Техническое и экономическое обоснование проекта по глубокой переработке угля. Г. Кемерово

2009г.

Оглавление

Введение

1. Цель и сущность проекта

2. Экономические и социальные предпосылки развития подземной газификации и строительства комбината по глубокой переработке угля.

3. Технологическое обоснование проекта

   0. Физико-математическая модель технологической схемы подземного газогенератора.

   1. Технологическая схема комбината по глубокой переработке угля.

   2. Технологическая схема подземного газогенератора.

   3. Технологическая схема химического производства.

   4. Электростанция

4. Экономическое обоснование проекта

   0. Капитальные затраты на строительство станции подземной газификации угля и приобретение технологического оборудования.

   1. Экономические параметры станции подземной газификации угля в период эксплуатации.

   2. Капитальные затраты на строительство химического производства.

5. Альтернативные методы комплексной глубокой переработки угля.

6. Заключение.

Введение.

Современное политическое и экономическое состояние Российской Федерации, социально-экономическое состояние областей России, где расположены угледобывающие предприятия, а также цель и концептуальная формула комплексного освоения недр, на первом этапе позволят решить следующие задачи:

1. Разработка нормативного документа, регламентирующего на Федеральном и региональных уровнях правоотношения, создающие льготные налоговые условия для бизнесменов, создающих рентабельные рабочие места в угольной промышленности за счет комплексного освоения недр, нетрадиционного использования техногенных пространств, переработки отходов производства.

2. Разработка технико-экономического обоснования и бизнес-планов по типовым технологическим решениям, предусматривающим сохранение базовых систем горных предприятий как основы для создания новых рентабельных рабочих мест, обеспечивающих необходимую занятость населения угледобывающих районов, сохранение и развитие социальной инфраструктуры.

3. Создание на базе одного угольного месторождения, непригодного по горно-геологическим условиям к традиционной добыче, экспериментальных участков для апробации новых технологий и средств.

4. Создание научно-исследовательской базы, объединяющей угольную, химическую, энергетическую промышленности.

5. Создание более выгодных условий обеспечения сырьем участников рыночного оборота, производства и сбыта товаров и услуг.

1. Цель и сущность проекта

Стратегической целью проекта является создание углехимической отрасли и обеспечение устойчивости конкурентных преимуществ в долгосрочной перспективе.

В настоящее время сформированная методология инновационной и инвестиционной стратегии, а так же обоснованные теоретически и проверенные на практике экономические взаимосвязи субъектов инновационного процесса применительно к предприятиям угольной, химической, энергетической, научно-исследовательской отраслей отсутствуют.

Проектом предусматривается:

- Строительство предприятия, осуществляющего подземную газификацию угольных пластов с получением смеси газов: пропана, метана, бутана и синтетического газа (СО+Н2).

- Строительство химического предприятия для производства моторного топлива.

- Строительство экологически чистой электростанции.

Производительность предприятия по газу – 1-3 млрд. м³ в год.

Производство моторного топлива – 300000-500000 тонн в год.

2. Экономические и социальные предпосылки развития подземной газификации углей.

Среди инновационных методов разработки угольных месторождений важное место занимает метод подземной газификации углей (ПГУ). Эта технология открывает новые возможности в разработке угольных пластов со сложными горно-геологическими условиями залегания, совмещает добычу и переработку угля, обеспечивая при этом непосредственное получение конечного продукта (горючего газа) на месте осуществления газификации пласта - в отличие от добытого угля, являющегося продуктом промежуточным. Особо привлекательное преимущество метода ПГУ заключается в его экологических достоинствах - так, при подземной газификации не нарушается земная поверхность, а производимый газ является экологически чистым видом топлива и сырьем для химической промышленности.

Технология подземной газификации углей в технически осуществимом виде была разработана в 1930-е гг. отечественными инженерами, и уже в 1947 г. на Украине была построена первая опытная станция подземной газификации углей. В 1950-е гг. и в начале 1960-х на территории СССР было построено еще несколько предприятий этого профиля. Наиболее известными из них являются Южно-Абинская станция «Подземгаз» в Кузбассе, пущенная в эксплуатацию в 1955 г. и прекратившая свое существование в 1996 г., и Ангренская станция «Подземгаз» в Узбекистане, построенная в 1963 г. и успешно работающая по сей день.

