Е.А.КОНОНЕНКО
Д-р техн. наук (МГГУ)

О.В.ДЬЯЧУК
Горный инженер (ГУ “Соцуголь”)

Возрастание роли твердого топлива в топливно-энергетическом балансе страны обусловленное увеличением затрат по добыче нефти и газа из-за отработки месторождений в освоенных регионах потребует увеличения объемов добычи угля и перевода энергопроизводящих станций с мазута и газа на водоугольное топливо.
Исследованиями отечественных и зарубежных специалистов доказана техническая возможность и экономическая целесообразность магистрального транспорта угля по трубопроводам. Углепроводы, по сравнению с железнодорожным транспортом, обладают рядом преимуществ: непрерывностью и равномерностью потока, постоянством (усреднением) качества доставляемого продукта, независимостью работы от условий погоды и отсутствием негативного влияния на окружающую среду и потерь при транспортировании. Кроме того, они обладают значительной пропускной способностью при небольшом количестве обслуживающего персонала и высоким потенциалом автоматизации транспортных и погрузочно-разгрузочных операций.
Исследованиями [1] установлено влияние производительности и расстояния транспортирования на удельные эксплуатационные затраты (табл. 1).

В этой же работе показано влияние дальности транспортирования на капиталовложения и эксплуатационные издержки в системах трубопроводного транспорта водоугольных суспензий при пропускной способности углепровода 10 млн. т в год, концентрации угля – 70 %, скорости течения 0,9 м/с и удельных потерях напора по длине – 64,26 кПа/км (табл.2).

В 1987 г. Совмином СССР утвержден проект строительства трубопровода Белово-Новосибирск с мощностью по переработке до 3 млн. т угля в год. Сметная стоимость строительства пускового комплекса мощностью 1,2 млн. т в год составляла 127,4 млн. руб. (в ценах 1984 г.). Однако, по разным причинам до сих пор устойчивая эксплуатация этого углепровода с диаметром труб 530 мм и протяженностью 262 км не достигнута.
США располагают практическим опытом сооружения и эксплуатации углепроводов большой протяженности. В период 1957-1963 гг. в штате Огайо действовал углепровод протяженностью 175 км и пропускной способностью 1,2 млн. т угля в год. В 1970 г. построен второй углепровод “Black Mesa” протяженностью 440 км и грузопотоком 4,8 млн. т угля в год [2]. Этот трубопровод обслуживают примерно 50 человек, работающих в три смены.
В различных штатах США спроектированы углепроводы общей протяженностью порядка 20 тыс.км суммарной пропускной способностью 250 млн. т в год [3]. Характеристика этих углепроводов приведена в табл. 3.

