1.Uwagiwstêpne Techniczno-ekonomicznemo¿liwoœciwzbogacaniawmetangazuziemnego

(1)

POLITYKA ENERGETYCZNA Tom 10 G Zeszyt 1 G 2007

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 Lwlub nawet gaz wysokometanowy grupy E, oraz dodatkowo energiê elektryczn¹. Dla drugiego z tych przypadków przedstawiono zarys wstêpnej analizy ekonomicznej takiego przed- siêwziêcia.

S£OWA KLUCZOWE: gaz naturalny, instalacja wzbogacania, analiza ekonomiczna

1. Uwagi wstêpne

Niektóre modyfikacje nowych technologii separacji metanu od azotu i innych sk³ad- ników mieszanin gazowych (dwutlenku wêgla, siarkowodoru, pary wodnej) by³y przedmiotem wczeœniejszych prac autora (Olajossy 2005). Nale¿y tu wyraŸnie podkreœliæ prob- lematykê odazotowania gazów, gdy¿ obecnie stosowane metody odsiarczania i odwadniania gazów ziemnych s¹ ju¿ rutynowo u¿ywane czêsto jako wstêpne, przed w³aœciwym roz- dzieleniem 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

(2)

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:

G aktualna i przewidywalna wydajnoœæ otworu, G zawartoœæ metanu,

G stopieñ zaazotowania.

Wa¿nym parametrem jest ponadto wartoœæ ciœnienia na g³owicy odwiertu. W warunkach eksploatacyjnych czynnych odwiertów wartoœci trzech wymienionych parametrów zmie- niaj¹ 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 za- s³uguj¹ liczne otwory gazu wysoko zaazotowanego, z których po wzbogaceniu w metan mo¿na produkowaæ gaz handlowy grupy Lw. Niema³a jest te¿ liczba otworów gazu œrednio zaazotowanego, który mo¿na wzbogacaæ w metan a¿ do parametru gazu grupy E odpo- wiedniego dla sieci wysokoprê¿nej.

Wreszcie do dyspozycji przed odpowiednio w³aœciw¹ technologi¹ mog¹ staæ liczne od- wierty 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 10 tys. m³na 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 wiêksz¹ od 1 tys. m³na godz. – zalecane jest stosowanie instalacji separuj¹cych dzia³aj¹cych w oparciu o technikê membranow¹.

Natomiast w praktycznie interesuj¹cym przedziale wydajnoœci od 4 tys. m³na godz. do 20 tys. m³na godz., mo¿na z mniejsz¹ lub wiêksz¹ efektywnoœci¹ stosowaæ technologiê:

G PSA (Pressure Swing Adsorption) lub jej odmianê G VPSA (Vacuum Pressure Swing Adsorption).

Efektywnoœæ tych metod wyra¿ana stopniem czystoœci produktu (metanu) oraz spraw- noœci¹ 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 tech- nologiczna strona wykonywanych czynnoœci procesowych, a wiêc przebiegów kolejnych cyklicznych etapów zmiennociœnieniowej adsorpcji na odpowiednio dobranym sorbencie.

(3)

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 30% obj. CH4– czyli przy wysokim stopniu zaazotowania oko³o 65–70% obj. N2, instalacja mo¿e pracowaæ z przeznaczeniem g³ównie do produkcji azotu, o „czystoœci” powy¿ej np. 96% N2oraz 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 60–65%

obj. CH4, mo¿na mieæ te¿ do czynienia z alternatywnym rozwi¹zaniem, mianowicie:

G nad doln¹ granic¹ tego zakresu powy¿ej 30% obj. CH4, wzbogacaæ gaz w metan do takiego stê¿enia, które odpowiada jakoœci paliwa dla odpowiednio dobranego silnika gazowego, celem generacji energii elektrycznej,

G pod górn¹ granic¹ tego zakresu poni¿ej 60% obj. C H4, wzbogacaj¹c mieszaninê w metan produkowaæ gaz handlowy o parametrach Lw.

