Технико-экономический анализ вариантов предприятий подземной газификации угля



Предыдущая | Следующая

 

 

     Технико-экономический анализ вариантов предприятий подземной газификации угля КРЕЙНИН Ефим Вульфович Академик РАЕН Доктор технических наук, профессор ОАО «Газпром промгаз» МАКОВЕЕВ Филипп Владимирович ОАО «Газпром промгаз» ХУРШУДЯН Каратине Норайровна ОАО «Газпром промгаз» Рассмотрены варианты строительства промышленных предприятий подземной газификации угольных пластов на воздушном и кислородном дутье. Выполнена экономическая оценка производства на их основе малокалорийного газа, электроэнергии и заменителя природного газа. Полученные технико-экономические показатели этих производств являются основанием для решений об инвестировании в них. Ключевые слова: подземная газификация угля (ПГУ), дутьевые и газоотводящие скважины, заменитель природного газа (ЗПГ), подземный газогенератор, варианты промышленных предприятий ПГУ. Постановка проблемы. Современные инновационные решения [1-5] в реализации предприятий подземной газификации углей (ПГУ) дают основания для сооружения их в промышленных масштабах. При этом важно знать экономическую эффективность таких предприятий, представляющих собой новые энергохимические комплексы. Это позволит в каждом конкретном случае оценить их инвестиционную привлекательность и экономическую эффективность. Европейские страны до недавнего времени считали уголь экологически грязным видом топлива. Его добыча и использование на электростанциях в последние десятилетия неуклонно сокращались. Однако в последние годы (в силу понятных причин) наметилась обратная тенденция. Желание обеспечить энергетическую безопасность страны путем использования собственных угольных ресурсов, а также диверсификация поставки источников энергии привели к необходимости возврата к энергетическим углям. Например, в Великобритании, в течение нескольких десятилетий не строившей угольных электростанций, в 2009 г. принято решение о сооружении восьми угольных энергоблоков [6], заявлено при этом, что уголь в ближайшем будущем станет ключевым игроком мировой энергетики (аналитический отчет «BP Statistical Review of Word Energy», 2008 г). Учитывая характерные для сжигания угля экологически грязные выбросы, новое поколение угольных электростанций будет оборудовано не только аппаратами улавливания традиционных твердых и газообразных загрязнителей, но и диоксида углерода. Последний предполагается закачивать в пористые структуры горной толщи. Важно переосмыслить роль угля в энергетике России. Результатом прошлой неразумной нефтегазовой стратегии в топливной энергетике явилось хроническое отставание науки и практики как в области добычи и производства современного угольного топлива, так и в способах его эффективного использования для производства электрической энергии в условиях требуемой защиты окружающей среды от вредных эмиссий (тонкой пыли, вредных газообразных веществ SOx, NOx и оксидов углерода). В связи с изложенным, отечественной топливной энергетике крайне необходимы новые современные экологически чистые угольные технологии. К нетрадиционным экологически чистым технологиям разработки угольных пластов в первую очередь следует отнести подземную газификацию угля (ПГУ). Разработанные новые технологические приемы и конструктивные решения [1-5] существенно превосходят уровень ПГУ прошлого столетия, когда была продана лицензия в США. Новые конструкции дутьевых и газоотводящих скважин, а также управляемая система выгазовывания угольного пласта обусловливают следующие преимущества: — устойчиво получать газ максимальной теплоты сгорания (4,6-5,4 МДж/м3 на воздушном дутье и 10-11 МДж/м3 на кислородном дутье); — повысить степень выгазовывания угольного пласта до 9095 %, снизить утечки газа из подземного газогенератора до 5 %; — вынести колонны эксплуатационных скважин за пределы сдвижения покрывающей толщи