CC BY
16
Тонких Анатолий Иванович - канд. экон. наук, доцент. Институт экономики и управления Дальневосточного государственного технического университета (Владивосток)
Освоение угольных месторождений Дальневосточного экономического региона
А.И. Тонких
Данная статья посвящена обоснованию необходимости дальнейшего развития угольной промышленности в Дальневосточном экономическом регионе. Рассматриваются современные технологии разработки и комплексного использования угольных месторождений с позиций их применения на предприятиях Дальневосточного экономического региона ( далее - ДВЭР).
Ключевые слова: Дальневосточный экономический регион, уголь, газ, нефть, энергодефицит, конкуренция, прогноз, тепловые электростанции, технологии разработки угольных месторождений.
Key words: Far East economic region, coal, gas, oil, deficit of energy, competition, forecast, hitting electric powers, technology of mining.
До сих пор Россия не имеет программы и прогнозных показателей потребления угля на внутреннем рынке теплоэнергетики, а также необходимых мер по защите конкурентоспособности российского угольного экспорта. Вместе с этим, перед страной стоит проблема покрытия растущего энергодефицита. По инерционному сценарию развития экономики России к 2010 г. энергодефицит составит 10% роста энергопотребления, а к 2015 г. - 24%. Развитие атомной энергетики (15,7% выработки электроэнергии в нашей стране) и гидроэнергетики (17,1%) не в состоянии покрыть этот дефицит. Основной прирост энергообеспеченности остается за тепловыми электростанциями.
Однако компании, поставляющие уголь электростанциям «большой энергетики», конкурируют не только между собой, но и с другими энергоресурсами. В первую очередь, с такими, как природный газ, вода, как ядерное топливо.
Дальнейший рост потребления угольного топлива на тепловых электростанциях России прежде всего связан с решением проблемы соотношения цен на уголь и природный газ, которая является главным препятствием на пути расширения внутреннего рынка угля. В настоящее время на внутреннем рынке России соотношение цен уголь - газ в пересчете на условное топливо составляет 1:1, однако этого недостаточно для того, чтобы заработали механизмы конкуренции между энергоресурсами. Ожидается, что к 2010 г. данное соотношение составит уже 1:1,4 - 1,6, а к 2020 г. достигнет уровня 1:2, что подтолкнет энергетиков к более интенсивному использованию угольного топлива.
Сегодня расширению внутреннего рынка угля препятствует его конкуренция с природным газом.
Правительство, когда принимало «Энергетическую стратегию России на период до 2020 года», четко декларировало: такая ситуация - ненормальна, долю газа в топливном балансе страны надо снижать, а долю угля -увеличивать. Однако получилось наоборот. В энергобалансе РАО «ЕЭС» доля угля в 2005 г. сократилась с 30% (2000 г.) до 25,8%, а доля газа возросла с 64 до 70,6%. Газ стал основным энергоносителем на тепловых электростанциях и энергосистемах. Доля газа по основным регионам России составляет: Северо-Запад России - 61%; Центр России - 83,7%; Средняя Волга - 93,5%; Урал -79%. Для сравнения доля газа в структуре ТЭС: в США - 22%, в Канаде - 20 %, Японии - 7%, Италии - 42%. Во всех экономически развитых странах доля угля в выработке электроэнергии неуклонно растет. На практике доказано, что цены на тепло и электроэнергию стабильны в тех странах, где доля угля в выработке электроэнергии находится на уровне не менее 30 - 35% [1].
В Дальневосточном экономическом регионе общая ситуация потребления первичных энергоресурсов всеми отраслями в ДВЭР отличается значительным использованием углей и очень небольшой долей природного газа. Дефицит потребляемых регионом и производимых им ресурсов восполняется ископаемыми углями. С другой стороны, имеющиеся на территориях региона месторождения нефти и природного газа практически не осваиваются. Исключение составляют шельфовые месторождения о. Сахалина, осваиваемые нефтедобывающей компанией "Сахалинморнефтегаз" (Роснефть). Добыча нефти этой компанией в 2000-м году составила 1474,3 тыс. т, природного газа -1738,0 млн. м3.