История развития метода подземной газификации углей тесно связана с Кузнецким бассейном. Так, первые эксперименты по подземной газификации в Кузбассе были проведены еще в 1935 г. близ г. Ленинск-Кузнецкого на пласте "Журинском". Для проведения данных экспериментов был подготовлен шахтным способом газогенератор небольших размеров. В результате этих опытов был получен газ, содержащий 20% СН₄, 15% Н₂ и не более 6% СО. Проведение этой серии экспериментов было прекращено через два года вследствие нарушения герметичности газогенераторов, обусловленного небольшой глубиной их расположения - 30 м от поверхности.

Проектная мощность Южно-Абинской станции "Подземгаз" составляла 500 млн.м³ газа в год, проектная себестоимость - 1,8 руб./1000 м³ газа, или 12,6 руб./т у.т. (в ценах 1990 г.). За время работы предприятия выгазовано 3 млн. т угля, выработано 9 млрд. м³ газа со средней теплотой сгорания 911 ккал/м³ (или 3,8 МДж/м³). Потребителями газа ПГУ являлись 12 предприятий г.г. Прокопьевска и Киселевска, в том числе котельные установки шахт, машиностроительного завода, хлебозаводов, завода железобетонных изделий, автотранспортных предприятий. Потребление газа в течение года было неравномерным и определялось сезонностью работы потребителей. Так, в зимнее время потребность в газе определялась в количестве до 50 тыс.м³/час, в летнее - 10 тыс.м³/час. Резкое снижение потребления газа в летнее время отрицательно сказывалось на работе предприятий "Подземгаз”: ухудшался технологический режим процесса, снижались технико-экономические показатели. При снижении потребления газа станция была вынуждена нагнетать в подземные газогенераторы то же самое оптимальное количество дутья, необходимое для поддержания нормального технологического режима. Это приводило к выработке избыточного количества газа и вынужденному сжиганию его "на свече", следствием чего являлось значительное увеличение себестоимости газа в летний период.

Наивысшая производительность Южно-Абинской станции "Подземгаз" была достигнута в 1966г. - 488 млн. м³ газа, с себестоимостью газа, равной 1,98 руб./1000 м³ или 14 руб./т у.т. В период с 1967 по 1977 годы производительность станции колебалась в пределах 300-420 млн.м³ газа в год, а с конца 1970-х г.г. происходило постепенное снижение количества производимого газа, сопровождавшееся соответствующим увеличением его себестоимости. Нужно отметить, что Южно-Абинская станция "Подземгаз" проектировалась и построена как опытно-промышленное (а не чисто промышленное) предприятие с небольшой производительностью, поэтому невысокие (хотя и не превышающие себестоимости угля, добытого шахтным способом) технико-экономические показатели этой станции не могут в полной мере характеризовать значительные экономические возможности подземной газификации углей, а отражают в данном конкретном случае экономику сезонного предприятия.

Средний состав газа, производимого на Южно-Абинской станции за все время ее эксплуатации, характеризуется следующими диапазонами изменения содержания отдельных компонентов газа:

СО₂ - 12,0-15,3%; С_nН_m - 0,1-0,7%; О₂ - 0,2%; СО - 10,0-14,0%;

Н₂ - 12,1-16,2%; СН₄ - 2,0-4,0%; N₂ - 55,0-60,0%; Н₂S - 0,01-0,06%.

Следует отметить, что при газификации угля на глубоких горизонтах усиленное проявление горных факторов, отрицательно сказывающихся на шахтной разработке глубокозалегающих пластов (увеличение горного давления, температуры, уменьшение влажности пород, увеличение плотности вмещающих пород), оказывает положительное влияние на протекание технологического процесса газификации в части уменьшения утечек газа и дутья, улучшения кинетики газообразования, степени использования промышленных запасов угля и повышения химического КПД процесса. При осуществлении процесса ПГУ на глубоких горизонтах представляется возможным вести газификацию при высоком давлении (в пределах 0,8-3,0 МПа), что существенно повышает теплоту сгорания получаемого газа, а также позволяет осуществлять бескомпрессорную транспортировку газа ПГУ на расстояние до 200-250 км от места его производства.