CC BY
260
© Е.В. Крейнин, Е.П. Грабская, 2002
УДК 622.74
Е.В. Крейнин, Е.П. Грабская
ПОДЗЕМНАЯ ГАЗИФИКАЦИЯ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ КАК НАИБОЛЕЕ ЭФФЕКТИВНЫЙ ВАРИАНТ ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОЙ УГОЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ В ТОПЛИВНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ
Ч
резмерно низкая доля угля в топливноэнергетическом балансе (ТЭБ) России (всего лишь 11-13%) объясняется не только сложившимися высокими его отпускными ценами, а главным образом отсутствием отечественных экологически чистых технологий использования угля [1]. Долгое время (десятилетия) ни угольщики, ни предприятия топливной электроэнергетики не инвестировали разработки экологически чистых угольных технологий.
В то время как на Западе реализовывались различные демонстрационные проекты экологически чистых угольных ТЭС [2, 3], в России были прекращены подобные работы еще в 1996-97 гг. [4].
Роль угля в ТЭБ страны можно повысить только за счет его прямой добычи, сопровождающейся неизбежными экологическими ущербами. Заслуживает внимания возможность превращения угля на месте его залегания (под землей) в более экологически чистые газообразные энергоносители. К такой нетрадиционной технологии разработки угольных пластов следует отнести их подземную газификацию. Подземная газификация угля (ПГУ), с одной стороны, предотвращает экологические ущербы на стадиях добычи, хранения и транспорта угля и, с другой, резко уменьшает выбросы на стадии сжигания газа ПГУ у потребителя (вместо угля). ПГУ в России насчитывает более чем полувековой период практической и научной разработки. К настоящему времени (несмотря на полное прекращение работ по ПГУ в 1996 г.) разработаны новые конструктивные и технологические решения, защищенные блоком свежих российских патентов. Новая технология ПГУ отличается от ранее освоенной, прежде всего, повышенной управляемостью, существенно меньшим числом эксплуатационных скважин и высокой стабильностью технологического процесса. Это обеспечивает экономическую эффективность разработки угольного месторождения методом ПГУ. В расчете на условное топливо
газ ПГУ на 25 - 35 % дешевле шахтного угля [5].
Весьма невысокая теплота сгорания газа ПГУ, получаемого при воздушном дутье, ограничивает расстояние его транспортирования. В новой технологии предусматривается
использование воздуха, обогащенного кислородом (40-60%), и технического кислорода (95-98%). Это позволяет повысить теплоту сгорания газа до 911 МДж/м3 и существенно расширить сферу его применения. Однако окончательный состав применяемого дутья может быть принят в конкретных местных условиях на основе технико-экономической
оценки с учетом предполагаемой сферы использования газа ПГУ.
В табл. 1 приведены составы газа ПГУ, полученные на воздушном и парокислородном дутье. Во втором случае газ является сырьем для получения заменителя природного газа (ЗПГТ)е.плота сгорания газа ПГУ на воздушном дутье (каменноугольные пласты) составляла 4,0-4,2 МДж/м3. Сырой газ на парокислородном дутье имеет теплоту сгорания около 10,0-10,5 МДж/м3, а после отмывки кислых газов (СО2) - 11,512,5 МДж/м3. В наземном газоперерабатывающем комплексе после прохождения блока метанизации получается заменитель природного газа (ЗПГ) с теплотой
Таблица 1
СОСТАВЫ ГАЗА ПГУ
сгорания 34,0-35,0 МДж/м . Химизм процесса метанизации газа определяется следующими двумя реакциями:
СО +3Н2 <» СН4 + Н2О + q (1) и СО2 +4Н2 <» СН4 +2Н2О +q (2)
Согласно реакции (1) отношение Н2/СО должно быть не менее 3. Сырьевой газ на входе в блок метанизации имеет отношение, равное 3,75 (СО2 -3,1; СО - 16,92; СН4 - 14,93; Н2 - 63,51; С2Н4 - 0,45; С2Н6 - 0,69; N2 + О2 -0,40%).
Производство ЗПГ на основе ПГУ представляется наиболее целесообразным и энергетически оправданным. В рамках рассматриваемой проблемы заманчиво выглядит комплексное электроэнергетическое предприятие «ПГУ -ТЭС». Теплоэлектростанция и производство газа ПГУ размещаются в непосредственной близости. Для ТЭС мощностью 300 МВт необходима одновременная эксплуатация 60 газоотводящих скважин на воздушном дутье или 20 скважин на парокислородном дутье. При этом дебит одной скважины - 10 тыс. м3/ч, а КПД генерирования электрической энергии -50 %. Тепловая мощность одной скважины подземного газогенератора составляет 10 МВт на воздушном дутье и около 30 МВт на парокислородном дутье. Такие комплексные предприятия «ПГУ -ТЭС» могут быть широко распространены на крупных и малых (линзовых) угольных месторождениях. Традиционная шахтная эксплуатация последних считается нерентабельной и нецелесообразной.
