Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование инновационных проектных решений по разработке угольных месторождений на базе углегазоэлектрических комплексов

ВАК РФ 25.00.21, Теоретические основы проектирования горно-технических систем

Автореферат диссертации по теме "Обоснование инновационных проектных решений по разработке угольных месторождений на базе углегазоэлектрических комплексов"

На правах рукописи

БЫКОВА Марина Юрьевна

Л'/Я-

ОБОСНОВАНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПО РАЗРАБОТКЕ УГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА БАЗЕ УГЛЕГАЗОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

КОМПЛЕКСОВ

Специальность 25.00.21 - «Теоретические основы проектирования горнотехнических систем»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

1 г ¿ЕК 2013

Москва 2013

005543391

Диссертация выполнена в ФГБОУ ВПО «Московский государственный горный университет» на кафедре «Подземная разработка пластовых месторождений» и НОУ ВПО «Институт экономики и управления в строительстве и промышленности» на кафедре «Экономика»

Научный руководитель - Мельник Владимир Васильевич,

доктор технических наук

Официальные оппоненты:

Савич Игорь Николаевич, доктор технических наук, профессор кафедры «Подземной разработки рудных и нерудных месторождений» ФГБОУ ВПО «Московский государственный горный университет»;

Дьяченко Константин Игоревич, кандидат технических наук, старший научный сотрудник лаборатории научных основ развития и. регулирования угольной промышленности Института энергетических исследований РАН

Ведущая организация: ОАО «Национальный научный центр горного производства -ИГД им. А.А. Скочинского» (г. Люберцы, Московская область)

Защита состоится «30» декабря 2013г. в «1400» часов на заседании диссертационного совета Д — 212.128.03 при Московском государственном горном университете по адресу: 119991, ГСП, Москва, Ленинский проспект, д.6.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского государственного горного университета.

Автореферат разослан «29» ноября 2013 г.

Учёный секретарь диссертационного с< доктор технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. Уголь занимает важное место в энергетике, металлургии и бытовом обслуживании населения. Сейчас добычу угля осуществляют 50 стран мира, а потребляют уголь 70 стран. Добыча угля в России за 2012 г. составила 354,4 млн. т. Подземным способом в 2012 г. добыто 105,9 млн. т угля. Удельный вес открытого способа в общей добыче составил 70,1%.

Прогнозируется ощутимое увеличение удельного веса добычи энергетического угля. Это намечено и в утвержденной Правительством РФ «Программе перспективного развития электроэнергетики до 2030 г.» и в «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 г.» Согласно этим документам в 2020 г. спрос на электроэнергию может вырасти более чем в два раза и составить 2000 млрд. кВт-ч.

Топливный баланс России по-прежнему остался газоориентированным. Более половины своих потребностей в энергоносителях Россия обеспечивает природным газом. Доля угля в выработке электроэнергии составляет 28%. Большинство российских угольных ТЭС имеют физически и морально устаревшее оборудование, не соответствующий современному технологическому уровню КПД 34-38% и высокий процент вредных выбросов

К основным технологическим и социальным проблемам угольной отрасли относятся: низкая замыкающая энергетическая эффективность традиционных технологий угледобычи (не более 10%), значительный объём проведения горных выработок, высокие потери полезного ископаемого в недрах, повышенная экологическая нагрузка на окружающую среду, повышенные показатели травматизма трудящихся.

Производительность труда в России, по мнению аудиторско-коисалтинговой группы «Финэкспертиза», почти в 5 раз ниже, чем в технологически развитых странах. Так, в США производительность труда в угледобыче в последние годы была выше, чем в России в 8 - 10 раз.

В России добыча 1 млн. т угля сопровождается сбросом в открытые водоемы 3,22 млн. м3 загрязненных сточных вод, выдачей и размещением на дневной поверхности 1,48 млн. м3 вскрышных пород, нарушением 10,2 га земельных угодий, выбросом в атмосферу 2,93 тыс. т вредных веществ. Выбросы оксидов серы и азота на пылеугольных ТЭС превышают нормы во

много раз: их токсичная кратность составляет соответственно (4(Ь-120)'103 и (5-^30)-103. Остро стоит проблема секвестрации С02 на ТЭС.

Наличие недостатков в технологиях традиционного топливно -энергетического комплекса России требует развития новых, интегрированных технологий разработки угольных месторождений, например - на основе выработки газового топлива из угля, и использования высокоэффективных электрогенерирующих установок, работающих по принципу комбинированного цикла с КПД 0,48 - 0,52. Для этого необходима разработка новой методической базы для проектирования таких сложных, интегрированных угле-энергетических систем. При этом должны быть учтены исследования и вклад выдающихся учёных - горняков в область проектирования горно-технических систем: Л. Д. Шевякова, М. И. Агошкова, К. Н. Трубецкого, Д. Р. Каплунова, В. В. Ржевского, К. К. Кузнецова, В.М. Еремеева Б. М. Воробьёва, Д. М. Казикаева, М.И. Устинова, А.И. Митейко, В.Н. Фрянова, А.С. Малкина и др.

В связи с вышеизложенным научные исследования в области совершенствования методической базы проектирования более энергетически и экологически эффективных горно-технических систем являются актуальными.

Целью диссертации является разработка методической основы концептуального проектирования горно-энергетических систем, объединяющих технологии добычи и переработки угля в газовое топливо, и использование его для генерации электрической и/или тепловой энергии в едином комплексе.

Идея диссертации заключается в интеграции угледобывающих и энергогенерирующих систем для обеспечения высоких технических и экологических показателей использования энергетического сырья и применения системного анализа для разработки методических основ проектирования нетрадиционных локальных углегазоэлектрических комплексов.

Научные положения, выносимые на защиту:

• Необходимость включения концептуального проекта в структуру проектирования интегрированных горно-энергетических комплексов, объединяющих процессы добычи угля, его переработки в газовое топливо, совместной добычи угольного метана и генерации электрической и/или тепловой энергии, требует разработки методики расчёта (оценки) как топливно-энергетических и газодинамических параметров, так и учёта эколого-охранных показателей.

• Теоретической основой выбора эффективных параметров строительства и эксплуатации локальных углегазоэлектрических комплексов является экономико- математическое моделирование решения задач минимизации расходов на их строительство и эксплуатацию и оптимизации затрат ЛУГЭК, связанных с его эксплуатацией и охраной окружающей среды, по фактору удельной стоимости углеродной квоты.

• Определение производственной мощности ЛУГЭК, расхода и состава газового топлива, получаемого от подземной или наземной газификации угольных пластов, а также стоимостных показателей, при проектировании следует производить в соответствие с разработанными алгоритмами и методиками расчёта его параметров, прибыли и срока окупаемости инвестиций.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждаются корректным анализом отечественного и зарубежного опыта эксплуатации интегрированных углеэлектрических комплексов с высокой энергетической и экологической эффективностью, использованием экономико-математического моделирования при обосновании проектных решений и сходимостью результатов оценки стоимостных показателей проектов прогрессивных аналогов с данными отечественного пилотного проекта локального углегазоэнергетического комплекса (ЛУГЭК).

Научная новизна заключается в теоретическом обосновании неизвестных ранее методик разработки концептуального проекта ЛУГЭК как для привлечения инвестиций для их реализации, так и для разработки программ развития региональной энергетики и перспективного планирования энергообеспеченности угленосных регионов.

