Techniczno-ekonomiczne mo liwoœci wzbogacania w metan gazu ziemnego

POLITYKA ENERGETYCZNA Tom 1 Zeszyt 1 27 PL ISSN 1429-6675 Andrzej OLAJOSSY* Techniczno-ekonomiczne mo liwoœci wzbogacania w metan gazu ziemnego STRESZCZENIE. Artyku³ wskazuje ró ne mo liwoœci wykorzystania gazów ziemnych, z których nale y usun¹æ azot. Do wzbogacania tych gazów w metan zaleca siê stosowaæ nowoczesn¹ technologiê PSA. Tego typu instalacje mog¹ produkowaæ: gaz handlowy np. grupy L w lub nawet gaz wysokometanowy grupy E, oraz dodatkowo energiê elektryczn¹. Dla drugiego z tych przypadków przedstawiono zarys wstêpnej analizy ekonomicznej takiego przedsiêwziêcia. S OWA KLUCZOWE: gaz naturalny, instalacja wzbogacania, analiza ekonomiczna 1. Uwagi wstêpne Niektóre modyfikacje nowych technologii separacji metanu od azotu i innych sk³adników mieszanin gazowych (dwutlenku wêgla, siarkowodoru, pary wodnej) by³y przedmiotem wczeœniejszych prac autora (Olajossy 25). Nale y tu wyraÿnie podkreœliæ problematykê odazotowania gazów, gdy obecnie stosowane metody odsiarczania i odwadniania gazów ziemnych s¹ ju rutynowo u ywane czêsto jako wstêpne, przed w³aœciwym rozdzieleniem metanu od azotu. Tym bardziej korzystne s¹ te Ÿród³a metanu z otworów gazu * Prof. dr hab. in. Wydzia³ Górnictwa i Geoin ynierii AGH, Kraków; e-mail: olajossy@agh.edu.pl Recenzent: prof. dr hab. in. Eugeniusz Mokrzycki 119

ziemnego, które nie s¹ zasiarczone. Podobnie opanowana jest ju technika wydzielania z tych gazów etanu i propanu oraz ewentualnego ich odgazolinowania, o ile wystêpuj¹ wêglowodory ciê sze. W g³ównym zatem zagadnieniu odazotowania gazów ziemnych istotn¹ rolê odgrywaj¹ trzy zasadnicze parametry: aktualna i przewidywalna wydajnoœæ otworu, zawartoœæ metanu, stopieñ zaazotowania. Wa nym parametrem jest ponadto wartoœæ ciœnienia na g³owicy odwiertu. W warunkach eksploatacyjnych czynnych odwiertów wartoœci trzech wymienionych parametrów zmieniaj¹ siê w szerokich zakresach, przy czym ze zrozumia³ych wzglêdów brak jest przyjêtego sklasyfikowania w przedzia³ach ich zawartoœci. Na szczególn¹ uwagê podyktowan¹ aspektami energetycznymi i ekonomicznymi zas³uguj¹ liczne otwory gazu wysoko zaazotowanego, z których po wzbogaceniu w metan mo na produkowaæ gaz handlowy grupy L w. Niema³a jest te liczba otworów gazu œrednio zaazotowanego, który mo na wzbogacaæ w metan a do parametru gazu grupy E odpowiedniego dla sieci wysokoprê nej. Wreszcie do dyspozycji przed odpowiednio w³aœciw¹ technologi¹ mog¹ staæ liczne odwierty gazowe, nadal zag³owiczone, dotychczas uwa ane za nieop³acalne eksploatacyjnie. 2. Za³o enia dotycz¹ce jakoœci gazu surowego W artykule podane zostan¹ ogólne informacje dotycz¹ce jakoœci, czyli sk³adu gazu stanowi¹cego surowiec do przerobu w odpowiednio dobranym (dla danego sk³adu) typie instalacji odazotowania. Zgodnie z uwagami wstêpnymi, chodzi tu o relacjê w uk³adzie dwsk³adnikowym: metan azot. Wiadomo, e dla du ych iloœci przerabianego gazu (rzêdu ponad 1 tys. m 3 na godz.) i przy doœæ arbitralnie przyjmowanej zawartoœci metanu (byle tylko stabilnej czasowo) mo e byæ stosowana instalacja typu kriogenicznego oparta na technologii niskotemperaturowego rozfrakcjonowania takiej mieszaniny gazu. Z kolei dla ma³ych iloœci przerabianego gazu, z wydajnoœci¹ mniejsz¹ lub niewiele wiêksz¹od1tys.m 3 na