Компоненты в об. %% Воздушное * дутье Парокислородное ду** тье ЗПГ**
СО2 4,6/13,0 28,03 1,81
СО 27,3/12,4 20,20 0,01
СН4 1,8/2,15 11,13 93,01
Н2 10,1/12,2 38,94 4,16
С2Н4 - 0,40 -
С2Н6 0,1/0,7 0,61 -
N2 + 02 56,2/59,5 0,29 1,01
H2S 0,01/0,05 0,40 -
Итого 100,0 100,0 100,0
Фактический состав газа на Южно-Абинской ст. «Подземгаз» (в числителе -благоприятные гидрогеологические условия на угольном пласте мощностью 9 м; в знаменателе - неосушен-ный пласт мощностью 2,2 м). **Расчетный состав газа.
Таблица 2
ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОМПЛЕКСОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ЗПГ
Показатели Наземная газификация Подземная га-
по методу Лурги зификация
АНГ «Эль Пасо» по методу ЛЛЛ
Мощность комплекса по ЗПГ, млн м /сут 7,788 8,185 8,185
Время работы в году, % 91 90 90
Высшая теплота сгорания, ккал/м3 8712 8440 8440
МДж/м3 35,55 35,45 35,45
Расход кислорода (98%), т/сут 5097,5 5190 5190
Топливо для получения пара Уголь Низкокалорийный газ Сырой газ
Расход угля, т/сут 33384 27034 24122
Состав угля, %:
- на рабочую массу
горючие 56,6 64,5 72,2
влага 36,0 16,3 21,4
зола 7,4 19,2 6,4
- на горючую массу
углерод 71,5 76,3 72,4
водород 4,8 5,6 5,2
азот 1,4 1,3 1,2
сера 1,3 1,1 1,1
кислород 21,0 15,7 20,1
Побочные продукты:
смола, тыс. л/сут 316,7 912,0 1109,7
смолистое масло, тыс. л/сут 520,6 452,0 549,2
нафта, тыс. л/сут 175,0 260,1 260,0
фенолы, тыс. л/сут 106,4 110,6 134,7
аммиак, т/сут 199,6 198,7 212,3
сера, т/сут - 134,3 145,0
Таким образом, практическая реализация проектов комплексных предприятий «ПГУ - ТЭС» будет эффективно способствовать созданию действительно экологически чистых угольных технологий в топливной электроэнергетике. Кроме того, такие предприятия представляют собой реальные примеры замещения природного газа и мазута углем и продуктами его переработки. Широкое внедрение комплексных предприятий, особенно в энергодефицитных регионах, существенно повысит долю угля в ТЭБе страны.
Более детально проблемы газоэлектрических комплексов «ПГУ - ТЭС» рассмотрены в работе /6/. Теплоэнергетические и технико-экономические параметры таких комплексов подтверждают перспективность ПГУ как источника газообразного теплоносителя для производства электрической энергии по различным циклам (паровые турбины, газовые турбины, комбинированные парогазовые установки).
По данным авторов этой работы в энергодефицитных регионах России (Приморский и Хабаровский край, о. Сахалин, Бурятия, Подмосковный бассейн, Восточный Донбасс и др.) балансовых запасов угля в качестве сырьевой базы для ПГУ насчитывается около 7 млрд т. Эти каменные и бурые угли могли бы стать основой для развития региональных газоэлектрических комплексов.
Ниже излагаются некоторые техникоэкономические оценки производства газа ПГУ различной теплоты сгорания. Так, широко известная американская Лоренс-Ливерморская лаборатория (ЛЛЛ) в 70-х годах ХХ века осуществила техникоэкономические исследования производства ЗПГ методом ПГУ [7].
Не останавливаясь на принципиальной оценке конструкции подземного газогенератора в проекте ЛЛЛ, отметим лишь, что разработанная позже российская новая технология ПГУ может стать наиболее эффективной основой для предприятия по производству ЗПГ.
Экономическая оценка процесса производства заменителя природного газа при подземной газификации углей по методу ЛЛЛ проводится на основании предварительных конструктивных и технологических параметров подземных газогенераторов. Сравнение осуществляется с результатами аналогичных расчетов наземной газификации по методу Лурги, базирующейся на угле открытой добычи. В качестве примеров наземной газификации по методу Лурги приняты установки «Эль Пасо» на полубитуминозном угле штата Вайоминг и компании «Америкен Нечерел Гэс» (АНГ) на лигните Северной Дакоты. Максимальная суточная производительность установок - 8,185 млн м3 ЗПГ. Подземная газификация уг-
лей по методу ЛЛЛ осуществляется на полубитуминозном угле бассейна Паудер-Ривер (шт. Вайоминг). Мощность угольного пласта - 30 м, глубина его залегания - 300 м.
Основные технологические показатели производства ЗПГ методами ЛЛЛ и Лурги сведены в табл. 2.
Во всех трех вариантах процесс газификации осуществляется на парокислородном дутье под давлением 3,164 МПа. Предположение идентичности состава сырого газа из наземных и подземных газогенераторов представляется не совсем верным из-за недостаточной управляемости процесса в подземных условиях. Однако окончательно это может быть проверено только в естественных условиях.