Научное значение работы состоит в разработке алгоритмов и методики применения экономико-математического моделирования к решению задач оптимизации технико-экономических параметров ЛУГЭК с учётом экологического фактора и потоков его продукции.

Практическое значение заключается в разработке расчётного механизма производственной мощности и базовых газодинамических параметров ЛУГЭК, а также оценки его технико-экономических показателей.

Реализация выводов и рекомендаций. Выводы и рекомендации диссертации использованы в Концептуальном проекте «Освоение Черногорского угольного месторождения с использованием технологий локальных углегазоэлектрических комплексов. М, МГГУ, ИЭУСП, 2013 г.», утвержденном ООО «СУЭК - Хакасия».

Апробация работы. По результатам выполненных исследований сделаны доклады на: научно-технических конференциях «Неделя горняка» (МГГУ, 2012, 2013 гг.), Международных конференциях «Бурение, нефть и газ» (Краковская горно-металлургическая академия, 2011, 2012 гг.), семинарах кафедры ПРПМ МГГУ (2012, 2013гг.) и Учёном Совете НОУ ВПО Институт экономики и управления в строительстве и промышленности (2013г.)

Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 5 научных работах, из которых 3 опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 2 - в международных изданиях.

Объём и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 81 наименования и двух приложений; включает 46 рисунков и 50 таблиц.

Автор выражает благодарность профессорам МГГУ Ю. Ф. Васючкову, Б. М. Воробьёву и В. В. Мельнику, а также коллективу кафедры ПРПМ за оказанную помощь и консультации в работе над диссертацией.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В последнее двадцать лет в США получили развитие так называемые «чистые угольные технологии». Так, в начале девяностых годов прошлого века в рамках Национальной энергетической стратегии США возник проект Coal Clean Technologies (ССТ) - «Чистые угольные технологии». Основой ССТ является система с интегрированной внутрицикловой углегазификацией и выработкой электроэнергии на парогазотурбинных установках

комбинированного цикла (ИГУКЦ - Integrated Gasification Combined Cycle -IGCC), которые отличаются наличием газовой и паровой турбин на одном валу и самым высоким энергетическим КПД - до 0,52.

Демонстрационный проект Toms Creek IGCC Project расположен в штате Вайоминг, США. В проекте использована схема УГКЦ. Общая мощность комплекса 107 МВт, из них 55 МВт обеспечиваются наземными газогенераторами, питаемыми углем. Номинальное потребление угля - 430 т/сут, что достаточно для обеспечения мощности двух турбин по 55 МВт. Две газовые турбины объединены с одной паровой турбиной производительностью около 9 т/ч пара. Вырабатываемая на этом комплексе электроэнергия подаётся в центральную электросеть. Технология позволяет: снизить S0X на 99%, NOx на 95%, повысить КПД до 48 % и использовать широкую сортовую гамму угля для газификации.

Подземная газификация угля (ПГУ) при её оптимизации позволяет устойчиво получать сырой генераторный газ низкой теплоты сгорания, но нуждается в обогащении угольным метаном для достижения средней теплоты сгорания газовой смеси. Именно такое смешение газовых потоков рекомендуется в технологии ЛУГЭК на базе скважииных технологий.

Скважинные технологии разработки пластовых месторождений полезных ископаемых включают: добычу стройматериалов (ДСМ), гидродобычу угля (ГДУ), перевод угля в жидкое топливо (УЖТ), химическое кучное выщелачивание металлов (ХКВМ), химическое подземное выщелачивание металлов (ХПВМ), физико-химический способ дегазации шахт (ФХСД), подземное биовыщелачивание металлов (ПБВМ), кучное биовыщелачивание металлов (КБВМ), биоокисление шахтного метана (БОМ), снижение серосодержания угля (ССУ), подземную газификацию угольных пластов (ПГУ), подземное сжигание угольных пластов (ПСУ), локальный угле-газ электрический комплекс (ЛУГЭК) и локальный угле-газ электрический комплекс с получением водорода (ЛУГЭКВ). Широко освоенными технологиями являются способы химического и микробиологического выщелачивания металлов из руд.

В настоящее время в энергетике наибольший интерес проявляется к получению синтез-газа (смесь СО и Н2), или сингаза, как продукта газификации угля, нефти или бытовых отходов. Существующие технологии получения сингаза требуют применения высоких температур и давлений. Использование процесса газификации угля позволяет при выработке электроэнергии применять самую востребованную в настоящее время технологию электрогенерации - интергированную внутрицикловую газификацию угля (ИВЦГУ). Первая коммерческая электростанция Cool Water на такой основе была построена в США (штат Калифорния) в 1983 г. мощностью 100 МВт (или 60 т/ч по углю). В КНР в период 1994-2001 гг. было запущено 11 проектов по технологии двухстадийной газификации угольного пласта, включающей подземную газификацию угля при 1300-1500 °С и вторичную подачу в раскалённый угольный пласт водяного пара.

Предложенная профессорами МГТУ Ю.Ф. Васючковым и Б.М. Воробьёвым в 1995 г. концепция ЛУГЭК включала интеграцию на шахтном поле процессов выработки из угля газового топлива с использованием его газификации, параллельной добычи угольного метана, очистки и обогащения метаном генераторной смеси и выработки электрической и тепловой энергии в высокоэффективных парогазовых установках комбинированного цикла. Общая

энергетическая эффективность ЛУГЭК была в 3 - 4 раза выше по сравнению с традиционным угле-энергетическим циклом (шахта + ж/д транспорт + ТЭС).

В процессе последующих исследований характеристик, параметров и экологической эффективности комплекса (С.Б. Воробьёв, М.Ю. Кирьянова) было доказано, что ЛУГЭК обеспечивает снижение экологической нагрузки на окружающую среду в 2,7 - 3,5, а его проектирование должно начинаться со стадии концептуального проектирования. Был также разработан пилотный проект использования ЛУГЭК в условиях Прокопьевско-Киселевского угольного месторождения (М.Ю. Васючков). Однако основные методические вопросы проектирования этих комплексов - обоснование и расчёт производственной мощности, выбор технологической схемы и компоновки комплекса, расчёт параметров газового топлива - не были решены.

На рис. 1 представлен алгоритм концептуального проектирования ЛУГЭК. В соответствии с алгоритмом проектирования производственная мощность комплекса определяется из условия Nt > Етр, где Nt - проектная производственная тепловая мощность комплекса, кВт; Етр - потребность региона в тепловой и электрической энергии.

Ограничения, которые могут быть наложены, заключаются в количестве запасов угля и объёмах угольного метана, выделенных для разработки данному ЛУГЭК. Также ограничением является экономическое условие функционирования ЛУГЭК. Этим условием является необходимость обеспечить максимальную рентабельность предприятия

Рг =103 N,-Ta-w(C„ tp- 2J 5эл -J)>0; Рт ->max , (1)

где Pr - прибыль ЛУГЭК за период Тсл лет, руб; Nr- тепловая мощность комплекса, МВт; t¡0 - энергетический КПД трансформации тепловой энергии энергоносителя в электрическую мощность, равный для разного типа электрогенераторов ЛУГЭК 0,40 - 0,54; См - стоимость 1 кВт-ч, отпускаемого комплексом потребителю, руб/(кВт-ч); tp - годовое время работы комплекса по отпуску электроэнергии, ч/год; 5ЭЛ - суммарные годовые затраты на генерацию тепловой мощности ЛУГЭК по i-м элементам затрат в расчёте на 1 кВт мощности ЛУГЭК; SM.¡ = S6 + S,H + Sao + SpM + S„ (руб/кВт-год); S6 -расходы на бурение и обустройство скважин; 8эн - расходы на потребление электроэнергии в производственных процессах; sao - затраты на амортизацию эксплуатируемого оборудования комплекса; sPm - стоимость расходных материалов; S3n - затраты на оплату труда персоналу комплекса; J- удельные инвестиции на единицу выпускаемой продукции, руб/(кВт-год).

