БИБЛИОТЕКА

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭКОНОМИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ УГОЛЬНОЙ ШАХТЫ С ЭНЕРГОКОМПЛЕКСОМ, РАБОТАЮЩИМ В РЕЖИМЕ КОГЕНЕРАЦИИ

Канд. техн. наук И.Ф. Чемерис (ИГТМ НАН Украины)

Самообеспечение угольных шахт тепловой и электрической энергиями на базе местных дешевых теплоносителей, высокозольных углей и шахтного метана, является актуальной проблемой, решение которой позволит существенно повысить рентабельность угледобывающих предприятий.

Наиболее прогрессивным решением данной проблемы является применение когенерационных технологий, когда энергоблок, входящий состав шахты, одновременно вырабатывает как тепловую, так и электрическую энергии за счет последовательного использования термодинамического потенциала рабочего тела. К основным вариантам использования кооперационных технологий относятся шахтные энергокомплексы, реализующие когенерационные технологии на базе паровых турбин или на базе газовых двигателей.

Энергокомплексы, реализующие когенерационные технологии на базе паровых противодавленческих или конденсационных турбин, работают с соотношением тепловой и электрической энергий 6:1, т.е. для выработки 1 МВт электрической энергии необходимо утилизировать 6 МВт тепловой энергии. Это предопределяет рациональность расположения площадок с подобными энергокомплексами вблизи крупных городов с большим потребление тепла и ГВС, порядка 100 МВт и более. Следует отметить, что недостатком противо- давленческих турбин, используемых в схемах когенерации, является прямая зависимость выработки электрической энергии от теплового потребления. Этого недостатка в значительной мере лишены используемые в схемах когенерации конденсационные турбины с производственными отборами. Но и при использовании этих турбин имеется обратная зависимость вырабатываемой электроэнергии от тепловой нагрузки. Зимой, при большом теплопотреблении выработка электрической энергии уменьшается, а летом, при малом теплопотреблении, выработка электроэнергии увеличивается.

Для угольных шахт соотношение тепловой и электрической энергии 6:1 практически невыполнимо, поэтому предпочтение следует отдать шахтным энергокомплексам, реализующим когенерационные технологии на базе газовых двигателей, газопоршневых или газотурбинных. В отличие от шахтных энергокомплексов с паротурбинной когенерацией, энергетические установки с газовыми двигателями работают с соотношением 1:1 генерируемых тепловой и электрической энергий, что является более предпочтительным. Преимуществами этих энергокомплексов является независимость вырабатываемой электрической энергии от теплопотребления. При полной тепловой нагрузке отбор тепла осуществляется соответствующими теплообменниками. При снижении тепловых нагрузок лишнее тепло утилизируется в системах аварийного охлаждения радиаторного типа (системы смазки и охлаждения двигателя) или посредством байпасной схемы выбрасывается в атмосферу (система удаления продуктов сгорания). Вследствие выше изложенного, коэффициент использования установленной электрической мощности у энергокомплекса на базе газовых двигателей равен 1,0, в то время как у энергокомплексов на базе паровых турбин этот коэффициент находится на уровне 0,60 - 0,68.

Выполненный анализ показывает предпочтительность газопоршневых установок перед газотурбинными вследствие более высокого КПД (42,0% против 28,5%) и, соответственно, более низкого удельного расхода газа (0,286 нм3/кВт-ч против 0,380 нм3/кВт-ч у газотурбинных). Вследствие дороговизны газотурбинных агрегатов их удельные капитальные затраты достаточно велики, свыше 500 долл./кВт, а сроки окупаемости составляют более 4 лет. Существенным преимуществом газопоршневых двигателей также является отсутствие топливного компрессора для обеспечения требуемых параметров газа, так как их рабочее давление преимущественно составляет 0,01-0,02 МПа против 1,6-2,5МПа у газотурбинных двигателей. Общим недостатком для газотурбинных и газопоршневых двигателей является зависимость полезной мощности на выходном валу от температуры воздуха на входе. Но и по этому показателю газопоршневые двигатели предпочтительнее. Газотурбинный двигатель при превышении температуры воздуха на входе свыше 27°С теряет на каждый последующий градус 1% мощности, в то время как газопоршневой двигатель при увеличении температуры воздуха на входе на градус свыше 35°С теряет на каждый последующий градус всего 0,4% мощности. Кроме того, как у газотурбинных, так и у газопоршневых двигателей выходная мощность уменьшается с уменьшением процентного содержания метана ниже определенного предела.

