электроэнергию в местах ее потребления, но и делать это с учетом строгих ограничений по выбросам оксидов азота и других парниковых газов, установленных администрацией штата Вайоминг.
До применения микротурбин компания CMS Energy использовала дизельные поршневые двигатели для энергоснабжения удаленных скважин. Однако, сопровождение таких установок сопровождалось существенными расходами на транспортировку топлива и проведение частых регламентных работ. Кроме того, экологические нормы требовали установку дополнительных фильтров.
Использование микротурбин Capstone позволило на порядок сократить выбросы оксидов азота без какой-либо дополнительной обработки выхлопных газов и свести к минимуму расходы на сопровождение генерирующего оборудования[2].
Согласно официальной статистике Американского Агентства Защиты окружающей среды, генерирующие мощности, расположенные на территории штата Вайоминг, выбрасывают в атмосферу 2.4 грамма NOx при производстве 1 квт-часа электроэнергии. И это, включая экологически чистые гидроэлектростанции. В соответствии с актуальными требованиями администрации штата, новые генерирующие мощности должны удовлетворять уровню выбросов не выше 1.4 грамм NOx на 1 квт-час. Получение разрешительных документов занимает не менее 30 дней и для генерирующего оборудования, превышающего указанных уровень, требует публичного обсуждения в течение неопределенного времени. Уровень выбросов NOx микротурбин, эксплуатируемых компанией CMS Energy, не превышает 0.3 грамм на 1 квт-час.
Применение электронных систем контроля и каталитической очистки выхлопа на поршневых двигателях существенно увеличивает их стоимость и экономически оправдано только на наиболее мощных моделях. Но при условии постоянного ужесточения экологических требований, инвестиции в такое оборудование оцениваются потенциальными пользователями как сильно рискованные. Решение проблемы в виде ограничения по времени работы еще более ухудшает экономику применения поршневых двигателей.
По мнению Джима Волката, микротурбины идеально соответствуют технологии добычи шахтного метана. «Снимаете модуль с грузовика, подключаете к газовой трубе и нагрузке и запускайте. Никаких фундаментов, никакого масла или антифриза. И мы используем газ прямо из скважины. Зачастую доставка до места занимает больше времени, чем пуск», -- комментирует он.
Ключевое преимущество микротурбин -- гибкость по отношению к топливу. На подготовительном этапе одна или несколько микротурбин могут использовать пропан для откачки воды из угольных пластов. После того, как достаточно количество газа начинает поступать из скважин, те же микротурбины переключаются на метан простым нажатием управляющей клавиши на панели управления микротурбины.
Безусловно, распределенная генерация не может конкурировать с большими электростанциями, работающими на угле в части себестоимости энергии, но расходы и время, затрачиваемые на прокладку линий, не позволяют обеспечить необходимую динамику развития.
«Проще говоря, преимущество этой новой экологически чистой технологии состоит в возможности обеспечения энергией тогда и где это необходимо, без головной боли, связанной с получением разрешений, сопровождением и авариями», -- резюмирует Джим Волкат.
Успех, достигнутый в результате применения микротурбин в Вайоминге, носит универсальный характер и может тиражироваться нефтегазовыми компаниями в других угледобывающих регионах по всему миру.
2.4 Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ, возможности утилизации шахтного метана
Конференция 19-20 июня 2006г. в г. Кемерово по утилизации шахтного метана показала, что имеется много технических решений использования шахтного метана. К сожалению, в большинстве докладов не рассматривались экономические и законодательные вопросы реализации этих проектов. Большие надежды участники конференции, как и многие другие ученые, политики, журналисты и руководители угольных шахт возлагают на предоставляемые возможности механизма Киотского протокола. При этом не все различают политические и экономические решения по данным проектам. Рассмотрению данных вопросов с учетом опыта ФРГ, где достигнуты наилучшие в мире результаты по утилизации шахтного метана и реализации принципов Киотского протокола [13], и посвящен данный обзор. На начало 2006г. только в Рурском бассейне работали более 130 контейнерных ТЭС на шахтном газе с установленной мощностью более 150 МВт электрической энергии (на шахте «Антрацит Иббенбюрен» кроме четырех КТЭС действует еще стационарная установка мощностью 27 МВт). Большинство из них установлено на отработанных шахтных полях, где их показатели примерно на 20 % лучше, чем на активных шахтах. В мае 2006г. фирма Эмиссионс-Традер ЕТ подала заявки на 55 эмиссионных проектов по шахтному газу. Два из них (г. Херне) уже полностью признаны и функционируют как «утилизационные -- эмиссионные проекты»; они, по нашей информации, на данный момент единственные в мире реально действующие эмиссионные проекты на шахтном газе, соответствующие всем критериям Киотского протокола [13]. То есть в ФРГ шахтный газ используется уже в больших промышленных масштабах и Киотский протокол уже действует в рамках ЕС и развивающихся стран.