б

Рис. 1. Алгоритм концептуального проектирования ЛУГЭК: Еф-потребность в энергии региона ЛУГЭК, МВт; Ыг-тепловая мощность ЛУГЭК, МВт; 2У, - заласы угля, в том числе - некондиционные, брошенные и оставленные в целиках, т; ктр-коэффициент перевода № в годовую работу, МДж/(МВт-год); Т,- период эксплуатации ЛУГЭК по выработке энергии, лет; куг - кратность перевода 1 т ископаемого угля в 1 т у.т., для углей

7

Кузбасса и Сибири куг = 0,85; ©-тепловой эквивалент 1 т у.т., ©=7000 ккал/кг или 29,309 МДж/кг угля; ппрскв- число продуктивных скважин по производству сырого генераторного газа; ¿„реи. - диаметр продуктивных скважин, см; пДСКв - число метанодобывающих скважин; (1д.скв. - диаметр метанодобывающих скважин, см; Убр- общий объём работ по бурению всех скважин, пог.м.; - общий расход свежего воздуха на газификацию угля, тыс. м3/сут; <3С1Т — расход сырого генераторного газа, тыс. м3/сут; 0« - общий расход угольного метана, тыс. м'/сут; (Зоогс - расход очищенной и обогащенной метаном газовой смеси (газового топлива), тыс. Аугс. - суточное количество угля, конвертируемого в газовое топливо, т у. т./сут; qoгc- м3/сут обогащенной метаном и очищенной газовой смеси, тыс. м3/сут; Т, Тпар - температура газовой смеси и пара соответственно, "К; Р, Р0п;- давление газовой смеси в обогатительно-очистительном блоке и обогащенной газовой смеси соответственно перед подачей в электрогенерирующую установку, МПа.

Вариант технологии ЛУГЭК предусматривает обогащение генераторной смеси угольным метаном. Введём понятие кратности ц добавления угольного метана к очищенной генераторной газовой смеси для получения очищенной от С02 и обогащенной угольным метаном газовой смеси (ООГС), т.е. - газового топлива с заданной теплотой его сгорания 0,ООгс■ В табл. 1 приведена связь между потребной теплотой сгорания ООГС и долевым участием угольного метана в этой смеси. Общая закономерность связи этих величин установлена после математической обработки функции ц ~ /(£)0огс)■

Таблица 1. Значения теплоты сгорания ООГС (МДж/м3) при обогащении угольным метаном очищенной генераторной смеси

Соогс, МДж/м3 9 10 11 12 13 14 15 16 17

И 0,043 0,091 0,142 0,200 0,263 0,333 0,412 0,500 0,600

АОоосг 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Qoorc) МДж/м3 18 19 20 21 22 23 24 25 28

ц 0,710 0,846 1,000 1,182 1,400 1,667 2,000 2,428 5,000

ДОоосг 10 11 12 13 14 15 16 17 20

После обработки тренда расчётных данных этой функции получена зависимость

ц = 0,0668■ ехр (0,2355-дооя) (2)

Экспонента (2) математически не ограничивается верхним пределом. Поэтому выбран рациональный верхний её предел, исходя из физических и технических условий эксплуатации газогенерирующих установок и добычи метана через скважины. Зависимость (2) позволяет рассчитать необходимые расходы сырого, очищенного генераторного газа и конечного газового топлива для обеспечения проектно производственной мощности ЛУГЭК.

На рис. 2 представлена кратность подачи угольного метана в газовую смесь (л в зависимости от требуемой теплоты сгорания газового топлива. Условие рациональности добычи угольного метана для использования в системе ЛУГЭК выражается неравенством

Д=цм п-365-Сгс > п-Н-Звур или дм-365-Сгс>Н-$бур , (3)

где Д - доход от добычи угольного метана, руб/год; цм - дебит метана из одной метанодобывающей скважины, тыс.м3/сут; п - число работающих метанодобывающих скважин; Сгс- рыночная стоимость 1000 м3 метана, рублей за 1000 м3; Н- глубина метанодобывающей скважины, м; $бур - стоимость бурения и обустройства скважины, руб/пог. м.

О. | 0 5 Ю 15 20

ё д Требуемое увеличение теплоты сгорания ООГС на входе

5 ? в электрогенерируюшую установку А <Зоогс, МДж'куб.ы

Рис. 2. Кратность подачи угольного метана ц в газовую смесь ЛУГЭК относительно поступающего расхода очищенного генераторного газа (30Гс в зависимости от прироста требуемой теплоты сгорания очищенного и обогащенного генераторного газа ДОоогс, потребляемого газовыми турбинами.

Объёмный расход очищенной и обогащенной метаном генераторной смеси (газового топлива) Уоогс

Уоогсс Яогс (1

+ р)/роох, м /с (4)

или плотность топлива р01ж= цох (1 + ¡л)/ Уоохс, кг/м3 (5)

Переходя к объёмным расходам очищенной газовой смеси Уогс и угольного метана Ум с учётом (4) имеем

роогс = ?«., О + ИУ(Уогс + Ум) (6)

Выражая объёмный расход смесей через их массовый расход и плотность получаем окончательное выражение для определения плотности вырабатываемого газового топлива

Роогс = 'РогсРмО + /¿УФ» + ЦРо*) . (?)

Опираясь на промышленный опыт по газификации углей или задавая в проекте значения плотности газовых смесей до превращения их в газовое топливо, можно по (7) рассчитать проектную плотность газового топлива.

Для дифференциации компонентов в очищенной генераторной смеси введены следующие обозначения: цогс- массовый расход очищенной генераторной смеси (ОГС), кг/с; Чгг - массовый расход смеси горючих газов (СО, СН4, Н2) в ОГС, кг/с; днг - массовый расход смеси негорючих газов (БОг, Н28, N2) в ОГС, кг/с. Тогда

Чогс = Чгг+ Чнг- (8)

Долевое участие в массовом расходе очищенного генераторного газа горючей и негорючей части выражаем через коэффициент горючести кс

Чгг! Чнг = К- (9)

или

Чогс = Ягг + qгJ К , кг/с или Цогс = <?гг'(1+ кс.)1 кс (10)

Яоогс = Яогс'(1 + И) О1)

Таким образом, формулы (5) - (12) служат для проектной оценки компонентного состава ОГС. От массовых расходов с учётом плотности

газовых потоков не сложно перейти к объёмным расходам смесей или их газовых компонентов по формуле

Г, м3/с, (12)

где /?, - плотность ¡- го газового компонента, кг/м3. Тогда имеем

Кг ргг + Уиг рнг + V,, рм = Уоогс'Роогс , Кг/с (13)

где индексы обозначают соответственно горючие, негорючие компоненты и метан.

