Technologia wykorzystywania gazów kopalnianych do celów energetycznych na przykładzie instalacji sprężania metanu

Stosując odpowiednie technologie wychwytywania metanu z pokładów kopalnianych, można go wykorzystywać jako alternatywne źródło energii zastępujące gaz ziemny. Metan uwalniany podczas eksploatacji węgla kamiennego w dużej części nie jest wykorzystywany. Według dostępnych danych zbilansowane zasoby metanu w złożach węgla kamiennego w Polsce ocenia się na ok. 90 mld m³, w tym w obecnie eksploatowanych złożach ok. 34 mld m³. Szacuje się, że zawartość metanu w polskich kopalniach węgla kamiennego jest bardzo wysoka i w trakcie wydobycia jest on uwalniany na powierzchnię w procesach przewietrzania i odmetanawiania kopalń.

Należy podkreślić, że wydzielanie się metanu do atmosfery jako gazu cieplarnianego jest bardzo niekorzystnym zjawiskiem, gdyż jego emisja jest 21 razy bardziej szkodliwa niż dwutlenku węgla. Polska jest największym emitentem metanu w Europie i szacuje się, że ok. 70% emisji metanu pochodzi z naszych kopalń. Dane te wskazują jednoznacznie, że dla środowiska naturalnego korzystniejsze jest spalanie metanu do dwutlenku węgla, wymaga to jednak odpowiedniego przygotowania technologicznego.

Wpływ metanu jako gazu cieplarnianego na środowisko

Metan (CH₄) stosowany jest jako gaz opałowy i surowiec do syntezy wielu związków chemicznych w przemyśle. Stanowi główny składnik gazu ziemnego i gazów kopalnianych. Jego potencjał cieplarniany jest 72-krotnie większy niż dwutlenku węgla (w skali 20 lat). Szacuje się, że w 2001 roku metan odpowiadał za 20% wymuszeń radiacyjnych wśród gazów cieplarnianych (wykluczając parę wodną). Metan absorbuje więcej promieniowania o długościach fali leżących w zakresie tzw. okna atmosferycznego w podczerwieni, czyli takich, których nie absorbuje najważniejszy gaz cieplarniany w atmosferze, jakim jest para wodna – stąd jego duży negatywny wpływ na efekt cieplarniany. Dlatego ważne jest, by metan pozyskiwany z kopalń węgla kamiennego wykorzystywać np. do celów grzewczych, gdyż można wówczas w procesie spalania wytwarzać dwutlenek węgla, który jest mniej szkodliwy dla środowiska naturalnego. Reakcja spalania metanu przebiega następująco:

Warto zaznaczyć, że podczas procesu spalania metanu następuje duża emisja ciepła, która może być wykorzystywana w procesach grzewczych, zarówno komunalnych, jak i przemysłowych.

Prowadzone są prace nad nowymi, innowacyjnymi technologiami umożliwiającymi odzyskiwanie metanu zawartego w gazach kopalnianych. Opracowano m.in. nowoczesną instalację do wykorzystania pozyskanego metanu w oparciu o technologię oczyszczania i wstępnego sprężania gazu.

Technologia odzyskiwania metanu z gazów kopalnianych

W ramach zrealizowanych prac badawczych wykonano instalację oczyszczania i wstępnego sprężania gazu. Z uwagi na jej cechy technologiczne, instalacja ta stanowi rozwiązanie innowacyjne, łącząc procesy:

• oczyszczania/uzdatniania gazu kopalnianego do parametrów gazu grupy E,
• sprężania gazu przy zastosowaniu metody efektywnej ekonomicznie,
• głębokiego osuszania gazu pokopalnianego,
• magazynowania sprężonego gazu w mobilnych pojemnikach rurowych lub bateriach butli.

Na rys. 1 przedstawiono ogólny schemat pozyskiwania metanu z gazów kopalnianych.

Technologia przedstawiona w artykule stanowi nowatorskie rozwiązanie w dziedzinie ograniczenia emisji metanu do atmosfery, które może zostać wdrożone nie tylko na terenie naszego kraju, ale również wszędzie tam, gdzie występuje problem nadmiernej ilości gazów kopalnianych.

Głównym założeniem podjętej pracy było wykonanie i wdrożenie instalacji samowystarczalnej i mobilnej, możliwej do zastosowania w każdych warunkach, w których występuje emisja metanu. Zaletą opracowanej instalacji jest fakt, że nie jest konieczna budowa specjalnych obiektów czy dodatkowych instalacji zasilających. W tym przypadku wykorzystano układy trigeneracyjne zasilane metanem odzyskanym z gazów kopalnianych. Tego typu układy służą do produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu i mogą być wykorzystane praktycznie w wielu dziedzinach gospodarki, zwłaszcza w ciepłownictwie i energetyce.

