Co zrobić na złożu Legnica: podziemne zgazowanie, nadziemne zgazowanie i produkcję wodoru, klasyczną elektrownia wielkiej mocy?

Paradoksalnie najbardziej stabilnym i pewnym źródłem energii, pogardzanym przez wielu, będzie przez długie jeszcze dziesięciolecia węgiel brunatny. Jego zasoby wyczerpią się w ostatniej kolejności. Naukowcy i planiści spierają się, czy wystarczy go światu na 200 lat czy może na 500 lat. Tę ostatnia wielkość, przy założeniu dotychczasowego poziomu wydobycia, podaje prof. Jerzy Klich – dziekan Wydziału Górnictwa i Geoinżynierii AGH.

Największe jego wydobycie ma miejsce w kochających ochronę środowiska i technologie odnawialne – Niemczech. Tu wydobywa się prawie 182 mln ton rocznie brunatnego – jak niektórzy to górnolotnie nazywają - złota. Drugie miejsce po Niemczech zajmuje Grecja z wydobyciem 72,1 mln ton, trzecie Rosja – 70,3 mln ton, czwarte Polska – 61,2 mln ton i piąte Czechy – 48,3 mln ton. Węgiel brunatny to europejska specjalność – z Europy pochodzi 62 proc. światowego wydobycia szacowanego przez World Energy Council na 951 mln ton rocznie. Pozostałe kontynenty dzielą się udziałami mniej więcej proporcjonalnie. Chociaż dynamicznie rozwijające się kraje Azji coraz bardziej łasym okiem patrzą i na to paliwo.

Wrocławski POLTEGOR-Projekt otrzymał zlecenie na zaprojektowanie kopalni węgla brunatnego Barsingsar w indyjskim Radżastanie. Wprawdzie jest to kopalnia o zasobach odpowiadających całemu polskiemu rocznemu wydobyciu, ale dla niewielkiej lokalnej elektrowni o mocy 250 MW zapewni co najmniej 30-letni okres życia. I znowu paradoksalnie utrzymujące się w ciągu ostatnich kilka lat wysokie ceny ropy naftowej na światowych rynkach sprzyjają pracom nad wyrafinowanymi technologiami przeróbki i eksploatacji węgla brunatnego.

Podczas zakończonego V Międzynarodowego Kongresu Górnictwa Węgla Brunatnego w Bełchatowie coraz głośniej i powszechniej mówiono o technologiach zgazowania węgla brunatnego w tym także zgazowania podziemnego bezpośrednio w złożu, produkcji wodoru, na razie jeszcze, nie jako samodzielnego paliwa przyszłości, ale przede wszystkim jako ersatzu gazu ziemnego, używanego głównie do produkcji nawozów sztucznych. Okazuje się, że tylko jedna taka instalacja byłaby w stanie pokryć połowę zapotrzebowania polskich fabryk chemicznych na gaz ziemny.

Nad technologiami zgazowania węgla pracowano w Polsce, głównie w Głównym Instytucie Górnictwa, od początku lat pięćdziesiątych, jednak pojawienie się możliwości dostaw znacznych ilości gazu ziemnego z ZSRR doprowadziło do wygaszenia tych prac. Chociaż.... pod koniec lat siedemdziesiątych daleko zaawansowany był proces uruchomienia takiej instalacji na terenie kopalni „Janina” w Libiążu. Urządzenia dostarczone przez niemieckiego Kruppa czekały ponoć już w skrzyniach na decyzję de facto polityczną. Protektorem tej technologii był chlubiący się górniczą przeszłością ówczesny przywódca Edward Gierek. Zaraz po roku osiemdziesiątym pomysły zgazowania węgla spotkały się z frontalnym atakiem ze strony kierownictwa istniejącego w Krakowie wielkiego Zjednoczenia „Petrochemia” lansującego gazowy i naftowy model rozwoju Polski. Jednak to samo zjednoczenie nie zdołało doprowadzić do materialnej realizacji też czekającej ponoć już w skrzyniach Rafinerii Blachownia. Tymczasem w byłym ZSRR, zaraz po 1950 roku, uruchomiono pięć przemysłowych instalacji do podziemnego zgazowania węgla – przypomniał na Kongresie prof. Jerzy Bednarczyk z wrocławskiego Instytutu Górnictwa Odkrywkowego „POLTEGOR”. Dwie instalacje pracujące na węglu brunatnym, dwie na kamiennym węglu bitumicznym oraz jedną na antracycie. Do chwili obecnej pracują dwie instalacje: Jużno–Abisynskaja i druga w Angrenie na terenie obecnego Uzbekistanu. Do 1996 roku technologią podziemną zgazowano tu blisko 17 mln m sześc. węgla. Dr inż. Szymon Modrzejewski także z wrocławskiego „Poltegoru” uzupełnia jeszcze tę listę o pięć funkcjonujących naziemnych przemysłowych instalacji do zgazowania węgla, które funkcjonują w: Czechach (dwie), USA, Indiach i na Bałkanach. Wcześniej, bo w latach dwudziestych XX wieku badania nad zgazowaniem podziemnym węgla prowadzono w Wielkiej Brytanii w Durhan, a następnie w Newman Spinney, Derbyshire i Bayton. Również obecnie Brytyjczycy, którzy jako pierwsi pożegnali się z tradycyjnym, konwencjonalnym górnictwem węglowym, prowadzą intensywne prace badawcze finansowane ze środków państwowych zmierzające do wykorzystania tych zasobów, których wydobycie metodami konwencjonalnymi - ze względów ekonomicznych - przestało mieć sens, a także wykorzystanie pokładów węgla zalegających pod dnem Morza Północnego. Do tego celu zamierza się wykorzystać doświadczenia i technologie otworową stosowaną przy wydobyciu ropy naftowej i gazu ziemnego.