Вследствие вышеизложенного, для агрегатов с тепловой мощностью до 20 МВт рекомендуются в качестве привода электрических генераторов газопоршневые двигатели. При этом совместно с выработкой электроэнергии покрываются тепловые нагрузки промышленного предприятия (технологический пар или горячая вода) или жилого массива (отопление и ГВС). Тепловая энергия требуемых параметров обеспечивается котлом-утилизатором, реализующим тепло выхлопных газов, систем охлаждения и смазки. Коэффициент полезного действия газопоршневых когенерационных установок достигает 88%, что трудно достижимо при других технологиях, реализуемых в энергетике.

Оценим влияние параметров энергокомплекса, работающего в когенерации, на экономические показатели угольной шахты, в состав которой входит этот энергокомплекс. Экономико-математическая модель угольной шахты с энергокомплексом запишется через текущее значение себестоимости угля Су:

где В - постоянная составляющая себестоимости угля, не зависящая от энергетических затрат, грн./т;
ΔС_эс - затраты по электроэнергии на добычу угля, грн./т;
ΔС_эв - снижение себестоимости угля от продажи избытка электроэнергии сторонним потребителям, грн./т;
ΔС_тс - затраты тепловой энергии на производство угля, грн./т;
ΔС_тв - снижение себестоимости угля о продажи тепла сторонним потребителям, грн./т.

Составляющие себестоимости угля по электроэнергии определятся как

где К_э=Э_к/Э_ш - коэффициент, равный отношению количества электроэнергии, вырабатываемой энергокомплексом Э_к, к количеству электроэнергии, потребляемой шахтой Э_ш;
Т_э - тариф на электроэнергию, потребляемую шахтой из энергосистемы, грн./кВт-ч;
Т_э1 = k * Т_э - стоимость электроэнергии, отпускаемой сторонним потребителям, грн./кВт-ч;
с_э - себестоимость электроэнергии, вырабатываемой энергокомплексом, грн./кВт-ч;
q_эу - удельный расход электроэнергии, определяемый как

где Р_у = Р_Σ/А_пр - удельная установленная мощность шахты, кВт/т, где Р_Σ - суммарная установленная мощность всех электроприводов шахты, кВт;
А_пр - проектная среднесуточная добыча угля, т/сут.;
а=А_ф/А_пл - фактическая производительность шахты в относительных единицах на период, для которого определяется потребление электроэнергии, где А_пл - планируемая добыча угля за рассматриваемый период, в нашем случае - год.

Составляющие себестоимости угля по тепловой энергии определятся как

где К_т - коэффициент, равный отношению количества тепловой энергии, вырабатываемой энергокомплексом Qmк, к количеству тепловой энергии, потребляемой шахтой, определяется по формуле:

где К_ког - коэффициент, учитывающий соотношение между тепловой и электрической энергиями, вырабатываемыми энергокомплексами с различными схемами когенерации. Для энергокомплексов на базе газовых двигателей характерно примерное равенство генерируемых тепловой и электрической энергий. В этом случае К_ког = 1, а отношение коэффициентов Кт и Кэ равно отношению электрической Эш и тепловой Qmc энергий, потребляемых шахтой;
К_{т пр} - предельное значение теплового коэффициента, определяемое отношением количества тепла Qmв, отпускаемого сторонним потребителям, к количеству тепла Q_mc, потребляемому шахтой, определяется по формуле:

с_т - себестоимость тепла, вырабатываемого котельными шахты, грн./Гкал. Так как при технико-экономических расчетах энергокомплексов все затраты сносятся на электроэнергию, то себестоимость тепловой энергии, вырабатываемой энергокомплексом, принимается равной нулю. При расчетах со сторонними потребителями принимаем стоимость отпускаемого им тепла, равной с_т;
q_mc=Q_mc/A_ф - удельные затраты тепловой энергии на добычу угля, Гкал/т;
q_тв=Q_тв/А_ф - удельная величина тепловой энергии, отпускаемой сторонним потребителям, Гкал/т.

Анализ выражения (1) с учетом (2) - (5) выполним, задаваясь следующими исходными данными: В = 87,4 грн./т; Аф = 4,075 млн. т Эш = 269,2 млн.кВт*Ч, Qтс = 163тыс.Гкал; Ру - 9 кВт/т; Ту, = 0,15 грн./кВт-ч; сє - 0,05 грн,/кВт*ч; ст = 67,12 грн./кВт*ч; qтс - 0,04 Гкал/т.

Расчеты выполнялись в среде MathCad 2001 для трех значений k (0 5; 0,75 и 1,0), трех значений k1 (0,5; 0,75 и 1,0) и двух значений ? (1,0 и 0,5). Коэффициент Кэ варьировался в пределах 0 - 2,5 с шагом 0,01.

На рис. 1 и рис, 2 приведены зависимости себестоимости угля, добываемого шахтой при различных значениях относительной производительности шахты, в зависимости от мощности энергокомплекса, характеризуемой коэффициентом K_э при различных значениях коэффициентов k и k₁.