godz. zalecane jest stosowanie instalacji separuj¹cych dzia³aj¹cych w oparciu o technikê membranow¹. Natomiast w praktycznie interesuj¹cym przedziale wydajnoœci od 4 tys. m 3 na godz. do 2 tys. m 3 na godz., mo na z mniejsz¹ lub wiêksz¹ efektywnoœci¹ stosowaæ technologiê: PSA (Pressure Swing Adsorption) lub jej odmianê VPSA (Vacuum Pressure Swing Adsorption). Efektywnoœæ tych metod wyra ana stopniem czystoœci produktu (metanu) oraz sprawnoœci¹ instalacji, zale y m.in. od zawartoœci metanu w surowcu (tym samym od stopnia jego zaazotowania) oraz od iloœci przerabianego gazu. Du e znaczenie ma tak e czysto technologiczna strona wykonywanych czynnoœci procesowych, a wiêc przebiegów kolejnych cyklicznych etapów zmiennociœnieniowej adsorpcji na odpowiednio dobranym sorbencie. 12

Wreszcie jak to czêsto w praktyce przemys³owej bywa niebagateln¹ rolê odgrywaj¹ aspekty ekonomiczne (finansowe), g³ównie zwi¹zane z kosztami inwestycyjnymi, a mniej z kosztami eksploatacyjnymi. Im bli ej umownej dolnej granicy podanego przedzia³u iloœci przerobu surowego gazu, tym efektywnoœæ technologii PSA i VPSA maleje podobnie jest przy górnej granicy tego przedzia³u. Chodzi tu g³ównie o koszty inwestycji poniesione na budowê tego typu instalacji odazotowania gazu. Te z kolei rosn¹, co prawda niemonotonicznie, wraz ze wzrostem stopnia rozbudowy instalacji. Z oczywistych przyczyn efektywnoœæ instalacji wzrasta na ogó³ ze wzrostem zawartoœci metanu na wejœciu do instalacji. W odniesieniu do zawartoœci metanu w gazie wejœciowym nasuwaj¹ siê nastêpuj¹ce uwagi: W umownym zakresie niskich zawartoœci przyjmijmy do 3% obj. CH 4 czyli przy wysokim stopniu zaazotowania oko³o 65 7% obj. N 2, instalacja mo e pracowaæ z przeznaczeniem g³ównie do produkcji azotu, o czystoœci powy ej np. 96% N 2 oraz z mo liwoœci¹ wykorzystania pozosta³oœciowego metanu. Wytworzony azot mo e byæ u ytkowany w znanych, okreœlonych celach przy eksploatacji odwiertów ropno-gazowych. W nastêpnym zakresie zawartoœci metanu w gazie wejœciowym, który przyjmijmy siêga oko³o 6 65% obj. CH 4, mo na mieæ te do czynienia z alternatywnym rozwi¹zaniem, mianowicie: nad doln¹ granic¹ tego zakresu powy ej 3% obj. CH 4, wzbogacaæ gaz w metan do takiego stê enia, które odpowiada jakoœci paliwa dla odpowiednio dobranego silnika gazowego, celem generacji energii elektrycznej, pod górn¹ granic¹ tego zakresu poni ej 6% obj. C H 4, wzbogacaj¹c mieszaninê w metan produkowaæ gaz handlowy o parametrach L w. Nasuwa siê tu uwaga, e w okolicznoœciach wyraÿnego braku zapotrzebowania na energiê elektryczn¹ w otoczeniu kopalni gazu nale y wskazaæ tê drug¹ alternatywê. Najbardziej korzystna opcja dotyczy wzbogacenia w metan gazu wejœciowego o doœæ wysokiej zawartoœci metanu w zakresie, przyjmijmy, w przedziale od 65 7% obj. CH 4 do 9% obj. CH 4, z wyraÿnym przeznaczeniem wyprodukowania gazu wysokometanowego grupy E i skierowania go z instalacji do sieci wysokoprê nej. 3. Ogólne informacje odnoœnie do sk³adu elementów instalacji odazotowania gazów pracuj¹cej w technologii PSA (VPSA) Klasyczne technologie typu PSA w odniesieniu do gazów metanowych kopalñ wêgla oraz gazów naturalnych wymagaj¹ dokonania nowatorskich modyfikacji. Niektóre wiadomoœci na ich temat by³y ju zawarte w poprzednich pracach autora (Olajossy 23). Z³o onoœæ problematyki polega na kojarzeniu zagadnieñ in ynierii chemicznej i procesowej 121

