Источник: А. Ф. БУЛАТ, акад. НАН Украины, И. Ф. ЧЕМЕРИС, канд. техн. наук (ИГТМ НАН Украины)/ ПЕРСПЕКТИВЫ СОЗДАНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ НА БАЗЕ УГЛЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ // Уголь Украины. -2006. - №2.-с.3-6
ПЕРСПЕКТИВЫ СОЗДАНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ НА БАЗЕ УГЛЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Реструктуризация угольной промышленности неразрывно связана с проблемой диверсификации добывающих предприятий. Одной из наиболее перспективных, на наш взгляд, является разработан предприятий, в первую очередь нерентабельных, в направлении углубленной переработки угля, шахтного метана и отходов углеобогащения на месте их добычи путем производства тепловой и электрической энергии, внедрения высокоэффективных теплоэнергоемких технологий [1]. Это позволит изменить структуру цены на конечный продукт, где себестоимость угля уже не будет играть решающую роль, а станет одной из составляющих.
Реализация концепции на базе предприятий со значительными промышленными запасами угля и шахтного метана целесообразна посредством создания энергокомплексов, использующих когенерационные технологии, представляющие собой ту или иную комбинацию паровых или водогрейных котлов (или котлов-утилизаторов) с паротурбинными или газопоршневыми установками, обеспечивающими совместную выработку тепловой и электрической энергий с высоким КПД. К основным вариантам когенерационных технологий относятся следующие.
• Шахтные энергокомплексы на базе паротурбинной когенерации, реализующие сжигание топлива в циркулирующем кипящем слое [2]. Преимуществами этой технологии являются: высокоэффективное (до 99%) сжигание углей любого качества и состава зольностью до 60% и теплотворной способностью от 10 МДж/кг и выше; относительно невысокие рабочие температуры (в среднем 850°С), вследствие чего низкие уровни выбросов оксидов азота; эффективное (90—95%) связывание серы известняком, поступающим в котлоагрегат вместе с углем. Паровые котлы на базе технологии ЦКС в сочетании с паровыми турбинами и электрическими генераторами обеспечивают реализацию паротурбинной когенерации на угледобывающих предприятиях. Кроме того, перспективны варианты шахтных когенерационных энергокомплексов на основе турбинизации существующих котельных, а также каталитических реверс-поточных реакторов, утилизирующих метан исходящих вентиляционных струй. Каждый из вариантов характеризуется тем или иным видом используемых топлив или их сочетаний (низкосортный уголь, отходы углеобогащения, шахтный метан) и рациональной областью применения, определяемой как запасами топлива, так характером и объемом потребляемых тепловой и электрической энергий.
• Шахтные энергокомплексы на базе газопоршневой когенерации. Технология обусловлена существенными запасами метана на угледобывающих предприятиях и наличием для его утилизации высокоэффективного когенерационного энергетического оборудования, которое вырабатывает тепловую и электрическую энергии с соотношением примерно 1 : 1 и коэффициентом полезного действия при полной загрузке до 86%. Таким оборудованием являются энергетические модули на базе газопоршневых установок, обеспечивающие реализацию данной когенерационной технологии.
Энергокомплекс в общем случае включает в себя угольную шахту, энергетический и технологический модули. Шахта как топливный модуль предназначена для обеспечения энергетического и технологического модулей необходимым количеством топлива (низкосортный уголь, отходы углеобогащения и шахтный метан).
Энергетические объекты, котлы и газопоршневые установки снабжены каналами подачи основного топлива и воздушного дутья. Шахтный метан может поступать как по первому (при концентрации более 30%), так и по второму (менее 2,5%) каналам. Исследования показали, что при подаче воздушного дутья с допустимой концентрацией метана может быть сэкономлено до 27% основного топлива при обеспечении постоянства мощности энергетического объекта [3]. Следует отметить, что и при паротурбинной, и при газопоршневой когенерации можно получить дополнительную электроэнергию из горячей воды, вырабатываемой энергокомплексом, в бинарных установках на базе низкокипящих рабочих тел или в гидропаровых турбинах.
Принципиальным отличием данной концепции диверсификации от предлагавшихся ранее в Украине и России является экономическая целесообразность включения в структуру шахтных энергокомплексов технологических модулей, реализующих принципы энерготехнологической переработки топлива на месте его добычи с использованием собственных теплоты и электроэнергии [4]. Технологические модули предназначены для выработки высоколиквидной продукции из местного сырья на базе теплоэнергоемких технологий с использованием теплоты и электроэнергии, зарабатываемых энергоблоком. Примеры таких технологий — обогащение, обессеривание, газификация или гидрогенизация угля (или торфа) и т. д. Отходы технологических модулей, реализующих приведенные аналогии, являются низкокалорийным топливом и гут использоваться как дополнительное сырье для энергоблока, тем самым замыкая цикл комплексной энерготехнологической переработки угля. В качестве технологических модулей, реализующих избыточную теплоту энергетических модулей, могут применяться и установки для получения дистиллята из шахтной воды и выработки хладоагента для систем кондиционирования шахтной атмосферы.