Все проекты находятся на различных стадиях реализации по причинам территориально-правового характера и противодействия железнодорожных компаний.
В Канаде фирма “ТКV Construotion” планирует сооружение углепровода диаметром 590 мм и протяженностью 233 км от шахт г.Голд Леик, провинция Альберта, до ТЭС в г.Эдмонтон. Проектная стоимость углепровода 81 млн. канадских долл. Фирма “Celanese” разработала проект углепровода “Trans Mountain Pipeline” от пяти новых шахт к западным канадским портам. Его пропускная возможность должна составить 10,2 млн.т угля в год, протяженность – 1287 км, проектная стоимость – 2 млрд. канадских долл.
Во Франции фирмы “Nevtec” намерена сооружать углепровод пропускной способностью 0,33 млн. т угля в год и протяженностью в 7,2 км от завода по подготовке угля в г.La Yauve до ТЭЦ в г. Emile. Зальгиттер для сталелитейных заводов (протяженность – 220 км, пропускная способность – 3-4 млн.т в год). Итальянская фирма “Tesle Montalcone” участвовала в сооружении углепровода из Польши в Австрию. Его длина 400 км, пропускная способность – 5 млн.т в год.
В КНР с привлечением компании “Bechtelinternational Service Inc” запроектирован углепровод с пропускной способностью и 30 млн.т угля в год от шахт Чжунге-эр к крупным ТЭС в городах Циньхуандао. Цэисянь, Чжанцэянкпу и Даиго и к порту Циньхуандао. Проектная стоимость – 2 млрд. долл. В Индии строится углепровод протяженностью 100 км с пропускной способностью 26 млн.т угля в год. Проектная стоимость углепровода – 100 млн.долл. Этот углепровод – первый этап создания в Индии крупного углепровода Бихар – Пенджаб протяженностью 2500 км.
Таким образом, зарубежный опыт проектирования, строительства и эксплуатации действующих углепроводов показывают, что в настоящее время определилась тенденция ускоренного развития магистрального гидротранспорта угля как в еще не освоенных районах, так и в районах с развитой сетью железнодорожного транспорта.
В связи с отработкой Райчихинского месторождения и дефицитом твердого топлива в Хабаровском крае и Амурской области, в постановлении Правительства Российской Федерации “Об утверждении Федеральной целевой программы экономического и социального развития дальнего Востока и Забайкалья на 1996-2005 годы” (№ 480 от 25 апреля 1996 г.) поставлена задача по снижению зависимости региона от поставок угля из других районов России. Решение этой задачи может быть обеспечено только на основе ввода в отработку новых месторождений региона. Имеющиеся в резерве разведанные Свободненское, Сергеевское, Огоджинское, Тыгдинское, а также введенное в эксплуатацию Ерковецкое месторождения с суммарными промышленными запасами свыше 2,5 млрд. т позволяют обеспечить добычу открытым способом в регионе порядка 50 млн. т угля. Однако, эффективная и широкомасштабная добыча угля в регионе не может быть достигнута на базе традиционных технологий из-за сильного обводнения этих месторождений.
Осушение месторождений, вследствие образования депрессионной воронки, приводит к потере урожайности окружающих земель, где выращиваются соевые и гречиха. В случае применения водоотлива, токсичность вод из забоя не позволит производить ее сброс без дополнительной очистки, так как реки являются притоками р.Амур. Задача может быть решена на основе нетрадиционных технологий, позволяющих осуществить выемку, транспортирование и сжигание углей, без предварительного осушения пластов, что позволит коренным образом изменить возможности отработки обводненных месторождений. Выемка угля без осушения пластов может быть осуществлена землесосными снарядами.
МГГУ предлагается технология земснарядной добычи угля, которая может коренным образом изменить процесс подготовки высококонцентрированной водоугольной суспензии (ВУС).
Во-первых, кроме процесса непосредственной добычи угля из обводненных забоев, земснаряд может являться терминалом подготовки ВУС. На нем легко смонтировать необходимое дробильное и обезвоживающее оборудование, причем проблем со сбросом и очисткой воды не будет.
Во-вторых, земснаряд может быть оснащен не только фрезерным рыхлителем, но и роторно-ковшевым рабочим органом и, либо перерабатывать гидросмесь в ВУС, либо транспортировать ее до терминала подготовки суспензии.
Концерн “ИХЦ ХОЛЛАНД” (Недерланды) освоил серийное производство землесосных снарядов с роторно-ковшевым рабочим органом, при применении которого появляется возможность:
- создания рыхлителей большой производительности;
- осуществлять выемку полезного ископаемого, как вертикальными, так и горизонтальными стружками без перемешивания слоев;
- регулировать гранулометрический состав разрыхленных плотных и полускальных пород;
- осуществлять выемку слоев, залегающих выше уровня минимальной глубины положения всаса и даже выше уровня воды в водоеме;
- стабилизировать плотность гидросмеси за счет равномерной подачи твердого.
Представляет определенный интерес и сам процесс гидротранспортирования. Как показывают расчеты, при расстоянии транспортирования 45-50 км, измельчение угля в процессе гидротранспортирования до крупности 3-5 мм исключает стадию дробления угля при приготовлении ВУС.
МГГУ предложен наиболее простой вариант ведения добычных работ с помощью земснарядов 180-60 или 400-70. При сезонной работе они обеспечивают добычу, соответственно, 3,0 и 4,5, а при работе на продленном сезоне – 4,0 и 6,5 млн. т угля в год. Круглогодичная добыча возможна только при применении подводной добычи с использованием земснаряда “Моллюск”. Годовая производительность такого подводного земснаряда составляет 1340 тыс. т.
Удельные эксплуатационные и капитальные затраты (в ценах 1991 г.) на гидромеханизированную добычу угля из обводненных забоев с круглогодовой подачей угля на терминал подготовки ВУС при расстоянии транспортирования – 4000 м и геодезической высоте подачи гидросмеси – 50 м составляют :
- при сезонной работе земснарядов и зимней подаче угля со склада:
а) земснаряд 180-60 – 0,3189/0,3193 руб/т;
б) земснаряд 400-70 – 0,3143/0,3573 руб/т;
а) земснаряд 180-60 – 0,3933/0,5343 руб/т;
б) земснаряд 400-70 – 0,3848/0,4887 руб/т;
- при работе земснаряда типа “Моллюск” в забое без склада – 0,2771/0,4340 руб/т.
Данная технология добычи хорошо вписывается в комплекс дальнейшего получения ВУС, так как в процессе подводной добычи и дальнейшего транспорта пульпы до терминала подготовки водо-угольной суспензии (ВУС) уголь измельчается на 90 % до крупности менее 3-5 мм, т.е. при получении суспензии исключается стадия дробления угля, что в значительной степени упрощает и удешевляет его дальнейшую переработку, а приведенные удельные, эксплуатационные и капитальные затраты в 1,5-2,0 раза ниже, чем при традиционной добыче.
Комплексная проблема добычи, транспортирования, хранения и сжигания углей обводненных месторождений Дальнего Востока решением Коллегии Минтопэнерго России определена в качестве приоритетного направления развития науки и технологии в масштабе ТЭК (протокол от 26.03.97 № 3).
Институтом "КАТЭКНИИуголь" разработаны технология приготовления ВУС из угля марки Б1 или Б2 и план реконструкции котла для ее сжигания, а также рассчитаны основные экономические показатели при реализации передачи угля в виде ВУС для углепровода от Ерковецкого месторождения до Благовещенской ТЭЦ-2 с годовой производственной мощностью 2 млн. т у.т. и трубопроводом 90 км (табл. 4).

