|
| |
|
Главная -> Экология
Зарубежный опыт промышленной доб. Переработка и вывоз строительного мусораЭнергоаудит - это энергетическое обследование объектов c целью установления эффективности использования энергетических ресурсов и выработки экономически обоснованных мер по снижению затрат на энергосбережение для предприятия или группы потребителей, технологического процесса или оборудования и позволяет сделать количественные оценки сбережения энергоресурсов и финансовых затрат, а также оказания помощи предприятию в осуществлении мероприятий, обеспечивающих практическую экономию энергоресурсов. В результате обследований определяют реальное состояние энергохозяйства объекта, энергетические балансы, оценивают источники потерь энергии, определяют направления снижения энергетических затрат и оплаты за энергоресурсы. Обязательным итогом энергетического обследования объекта является выдача рекомендаций по оптимизации технологии производства и потребления энергоресурсов. На что следует обратить внимание предприятию, заказывая энергоаудит? Несмотря на наличие стандартных методик, энергоаудит можно проводить по-разному. Первое, что должно беспокоить любого руководителя, это знает ли он реальную картину распределения энергоресурсов внутри заводской территории. Степень достоверности внутреннего учета распределения энергоресурсов , трудоемкость и продолжительность работ по составлению балансов, а также программу приборных измерений. Потребители, оплачивающие тарифы, установленные на электро- и теплоэнергию, имеют право знать, как энергетические предприятия используют энергоресурсы, не завышают ли себестоимость своей продукции. В процессе энергоаудита предприятия оценивается его потенциал энергоэффективности или энергосбережения, состояние его технологических систем и систем учета, анализируется эффективность технологического цикла, составляется энергобаланс, моделируется система нормативов. В результате энергетического обследования составляется Отчет об энергетическом обследовании , разрабатывается энергетический паспорт, в котором даются характеристики предприятия, указываются все нереализованные резервы экономичности, обнаруженные в процессе аудита, дается перечень мероприятий, которые необходимо реализовать, чтобы устранить резервы экономичности и улучшить эффективность работы . Энергоаудит позволяет выделить малозатратные мероприятия со сроком окупаемости менее одного года и более с экономией 20-25% от существующего уровня энергопотребления. Величина снижения затрат: - зависит от состава предприятия, потребляемых объемов и видов энергоносителей, организации энергообеспечения и состояния энергосистем. - обеспечивается внедрением комплекса энергосберегающих мероприятий. Энергоаудит направлен на решение следующих основных задач: оценка фактического состояния энергоиспользования на предприятии, выявление причин возникновения и определение значений потерь топливно-энергетических ресурсов; разработка плана мероприятий, направленных на снижение потерь топливно-энергетических ресурсов; выявление и оценка резервов экономии топлива и энергии; определение рациональных размеров энергопотребления в производственных процессах и установках; определение требований к организации по совершенствованию учета и контроля расхода энергоносителей; В зависимости от целей и задач выделяют следующие виды энергетических обследований: предпусковые и предэксплуатационные, первичные, периодические (повторные), внеочередные, локальные и экспресс-обследования. Перед пуском и вводом в эксплуатацию топливо- и энергопотребляющее оборудование обследуют на предмет соответствия монтажа и наладки требованиям государственных стандартов и СНиПов по энергоэффективности. При периодическом (повторном) обследовании контролируется выполнение ранее выданных рекомендаций, оценивается динамика потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и их удельных затрат на выпуск продукции (энергоемкость, стоимость ТЭР в общих затратах производства). Внеочередное обследование проводится в тех случаях, когда по ряду косвенных признаков (рост общего и удельного потребления ТЭР, энергетической составляющей в себестоимости продукции) можно судить о резком снижении эффективности использования ТЭР. Локальные и экспресс-обследования ограничены объемом и временем проведения. Здесь оценивается эффективность использования: либо по одному из видов ТЭР, либо по конкретной группе агрегатов, либо по отдельным показателям эффективности. Общий энергетический аудит включает 3 составные части выполняемых работ: Сбор данных Оценивается, где и как на предприятии или у группы потребителей , в технологическом процессе или на оборудовании используется энергия, по каким ценам, что влияет на потребление энергоресурсов. Анализ данных Выполняется анализ для оценки энергосберегающих мероприятий (ЭСМ), которые делают энергопотребление более эффективным, менее затратным и/или экологически выгодным. Рекомендации Представляется полный отчет, описывающий ЭСМ и рекомендующий действия на основе финансового анализа. По вариантам проведения энергетического обследования предприятия cуществуют два способа проведения работ: 1. Экспресс обследование; 2. Полное обследование. В результате экспресс обследования предприятие заказчик получает информацию (отчет): по местам нерационального энергоиспользования (газ, тепло, электроэнергия, сжатый воздух, вода) и