Шахтные энергокомплексы на базе угледобывающих предприятий позволяют решить следующие вопросы:
• обеспечить надежность электро- и теплоснабжения шахт, а также прилегающих к ним жилых массивов и промышленных предприятий. Надежность электроснабжения достигается работой генераторов энергокомплекса параллельно с энергосистемой;
• существенно сократить расход импортного природного газа за счет вывода из эксплуатации отопительных газовых котельных;
• использовать в качестве топлива высокозольные отходы углеобогащения (паротурбинная когенерация) и метан (газопоршневая когенерация);
• организовать рентабельное производство с комбинированной выработкой собственных электроэнергии и теплоты по сравнению с низкорентабельной, экологически "грязной" шахтной котельной и необходимостью закупки электроэнергии;
• создать дополнительные рабочие места и на значительный срок разрешить социальные проблемы, связанные с закрытием шахт.
Угледобывающие предприятия — это крупные потребители энергии. И если теплоснабжение в основ¬ном обеспечивается от собственных нерентабельных котельных, то электроэнергия приобретается по монопольно установленной цене. При этом непрерывный рост цен и лимитирование потребления электроэнергии непосредственно влияют на рентабельность предприятий. В 2000 г. угольная промышленность Украины израсходовала 8,4 млрд. кВт • ч электроэнергии, доля электроэнергии и теплоты в себестоимости угля колебалась от 10 до 20%. Среднее значение удельного расхода электроэнергии (на 1 т) по предприятиям составило 105,2 кВт ч при диапазоне значений от 40 до 412 кВт ч [5].
Анализ тепловых нагрузок угольных шахт Центрального Донбасса свидетельствует, что удельный расход теплоты составляет в среднем 0,2 ГДж на 1 т угля, Основными потребителями тепловой энергии на шахтах являются калориферные установки — 53,4%, потребление ими теплоты носит сезонный характер. К сезонным нагрузкам следует также отнести отопление шахтных помещений в зимний период — 24,3%. Круглогодично 22,3% теплоты расходуется на нужды горячего водоснабжения. Явно выраженная сезонность потребления создает определенные сложности с реализацией тепловой энергии, вырабатываемой энергетическими когенерационными модулями круглогодично и равномерно.
Рациональной схемой покрытия тепловых нагрузок является такая, при которой в зимнее время возможный недостаток тепловой энергии от когенерационного энергетического модуля покрывается шахтной котельной, работающей в пиковом режиме, а в летнее время избыток энергии должен использоваться либо для реализации теплоэнергоемких технологий на промышленной площадке, либо отпускаться сторонним потребителям. В этой связи количество и единичную мощность блоков, входящих в энергетический модуль, следует определять на базе технико-экономического анализа.
По общим оценкам, в недрах страны содержится до 300 млрд. т угля. Балансовые, забалансовые и прогнозные ресурсы ископаемого составляют 117,3 млрд. т, разведанные запасы по категориям А + С1 + С2 достигают 52,6 млрд. т. В 2004 г. выдано 80,15 млн. т угля, в том числе 37,25 млн. т коксующегося и 42,9 млн. т энергетического. Зольность добытого угля 38,7%, отгруженного 23,9% [6]. Приведенные данные свидетельствуют о мощной сырьевой базе для шахтных когенерационных комплексов на основе паротурбинной когенерации, имеющих в составе паровые или водогрейные котлы с ЦКС, способные перерабатывать уголь зольностью до 60%.
Кроме того, на шахтах и обогатительных фабриках скопились сотни миллионов тонн отходов углеобогащения, которые не включаются в топливный баланс из-за низкого качества. Шламохранилиша занимают обширные территории, отчужденные от сельхозугодий, отравляя водный и воздушный бассейны. Значительная часть углей непригодна для прямого сжигания в топках электростанций ввиду большом зольности и требует обогащения. Показатели энергокомплексов могут быть существенно улучшены при использовании после простой и недорогой топливоподготовки сухих отходов антрацита, а также отходов мокрого его обогащения и каменного угля, которых накоплено в Украине около 780 млн. т. Такое топливо можно применять в топках ЦКС, предназначенных для сжигания угля без существенных изменений конструкции. Стоимость топлива из отходов углеобогащения для ЦКС в пересчете на условное составит не более 50-65% стоимости угля, что экономически обосновывает целесообразность его применения для энергокомплексов с паротурбинной когенерацией [7]. Предполагается внедрение современных технологий термохимической газификации местного твердого топлива с получением генераторного газа.