пород; — повысить КПД газификации до 75-80 %; — минимизировать экологическое воздействие на подземную гидросферу; — отрабатывать оставленные запасы угольных шахт, в том числе закрывающихся, методом нагнетательно-отсосной технологии ПГУ; — разрабатывать глубоко залегающие угольные пласты и учитывать при этом проявления горного давления; — уменьшить количество требуемых буровых скважин и снизить благодаря этому расходы на бурение в себестоимости газа с 30 до 10 %; — получать газообразный энергоноситель по себестоимости в 1,5-2 раза меньше, чем условное топливо на соседних угольных шахтах; — получать из газа ПГУ синтетические углеводороды. ПГУ в отличие от традиционных способов добычи угля ликвидирует экологические ущербы при добыче, хранении и транспорте угля, а главное — при его сжигании за счет отсутствия в отходящих продуктах твердых частиц (зола и несгоревший уголь) и существенно меньших количеств экологически вредных компонентов (NОх, SО2 и СО). Особый интерес представляет возможность получения на базе газа ПГУ метана как заменителя природного газа (ЗПГ). Состав сырого газа, получаемого в подземном газогенераторе при осуществлении процесса на парокислородном дутье и давлении около 3 МПа, аналогичен составу сырого газа процесса Лурги в наземном газогенераторе. Предприятие ПГУ с получением заменителя природного газа (93 % СН4) вполне реально, так как наземный комплекс осваивается в технологии газификации в наземных газогенераторах. Такой газ может транспортироваться как для энергетики, так и для различных технологических (химических) процессов. Органические синтезы жидких углеводородов (метанол, бензин, дизельное топливо) основаны на реакции СО+2Н2> (—СН2—) +H2O+q. Главная их особенность заключается в подборе соответствующих катализаторов и режимных параметров. ческий анализ следующих вариантов эксплуатации промышлен 8 м = 1,4 • 106 м3 ? 1,7 • 106 т), определяют требуемое количество одновременно работающих газогенераторов (п. 10), а следовательно, и количество эксплуатируемых газоотводящих скважин (п. 11). При этом производительность газоотводящей скважины принята равной 104 м3/ч, а теплота сгорания газа на воздушном дутье — 4180 кДж/м3 и на кислородном — 9210 кДж/м3. ного выхода газа (2,7 и 1,25 м3/кг), часовой расход угля оказы Принципиальная конструкция подземного газогенератора вий буроугольного горизонтального пласта (мощностью 8 м) на глубине 150 м. На рисунке представлена принципиальная конструкция подземного газогенератора. Длина угольной части наклонно-горизонтальных скважин — 500 м; ширина газогенератора по простиранию — 350 м, на которой пробурено 10 наклонно-горизонтальных обсаженных дутьевых скважин и 10 наклонно-горизонтальных (необсаженных по углю) газоотводящих скважин. Дутьевые и газоотводящие скважины соединены одной поперечной наклонно-горизонтальной скважиной с длиной по углю 350-380 м. Для осушения участка газификации и снижения уровня столба подземных вод предусмотрены Расчетные показатели работы предприятий ПГУ водоотливные скважины. Кон- технический кислород (95-98 %) троль за положением уровня 1 Тепловая мощность, МВт 800 800 подземных вод осуществляют с помощью двух вертикальных гид2 Теплота сгорания газа, кДж/м3, 4187 9210 Для первоначального розжига 3 Производительность по газу, м3/ч, 7•105 3,2•105 циальная вертикальная скважина, расположенная вблизи крайней газоотводящей скважины и 12,3 28,3 забоя поперечной наклонно-го- 0,2 0,2 ризонтальной скважины. Общее CO 12,9 24,3 количество вертикалиных сква- H2 14,3 40,6 жин — 6-7 шт. CH4 3,6 4,1 Прежде всего рассмотрим ожидаемые технологические и 6 Удельный расход дутья (по газу), м3/м3 0,9 1,0 ры работы предприятий ПГУ на 7 Расход дутья, м3/ч, 6,3•105 3,2•105 воздушном и кислородном дутье (табл. 1). Принимая одина9 Запасы угля на 1 газогенераторе, т; 1,7•106 1,7•106 на всех газогенераторах, т 17•106 8,5•106 10 Количество газогенераторов, шт. 