предложения основных направлений и мероприятий, позволяющих в конечном счете снизить финансовые затраты на оплату энергоресурсов. Полное энергетическое обследование объектов, сетей и систем энергоснабжения позволяет произвести анализ текущего потребления топливно-энергетических ресурсов и режимов работы оборудования, определить причины энергопотерь, составить энергетический паспорт и разработать аргументированную программу мероприятий по энергосбережению. Общий аудит предусматривает: - Проведение подробного сбора данных. - Подробный анализ полученных данных и сравнения Индексов Энергопотребления с установленными нормами и стандартами. - Разработку модели энергопотребления, отражающей различные рабочие условия в течение года и суток. - Прогноз возможности энергосбережения и потенциальных сбережений финансовых затрат. - Выполнение финансового анализа для каждого ЭСМ, для подтверждения требуемых инвестиций, основанных на инвестиционных критериях потребителя. - Построение сводных таблиц и графиков. - Разработка рекомендаций эффективного использования энергоресурсов, с перечнем основного энергосберегающего оборудования и систем. Энергоаудит условно можно разделить на четыре основных этапа: 1. Ознакомление с предприятием, сбор и анализ необходимой информации, составление программы обследования. На этом этапе производится уточнение объемов и сроков проведения работы. 2. Обследование предприятия. В том числе: - разработка подробных балансов по всем энергоресурсам, выявление основных потребителей и очагов нерациональных потерь энергоресурсов; - проведение необходимых испытаний и инструментальных замеров. 3. Разработка энергосберегающих проектов и мероприятий. Определение технического и экономического эффекта от их внедрения. Формирование программы энергосбережения предприятия; 4. Оформление отчета по энергетическому обследованию и энергетического паспорта предприятия. Презентация результатов работы. 1. Сбор данных - Запрос данных об оборудовании - Составление перечня энергопотребляющего оборудования - Анализ предоставленных данных - Расчет тепловой и электрической нагрузки объектов - Описание режимов работы оборудования посуточно - Определение режимов работы оборудования посуточно - Составление графиков работы оборудования посуточно - Определение режимов работы оборудования в круглогодичном цикле - Описание режимов работы оборудования в круглогодичном цикле - Составление графиков работы оборудования в круглогодичном цикле - Финансовый анализ затрат на выполнение технических условий энергоснабжающей организации - Финансовый анализ затрат по объемам и видам потребляемой энергии - Финансовый анализ затрат на эксплуатацию и обслуживание оборудования энергохозяйства - Расчет энергетических и экономических показателей работы энергохозяйства при закупках энергии у энергоснабжающей организации - Организация и применение обычной схемы компановки оборудования - Разработка энергоэффективных решений, компановки оборудования и режимов работы энергопотребляющих систем. - Составление перечня энергосберегающих мероприятий - Составление перечня энергоэффективного оборудования - Сбор материалов о применяемых энергоэффективных схемах работы оборудования и организации альтернативных видов энергообеспечения крупных объектов 2. Анализ данных - Предварительный анализ собранных материалов и выбор схемы энергоснабжения по укрупненным показателям - Анализ, динамическое моделирование режимов работы энергохозяйства по укрупненным показателям - Описание выбранных энергоэффективных технических решений по уменьшению энергопотребления - Описание выбранных энергоэффективных технических решений по снижению пиковых нагрузок и уменьшению установленной мощности оборудования - Определение приоритетности критериев выбора оборудования по стоимости, энергоэффективности, требуемому уровню обслуживания и эксплуатации - Выбор, оптимального (по показателям/критериям/) энергосберегающего оборудования - Определение количества и квалификации обслуживающего персонала, расчет потребности в трудовых ресурсах, влияние этих затрат на общие экономические показатели - Анализ зависимости затрат на оборудование на экономические показатели энергохозяйства в целом - Расчет и анализ оценочных сбережений - Проверка энергосберегающих мероприятий на взаимодействие: - Полностью взаимоисключающее оборудование - Взаимозависимое оборудование (взаимодействующее) - Независимое оборудование - Определение доминирующей системы - Вычисление системных нагрузок потребления - Вычисление нагрузок систем обеспечения и распределения - Вычисление нагрузок генерирующих систем - Определение недооценки (переоценки) оборудования по критериям энергоэффективности - Корректировка состава оборудования. - Динамическое моделирование режимов работы отдельных систем энергохозяйства. - Динамическое моделирование режимов работы энергохозяйства. - Экономический анализ: - Анализ затрат времени жизни. - Чистые сбережения. - Отношения сбережения/инвестиции и регулируемая внутренняя норма прибыли. - Простой срок окупаемости и дисконтированый срок окупаемости. - Рассмотрение принимаемых инвестиционных решений по категориям: - Приемлимость или неприемлимость. - Выбор оптимальных уровней эффективности. - Выбор оптимальных ЭСМ из конкурирующих альтернатив. - Выбор оптимальной комбинации взаимозависимых (интерактивных) ЭСМ. - Ранжирование независимых ЭСМ (определение наиболее оптимального и рентабильного случая. - Составление сводной таблицы и анализ по экономическим показателям. - Выбор принимаемого инвестиционного решения. - Рассмотрение выбранного оборудования и системы в целом по показателям в сопоставлении к нормативам. 