Интенсивное внедрение КТЭС стало возможно благодаря:
-- закону ФРГ о возобновляемых видах энергии, гарантирующего передачу электроэнергии в сеть по цене около 7 евроцентов за 1 кВт-ч в течение 20 лет;
наличию Указаний Земли Северная-Рейн-Вестфалия об использовании установок на шахтном газе, позволяющих использовать шахтный газ при любой концентрации метана, если содержание кислорода меньше 6 %, что наблюдается практически всегда на отработанных шахтных полях;
активной поддержке правительства Земли Северная-Рейн-Вестфалия и методическому, инженерному сопровождению немецкого института прикладных исследований УМЗИХТ (Государственного института экологии, безопасности и новых видов энергии).
Широкомасштабное использование в ФРГ шахтного газа для выработки электроэнергии выявило и имеющиеся проблемы:
--на отдельных закрытых шахтах газ после 3-5 лет работы резко убывает, падает концентрация, происхождение шахтного газа еще недостаточно изучено, интенсивность отсасывания газа следует оптимизировать; бурение скважин на полях закрытых шахт является очень рискованным, сложным и дорогостоящим;
- на действующих шахтах среднее время работы КТЭС не превышает 7 000 ч в год, причины: технологические и профилактические работы в шахтах, а также нестабильность концентрации СН4, периодическое ее снижение ниже 25-30%;
резкое возрастание эксплуатационных затрат при длительной концентрации СН4 менее 30 % в шахтной смеси (сравнимо с работой автомобиля на первой передаче);
большие капитальные (1 млн евро за 1 МВт) и эксплуатационные затраты (более 200-300 тыс. евро в год на 1 МВт):
электрическую и тепловую энергию из-за отсутствия потребителей не всегда можно использовать.
Дополнительные возможности утилизации шахтного газа предоставляет Киотский протокол. По нашим оценкам, действующие и прогнозируемые цены до 2012-2017гг. могут дать дополнительную прибыль в размере 2-6 евро-центов за 1кВТ'Ч электроэнергии.
Сегодня никто не знает, какими будут цены на ECB/ERU в 2008-2012 гг. На этот счет имеется много предположений, которые зачастую не имеют никакой связи с фактическими данными рынка. В целом следует различать сертификаты, которыми уже торгуют ЕС, и сертификаты, которые будут продаваться после 2008 г во всем мире в рамках торговли по Киотскому протоколу[1]. Торговля эмиссионными сертификатами в ЕС -- достаточно замкнутая система, условия которой после 2008г. существенно изменятся. Из-за задержки ратификации Киотского протокола [13], отдельными развивающимися странами и еще ограниченного эмиссионного рынка сертификаты CCB/CER из проектов МЧР/CDM производятся пока в небольших количествах. Поэтому в ЕС в настоящее время любые незначительные политические и экономические изменения значительно влияют на неустойчивый рынок эмиссионных сертификатов. В конце апреля 2006 г. цены на сертификаты уже достигли 30 евро за 1 т СО2 и прогнозы были на 40-50 евро, но в первой декаде мая цены в ЕС упали до 9 евро за уже реализованные снижения эмиссий, а в конце июня стабилизировались на уровне 15 евро.
Однако с 2008г. рынок эмиссионных сертификатов значительно увеличится, возрастет число покупателей и продавцов, сертификаты можно будет получать и из проектов совместного осуществления (ПСО/Л), и цены должны стабилизироваться. На сертификаты с 2008г прогнозируются цены от 6 до 15 евро, если речь идет о скупке большого количества и соответствующих гарантиях их поставок при продаже сертификатов вперед (фьючерсные сделки). Стоимость сертификатов, полученных по проектам от закрытых шахт, будет дороже, чем от действующих шахт из-за значительно большего риска нарушения выполнения договора поставок сертификатов с этих шахт. Штрафы могут в несколько раз превышать договорную цену, договоры заключаются по 2012-2017г.г.
Не все действующие сегодня утилизационные проекты могут быть признаны эмиссионными, они должны соответствовать всем критериям Киотского протокола регистрация эмиссионного проекта до начало утилизации:
- наличие зарубежного инвестора или покупателя эмиссионного сертификата уже на стадии регистрации проекта :
- отсутствие государственных дотаций;
- без продажи эмиссионных сертификатов утилизационный проект реализовываться не будет из-за отсутствия экономического интереса или по другим причинам (законодательным, техническим и др) ;
-- прозрачность всего проекта (инвесторы, покупатели, экономические показатели, аудиторы, доступность полной информации в интернете).