Формула (8) определяет компонентный состав газового топлива. Поэтому

¿С, = Г—^--1—^—1—^—| -102 =100%

1 \4oorc Чоогс Чоогс)

(14)

где ¿¡7, Цз, - расходы горючих, негорючих компонентов, метана и очищенной и обогащенной газовой смеси соответственно, м3/с.

При проектировании ЛУГЭК важно правильно выбрать вид окислителя для процесса конверсии угля/угольного пласта в сырую генераторную смесь (СГС). Обычно выбирается такой окислитель, чтобы получить заданную теплоту сгорания топлива. В настоящее время всё более широкое промышленное применение получает наземная газификация угля (НГУ), встроенная в общий энерго-газификационный комплекс. В наземных

газогенераторах на воздушном дутье получают низкокалорийный газ (НКГ) с теплотой сгорания до 7 МДж/м3. При использовании кислородного дутья теплота сгорания сырого генераторного газа может достигать значения 17 МДж/м3 (среднекалорийный газ - СКГ), а при дополнительном секвестировании углекислого газа - до 20-24 МДж/м3(высококалорийный газ-ВКГ). В наибольшей ечтепени освоен процесс Лурги (в мире насчитывается более 100 таких установок), в котором получают газовое топливо: сырое с теплотой сгорания до 12 МДж/м3, очищенное - с теплотой сгорания до 17 МДж/м3 и возможностью легкой секвестрации С02.

Кроме низкокалорийного газа (НКГ) и сингаза, в процессе газификации угля на ЛУГЭК можно получить заменитель природного газа (ЗПГ) с содержанием метана более 90%. Для этого осуществляют конверсию окиси углерода или диоксида углерода водородом. В США провели технико-экономический анализ технологий получения НКГ на воздушном дутье, заменителя природного газа (ЗПГ) и сингаза (табл.2).

Таблица 2. Сравнительные показатели использования разных окислителей в штатах Иллинойс и Вайоминг (США)

Показатели товарного газа Штат Иллинойс (восточный) Штат Вайоминг (западный)

НКГ Сингаз ЗПГ НКГ Сингаз ЗПГ

Расход, млн. м3/сут 23,2 9,7 4,3 18,2 9,2 4,3

Теплота сгорания, МДж/м3 6,5 15,7 35,4 8,4 16,5 35,4

Капитальные вложения, млн. долл 168 104 128 38 69 86

Затраты на производство газа, долл/МДж 0,68 0,68 0,87 0,34 0,41 0,57

Прибыль, долл/МДж 0,15 ОД 5 0,18 0,17 0,19 0,22

Анализ зарубежного опыта показывает, что теплота сгорания выше всего у ЗПГ, т.е. у высококалорийного газа, но затраты на производство газа ниже у СКГ и НКГ, причём последние находятся примерно в одинаковом стоимостном диапазоне.

В настоящей работе рекомендуется вариант газификации угля с получением сингаза, последующей его очисткой от диоксида углерода и обогащением угольным метаном, добываемом на этом же месторождении. Если угленосная толща содержит метана менее 12 м3/т, применяется технологическая схема наземной газификации угля с использованием парокислородного дутья.

Количество потребного угля в процессе ПГУ или НГУ Аг (т/сут) определяется по формуле

Аг =0,024 дсгг/80, (15)

где дсгг ~ расход сырого генераторного газа, м3/ч; go - удельный выход сырого генераторного газа при газификации угля, м3/т.

Методика экономической оценки в концептуальном проекте ЛУГЭК основывается на расчёте приведенных капитальных и эксплуатационных затрат, прибыли, рентабельности, срока окупаемости инвестиций и чистого дисконтированного дохода от реализации проекта.

При сравнении вариантов применения той или иной технологической схемы определяются затраты Зпр (млн. руб) на реализацию проекта с учётом

капитальных и эксплуатационных расходов, приведенных к моменту окончания строительства комплекса:

Зпр = Ен [Кк ■(]+ E,f ] + I (C3XC.i/(l+E„_„)

(t-tcmp)

(16)

где Е„ - коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,1; temp - год окончания строительства ЛУГЭК; Кк - капитальные затраты на строительство комплекса, млн. руб; Е„.п. - коэффициент приведения разновременных затрат к единому расчётному году, равный 0,15; Сж.,— текущие годовые затраты на выработку 1 МВт электроэнергии, руб/(МВт-год) в i-м году; t - время эксплуатации ЛУГЭК от начала строительства комплекса до года и, годы; п — горизонт расчёта затрат, год.

Доход ЛУГЭК от продажи электроэнергии внешним потребителям может быть рассчитан по формуле

где Сом - отпускная цена 1 кВт-ч в данном регионе, руб/кВт-ч, Ыэл -электрическая мощность комплекса, МВт; tгч - часовое время работы ЛУГЭК в году с учётом коэффициента неравномерности работы к,1р-= 0,82, принимается равным 7200 ч/год.

Если ЛУГЭК поставляет также и тепловую энергию, то доход от продажи тепловой энергии в местные сети определяется по формуле

где к„ — коэффициент, учитывающий годовую неравномерность потребления тепловой нагрузки в данном регионе, кн = 0,5-0,9; Ст- - суточная тепловая производительность ЛУГЭК, ГДж/сут; Сот - отпускная региональная цена единицы тепловой энергии, руб/ГДж; — годовое время работы ЛУГЭК, сут/год (принимается 300 сут). Чистая прибыль ЛУГЭК {Пр, млн. руб/год) образуется как разница между доходами предприятия Д. (млн. руб/год) и чистыми затратами Зч (млн. руб/год) на производство продукции за тот же период после уплаты всех налогов и процентов по кредитам.

Дол = 10KkHp:Co,.M;N3,-tiH, млн. руб/год,

(17)

Дт= kH n:10~6-Gm-Com-tac, млн. руб/год,

(18)

Для такого предприятия, как ЛУГЭК, использующего привлечение иностранного капитала для инвестиций, важен и другой показатель -рентабельность инвестиционного капитала

Я01С = Пр/[100-(Си + Зк)], %, (19)

где Сш Зк - соответственно собственные средства и заёмный капитал, млн. руб/год.

Срок окупаемости инвестиций

Ток = (Зин+Коб)/Пр, лет, (20)

где Ко6-годовые оборотные средства ЛУГЭК, млн. руб.

Расчётную схему алгоритма можно представить следующей обобщённой формулой:

ЧДД = X (МСР)/(1+гУ- 1т, млн. руб, (21)

где ИСБ - чистый денежный поток от реализации продукции, млн. руб; 1 - год (месяц) расчёта, 1 = 1,2,3...; 1т - сумма инвестиционных вложений в проект, млн. руб. В случае если ЧДД > 0, проект считают прибыльным. Если ЧДД = 0, то по правилам рыночной экономики проект отклоняется.

В США исследования показали, что удельные общие затраты на строительство и эксплуатацию разных ТЭС отличаются друг от друга (табл. 3).