oraz hydrodynamiki przep³ywów gazów w instalacji. Bowiem procesy zmiennociœnieniowej sorpcji gazu powtarzaj¹ siê cyklicznie w kolumnach instalacji poprzez kolejne etapy procesowe, na ogó³ takie jak: zasilanie ciœnieniowe surowcem, wysokociœnieniowa adsorpcja, desorpcja (mo e byæ do tzw. pró ni w odmianie VPSA) oraz regeneracja czy p³ukanie z³o a sorbentu. Bodaj najwa niejszym elementem instalacji pod wzglêdem jakoœciowym jest adsorbent bêd¹cy g³ównym sk³adnikiem z³o a pomieszczonego w adsorberze (kolumnie). To wype³nienie mog¹ tworzyæ: wêgle aktywne, specjalnie preparowane, spe³niaj¹ce okreœlone kryteria sorpcji równowagowej (selektywnoœæ równowagowa), zeolitowe sita molekularne, niekiedy aktywowane, determinuj¹ce przebiegi kinetyk sorpcji (selektywnoœæ kinetyczna). Po g³êbokiej analizie specyfikacji sorbentów nale y stwierdziæ, e wêgle aktywne (wybrane) mog¹ byæ stosowane do separacji azotu w gazach ubogich metanowo oraz do wzbogacania metanem gazów do poziomu potrzebnego dla celów handlowych (opa³owych). Odpowiada to podanym wy ej zakresom pod wzglêdem zawartoœci metanu i azotu. Poniewa selektywnoœæ adsorpcji tych dwóch sk³adników w wybranym wêglu aktywnym jest dobra i przewa nie rosn¹ca wraz z obni eniem temperatury procesu oraz ciœnienia, zatem desorpcyjne etapy PSA, a szczególnie VPSA, powinny odbywaæ siê pod wzglêdnie niskimi ciœnieniami. St¹d wynika potrzeba zastosowania co najmniej ssawy lub pompy pró niowej w module instalacyjnym odazotowania gazów. Wzglêdnie niewysoka zawartoœæ metanu na wejœciu tego modu³u implikuje potrzebê wyp³ukiwania azotu ze z³o a sorbentu za pomoc¹ drugiego sk³adnika gazów. Gaz pochodz¹cy z etapu wyp³ukiwania azotu jest wzbogacony w metan i mo e byæ odprowadzany z instalacji jako gaz opa³owy. Mo na równie wykorzystaæ czêœæ tego gazu do etapu podnoszenia ciœnienia procesu PSA w danym adsorberze. Nale y nadmieniæ, e iloœæ potrzebnych adsorberów (kolumn), w których reguluje siê przep³ywy w sposób automatyczny, jest ró na w zale noœci m.in. od wydajnoœci instalacji. Do sch³adzania azotu stosuje siê znane urz¹dzenia, np. dysze ekspansyjne. W instalacji potrzebne bêd¹ tak e ch³odnice i wymienniki ciep³a, do których kieruje siê za pomoc¹ sprê arki gaz p³ucz¹cy, a tak e inn¹ ssaw¹ odprowadza siê gaz o podwy szonej zawartoœci metanu z koñcowego podetapu desorpcji pró niowej. Przep³ywy gazów w poszczególnych etapach procesowych wymagaj¹ automatycznego sterowania w instalacji. Otó okreœlenie podwy szonej zawartoœci metanu dotyczy produktu, który w przypadku pierwszego zakresu jakoœci surowca, czyli gazu raczej ubogiego w metan, mo e stanowiæ paliwo dla dobranego silnika gazowego, a mo e te s³u yæ jako paliwo bêd¹ce gazem handlowym (opa³owym). Natomiast w drugim rozwa anym przypadku, czyli dla surowca o umownie œredniej zawartoœci metanu, mo na albo poprzestaæ na osi¹galnej wy ej jakoœci produktu L w albo poprowadziæ dalej procesy VPSA, modyfikuj¹c nieco tylko technikê procesow¹, np. przez wyd³u enie kolejnych etapów oraz ewentualnie przez wprowadzenie zawracania czêœci wysokometanowego gazu do obiegu. Perspektywê stanowi uzysk produktu w postaci gazu o parametrach cennego gazu grupy E. 122