Для более равномерного состава газа, поступающего на наземную газоперерабатывающую установку, процесс подземной газификации должен вестись одновременно на нескольких кустах скважин (модулях).
В проекте ЛЛЛ рассматривались два варианта расстояния между вертикальными скважинами: так называемый умеренный модуль из 25 скважин (расстояние между скважинами - 11,6 м) и оптимистический модуль из 9 скважин (расстояние между скважинами - 25,3 м). Естественно капитальные и эксплуатационные затраты для случая оптимистического модуля заметно ниже, чем для умеренного модуля.
В табл. 3 представлены общие данные о доходах и расходах на установки по производству ЗПГ. Его цена определена, исходя из 10%-ного возврата капитала (после вычета налогов).
Сравнение цены ЗПГ, получаемого методом ЛЛЛ при различной степени извлечения запасов угля, свидетельствует об экономической эффективности девятискважинного модуля. В этом случае цена искусственного метана, получаемого на основе подземной газификации углей, колебалась бы для различной степени извлечения последних от 40,6 до 48,7 дол. за 1000 м3. Это существенно дешевле ЗПГ, получаемого при наземной газификации (64,2 дол/1000 м3), и природного газа, импортируемого по цене около 8090 дол/1000 м3.
Американские эксперты ожидают, что практическая конструкция подземного газогенератора будет соответствовать какому-то среднему модулю (между 9 и 25 скважинами). Следовательно, и цена ЗПГ будет средней между предельными значениями, представленными в табл. 3. Для менее мощных и более глубоко залегающих угольных пластов потребуется повы-
Таблица 3
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВА ЗПГ, МЛН. ДОЛ.
Статьи Наземная установка Лурги Подземная газификация по методу ЛЛЛ
Модуль из 25 скважин Модуль из 9 скважин
100% 70% 50% 100% 70% 50%
Доход:
Продажа побочных продуктов 26,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8
Продажа газа 173,3 166,9 200,0 244,2 110,8 120,0 132,1
Общий доход 200,1 196,7 229,8 274,0 140,6 149,8 161,9
Расход:
Материалы для обслуживания и 20,3 9,3 9,8 10,5 8,4 8,5 8,6
ремонта
Химикалии и катализаторы 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8 5,8
Водоснабжение 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2
Энергоснабжение 5,0 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6
Зарплата и прочее 28,5 13,4 15,0 17,2 10,4 10,8 11,3
Административные расходы 7,0 6,1 6,8 7,7 4,9 5,1 5,3
Затраты на скважины (монтаж мо- - 60,8 86,9 121,6 17,0 24,3 34,1
дулей)
Итого... 66,8 100,2 129,2 167,6 51,3 59,3 69,9
Налог на капитал и страховка 15,5 11.0 11,3 11.8 10,4 10,5 10,6
Плата за разработку угля 6,7 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2
Амортизация 40,3 29,5 30,9 32,8 27,1 27,5 28,0
Всего. 129,3 144,9 175,5 216,4 93,0 102,5 112,7
Возврат капитала 70,8 51,8 54,3 57,6 47,6 48,3 49,2
Цена ЗПГ, дол/1000 м3 64,2 61,5 73,6 90,1 40,6 44,1 48,7
сить цену ЗПГ, чтобы обеспечить тот же возврат капитала.
Отсутствие опытных данных подземной газификации углей по методу ЛЛЛ затрудняет окончательную техникоэкономическую оценку этого способа производства ЗПГ. Однако можно предположить, что искусственный метан, получаемый по этой технологии, будет успешно конкурировать с импортным природным газом и ЗПГ, получаемым по технологии наземной газификации углей. На основании этого американские эксперты настоятельно рекомендовали ускорение полевых испытаний метода ЛЛЛ, после чего станет возможным уточнение его экономической эффективности.
Заслуживает внимания детальный технико-экономический анализ процесса производства искусственных газов ПГУ различной теплоты сгорания, проведенный американской фирмой «Галф Ресерч энд Девелопмент» на основании первых опытов в естественных условиях в штатах Кентукки и Вайоминг. Данные этих экспериментов на воздушном дутье экстраполируются в экономическом анализе на условия подачи кислородного и парокислородного дутья. В одном из вариантов анализировалась возможность нагнетания в подземный газогенератор не пара, а воды. Весь наземный комплекс мало отличался от рассмотренного при анализе метода ЛЛЛ.
Проанализированы экономические аспекты производства трех видов горючих газов: ЗПГ, сырьевой газ для синтеза метана, низкокалорийный газ на воздушном дутье.
Сырьевой газ для синтеза и низкокалорийный газ подвергаются отмывке от СО2 и Н2S на специальной установке. Технико-экономический анализ проводился для процесса ПГУ на двух участках: на восточном (штат Иллинойс, битуминозные угли) и западном (штат Вайоминг, суббитуминозные угли), глубина залегания угольного пласта принята одинаковой в обоих случаях (183 м).