Таблица 3. Сравнение экономической эффективности ТЭС при разных технологических схемах (ТС)

Тип ТЭС Оператор Затраты, $/МВт-ч

Эксплуатационные Капитальные Общие

Пылеугольная Собственник электросети 17,31 45,79 63,10

Интегрированная газификация на угле с комбинированным циклом То же 15,97 67,02 82,99

Комбинированный цикл на натуральном газе Независимый производитель энергии 33,27 28,50 61,71

Атомная Собственник электросети 8,23 74,99 83,22

Для экологической оценки выброса парниковых газов при работе ЛУГЭК разработана методика в соответствии со следующими этапами:

14

• Определение фактического потребления топлива в натуральных единицах.

• Перевод в тонны условного топлива (тут) при помощи переводных коэффициентов.

• Преобразование в общие энергетические единицы, ТДж.

• Умножение на пересчетные коэффициенты (коэффициенты эмиссий) для расчета содержания углерода, т-С/ТДж.

• Корректировка на неполное сгорание топлива (фракция окисленного углерода)

• Пересчет окисленного углерода в выбросы СОг при помощи соотношения кэ = 44/12=3,67.

Сравнительная оценка экологических показателей зарубежных ТЭС по выбросу оксидов серы и азота приведена в табл. 4.

Таблица 4. Экологические преимущества установок комбинированного цикла с годовой эмиссией выбросов, т/МВт.

Тип ТЭС Газовые выбросы Твёрдые отходы

бо2 г n0,

Пылеугольная 14 8 750

Кипящий слой 7 4 1200

Комбинированный цикл 4 3 300

Для анализа и оценки влияния параметров ЛУГЭК на величину общих инвестиций использованы экономико-математические модели. Параметрами целевой функции являлись технические параметры системы, а переменными величинами стоимостные показатели системы (стоимость киловатт-часа, удельные капитальные затраты, экологические затраты).

Модель с одноиндексными переменными также включает ограничения при решении задачи. Эти ограничения представляют собой сумму произведений параметров и переменных величин, которые равняются финансовым показателям работы системы. В таких случаях целевая функция минимизировалась.

Для решения задач распределения продукции ЛУГЭК по потребителям при ограниченных запасах сырья использованы двухиндексные регрессионные уравнения, когда регрессоры определяют критериальную (зависимую)

переменную. Целевая функция такой модели в общем случае имела следующую форму

F(x) = aixu + a2xi2 + ...+а„ху +...+amxji, (22)

где ai, а2, а„, am - численные коэффициенты целевой функции (регрессионного уравнения); Хц, xi2, Хц, Xj; - независимые переменные величины, определяемые в целевой функции, матрица которых создаётся из столбцов и строк, соответствующих соответственно запасам товара на предприятии и его потребности на рынке. Решение задачи минимизации транспортных расходов произведено по методам «северо-западного угла» и «по строке».

Минимизация расходов при значениях параметров пилотной станции ЛУГЭК для Кузбасса (NT =130 МВт, КПД = 0,52, N, = 67,6 МВт) произведена на базе целевой функции

Т(х) = 106-(0,056-х, + 0,487-х2 +0,068-х3 +0,096-х4 ) —*• min. (23)

При этом в коэффициенты при переменных Х[ и х3 для учета фактора времени temp при строительстве ТЭС введён средний коэффициент дисконтирования кд. При его расчёте время строительства ЛУГЭК ориентировочно принято равным п = 3 года. Ограничения выражались системой уравнений

'0,5*1 + 4,2x2 + 0,6x3 + 1.5x4 = 1426,3

0,4x1 + 4,0x2 + 0,5x3 + 0,3x4 = 1136,0 (24)

. 0, д-1 + 2,9x2 + 0.4x3 + 0,6x4 = 852,2

Моделирование выполнено на ПК с использованием оболочки Windows 7 и программной платформы Excell 2010 методом Ньютона в форме линейной модели с условием не менее 100 итераций. Решение задачи минимизации расходов показало, что по предварительной оценке общая стоимость пилотного проекта составляет 6,5 - 6,8 млрд. руб, что согласуется со стоимостью ЛУГЭК в концептуальном проекте (табл.6).

Рассмотрены варианты компоновки производственной структуры ЛУГЭК. В частности, установлено, что в условиях интегрированного комплекса горно-технологический блок располагается совместно с очистительно-обогатительным и генерирующими блоками. В случае работы нескольких горно-технологических блоков и одного генерирующего - имеет место дезинтегрированная структура.

Разработана Дорожная карта вариантов ЛУГЭК с учётом вариации производственных мощностей, типов технологических схем ЛУГЭК и способов транспортировки топлива. Рассмотрены варианты доставки топлива на расстояние 10 км с использованием ж/д транспорта и по газопроводу.

Расчёты показали, что несмотря на превышение капитальных затрат при технологической схеме, использующей газообразное топливо, по сравнению со схемой с использованием доставки кускового угля, при эксплуатации ЛУГЭК за счёт экономии эксплуатационных издержек эти затраты погашаются через 2,5 года.

В табл. 5 приведены сравнительные данные по экономической эффективности строительства трубопроводного транспорта и железнодорожного.

Таблица 5. Сравнение вариантов доставки топлива от горно-технологического блока к генерирующему

№№ п/п Вид транспорта топлива Капитальные затраты, млн. руб Эксплуатационные затраты, млн. руб/год

1. Железнодорожный 33,04 11,388

2. Трубопроводный 45,70 6,307

Разница 1-2 - 12,66 + 5,081

Итого прибыль за 20 лет, млн. руб (11,388 -6,307) -20= 101,62

Сравнение использования в ЛУГЭК процессов подземной газификации угольного пласта (ПГУ) с наземной газификацией угля (НГУ) показывает, что при выработке ЗПГ его стоимость дороже при НГУ на 4,4%, но с уменьшением процента выработанных при ПГУ запасов угля процесс НГУ становится экономически более выгодным - при 50%-ном извлечении угля выгода достигает 40%.

Результаты исследований и рекомендации нашли применение в концептуальном проекте освоения Черногорского угольного месторождения с использованием технологий ЛУГЭК. Основные решения, использованные в проекте касались выбора горно-геологических условий для размещения комплекса, оценки энергетических потребностей региона, обоснования и расчёта производственной мощности горно-энергетического предприятия, определения потребности комплекса в газовом топливе и его теплоты

17

сгорания, выбора технологической схемы выработки газового топлива и его параметров, а также выбора конструкции газогенератора и парокислородного оборудования.

По принятой технологической схеме в проекте уголь добывается в шахте и на разрезе. Добываемый уголь в горнотехнологическом блоке после подготовки направляется в газогенераторы для переработки в сингаз. Его конструкция отличается относительной простотой, но требует соблюдения температурного режима газификации угля. Сам процесс должен происходить при температуре 1000 - 1100 °С. Процесс пиролиза осуществляется при температуре примерно 900 °С. Конструкция газогенератора должна соответствовать указанным режимам. В качестве окислителя используется парокислородное дутьё.

В результате наземной газификации угля по процессу Лурги вырабатывается синтез-газ, состоящий, в основном из водорода и монооксида кислорода в соотношении от 1:1 до 3:1. Газификация угля происходит при взаимодействии угля с водяным паром. Температура газификации в зависимости от выбранной технологии колеблется в широких пределах от 850 до 2000°С. Диапазон давлений газификации от 0,1 до 10,0 МПа и выше.