3. Рекомендации с описанием схемы работы энергохозяйства. - Составление и описание принципиальной схемы энергохозяйства. - Описание режимов необходимых переключений (автоматика). - Анализ рисков человеческого фактора на работу системы. - Выбор систем автоматики и ручного управления. - Составление спецификации энергетического оборудования. - Составление квалификационных требований к обслуживающему персоналу. - Оформление раздела энергоэффективность. Стоит отметить, что на сроки выполнения энергоаудита, а порой и на его стоимость, существенное влияние может оказывать ряд факторов, таких как наличие, полнота и своевременность предоставления необходимых для проведения работы данных, наличие и техническое совершенство приборов учета, понимание и поддержка проводимой работы со стороны руководства и персонала обследуемого предприятия. По результатам энергоаудита руководство предприятия получает: - оценку текущего энергопотребления с достоверными данными по объемам потребления всех ресурсов и суммам средств, затрачиваемым на них, по предприятию в целом, по отдельным участкам, и их удельные величины на каждый вид продукции. - программу мероприятий по энергосбережению, содержащую систему мер организационного, правового и технического характера, направленных на постоянное и планомерное снижение издержек, при улучшении производственных, экономических и экологических показателей предприятия, и условий труда его персонала. В результате полного обследования предприятия заказчик получает следующую информацию: 1. Энергетический паспорт предприятия (требование на получение данного паспорта остались). Составление энергетического паспорта дает возможность получить общую характеристику предприятия по всем составляющим (структура, продукция, занимаемые площади и экономические показатели; полный перечень энергетического оборудования, объемы потребления энергоресурсов и энергетические балансы; системы энергоснабжения и системы учета энергоресурсов и др.) и является отправной точкой для разработки программы по энергосбережению. 2. Разработанные малозатратные (выполняемые силами самого предприятия) и организационные мероприятия с расчетом их эффективности и крупнозатратные мероприятия с внедрением новых энергосберегающих технологий и техники. В том числе работы, не входящие в типовые программы энергоаудита: - Оценка технического состояния технологического оборудования с использованием современной диагностической аппаратуры; - Нормирование потребления энергоресурсов и энергоносителей; - Наладка режимов горения топлива (твердого, жидкого, газообразного ), разработка режимных карт, измерение вредных выбросов в атмосферу; - Разработка технических паспортов котельных, тепловых сетей и систем теплопотребления; - Реализация предлагаемых мероприятий по энергосбережению и техническому перевооружению обследуемых предприятий и организаций, включая разработку технических заданий, проектирование, поставку, демонтаж и монтаж, наладочные работы и испытания оборудования, сдачу в эксплуатацию, обучение эксплуатационного и ремонтного персонала Заказчика. - Проведение инвестиционного энергоаудита Отчет энергоаудита Целью отчета энергоаудита есть представление аудиторской информации в едином рекомендательном документе вместе с данными об энергетических и финансовых расходах и сбережениях. В типичном случае отчет имеет такую структуру: - аннотация; - введение, - анализ состояния энергопотребления на объекте; - описание предприятия и зданий; - рекомендации по эффективному использованию энергии; - выводы. Аннотация обычно освещает такие моменты: - состояние энергопотребления на обследуемом объекте (слабый, удовлетворительный, хороший уровень энергопотребления сравнительно с другими объектами); - основные моменты энергообследования (а именно, исключительно высокий (низкий) уровень использования энергии); - обоснование необходимых изменений (рекомендованное направление действий, альтернативные действия); - прогнозируемый результат (будущая ситуация на объекте при условии реализации рекомендаций). Целью вступления есть информирование читателя о подготовке и ходе обследования на объекте, а также об ожидаемых результатах. Во вступлении приводят такую информацию: - исполнители отчета энергообследования ; - обоснование проекта ; - цель проекта (выявление потенциала энергосбережение); - параметры отчета (выделение особых аспектов энергопотребления или изъятие определенных типов энергопотребление, поскольку они являются частью отдельного обследования); - методы проведения проверки (использование измерителей, визуальные: изучение оборудования, анализ энергетической ситуации). В первом основном разделе Анализ состояния энергопотребление на объекте приводится информация о количестве и стоимости энергии, которая используется потребителями объекта исследования. Третий основной раздел отчета содержит рекомендации по эффективному энергопотреблению и обоснования действий по повышению эффективности использования энергии. Порядок проведения энергоаудита. Подготовительный этап энергоаудита включает в себя: - Заключение договора - Рассылку опросных