На восточных угольных пластах (шт. Иллинойс) газификация осуществляется при высоком давлении дутья (5,5 МПа). Прямоточный процесс газификации осуществляется в микротрещинах угольного пласта, созданных давлением, превышающим давление вышележащей толщи пород.
На западных угольных пластах (шт. Вайоминг) соединение скважин между собой выполняется противоточной их сбойкой при давлении около 4,0 МПа, а давление нагнетания при газификации достигает 1,4 МПа. Характерно, что в обоих случаях давление на устье газоотводящих скважин поддерживается равным 0,35 МПа. Схема газогенератора основана на сетке вертикальных скважин в ряду 25 и между рядами около 12,5 м. Площадь одного газогенератора составляет 8000 м2.
Производительность одной газоотводящей скважины принята равной 5,9 тыс. м3/ч, а установок в целом - 4,3 млн м3/сут (по эквиваленту ЗПГ).
При анализе была принята полная степень выгазовывания угольного пласта, а утечками дутья и газа пренебрега-
ли. Основные экономические показатели по обоим участкам приведены в табл. 4.
Общие капитальные затраты на производство ЗПГ на восточных углях составляют 497, а на западных - 352 млн долл. (случай нагнетания воды в газогенератор). В случае нагнетания в подземный газогенератор водяного пара капитальные затраты увеличиваются на 1015% в обоих случаях. Естественно, что установки для производства синтетического сырого и низкокалорийного газа требуют меньших затрат.
Характерно, что капитальные затраты при подземной газификации западных углей на 30-5-% меньше, чем восточных углей. Продажные цены при финансировании за счет внутренних средств на ЗПГ, сырьевой и низкокалорийный газы в случае нагнетания воды для западных углей - 6,23; 4,23 и 3,17 дол/Гкал (0,027, 0,016 и 0,012 дол/МДж), или от 70 до 40 дол/1000 м3. При нагнетании водяного пара продажные цены увеличиваются на 10-25%.
Компания «Галф» провела также сравнение основных экономических показателей производства ЗПГ при подземной и наземной газификации. Продажные цены на ЗПГ при подземной газификации на 31 и 37% (соответственно штаты Иллинойс и Вайоминг) ниже, чем при наземной газификации.
При оценке капитальных затрат следует учитывать, что экономическое сравнение получения ЗПГ при подземной и наземной газификации, проведенное компанией «Галф», дает результаты, аналогичные приведенным при рассмот-
рении метода ЛЛЛ. Определенный интерес представляет анализ влияния различных факторов на основные экономические показатели процесса ПГУ. Эта достаточно трудоемкая работа была проведена с помощью ЭВМ. Мощность газифицируемого угольного пласта влияет на себестоимость получаемого газа только при увеличении ее до 10 м. Влияние глубины залегания угольного пласта особенно существенно для восточных углей, т.к. с увеличением глубины почти линейно растет требуемое давление в процессе газификации.
Уменьшение степени отработки запасов угля со 100 до 90% увеличивает себестоимость получаемого газа всего на 2%, а увеличение потерь дутья от 0 до 10% вызывает рост себестоимости получаемого газа на восточных углях на 13% и на западных углях - на 6%.
Авторы экономического анализа приходят к выводу, что получение низкокалорийного газа на воздушном дутье не имеет никаких экономических преимуществ перед производством сырьевого газа для синтеза метана на кислородном дутье. Низкокалорийный газ не может быть достаточно экономично превращен в ЗПГ, и поэтому должен использоваться только в качестве местного топлива.
Японские эксперты в своей последней работе [8] осуществили сравнительную технико-экономическую оценку трех технологий реализации ПГУ: американский модуль по процессу «КРИП», американский модуль с промежуточными вертикальными скважинами и российский модуль по новой технологии.
Для предприятия ПГУ с получением газа с теплотой сгорания 11,3 МДж/м3 (сырой газ для синтеза) его удельная стоимость (по капитальным и эксплуатационным затратам) колебалась для американских модулей от 7 до 11 долл/Гкал, а для российского модуля составила 5,5 долл/Гкал. Иначе, по американской технологии ПГУ стоимость сырого газа для синтеза ЗПГ почти в 2 раза выше, чем по новой российской технологии. Это объясняется большей степенью выгазовыва-ния и меньшими затратами на бурение в отечественной технологии реализации ПГУ. Экономические показатели ПГУ зависят от производительности предприятия. Расчетным путем доказано, что наиболее экономически выгодной мощностью предприятия ПГУ является мощ-
Влияние производственной мощности предприятий ПГУ: 1 - себестоимость,
руб./м3; 2 - удельные капитальные затраты, руб./1000 м3; 3 - среднемесячная производительность труда, тыс. м3/чел.
ность, равная 300-500 МВт, что соответствует ежегодному выгазовыванию примерно 0,5-0,8 млн. тонн условного топлива. Согласно рис. с уменьшением мощности предприятия ПГУ ниже 300 МВт себестоимость получаемого газа и удельные капитальные затраты на его строительство резко возрастают. При возрастании же тепловой мощности выше 500 МВт экономические показатели медленно снижаются, гипреболически приближаясь к минимально возможным.
