CC BY
27
К 70-летию КАФЕДРЫ
«аэрология : и . охрана : труда» : .
1
^ Н.В. Пашкевич, Ю.В. Шувалов, И.А. Павлов, М.М. Попов,
А.П. Веселов, 2000
УДК 658.264
Н.В. Пашкевич, Ю.В. Шувалов, И.А. Павлов,
М.М. Попов, А.П. Веселов
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КАПТИРОВАННОГО ГАЗА В КАЧЕСТВЕ ТОПЛИВА ДЛЯ МАЛЫХ ТЭС НА ШАХТАХ ОАО ВОРКУТАУГОЛЬ
абота современной шахты в условиях Воркуты невозможна без дегазации. На шахтах ОАО «Воркута-уголь» доля дегазации в общих затратах на производство угля колеблется в пределах 2-4 %, на вентиляцию
приходится до 10 % [1].
Концентрация метана в извлекаемой газовоздушной смеси на выходе вакуум- насосных станций (ВНС) шахты (в пределах35-45 %) резко ограничивает возможные способы использования шахтного метана и, как показывают оценки [2], предпочтение следует отдавать тем, в результате которых вырабатывается электрическая энергия
Выработка электроэнергии
шахтными силовыми установками (дизельными, газотурбинными,
паротурбинными) при наличии централизованного электроснабжения менее рентабельна в масштабах страны, чем крупными ГРЭС, но так как дегазация угольных шахт применяется в первую очередь для обеспечения безопасности ведения подземных работ в опасных по метану угольных шахтах и затраты на неё включаются в себестоимость добываемого угля, рентабельность утилизации метана в качестве топлива для выработки
электроэнергии в шахтных силовых установках существенно повышается.
В 1998 году каждой шахтой ОАО «Воркутауголь» было приобретено у АЭК «Комиэнерго» около 100 тыс. кВт-ч электроэнергии, а годовой расход тепловой энергии на собственные технологические нужды при добыче угля по шахтам объединения превышает 100 тыс. Гкал. Доля затрат на электроэнергию в общей себестоимости добычи по некоторым шахтам достигает 10 %, на теплоэнергию -4 %.
В настоящее время промышленность РФ выпускает достаточное количество различных видов малых
теплоэлектростанци й (ТЭС). По многим техническим характеристикам эти установки не
уступают своим зарубежным аналогам, а по некоторым значительно превосходят.
Стоимость же
отечественных ТЭС ниже импортных как минимум вдвое.
Годовой дебит метановоздушной смеси по всем газообильным шахтам России при
использовании его на малых ТЭС мог бы обеспечить до 1,27 млн. МВт-ч электрической и 1,25 млн. Гкал. тепловой энергии в год. Стоимость этой энергии составила бы не менее 500 млн. рублей в ценах 1998 года. Срок окупаемости Российских малых теплоэлектростанций из-за
нестабильности цен на энергию и оборудование изменяется от 1,5 - 2 до 3 -4 лет [3].
В современных экономических условиях, когда угледобывающие предприятия испытывают
постоянную нехватку в свободном капитале, одним из основных показателей предпочтения выбора модели ТЭС, становится стоимость 1 кВт установленной электрической мощности (рис. 1). Показатели эффективности выпускаемого в РФ оборудования представлены на рис. 2.
Оценка экономической
эффективности использования
попутного метана для производства тепловой и электрической энергии разными силовыми установками и сравнение вариантов произведено по специально разработанной методике. В качестве вариантов рассмотрена серийная газодизельная установка
Рис. 1. Стоимость 1 Квт установленной мощности современных ТЭС, руб.
Рис. 2. Показатели эффективности малых ТЭС
мощностью 2500 кВт АО «Русский Дизель» и газопоршневая ТЭС «Эконефте-газ» мощностью 1500 кВт. Исходные данные для расчетов принимались по фактическим замерам таких параметров дегазации, как содержание метана в газовоздушной смеси, ее
ежемесячный объем и др.
В рассматриваемом случае экономический эффект использования попутного метана будет складываться из экономических эффектов от переработки части газа на газодизельных или газотурбинных установках в тепловую и электрические энергии (Эи) и от снижения платежей за выбросы в атмосферу (Эв):.
тг -
= е-t=0
к2
,ЯІ
q
+ .
Я2 - к
- с
-Е- ,
і=0(1+г)
(1 + г) руб.
(1)
где Ц2 — прогнозная отпускная цена на 1 кВт-ч электроэнергии по двуставочному тарифу в ^ом году, характерная для региона, руб.; Ц2 — прогнозная отпускная цена на 1 Гкал. тепловой энергии в ^ом году, характерная для региона, руб.; Q2 — объем извлекаемого газа,
используемый в ^ом году для производства
эксплуатационные расходы на
производство электроэнергии и попутного тепла в ом году, без учета амортизационных отчислений, руб.; К2 —
капиталовложения в оборудование и организацию производства электроэнергии с попутной утилизацией тепла в ^ом году, руб.; Т2 — нормативный срок службы основного оборудования для производства электроэнергии, лет.