В проекте принят тип дутья - смесь кислорода и водяного пара, соотношение СО : Н2 = 3,1 - 3,8 при составе (объёмные %%): 30 - 35% С02, 10 -13% СО, 38 - 40% Н2, Ю - 12% CR, и 0,5 - 1,5% СпН2п. Такая смесь -оксиводяной газ - позволяет достичь теплоты сгорания 18-22 МДж/м или в среднем 20 МДж/м3. Эта величина принята для расчётов в проекте. Расход определён на уровне qKä = 54000 м3 кислорода в час. Для обеспечения такого расхода кислорода в процессе газификации в условиях Черногорского месторождения потребуются две криогенные кислородные станции НПК «Грасис» (Россия) производительностью по 27000 нм3/ч каждая. Для обеспечения паром газогенератора принят парогенератор фирмы Bosch «Universal UL - S» с производительностью пара до 28000 кг/ч при температуре пара до 235°С и давлении насыщенного пара 3 МПа.

В табл. 6 приведены основные технико-экономические характеристики концептуального проекта разработки Черногорского угольного месторождения на базе технологии ЛУГЭК.

Таблица 6 . Основные характеристики концептуального проекта ЛУГЭК в условиях Черногорского угольного месторождения

№№ п/п Характеристика ЛУГЭК Единица измерения Значение

1 Тепловая мощность МВт 200

2 Энергетический к.п.д. - 0,5

3 Электрическая мощность МВт 100

4 Производственная мощность по углю т. у. т./сут 255

5 Расход газового топлива тыс. м"7сут 864

7 Теплотворная способность газового топлива МДж/м" 20

8 Расход пара кг/ч 9450

9 Расход кислорода н\г7ч 54000

10 Удельные капитальные затраты млн. руб/МВт 66,59

11 Объём капитальных вложений (инвестиции) млн. руб 6659,73

12 Срок окупаемости инвестиций лет 3,5

13 Производительность труда МВт-ч/чел-см 30,638

14 Себестоимость электроэнергии руб/МВт-ч 733,77

Заключение

В диссертации решена актуальная научно-техническая задача разработки теоретической основы и методического обеспечения проектирования интегрированных горно-энергетических комплексов, объединяющих технологически и территориально в едином комплекс процессы добычи и переработки ископаемого угля в газовое топливо, утилизации угольного метана и генерации электрической и/или тепловой энергии.

Основные научные результаты, выводы и рекомендации заключаются в следующем:

1. В настоящее время топливно-энергетический комплекс страны в большинстве случаев состоит из предприятий с низкой энергетической, социально-экономической и экологической эффективностью. Энергетической стратегией развития энергетики до 2030г. определено значительное увеличение как энергетической, так и экологической эффективности работы предприятий ТЭК в первую очередь за счёт использования инновационных технологий.

2. Обосновано, что инновационным, ресурсосберегающим, энергетически и экологически более эффективным, по сравнению с традиционными технологиями, является синтез добычи и переработки угля в

19

газовое топливо, утилизации угольного метана и генерации электроэнергии в установках комбинированного цикла, интегрированных в единый комплекс. Теоретические и методические основы проектирования таких комплексов ещё не созданы.

3. Разработаны схема функционального структурирования ЛУГЭК, критериальные функции и алгоритм концептуального проектирования локальных углегазоэлекрических комплексов, методика расчёта плотности и состава вырабатываемого газового топлива, методика расчёта расхода генераторной смеси, методика оценки экономической (инвестиционной) и экологической привлекательности проекта ЛУГЭК.

4. Разработаны рекомендации по выбору в концептуальном проекте технологии выработки газового топлива из угля, его параметров и компоновки блоков ЛУГЭК в зависимости от назначения целевого продукта и типа угольного месторождения в регионе.

5. Разработаны экономико-математическая модель линейного программирования и методики расчёта производственной мощности ЛУГЭК, газодинамических параметров и состава газового топлива, минимизации расходов на строительство и эксплуатацию локального углегазоэлектрического комплекса с учётом удельной стоимости углеродной квоты.

6. Предложена классификация компоновки блоков ЛУГЭК, в которой выделены четыре группы, отличающиеся степенью интеграции горно -технологического и энергогенерирующего блоков и разработана дорожная карта формирования ЛУГЭК, объединяющего горно-технологические производственные процессы с работой электрогенерирующих установок в единый комплекс.

7. Разработан концептуальный проект строительства и эксплуатации локального углегазоэлектрического комплекса применительно к условиям Черногорского угольного месторождения Минусинского угольного бассейна.

Основные положения и результаты диссертационных исследований отражены в следующих опубликованных работах:

1. Воробьёв Б.М., Васючков Ю.Ф., Быкова М.Ю. Инновационная синэнергетическая высокоадаптивная и глубоко конверсионная концепция развития углегазовой энергетики России.// Уголь.-2012.-№ 2. С. 62 - 66.

2. Быкова М.Ю. Методика экологической оценки локального углегазоэлектрического комплекса.// Горный информационно-аналитический бюллетень.-2013.-№ 11. С. 357 - 360

3. Быкова М.Ю. Метод повышения эффективности получения газового топлива в технологии ЛУГЭК.// Горный информационно-аналитический бюллетень. Отдельные статьи (специальный выпуск).-2013.-№ 11.-С 1-8.

4. Yu.F.Vasyuchkov, M.Yu. Bykova New Technology of gas extraction on the base of coal to Hydrogen Transfer. Cracow, AGH, "Wiertnictwo Nafta Gaz". 2011, №28, pp. 445-45.

5. Yu.F.Vasyuchkov, M.Yu. Bykova, M.Yu. Vasyuchkov Science Principles for Concept-Project of Combined coal and Gas and Electrical blocks. Cracow, AGH, "Wiertnictwo Nafta Gaz". 2013, № 30, pp. 261-26.

Подписано в печать 28.11.2013. Формат 60x90/16. Бумага офсетная 1,0 п. л. Тираж 100 экз. Заказ № 2750

—»МОСКОВСКОГО 1 ОСУДАРСТВЕННОГО ГОРНОГО УНИВЕРСИТЕТА

Лицензия на издательскую деятельность ЛР Л5 062809 Код издательства 5X7(03)

Отпечатано в типографии Издательства Московского государственного горного университета

Лицензия на полиграфическую деятельность ПЛД№ 53-305

119991 Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 6; Издательство МГГУ; тел. (499) 230-27-80; факс (495) 737-32-65

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Быкова, Марина Юрьевна, Москва

Министерство образования и науки Российской Федерации

Московский государственный горный университет Институт экономики и управления в строительстве и промышленности

«Обоснование инновационных проектных решений по разработке угольных месторождений на базе углегазоэлектрических комплексов»

Специальность 25.00.21 - «Теоретические основы проектирования

горнотехнических систем»

УДК 622: 66-626:622.06

04201453272

БЫКОВА МАРИНА ЮРЬЕВНА

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: проф., д.т.н. В.В. Мельник

Москва 2013 г.

Оглавление

№№ Наименование Стр.