С учетом экспортной части добываемой нефти (около 60%) и газа и отсутствием коммуникаций для транспортирования этих ресурсов по региону в настоящий момент углеводороды местных месторождений могут быть использованы только в Сахалинской и Камчатской областях и Хабаровском крае. Предпосылкой для этого является наличие действующего газопровода Оха - Комсомольск-на-Амуре и нефтепровода Сахалин - Комсомольск-на-Амуре.
Приморский край и другие субъекты в регионе вынуждены экспортировать нефтепродукты и природный газ из других регионов страны, расходуя на транспортировку средства, превышающие их стоимость в 2 - 4 раза.
В "Энергетической стратегии развития России до 2020 г", разработанной Министерством энергетики РФ и РАН, намечено увеличение производства электроэнергии к 2010 г. на 30%, а к 2020 г. - на 80% к производству в текущем периоде. Проектирование прироста возможно при одновременном или опережающем увеличении производства энергоресурсов. Планируемое увеличение производства электроэнергии за счет введения в работу Бурейской ГЭС (2015 г.) и тем более Нижне-Бурейской ГЭС, строительство Приморской АЭС (первый энергоблок к 2020 г) в ближайшее время вопроса не решает. Также нет оснований надеяться на перевод существующих генерирующих мощностей региона (особенно в Приморском крае) на углеводородное топливо.
Строительство газопровода, позволяющего газифицировать юг Сахалина, Хабаровский край и, особенно, Приморский край планируется на 2010 - 2015 гг.
В ближайшие годы изменений в топливном балансе (табл. 1) субъектов РФ в ДВЭР ожидать не приходится, роль основного поставщика энергии в регионе остается за углями. Более того, предполагаемый рост потребления энергии в период 2015 - 2025 гг. неминуемо вызовет необходимость роста добычи и объемов переработки углей.
В материалах, подготовленных институтом "Энергосетьпроект" (табл. 2) рассмотрены два варианта развития событий, определяющих уровень потребности территорий ДВЭР в ископаемых углях:
■ вариант минимального потребления, соответствующий условиям своевременного ввода Бурейской ГЭС, Приморской АЭС и других бестопливных электростанций регионального значения, осуществления проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2";
■ вариант максимального потребления, обусловленный отставанием в выполнении ввода новых электростанций.
Таблица 1
Уголь в топливно-энергетическом балансе ДВЭР
Субъект Доля (%)
Приморский край 68,0
Хабаровский край 65,0
Республика Саха (Я) 62,0
Сахалинская область 60,0
Амурская область 58,0
Магаданская область 24,0
Чукотский национальный округ 56,0
Камчатская область (с Корякским
округом) 50,0
Средняя по региону: 56,5
Таблица 2
Прогноз потребления угля в ДВЭР (млн. т натурального топлива)
Субъект 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г.
Приморский край 14,3/14,3 15,0/15,7 15,9/16,7 17,3/17,5 17,5/17,8
Хабаровский край 8,1/8,1 7,7/11,5 8,0/12,8 7,9/13,9 6,3/14,0
Амурская область 4,3/4,3 4,9/5,1 6,0/6,1 6,3/6,3 6,0/7,9
Магаданская 1,6/1,6 1,9/1,9 1,9/2,2 2,0/2,4 2,3/2,4
областьСахалинская 2,1/2,1 1,9/1,9 0,5/1,9 0,5/0,5 0,5/0,5
область 30,4/30,4 31,4/36,1 32,3/39,7 34,0/40,6 32,6/42,6
Всего по региону:
Примечание: в числителе - данные для первого варианта, в знаменателе - для второго
Анализ прогноза показывает, что наибольший прирост добычи углей при развитии событий по любому из рассмотренных вариантов потребления нужен в Приморском крае. Неблагополучная ситуация складывается в Хабаровском крае, здесь просматривается большой разброс потребности в зависимости от варианта событий. Сложная ситуация складывается в Амурской и Магаданской областях. Сахалинская область благополучна в силу ее приближения к нефтегазовым месторождениям. Республика Саха не включена в таблицу в связи с полным обеспечением собственными ресурсами ГУП "Якутуголь".