Экономия от предотвращения выбросов метана в атмосферу будет определяться как разница платежей за объемы выделившегося в результате разработки ^) и фактически выброшенного в атмосферу метана ^- QИ). Платежи рассчитываются исходя из размеров установленных предельно допустимых (ПДВ) или временно согласованных выбросов (ВСВ), а также коэффициента экологической значимости объекта.
С точки зрения платежей за выбросы годовой объем
выделяющегося метана ^) можно представить как:
Q = Qнop + Qпp, м3 (2)
где QНoР —объем выбросов метана в пределах установленного норматива предельно допустимого или временно согласованного выброса, т; QПР — объем выбросов метана, превышающий размер установленного норматива выброса, т.
На выбросы метана в пределах различных нормативов
устанавливаются разные ставки платежей. Для определения размера платежа в зависимости от объема выброшенного в атмосферу метана следует сравнить величину выброса
^ ) переведенную в тонны (при температуре Т=293 К масса 1 м3 метана - т0 = 6,679 * 10"4 т.) с установленными нормативами: при: Q' < Нв, З(Q') =
= (Q' * Знор) * кэ
при: Нв < Q', З(Q') = (Нв Знор +
+(Q' - Нв) * Зш) * кэ , руб., (3);
где НВ — установленный норматив предельно допустимого или временно согласованного выброса, т/год; З — затраты на выплаты и штрафы за выбросы метана в атмосферу, руб.; ЗНОР — норматив платежа за выбросы в пределах размера предельно допустимого или временно согласованного выброса, руб./т; ЗШ —норматив штрафа за выбросы сверх лимита, руб./т; кэ — региональный коэффициент
экологической значимости.
Экономический эффект от
снижения объемов выброса метана в атмосферу составит:
Эе = (Я) - (Я - яс Л руб., (4);
где затраты рассчитываются по формулам (3) в зависимости от фактических выделяемого и
используемого объемов метана.
Возможное количество
применяемых агрегатов различных моделей зависит от среднечасового дебита кондиционной
метановоздушной смеси по каждой шахте.
Наилучшим показателем для
оценки эффективности мероприятий по использованию попутного метана угольных месторождений является среднегодовой дисконтированный эффект. Полные среднегодовые дисконтированные эффекты по
шахтам для обоих видов силовых комплексов сведены в таблицу (табл. 1).
электроэнергии и тепла, м3; q — удельный расход газа заданного качества на производство 1 кВт'ч электроэнергии, м3; к — коэффициент удельной выработки тепловой
энергии при
производстве 1 кВт'ч
электроэнергии,
Гкал/1 кВт'ч; С2 —
Таблица.1
СРЕДНЕГОДОВЫЕ ДИСКОНТИРОВАННЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ЭФФЕКТЫ ОТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОПУТНОГО МЕТАНА , ТЫС. РУБ.
Среднегодовой эффект от АО «Русский дизель» «Эконефтегаз» 1500
Северная Воркутинская Северная Воркутинская
Использования 12 064 24 337 14 741 29 583
Сниж. выбросов 908 1 816 934 1 868
Полный 12 972 26 153 15 675 31 451
Снижение себстои-мости добычи угля 8,59 % 13,81 % 7,28 % 15,22 %
Ч
Очевидно, что используя для выработки тепловой и электрической энергий силовые установки «Эконефтегаза», шахты «Северная» и «Воркутинская» смогут ежегодно увеличивать годовой эффект на 2703 и 5298 тыс. рублей соответственно, или на 20, 8 % и 33,8 %. по
сравнению с агрегатами АО «Русский дизель».
В условиях жесткой конкуренции снижение себестоимости добычи угля на несколько процентов позволяет значительно расширить территорию
эффективной реализации товарной
продукции. Снижение себестоимости
Рис. 3. Показатели эффективности проводимых
мероприятий
Рис. 4. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии выработаной на ТЭС «Эконефтегаз» разной мощности
Рис. 5. Себестоимость 1 Г кал. тепловой энергии выработанной на ТЭС «Эконефтегаз» разной мощности
Рис.6. Зависимость предельных затрат на извлечение 1 м3 метана от суммарной мощности ТЭС
на 10-15 % может предоставить производителю решающее преимущество как на внутреннем, так и на внешнем рынке.
Эффективность единовременных капиталовложе-ний в рассматри-ваемые теплоэлектростанции можно определить по величине удельного среднегодового дохода на
вложенный капитал. Срок окупаемости рассчитывался исходя из
абсолютных годовых финансовых результатов проведения мероприятий. Для
сравниваемых комплексов силовых установок при
сложившемся в Воркуте уровне цен на оборудование, материалы и энергию срок окупаемости изменяется в
пределах 3,03 — 3,44 года (рис. 3.).