Гл. Разд. Введение 4

1. Тренды развития технологии разработки угольных месторождений 12

1.1. Место угля в экономике и прогноз на будущее 12

1.2. Технологические, социальные и экологические проблемы угледобывающей отрасли 18

1.3 Анализ проектов «Чистые угольные технологии» 22

1.4 Классификация нетрадиционных технологий разработки месторождений твёрдых полезных ископаемых и концепция «углегазэлектричество» 27

1.5. Пилотный проект локального углегазоэлектрического комплекса в Кузбассе (ЛУГЭК). Цель, идея и задачи диссертации 34

Выводы 38

2. Методические основы проектирования локальных углегазо-электрических комплексов 39

2.1. Функциональная структура и оценка энергетической эффективности ЛУГЭК 39

2.2 Алгоритм концептуального проектирования локального углегазоэлектрического комплекса. 44

2.3 Обоснование производственной мощности и структуры комплекса 53

2.4 Методика расчёта плотности и состава вырабатываемой конечной газовой смеси (газового топлива). 60

2.5 Методика расчёта газодинамических параметров горно-технологического блока ЛУГЭК 65

2.6. Методика составления технико-экономического обоснования в концептуальном проекте ЛУГЭК 71

Выводы 77

3. Оценка энергетической и экологической эффективности ЛУГЭК 78

3.1. Показатели энергетической эффективности ТЭС 78

3.2. Сравнительный анализ энергетической и экономической эффективности ТЭС 86

3.3. Экологическая оценка эффективности при проектировании ЛУГЭК 90

3.4. Принципы экономико - математического моделирования при проектировании ЛУГЭК. 101

3.5. Решение задачи минимизации затрат на сооружение и эксплуатацию ЛУГЭК путём экономико-математического моделирования 106

Выводы 111

4. Оптимизация структуры и размещения блоков при концептуальном проектировании ЛУГЭК 112

4.1. Проектная оценка производственной структуры и вариантов технологической схемы ЛУГЭК 112

4.2. Дорожная карта выбора производственной мощности и инфраструктуры ЛУГЭК 118

4.3. Сравнение вариантов доставки топлива от горно-технологического блока к центральному энергогенерирующему блоку (ЭГБ) ЛУГЭК 122

4.4. Оптимизация потоков топлива/электроэнергии при дезинтегрированной компоновке блоков ЛУГЭК 129

4.5. Обоснование структуры и компоновочной схемы ЛУГЭК 135

Выводы 143

5. Технические решения для составления концептуального проекта использования технологии ЛУГЭК в условиях Черногорского каменноугольного месторождения Минусинского угольного бассейна 144

5.1. Обоснование цели концептуального проекта и выбор региона 144

5.2. Выбор производственной мощности ЛУГЭК 146

5.3. Выбор метода получения газового топлива из угля 148

5.4. Оценка газодинамических параметров ЛУГЭК 153

5.5. Технико - экономические показатели ЛУГЭК 158

5.6. Экологическая оценка концептуального проекта ЛУГЭК 164

Выводы 169

Заключение 170

Приложение 1. Screenshot решения задачи линейного программирования для экономико-математического моделирования оптимизации технико - экономических параметров ЛУГЭК 172

Приложение 2. Концептуальный проект освоения Черногорского угольного месторождения 173

Список литературы 194

Введение

Топливно-энергетический комплекс России (ТЭК РФ) представляет собой основу экономики и безопасности государства, которая основана на тесной интеграции таких отраслей народного хозяйства, как угледобывающая, газодобывающая, нефтедобывающая, электро - и теплогенерирующая, машиностроительная и транспортная. Сегодня ТЭК -это около 30% ВВП России, 50% дохода бюджетной системы и 64% всех валютных поступлений. От эффективности работы предприятий ТЭК, вложения инвестиций в их развитие зависит конкурентоспособность отечественных товаров, благосостояние граждан и состояние обороноспособности России.

В новейшей истории России, в начале 90 - годов прошлого века произошёл распад Единой энергетической системы СССР и наступил период быстрого старения предприятий ТЭК России [73]. Следствием распада ЕЭС явилось снижение надежности энергоснабжения, невозможность энергорезервирования ряда регионов, зависимость энергоснабжения отдельных регионов от других стран, менее рациональные режимы загрузки энергомощностей, отсутствие внедрения инновационных технологий энергетики и старение предприятий ТЭК. Объём генерирующих мощностей, отработавших свой расчётный ресурс постоянно увеличивался: 1998 г. - 30,1 млн. кВт, в том числе на ТЭС 14,2 млн. кВт, в 2005 г. соответственно - 83,8 и 55,3 и в 2010 г.-105,9 и 71,8.

Страна сильно отстала в области исследования прорывных генерирующих технологий, в частности - повышения энергетического к. п. д. ТЭС, а так же разработке экологически чистых технологий эксплуатации горно-энергетических систем. Многие наши угольные ТЭС до сих пор имеют к. п. д. ниже 40%, в то время как мировые достижения в этой области доведены 48% (ТЭС с сверхкритическими параметрами). Если учесть, что

увеличение к. п. д. ТЭС на 1% даёт экономию, исчисляемую миллиардами рублей, станет понятно, как много теряет экономика страны от такого отставания.

В 2010 г. доля ТЭС в общем производстве электроэнергии России составляла 19%, в основном - районы Урала, Сибири и Дальнего Востока [74]. Энергетические угли на 60 % от общего потребляемого количества добывался в Кузнецком бассейне, Канско - Ачинском и на Экибастузском месторождении.

По Генеральной схеме развития электроэнергетики до 2030 г. планируется построить новых 13 ТЭС, расширить 10 действующих ТЭС и модернизировать 5 существующих. Программой модернизации планируется ввод новых электрических мощностей около 55,2 ГВт, в том числе 6,1 ГВт на угле с к.п.д. не менее 40%. Значительная доля отводится выработке электроэнергии за счет угольного топлива.

В настоящее время ТЭК России, как в прочем и в мире, функционирует как дезинтегрированная система: органическое топливо добывается отдельно от производителя электрической и тепловой энергии, потом топливо транспортируется к месту выработки энергии и от генерирующих установок распределяется по потребителям. Каждое звено такой цепи имеет свои недостатки и затраты. По данным акад. В. В. Ржевского современный уровень полезно используемой потенциальной энергии угля в этой цепи (от его добычи до выработки электроэнергии), т. е. его полная энергетическая ценность для экономики с учётом затрат энергии и материальных средств на каждое звено не превышает 7 - 9%.

В связи с вышеизложенным в 1995 г. профессорами МГГУ Ю. Ф. Васючковым и Б. М. Воробьёвым была сформулирована концепция интеграции топливодобывающего угольного предприятия с энергогенерирующими установками в единый горно - энергетический комплекс. В дальнейшем, он получил название Локальный угле -

газоэнергетический комплекс (ЛУГЭК), в котором были синтезированы процессы скважинной и/или традиционной разработки угольных месторождений , подземной или наземной газификации угля, т.е. трансформации угля в газовое топливо, его очистки от негорючих примесей, добычи угольного метана, обогащения им газового топлива и выработки из него тепловой и/или электрической энергии непосредственно на шахтном поле.

Научная концепция получила развитие в трудах к. т. н. С. Б. Воробьёва (методика экологической оценки ЛУГЭК), к. т. н. М. Ю. Васючкова (методика разработка пилотного проекта применения ЛУГЭК на Прокопьевско - Киселёвском угольно - газоносном месторождении Кузбасса) и к. т. н. М. Ю. Кирьяновой (обоснование необходимости включения в процесс проектирования ЛУГЭК этапа предпроектной проработки (концептуального проекта). Этот этап был необходим для обоснования значительных государственных и частных, в том числе -зарубежных, инвестиций для строительства и дальнейшей эксплуатации горно - энергетических комплексов, которые бы отличались высокой степенью использования потенциальной энергии угля, соответствующим мировому уровню энергетическим к. п. д., безопасностью эксплуатации и низкими выбросами загрязняющих веществ (поллютантов).