Nale y zwróciæ uwagê, e dodatkowym produktem instalacji jest azot o zupe³nie niez³ej czystoœci, nadaj¹cy siê do zagospodarowania, np. w przenoœnych kontenerach do testowania odwiertów. Jednak najmniej skomplikowana procesowo i nie wymagaj¹ca technologicznie rozbudowania elementów instalacji jest aplikacja drugiego rodzaju sorbentu w trzecim rozwa anym zakresie jakoœci surowego gazu. Chodzi wiêc o gaz na wejœciu do instalacji z zawartoœci¹ jednak nie przekraczaj¹ca 3 35% obj. azotu, z wyraÿn¹ przewag¹ metanu i zastosowaniem do ich separacji selektywnego kinetycznie sorbentu, bêd¹cego odpowiednim zeolitowym sitem molekularnym. Takie sito zatrzymuje w swej mikroporowej strukturze cz¹steczki azotu, a przepuszcza cz¹steczki metanu. Mo na wiêc wzglêdnie ³atwo pozyskiwaæ metan o wysokim stopniu czystoœci np. 96% obj. CH 4, usuwaj¹c przez kilkustopniow¹ desorpcjê azot ze z³o a w technologii PSA. Aktualnie takie naturalne zeolity s¹ ju dostêpne nale y tylko opanowaæ technikê ich aktywowania. Maj¹ one przewagê nad trudniej dostêpnymi i dro szymi zeolitami np. tytanowo-krzemowymi. Obok cennego, metanowego produktu mo na tak e uzyskiwaæ azot. Ponadto ze wzglêdów operacyjno-procesowych ³atwo do modu³u odazotowania gazu dodaæ i tak potrzebny modu³ silnika gazowego. Rysuje siê zatem przysz³oœciowo kilka wyraÿnych zalet tak zmodyfikowanej technologii, która racjonalnie wykorzystuje wysokie ciœnienie gazu na wejœciu do instalacji i przekazuje produkt do u ytku w sieci bez potrzeby jego powtórnego sprê ania. 4. Wprowadzenie silnika gazowego jako elementu skojarzonego z instalacja dla wytwarzania energii W ca³ym dysponowanym wy ej spektrum zawartoœci metanu (oraz azotu) w gazie surowym istnieje mo liwoœæ, a w trzecim przypadku obligatoryjnoœæ u ycia innego ni gaz ziemny generatora energii, a to: silnika gazowego. W polskim górnictwie wêgla kamiennego, np. KWK Pniówek, egzemplarze takich silników ju od kilku lat dostarczaj¹ energiê elektryczn¹ na potrzeby w³asne i otoczenia kopalni. Dzia³aj¹ one w systemie skojarzonego generowania energii przetwarzaj¹c z gazu odmetanowania kopalni wêgla gaz na pr¹d i ciep³o. W krajowym gazownictwie nie spotyka siê jeszcze takich rozwi¹zañ na zauwa aln¹ skalê techniczn¹. Autor niniejszego artyku³u obok innych prac w tym przedmiocie podj¹³ inicjatywê wprowadzenia na niektóre tereny kopalñ gazu tego typu urz¹dzeñ. Ich aplikacji nale y upatrywaæ tam, gdzie brak jest dostêpu do infrastruktury (energii elektrycznej). Mog¹ one pokryæ zapotrzebowanie w³asne oraz pobliskich osiedli czy ma³ych zak³adów rolniczo-przemys³owych, szczególnie w relacji ekonomicznej: pr¹d gaz koks (wêgiel). Aspekty ekonomiczno-finansowe s¹ obecnie stymulatorem wielu inicjatyw, które nale y podejmowaæ w warunkach polskiego gazownictwa. Ni ej przedstawiono zatem tak e wstêp- 123

n¹ analizê ekonomiczn¹ zwi¹zan¹ z inwestycj¹ opisywanej technologii, dotycz¹cej w³aœnie trzeciego zakresu jakoœci gazu na przyk³adzie hipotetycznej kopalni gazu. Symulacje zosta³y wykonane dla z³o a o warunkach zbli onych do z³ó gazu wystêpuj¹cych na Ni u Polskim. 