Из-за отсутствия в странах СНГ закона о сбыте электроэнергии, полученной от утилизации шахтного газа, сегодня невозможно провести полную экономическую оценку различных технологий утилизации. Шахте нужно двойное электроснабжение, рассчитанное на определенную установленную мощность потребителей, и владельцы энергосети не допустят, чтобы шахты перешли на собственное электроснабжение, сохраняя их электросеть в качестве резервной. Безусловно, что без законодательной директивы они могут по очень низким ценам закупать излишки шахтной электроэнергии в свою сеть и по завышенным ценам предоставлять шахтам свою энергосеть в качестве резервной. Данный вопрос требует законодательного решения. И следует говорить не о цене электроэнергии для потребителя, а о законодательной (согласованной) цене передачи дополнительной энергии в местную сеть и о стоимости резервного электроснабжения шахты из местной энергосети. Без законодательного решения региональные энергосети не допустят широкого распространения, а выработки электроэнергии из шахтного газа, так как это противоречит их экономическим интересам.
К технологии утилизации ближайшего будущего не следует относить и проекты по сжиганию газа вентиляционной струи, этот вопрос технически еще не решен. В настоящее время ни на одной шахте мира данные установки не работают, экспериментальная работа подобных установок в других отраслях экономически себя не оправдывает. Информация в прессе о подобных проектах была недостоверной, разработчики выдают желаемое за действительное, а трудности финансирования эксперимента задерживают его реализацию.
Доработка этих инженерных предложений до серийного производства потребует еще более пяти лет, а Киотский протокол действует в настоящее время только до 2012 г., то есть только до этого времени можно реально учитывать доходы от снижения выбросов.
Таблица 1- Ориентировочная сводная таблица по различным технологиям утилизации шахтного метана (опыт ФРГ)
Реальное количество часов работы в году
Получаемые снижения эмиссий СО2 т/год
Количество снижаемых эмиссий СО2 т/г на 1м3/мин сжигаемого 100 %СН4 в установке из перерасчета 7.700 часов в году работы
Капитальные затраты всего проекта*, евро
Годовые эксплуатационные затраты, евро/г
Снижение СО2 т/г на 100.000 евро капзатрат
Снижение СО2 т/6 лет на 100.000 евро всех затрат по 2012 г
Дополнительный доход к снижению эмиссий
2.5 Возможность утилизации шахтного метана в России
При оценке различных технологий следует правильно учитывать требуемые затраты. Для утилизации метана надо его предварительно каптировать, как правило, это требует значительных дополнительных затрат по шахтной дегазации, чтобы концентрация метана превысила 25-40%, что требуется по существующим технологиям утилизации. Применяемое импортное утилизационное оборудование требует сертификации, доставки, растоможивания с уплатой таможенной пошлины и НДС. Почему-то проектные организации на предварительной проработке не хотят учитывать данные затраты или принимают их заниженными в несколько раз. Как правило, не учитываются или значительно занижены и общие затраты по проекту: дополнительные мероприятия по дегазации, документация, разрешения, насосы, трансформаторы, эксплуатационные затраты, дополнительные измерительные и контрольные приборы ликвидации проекта, ежегодные затраты по сертификации полученных эмиссионных снижений. Эксплуатационные затраты в ФРГ по контейнерным ТЭС превышают 300тыс. евро в год на 1 МВт электроэнергии. Вероятно, что и в странах СНГ они не будут значительно ниже. Возможно, это является одной из причин того, что ни одна из американских контейнерных ТЭС фирмы Катерпиллер, поставленных 5-9 лет назад в Кузбасс, Воркуту и Донбасс, так и не начала работать[1].
Киотский протокол дал дополнительную возможность проверки эффективности всех предложений по поставке оборудования для выработки электроэнергии: производитель-поставщик не продает оборудование, а инвестирует его в проекты совместного осуществления (ПСО) и получает отчисления от прибыли. Такие предложения делает группа немецких поставщиков КТЭС и организаторов ПСО (немецкие фирмы Демета, А-ТЕС Анлагентехник, Эмис-сионс-Традер ЕТ, Про-2 Анлагентехник совместно с СП -Новая энергетика- в Кемерово, «Эко-Альянс» в Киеве, «Кар-Метан" в Караганде). Мы предлагаем шахтам покупать наше оборудование или совместно осуществлять ПСО с нашим финансированием до 100%. При собственном инвестировании и зависимости от конечного результата каждый поставщик кооперационных установок начинает более конкретно рассчитывать конечные результаты.
