Metody wydobycia i przetwórstwa węgla brunatnego w I połowie XXI wieku

Wstęp

W ostatnim okresie rozpoczęła się ogólnonarodowa dyskusja nad strategicznymi kierunkami rozwoju i wykorzystania węgla brunatnego na następne dziesięciolecia tego wieku, a tym samym nad kształtem polskiej energetyki. W Polsce, podobnie zresztą jak i na świecie, potrzebne jest w niedalekiej przyszłości podwojenie, a za 30-40 lat nawet potrojenie, obecnej wielkości produkcji energii elektrycznej. Do 2030 roku, według różnych szacunków, należy w naszym kraju przynajmniej podwoić obecny poziom produkcji energii elektrycznej. Występują też opinie, że zapotrzebowanie to będzie jeszcze większe.

Cały świat, a w tym i Polska posiada, bardzo duże zasoby węgla brunatnego, które mogą wystarczyć na kolejne 300 lat. Dlatego też ciągłe prace nad doskonaleniem metod wydobycia i wykorzystania węgla brunatnego należy zaliczyć do zadań priorytetowych dla górnictwa węgla brunatnego, jak i energetyki opartej na tym paliwie.

Każda opracowana metoda może być konkurencyjna i powszechnie stosowana jeżeli pozwoli na uzyskanie energii po najniższych kosztach i przy najmniejszym negatywnym wpływie na środowisko naturalne. Obecnie na świecie wydobywa się około 900 mln Mg rocznie węgla brunatnego przy zastosowaniu głównie metody odkrywkowej (95 do 98% wydobytego węgla brunatnego). Nieznaczne ilości wydobywa się metodą podziemną. Prawie cały wydobyty węgiel brunatny zużywa się do produkcji energii elektrycznej. Zaledwie kilka procent wykorzystuje się do produkcji brykietów lub bezpośrednio spala się w piecach domowych lub kotłowniach przemysłowych. Struktura ta jest podobna w każdym kraju wykorzystującym to paliwo.

Z uwagi na rosnące wymagania dotyczące ochrony środowiska oraz konieczność zapobiegania zmianom klimatycznym poprzez redukcję CO₂ opracowywane są kolejne metody wykorzystania węgla brunatnego. Do tego dochodzą zawirowania na rynkach innych nośników energii pierwotnej oraz niepewność dostaw importowanych surowców jak ropa naftowa, gaz ziemny, czy nawet rudy uranu.

Te dwa główne czynniki (czynnik ochrony środowiska i czynnik ekonomiczny) spowodowały rozwój badań nad technologiami wykorzystania węgla brunatnego. Część z nich dotyczy zupełnie nowych innowacyjnych metod, a część z nich to próba usprawnienia znanych od dawna technologii, które są stosowane od wielu lat. Wydaje się, że jedne z nich mają przed sobą perspektywę wdrożenia do przemysłowego zastosowania, natomiast inne pozostaną tylko naukowymi teoriami.

Obecnie różne ośrodki naukowe i badawcze na świecie rozważają zastosowanie różnych technologii wykorzystania węgla brunatnego. Wśród nich wymienić należy:

wydobycie węgla brunatnego metodą odkrywkową,
wydobycie węgla brunatnego metodą podziemną,
zgazowanie wydobytego węgla brunatnego na powierzchni do produkcji gazu syntetycznego, wodoru lub paliw płynnych,
zgazowanie i biozgazowanie węgla brunatnego w złożu.

Każda z tych technologii jest obecnie w różnych fazach rozwoju, charakteryzuje się innymi parametrami technologicznymi oraz ich wpływem na środowisko naturalne. Część z nich jest znana i stosowana od dawna, jak na przykład wydobycie węgla brunatnego w kopalniach odkrywkowych czy podziemnych i jego dalsze wykorzystywanie do produkcji energii elektrycznej w cieplnych elektrowniach zawodowych. Również bogatą historię ma metoda zgazowania wydobytego węgla (zarówno kamiennego i brunatnego) na powierzchni i wykorzystania go do produkcji gazu czy paliw płynnych (np. w RPA). Mniej rozpoznane są metody zgazowania lub biozgazowania węgla brunatnego w złożu. O ile istnieje kilka przemysłowych instalacji zgazowania węgla (zarówno kamiennego i brunatnego) w złożu na świecie (np. w Uzbekistanie, Chinach i Australii) o tyle metoda biozgazowania jest na razie tylko w fazie badań naukowych.

Przegląd metod wydobycia i wykorzystania węgla brunatnego

Metoda odkrywkowa wydobycia węgla brunatnego

Najpowszechniej stosowaną metodą wydobycia węgla brunatnego w XXI wieku na świecie, a również i w Polsce, jest metoda odkrywkowa. Zazwyczaj stosowane są systemy ciągłe pracy (Koparka wielonaczyniowa - Taśmociąg (Kolej) - Zwałowarka lub Koparka wielonaczyniowa - Most przerzutowy). W niektórych kopalniach na świecie spotkać można także systemy cykliczne (Koparka jednonaczyniowa - Wozidła technologiczne (Kolej)). W Polsce, we wszystkich kopalniach odkrywkowych węgla brunatnego, stosowane są układy KTZ. Systemy te dają najlepsze wskaźniki techniczno-ekonomiczne. Dzięki temu energia elektryczna produkowana na bazie węgla brunatnego wydobywanego metodą odkrywkową jest obecnie najtańsza w stosunku do innych kopalnych nośników energetycznych. Jest to metoda również bardzo bezpieczna dla załogi górniczej i wbrew pozorom stosunkowo przyjazna środowisku dzięki umiejętności jej całkowitej kontroli. Dodatkowo cały czas dąży się do ograniczania wpływu przemieszczania dużych ilości mas nadkładu i odwadniania sąsiadujących terenów. Dzięki temu polskie kopalnie węgla brunatnego, jak i elektrownie opalane tym paliwem, zostały już dawno skreślone z list zakładów szczególnie uciążliwych dla środowiska.

Obecnie wydobycie węgla brunatnego w Polsce koncentruje się w trzech zagłębiach: turoszowskim, konińsko-adamowskim oraz bełchatowskim. Od 1945 roku dokonał się ogromny postęp w zakresie techniki i technologii górniczej. Wydajności pierwszych zastosowanych koparek wynosiły od 40 do 300 m³/h [7]. Transport urabianych skał na początku odbywał się taborem kolejowym o prześwicie torów 900 mm lub kolejkami linowymi o zdolności przewozowej do 450 Mg na zmianę. W okresie powojennym, w największej ówcześnie odkrywce "Morzysław", wydobywano 125 tys. Mg rocznie węgla oraz transportowano na zwałowiska 0,4 mln m³ nadkładu (rys. 1 i rys. 2).

Rys. 1. Zwałowarka As-1120 pracująca w O/Pątnów.

Rys. 2. Koparka jednonaczyniowa pracująca w nadkładzie O/Gosławice.

Obecnie wydajność największych koparek wielonaczyniowych stosowanych w polskich kopalniach odkrywkowych węgla brunatnego przekracza 100 tys. m³ na dobę, a na świecie dochodzi nawet do 240 tys. m³. Największe przenośniki transportują ponad 20 tys. m³ nadkładu w ciągu godziny. Dziś powszechnie stosowane są układy transportowe pracujące w systemie ciągłym, co pozwoliło na osiągnięcie wydobycia około 38,0 mln Mg węgla i 155 mln m³ nadkładu rocznie w kopalni Bełchatów (rys. 3 i rys. 4).

Kopalnie cały czas współpracują z różnymi ośrodkami naukowo-badawczymi w zakresie udoskonalania technologii eksploatacji oraz rekultywacji terenów pogórniczych. Są to głównie: AGH Kraków, Politechnika Wrocławska, Uniwersytet Przyrodniczy w Poznaniu, Uniwersytet Rolniczy w Krakowie czy Poltegor-projekt i Poltegor-instytut we Wrocławiu.

Rys. 3. Zwałowarka ZGOT-15400 w Polu "Szczerców".

Rys. 4. Koparka SchRs-4000 w Polu "Bełchatów".

Wyrobiska końcowe po eksploatacji węgla brunatnego wykorzystywane są na zbiorniki wodne o różnej pojemności i powierzchni. Zbiorniki te mogą być wykorzystane do celów retencyjnych, rekreacyjnych, melioracyjnych i przeciwpożarowych oraz jako zasobniki wody słodkiej. W ramach prac rekultywacyjnych i rewitalizacyjnych buduje się na terenach poeksploatacyjnych różne obiekty jak na przykład: korty tenisowe, stadiony sportowe, lotniska, stoki narciarskie, tory motocrossu, pola golfowe czy amfiteatry oraz tereny pod lekkie budownictwo i składowisko odpadów komunalnych i popiołów z pobliskich elektrowni.

Wykonane prace rekultywacyjne w polskich kopalniach są bardzo wysoko oceniane przez specjalistów polskich i zagranicznych, czego dowodem jest szereg nagród i wyróżnień przyznawanych za szczególne osiągnięcia w zakresie ochrony środowiska naturalnego.

Podobne efekty prac rekultywacyjnych i prac związanych z zagospodarowaniem wyrobisk poeksploatacjnych posiadają kraje, które przodują w wydobyciu węgla brunatnego w Europie, tj. Niemcy, Czechy, Grecja czy Turcja. Świadczy to o bardzo poważnym podejściu do ochrony środowiska, a szczególnie do rekultywacji terenów poeksploatacyjnych. Przykłady w postaci rekultywacji wyrobisk poeksploatacyjnych o kierunku wodno-rekreacyjnym, nartostrad, hipodromów, autodromów, sztucznych torów wodnych czy różnych obiektów muzealnych powinny przyczyniać się do zdobywania akceptacji społecznej dla tej metody wydobycia węgla brunatnego w poszczególnych krajach.

Metoda podziemnego wydobycia węgla brunatnego

Metoda podziemnego wydobycia była stosowana do połowy XX wieku i sporadycznie po tym okresie. Na świecie spotkać można nieliczne kopalnie węgla brunatnego, które wydobywają węgiel brunatny metodą podziemną. Są to kopalnie o małym wydobyciu - do kilkuset tys. Mg na rok i innej budowie geologicznej niż posiadały podziemne kopalnie węgla brunatnego w Polsce. Takim przykładem mogą być Podmoskiewskie Kopalnie Węgla Brunatnego czy kopalnia Lignit Hodonin w Republice Czeskiej.

Obecnie metodą tą nie eksploatuje się w Polsce węgla brunatnego. Przyczynami zakończenia wydobycia i zamknięcia tych kopalń były czynniki bezpieczeństwa (metoda ta jest bardzo niebezpieczna), mała wydajność i w końcu czynniki ekonomiczne (koszty podziemnej eksploatacji były zbyt duże, aby energia elektryczna była konkurencyjna na rynku). W związku z drążeniem wyrobisk w skałach niezwięzłych dochodziło często do katastrof górniczych, zatopienia wyrobisk i licznych wypadków śmiertelnych. Podziemną eksploatację węgla brunatnego prowadzono w kopalni "Sieniawa" do lat 90 (rys. 5).

Rys. 5. Przekop łączący S-III i S-IV z transportem taśmowym węgla czynny do 1990 roku w kopalni "Sieniawa".

Ostatnio w Polsce pojawiła się propozycja podziemnej eksploatacji węgla brunatnego ze złóż legnickich [8, 9]. Autorzy w tych publikacjach przedstawili problematykę związaną z wybieraniem złoża węgla brunatnego "Legnica" metodą podziemną. Przedstawiono zarys modelu podziemnej kopalni zespołowej w zakresie górniczych robót udostępniających, przygotowawczych i eksploatacyjnych w oparciu o dotychczasowe osiągnięcia w górnictwie węglowym i miedziowym. Wybieranie pokładów węgla brunatnego, zalegających w warunkach geologicznych złoża "Legnica" proponuje się systemem ścianowym jako najbardziej uniwersalnym i bezpiecznym systemem eksploatacji, w pełni zmechanizowanym o wysokiej wydajności pracy i koncentracji wydobycia powyżej 7 tys. Mg/dobę ze ściany, z zastosowaniem masy gęsto-płynnej, samozestalającej się przy wypełnianiu wybranej przestrzeni. Metoda ta ma jednak poważne ograniczenia, co wynika z dużej intensyfikacji wydobycia. Na świecie nie istnieje i nigdy nie istniała podziemna kopalnia węgla brunatnego o wydajności 30 mln Mg na rok. Oszacowana zdolność kopalni wynika prawdopodobnie z potrzeby ulokowania w wyrobiskach podziemnych 30 mln Mg na rok odpadów z przemysłu miedziowego. Dodatkowo rodzaj skał budujących nadkład stanowią skały nad pokładami węgla, które nie pozwalają na utrzymanie stropu i podsadzanie go odpadami (brak zwięzłego stropu). Również osiadanie mas nadkładowych nad stropem węgla brunatnego może spowodować odwodnienie nadkładu i wdarcie się wody do wyrobisk. Osiadania spowodują niekontrolowane zapadanie powierzchni terenu, który trudno będzie zrekultywować i następnie właściwie zagospodarować. Pod znakiem zapytania stoją także warunki bezpieczeństwa prowadzenia robót górniczych.

Opisane wyżej problemy nie występują w metodzie odkrywkowej lub mają inny wymiar. Wymienione zagadnienia dotyczące zagrożenia prowadzenia robót górniczych i uwarunkowań technicznych tej metody powodują, że metoda podziemnej eksploatacji węgla brunatnego ze złoża "Legnica" jest nierealna dla tych założeń. Uwzględniając standardy bezpieczeństwa oraz koszty eksploatacji podziemnej jest ona po prostu niekonkurencyjna w stosunku do metody odkrywkowej. Biorąc pod uwagę doświadczenia w tym zakresie uznać należy, że metoda podziemnego wydobycia węgla brunatnego nie jest w stanie zastąpić odkrywkowej metody.

Zgazowanie węgla na powierzchni

Gazyfikacja jest procesem chemicznym zmiany paliwa stałego lub ciekłego w palny gaz, który może być wykorzystany do produkcji energii cieplnej lub elektrycznej, albo stanowić surowiec do produktów chemicznych takich jak wodór, metanol czy gaz syntetyczny. Produkcja paliw płynnych z węgla ma już blisko 100-letnią tradycję. Początek tej technologii przypada na rok 1913, kiedy przyznano pierwsze patenty dla Fredericka Berginsu oraz Franza Fischera i Hansa Tropscha. Prace tych uczonych stanowiły podstawę dwóch odmiennych gałęzi technologii przetwórstwa węgla do paliw płynnych, które są rozwijane i doskonalone do dnia dzisiejszego.

W roku 1936 powstała pierwsza fabryka o wydajności 200 tys. ton węglowodorów na rok. W roku 1943 pracowało już dziewięć fabryk produkujących łącznie 740 tys. ton paliw rocznie. Zapotrzebowanie wojennej gospodarki Niemiec na paliwa płynne było gwarantem rozwoju metod pozyskiwania paliw płynnych z kopalin stałych. Po wojnie zainteresowanie syntezą przeniosło się do Republiki Południowej Afryki. Rozwój metod pozyskiwania paliw płynnych z węgla związany był z nałożeniem przez ONZ w 1950 roku embarga na dostawę ropy i produktów ropopochodnych. Dostęp do tanich w eksploatacji i olbrzymich zasobów węgla, eksploatowanych w kopalniach odkrywkowych, spowodował powstanie firmy SASOL (South African Synthetic Oil Limited), która w roku 1955 uruchomiła wytwórnię paliw silnikowych, wykorzystującą syntezę Fischera-Tropscha. Korzystając z taniego surowca oraz działając w separacji od światowego rynku ropy naftowej, firma osiągnęła wyjątkowo korzystne wyniki ekonomiczne. W latach osiemdziesiątych XX w. uruchomiono w RPA kolejne zakłady, które produkowały dziennie około 150 tys. baryłek paliw płynnych i chemikaliów (rys. 6).

Rys. 6. Rafineria firmy SASOL produkująca paliwa płynne z węgla.

Wykorzystywana w zakładach SASOL technologia syntezy praktycznie nie różni się od stosowanej w Europie w okresie przedwojennym. Doskonalenie procesu technologicznego spowodowało natomiast, że charakteryzuje się on dzisiaj znacznie wyższą efektywnością oraz wyższą sprawnością energetyczną. Zniesienie embarga ONZ na handel z RPA spowodowało ekspansję firmy SASOL oraz jej technologii. Natomiast dostęp do światowych tańszych zasobów gazu ziemnego spowodował jednak spadek zainteresowania węglem jako surowcem do produkcji syngazu i dynamiczny rozwój technologii GTLT (Gas To Liquid Technology).

Metoda zgazowania węgla wydobytego metodami konwencjonalnymi jest znana i opanowana na skalę przemysłową. Na świecie pracuje ponad 160 powierzchniowych instalacji gazyfikacji węgla wydobywanego konwencjonalnymi metodami eksploatacji. Produkują one rocznie równowartość około 50 tys. MW syngazu.

Zgazowanie węgla w złożu

Metoda gazyfikacji węgla w złożu, zarówno węgla kamiennego i brunatnego, mimo prawie 100-letnich doświadczeń nie wyjaśniła wszystkich zagadnień. Poważnym problemem w podziemnym zgazowaniu jest utrzymywanie stałych parametrów otrzymywanego gazu. W praktyce jest to trudne do zrealizowania, szczególnie dla węgla brunatnego. Jest to spowodowane jego mniejszą kalorycznością oraz zmiennością przestrzenną parametrów jakościowych. Poważnym utrudnieniem jest też sterowanie procesem wydobycia, który odbywa się z powierzchni terenu.

Podziemne zgazowanie węgla polega na zmianie fazy stałej do gazowej bezpośrednio w złożu. Gaz produkowany jest poprzez wtłaczanie mediów, którymi mogą być powietrze, tlen lub para wodna. Zgazowanie odbywa się w zespołach wyrobisk stanowiących generator gazu składającego się z otworu iniekcyjnego i otworu wydobywczego. Wyrobiskami mogą być otwory pionowe lub kierunkowe lub tradycyjne wyrobiska górnicze.

Eksploatacja przy pomocy pionowych otworów była i jest w dalszym stopniu stosowana w krajach byłego ZSRR. Technologię tą wykorzystano także w pilotowej stacji doświadczalnej Chinchilla w Australii. Stosowana jest ona zazwyczaj w złożach pokładowych o zaleganiu poziomym [4, 6]. Schemat ideowy procesu zgazowania węgla w złożu w Chinchilla przedstawiono na rys. 7.

Najbardziej korzystne na świecie parametry eksploatacji uzyskano w kopalni Angren położonej koło Taszkientu w Uzbekistanie [1]. Podziemne zgazowanie węgla brunatnego ze złoża zalegającego na głębokości 120 do 150 m i miąższości od 2 do 22 m prowadzi się tam od 1955 roku. Z tej instalacji podziemnego zgazowania dostarczono w całym okresie ponad 18 mld m³ gazu. Produkowany gaz stanowi surowiec dla elektrociepłowni o mocy 80 MW [10].

W 1999 roku rozpoczęto testy w Australijskim Queensland. Miały one na celu produkcję gazu z użyciem technologii podziemnego zgazowania węgla, wytwarzanie paliw płynnych z gazu oraz określenie możliwości długookresowej produkcji paliwa dla produkcji energii elektrycznej. Realizację I etapu programu zakończono w kwietniu 2003 roku. W czasie jego trwania zgazyfikowano 35.000 ton węgla, co pozwoliło na wyprodukowanie 80 mln m³ gazu. Przedmiotem eksploatacji było złoże węgla zalegające na głębokości 140 m i miąższości 10 m. Eksploatację prowadzono przy pomocy 9 otworów. Z przedstawionych obliczeń wynika, że uzyskany gaz syntezowy pozwoliłby na opłacalne zasilanie elektrowni o mocy 70 MW.

Rys. 7. Struktury górotworu i przestrzeń reaktora zgazowania w Chinchilla (Australia) [1].

Z kolei w Indiach, w toku prac wytypowano 3 obszary występowania złóż węgla, które przewidziane zostały do dalszych rozważań. Do złóż perspektywicznych zaliczono złoża węgla brunatnego Mehsana w Gujarat, występującego na głębokości 500-1700 m, Road w Rajasthan, występującego na głębokości 100-200 m oraz złoża węgla bitumicznego w Jhakhad. Ponadto rosyjscy eksperci zatrudnieni przez rząd Indii wytypowali 13 złóż dla prowadzania geologicznych prac dokumentacyjnych.

W roku 2008 przewidziano budowę instalacji demonstracyjnej za 19 mln dolarów australijskich na złożu Bloodwood Creek (rys. 8). Gaz będzie spalany w pobliskiej elektrowni. Jeżeli instalacja spełni założenia projektowe, to przewiduje się ją rozbudować w 9 liniach oraz budowę elektrowni szczytowej o mocy 130 MW za kwotę 210 mln USD [3].

Rys. 8. Budowa pilotażowej instalacji podziemnego zgazowania węgla w Bloodwood Creek. Australia [3].

Obecnie prowadzone są zintensyfikowane prace nad rozwojem metod podziemnego zgazowania węgla także w Wielkiej Brytanii. Celem programu badawczego podjętego pod auspicjami Urzędu Górniczego i finansowanego z funduszy Zjednoczonego Królestwa docelowo było opracowanie sposobu wydobycia, pozabilansowych dla konwencjonalnych metod eksploatacji, bogatych złóż węgla kamiennego zalegającego w szelfie Morza Północnego.

Dotychczas przeprowadzone testy w Australii, Stanach Zjednoczonych, a także w Wielkiej Brytanii i krajach byłego ZSRR pozwoliły na zdefiniowanie złożowych kryteriów eksploatacji [2, 11]. Parametry bilansowości zależą od lokalnych warunków geologiczno-górniczych i środowiskowych. Ogólnie dotyczą one:

minimalnej miąższości złoża (zazwyczaj od 2 do 5 m),
jakości węgla (np. zawartość popiołu, smoły, kaloryczność, wilgotność),
nachylenia pokładu,
głębokości zalegania złoża (zazwyczaj powyżej 200 m),
formy i budowy złoża, zaburzeń, ciągłości,
parametrów wytrzymałościowych skał nadkładu,
parametrów termicznych skał otaczających złoże węgla,
parametrów hydrogeologicznych skał otaczających,

a także:

zagospodarowania powierzchni terenu, gęstości zaludnienia, użytkowania terenu,
warunków hydrologicznych i hydrograficznych,
wielkości dopuszczalnych osiadań,
zasobów geologicznych złoża i warunków jego wykorzystania,
odległości do starych zrobów kopalń zamkniętych lub zrobów kopalń eksploatujących metodami konwencjonalnymi.

Odnośnie warunków jakie muszą zostać spełnione na powierzchni w zakresie stopnia zurbanizowania terenu zazwyczaj przyjmowane są kryteria odpowiadające tym stosowanym w eksploatacji podziemnej.

Biozgazowanie węgla w złożu

Jedną z nowych technologii węglowych jest tzw. biozgazowanie węgla. Technologia polega na przeróbce węgla przez specjalnie wyseparowane szczepy bakterii, które poprzez przemianę materii dokonują zamiany substancji organicznej w gaz. Proces odbywa się podobnie jak przy rozkładzie odpadów organicznych.

Metoda biogazyfikacji ma dwie podstawowe korzyści, które równocześnie są jej dużymi ograniczeniami. Pierwszym z nich jest konieczność wykorzystywania w procesie biogazyfikacji węgla brunatnego o wysokiej wilgotności (powyżej 40%). Środowisko wodne jest niezbędne do życia mikroorganizmów. Drugim ograniczaniem jest możliwość zastosowania biogazyfikacji tylko dla młodych i nie w pełni dojrzałych węgli brunatnych, które mają bliższą strukturę do pierwotnych składników organicznych niż do wysokokalorycznego węgla.

Metoda biozgazowania węgla w złożu nie została jednak jak dotychczas zastosowana na skalę przemysłową. Dotychczas prowadzono liczne próby w warunkach laboratoryjnych. W obecnie planowane są pierwsze badania, które mają zostać sfinansowane z budżetu UE. Pierwsze prace mające charakter pilotażowy mają potrwać kilka lat.

Jeśli chodzi o potencjalny wpływ metody na środowisko, to obecnie nie jest to zagadnienie jeszcze rozpoznane. Przypuszczać można, że tak jak w przypadku podziemnego zgazowania metoda polega na zamianie fazy stałej w gazową. Można założyć, że ubytek masy w złożu powodować będzie zmiany na powierzchni terenu w postaci osiadań. Przypuszczalnie produkty biozgazowania kontaktować się będą z wodami podziemnymi. Trudno jest w tej chwili ocenić jaki wpływ będzie miała eksploatacja prowadzona tą metodą na środowisko wodne. Wyniki badań znane będą dopiero za kilka lat.

Ocena możliwości zastosowania zgazowania podziemnego złóż węgla brunatnego w Polsce w świetle dotychczasowych doświadczeń na świecie

Aktualnie na świecie istnieje jedna instalacja przemysłowa zgazowania podziemnego węgla w Angrenie (Uzbekistan, dawny ZSRR), która pracuje na części złoża węgla brunatnego nieopłacalnego do eksploatacji metodą odkrywkową i dostarcza gaz do lokalnej elektrociepłowni o mocy 80 MW [1].

Z dotychczasowych doświadczeń nad podziemnym zgazowaniem węgla w złożu można sformułować następujące wnioski co do wpływu na środowisko tej metody [4]:

w wyniku działania wysokiej temperatury procesu zgazowania, przekraczającej 1200^oC, skały otaczające strefę zgazowywaną ulegają termicznemu przeobrażeniu,
ubytek masy złoża węgla brunatnego powoduje zapadanie nadkładu do strefy zgazowanej, co zaburza ciągłość warstw stropowych,
następuje konwekcja do górotworu ciepła oraz ucieczki powstałych gazów i toksycznych produktów spalania,
obserwowane są, zazwyczaj ciągłe, deformacje powierzchni terenu,
na skutek przerwania ciągłości skał nadkładu dochodzi do powstania nowych połączeń hydraulicznych,
dopływu wód podziemnych do strefy zgazowanej powoduje zanieczyszczenie wód podziemnych (wzrost mineralizacji, zanieczyszczenie benzenem).

Potencjalny wpływ podziemnego zgazowania na wody podziemne przedstawiono na rys. 9.

Rys. 9. Potencjalny wpływ podziemnego zgazowania na wody podziemne.

Mając na uwadze powyższe uwarunkowania należy stwierdzić, że metoda podziemnego zgazowania stwarza zagrożenia dla środowiska w obrębie występowania złóż:

zalegających płytko (do 200 m),
o znacznej miąższości (powyżej 20 m),
o małej wartości współczynnika nadkładu (poniżej 10),
w których skały nadkładu charakteryzujących się znaczną wodoprzepuszczalnością,
występujących w obrębie głównych zbiorników wód podziemnych,
oraz dla terenów zabudowanych i wyposażonych w infrastrukturę liniową.

Warto podkreślić, że większość z powyższych ograniczeń nie ma zastosowania do złóż eksploatowanych metodą odkrywkową. Dlatego też można zakładać, że ewentualne podziemne zgazowanie złóż niespełniających obecnych kryteriów bilansowości dla eksploatacji odkrywkowej może zwiększyć potencjał produkcyjny surowców energetycznych w Polsce.

Technologia ta nie jest technologią całkowicie bezpieczną dla środowiska naturalnego i zabudowy powierzchni terenu. Podziemne zgazowanie węgla na świecie prowadzi się zazwyczaj w terenach niezaludnionych np. terenach pustynnych lub szelfach morskich. Ujemne oddziaływanie na środowisko maleje wraz z głębokością zalegania złoża. Dlatego też można stwierdzić, że na tym etapie rozwoju technologia ta nie jest możliwa do zastosowania dla złóż zalegających płytko lub charakteryzujących się znaczną miąższością.

Metoda podziemnego zgazowania daje możliwość eksploatacji mniejszych złóż, nieopłacalnych dla tradycyjnych metod wydobycia. Zgazowanie podziemne pozwala na otrzymanie gazu o różnej wartości opałowej zazwyczaj od kilku do kilkunastu MJ/m³ w zależności od stosowania czynników zgazowujących, co bardzo utrudnia pracę dużych bloków energetycznych. Dlatego też otrzymany gaz będzie mógł być paliwem tylko dla bloków energetycznych o małej mocy dla lokalnych elektrowni czy elektrociepłowni o mocy 50 do 200 MW.

Jednak bez doświadczeń półprzemysłowych ze stosowaniem tej metody dla różnych typów złóż pod względem geologicznym, górniczym i środowiskowym, a tylko na podstawie literaturowych opinii nie można sformułować jednoznacznego wniosku, że Polska posiada już dziś alternatywę do obecnie stosowanych konwencjonalnych metod wydobycia, tj. metody odkrywkowej i podziemnej. Dla wyjaśnienia wielu zagrożeń i uwarunkowań metody podziemnego zgazowania węgla w złożu i oceny ekonomicznej należy przeprowadzić szereg badań i prób doświadczalnych, pilotowych i budowy instalacji demonstracyjnych. Doświadczenia te powinno się przeprowadzić zarówno dla węgla kamiennego jak i brunatnego. Dopiero wyniki tych badań mogą dać odpowiedź czy omawiana metoda jest realna do zostawania w polskiej elektroenergetyce i czy może stanowić element w poprawie bezpieczeństwa energetycznego Polski.

Podsumowanie

Utrzymywanie osiągniętego poziomu techniczno-technologicznego oraz zapewnienie możliwości jego doskonalenia wymaga systematycznego prowadzenia dalszych prac badawczych dotyczących powszechnie stosowanej obecnie odkrywkowej metody wydobycia węgla brunatnego i spalania w nowoczesnych i o wysokiej sprawności elektrowniach. W dalszym ciągu należy optymalizować pracę układów KTZ w zakresie zwiększenia czasu pracy i wydajności układów wydobywczych oraz prowadzić badania nad ograniczaniem wpływu metody odkrywkowej na środowisko naturalne.

Natomiast przyszłościowe kierunki prac badawczych powinny dotyczyć nowych metod wydobycia i przetwórstwa węgla brunatnego. Polska powinna opracować i wdrożyć własny program badań dotyczący zgazowania węgla brunatnego w złożu oraz zgazowania węgla wydobytego metodą odkrywkową. Pierwszym zadaniem powinno być określenie listy złóż węgla brunatnego przeznaczonych wyłącznie do odkrywkowej eksploatacji. Natomiast zasoby nieopłacalne dla tej metody wydobycia powinny zostać poddane analizie pod kątem ich ewentualnego wykorzystania przy pomocy niekonwencjonalnych metod wydobycia, np. przez ich zgazowanie w złożu. Przeprowadzone badania odpowiedzą na szereg pytań technicznych, ekonomicznych i środowiskowych. Dopiero przy pozytywnych próbach na skalę półprzemysłową można zaprojektować i zbudować pilotażową instalację na złożu węgla brunatnego, którego parametry powinny być zbliżone do innych złóż przeznaczonych do zgazowania podziemnego. Należy odpowiedzieć na pytanie czy wydobyty gaz syntetyczny należy wykorzystywać na lokalne potrzeby, czy można zbudować energetykę przemysłową w miejscu produkcji tego gazu. Prawdopodobnie technologia zgazowania podziemnego będzie nadawała się głównie do mniejszych złóż z wydajnością zgazowania węgla od kilkudziesięciu tys. ton do maksymalnie 2 mln Mg w roku. Pozwoli to na uruchomienie małych elektrowni mocy do 200 MW dla "małej" lokalnej energetyki i wytwarzania energii elektrycznej na potrzeby miejscowe lub w elektrowniach szczytowych o niewielkiej mocy. Metoda ta wg obecnego stanu wiedzy nie zastąpi "dużej" energetyki zawodowej.

Dopiero wyniki wieloletnich badań z podziemnym zgazowaniem w warunkach przemysłowych dadzą odpowiedź czy nasz kraj ma dopracowaną alternatywę do metody odkrywkowej wydobycia węgla brunatnego, ponieważ obecne wyniki nie upoważniają do takich stwierdzeń.

Natomiast w przypadku technologii biozgazowania węgla w złożu nie została ona jeszcze zastosowana na skalę przemysłową. Dotychczas prowadzi się próby w warunkach laboratoryjnych. Nie jest także znany jeszcze jej wpływ na środowisko naturalne. Pierwsze wyniki prac pilotażowych będą znane dopiero za kilka lat. Podobnie jak w przypadku podziemnego zgazowania węgla dopiero wyniki wieloletnich badań w warunkach przemysłowych mogą być przesłaniem do stwierdzenia, że jest to technologia alternatywna do metody odkrywkowej eksploatacji.

dr hab. inż. Zbigniew Kasztelewicz - prof. AGH

dr inż. Krzysztof Polak
AGH

mgr inż. Maciej Zajączkowski
AGH

Literatura:

Bednarczyk J.: Rozwój technologii podziemnego zgazowania węgla i perspektywy jej przemysłowego wdrożenia, Górnictwo i Geo-inżynieria, Rok 31, Zeszyt 2, 2007.
Blinderman M.S., Jones R.M. - Underground Coal Gasification and Power Generation; Coal New Horizon, Gasification Technologies Conferens, San Francisco, USA, October 27-30, 2002.
Bloodwood Creek Ucg Trial - Site Activities Update 2008. www.carbonenergy.com.au
Burton E., Friedmann J., Upadhye R (2004) - Best Practices in Underground Coal Gasification, U.S. Department of Energy by the University of California, Lawrence Livermore National Laboratory Contract No. W-7405-Eng-48.
Burton E., Friedmann J., Upadhye R. - Environmental Issues in Underground Coal Gasification (with Hoe Creek example) conference on Underground Coal Gasification (UCG) Kolkata, India, November 12-15, 2006.
Creedy D P, Garner K, Holloway S., Jones N., Ren T. X. - Review of Underground Coal Gasification Technological Advancements, Report No. COAL R211 DTI/Pub URN 01/1041, September 2001.
Kasztelewicz Z.: Węgiel brunatny - optymalna oferta energetyczna dla Polski. Związek Pracodawców Porozumienie Producentów Węgla Brunatnego. Redakcja "Górnictwo Odkrywkowe" Bogatynia-Wrocław 2007.
Kurzydło H.: "Uwarunkowania regionalne uzasadniające eksploatację złoża węgla brunatnego metodą podziemną". Lasy nad złożem węgla "Legnica" stan aktualny - zagrożenia - przyszłość". Legnica 2006.
Szymański, J.: "Koncepcja systemu bezpiecznej eksploatacji podziemnej złoża węgla brunatnego "Legnica". Lasy nad złożem węgla "Legnica" stan aktualny - zagrożenia - przyszłość". Legnica 2006.
Thomson P. N., Mann J. R., Williams F. - Underground gasification of coal: A National Coal Board reappraisal, London, National Coal Board, 72 p, 1976.
Wan R - Energy Challenge, Clean Coal Utilization, The UCG Progress in China, Underground Coal Gasification Workshop November 12-15, 2006, Kolkata, India.


		Niedziela 5.02.2012 - Agaty, Adelajdy, Justyniana
szukaj na stronach >