В табл. 5 приведены основные расчетные экономические показатели (в ценах стабильного 1990 г.) предприятия ПГУ с годовой тепловой мощностью 300 МВт для двух типов углей (каменный и бурый) и для двух видов применяемого для газификации угля (воздух и кислород).
Прежде всего обращает на себя внимание то, что характерной особенностью ПГУ является незначительное влияние качества угля на основные техникоэкономические показатели предприятий. Это позволяет газифицировать низкокачественные угли, обычная добыча которых экономически невыгодна, с достаточно высокими экономическими показателями. Переход процесса ПГУ с воздушного на кислородное дутье сопровождается ростом теплоты сгорания получаемого газа с 4000 до 10500 кДж/м3. В связи с этим для предприятий одной и той же тепловой мощности 300 МВт требуемое производство товарного газа соответственно снижается в 2,5 раза с 2,5 до 1,0 млрд. м3/год. Учитывая разницу в цене газа, полученного на воздушном и кислородном дутье, стоимость товарной продукции и прибыль от ее реализации остаются близкими.
Капитальные затраты на сооружение предприятия ПГУ, работающего на кислородном дутье, существенно выше, чем в случае применения воздушного дутья. Отсюда срок окупаемости капитальных затрат в первом варианте суще-
ственно выше. В качестве примера сравнительной технико-экономической оценки предприятий ПГУ и традиционных производств по добыче угля рассмотрено небольшое предприятие на буром угле в Приморском крае. Мощность угольного пласта - 4 м, угол падения - 50, глубина залегания - 150 м. Мощность предприятия ПГУ - 130 МВт, что требует годового производства на воздушном дутье примерно 1 млрд м3 газа или выгазовывания около 300 тыс. т бурого угля.
Согласно данным табл. 6 энергия, получаемая на предприятиях ПГУ, в пересчете на эквивалент условного топлива (руб/т у.т.) почти в 2 раза меньше, чем на шахте и в 3 раза выше, чем на разрезе. Правда, следует учесть, что производственная мощность угледобывающих предприятий существенно превосходит принятую для сравнения небольшую мощность предприятия ПГУ (выгазовы-вается ежегодно лишь 300 тыс. т бурого угля). Кроме того не учитывались ущербы от экологических последствий. Производительность труда на предприятиях ПГУ в 2,5 раза выше, чем на шахте. Удельные капитальные вложения на предприятии ПГУ близки к капитальным затратам на разрезе и многократно ниже, чем на шахте.
Разработанная экономико-
математическая модель позволяет оперативно выполнять многовариантные расчеты эффективности предприятий ПГУ при варьировании горно-геологических условий, тепловой мощности предприятия, состава применяемого дутья и других факторов. Такая оценка возможна как на стадии предпроектных проработок с целью выяснения экономической целесообразности строительства предприятий ПГУ, так и на стадии их эксплуатации.
Таблица 6
СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОИЗВОДСТВА ГАЗООБРАЗНОГО И ТВЕРДОГО ЭНЕРГОНОСИТЕЛЯ
Показатели Предприятия
ПГУ, вид дутья Шахта Разрез
Воздух Кислород
Теплота сгорания: газ, кДж/м3 уголь, кДж/м3 4200 10500 16000 16000
Себестоимость: газ, руб/1000 м3 уголь, руб/т условное топливо, руб/т у.т. 5,64 39,5 13.03 43.4 38,19 70,35 7,34 13,5
Численность трудящихся, чел. 377 368 751 279
Производительность труда, т у.т./чел. 31,5 30,5 13,1 122,4
Удельные капитальные затраты, руб/ т у.т. 51,3 51,8 164,0 47,5
Таблица 7
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПРЕДПРИЯТИЯ ПГУ
Показатели Ед. измерения Величина показателя
Тепловая мощность предпри- Гкал/час 100
ятия ПГУ Гкал/год 876000
МВт 116
Г одовая производительность с а ^ ' 100000
предприятия ПГУ по товарно- 1000 м /год 876000
му газу т у.т./год 125142
Годовая производительность с а ^' 112000
предприятия ПГУ по валовому 1000 м /год 981120
газу
Ниже на основе разработанной экономико-математической модели проведем оценку требуемых капитальных затрат (в сегодняшних ценах) на сооружение небольшого предприятия ПГУ в Кузбассе тепловой мощностью 116 МВт. Первоначально же воспользуемся сводным сметным расчетом в нормах и ценах, введенных с 01.01.91 г.
В качестве основного инструмента экономической оценки использовали разработанный пакет для ПЭВМ. В расчетах приняты следующие горногеологические параметры: мощность
пласта - 4 метра, глубина залегания -300 м, объемный вес угля 1,3 т/м3. Уголь марки ГЖ. Теплота сгорания (низшая) на рабочую массу 28,5 МДж/кг (6800 ккал/кг), теплота сгорания получаемого газа (низшая) - 4,2 МДж/ м3 (1000
ккал/м3).
Величины мощности предприятия ПГУ и его производительности по газу, выраженные в различных единицах измерения, приведены в табл. 7.