листов и таблиц; - Получение и систематизацию полученных данных. - Этап Проведение энергоаудита включает в себя: - Анализ существующей системы учета ТЭР; - Экспертиза полученной документации; - Получение дополнительной документации для проведения анализа эффективности использования ТЭР. - Проведение инструментального обследования технологических объектов; - Этап Оформление отчета об энергоаудите включает в себя: - Разработку энергетического баланса по видам потребляемых энергоресурсов (электроэнергии, газу, моторным топливам, теплу, воде); - Определение фактических удельных норм энергопотребления по отдельным видам ТЭР и сравнение их с нормативными удельными значениями; - Оценку величины потерь ТЭР с анализом причин их возникновения по обследуемым оборудованию и объектам; - Разработку первичных рекомендаций по рациональному использованию энергоресурсов; - Разработку организационно-технических мероприятий по экономии ТЭР; - Оформление отчета об энергоаудите; - Разработка энергетического паспорта предприятия; - Разработка программы повышения энергоэффективности. - Презентация отчета. Отчет энергоаудита составляет основу стратегического плана улучшения использование энергии на объекте. По результатам энергоаудита наша компания может осуществить выполнение одного из рекомендуемых вариантов. - Энергоаудит. - Проектирование . - Поставка оборудования . - Монтаж и пуско-наладка. Стоимость энергоаудита (энергообследования) зависит от структурной сложности предприятия и, следовательно, объёма обследования. Одним из наиболее сложных обсуждаемых условий в переговорном процессе между энергоаудиторской организацией и инспектируемым предприятием - энергопотребителем является определение договорной цены на услуги аудиторов. Государственных расценок, тарифов или ставок на данные услуги сегодня не существует. Ранее существовавшие тарифы чаще всего не применимы, так как были разработаны во времена застоя и стабильности цен, а за прошедшие десятилетия возникли ценовые диспропорции практически на все виды товаров и услуг, что затрудняет, если не сказать делает невозможным, определение на базе старых справочников справедливой цены на услуги энергоаудитора. Для определения объема работ по энергетическому аудиту, их стоимости и сроков выполнения необходим предварительный выезд специалистов нашей Компании на предприятие с целью его осмотра и проведения рабочих встреч с руководством и персоналом. Стоит отметить, что на сроки выполнения энергоаудита, и на его стоимость, существенное влияние может оказывать ряд факторов, таких как наличие, полнота и своевременность предоставления необходимых для проведения работы данных, наличие и техническое совершенство приборов учета, понимание и поддержка проводимой работы со стороны руководства и персонала обследуемого предприятия. Энергоаудит проводится комплексной бригадой имеющей в своем составе инженеров электриков, теплотехников, специалистов по КИП и А, РЗА и экономистов, прошедших специальную подготовку и опыт практических работ. Оценка технического состояния оборудования и систем предприятия является одной из стандартных задач, решаемых аудиторами. Это не заключение, которое требует у исполнителя наличия соответствующей лицензии, выполняемое по специализированным методикам с использованием специализированного приборного обеспечения. Это именно оценка. Её цель, оценить долю энергетических потерь, которая связана с ухудшением технического состояния оборудования и систем. Задача по разработке удельных норм потребления топлива, энергии и ресурсов на выпуск продукции и отдельных её видов, строго говоря, не имеет численного решения. Объём потребления ТЭР зависит от различных факторов: производственных, объективных и субъективных внутренних, объективных и субъективных внешних. В совокупности, таких факторов очень большое количество. Многие факторы не определены, по большинству нет чётких моделей оценки их влияния на конечный результат. Теоретически, для каждой конкретной ситуации эта задача может быть решена, при условии, что все факторы считаются неизменными, и с некоторой значительной погрешностью. Следует понимать все недостатки такого рода расчётов, с одной стороны, ограниченность диапазона их практического применения, с другой, и сложность, а соответственно и высокие затраты на их подготовку, с третьей. Такие методы могут применяться, например, для оперативного прогнозирования расходов ТЭР. Но не могут использоваться для регулярной оценки энергетической эффективности производства, поскольку регулирующее воздействие внутренних субъективных факторов (приписки) нивелирует достоверность таких оценок. Опыт энергетических обследований свидетельствует, что на многих предприятиях, применяющих оценку энергетической эффективности работы подразделений по удельным показателям, используются различные способы влияния на их достоверность. Например, путём перераспределения в отчётах части фактических значений объёмов потребления ТЭР между подразделениями. Иногда обнаруживаются факты сознательного увеличения объёмов энергопотребления, путём включения вспомогательного и технологического оборудования на холостой ход. Это делается для сокрытия фактов, подтверждающих возможность экономии энергоресурсов с целью сохранения текущих значений контролируемых показателей, удовлетворяющих эксплуатационный персонал. Энергоаудиторы готовы решать большинство задач, которые перед ними ставятся. При этом настоящий энергоаудитор всегда предупредит заказчика о своих сомнениях в достижении эффективности того или иного решения. Работы и услуги осуществляются на основании следующих документов: - Лицензия серии АБ №293593, выданная Днепропетровской областной государственной администрацией 13.03.06 - Разрешение на начало работ в действующих электроустановках №162.07.12 - 45.21.1, выданное 19.03.07. Территориальным управлением по Днепропетровской области Госгорпромнадзора