5. Wstêpna analiza ekonomiczno-finansowa Rozwa ania bêd¹ dotyczyæ implementacji do produkcji gazu grupy E takiej instalacji, która odpowiada wy ej przedstawionemu przypadkowi trzeciemu. Poni a analiza ma charakter wstêpnego studium mo liwoœci realizacji w wymiarze ekonomicznym w pe³ni komercyjnych przedsiêwziêæ. Dok³adna analiza ekonomiczna przysz³ych przedsiêwziêæ powinna byæ przedmiotem zadania realizowanego w fazie w³aœciwego cyklu projektowego. Proponowane rozwi¹zanie mo na sklasyfikowaæ w wymiarze ekonomicznym jako metodê pozwalaj¹c¹ na wytwarzanie wzbogaconego, oczyszczonego gazu na bazie zubo a³ej i zanieczyszczonej mieszaniny metanu pozyskiwanej z nastêpuj¹cych Ÿróde³: otworów wiertniczych, instalacji odmetanowywania kopalñ oraz ze sk³adowisk odpadów organicznych. Analizie poddano dwa warianty rozwi¹zania: wariant A z silnikiem gazowym, wariant B bez silnika gazowego. W przypadku zastosowania silnika gazowego uzyskiwane s¹ dodatkowo dwa produkty: energia elektryczna z nadwy ki mocy silnika i energia cieplna w postaci ciep³ej wody. Przeprowadzenie pe³nej analizy op³acalnoœci przedsiêwziêcia odbywa siê zwykle w oparciu o zaktualizowan¹ wartoœæ netto (NPV), wewnêtrzn¹ stopê zwrotu (IRR), okres zwrotu inwestycji (T zw ), break-even point (Q ). Wymaga to projekcji strony przychodowej dla produktów koñcowych oraz dodatkowych ustaleñ dotycz¹cych strony kosztowej/inwestycyjnej w zakresie m.in.: instalacji doprowadzaj¹cej gaz-surowiec do proponowanej instalacji, instalacji przetwarzaj¹cej produkty wyjœciowe z instalacji, sieci dystrybucji, kosztów gazu-surowca. W chwili obecnej brak dok³adnych danych odnoœnie do wy ej wymienionych elementów uniemo liwia przeprowadzenie takich analiz. W takiej sytuacji przeprowadzono obliczenia kosztów-przerobu ca³kowitych oraz jednostkowych jakie by³yby ponoszone przy wykorzystaniu proponowanej instalacji wed³ug relacji cenowych z 25 roku. Dodatkowo przeprowadzono analizê wra liwoœci na zmianê kosztu energii elektrycznej, zmiany iloœci produkcji, zmiany nak³adów inwestycyjnych. Przyjêto nastêpuj¹cy scenariusz przedsiêwziêcia: dostêpne Ÿród³o gazu-surowca o ca³kowitej wielkoœci 65 mln m 3 zapewnia 6,5 mln m 3 rocznie przez 1 lat; 124

ceny, koszty jednostkowe za³o ono na jednakowym poziomie przez ca³y okres dzia³ania instalacji ze wzglêdu na trudnoœci w okreœleniu d³ugoterminowych trendów m.in.: koszt 1 KWh energii elektrycznej =,25 ; okres amortyzacji instalacji: dla modu³u silnika: 8 lat oraz 15 lat, dla modu³u wzbogacania gazu: 1 lat oraz 2 lat; poziom nak³adów inwestycyjnych oraz pocz¹tkowy kapita³ obrotowy ustalono na poziomie: wariant A z silnikiem gazowym 3 3, wariant B bez silnika gazowego 2 ; silnik gazowy bêdzie poddany remontowi kapitalnemu po 6 tys. godzin pracy (pod koniec ósmego roku), koszt tego remontu wynosi 65. Remont kapitalny pozwala na dalsz¹ pracê silnika przez nastêpne 6 tys. godzin; zu ycie metanu przez silnik dla uzyskania mocy 33 KW wynosi 65 m 3 /h w czystym metanie; koszty/nak³ady inwestycyjne nie uwzglêdniaj¹ instalacji doprowadzaj¹cych gaz-surowiec do instalacji oraz instalacji odbieraj¹cych produkty koñcowe; pocz¹tkowe nak³ady inwestycyjne uwzglêdniaj¹ wk³ad sorbentu, którego ywotnoœæ przekracza 1 lat; koszty nie uwzglêdniaj¹ op³at zwi¹zanych z emisjami szkodliwych gazów; w wariancie z silnikiem koszty przypisano do produktów koñcowych gaz, pr¹d elektryczny. Energiê ciepln¹ potraktowano jako produkt trudny do dalszego wykorzystania; klucz alokacji kosztów modu³u silnika gazowego do produktów koñcowych oparto na wykorzystaniu energii elektrycznej; klucz alokacji kosztów modu³u wzbogacania do produktów