Ресурсы шахтного метана в Украине оцениваются в 12 трлн. м3. Ежегодно в процессе добычи угля выделяется свыше 2 млрд. м метана, 13% которого извлекается при дегазации, а 87% сбрасывается в атмосферу через вентиляционные системы. Утилизируется около 80 млн. м3 метана, извлекаемого дегазационными системами, или приблизительно 4%. Метан сжигается в шахтных котельных для получения теплоты, электроэнергия при этом не вырабатывается. В то же время из метана, который выбрасывается в атмосферу, можно было бы получить дополнительно около 9 млрд. кВт ч в год электроэнергии себестоимостью 5—6 коп. за 1 кВт ч и около 36 млн. ГДж в год тепловой. Так, 10 крупнейших шахт Донбасса при утилизации метана, извлекаемого из систем дегазации в объеме 176,9 млн. м3 в год, могли бы удовлетворить свои потребности по электроэнергии на 60%, а по теплоте — на 77%. Если учесть, что вследствие реконструкции дегазационных ставов и вакуум-насосных станций дебит метана повысится минимум на 30—50%, тогда упомянутые шахты полностью покрыли бы потребности в теплоте и электроэнергии лишь за счет энергокомплексов на базе газопоршневой когенерации. Один из перспективных вариантов использования шахтного метана — подача части метаносодержащей вентиляционной струи по каналу воздушного дутья энергетических объектов или в каталитические реверс-поточные реакторы.
Экологически чистая технология сжигания низкосортного угля в топках ЦКС (паротурбинная когенерация) обеспечивает:
• приведение вредных выбросов в атмосферу до уровня нормативных (оксиды азота — до 200 мг/м , двуоксид серы — до 400 мг/м , пыль — до 100 мг/м3; приняты при 20 °С и «100 кПа);
• использование шахтной воды в качестве источника водопотребления по замкнутому циклу без выбросов промышленных вод;
• утилизацию и использование золы топлива для закладки в шахту и для производства стройматериалов;
• утилизацию запыленного шахтного воздуха, содержащего метан, в топках котла;
• ликвидацию шламохранилищ и рекультивацию территории, занимаемой ими.
Утилизация метана в шахтных энергокомплексах (газопоршневых и паротурбинных) также имеет большое экологическое значение. Метан — второй по действенности антропогенный парниковый газ после двуоксида углерода. Ежегодные выбросы метана в атмосферу из шахт с нагрузкой 1 млн. т угля в год достигают 20—50 млн. м3. Утилизация улучшает экологическую безопасность, в том числе создает безопасные по газовому фактору условия для добычи угля, снижает загрязнение окружающей среды за счет уменьшения выбросов в атмосферу из шахтных котельных при их переводе на сжигание метана вместо угольного топлива. При этом существенно сокращаются выбросы оксидов азота NOx, оксидов серы S02, оксида углерода СО и пыли — основных вредных веществ, образующихся при сжигании угля. Кроме того, наблюдается косвенный экологический эффект, заключающийся в уменьшении количества сжигаемого угля на ГРЭС, а следовательно, и вредных выбросов в атмосферу при замещении части электроэнергии из энергосистемы собственной, вырабатываемой при сжигании метана.
Расчеты показывают [8], что при внедрении энергокомплекса установленной мощностью 66,8 МВт на шахте им. Засядько вредные выбросы в атмосферу снизятся на 788 тыс. т в год за счет вывода в резерв угольных котельных и косвенного экологического эффекта от замещения электрогенерирующих мощностей на ТЭС. При утилизации 115,8 млн. м3 шахтного метана сокращается эмиссия углекислого газа С02 в атмосферу в количестве 1,75 млн. т в год.
По Киотскому соглашению предусмотрены жесткие штрафные санкции за увеличение объемов выбросов метана и других вредных газов. Утилизация метана в шахтных теплоэнергетических модулях позволит не только избежать штрафных санкций, но и получить возможность улучшить финансовое положение предприятий за счет продажи квот от уменьшения вредных выбросов.