Распространение угольных месторождений по территориям и их запасы в ДВЭР позволяют обеспечить все потребности субъектов собственными углями. Основная проблема, с которой приходится сталкиваться угольным предприятиям, работающим на внутреннем рынке энергетических углей, заключается в снижении себестоимости добываемого угля и коренном изменении представлений об угольном топливе. Это связано, прежде всего, с переходом на новые экологически чистые и высокоэффективные технологии сжигания угольного топлива и продуктов его глубокой переработки.
Повсеместно применяемые в настоящее время технологии освоения месторождений ископаемых углей традиционно ориентированы на добычу угля открытым способом и их подземную разработку.
Открытыми горными работами в России добывается около 65% всего объема углей. Примерно такова же доля этого способа и в мировой практике. Несомненными достоинствами открытых горных работ являются:
■ возможность создания крупных добывающих предприятий с производительностью в несколько млн. т в год (США, штат Вайоминг, разрез Норс Анилопе-Рошель, 62 млн. т);
■ возможность применения высокопроизводительной современной техники и транспорта;
■ относительная безопасность горных работ;
■ относительно малая стоимость продукции.
Отрицательные стороны этого способа:
■ зависимость от геологических условий залегания угольных пластов и их параметров. Открытые горные работы эффективны на пластах большой мощности и пологого залегания, т. е. в условиях, обеспечивающих небольшой коэффициент вскрыши;
■ зависимость от погодных условий и атмосферных явлений в районе ведения работ. Фактор имеет немаловажное значение для территории России;
■ сокращение площадей, пригодных для гражданского и промышленного строительства и сельскохозяйственных нужд;
■ нарушение гидрогеологического режима на площади открытых горных работ и территориях прилегающих районов;
■ трудности проветривания при значительных глубинах (свыше 150 -200 м) и больших объемах;
■ появление экологических проблем, связанных с загрязнением биосферы планеты технологическими (от взрывных работ, от работающего транспорта) и выделяющимися газами и пылью;
■ значительные расходы на восстановление экологической обстановки в районе после окончания работ по добыче угля.
Последние обстоятельства вынуждают основные промышленно развитые страны (США, Великобритания, Германия, Франция) приступить к сокращению добычи угля с помощью открытых работ и переходу на подземный способ угледобычи.
Подземный способ добычи угля, являвшийся основным до начала 2-й половины XX века, утратил свои позиции с развитием высокопроизводительной техники открытых работ, особенно при добыче энергетических углей. Эти позиции усугубились в связи с прекращением деятельности малорентабельных подземных предприятий (особенно в России). В последние годы доля этого способа в России составляет около трети всего объема добываемых углей [2,3].
К достоинствам подземного способа можно отнести:
■ возможность разработки угольных пластов в самых различных условиях залегания и при любых параметрах этих пластов. Существующие технологии и техника позволяют вести добычу угля в любых условиях;
■ добычу высококачественных коксующихся углей - сырья для металлургической отрасли промышленности, залегающих, как правило, в условиях, недоступных для открытых работ;
■ ограниченное влияние на экологию в районах, прилегающих к местам разработки.
В последнее время распространяется опыт использования подземных выработок, прекративших свою деятельность шахт, для различных, не связанных с добычей угля целей (создание различного типа хранилищ, помещений для размещения оборудования и установок, в т. ч. энергетических, транспортных коммуникаций и т. п.).
Сдерживающими факторами в развитии подземного способа добычи угля являются:
■ большие капитальные затраты при создании подземных предприятий;
■ высокие эксплуатационные расходы, усугубляемые необходимостью ведения работ по креплению выработок, управлению кровлей и выполнению вспомогательных процессов (вентиляции и водоотлива);
■ опасность горных работ, связанная с их проведением в подземных условиях; высокая степень травматизма;
■ необходимость постоянного проведения специальных мероприятий по борьбе с выделяющимся метаном и образующейся при производственных процессах угольной пылью.
Особую опасность для подземных горных предприятий представляет метан, в связи с его способностью создавать с воздухом горючие и взрывчатые смеси. В таких случаях присутствие угольной пыли во взвешенном состоянии
(также способной воспламеняться и взрываться) только усугубляет метановую опасность.