В. С. Забурдяев Канд. техн. наук (ННЦ ГП-ИГД им. А. А. Скочинского) Проблема добычи метана на угольных месторождениях России вне связи с подземным производством угля является актуальной. Но ее решение, требующее весьма больших капиталовложений, должно базироваться не на скоропалительных экспериментально-буровых работах, а на достаточно глубоких научных исследованиях и достоверности исходных данных для технико-экономического обоснования, как промышленного эксперимента, так и рентабельности промысловой добычи угольного метана в Кузбассе. Угольная промышленность - одна из древнейших отраслей производства - занимает важное место в хозяйстве стран, располагающих запасами угля. Она является главнейшим поставщиком первичного сырья и топлива. Угольные месторождения на территории 63 угледобывающих стран мира характеризуются исключительным разнообразием сложнейших условий, не имеющих места ни в одной другой отрасли промышленности, связанной с добычей топлива. В связи с этим применяются различные способы и системы разработки угольных пластов, технологические процессы и применяемое оборудование, к которым справедливо предъявляются повышенные требования по факторам безопасности и надежности. При этом особое место отводится газоносным месторождениям, где метан с одной стороны представляет угрозу жизни шахтеров и рентабельному существованию шахт, а с другой - является экологически чистым топливом и ценным химическим сырьем. Выделение больших объемов метана в угольных шахтах и его взрывы неоднократно становились причиной крупных аварий и гибели шахтеров в различных странах мира. Наиболее эффективным мероприятием по снижению выделения метана в горные выработки шахт является дегазация угольных пластов и коллекторов природных скоплений свободного газа [1] через скважины, пробуренные с земной поверхности или из подземных выработок (США, КНР, Россия, ФРГ, Великобритания, ЮАР, Польша и др.). Так, в ФРГ на шахте “Луизенталь” (глубина 800м) дегазация газосодержащих толщ производилась вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности. За 8 лет было каптировано 23,4 млн. м3 метана, в том числе 1,84 млн. м3 (в среднем 630 м3/сут.) до начала влияния горных работ. Эффективность дегазации шахты последовательно вертикальными скважинами, пробуренными с поверхности, и подземными скважинами составила 80%: каптировано вертикальными скважинами 11 млн. м3 и подземными 1,5 млн. м3 метана, около 3 млн. м3 метана выделилось в выработки шахты. В КНР на антрацитовой шахте “Янцюань” (провинция Шаньси) при разработке свиты пологих пластов мощностью от 0,8 до 11 м и общешахтном выделении метана 240 м3/мин для дегазации заполненных метаном карстовых пустот бурили скважины с поверхности глубиной до 400м с расстоянием между соседними скважинами 50-70м. Дебит каптированного метана составил 30-33 м3/мин, что обеспечило эффективность дегазации карстовых пород до 80-85%. За 25 лет было извлечено 360 млн. м3 метана (в среднем 39 тыс. м3/сут). В США на шахте “Федерал” применялась дегазация пласта “Питтсбург” направленными скважинами с поверхности. Вертикальные скважины бурились до глубины 300-350м, а затем из их забоев бурили по пласту веер из трех скважин суммарной длиной до 2000м. Среднесуточный дебит метана в течение 880 сут составил 44 тыс. м3. При общих капитальных и эксплуатационных расходах около 1,5 млн. долл. США и извлечении за год 9,2 млн. м3 метана каптаж 1000 м3 обошелся в 2,05 долл. Затраты на бурение и оборудование скважин окупились за 4 года. Эффективность дегазации выемочного участка составила около 40%. Возможность и экономическая целесообразность крупномасштабной промысловой добычи метана на углегазовых месторождениях подтвердились ходом развития углегазовых промыслов в США и обнадеживающими результатами работ в Австралии, Китае и др. странах [2-5]. Так, по опубликованным данным, добыча метана в США резко возросла от 5 млрд. м3 в 1990 г. до 24,3 млрд. м3 в 1994 г. (табл. 1). Весьма показателен рост доли угольного метана в общем балансе добычи природного газа в США: в 1990г. она была равна 1%, а уже в 1993-1994гг. составила 4,1-4,7%. Такой рост добычи метана даже при отмене налоговых льгот в 1994г. объясняется уникальностью месторождений и совершенствованием технологий, резко повышающих продуктивность скважин. Добыча угольного метана в США в 1996г. достигла 28,4 млрд. м3, в т.ч. в бассейнах Сан-Хуан - 23,2 и Блэк Ворриор - 2,26 млрд. м3 или соответственно 82 и 8% от общего объема. Таблица 1 Добыча метана на угольных месторождениях США Регионы США 1992г. 1993г. 1994г. Объем метана, млрд. м3 % от добычи метана Объем метана, млрд. м3 % от добычи метана Объем метана, млрд. м3 % от добычи метана Сан-Хуан Блэк Ворриор Аппалачи Уинта Аркома Чероки Другие 12,74 2,61 0,31 - - 0,09 0,17 80,03 16,39 1,94 - - 0,57 1,07 17,33 2,97 0,57 0,03 0,06 0,09 0,14 81,78 14,03 2,69 0,14 0,28 0,42 0,66 19,99 3,06 0,79 0,14 0,09 0,09 0,14 82,26 12,59 3,25 0,58 0,37 0,37 0,58 Всего 15,92 100 21,19 100 24,30 100 Определенный интерес для специалистов представляет взаимосвязь между числом метанодобывающих скважин и объемами извлеченного метана. Так, по данным EIA в США добыча угольного метана увеличилась с 2,57 млрд. м3 при наличии 1461 скважин в 1989г. до 15,4 млрд. м3 из 5743 скважин в 1992г., т.