В предыдущих исследованиям было показано, что энергетический коэффициент полезного использования потенциальной энергии угля в такой технологии может быть доведен до 28 -32%, а экологическая нагрузка на окружающую среду таких комплексов снижена в 4 - 5 раз по сравнению с традиционными горно - энергетическими системами. Разработка концептуального проекта после привлечения инвестиций во многом удешевляет составление рабочего проекта, так как выбор основного оборудования, структура и технологическая схема определяются на этапе концептуального проектирования.

Однако, методика концептуального проектирования таких комплексов как ЛУГЭК отсутствует. К нерешенным вопросам концептуального проектирования ЛУГЭК относятся:

• Выбор производственной мощности комплекса;

• Обоснование структуры комплекса;

• Обоснование технологической схемы получения газового топлива из

угля;

• Методика расчёта газодинамических параметров комплекса;

• Оценка объёма инвестиции на строительство комплекса и эксплуатационные расходы с учётом издержек на выброс углекислого газа;

Учитывая энергетические и экологические преимущества технологии ЛУГЭК, а также имеющийся положительный мировой опыт работы ТЭС на базе наземной газификации угля и перспективы более широкого использования в России прорывных инновационных горно - энергетических технологий, следует констатировать, что тема диссертации соответствует программным положениям Энергетической стратегии Российской Федерации до 2013 г. и является актуальной.

Целью диссертации заключается в интеграции функционирования угле - добывающих и энергогенерирующих систем для обеспечения высоких технических и экологических показателей использования энергетического сырья и в использовании системного анализа для разработки методических основ проектирования нетрадиционных локальных углегазо-электрических комплексов.

Идея диссертации заключается в интеграции функционирования угле - добывающих и энергогенерирующих систем для обеспечения высоких технических, технических и экологических показателей использования энергетического сырья и в использовании системного анализа для разработки методических основ проектирования нетрадиционных локальных углегазо-электрических комплексов.

Задачами работы являются:

Задачами диссертации служат разработка методов предпроектной оценки и расчёта основных технических, экономических и экологических показателей ЛУГЭК для обоснования вложения инвестиций в его строительство и эксплуатацию, в том числе:

• разработка алгоритма расчёта производственной мощности комплекса;

• создание методики обоснования технологической схемы получения из угля газового топлива в проекте ЛУГЭК;

• обоснование основных газодинамических параметров работы горно-энергетической системы проекта ЛУГЭК;

• разработка методики обоснования экологических преимуществ проекта ЛУГЭК;

• оценка технико-экономических показателей привлечения инвестиций для реализации концептуального проекта ЛУГЭК.

Объектом исследования в диссертации является методология проектирования интегрированной горно - энергетической системы, включающей разработку угольных месторождений совместно и одновременно с генерацией электрической и/или тепловой энергией.

Предметом диссертации является исследование теоретических основ проектирования горно - технических систем для разработки рекомендаций по созданию расчётной базы и анализу эффективности проектных решений на стадии разработки концептуального проекта ЛУГЭК.

Теоретическая основа исследований заключается в использовании теории и современного аппарата разработки проектной документации на строительство и пуск в эксплуатацию сложных технических производств топливно — энергетического характера, включающих использование наукоёмких инновационных технологий.

Методическая основа диссертации основывается на выдвинутой в МГГУ и НПО «Минерал» концепции интеграции горно -технической системы (угледобывающее предприятие) с энергогенерирующими системами (современная ТЭС) с включением блоков очистки и обогащения газового топлива, вырабатываемого из угля, и угольного метана, для достижения высокого энергетического к. п. д. и минимизации экологической нагрузки на окружающую среду.

Степень разработанности проблемы характеризуется формулировкой концепции, исследованием экологических особенностей эксплуатации локальных угле - газоэлектрического комплекса, проработкой пилотного проекта его эксплуатации в условиях газоносного угольного месторождения Кузбасса и обоснованием необходимости включение в процесс проектирования комплексов стадии концептуального проекта.

Информационной базой исследований являются отечественные и зарубежные научно - технические печатные источники, содержащие отечественную и мировую информацию (главным образом - в США) о новейших теоретических и опытно - промышленных разработках в области повышения как энергетической эффективности использования потенциальной энергии угольного топлива в топливно-энергетическом балансе региона (страны), так и улучшения экологических показателей работы горно — энергетических предприятий.

Научная новизна диссертации заключается в теоретическом обосновании неизвестных ранее методик разработки новой стадии проектирования инновационных горно - технических систем (концептуального проекта) как для привлечения инвестиций для их реализации, так и для разработки программ развития региональной энергетики и перспективного планирования энергообеспеченности угленосных регионов.

Достоверность научных положений диссертации заключается в сходимости параметров ЛУГЭК, обоснованных методикой концептуального проектирования и концептуальным проектом, разработанным для условий Черногорского угольного месторождения Минусинского угольного бассейна, а также сходимостью параметров ЛУГЭК с аналогами инновационных энергетических предприятий США.

Научные положения, выносимые на защиту:

• Необходимость включения концептуального проекта в структуру проектирования интегрированных горно - энергетических комплексов, объединяющих процессы добычи угля, его переработки в газовое топливо, совместной добычи угольного метана и генерации электрической и/или тепловой энергии требует разработки методики расчёта (оценки) как топливно - энергетических и газодинамических параметров, так и учёта эколого - охранных показателей.

• Теоретической основой выбора эффективных параметров строительства и эксплуатации локальных угле газоэлектрических комплексов является экономико - математическое моделирование решения задач минимизации расходов на их строительство и эксплуатацию и оптимизации затрат ЛУГЭК, связанных с его эксплуатацией и охраной окружающей среды по фактору удельной стоимости углеродной квоты.

• Определение производственной мощности ЛУГЭК, расхода и состава газового топлива, получаемого от подземной или наземной газификации угольных пластов, а также стоимостных показателей следует производить в соответствие с разработанными алгоритмами и методиками расчёта его параметров, прибыли и срока окупаемости инвестиций в концептуальном проекте.

Практическая значимость работы заключается в разработке методической основы концептуального проектирования ЛУГЭК, а также

расчётов его производственной мощности и технико-экономических показателей.

Апробация и внедрение результатов диссертации. По результатам выполненных исследований сделаны доклады на научно - технических конференциях МГГУ «Недела горняка» в 2012 и 2013 гг. Диссертация

заслушана на заседаниях кафедры ПРПМ МГГУ (протокол №_от_ и на

кафедре «Экономика» ИЭУСП (протокол № 2 от_14.10.2013г.), где получены положительные отзывы. Основные результаты научных исследований доложены на Научно-технических симпозиумах «Неделя горняка» в 2012 и 2013 гг. в МГГУ.

Внедрение результатов диссертации отражено в Концептуальном проекте «Освоение Черногорского угольного месторождения с использованием технологий локальных углегазоэлектрических коплексов. М, МГГУ, ИЭУСП, 2013 г.», утвержденного ОАО «СУЭК - Хакасия», МГГУ и ИЭУСП.

Публик