Одним из направлений новой стратегии тепло-энергопотребления, касающимся непосредственно добычи главного энергоносителя будущего -угля, является совершенствование традиционных и разработка новых способов добычи. Выполнение основных задач направления должно учитывать необходимость создания технологий добычи конкурентоспособного порядка по сравнению с технологиями добычи нефти и газа из остающихся месторождений. Разработка таких технологий должна учитывать ситуацию, складывающуюся в угольной отрасли в связи с понижением уровня горных работ на угледобывающих предприятиях в освоенных месторождениях углей. Результатами понижения уровня являются осложнения в виде повышения горного давления, его проявлений в новых, малоизученных формах; увеличения содержания газа и появления его нестандартных выделений (суфляры, внезапные выбросы); повышения температуры пород с вытекающими последствиями.
Развитие идей этого направления может осуществляться в нескольких аспектах.
В освоенных бассейнах и месторождениях и на участках новых месторождений, пригодных для ведения подземной добычи на базе традиционных способов, совершенствование технологии должно идти за счет:
■ разработки эффективных систем ведения горных работ (систем разработки). Приоритетом должны пользоваться системы разработки, нацеленные на применение высокопроизводительных выемочных и транспортных машин. Легких, простых и дешевых крепей призабойного пространства, эффективных способов управления горным давлением. В качестве примера можно привести технологию разработки угольного пласта большой мощности (рис. 1) камерной системой с использованием комбайнов КП-25 и П-160. Камеры отрабатываются прямым ходом комбайнов в блоке снизу вверх. После отработки камер обратным ходом начинается выемка запасов угля из целиков с коэффициентом извлечения К = 0,5. Число блоков в выемочном участке - 14.
Рис. 1. Камерная система разработки мощного пласта: 1 - изолирующие перемычки отработанных блоков; 2 - вентиляторы местного проветривания; 3 - комбайн КП-25 (П-160); 4 - самоходная вагонетка 5ВС-15М (иИ-Л-Наи1ег)
Очистные камеры крепятся армополимерными анкерами по «крестовой» схеме - восемь анкеров в ряду. Доставка угля в пределах выемочного блока производится самоходными вагонетками на пневмоколёсном ходу 5ВС-15М или аккумуляторными вагонетками ЦЫ-А-Наи1ег. Крепь возводится комплектом оборудования «Кобра» КузНИИшахтостроя. Расчетная нагрузка на блок 1620 т/сут или 486 тыс. т/год. Опыт применения аналогичной технологии на шахтах Южной Африки и Австралии показал, что один комбайн обеспечивает годовую добычу более 600 тыс. т;
■ разработки высокопроизводительных средств механизации основных и вспомогательных процессов в очистных забоях и на добычных участках;
■ совершенствования организации работ в очистных забоях и на предприятиях в целом. Повышения концентрации работ в пространстве, основанном на сокращении количества очистных забоев с сохранением или увеличением нагрузки на забой. Сокращения объемов непроизводительных работ во вспомогательных процессах и операциях (концевые операции, работы по борьбе с пылеобразованием, работы по дегазации и т. п.). Концентрации работ во времени за счет совмещения вспомогательных процессов и операций с основными, сокращения числа рабочих смен в очистных забоях и предприятии в целом;
■ оптимизации параметров реконструируемых и новых горных предприятий в соответствии с объемами запросов потребителей и возможностями месторождений. Строительства малых предприятий с небольшими капитальными затратами и эксплуатационными расходами, определяемыми небольшими объемами горных работ по проведению выработок, использованием простых и дешевых средств транспорта, простых систем вентиляции и водоотлива, полной автоматизацией всех производственных процессов. Кузбасским государственным техническим университетом для Кузнецкого ТЭКа разработаны несколько горных предприятий подземного типа. Предложены в качестве типовых малые шахты (шахта-модуль), средние (типовая шахта), крупные (шахта-гигант) и угледобывающий комплекс (система для угольного района). В параметрах предприятий заложены нагрузки на забой 15 - 20 тыс. т, производительность рабочих машин не менее 20 т/мин. и технический ресурс крепи не менее 8 млн. т. Технологическая схема одного из вариантов "малой шахты" представлена на рис. 2;
■ разработки технологий использования других видов георесурсов, находящихся в поле горного предприятия (попутные полезные ископаемые, шахтные газы), отходов горного производства (ценных вмещающих пород,
шахтных вод). Использования подземных и поверхностных сооружений горных предприятий для других нужд.