Исходя из мощности предприятия, определялись годовые объемы газифицируемого угля и объемы дутья, необходимые для производства газа. Затем рассчитывались годовые объемы буровых работ, определялось количество буровых станков и подготавливаемых за год под-
земных газогенераторов, а также годовые эксплуатационные затраты и капитальные затраты на основное оборудование по следующим стадиям технологического процесса: бурению, сбойке и проработке каналов газификации, производству дутья, охлаждению и очистке газа. Далее, с учетом общезаводских затрат, определялась полная себестоимость производства газа и капитальные вложения в строительство предприятия ПГУ.
Соответствующие показатели работы предприятия ПГУ приведены в табл. 8.
Из табл. 9 следует, что при использовании парокислородного дутья удельные капитальные вложения и себестоимость в 2,5 и 4 раза соответственно выше, а производительность труда в 2 раза ниже, чем при использовании воздушного дутья. Поэтому все дальнейшие экономические расчеты относятся к работе станций «Подземгаз» на воздушном дутье. Капитальные затраты в подземный газогенератор составляют 8-11% от общей суммы на строительство предприятия ПГУ. Они в основном зависят от горно-геологических условий месторождений и соответственно от площади вы-газованного угольного пласта. Строительство предприятия ПГУ и осуществление самого процесса газификации в подземном газогенераторе сопряжено с возведением и обслуживанием слож-
ного поверхностного комплекса, включающего в себя: цеха выработки дутья, трубопроводы для его подачи и отвода газа, а также устройства для охлаждения и очистки газа, водоснабжения, энергоснабжения и т.д.
Капитальные затраты на наземные сооружения напрямую связаны с изменением мощности предприятия. Доля удельных капзатрат на строительство поверхностного комплекса снижается при росте мощности предприятия, например, с 350 млн м3 до 17520 млн м3 соответственно с 92% до 51%. Это связано с более медленным ростом затрат на сооружение поверхностного комплекса предприятия ПГУ по сравнению с объемами производимого им газа, т.е. увеличение стоимости наземных зданий и коммуникаций происходит не прямо пропорционально повышению мощности предприятия ПГУ.
Обращает на себя внимание тот факт, что наиболее резкое снижение удельных капзатрат и себестоимости товарного газа происходит в интервале мощностей от 350000 до 4000000 тыс. м3 в год, а с дальнейшим увеличением мощности предприятия ПГУ упомянутое снижение приобретает более плавный вид. Это объясняется тем, что на предприятии с небольшим объемом выпускаемой продукции (350 млн м3 в год) накладные, прочие расходы и расходы непроизводственного характера составляют около 35% в общей себестоимости получения газа. С увеличением мощности предприятия их удельный вес в себестоимости продукции снижается до 28% вследствие роста затрат на сам процесс газификации. Так, себестоимость производства газа в целом по предприятию увеличивается в 20 раз (при изменении мощности предприятия с 350 до 17520 млн м3 газа в год), а затраты на сам процесс газификации возрастают при тех же условиях в 34,8 раза.
Доля затрат в общей себестоимости производства газа на содержание наземного комплекса при малой производительности предприятия составляет 69%. При увеличении мощности предприятия доля этих затрат падает до 46%. Оптимальная мощность станции находится в интервале между 4-5 млрд м3 газа в год.
10
ОСИИвНПЫЕАГСЕВНСФеЭИЯООШИЧЕСКИО ВОЕЮНАЯШИЗЯТОДТЫ ПРЕДПРИЯТИЯ ПГУ
НА ПРОЦЕСС ГАЗИФИКАЦИИ Ш %%) ПокаЗателл Ед_измерения Величина показателя
Капитальные затраты и строителШтв^прШЛриятия В еличина^. с. руб. 21370,0
КаШтВШЖЧЯыаты на основное оборудование 33,1 ті с. руб. 2009,0
yдемшmшmпш!mдmёiшшD^ рабочих с - амортизация основного оборудования на процессе газификации - электроэнергия на процессе газификации 4.3 руб 4.3 ру 16,5 ру /1000 м3 б./Гкал б./т у.т. 24.1 24.1 170,7
СёйРсГйимость газа ПГУ (участковая) 7,5 ’ ты с. руб. 1086,0
^Общезаводские расходы еевёстоимтеть тбваргого газа 66,9 ты с. руб. 3280,0
еШеоФоимост. приход ,000 м3 го газа руб /1000 м3 3,74
СеббгоирФтъ, приходящаяся на 1 Г кал, содержащуюся в 1000 м3 товарного газа СТРУКТУРА СЕБЕСТОИМОСТИ ГАЗА ПО ЭЛЕМЕНТАМ руб./Гкал 3,74
СебестдимАЯвО ВуЕДПРдят«£Ней2ЕЖЛМ0§ %%товарного газа руб./т у.т. 26,21
[Производительность одного ірудящеіося | = /чел.-мес. 144,0
^Заработная плата трудящихся предприятия ПГУ с начислениями | 36,7 СЛОРОДНОМ ДУТЬЕ
^орЫция зданий, сооружений и оборудования в целом по предприя ПГУКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ПРЕДПРИЯТИЯ ПГУ НА В тию I 35,7 ОЗДУШНОМ И ПАРОКИ
Электроэнергия в целом по Показатели ПТУ Ед. ЦімєпЄЙіиІі Величина показателя
Прочие | 8,7 воздушное дутье кислородное дутье
Удельные зятряты руб /1000Л130 24,4 69,0
Себеблиимось, приходящаяся на 1000 м товарного газа руб./1000 м3 3,74 16,32
Происгд»шп шОвлОшегася* производство газа пгу 1%%0 м3 /чел.-мес. 114,0 58,7
Показатели Величина
Процесс газификации угля, 9,4
в том числе:
- бурение 2,9
- проработка каналов (дутье высокого и среднего давления) 0,17
- газификация 0,84
- охлаждение и очистка 5,5
Основное оборудование 90,6
Итого: 100,0
Среди причин, определяющих снижение себестоимости газа по мере укрупнения предприятия, можно назвать следующие: с увеличением производительности оборудования и ростом числа одновременно работающих газогенераторов, повышается производительность труда на предприятии (за счет использования мощных агрегатов, при одинаковом количестве рабочих); относительно уменьшается численность общезаводского персонала (в 4,8 раза); с уменьшением капитальных затрат (с 3,1 до 1,66 руб./1000 м3 ) снижаются затраты на амортизацию оборудования в 2,6 раза (с
0,25 до 0,095 руб./1000 м3).