W instalacji zastosowano technologię rozdzielonej separacji mgły olejowej w temperaturze powyżej punktu rosy pary wodnej i mgły wodnej po schłodzeniu w separatorze (multivortex), opartej na zasadzie działania rurki wirowej vortex (rys. 2). Kolejnym założeniem technologicznym procesu uzdatniania było zastosowanie technologii PTSA osuszania gazu, której istota polega na utrzymywaniu w procesie adsorpcji i desorpcji odpowiednich profili temperaturowych w złożach adsorbentów i ogrzewania gazu do regeneracji w zabudowie adsorberów z akumulatorami ciepła.

Poniżej opisano opracowaną technologię oczyszczania i wstępnego sprężania gazu. Na rys. 3 i 4 pokazano elementy pilotażowej instalacji.

Ważnym elementem instalacji jest kontenerowa stacja sprężania gazu. Wewnątrz kontenera zaprojektowano i umieszczono instalację pozyskania metanu. W stacji następuje oczyszczanie gazu oraz sprężanie metanu z wykorzystaniem międzystopniowego układu chłodzenia gazu. Znajduje się tam także aparatura sterująca i zabezpieczająca oraz wewnętrzna instalacja elektryczna. Kontener wygłuszono, zamontowano oświetlenie oraz wykonano systemy wentylacji i przewietrzenia wraz z dozymetrią. Na dachu kontenera zabudowano cztery butle CNG o pojemności 205 l każda, będące zbiornikami wstępnie oczyszczonego gazu.

Może Cię zainteresuje: Eksploatacyjna sprawność kotła kondensacyjnego

W kontenerze umiejscowiono również zestaw PTSA, w którym zainstalowano adsorbenty do oczyszczania gazu ze związków mających wpływ m.in. na sprężanie oraz wykorzystanie w procesie kogeneracji. Zbiorniki filtracyjne połączono w układzie szeregowym. Kolumny filtracyjne PTSA napełniono adsorbentami dobranymi po analizie składu gazu. Zastosowano sorbenty organiczne oraz sorbent krzemoorganiczny na bazie węgla aktywnego, żelu krzemionkowego, zeolitów naturalnych i haloizytu.

Na rys. 5 pokazano schemat ideowy układu trigeneracyjnego, natomiast rys. 6 przedstawia zbudowany w ramach projektu układ trigeneracyjny do produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu, który jest zasilany gazem dostosowanym do ciśnienia panującego na tłoczni odwiertu dzięki zamontowaniu dodatkowego reduktora, w celu zapewnienia stałego ciśnienia 50 mbar i przepływu 35 m³/h.

Na końcowym etapie wykorzystania gazów kopalnianych, po ich oczyszczeniu, gaz jest poddawany sprężaniu w instalacji wyposażonej w czterostopniową sprężarkę gazową. Analizując różne konstrukcje sprężarek tłokowych, najkorzystniejszym rozwiązaniem jest sprężarka zbudowana na bazie bloku ośmiocylindrowego układu tłokowo-korbowego samochodowego silnika spalinowego, w dwurzędowym układzie cylindrów V. Jeden rząd cylindrów stanowi gazowy silnik spalinowy z zapłonem iskrowym, a drugi rząd to specjalnie skonstruowana i wykonana czterostopniowa sprężarka CNG. Takie rozwiązanie pozwala na całkowite uniezależnienie się od zasilania sprężarki energią elektryczną, co ma istotne znaczenie dla możliwości dowolnego usytuowania instalacji w terenie. W opracowanej technologii silnik przebudowano tak, aby stopień sprężania oraz geometria denka tłoka przystosowane były do spalania gazu pokopalnianego. Głowice cylindrów po stronie silnikowej bloku zostały wzmocnione i przystosowane do pracy przy wyższej temperaturze. Ponadto wałek rozrządu dostosowano do pracy z wydłużonym cyklem ssania i krótszym cyklem wydechu. Zastosowano układ zasilania o wydłużonej drodze i zwiększonej skuteczności tworzenia mieszaniny paliwowo-powietrznej. Powietrze użyte do chłodzenia intercoolera (chłodnicy międzystopniowej) wykorzystano również do chłodzenia cylindrów sprężarki. Układ zapłonowy silnika zmodyfikowano do spalania uboższych mieszanek paliwowo-powietrznych przez podwyższenie energii iskry. Ze względu na skład gazu pokopalnianego zastosowano świece z komorą wstępną. Układ odpowietrzenia miski korbowej silnika działa tak, że gaz przedostający się do niej kierowany jest do kolektora dolotowego, a następnie spalany w silniku. W układzie chłodzenia zastosowano pompę elektryczną ze zmienną, regulowaną wartością przepływu masowego. Zastosowano również system dogrzewania w celu stworzenia możliwości uruchomienia silnika w niskich temperaturach. System pracy silnika spalinowego został rozbudowany o funkcje logiczne i zabezpieczające (system samodiagnozujący). Na rys. 7 pokazano układ instalacji w kontenerze z silnikiem i z układem sprężania gazu.