При строительстве трубопровода Огоджинское каменноугольное месторождение – Благовещенская ТЭЦ-2 с годовой производственной мощностью 2,56 млн. т у.т и протяженностью трубопровода 640 км экономические показатели в ценах 1995 г.: рентабельность – 19,8 %, срок окупаемости – 13 лет. При совмещении технологии производства ВУС из смеси углей Ерковецкого и 25 % Огоджинского, при доставке последнего по железной дороге, рентабельность производства и транспорта ВУС повышается до 23,7 %.
На первом этапе реализации, учитывая уже имеющиеся результаты исследований, предлагается организовать опытно-промышленный разрез на Сергеевском месторождении, которое находится в 40 км от Благовещенской ТЭЦ-1. Сжигание в котле суспензии позволит улучшить экологические показатели ТЭЦ.
Все работы в этом направлении целесообразно объединить целевым проектом "Эколого-экономическое обоснование возможности создания комплексной технологии и оборудования добычи угля для приготовления транспортирования, хранения и сжигания водоугольной суспензии на базе углей обводненных месторождений Дальнего Востока".
Для достижения поставленной цели необходимо решение следующих задач:

• экономическая оценка и обоснование принципиальных технических решений по добыче и использованию углей обводненных месторождений Дальнего Востока;


• эколого-экономическая оценка и обоснование структуры комплексной механизации и системы разработки обводненных угольных месторождений (включая вопросы использования угольного топлива, применения гидромеханизации выделения строительных материалов из вскрышных пород и рекультивации);


• разработка технических средств добычи угля из обводненных забоев при различной степени обводненности экскаваторами-драглайнами;


• технология добычи угля земснарядами из обводненных месторождений;


• разработка системы магистрального гидротранспорта высоко концентрированной водоугольной суспензии;


• разработка способов приготовления, хранения и сжигания водоугольных суспензий;


• автоматизация производственных процессов добычи угля из обводненных месторождений, приготовление суспензий и гидротранспортирование;


• разработка и согласование ТЭО инвестиций и рабочего проекта опытного разреза для условий Сергеевского обводненного месторождения Дальнего Востока.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Fifteen Biennial Low Ranks Fuels. Symposium. Minnesota. - 1989.- 22-25 May.
2. Fletcher С.N., Brame K.A. Design of Coal – water allure preparation systems. Pipelines. – 1981. № 7.-p.14,18,20,23.
3. Davenport S.T. Forecast of mador international pipeline products for the 1986 – 2000 period. Pipes & pipelines international. -1986. – № 1. p.9-14.