Удельный ежегодный доход на вложенный капитал в 10-12 %,
получаемый в
течение 8-10 лет, является
высокорентабельны м мероприятием по размещению свободного капитала (рис. 3). Использование попутного метана в
качестве топлива для малых ТЭС-достаточно простой, доступный и привлекательный для инвесторов способ его утилизации.
Проведенный подробный анализ технических средств и технологий попутной добычи метана позволил рассчитать себестоимость 1 кВт-ч электро-энергии (рис. 4) и 1 Гкал. тепла (рис. 5), произведенных на ТЭС «Эконефтегаз» в зависимости от суммарной мощности установки.
Повышение эффективности угледобывающего производства может быть достигнуто за счет отнесения затрат по статье дегазация на себестоимость вырабатываемой малыми ТЭС энергии. В 1997 году на шахте «Северная» себестоимость
извлечения 1 м3 метана
дегазационной системой составляла 199 неденоминированных рублей. При сложившихся ставках рентабельности 25 % и
общешахтных расходов 24,8 %,
конкурентоспособная себестоимость электрической и тепловой энергий, вырабатываемых на шахтных ТЭС должны быть ниже не менее чем в 1,56 раз цен на эти виды энергии в регионе (табл. 2).
Таблица 2
РАСЧЕТ КОНКУРЕНТОСПОСОБНЫХ ЦЕН НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ И ТЕПЛО В Г. ВОРКУТЕ
Показатель Электроэнергия Теплоэнергия
Стоимость единицы энергии от местных энергопроизводителей, руб. 0,273 136,0
Конкурентоспособная себестоимость единицы энергии (без рентабельности 25 %), руб. 0,218 108,8
Конкурентоспособная участковая себестоимость единицы энергии (без общешахтных расходов (24,8 %)), не более, руб. 0,175 87,2
Произведенные расчеты
позволили определить зависимость между суммарной мощностью используемых ТЭС «Эконефтегаз» и максимально возможными затратами на извлечение 1 м3 метана дегазационными системами шахты «Северная», при условии сохранения рентабельности производства
энергии. В случае, если максимально возможные затраты оказываются меньше 0,127 руб./м3, что
обеспечивает извлечение объема метана, необходимого для безопасной добычи угля, производство энергии на ТЭС не сможет обеспечить установленную рентабельность в 25 % (рис. 6).
Анализ представленных
результатов позволяет сделать следующие выводы:
• при возможности использования
комплекса ТЭС небольшой мощности (до 1500 кВт) повышение эффективности угольного
производства за счет комплексного использования попутного метана и экономический эффект проявляется в снижении платежей за выбросы метана в атмосферу и сокращении затрат по статьям электроэнергия и тепло за счет использования дешевой энергии с низкой себестоимостью;
• при высокой суммарной мощности комплекса ТЭС (более 1500 кВт)
себестоимость выработ-ки электрической и тепловой энергии ниже чем у региональных
производителей более чем в 2 раза (рис. 5,6). Это позволяет переносить затраты на
дегазацию с себестоимости добычи угля на себестоимость производства энергии. При
этом при определенном уровне затрат на извлечение газа (не более 3,88 руб./м3) рентабельность производства
энергии малыми ТЭС будет не ниже 25 %;
• реальные затраты на дегазацию по шахте «Северная» составляют 0,127 руб./м3. Использование ТЭС
позволяет без ущерба для рентабельности затратить на
извлечение 1 м3 метана до 3,88 рублей. Это приведет к увеличению извлекаемости метана, что
несомненно положительно скажется на возможности увеличения нагрузки на очистной забой по газовому фактору, повышению безопасности ведения работ и, в конечном итоге, к дополнительному экономическому эффекту.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Иванов ВМ, Радовицкий И.В., Топтыгин МИ. и др. Сжигание некондиционного шахтного метана совместно с твердым топливом // Техника безопасности, охрана труда и горноспасательное дело.-1983 г. - N«5.
2. ICF Resources, 1990. «The United States coalbed methane resource». «Quarterly Review of Methane from Coal Seams
Technology», v.7, № 3.
3. Малышев Ю.Н., Серов В.И. Экономические аспекты добычи и утилизации шахтного метана в странах СНГ // Горный вестник. №3, 1995.
4. Оценка эффективности извлечения ресурсов углеводородного сырья Воркутского месторождения // ГИАБ,-М. МГГУ, 1999,№1
♦ Пашкевич Наталья Владимировна - профессор, доктор экономических наук, Санкт-Ц!: Ц Ц!: Ц Ц!: Петербургский государственный горный институт. ;;;; ;= ;= ;= ;= ;= Шувалов Юрий Васильевич — профессор, доктор технических наук, Санкт-ППШ) Петербургский государственный горный институт.. |-1- у/\ Павлов И.А. — Санкт-Петербургский государственный горный институт. Лобов Н.М. — Санкт-Петербургский государственный горный институт. / Веселов А.П. — ОАО «Воркутауголь».
' /