Osuszanie i sprężanie gazu kopalnianego realizowano bez konieczności zewnętrznego zasilania elektrycznego. Zabudowany system trigeneracji jest przystosowany do pracy niezależnej oraz produkcji energii cieplnej odbieranej na zewnątrz. Ścieżka osuszania gazu kopalnianego wymagała dodatkowej energii cieplnej w celu stabilizacji temperatury oraz zapewnienia prawidłowego przebiegu tego procesu. Po wytworzeniu energii elektrycznej przez trigenerator uruchamiała się wstępna sprężarka łopatkowa mająca na celu zasysanie gazu ze złoża, sprężenie go i zmagazynowanie w zbiorniku dodatkowym (żółte butle na dachu kontenera – rys. 8).

Zobacz także: Nowe sprawności energetyczne silników pomp dławnicowych

Najważniejsze atuty prezentowanej instalacji oczyszczania i wykorzystania gazów kopalnianych to:

• autonomiczne zasilanie w energię elektryczną,
• wytwarzanie ciepła,
• układ pomiaru parametrów sprężonego gazu,
• wstępne i końcowe sprężanie metanu,
• instalacja oczyszczania gazu,
• zasilanie silnika oczyszczonym gazem kopalnianym, który napędza silnik sprężarki,
• sprężanie nadmiaru metanu uzyskanego z gazów kopalnianych do magazynowania w butlowozach, z przeznaczeniem do wykorzystania w szczytowych poborach gazu z instalacji gazu ziemnego.

Układ pracuje przy ustabilizowanym ciśnieniu 5 bar. Gaz kopalniany podawany jest do rurki kriogenicznej, w której następuje jego rozdzielenie na gaz nagrzany i schłodzony w stosunku 30/70%. Następnie gaz jest kierowany do zbiornika dwupłaszczowego w celu wykroplenia wilgoci, a później do zbiorników filtracyjnych, gdzie jest oczyszczany i podgrzewany do temperatury powyżej 25°C. Podczas oczyszczania w sposób ciągły kontroluje się temperaturę oraz różnicę ciśnień na każdym zbiorniku filtracyjnym. Na końcu obiegu umieszczono elektrozawór otwierający się w sposób automatyczny po uzyskaniu minimalnej wartości ciśnienia. Cykl sprężania gazu oczyszczonego odbywa się w czterech etapach z międzystopniowym schładzaniem gazu do maksymalnego ciśnienia 250 bar w zbiorniku docelowym zlokalizowanym na butlowozach. Na rys. 9 przedstawiono butlowóz, w którym można magazynować metan z gazów kopalnianych do szczytowego pokrycia zapotrzebowania na gaz ziemny.

Proces wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej, oczyszczania i sprężania kontrolowany jest za pomocą algorytmu kontrolno-sterującego, z uwzględnieniem wszystkich elementów wykonawczych i sensorów, wartości granicznych oraz systemów bezpieczeństwa. Po zatankowaniu zbiornika i uzyskaniu prawidłowej charakterystyki sprężonego gazu system automatycznie się wyłącza, uruchamiając równocześnie system opróżniania międzystopniowego (proces drenowania) i odpowietrzenia miski korbowej, tak aby uzyskać gotowość do dalszej pracy, która następuje po opróżnieniu zbiornika.