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 65–70% obj. CH4do 90% obj. CH4, 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 wia- domoœci na ich temat by³y ju¿ zawarte w poprzednich pracach autora (Olajossy 2003).

Z³o¿onoœæ problematyki polega na kojarzeniu zagadnieñ in¿ynierii chemicznej i procesowej

(4)

oraz hydrodynamiki przep³ywów gazów w instalacji. Bowiem procesy zmiennociœnieniowej sorpcji gazu powtarzaj¹ siê cyklicznie w kolumnach instalacji poprzez kolejne etapy pro- cesowe, 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 wype³- nienie mog¹ tworzyæ:

G wêgle aktywne, specjalnie preparowane, spe³niaj¹ce okreœlone kryteria sorpcji równo- wagowej (selektywnoœæ równowagowa),

G 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 (opa³o- wych). 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 za- wartoœæ 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”. Prze- p³ywy gazów w poszczególnych etapach procesowych wymagaj¹ automatycznego ste- rowania 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 Lwalbo 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.

(5)

Nale¿y zwróciæ uwagê, ¿e dodatkowym produktem instalacji jest azot o zupe³nie niez³ej

„czystoœci”, nadaj¹cy siê do zagospodarowania, np. w przenoœnych kontenerach do testo- wania odwiertów.

Jednak najmniej skomplikowana procesowo i nie wymagaj¹ca technologicznie roz- budowania 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 30–35% obj. azotu, z wyraŸn¹ przewag¹ metanu i zastosowaniem do ich separacji selektywnego kinetycznie sorbentu, bêd¹cego odpowied- nim zeolitowym sitem molekularnym. Takie sito „zatrzymuje” w swej mikroporowej struk- turze cz¹steczki azotu, a przepuszcza cz¹steczki metanu. Mo¿na wiêc wzglêdnie ³atwo pozyskiwaæ metan o wysokim stopniu czystoœci np. 96% obj. CH4, usuwaj¹c przez kil- kustopniow¹ 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 wzglê- dów 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 kamien- nego, 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 rol- niczo-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-

(6)

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 me- todê 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 organi- cznych.

Analizie poddano dwa warianty rozwi¹zania:

G wariant A – z silnikiem gazowym, G 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 (Tzw), break-even point (Q0).

Wymaga to projekcji strony przychodowej dla produktów koñcowych oraz dodatkowych ustaleñ dotycz¹cych strony kosztowej/inwestycyjnej w zakresie m.in.:

G instalacji doprowadzaj¹cej gaz-surowiec do proponowanej instalacji, G instalacji przetwarzaj¹cej produkty wyjœciowe z instalacji,

G sieci dystrybucji, G 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 2005 roku. Dodatkowo przeprowadzono analizê wra¿liwoœci na zmianê kosztu energii elektrycznej, zmiany iloœci produkcji, zmiany nak³adów inwestycyjnych.

Przyjêto nastêpuj¹cy scenariusz przedsiêwziêcia:

G dostêpne Ÿród³o gazu-surowca o ca³kowitej wielkoœci 65 mln m³zapewnia 6,5 mln m³ rocznie przez 10 lat;

(7)

G ceny, koszty jednostkowe za³o¿ono na jednakowym poziomie przez ca³y okres dzia³ania instalacji ze wzglêdu na trudnoœci w okreœleniu d³ugoterminowych trendów m.in.:

G koszt 1 KWh energii elektrycznej = 0,25 PLN;

G okres amortyzacji instalacji:

G dla modu³u silnika: 8 lat oraz 15 lat,

G dla modu³u wzbogacania gazu: 10 lat oraz 20 lat;

G poziom nak³adów inwestycyjnych oraz pocz¹tkowy kapita³ obrotowy ustalono na poziomie:

G wariant A – z silnikiem gazowym 3 300 000 PLN,

G wariant B – bez silnika gazowego 2 000 000 PLN;

G silnik gazowy bêdzie poddany remontowi kapitalnemu po 60 tys. godzin pracy (pod koniec ósmego roku), koszt tego remontu wynosi 650 000 PLN. Remont kapitalny pozwala na dalsz¹ pracê silnika przez nastêpne 60 tys. godzin;