Структура себестоимости газа по элементам затрат и по основным процессам технологического цикла предприятия тепловой мощностью 116 МВт приведена в табл. 10 и 11. В табл. 10 показаны удельные значения себестоимости самого процесса газификации угля в общей себестоимости производства газа, а в табл. 11 - по предприятию ПГУ в целом.
Штат работников предприятия ПГУ при росте производственной мощности в основном увеличивается за счет процесса подготовки угля к газификации, особен-
но при бурении скважин и монтаже коммуникаций, увеличение объема которых вызывает увеличение численности рабочих, занятых на этих работах.
Удельный вес рабочих занятых на подготовительных работах в общей численности трудящихся на предприятии ПГУ невелик и составляет около 30%, поэтому увеличение объемов производства газа на предприятиях ПГУ происходит без значительного увеличения численности работающих. Этим обусловливается и сокращение в 2 раза расходов по заработной плате в общих эксплуатационных затратах на производство газа.
Рост энергетических затрат с ростом производительности в структуре себестоимости газа ПГУ объясняется высокой энергоемкостью процесса производства дутья. Основную долю затрат на газификацию составляют затраты на электроэнергию (примерно 82%). Возрастание мощности предприятий требует увеличения числа воздуходувных установок, удлинения поверхностных коммуникаций для подачи дутья и отвода газа, что приводит к увеличению расхода энергии на производство газа.
Затраты на амортизацию снижаются в очень малой степени на самом процес-
се газификации (на 8%) и незначительно возрастают в целом по предприятию (на 12%). Это объясняется тем, что большая часть амортизационных расходов приходится на здания и сооружения поверхностного комплекса.
Структура капитальных затрат на производство газа на предприятии ПГУ тепловой мощностью 116 МВт представлена табл. 12.
Из табл. 12 следует, что наибольшие затраты приходятся на поверхностные коммуникации, строительство зданий, наземных сооружений и устройства, обеспечивающие очистку и охлаждение газа.
Из структуры эксплуатационных затрат по процессам (табл. 13) следует, что основная доля затрат приходится на дутье, и они постоянно увеличиваются при росте мощности предприятия из-за высоких затрат электроэнергии.
Далее по значимости идут затраты на буровые работы. Их доля также увеличивается при изменении мощности по группе предприятий, что связано с ростом парка буровых станков и числа рабочих, занятых на установках очистки и охлаждения газа, поэтому увеличение доли эксплуатационных затрат на этом процессе идет менее значительно, чем при выработке дутья и подготовке газогенераторов.
Таблица 14
КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ
Виды затрат Стоимость в Коэффициент Стоимость в ценах 2001 г.
ценах 1991 г. пересчета млн. руб. млн. дол.
1. Суммарные капитальные затраты 21,37 23,71 506,68 16,89
2. Капитальные затраты на основное оборудование поверхностного комплекса (цеха выработки дутья, трубопроводы, устройства водо- и электроснабжения и т.д.) 19,36 24,41 479,25 15,74
3. Капитальные затраты на собственно процесс газификации, в т.ч.: 2,01 16,88 33,92 113
- бурение 0,62 16,88 10,56 0,34
- проработка каналов 0,036 16,88 0,06 0,02
- газификация 0,182 16,88 3,03 0,1
- охлаждение и очистка газа 1,172 16,88 19,7 0,66
4. Удельные суммарные капитальные затраты на 1000 м3 газа (Г кал)(в рублях и долларах) 24,1 23,71 57,79 1,926
Базовые цены 1991 г. использованы для определения размера инвестиций в долларовом выражении в следующем порядке: по коэффициентам пересчета «КО Инвест» (выпуск 4, № 33, 2000) определены цены в рублях на 3-й квартал 2000 г., затем по индексу-дефлятору для капиталовложений Минэкономразвития РФ определены цены в рублях на 3-ий квартал 2001 г.