Instalację pozyskania metanu oddzielono od rurociągu DN 50 złączem izolującym. W dalszej części gaz przepływa przez przerywacz płomienia zabezpieczający instalację przed cofnięciem się płomienia i wybuchem. W sposób ciągły prowadzony jest pomiar temperatury i ciśnienia gazu. Pozyskiwany z kopalni gaz wprowadzany jest do separatora i filtra, gdzie następuje filtracja gazu z cząstek stałych i ciekłych. Równocześnie prowadzony jest pomiar koncentracji metanu za pomocą czujnika włączonego w system układów pomiarowych instalacji. Po pomiarze gaz przez zawór szybkozamykający dostarczany jest do zbiornika przeciwpulsacyjnego, zabezpieczonego zaworem bezpieczeństwa. Ze zbiornika przez filtr gaz doprowadzany jest do elektromagnetycznego zaworu dolotowego, a następnie do sprężarki tłokowej, która w czterech stopniach spręża gaz do ciśnienia 250 bar. Po ostatnim stopniu sprężarki prowadzony jest pomiar temperatury gazu. Zainstalowany zawór zwrotny zabezpiecza przed powrotem gazu do sprężarki w przypadku podłączenia podczas tankowania nieopróżnionego zbiornika gazu po stronie tłocznej. Za zaworem zwrotnym prowadzono pomiar ciśnienia za pomocą dwóch niezależnych urządzeń w celu zabezpieczenia układu przed niekontrolowanym wzrostem ciśnienia ponad 25 MPa. W przypadku przekroczenia w kontenerze górnej granicy wybuchowości metanu zawór szybkozamykający umieszczony na dolocie do sprężarki tłokowej za dmuchawą odcina dopływ gazu i zatrzymuje pracę sprężarki tłokowej oraz dmuchawy w trybie awaryjnym (rys. 10).

Podsumowanie

Wydzielanie się do atmosfery gazów kopalnianych zawierających metan jest bardzo niekorzystnym zjawiskiem. Problem ten dotyczy szczególnie naszego kraju, gdyż Polska jest największym emitentem metanu kopalnianego w Europie. Podjęta w artykule problematyka wykorzystywania gazów kopalnianych do celów energetycznych pozwala na zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych poprzez spalanie metanu do dwutlenku węgla.

Znane są metody wykorzystywania gazów kopalnianych. Jedną z możliwości jest zastosowanie opisanego w artykule doświadczalnego, prototypowego i innowacyjnego układu pozyskania, oczyszczania i sprężania gazu kopalnianego do celów energetycznych. Na końcowym etapie pozyskanym metanem napełniane są butlowozy, które mogą być z kolei wykorzystywane do pokrywania szczytowego zapotrzebowania w instalacjach gazu ziemnego na stacjach redukcyjnych.

Literatura

1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/410 z dnia 14 marca 2018 r. zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu wzmocnienia efektywnych pod względem kosztów redukcji emisji oraz inwestycji niskoemisyjnych oraz decyzję (UE) 2015/1814 (Dz.Urz. UE nr L 73/6 z 19.03.2018)

2. Sopa Jan, Sopa Dominika, Rudkowski Marek, Tałach Zbigniew, Zastosowanie rurki wirowej vortex do separacji oleju i wody z mieszanin aerozolowych: gaz-olej, gaz-woda z gazu kopalnianego, „Gaz, Woda i Technika Sanitarna” 3/2021

3. Nawrat Stanisław, Wykorzystanie metanu z podziemnych kopalń węgla, „Rynek Instalacyjny” 9/2008, rynekinstalacyjny.pl

4. Drzymała Zygmunt, Gniewek-Grzybczyk Bronisława, Energetyka cieplna i gazowa: obsługa i eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci, Gałusza Marek [red.], Kraków 2001

5. Jaksa Zygfryd, Świątek Antoni, Sposób wykorzystania metanu jako przykład inwestycji proekologicznej w kopalni Budryk, „Wiadomości Górnicze” 12/2004

6. https://www.odnawialne-firmy.pl/wiadomosci/po­kaz/85,trigeneracja-co-to-jest (dostęp: 13.09.2022)

7. Basics of High Pressure Measuring and Regulating Station Design Class #1010, E.D. „Rusty” Woomer, Jr., PE El Paso Pipeline Group, Houston, Texas

8. Gao C., Experimental study on the Ranque-Hilsch vortex tube, Technische Universiteit Eindhoven, 2005, https://doi.org/10.6100/IR598057

9. Prace własne NGV AUTOGAS Sp. z o.o. w Krakowie, zespół: Marek Rudkowski, Zdzisław Borowiec, Jarosław Michałowski, Tomasz Chruścicki, Antoni Ślebodziński, Marek Gwóźdź, Piotr Niewiadomski, lata 2015–2019

10. Raport końcowy projektu WND-RPSL.01.00-24­-063B/17-006