е. среднее метановыделение из одной скважины повысилось в 1,5 раза. При этом характерно то, что добыча метана в угольных бассейнах Сан Хуан (штаты Колорадо и Нью-Мексико) и Блэк Ворриор (штат Алабама), составила в 1994г. 95% общей добычи угольного метана в США, а в 1996г. – 90%, что свидетельствует о весьма благоприятных условиях накопления свободного метана только в отдельных углегазовых месторождениях. В других бассейнах США добыты относительно небольшие объемы метана: 53 млн. м3 в бассейне Аркома (штат Оклахома); 140 млн. м3 в бассейне Чероки (штат Канзас, Оклахома и Миссури); 2,8 млн. м3 в бассейне Форест Сити (штаты Канзас, Айова, Миссури и Небраска); 2,2 млн. м3 в штате Иллинойс; 5,6 млн. м3 в бассейне штата Юта; 0,056 млн. м3 в бассейне Грин Ривер (штаты Колорадо и Вайоминг) и 0,84 млн. м3 в части бассейна Северных Аппалач (штат Пенсильвания). Средний дебит метана из одной скважины составлял 0,7-1,5 м3/мин (аналогичные показатели, по оценкам МГГУ [6], имели место на шахтных полях Карагандинского и Донецкого бассейнов). Доля угольного метана в добыче природного газа в штатах Алабама, Колорадо, Нью-Мексико и Вирджиния в 1992г. составила 26%, 26%, 29% и 24% соответственно. По уточненным данным, реальные для извлечения запасы шахтного метана в этих штатах США увеличились с 0,23 трлн. м3 до 0,28 трлн. м3. По оценкам Национального нефтяного совета (NPC) технологические извлекаемые запасы угольного метана на период 1992г. составили 1,73 трлн. м3 при использовании действующих технологий извлечения метана и 2,74 трлн. м3 - при использовании передовых технологий. Комитет по газу оценил запасы угольного метана в 2,52 трлн. м3 по 48 шахтам и в 1,6 трлн. м3 по Аляске. Практика США показала, что добыча метана на угольных месторождениях является, прежде всего, инженерной задачей, решение которой в значительной степени зависит от свойств углепородных толщ как резервуаров газа. Предоставление налоговых льгот и действующие законы, определяющие государственную собственность на метан угольных пластов, явились важными факторами, стимулирующими добычу метана в условиях 11 действующих угольных бассейнов США. Чтобы обеспечить добычу метана около 25 млрд. м3/год потребовалось пробурить около 17 тыс. геологоразведочных скважин стоимостью 17 млрд. долл. США [6]. Таким образом, за 10-летний период (1983-1992г.г.) в США наблюдался значительный рост добычи угольного метана, большей частью обусловленный наличием локальных газовых месторождений и введением налоговых льгот, действие которых с 1994г. было прекращено и не распространялось на вновь пробуренные скважины. В 1983г. добыча метана составила 0,13 млрд. м3 из 160 скважин при объеме метана из одной скважины 812 тыс.м3/год, а в 1992г. - 15,4 млрд. м3 при съеме 2681 тыс.м3/год метана из скважины. Объем добычи угольного метана в США в 1996г. достиг 28,4 млрд. м3. При этом метаноносные районы бассейна Сан-Хуан, являвшегося самым крупным производителем угольного метана, к концу 1996г. практически уже были разработаны. Специалисты США считают, что необходимы решительные меры по стимулированию добычи метана в перспективных угольных бассейнах, к которым относятся Аркома, Чероки, Форест Сити, Грин Ривер, Иллинойс, Северные Аппалачи, Пайсинс, Рэйта, Уинта, Пасифик Коул (Тихоокеанское побережье), а также новые районы Аляски. По их мнению, разработка новых углегазовых месторождений при отсутствии стимулирования со стороны государства экономически выгодной может быть только при высоких ценах на газ, чтобы возросшие затраты на бурение и оснащение скважин на новых участках были компенсированы. Тем более что во вновь осваиваемых районах необходимо развитие новой инфраструктуры по доставке газа в соответствии с требованиями его реализации на рынке. В Российской Федерации опыта промысловой добычи метана на угольных месторождениях пока нет. Однако согласно публикации [7] Кузбасс готовится к промышленной добыче угольного газа: программа “Метан Кузбасса” набирает обороты и в ее орбиту вовлечены “Газпром” и федеральное правительство, которое готово поддержать проект. Трехлетний эксперимент призван подтвердить возможность рентабельной промысловой добычи метана на угольных полях Кузнецкого бассейна. Предполагаемые объемы извлечения метана должны составить к 2007г. 3-5 млрд. м3/год, а в перспективе возрасти до 20 млрд. м3 в год. Затраты на экспериментальный этап предположительно составят 32 млн. долл. США при общей стоимости проекта 400 млн. долл. США. Программой “Метан Кузбасса” предполагается организовать промысловую добычу метана из угольных пластов как самостоятельного полезного ископаемого (наравне с природным газом, нефтью и углем). При этом роль главных коллекторов метана отводится угленосным участкам за пределами горных отводов ныне действующих в Кузбассе шахт. Прогнозные для извлечения запасы метана могут достигать 20 трлн. м3 [7]. Добыча таких ресурсов метана, как полагают авторы проекта, позволила бы обеспечить энергетику региона “своим” экологически