Стоимость в долларах США определена по прогнозному курсу Минэкономразвития РФ на конец 2001 г. (30 руб/дол.). По отдельным видам капитальных затрат коэффициент пересчета на 3-ий квартал 2001 г. колеблется от
Таблица 13
16,88 до 24,41 (строительные работы -16,88; оборудование - 24,41). При этом средний коэффициент пересчета по суммарным капзатратам (с учетом данных табл. 12) равен 23,71 (24,41х0,906 + 16,88х0,094).
С учетом данных по капитальным затратам на строительство предприятия ПГУ, обобщенным в табл. 8 и 12, ниже представлены стоимости по отдельным видам затрат в рублевом и долларовом исчислении (табл. 14).
Таким образом, для строительства предприятия ПГУ (на воздушном дутье) тепловой мощностью 116 МВт требуются инвестиции в сумме 506,68 млн руб. или 16,89 млн дол. (в ценах конца 2001 г.)
Удельные капитальные затраты составят соответственно 57,79 руб. или 1,926 долл. на 1000 м3 газа ПГУ (на 1 Гкал).
Для определения общих капитальных вложений на строительство комплексного предприятия «ПГУ-ТЭС» необходимо выявить капитальные затраты на сооружение ТЭС электрической мощностью около 50 МВт
Заключение
Теплоэнергетический и техникоэкономический анализы технологии подземной газификации угля на месте его залегания в пластовых условиях показали перспективность предприятий ПГУ.
Разработанная в России новая технология ПГУ обеспечивает надежную и устойчивую эксплуатацию промышленного предприятия. При этом получаемый газовый энергоноситель может быть различным по своей теплоте сгорания в зависимости от применяемого дутья.
Вполне реально комплексное газоэлектрическое предприятие «ПГУ -ТЭС». Оба составляющих комплекса находятся в непосредственной близости, поэтому газификация угольного пласта может осуществляться на воздушном дутье (как самом дешевом).
По оценке американских и японских экспертов заменитель природного газа, полученный на основе ПГУ, может стоить 60 - 70 долл/1000 м3. В этом случае он может транспортироваться на дальние расстояния.
Настало время пересмотреть отношение к ПГУ и рассматривать ее как технологически и экономически эффективную подотрасль ТЭКа, способную занять в ТЭБе страны достойное место в качестве действительно экологически чистой угольной технологии.
СТРУКТУРА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТ ПО ПРОЦЕССАМ ПРОИЗВОДСТВА ГАЗА ПГУ (В %%)
Процессы производства Величина
Г одовые эксплуатационные затраты на процессе газификации угля, в том числе: 33,0
-бурение скважин 10,0
- проработка каналов (дутье высокого и среднего давления) 0,6
- газификация 17,9
- охлаждение и очистка 4,5
Г одовые эксплуатационные затраты в целом на предприятии ПГУ 67,0
Итого: 100,0
1. Крейнин Е.В., Грабская Е.П. Состояние и перспективы ТЭКа России: роль угольной отрасли/ Уголь. - 1998, № 4, с. 39-45.
2. Выскубенко Ю. Состояние зарубежных программ НИОКР в области экологически чистых угольных технологий // Изв. РАН. Энергетика, 1996, № 5. - С. 4-5.
----------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3. Опыт создания экологически чистых угольных технологий. По материалам международных летних школ «Менеджмент в области экологически чистых угольных технологий»/ Под редакцией М.Г. Беренгартена и А.Г. Евстафьева. - М.: 1998. - 170 с.
4. Крейнин Е.В. Проблемы и перспективы замещения природного газа в ТЭБе страны углем// Уголь, 2000, № 7, с. 50-53.
5. Крейнин Е.В. Экологическое и технико-экономическое обоснование строительства предприятий подземной газификации углей// Уголь.- 1997.- № 2.- с. 46-48.
6. Рубан А.Д., Кузнецов А.А., Капралов В.К. Переработка угля на месте добычи с получением электрической энергии // Уголь, 1999, № 5.- с. 45-49.
7. Крейнин Е.В., Пьянкова Т.М. Перспективы производства заменителя природного газа на основе подземной газификации углей// ВНИИЭГазпром, - М.: 1978, - 44с.
8. Shimada S., Ohga K., Tamari A., Ishli E. Cost estimation of underground coal gasification in Japan. Mineral Resources Engineering, Vol. 5, 1996, pp. 241-252.
9. Крейнин Е.В., Грабская Е.П., Юсов А.Б. Техникоэкономическая оценка предприятий подземной газификации угля и традиционных методов его добычи// Уголь, 1994, № 2, с. 5758.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Крейнин Ефим Вульфович - профессор, доктор технических наук, ДОАО «Промгаз».
Грабская Елена Петровна — кандидат технических наук, Московский государственный горный университет.