koñcowych oparto na zu yciu gazu; instalacja po 1 latach posiada nadal okreœlon¹ wartoœæ, poniewa czas amortyzacji okreœlonych elementów instalacji przekracza 1 lat. Po dziesiêciu latach wartoœci koñcowe elementów instalacji wynosz¹: modu³ silnika: 736 67, modu³ wzbogacania gazu: 333 33. W tabelach 1i 2 przedstawiono obliczenia kosztów przerobu gazu w wariantach z silnikiem i bez silnika gazowego, a w tabelach 3 i 4 podano wartoœci œrednie kosztu przerobu dla produktów koñcowych. Wykonano jeszcze analizê wra liwoœci w zwi¹zku z tym, e nowe przedsiêwziêcie jest obarczone ryzykiem niepowodzenia osi¹gniêcia celów wynikaj¹cym z szeregu czynników wewnêtrznych i zewnêtrznych. W tabeli 5 przedstawiono wp³yw zmiany poszczególnych elementów na wartoœæ kosztu przerobu wskutek wzrostu cen energii elektrycznej, spadku wydajnoœci Ÿróde³ gazu-surowca, wzrostu nak³adów inwestycyjnych. Analizowane przypadki wra liwoœci wskazuj¹, e koszt przerobu przypadaj¹cy na 1 m 3 gazu wyjœciowego zawiera siê w przedziale 47 75. 125

TABELA 1. Koszty przerobu gazu wariant z silnikiem gazowym TABLE 1. Costs of gas processing: allow for the gas engine 1. Rok [lata] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 Suma Dane iloœciowe pomocnicze Iloœæ godzin pracy instalacji Iloœæ godzin pracy instalacji suma Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a suma Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a w metanie Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a w metanie suma Iloœæ gazu zu ytego przez silnik w metanie Iloœæ gazu zu ytego przez silnik w metanie suma h h 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 75 75 65 65 416 416 75 15 65 13 416 832 975 75 22 5 65 19 5 416 12 48 1463 7 5 3 6 5 26 4 16 16 64 1 95 75 37 5 65 32 5 416 2 8 2438 7 5 45 6 5 39 4 16 24 96 2 925 7 5 52 5 6 5 45 5 4 16 29 12 3 413 7 5 6 6 5 52 4 16 33 28 3 9 75 67 5 6 558 5 416 37 44 4388 75 75 65 65 416 41 6 4875 75 65 41 6 2. 3. 4. Produkty koñcowe iloœci Iloœæ wyprodukowanego gazu Iloœæ wyprodukowane gazu suma Iloœæ wyprodukowanej energii elektrycznej Iloœæ wyprodukowanej energii elektrycznej suma Iloœæ energii cieplnej woda 9/7 C Iloœæ energii cieplnej woda 9/7 C suma 1 m 3 1 m 3 KWh KWh KWh KWh 225465 225465 2775 2775 7345 2 254 65 4 59 3 2 775 5 55 11 18 2 254 65 6 763 95 2 775 8 325 14 69 2 254 65 9 18 6 2 775 11 1 18 363 2 254 65 11 273 25 2 775 13 875 22 35 2 254 65 13 527 9 2 775 16 65 25 78 2 254 65 15 782 55 2 775 19 425 29 38 2 254 65 18 37 2 2 775 22 2 33 53 225465 2 291 85 2775 24 975 36 725 2 254 65 22 546 5 2 775 27 75 Modu³ silnika - koszty remont kapitalny - koniec roku Nak³ady inwestycyjne Amortyzacja pocz. nak³adów inwest. na 8 lat Amortyzacja pocz. nak³adów inwest. na 15 lat Amortyzacja - remont kapitalny Koszty remontów bie ¹cych Obs³uga Suma Modu³ wzbogacania gazu koszty Nak³ady inwestycyjne Amortyzacja nak³ad³ów inwestycyjnych na 1 lat Amortyzacja nak³ad³ów inwestycyjnych na 15 lat Koszty remontów bie ¹cych Obs³uga Suma 1 3 65 65 2 1 1 81 25 15 6 1 1 6 81 25 15 6 1 1 6 81 25 15 6 81 25 15 6 81 25 15 6 81 25 15 6 81 25 15 6 65 81 25 15 6 65 15 6 129 333 65 15 6 129 333 36 73 22 546 5 27 75 5. Suma Kosztów 3 + 4 328 25 328 25 328 25 328 25 328 25 328 25 328 25 328 25 312 312 3 25 6. 7. Produkty koñcowe - koszty przerobu wyprodukowany gaz wyprodukowana energia elektryczna energia cieplna - woda 9 C Produkty koñcowe koszty przerobu jedn. wyprodukowany gaz wyprodukowana energia elektryczna energia cieplna woda 9/7 C /1 m 3 /KWh /KWh 154 28,7, 154 28,7, 1 1 6 154 28,7, 1 1 6 154 28,7, 1 1 6 154 28,7, 1 1 6 154 28,7, 1 1 6 154 28,7, 1 1 6 154 28,7, 1 1 6 172 775 139 225 47,5,6, 1 1 6 172 775 139 225 47,5,6, 65 433 33 13 15 6 1 423 33 1 666 67 1 6 1 826 67 1 739 326 1 51 674 Œrednia 47,36,7, 126