10 5 11 Количество газоотводящих скважин, шт. 70 32 ребителей), определяем требу13 Время работы газогенераторов, год 7,5 3,8 Рассмотренные два предприятия ПГУ (на воздушном и кис- технологического оборудования, в частности, воздуходувок, налородном дутье), предназначенные для обеспечения газовым гнетающих воздух в дутьевые скважины, воздухоразделительной энергоносителем местных потребителей, являются основной установки (ВРУ) и пр. частью комплексного энергохимического производства элек- В вариантах, предполагающих использование ВРУ, то есть натрической энергии или синтетических углеводородов. Такие гнетание кислорода вместо воздуха, потребление электроэнеркомплексы («ПГУ—ТЭС» и «ПГУ—завод синтетических топлив») гии значительно превышает аналогичный показатель вариантов заслуживают особого внимания, при этом вторые части комп- ПГУ на воздушном дутье. лексов уже освоены соответственно в электроэнергетике и при В отношении размера тарифа на электроэнергию в рамках наземной газификации угля. настоящей работы сделано предположение, основанное на осоПроизводство синтетических углеводородов путем газифика- бенностях функционирования оптового рынка электроэнергии ции угля на месте его залегания представляет особый интерес, в РФ, цена приобретения электроэнергии предприятием ПГУ так как такое техническое решение имеет явные преимущества несколько превышает цену реализации, на основании вышеизпо сравнению с наземной газификацией угля. ложенного цена приобретения электроэнергии принята равной В табл. 2 представлены технологические данные по произ- 0,02 дол. США/кВт•ч. водству из газа ПГУ синтетических углеводородов (заменитель В вариантах 3, 4 и 5, предполагающих производство электроприродного газа — ЗПГ). энергии и ЗПГ, часть производимой продукции используется для В начале табл. 2 (п. 1, 2, 3) представлены данные табл. 1, а собственных нужд (соответственно 30 и 20 %). В соответствии с остальные строки отражают производство ЗПГ. Удельный выход действующим налоговым кодексом РФ в работе приняты слеЗПГ (табл. 2, п. 5) принят по предприятию с наземным газогене- дующие ставки налогообложения: единый социальный налог ратором [6]. Величина мощности комплексного предприятия по (далее — ЕСН) — 20 %; налог на добычу полезных ископаемых ЗПГ (п. 7) составляет около 0,75 млрд м3/год (2,230 • 106?? 339,3 = (далее — НДПИ) — 6 %; налог на имущество предприятий — 2,2 %; 756,6 • 106 м3/год). налог на прибыль — 20 %. Доходы проекта строительства предприятия ПГУ формируются ЭКОНОМИчЕСКАЯ ОЦЕНКА за счет реализации конечной продукции. В рамках настоящего Среди различных вариантов эксплуатация промышленных предприятий ПГУ выбраны и проанализированы пять из них: два варианта — топливо для местной промышленности (например, угольные котельные), два варианта — производство электрической и тепловой энергии на ТЭС, один вариант — производство ЗПГ. При этом принятая тепловая мощность всех пяти вариантов — 800 МВт, в первых двух случаях предприятия ПГУ эксплу— 55 дол. США/1000 м3 (цена принята равной оптовой цене на природный газ, поставляемый потребителям Кемеровской об Расчет проводился с использованием компьютерной программы Excel. Жизненный цикл проекта принят равным 20 годам. Расчет производился в текущих ценах, которые были приняты комплекс по конверсии газа ПГУ и его метанизации при производстве ЗПГ, тепловая электростанция на комбинированном http://data. bls. gov/PDQ/servlet/SurveyOutputServlet. газо-паровом цикле) принята экспертно с учетом имеющихся зарубежных [7,8] и отечественных [9] данных. Стоимость ком постоянными на протяжении всего жизненного цикла проекта. В связи с тем, что расчет производился в долларах США, ставка дисконтирования денежных потоков принята равной 4 % (норма доходности долгосрочных казначейских облигаций США со сроком исполнения 30 лет). Варианты 2 и 5 оказались наименее эффективны и не рекомендуются для