Рис. I - Зависимости себестоимости угля от мощности энергокомплекса при а= 1,0 и различных значениях k и k₁.

Анализ рис. 1 показывает, что наиболее интенсивно себестоимость угля снижается от Кэ=0 (Су =100грн./т) до значения Кэ = 1 (Су =90 грн./т). Дальнейшее снижение себестоимости угля от мощности энергокомплекса (при Кэ > 1), существенным образом зависит от тарифа на электроэнергию, отпускаемую сторонним потребителям, который характеризуется коэффициентом k. Так, при Кэ = 2,5, Ктпр = 2 и k = 0,5 себестоимость угля составляет 85 грн./т, а при тех же условиях и k = 1,0 себестоимость угля равна 78,6 грн./т.

Поддержание коэффициента расхода окислителя на постоянном уровне при повышении концентрации метана в вентиляционной струе приводит к плавному росту температуры и удельного тепловыделения горючей массы, содержащей уголь и метан, т.к. температура стехиометрического горения метана и удельное тепловыделение при горении метана выше, чем при сжигании угля.

Рис. 2 - Зависимости себестоимости угля от мощности энергокомплекса при а= 0,5 и различных значениях k и k₁.

Сравнение графиков на рис. 1 и рис. 2 показывает, что при снижении производительности шахты (а = 0,5) себестоимость угля, добываемого шахтой без энергокомплекса составляет 106 грн,/т (рис. 2), С вводом энергокомплекса влияние его на себестоимость добываемого угля выше, чем при полной загрузке шахты (а = 1,0), что обусловлено большей прибылью от продажи тепла и электроэнергии сторонним потребителям. Так при тех же Кэ = 2,5, Кт пр = 2 и k=0,5 себестоимость угля составляет 88 грн,/т, а при тех же условиях и k = 1,0 себестоимость угля равна 75 грн./т, т.е. снижение себестоимости составляет 29% против 22% при а= 1,0. Для рассматриваемого случая при покрытии энергокомплексом тепловых и электрических нагрузок шахты (Кэ = Кт = 1) себестоимость угля снижается в среднем на 10%, а при дальнейшем увеличении мощности комплекса, при Кэ = 2,5, Кт пр = 2 и k = 1,0 снижение себестоимости угля достигает 22%.

На рис. 3 показаны зависимости функций ?Сэ = ?Сэс - ?Сэв = f(Kэ) и ?Cт =?Стс - ?Ств =f(Km), характеризующих влияние каждой из энергетических составляющих продукции энергокомплекса (электроэнергия, тепло) на изменение себестоимости угля, добываемого шахтой.

Рис.3 - Зависимости влияния энергетических составляющих продукции энергокомплекса на себестоимость угля, добываемого шахтой.

а) зависимости составляющей себестоимости угля по теплу ΔС_т = f(Km);
б) зависимости составляющей себестоимости угля по электроэнергии ΔС_э= f(Km).

Так из рис.За следует, что при Кт пр =2, k1 = 1,0 и ?Сэ = 0 снижение себестоимости за счет утилизации тепла энергокомплекса составляет 5,4 грн./т. В то же время из графиков на рис. 3б следует, что при Кэ = 2,5, k= 1,0 и ?Ст = 0 снижение себестоимости угля за счет реализации электроэнергии, вырабатываемой энергокомплексом, составляет 16 грн./т. Суммарное снижение себестоимости угля (при а = 1,0) составляет 21,4 грн./т, что соответствует себестоимости угля 78,6 грн./т, определяемой по рис. 1. Следовательно, доля тепловой энергии в снижении себестоимости угля составляет 25%, а доля электрической энергии - 75%.

По результатам проведенного исследования можно дать укрупненную оценку экономической эффективности создания энергокомплекса в составе угольной шахты. При снижении себестоимости угля на 21,4 грн./т и годовой производительности 4,075 млн.т дополнительная прибыль составит 87,2 млн. грн. в год. При Кэ = 1 электрическая мощность, потребляемая шахтой, составит 33,6 МВт, а при Кэ = 2,5 - 84,0 МВт, что при базовой стоимости 500 долл. США за 1 кВт установленной мощности и курсе валют 5,3 грн./долл. США обусловит стоимость энергокомплекса 42,0 млн. долл. США (222,6 млн. грн). При этом срок окупаемости будет равен 2,6 года.

Приведенные результаты свидетельствуют о высокой эффективности создания в составе угольных шахт автономных энергокомплексов, вырабатывающих тепловую и электрическую энергии на базе местных топлив в режиме когенерации, что поможет успешно решать экономические, социальные и экологические проблемы угледобывающих предприятий.