TABELA 2. Koszty przerobu gazu wariant bez silnika gazowego TABLE 2. Costs of gas processing: without the gas engine Rok [lata] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 Suma 1. 2. 3. Dane iloœciowe pomocnicze Iloœæ godzin pracy instalacji Iloœæ godzin pracy instalacji suma Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a suma Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a w metanie Iloœæ gazu wydobytego ze Ÿród³a w metanie suma Iloœæ gazu do dalszego wykorzystania w metanie Iloœæ gazu do dalszego wykorz. w metanie suma Produkty koñcowe iloœci Iloœæ wyprodukowanego gazu Iloœæ wyprodukowane gazu suma Iloœæ wyprodukowanej energii elektrycznej Iloœæ energii cieplnej woda 9 C Modu³ silnika koszty Nak³ady inwestycyjne Amortyzacja nak³ad³ów inwestycyjnych Koszty remontów Obs³uga Suma h h 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 1 m 3 KWh KWh 75 75 65 65 416 416 7 5 15 6 5 13 4 16 8 32 975 7 345 7 5 22 5 6 5 19 5 4 16 12 48 1 463 11 18 75 3 65 26 416 16 64 195 14 69 7 5 37 5 6 5 32 5 4 16 2 8 2 438 18 363 7 5 45 6 5 39 4 16 24 96 2 925 22 35 75 52 5 65 45 5 416 29 12 3413 25 78 7 5 6 6 5 52 4 16 33 28 3 9 29 38 7 5 67 5 6 5 58 5 4 16 37 44 4 388 33 53 75 75 65 65 416 41 6 4875 36 725 75 65 41 6 36 73 4. Modu³ wzbogacania gazu koszty Nak³ady inwestycyjne Amortyzacja nak³ad³ów inwestycyjnych na 1 lat Amortyzacja nak³ad³ów inwestycyjnych na 15 lat Energia elektryczna Koszty remontów Obs³uga Suma 2 1 1 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 5. Suma Kosztów 3+ 4 2 437 54 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 1 55 88 1 12 1 666 67 55 88 1 12 2 437 54 6. Produkty koñcowe koszty przerobu wyprodukowany gaz wyprodukowana energia elektryczna energia cieplna woda 9 C 7. Produkty koñcowe koszty przerobu jednostkowe wyprodukowany gaz wyprodukowana energia elektryczna energia cieplna woda 9 C /1 m 3 /KWh /KWh,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, Œrednia,, 127

TABELA 3. Œredni koszt przerobu gazu dla produktów koñcowych wariant z silnikiem gazowym TABLE 3. Average cost of gas processing for terminals products: allow for the gas engine Produkty koñcowe koszty przerobu jednostkowe Jednostka Koszt Wyprodukowany gaz /1 m 3 47,36 Wyprodukowana energia elektryczna /KWh,7 Energia cieplna woda 9/7 C /KWh, TABELA 4. Œredni koszt przerobu gazu dla produktów koñcowych wariant bez silnika gazowego TABLE 4. Average cost of gas processing for terminals products: without the gas engin Produkty koñcowe koszty przerobu jednostkowe Jednostka Koszt Wyprodukowany gaz /1 m 3 Wyprodukowana energia elektryczna /KWh, Energia cieplna woda 9 C /KWh, TABELA 5. Analiza wra liwoœci TABLE 5. Analysis of sensitivity Analiza wra liwoœci Wariant bez silnika Jednostka Scenariusz bazowy Wzrost cen energii elektrycznej Spadek wydobycia Wzrost nak³adów inwestycyjnych - 2,% -2,% 