чистым топливом, а предприятия химической промышленности и металлургии – необходимым сырьем. Из 26 перспективных для добычи метана участков и площадей с ресурсами 6 трлн м3 выделено 4 первоочередных для опытно-промышленного освоения с общими запасами 1,5 трлн. м3 метана. Инициаторы проекта считают, что на этих участках основные геолого-промысловые характеристики сходны с таковыми на наиболее продуктивных участках бассейна Сан-Хуан в США [7]. Так ли? Ведь уникальность последнего заключается в том, что на его угленосных площадях находилось метановое месторождение свободных газов [6]. Есть ли такие метановые скопления в Кузбассе? А если есть, где они находятся? Достоверных данных, подтверждающих огромные ресурсы свободного метана, пока нет. Метановых ресурсов, заключенных непосредственно в угольных пластах, причем на 90% в сорбированном состоянии, явно будет недостаточно для интенсивного извлечения годовых объемов метана даже в пределах 3-5 млрд. м3, не говоря уже о 20 млрдм3/год. И вот почему. При исследовании газодинамических характеристик угольных пластов Кузбасса ННЦ ГП – ИГД им. А.А. Скочинского особое внимание уделил изучению их газопроницаемости и газоотдачи. Для определения проницаемости угольного массива производились газовоздушные съемки в тупиковых подготовительных выработках, проходка которых велась за пределами влияния горных работ. Учету подлежали глубина горных работ, газоносность и мощность угольных пластов, величины газового давления, констант сорбции и пористости, скорость проведения выработки, а также фактические данные по дебитам метана в пластовые дегазационные скважины, функционировавшие вне зоны влияния очистных работ. По результатам исследований, выполненных в условиях действующих шахт Ленинского и Беловского районов Кузбасса, газопроницаемость 6 пластов изменялась от 0,005 до 0,045 мДж, а их газоотдача при плоскорадиальном течении газа к скважине и мощности пластов угля 1,5-3,7 м – от 2,7 до 20,1 м3/сут при диаметре скважины 0,1 м и от 3,4 до 24 м3/сут при диаметре скважины 0,2м (табл.2). Такие достаточно низкие показатели извлечения метана из не разгруженных от горного давления угольных пластов обусловлены, прежде всего, малой их газопроницаемостью в природных условиях, а также тем, что любая искусственно созданная полость в угольном пласте (будь то скважина, трещина или даже выработка) имеет предельный радиус дренирования. Таблица 2 Метановыделение в скважины, пробуренные вкрест простирания не разгруженных от горного давления угольных пластов Кузбасса Пласт Мощность пласта, м Газопроницаемость пласта, мДж Среднегодовое выделение метана (м3/сут) в скважины при их диаметре (м) 0,1 0,2 “Полысаевский-2” 3,2 0,036 17,0 20,2 “Полысаевский-1” 2,6 0,038 14,6 17,4 “Надбайкаимский” 3,7 0,037 20,1 24,0 “Бреевский” 2,9 0,005 2,7 3,4 “Толмачевский” 2,3 0,013 4,9 6,0 Пласт № 4 1,5 0,045 9,1 10,8 Многолетней практикой работ по дегазации неразгруженных угольных пластов Карагандинского, Донецкого и Кузнецкого бассейнов на глубинах от 270 до 810м [8] был определен средний эффективный радиус влияния скважин, который для пластов Караганды и Донбасса составил в среднем 4,4м и 3,2м соответственно (шахты в Донбассе более глубокие, чем в Караганде), а в условиях шахт Кузбасса (в том числе и южных его месторождений) он не превышает 8м. Поэтому ориентироваться на 15-20 лет [7,9] функционирования скважин с высокими дебитами пластового метана пока нет никаких оснований. Из скважины, пробуренной вкрест простирания угольного пласта (скважина с поверхности), за предельный срок ее функционирования, который обычно не превышает один год, удельное метановыделение будет изменяться от 200 до 1100 м3/м соответственно при газопроницаемости пласта 0,005 и 0,045 дм (см.рисунок). Тогда при суммарной мощности угольных пластов в Кузбассе, равной 150м в интервале 600 м от поверхности, из одной сухой скважины за один год можно будет извлечь от 30 тыс.м3 до 165 тыс.м3 метана. Чтобы добыть 3 млрд. м3 метана в год из угольных пластов, нужно будет пробурить в самом благоприятном случае, т.е. при газопроницаемости пластов угля 0,045 мДж, не менее 18180 скважин. При глубине скважины 600м и стоимости отечественно бурения 1м скважины, равной 2500 руб., необходимо будет затратить по статье “бурение” 27,27 млрд. руб. или 865,7 млн. долл. США (1 долл. США=31,5 руб.). В худшем же случае (газопроницаемость пластов угля 0,005 мДж) потребуется пробурить не менее 100 тыс. скважин, затратив 150 млрд. руб. (4,76 млрд. долл.США) по статье “бурение”. Добыча 1000 м3 метана из угольных пластов даже в наиболее благоприятных по газопроницаемости условиях будет обходиться только по статье “бурение скважин” в 290 долл. США, а не в 15 долл. общей себестоимости добычи угольного метана [7]. Таким образом, за пределами горных отводов действующих шахт промысловая добыча метана из неразгруженных угольных пластов через скважины, пробуренные с земной поверхности, без эффективных средств интенсификации газоотдачи экономически будет нецелесообразной вследствие низкой их природной газоотдачи. Поэтому нужны более глубокие научные исследования по обоснованию участков для проведения эксперимента по промысловой добыче метана, а не ориентироваться на уникальный с точки зрения газоотдачи бассейн Сан-Хуан, поскольку опыт США свидетельствует также и о том, что в бассейне Грин Ривер и в части бассейна Северных Аппалач в течение года извлекалось только 56-840 тыс.