реализации. Причина убыточности данных вариантов — низкое значение цены реализации соответственно электроэнергии и ЗПГ. Необходимо отметить, что на топливном рынке РФ имеет место диспропорция цен, в связи с чем цены на природный газ значительно ниже цен на конкурирующие виды топлива (уголь, нефтепродукты), однако на внешних топливных рынках подобный фактор отсутствует. В этой связи в рамках настоящего анализа были поставлены две задачи: — определить цену на ЗПГ, обеспечивающую безубыточность проекта, т. е. при которой NPV (ЧДД) принимает значение, равное нулю (вариант 5а), — определить цену на ЗПГ, обеспечивающую значение IRR (ВНД), равное 12 % (вариант 5б). Безубыточность предприятия (5а) обеспечивается при цене ЗПГ, равной 213 дол. США/1000 м3, а в варианте (5б) увеличение цены на ЗПГ до 314 дол. США/1000 м3 (что в 6 раз превышает текущий уровень цен на внутреннем рынке РФ) приводит к повышению показателя ВНД до 12 %, и в этом случае проект можно считать привлекательным для потенциальных инвесторов. ЗАКЛЮчЕНИЕ Рассмотрены варианты строительства предприятий ПГУ, технологический процесс на которых осуществляется на воздушном или кислородном дутье. При этом получаемый газ используется либо в качестве местного топлива, либо для производства электроэнергии на ТЭС и заменителя природного газа на предприятии метанизации синтез-газа (CO+H2). Инвестиционно привлекательными являются предприятия ПГУ на воздушном дутье (из-за высокой стоимости воздухо-разделительных установок). Однако транспорт малокалорийного газа ПГУ эффективен только на небольшие расстояния (не более 10-15 км.). При производстве электроэнергии на ТЭС экономически более привлекательна ПГУ на воздушном дутье. Перспектива получения синтетических углеводородов из газа ПГУ вполне реальна и заманчива. Ее экономическая эффективность обусловлена главным образом величиной отпускной цены реализации синтезированного заменителя природного газа. Выполненный технико-экономический анализ 5 вариантов промышленных предприятий ПГУ (в существующих ценах) является основой для инвестиционных решений и ожидаемых результатов. Вместе с этим надо отчетливо понимать, что итоговые экономические показатели рассмотренных вариантов предприятий ПГУ во многом зависят от принятых цен на оборудование и выпускаемую продукцию. По нашим предыдущим расчетам, с более высокими ценами на конечную продукцию (газ ПГУ, электроэнергию и синтетические углеводороды) экономические показатели были более благоприятными, и срок окупаемости капитальных затрат не превышал 3-4 года. Список литературы 1. Патент РФ № 2358101, Способ подготовки газоотводящей скважины подземного газогенератора, 2009 г. 2. Патент РФ № 2358102, Способ эксплуатации дутьевых скважин подземного газогенератора, 2009 г. 3. Патент РФ № 2358915, Способ очистки подземных вод в отработанном пространстве подземного газогенератора, 2009 г. 4. Патент РФ № 2359116, Способ экологически чистой подземной газификации глубокозалегающих углей, 2009 г. 5. Патент РФ № 2360106, Способ экологически чистой подземной газификации углей, 2009 г. 6. Угольный ренессанс зеленого цвета // Уголь. — 2009. — № 8. С. 72. 7. An in-depth evaluation of LLL’s R & D program for the in-situ gasification of deep coal seams, USA, 1976. 8. Garon A. M. An economic evaluation of underground coal gasification. Proceedings of the Second Annual Underground Coal Gasification Symposium. USA, 1976 pp. 155-168. 9. Крейнин Е. В., Грабская Е. П. Подземная газификация угольных пластов как наиболее эффективный вариант экологически чистой угольной технологии в топливной энергетике // Горный информационно аналитический билютень. — МГГУ, 2002, № 11, с. 205-213.

/*/

у нас что льготы на газ?

/*/

Почему, практически во всех источниках, цену на газ ПГУ сравнивают с ценой на природный газ, а не с ценой угля. Если сравнивать с ценой угля (в условных т.у.т.), то газ ПГУ гораздо выгоднее.