Экономическая эффективность энергетических комплексов на базе угледобывающих предприятий обусловлена:
низкой стоимостью топлива (низкосортный необогащенный уголь, отходы углеобогащения, шахтный метан);
• реализацией принципа когенерации, т. е. выработкой теплоты и электроэнергии путем последовательного использования термодинамического потенциала рабочего тела;
• отсутствием затрат на обогащение и транспортирование угля до электростанции и передачи энергии от электростанции к угледобывающим предприятиям.
Объединение в единое целое процессов добычи и переработки топлива в электрическую и тепловую энергии открывает перспективу существенного повышения экономической эффективности всего энергокомплекса, несмотря на возможную нерентабельность вольной шахты, которая входит в его состав в качестве топливного цеха. Технико-экономические обоснования [1] убедительно доказывают, что строительство таких комплексов позволит вырабатывать теплого и электрическую энергии себестоимостью в 3-4 раза ниже действующих тарифов. Следует отметить перераспределение долевых частей отдельных видов продукции в совокупном продукте после введения в эксплуатацию энергетических комплексов. Для шахты "Кировская-Западная" ГП "Макеевуголь" при создании шахтного энергокомплекса с годовым потреблением 125 тыс. т условного топлива может вырабатываться 194 тыс. Гкал теплоты и 113 ГВт • ч электроэнергии, реализация которых обеспечит ежегодную прибыль в 10,1 млн. дол. США. При этом стоимостная доля товарного угля в совокупном продукте составит 30%, тепловой энергии — 40%, электроэнергии — 30%. Это свидетельствует о существенном уменьшении зависимости экономических показателей энергокомплекса от рентабельности добычи. Такой комплекс способен работать в режиме самообеспечения, дотируя добычу угля из собственной прибыли, и вопрос о государственных дотациях или убыточности может быть снят на весь период его функционирования.
На шахте им. Засядько впервые в Европе создается когенерационный энергетический комплекс на базе 22 газопоршневых установок JMS 620 австрийской фирмы "Jenbacher", работающих на шахтном метане концентрацией 25%. На Восточной промплощадке будут размещены 12 установок, на Яковлевской — восемь и на Григорьевской — две. Суммарный КПД установок по теплоте и электроэнергии доходит до 86%, что недостижимо на других объектах. Установленная мощность одной установки составляет 3,035 МВт, тепловая — 11 ГДж/ч, а суммарная электрическая мощность комплекса — 66,8 МВт, тепловая — 242 ГДж/ч.
В результате внедрения когенерационного энергокомплекса на шахте им. Засядько при утилизации: 1J 5,8 млн. м метана будет выработано 534,2 млн. кВт электроэнергии и 1,94 млн. ГДж теплоты. Ежегодная прибыль составит 96,6 млн. грн., будет сэкономлено 20,26 тыс. т. угля и 1143,3 тыс. м3 природного газа. Срок окупаемости энергокомплекса не превышает трех лет.
Таким образом, выполненный анализ позволяет сделать обоснованный вывод: реализация концепции создания энергетических комплексов на базе угольных шахт — одно из перспективных направлений диверсификации деятельности угледобывающих предприятий и решения социально-экономических проблем шахтерских регионов.
Литература
1. Булат А. Ф., Перепелиця В. Г., Чемерис I. Ф. Диверсифікація дляльносп шахт у напрямку реструктуризацн вупльной галузі // Уголь Украины.— 2001.— № 1.
2. Корневой Ю. П., Майстренко А. Ю., Топал А. И. Экологически чистые угольные энерготехнологии.— К.: Наук, дум-1 ка, 2004.
3. Булат А. Ф., Чемерис И. Ф. Разработка и исследование алгоритма расчета схем утилизации шахтного метана в энергетических объектах // Геотехническая механика.— 2005.— Вып. 53.
4. Булат А. Ф., Чемерис И. Ф., Кибкало М. Н. Проблемы малой энергетики в угольной промышленности Украины // % Вшник УБЕНТЗ.- 2000.— № 2.
5. ЯщенкоА. М., Ткачев В. Н. Об энергосбережении в угольной промышленности // Уголь Украины.— 2001.— № 5.
6. Угольная промышленность Украины в 2004 г. // Уголь Ук- j раины.— 2005.— № 4.
7. Чернявський М. В., Дунаевська Н. I., Голенко I. В., Провалов О. Ю. Технологічні, екологічні та економічнш аспекти використання відходів вуглезбагачення як додаткового палива для ТЕС // Энергетика и электрификация.— 2002.— № 7
8. Снижение вредных выбросов в атмосферу при внедрении энергетического комплекса на угольном метане в условиях шахты им. Засядько / И. Ф. Чемерис, В. Д. Рубан, И. Л. Дя-кун и др. // Геотехническая механика.— 2005.— Вып. 53.