Из-за некачественной газовой смеси на действующих шахтах в ФРГ полностью вышли из строя уже 10 газогенераторных моторов. Действующие в ФРГ системы стимулирования шахт по качественному и стабильному снабжению ТЭС газом недостаточно эффективны, и 7 евроцентов за 1 кВт-ч уже не всегда покрывают фактические производственные затраты эксплуатационных фирм КТЭС.
Особенно следует остановиться на стоимости финансирования эмиссионных проектов ПСО/Л- Инвестирование в утилизацию газа действующей шахты в сравнении с другими эмиссионными проектами по критериям инвесторов является наиболее рискованным вложением денег, что отражается на стоимости капитала. При заключении данных проектов в настоящее время, с передачей сертифицированных сертификатов начиная с 2008-2009 годов, инвесторы хотят получить за финансирование до 50-70% от возможной прибыли или предлагают только до 6-7 евро за 1 т СО2. Поэтому важно, чтобы владельцы газа (шахт) также участвовали в финансировании ПСО, это повысит их ответственность за качество газа и снизит затраты.
3.1 Оборудование по утилизации шахтного метана. Сепаратор СЦВ-7
Учитывая положительный опыт угледобывающих отраслей промышленности ряда государств, можно предположить, что в ближайшее время на подземных работах найдут широкое применение очистные комплексы для производства угля на протяженных выемочных участках с длиной лав 250- 300 м. На таких участках ожидается повышенная среднесуточная добыча угля. Но, такие нагрузки на очистные забои в метанообильных шахтах РФ, Украины не всегда могут быть достигнуты по газовому фактору, поскольку согласно требованиям действующих нормативных документов метаноносность пластов в этом случае ко времени их отработки должна быть не выше 9 куб.м/т (РФ). В пластах с более высокой метаноносностью, такая добыча угля возможна только при использовании комплекса современных способов проветривания выемочных участков и средств снижения метановыделения из основных источников, в том числе и применение высокопродуктивных средств дегазации разрабатываемых пластов с эффективностью дегазации не менее 40-50%. При этом, нижнее значение упомянутой эффективности подземной дегазации пласта в настоящее время является предельно достижимой величиной, а верхнее (50%) может быть обеспечено в случаях применения гидроразрыва пласта или более эффективных гидроимпульсных методов повышения газоотдачи угольного массива в дегазационные скважины. Но, гидроимпульсные методы практического применения на шахтах пока не получили из-за отсутствия серийно выпускаемых средств воздействия на массив угля с целью повышения его газопроницаемости, хотя технические решения по способам и параметрам обработки угольных пластов с целью повышения их газопроницаемости и газоотдачи научно обоснованы. Анализ показателей подземного способа добычи угля на метаноносных месторождениях России свидетельствует о том, что, например, в 2000 г. среднедействующее число метанообильных очистных забоев на шахтах различных угольных компаний с достаточно сложными горно-геологическими условиями достигало 3, а на таких высокопроизводительных шахтах, как “Воргашорская” и “Распадская” - 5, средняя длина лав составляла 138- 199 м, добыча угля из действующего очистного забоя - 1276-3215 т/сут при скорости подвигания лав 43-99 м/м
Рекомендации по утилизации шахтного метана для угольных шахт Кузбасса дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Розрахунок та аналіз перехідних процесів у електроприводі системи 'Г-Д'
Контрольная Работа 2 4 Класс Перспектива Дорофеев
Контрольная работа: Понятие и правовая природа брака. Порядок заключения брака
Контрольная Работа По Истории 11 Класс Хрущев
Образовательные Ресурсы Сети Интернет Реферат Кратко
Реферат: Where Do You Get Love Essay Research
Реферат: Физик Кулон Шарль Огюстен. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Криминальное право
Курсовая работа: Статистико экономический анализ социальной защищенности населения 2
Реферат: Галич история русской глубинки. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Разработка базы данных для санатория
Развлекательный Туризм Курсовая Работа
Контрольная Работа Номер 1 Неравенства Вариант 3
Курсовые Разницы При Усн
Реферат: Кредитно-банковская система и ее развитие в современных условиях
Реферат: Средневековая Европа
Реферат: Аристотель Стагирит. Скачать бесплатно и без регистрации
Топик: Leonardo da Vinci
Реферат по теме Физиология и защитные свойства боли
Библиографический Реферат Пример
Физико-географическое описание Башкирии - География и экономическая география реферат
Субъекты и объекты аудиторских услуг - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Учет и аудит в производственных организациях - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа