//Электрика. – 2010. – № 10.– С. 3 - 8.

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

НА УГОЛЬНЫХ ШАХТАХ И В ЭНЕРГЕТИКЕ

Г. Г. Пивняк, академик НАН Украины, доктор техн. наук, профессор, зав. кафедрой, В. Т. Заика, доктор техн. наук, профессор, Zaika_VT@ukr.net

Ю. Т. Разумный, доктор техн. наук, профессор, А. В. Рухлов, канд. техн. наук, доцент, 7169103@i.ua

Национальный горный университет, Днепропетровск, Украина

 

По перспективным прогнозам, которые положены в основу Энергетической стратегии Украины на период до 2030 г., объёмы добычи угля по базовому варианту должны быть доведены до 130 млн. т в год, что указывает на важность вопросов эффективного энергообеспечения и электроиспользования горных машин и комплексов на основных участках горного производства.

Обеспечить эффективность производства позволит политика энергосбережения в топливной и горнодобывающей отраслях [1], которая должна основываться на реально выявленных резервах в производстве (табл. 1). Для этого горные предприятия должны быть оснащены развитыми, высокоинтеллектуальными системами энергомониторинга (рисунок).

 

1. Потенциал электросбережения на подземных работах

(по энергоемким установкам и процессам на угольной шахте)

Энергоёмкие установки и технологические звенья (процессы)

Расход электроэнергии на процесс, %

Резерв электросбережения, %

Подземные горные работы

Добычные и проходческие участки

10,9

13–19

Магистральный конвейерный транспорт

15,4

12–57

Водоотливный комплекс

21,0

2,5–8

Итого по подземным работам

46,3

(3,5–12,5)*

Установки на поверхности шахты

Подъёмные установки

5,5

3–5

Вентиляторные установки

18,0

6–10

Итого по установкам на поверхности шахты

23,5

(1,3–2,1)*

Всего по энергоёмким процессам

69,8

(4,8–14,6)*

* Резерв электросбережения в % к общешахтному электропотреблению.

 

Данные, включённые в табл. 1, получены в ходе многомесячного мониторинга процессов подземной угледобычи на шахте им. Н. И. Сташкова (ГХК "Павлоградуголь", Западный Донбасс) с помощью пилотного образца системы КТС СОЭ (рис. 1). Горнотехнические условия, система отработки пластов, производственная мощность (1,0–1,2 млн т в год) на этой шахте в основном характерны для всей группы шахт (на этом месторождении таких шахт 11). Отработка угля из пластов мощностью около 1,0 м производится комплексно-механизированными лавами (комплексы КД-80 с узкозахватными комбайнами типа 1К101). Для проходки капитальных и вспомогательных выработок применяются проходческие комплексы 4ПП-2.

Установленная мощность электроприёмников (ЭП) комплексно-механизированных лав достигает 550 кВт (на шахте пять действующих лав) и до 350 кВт – на проходческий забой. Мощность ЭП сборных штреков достигает 570 кВт (на спаренных лавах). Электроснабжение каждого из указанных объектов производится от одной–двух передвижных взрывобезопасных подстанций общей мощностью до 630–800 кВА. Все указанные потребители работают круглосуточно, поэтому важно, чтобы оборудование систем электроснабжения этих участков было максимально согласовано по параметрам с режимом работы горных машин и комплексов.

На шахте применена система сплошной конвейеризации доставки угля от забоя к стволу шахты: забойный конвейер – конвейеры сборных штреков (участковые) – магистральные конвейеры. На магистральном транспорте используются конвейеры типов 1Л100К, 2Л100У, 2ЛУ-120 и др. с приводами мощностью от 150 до 400 кВт. Всего на шахте задействовано 17 магистральных конвейеров. Их протяжённость находится в пределах 0,65–1,3 км; протяжённость отдельных конвейерных линий составляет 5–6 км.

Насосные установки главного водоотлива сооружены на горизонтах 225 м (10 агрегатов с насосами ЦНС-300–300…360 и электродвигателями мощностью 400–500 кВт) и 300 м (шесть агрегатов с насосами ЦНС-300–360÷420 и электродвигателями 800 кВт). Водоприток в целом составляет около 28 тыс. куб. м/сут.

 

Структурная схема системы энергомониторинга:

О- объект контроля; ЛК – локальный контроллер; СК – сборный контроллер;

БД – база данных и знаний; АРМ – автоматизированные рабочие места специалистов;

 

По результатам промышленных испытаний и опытной эксплуатации системы КТС СОЭ, а также комплексного энергоаудита определены направления, резервы и методы электро- и ресурсосбережения на подземной угледобыче. Рекомендации вошли в отраслевой стандарт [2].

Кроме этого на шахте за счёт формирования с помощью КТС СОЭ достоверных потоков  информации о расходе электроэнергии по энергоёмким процессам, а также о загрузке электрооборудования, включая элементы и установки системы подземного электроснабжения, специалистами шахты выполнен комплекс электро- и ресурсосберегающих мероприятий по рационализации эксплуатации электрохозяйства шахты. Это позволило:

1) снизить заявленный максимум активной мощности шахты на 16,3 % (1,7 МВА);

2) уменьшить расход электроэнергии (ЭЭ) главным водоотливом за счёт:

•ограничения на 4000 куб. м в сутки сброса шахтных вод с горизонта 225 м на горизонт 300 м через перепускные скважины (экономия 347 тыс. кВтч/год);

•исключения эффекта дросселирования на насосах №№ 1 и 6 водоотливной установки горизонта 300 м, имеющих различные напорные характеристики; нормализация работы агрегатов привела к снижению расхода электроэнергии на 68 тыс. кВтч/год;

3) практически исключить работу участковых и магистральных конвейеров вхолостую; применительно к одной лаве это приводит к снижению электропотребления в среднем на 25 тыс. кВтч/год; на магистральном транспорте расход снижен на 124 тыс. кВтч/год.

4. принять положение о снижении на 25–30 % удельного расхода электроэнергии на транспортирование угля из спаренных лав для обоснования расширения этой системы отработки на шахте (прогнозируемое снижение расхода электроэнергии на отработку двух лав длиною по 170 м и протяжённостью столба 900 м равно 135 тыс. кВтч);

5) принять и использовать для разработки плана программы ведéния работ в лавах с узкозахватными комбайнами и гидрофицированными крепями рекомендации по снижению удельного расхода за счёт увеличения основного технологического параметра – скорости подачи угольных комбайнов (ожидаемая эффективность – снижение удельного расхода электроэнергии на 0,55 % при повышении скорости подачи на 1 %);

6) принять и использовать для совершенствования систем транспортирования угля модельный подход, повышающий достоверность определения удельного расхода электроэнергии на этот процесс; с помощью которого на одном из магистральных конвейеров выявлено, что удельный расход может быть снижен с 10,48–3,73 кВтч/т при грузопотоках 238–748 т×км/сут. до 1,03–0,73 кВтч/т – при грузопотоках 1700–2500 т×км/сут;

7) опираясь на знание фактических максимальных электрических нагрузок при достигнутом и прогнозируемом уровне добычи угля, грузопотоках и водопритоке, осуществить на шахте формирование рационального по количеству, составу и мощности парка подземных передвижных трансформаторных подстанций (производятся упорядочение по сечению кабельных линий для их подключения, выравнивание загрузки элементов в подземных высоковольтных электрических сетях, замена мощных, но малозагруженных электродвигателей насосных агрегатов).

По прогнозным оценкам, снижение расхода электроэнергии при реализации всего потенциала энергосбережения в масштабах угольной отрасли (см. табл. 1) составит около 450 млн кВтч/год, что приведёт также к уменьшению вредных выбросов в атмосферу и техногенной нагрузки на окружающую среду.

Как показывают научные исследования и подтверждает практика, перспективным способом повышения энергоэффективности является замена нерегулируемых приводов горных машин на частотно-регулируемые. Применение частотных преобразователей позволяет согласовать режим работы привода с характером технологической нагрузки оборудования в режиме реального времени; значительно сократить расход электроэнергии при недогрузах и работе оборудования вхолостую, а также в полной мере использовать регулировочную способность этого типа электропривода для увеличения технологических нагрузок горных машин и установок. Переход на частотно-регулируемый привод особенно актуален для конвейерного транспорта, мощных угледобывающих комплексов, систем водоотлива там, где установлены достаточно мощные электродвигатели, а технологические нагрузки имеют большие размахи во времени.

Обозначенное направление энергосбережения одновременно способствует снижению спроса на маневренную мощность энергосистем.

Для этих же целей на горных предприятиях могут быть использованы потребители-регуляторы (ПР) активной мощности, которые без ущерба производству могут отключаться на определённое время, либо электропотребление которых в периоды максимальных нагрузок в энергосистеме может быть снижено за счёт изменения режимов работы.

На угольных шахтах комплексы ПР формируют, в основном, из мощных подъёмных и водоотливных установок, а также конвейерных линий магистрального транспорта при бункерно-конвейерной схеме доставки угля. К примеру, на шахтах Западного Донбасса резерв регулировочной способности водоотливных установок достигает 13–17 % от максимума нагрузки шахты, угольных подъёмных установок – 4,4 %, породных – 1,8 %. Потенциальные регулировочные возможности транспортных звеньев оцениваются в 6–9 % от того же максимума.

Составной частью системы потребителей-регуляторов являются технологические устройства и сооружения (бункеры, водосборники и др.), позволяющие потребителям электрической энергии переходить в заданный режим в часы максимальной нагрузки энергосистемы или другое время суток.

Шахтная водоотливная установка (ШВУ) – классический пример ПР. Особенность её работы в этом режиме заключается в том, что при отключении всех или части мощных насосов в периоды максимальных нагрузок в энергосистеме вода накапливается в шахтных водосборниках. Затем, в часы ночного провала и частично полупикового режима её откачивают (обычно в форсированном режиме), из-за чего удельные потери на откачку возрастают. Оптимальным при заданном тарифе будет режим работы ШВУ, обеспечивающий выгоды как потребителю (снижение платы за электроэнергию), так и энергосистеме (уменьшение расхода топлива на покрытие пиковых нагрузок).

Кроме вовлечения ПР угольных шахт в работу, существенный вклад в повышение эффективности регулировочных мероприятий следует ожидать от децентрализации электроснабжения и использования высокоэкономичных источников, так как из-за изношенности основных фондов тепловых электростанций (ТЭС) Украины работа их в маневренных режимах нецелесообразна. Об этом свидетельствует рост удельного расхода условного топлива на выработку 1 кВтч энергии на ТЭС при использовании их в маневренных режимах (табл. 2).

2. Удельный расход условного топлива на ТЭС, тут/кВтч

Период года

Тарифные зоны

Пик

Полупик

Ночь

Осенне-зимний

538

382

369

Весенне-летний

423

371

365

За год (средневзвешенный)

504,5

380,2

367,6

Примечание. Расчёт для разных зон выполнен по данным о приращениях мощности в периоды максимальных и минимальных нагрузок, расходе топлива на один пуск энергоблока, количестве пусков, удельном расходе топлива при работе на холостом ходу.

 

Поэтому ТЭС энергосистем целесообразно использовать в базовом режиме, с постоянной нагрузкой, а для покрытия пиков нагрузки необходимы источники энергии с другими характеристиками, к примеру, промышленные газовые турбины, хорошо приспособленные для работы в маневренном режиме.

Анализ свойств маневренности различных электрических станций (ЭС) убеждает, что газотурбинные станции могут обеспечить необходимые условия устойчивой работы энергосистемы (табл. 3).

3. Режимные значения показателей электростанций разных типов

Электростанции

Технический минимум нагрузки, о. е.

Время набора полной мощности из "холодного" состояния, мин.

Атомные

0,9–0,95

390–660

Теплоэлектроцентрали и паротур-бинные конденсационные

0,8

90–180

Газотурбинные

0

15–30

Гидравлические

0

1–2

 

Сопоставление данных табл. 2 и 3 показывает, что с целью повышения эффективного использования топлива на ТЭС энергосистем и создания благоприятных условий для работы АЭС целесообразно сооружать ЭС средней мощности непосредственно на предприятиях, с взаиморасчётами за электроэнергию по прогрессивному тарифу.

В первую очередь сооружение собственных ЭС необходимо на крупных предприятиях, например, горно-металлургического профиля, потребляемая электрическая мощность которых составляет 100 МВт и более. При этом следует сооружать современные ЭС, эффективно работающие в маневренном режиме, с высоким значением КПД (не менее 45 %), и считать их источниками децентрализованных систем.

Централизованные и децентрализованные энергосистемы имеют свои преимущества и недостатки. Сочетание экономических и экологических преимуществ одних и других с учётом соответствующего соотношения мощностей централизованной и децентрализованной систем – современное прогрессивное направление развития энергетики.

В условиях рыночной экономики предприятия и целые объединения приватизируются, становятся частными, ужесточаются требования к обеспечению энергетической безопасности собственных предприятий.

Оплата за потреблённую электроэнергию по дифференцированному тарифу – экономический стимул для регулирования режима электропотребления предприятием. В этом случае оно с помощью потребителей-регуляторов максимально снижает потребляемую мощность в часы утреннего и вечернего пиков нагрузки энергосистемы, при этом максимум нагрузки предприятия обычно сдвигается в часы полупика или в период ночного провала.

В связи с этим собственную ЭС предлагается использовать как "активный" регулятор мощности в виде маневренного источника энергии (МИЭ), а электроснабжение предприятия осуществлять в комбинированном режиме [3].

При комбинированном режиме путём выбора меньшей величины денежных затрат на электроэнергию по зонам суток осуществляется управление системами электроснабжения: получение энергии в часы пиков и полупиков от МИЭ, а ночью – от энергосистемы. В этом случае также необходимо регулировать режим электропотребления для снижения установленной мощности маневренного источника и его экономичной работы [1].

При относительно равномерном на протяжении суток электропотреблении и отсутствии возможности регулирования его режима предприятию не выгодно переходить на систему оплаты по зонам суток. Это объясняется тем, что при переходе с одноставочного на дифференцированный тариф суммарная оплата за электроэнергию почти не изменится. Такой вывод подтверждается расчётом платы за электроэнергию от централизованной системы по конкретным ставкам:

,

где  – тариф на электроэнергию, грн/кВтч; Кп=1,68, Кпп=1,02, Кн=0,35– коэффициенты к тарифу в часы пика, полупика и ночного провала нагрузки соответственно; Wп, Wпп, Wн – потребление электроэнергии соответственно в те же часы.

Такое положение сдерживает предприятия при переходе на прогрессивный тариф, что вызывает в энергосистеме трудности покрытия пиковых нагрузок и, главное, увеличивает расход топлива на ТЭС. Вместе с тем, анализ тарифов на электроэнергию и себестоимости её выработки в условиях рыночных отношений показал, что для горнорудных и горно-металлургических производств с равномерным и круглосуточным электропотреблением выгодно переходить на электроснабжение от МИЭ, включённого в децентрализованную системам. Тогда плата за электроэнергию составит

,

где  – себестоимость произведённой электроэнергии за счёт МИЭ; Wпот – потреблённая предприятием электроэнергия.

Такой подход имеет экономические преимущества для предприятия, поскольку , но нецелесообразен для централизованной энергосистемы.

Исследования подтверждают, что существуют экономически взаимовыгодные условия для работы централизованной и децентрализованной систем, определяемые неравенствами:

                                        (1)

Поэтому предусматривается, что в пиковой и полупиковой зонах суток электроэнергия потребляется предприятием от МИЭ, а ночью – от энергосистемы. Такой комбинированный режим работы двух типов систем электроснабжения позволяет успешно решать рассматриваемую проблему.

В качестве ЭС, которые должны сооружаться для указанных условий, могут быть парогазовые установки (ПГУ) на природном газе или газе, полученном путём внутрицикловой газификации угля. Последняя технология предлагается различными компаниями (в частности, Siemens). Внутрицикловая газификация получила развитие для условий, когда горючий газ утилизируется в газовой турбине, а продукты сгорания используются при генерации пара для паровой турбины. За рубежом в эксплуатацию уже введено 18 электростанций с внутрицикловой газификацией твёрдого топлива мощностью от 60 до 300 МВт и КПД на уровне 43–45 %. Такие ПГУ должны использоваться и в Украине, причём удельные капиталовложения в них оцениваются в 1500–1600 долл./кВт и имеют тенденцию к снижению.

Применение газификации в технологических схемах производства энергии позволяет:

        существенное повысить энергоэффективность использования угля;

         обеспечить высокую чистоту дымовых выбросов энергетических установок, работающих на угле;

         расширить возможности использования низкосортного угля;

         реализовать новые пути энергосбережения на основе совершенствования локальных систем теплообеспечения, например, с применением тепловых насосов;

         кардинально снизить эмиссию вредных газов.

Именно поэтому применение этой технологии является одним из самых перспективных направлений в энергетике, особенно для рассматриваемых условий.

Для примера рассмотрим ПГУ мощностью РПГУ=100 МВт с КПД ηПГУ=42 %, которая при годовом времени работы tр=7000 ч производит электроэнергии W=РПГУtр=700 млн кВтч/год. При сравнении с выработкой такого же объёма электроэнергии на централизованной ТЭС с КПД ηТЭС=31 % удельная экономия условного топлива составит Δg0W≈0,1 кг/кВтч. С учётом того, что ПГУ обеспечивает и теплоснабжение предприятия, экономия возрастает до Δg0≈0,24 кг/кВтч.

Дальнейшие расчёты с учётом неравенств (1) и условий комбинированного режима электроснабжения с применением дифференцированного тарифа и относительно равномерного электропотребления показывают годовую экономию в оплате за электроэнергию ΔСW≈20 млн долл. При удельной стоимости сооружения ПГУ С0ПГУ=1500 долл./кВт её общая стоимость составит:

 млн. долл.,

срок окупаемости в этом случае определится как  лет.

При удельной стоимости С0ПГУ=1900 долл./кВт срок окупаемости не превысит 10 лет, что является удовлетворительным результатом. При этом экономия условного топлива на выработку 700 млн кВтч электроэнергии составит около 70 тыс. тут, а на производство тепловой энергии – дополнительно почти 20 тыс. тут.

При этом управление комбинированным режимом осуществляется в течение суточного интервала времени, когда известны периоды пиковых, полупиковых нагрузок и ночного провала в централизованной энергосистеме. В периоды пиковых (полупиковых) нагрузок электроснабжение предприятия (региона) осуществляется от ПГУ. При наступлении периода ночного провала нагрузки в энергосистеме предприятие переключается с ПГУ на централизованное питание.

 

Выводы

1. Для выработки и принятия обоснованных технических и управленческих решений по энергоэффективности угольные шахты и, в первую очередь, подземные энергоёмкие процессы и установки должны быть оснащены развитыми высокоинтеллектуальными системами энергомониторинга и средствами регулирования.

2. Тепловая энергетика Украины для устойчивого функционирования энергосистем требует широкого внедрения маневренных источников энергии типа ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, которые должны работать в комбинированном режиме с энергосистемой. Их целесообразно сооружать в промышленных регионах в центрах возникновения неравномерностей электрических нагрузок, что будет способствовать повышению эффективности использования топлива на ТЭС и выработки электроэнергии на ЭС у потребителя. Эффект для энергосистем заключается в снижении расхода топлива, для потребителя – в снижении оплаты за электроэнергию. Для энергосистем Украины необходимая мощность маневренных ПГУ составляет около 4000 МВт. Их внедрение даст экономию по углю в размере 2 млн тут и эквивалентное снижение вредных выбросов в атмосферу.

 

           Список литературы

1. G. Pivnyak, Y. Razumny, V. Zaika. The Problems of Power Supply and Power Saving in the Mining Industry of Ukraine / Krakow: Archives of mining sciences, 2009. Vol. 54. No 1. p. 5–12.

2. Енергобаланс вугільних підприємств. Аудит енергоспоживання. Инструкция. Стандарт Мінпаливенерго України. Київ, 2004. Чинний від 2005-01-01. Наказ Мінпаливенерго України від 17.11.2004 № 726.

3. Пат. на корисну модель 38783 України, МПК Н02J13/00. Спосіб електропостачання підприємства / Г. Г. Півняк, Ю. Т. Разумний, А. В. Рухлов. Заявлено 24.07.2006; Опубл. 26.01.2009, Бюл. № 2. 3 с.