G zu¿ycie metanu przez silnik dla uzyskania mocy 330 KW wynosi 65 m³/h w czystym metanie;

G koszty/nak³ady inwestycyjne nie uwzglêdniaj¹ instalacji doprowadzaj¹cych gaz-surowiec do instalacji oraz instalacji odbieraj¹cych produkty koñcowe;

G pocz¹tkowe nak³ady inwestycyjne uwzglêdniaj¹ wk³ad sorbentu, którego ¿ywotnoœæ przekracza 10 lat;

G koszty nie uwzglêdniaj¹ op³at zwi¹zanych z emisjami szkodliwych gazów;

G w wariancie z silnikiem koszty przypisano do produktów koñcowych – gaz, pr¹d elektryczny. Energiê ciepln¹ potraktowano jako produkt trudny do dalszego wykorzystania;

G klucz alokacji kosztów modu³u silnika gazowego do produktów koñcowych oparto na wykorzystaniu energii elektrycznej;

G klucz alokacji kosztów modu³u wzbogacania do produktów koñcowych oparto na zu¿y- ciu gazu;

G instalacja po 10 latach posiada nadal okreœlon¹ wartoœæ, poniewa¿ czas amortyzacji okreœlonych elementów instalacji przekracza 10 lat. Po dziesiêciu latach wartoœci koñ- cowe elementów instalacji wynosz¹:

G modu³ silnika: 736 670 PLN,

G modu³ wzbogacania gazu: 333 330 PLN.

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 1000 m³gazu wyjœciowego zawiera siê w przedziale 47–75 PLN.

(8)

TABELA1.Kosztyprzerobugazu–wariantzsilnikiemgazowym TABLE1.Costsofgasprocessing:allowforthegasengine Rok[lata]012345678910Suma 1.

Daneiloœciowe–pomocnicze Iloœægodzinpracyinstalacji Iloœægodzinpracyinstalacji–suma IloœægazuwydobytegozeŸród³a IloœægazuwydobytegozeŸród³a–suma IloœægazuwydobytegozeŸród³awmetanie IloœægazuwydobytegozeŸród³awmetanie–suma Iloœægazuzu¿ytegoprzezsilnikwmetanie Iloœægazuzu¿ytegoprzezsilnikwmetaniesuma

h h 1000m3 1000m3 1000m3 1000m3 1000m3 1000m3

7500 7500 6500 6500 4160 4160 488 488

7500 15000 6500 13000 4160 8320 488 975

7500 22500 6500 19500 4160 12480 488 1463

7500 30000 6500 26000 4160 16640 488 1950

7500 37500 6500 32500 4160 20800 488 2438

7500 45000 6500 39000 4160 24960 488 2925

7500 52500 6500 45500 4160 29120 488 3413

7500 60000 6500 52000 4160 33280 488 3900

7500 67500 650058 500 4160 37440 488 4388

7500 75000 6500 65000 4160 41600 488 4875

75000 65000 41600 4880 2.

Produktykoñcowe–iloœci Iloœæwyprodukowanegogazu Iloœæwyprodukowanegazu–suma Iloœæwyprodukowanejenergiielektrycznej Iloœæwyprodukowanejenergiielektrycznej–suma Iloœæenergiicieplnej–woda90/70°C Iloœæenergiicieplnej–woda90/70°C–suma

1000m3 1000m3 KWh KWh KWh KWh

3673 3673 2254650 2254650 2775000 2775000 3673 7345 2254650 4509300 2775000 5550000 3673 11018 2254650 6763950 2775000 8325000 3673 14690 2254650 9018600 2775000 11100000 3673 18363 2254650 11273250 2775000 13875000 3673 22035 2254650 13527900 2775000 16650000 3673 25708 2254650 15782550 2775000 19425000 3673 29380 2254650 18037200 2775000 22200000 3673 33053 2254650 20291850 2775000 24975000 3673 36725 2254650 22546500 2775000 27750000

36730 22546500 27750000 3.