В освоенных месторождениях и на участках новых месторождений, непригодных для ведения подземной добычи на базе традиционных способов в связи со сложными геологическими условиями, сложными формами пластов, трудностями технического или технологического порядка, должны применяться нетрадиционные способы:
■ подземная газификация углей (ПГУ);
■ скважинно-гидравлическая добыча энергоресурсов (СГД), в т. ч. угля;
■ комбинированные способы с извлечением основного компонента (угля), подземной газификацией трудно извлекаемых запасов и добычей других полезных составляющих (в первую очередь метана).
Практически любое месторождение полезных ископаемых, в том числе и угольное, может рассматриваться как локальная концентрация различного рода природных ресурсов. К ним относятся, прежде всего, основной компонент (руда, уголь и т. д.) и дополнительные георесурсы.
Рис. 2. Схема работ в малой гидравлической шахте: 1- технологический комплекс на поверхности; 2 - обогатительный и отгрузочный комплекс: 3 -гидравлические выемочные машины: 4 - транспортирующие машины: 5 -технологический транспортный узел: 8 - зумпф: 7 - ГВУ шахты: 8 -вентиляционные шурфы
Эти ресурсы могут быть в виде рассеянных и редких элементов (в т. ч. металлы и их соединения), выделяющихся газов (метан, диоксид углерода). В связи с малыми объемами или невысокими концентрациями многие из этих ресурсов не могут разрабатываться самостоятельно, но их совместная с главным компонентом разработка может дать ощутимый экономический эффект для горного предприятия. Принято отработку месторождения с
извлечением нескольких полезных компонентов считать комплексным освоением месторождения.
Особое место в ряду дополнительных георесурсов занимает метан, который может рассматриваться как фактор повышенной опасности горных работ с одной стороны и, как носитель энергоресурсов - с другой.
Использование угля как энергоносителя при производстве электроэнергии - основное направление его использования, но не единственное. Не следует забывать возможности его использования в качестве сырья для получения большого количества полезных и ценных продуктов как из самих углей, так и из попутных компонентов и отходов.
При ведении работ традиционными способами крупными горными предприятиями при них, как правило, создаются разветвленные обслуживающие комплексы. Состав и назначение вспомогательных предприятий и цехов может быть самым различным. Это мастерские, бытовые комбинаты, склады, транспортные системы, котельные и т. д. В связи с ликвидацией горных предприятий или сокращением производства вспомогательные помещения и оборудование остаются без применения. На их базе целесообразна и возможна организация переработки углей и (или) отходов горных и других предприятий [4].
Низкокалорийные, малоэффективные как энергетическое топливо угли могут быть использованы для получения брикетного топлива, получения спирто-угольных суспензий, используемых как топливо, получения сушонки (эффективное топливо), сжижения с целью получения товарной нефти, нефтяных газов и др. полезных химических веществ, химической переработки в ЗПГ и метанол угольной гидросмеси (опыт КНР).
Все вышеперечисленные предложения в современных условиях крайнего дефицита финансовых ресурсов, полного развала производственного потенциала отрасли, увеличения количества нерентабельных предприятий помогут правильно выбрать новую стратегию развития угольной промышленности Дальневосточного экономического региона.
Литература и источники:
1. Итоги работы угольной промышленности России за 2006 год // Уголь. - 2007. - № 3. - С. 23 - 29.
2. Малышев, Ю. Н. Современные подходы к рентабельному освоению угольных месторождений /Ю. Н. Малышев // Уголь. - 2000. - № 3. - С. 43.
3. Малышев, Ю. Н. Фундаментальные прикладные методы решения проблемы метана угольных пластов / Ю. Н. Малышев, К. Н. Трубецкой, А. Т. Айруни. - М. : Изд-во Академии горных наук, 2000. - 519 с.
4. Кондырев, Б. И. Нетрадиционное освоение угольных месторождений : учеб. пособие / Б. И. Кондырев, И. Г. Ивановский, С. Б. Приеменко. -Владивосток : Изд-во ДВГТУ, 2003. - 209 с.