2,% wyprodukowany gaz /1 m 3 69,37 81,42 75,45 Wariant z silnikiem wyprodukowany gaz /1 m 3 47,36 47,36 58,34 55,9 wyprodukowana energia elektryczna /KWh,7 7,,7,8 energia cieplna woda 9 C /KWh,,,, Wartoœci uzyskane przy spadku wydobycia wskazuj¹ na doœæ du ¹ wra liwoœæ kosztu jednostkowego na koszty sta³e, które w proponowanym rozwi¹zaniu stanowi¹ zasadnicz¹ czêœæ. Z przeprowadzonego zarysu analizy ekonomicznej wynikaj¹ nastêpuj¹ce wnioski: Proponowane rozwi¹zanie cechuje du y udzia³ kosztów sta³ych, g³ównie amortyzacji nak³adów inwestycyjnych. W konsekwencji rentownoœæ przysz³ych projektów mocno zale y od stopnia wykorzystania instalacji i wielkoœci Ÿród³a gazu. W takiej sytuacji zalecane jest, aby budowana instalacja by³a w du ym stopniu skalowalna z mo liwoœci¹ dosto- 128

sowania do wydajnoœci Ÿród³a. Zaleceniem konstrukcyjnym mo e te byæ przenoœnoœæ, mobilnoœæ instalacji. Istotnym elementem do rozwa enia jest mo liwoœæ dalszego przetwarzania i dystrybucji produktów koñcowych. W przypadku lokalizacji w odleg³ych rejonach, wyprodukowany gaz wymaga dalszego przetwarzania na przyk³ad w instalacji skraplania lub w uzasadnionych ekonomicznie przypadkach budowy gazoci¹gu doprowadzaj¹cego do g³ównych sieci dystrybucji. W odniesieniu do energii elektrycznej, problem pod³¹czenia do sieci dystrybutora jest ³atwiejszy do rozwi¹zania proponowane rozwi¹zanie mo e byæ wyposa one w odpowiednie urz¹dzenia do pod³¹czenia do sieci. Produkowany nadmiar energii mo e byæ wykorzystywany na potrzeby w³asne, w szczególnoœci do zasilania innych instalacji przetwarzania gazu. Energia cieplna w postaci ciep³ej wody mo e byæ wykorzystana do celów w³asnych oraz sprzedawana na zewn¹trz, pod warunkiem lokalizacji bliskich sieci centralnego ogrzewania. Energia cieplna mo e byæ wykorzystywana w dodatkowych instalacjach. Przedstawione rozwi¹zanie jest korzystnie konkurencyjne w stosunku do nieco innych rozwi¹zañ przyjêtych w firmie amerykañskiej (Engelhard Co. 22). Przy zak³adanej takiej samej iloœci przerabianego gazu, koszty przerobu kszta³tuj¹ siê tam na poziomie 25 USD (75 ) za 1 m 3. W proponowanym rozwi¹zaniu ni szy koszt jednostkowy kszta³tuje siê na poziomie 47 /1 m 3. Praca wykonana czêœciowo w ramach badañ w³asnych autora w AGH nr 1.1.1 oraz w ramach projektu rozwojowego nr R9231. Literatura [1] Engelhard Corp., 22 Purification of natural gas. http/www.geogle.atp.gov [2] OLAJOSSY A., 25 Nowe mo liwoœci energetycznego wykorzystania gazów o niskiej zawartoœci metanu. Polityka Energetyczna. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, t. 8, z. 1, s. 27 39. [3] OLAJOSSY A., 23 Method of methane separation from mine gas. International Coalbed Methane Symposium. May, Tuscalusa, Alabama, USA. 129

Andrzej OLAJOSSY Technical and economic possibilities of enriching natural gas with methane Abstract A variety of possibilities of nitrogen-contaminated natural gas utilization are presented in the paper. The PSA technology is recommended for enriching gases with methane. This type of systems is capable of producing saleable gas, e.g. gas of group L w or gas with high methane content (group E) and extra electrical energy. An outline of a preliminary economic analysis of such an undertaking is presented for the latter case. KEY WORDS: natural gas, enrichment system, economic analysis