Modu³silnika-kosztyremontkapitalny-koniecroku Nak³adyinwestycyjne Amortyzacjapocz.nak³adówinwest.na8lat Amortyzacjapocz.nak³adówinwest.na15lat Amortyzacja-remontkapitalny Kosztyremontówbie¿¹cych Obs³uga Suma

PLN PLN PLN PLN PLN PLN

1300000 650000 65000081250 43333 15000 6000 145583

81250 43333 15000 6000 145583

650000 81250 43333 15000 6000 145583

43333 65000 15000 6000 129333

650000 433330 130000 150000 60000 1423330 4.

Modu³wzbogacaniagazu–koszty Nak³adyinwestycyjne Amortyzacjanak³ad³ówinwestycyjnychna10lat Amortyzacjanak³ad³ówinwestycyjnychna15lat Kosztyremontówbie¿¹cych Obs³uga Suma

PLN PLN PLN PLN PLN PLN

2000000 1000000 1000000 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 100000 66667 10000 6000 182667 1000000 666670 100000 60000 1826670 5.SumaKosztów3+4PLN3282503282503282503282503282503282503282503282503120003120003250000 6.

Produktykoñcowe-kosztyprzerobu wyprodukowanygaz wyprodukowanaenergiaelektryczna energiacieplna-woda90°C

PLN PLN PLN

174222 154028 0

174222 154028 0 174222 1540280 174222 154028 0 174222 154028 0 172775 139225 0 172775 139225 0

1739326 1510674 0 7.

Produktykoñcowe–kosztyprzerobujedn. wyprodukowanygaz wyprodukowanaenergiaelektryczna energiacieplna–woda90/70°C PLN/1000m3 PLN/KWh PLN/KWh

47,44 0,07 0,00

47,44 0,07 0,00 47,44 0,07 0,00 47,44 0,07 0,00 47,44 0,07 0,00 47,44 0,07 0,00 47,05 0,06 0,00 47,05 0,06 0,00 Œrednia 47,36 0,07 0,00

(9)

TABELA2.Kosztyprzerobugazu–wariantbezsilnikagazowego TABLE2.Costsofgasprocessing:withoutthegasengine Rok[lata]012345678910Suma 1.

Daneiloœciowe–pomocnicze Iloœægodzinpracyinstalacji Iloœægodzinpracyinstalacji–suma IloœægazuwydobytegozeŸród³a IloœægazuwydobytegozeŸród³a–suma IloœægazuwydobytegozeŸród³awmetanie IloœægazuwydobytegozeŸród³awmetanie–suma Iloœægazudodalszegowykorzystaniawmetanie Iloœægazudodalszegowykorz.wmetanie–suma

h h 1000m3 1000m3 1000m3 1000m3 1000m3 1000m3

7500 7500 6500 6500 4160 4160 488 488

7500 15000 6500 13000 4160 8320 488 975

7500 22500 6500 19500 4160 12480 488 1463

7500 30000 6500 26000 4160 16640 488 1950

7500 37500 6500 32500 4160 20800 488 2438

7500 45000 6500 39000 4160 24960 488 2925

7500 52500 6500 45500 4160 29120 488 3413

7500 60000 6500 52000 4160 33280 488 3900

7500 67500 6500 58500 4160 37440 488 4388

7500 75000 6500 65000 4160 41600 488 4875

75000 65000 41600 4880 2.

Produktykoñcowe–iloœci Iloœæwyprodukowanegogazu Iloœæwyprodukowanegazu–suma Iloœæwyprodukowanejenergiielektrycznej Iloœæenergiicieplnej–woda90°C

1000m3 1000m3 KWh KWh

3673 3673 0 0

3673 7345 0 0

3673 11018 0 0

3673 14690 0 0

3673 18363 0 0

3673 22035 0 0

3673 25708 0 0

3673 29380 0 0

3673 33053 0 0

3673 36725 0 0

36730 0 0 3.

Modu³silnika–koszty Nak³adyinwestycyjne Amortyzacjanak³ad³ówinwestycyjnych Kosztyremontów Obs³uga Suma

PLN PLN PLN PLN PLN

0 0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0 4.