м3 метана. Эти показатели близки к прогнозируемым нами объемам извлечения метана в Кузбассе (30-165 тыс.м3/год), которые установлены по данным экспериментально определенных дебитов метана из угольных пластов, являющихся практически основными коллекторами метана в Кузбассе. Осторожность в оценке возможных объемов промысловой добычи угольного метана, также как и его ресурсов, необходимо проявлять еще и потому, что по фактическим данным при подземной разработке пластов угля из 82 действовавших в 2001г. метанообильных шахт РФ, где газоотдача разгружаемых от горного давления угленосных толщ повышается на 2 порядка, в течение года выделилось 740 млн. м3 метана, а средствами дегазации пластов угля и газоотсоса метана из выработанных пространств 22 наиболее газообильных шахт извлечено 400 млн. м3 метана, из которых только половина объема была каптирована. Кроме того, опыт подземной дегазации разрабатываемых угольных пластов в естественных условиях их залегания (природная газопроницаемость) свидетельствует также о том, что при высокой плотности бурения восходящих (сухих) пластовых скважин, когда на 1м скважины приходилось 25т дегазируемых запасов угля [10], съем метана из угольного массива действующих лав составлял в среднем 1,5 м3/т - при дегазации параллельными очистному забою скважинами и 5,5 м3/т - при дегазации перекрещивающимися скважинами (преимущественно дегазация пластов, склонных к внезапным выбросам угля и газа). Эффективность извлечения метана из угольных пластов с газоносностью 15-20 м3/т составляла в первом случае 7-10%, а во втором – 27-35%. Упомянутая выше плотность формирования в пласте искусственных полостей через скважины, пробуренные с поверхности, обеспечена быть не может. Опыт применения гидрорасчленения угольных пластов через вертикальные скважины, как способа интенсификации газоотдачи (метод МГГУ), также свидетельствует о небеспредельных его возможностях по объемам извлечения метана из угольного массива. Газообильность подготавливаемых к отработке запасов угля на шахтных полях Карагандинского бассейна снижалась на 40-50% [11], что соответствует снижению газоносности пласта на 35-45%. Ориентируясь на низкую природную газоотдачу угольных пластов, сомнительную схожесть месторождений Кузбасса с бассейном Сан-Хуан, отсутствие инфраструктуры по доставке газа потребителям и опыта промысловой добычи метана с использованием отечественных технологий, можно предположить, что мероприятия по высвобождению природного газа и его замене в регионе угольным метаном будут нерентабельными. Более экономичным следует считать внедрение в шахтах способов и средств извлечения, кондиционных по метану газовоздушных смесей, пригодных для утилизации. Выделение дополнительных финансовых средств на повышение эффективности шахтной дегазации позволит не только повысить производительность и безопасность ведения горных работ по отработке метаноносных пластов, но и расширить объемы использования каптируемого в шахтах метана, улучшив тем самым технико-экономические показатели работы шахт, создать новые рабочие места и улучшить условия труда на теплоэнергетических предприятиях при замене угля на экологически чистое топливо, каковым является метан. Список литературы Зайденварг В.Е., Гаркавенко Н.И., Афендиков В.С. и др. Угольная промышленность за рубежом. М., Горная промышленность, 1993, 389с. Byrer Charles W. аnd Guthrie Hugh D. Appalachian coals: potential reservoirs for sequestering carbon dioxide emissions from power plants while enhancing CBM production. International coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/ p.p. 319-327. Jefrey R.G., Meaney K.T.A. and Doyle R.P. History matching of hydraulic fracture and production data from a vertical CO2 and CH4 gas drainge test well. International coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/ p.p. 329-340. Wuzhong Li, Yibing Wang and Bin Sun. Status for the exploration of coalbed gas in China. International coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/ p.p. 1-11. Wang Hongyan, Zhang Jianbo, Liu Honglin, Li Jun. Analysis of Coalbed Methane Preservation Conditions. International Coalbed methane Symposium. USA, Alabama, May 3-7, 1999/pp. 341-346. Сластунов С.В. Проблемы угольного метана и их технические решения. // Современные проблемы шахтного метана. МГГУ, 1999, с. 50-61. Ну, очень заманчивая перспектива //Нефть и капитал, 2001, X, С.22-25. Забурдяев В.С., Сергеев И.В. и др. Дегазация угольных пластов с применением методов активации газовыделения. – М.:ЦНИЭИуголь, 1988, 50с. Ермаков А.И., Ефремова А.Г., Журило А.А. и др. Внешахтное извлечение угольного метана // Горный вестник, 1998, №5, С. 99-102. Забурдяев В.С., Забурдяев Г.С. Способы интенсификации газоотдачи неразгруженных пластов угля в подземных условиях // Современные проблемы шахтного метана. МГГУ, 1999, С.106-117. Ярунин С.А. Опыт гидрорасчленения выбросоопасных пластов // Современные проблемы шахтного метана. МГГУ, 1999, С.26-46.
Комплексная автоматизация департамента энергоснабжения. Роль тарифной политики вэнергосбережении. "мир климата" № 2. "carrier. ваш комфорт создан, проверен и гарантирован компанией-изобретателем кондиционера".. Механизм аккумуляции финансовойэкономии от реализации проекта передачиведомственного жилищного фонда в городеволхове. Введение. Главная -> Экология 
|