Modu³wzbogacaniagazu–koszty Nak³adyinwestycyjne Amortyzacjanak³ad³ówinwestycyjnychna10lat Amortyzacjanak³ad³ówinwestycyjnychna15lat Energiaelektryczna Kosztyremontów Obs³uga Suma

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN

2000000 1000000 1000000100000 66667 55088 10000 12000 243754

100000 66667 55088 10000 12000 243754

1000000 666670 550880 100000 120000 243754 5.SumaKosztów3+42437542437542437542437542437542437542437542437542437542437542437540 6.

Produktykoñcowe–kosztyprzerobu wyprodukowanygaz wyprodukowanaenergiaelektryczna energiacieplna–woda90°C

PLN PLN PLN

243754 0 0

243754 0 0 7.

Produktykoñcowe–kosztyprzerobujednostkowe wyprodukowanygaz wyprodukowanaenergiaelektryczna energiacieplna–woda90°C PLN/1000m3 PLN/KWh PLN/KWh 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 66,37 0,00 0,00 Œrednia 66,37 0,00 0,00

(10)

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- TABELA3. Œredni koszt przerobu gazu dla produktów koñcowych – wariant z silnikiem gazowym

TABLE3. Average cost of gas processing for terminals products: allow for the gas engine Produkty koñcowe – koszty przerobu jednostkowe Jednostka Koszt

Wyprodukowany gaz PLN/1000 m³ 47,36

Wyprodukowana energia elektryczna PLN/KWh 0,07

Energia cieplna – woda 90/70°C PLN/KWh 0,00

TABELA4. Œredni koszt przerobu gazu dla produktów koñcowych – wariant bez silnika gazowego TABLE4. Average cost of gas processing for terminals products: without the gas engin Produkty koñcowe – koszty przerobu jednostkowe Jednostka Koszt

Wyprodukowany gaz PLN/1000 m³ 66,37

Wyprodukowana energia elektryczna PLN/KWh 0,00

Energia cieplna – woda 90°C PLN/KWh 0,00

TABELA5. Analiza wra¿liwoœci TABLE5. Analysis of sensitivity

Analiza wra¿liwoœci Jednostka

Scenariusz bazowy

Wzrost cen energii elektrycznej

Spadek wydobycia

Wzrost nak³adów inwestycyjnych

- 20,00% -20,00% 20,00%

Wariant bez silnika

– wyprodukowany gaz PLN/1000 m³ 66,37 69,37 81,42 75,45

Wariant z silnikiem

– wyprodukowany gaz PLN/1000 m³ 47,36 47,36 58,34 55,90

– wyprodukowana energia elektryczna PLN/KWh 0,07 7,00 0,07 0,08

– energia cieplna – woda 90°C PLN/KWh 0,00 0,00 0,00 0,00

(11)

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 uzasad- nionych 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 odpo- wiednie 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. 2002). Przy zak³adanej takiej samej iloœci przerabianego gazu, koszty przerobu kszta³tuj¹ siê tam na poziomie 25 USD (75 PLN) za 1000 m³. W proponowanym rozwi¹zaniu ni¿szy koszt jednostkowy kszta³tuje siê na poziomie 47 PLN/1000 m³.

Praca wykonana czêœciowo w ramach badañ w³asnych autora w AGH nr 10.10.100 oraz w ramach projektu rozwojowego nr R0902301.

Literatura

[1] Engelhard Corp., 2002 — Purification of natural gas. http/www.geogle.atp.gov

[2] OLAJOSSY A., 2005 — Nowe mo¿liwoœci energetycznego wykorzystania gazów o niskiej zawartoœci metanu. Polityka Energetyczna. Wyd. Instytutu GSMiE PAN, t. 8, z. 1, s. 27–39.

[3] OLAJOSSYA., 2003 — Method of methane separation from mine gas. International Coalbed Methane Symposium. May, Tuscalusa, Alabama, USA.

(12)

Andrzej O^LAJOSSY

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 Lwor 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