Uzbecki przykład

Uzbekistan kojarzy się przede wszystkim z bawełną. Ale w jego zasobach znajduje się także złoto (4 miejsce na świecie), miedź (11 miejsce), uran (7 miejsce), ołów, srebro, fosforyty, sole potasowe oraz odkryte niedawno złoża gazu ziemnego. A także węgiel brunatny. W Angrenie - oprócz prowadzonej już od bez mała 50 lat eksploatacji wysokokalorycznego węgla brunatnego metodą odkrywkową - w części złoża niedostępnego z powierzchni, prowadzi się jego podziemne zgazowanie. Łącznie otrzymano już w tym miejscu i tym sposobem blisko 18 mld m sześc. gazu, który spalany jest w miejscowej elektrowni. Roczna produkcja zwierała się w przedziale od 1,4 do 0,4 mld m sześc. Zastosowano tu technologię strumieniowego węgla, którą - jako pierwszą, w pełni efektywną przetestowano już w 1935 roku w Liszansku. Otwory służące wtłaczaniu czynnika gazującego oraz odprowadzaniu gazu zostały wywiercone wzdłuż zalegającego pod dużym kątem pokładu i połączone ze sobą w dnie szybem. Płomień został zapoczątkowany w kanale łączącym i rozprzestrzeniał się na całej długości. Dr inż. Janusz Nowak z Ośrodka Badawczego KGHM Cuprum uzupełnia, że pokłady węgla w Angren mają miąższość od 2 do 15 metrów i występują na głębokości od 130 do 250 metrów. Kaloryczność tego węgla mieści się w przedziale od 2800 do 3200 kcal/kg, zaś kaloryczność otrzymywanego tu syngazu waha się od 800 do 1000 kcal/m sześc. Straty węgla wynoszą od 5 do 18 proc. Z 1 kg węgla otrzymuje się od 1,8 do 2,2 m sześc. gazu, który składa się z azotu, wodoru, dwutlenku węgla, tlenku węgla i metanu.

Kiedyś technologię podziemnego zgazowania węgla usiłowano zastosować, tam gdzie „dobranie się” do pokładów metodami odkrywkowymi było niemożliwe. Teraz alternatywa podziemnego zgazowania idzie w sukurs trosce o ochronę krajobrazu, a także ochronę środowiska. Zamiana węgla na gaz bezpośrednio w złożu sprawia, że nie trzeba przemieszczać olbrzymich mas nadkładu rujnujących nieodwracalnie krajobraz, nie trzeba ingerować zbyt mocno w stosunki wodne. Procesy zgazowania przebiegają w zasadzie samoczynnie, zaś rola człowieka sprowadza się do inicjowania oraz nadzoru i kontroli ich przebiegu. A tymczasem ponadnormatywne zatrudnienie i wysokie koszty pracy to pięta achillesowa i drażliwy temat dla polskiego górnictwa odkrywkowego. Prof. Kazimierz Czopek z Wydziału Górnictwa i Geoinżynierii AGH zestawił koszty pracy czyli wynagrodzenia i świadczenia na rzecz pracownika w czterech polskich kopalniach węgla brunatnego i te relacje nie napawają optymizmem. W "Adamowie” sięgają one w ostatnich latach XXI wieku od 48,2 do 54 proc. całości kosztów. w „Koninie” od 42,3 do 46 proc. w Turowie od 39,10 do 48,5 – najlepsze parametry ma „Bełchatów” od 30,01 do 45,1 proc. Jeszcze bardziej druzgocące jest porównanie wydajności polskich górników pracujących przy wydobyciu węgla brunatnego - z ich niemieckimi kolegami. W Niemczech w 2005 roku 23299 zatrudnionych wydobyło 177,907 mln ton węgla, w Polsce: 20608 zatrudnionych urobiło tylko 61,950 mln ton.

Z brunatnego

także wodór

Dr inż. Marek Ściążko, dyrektor Instytutu Chemicznej Przeróbki Węgla oraz prof. Tadeusz Chmielniak z Wydziału Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Śląskiej przedstawili na Kongresie koncepcję instalacji produkcji wodoru zintegrowanej z instalacją zgazowania węgla, pracującą na nowym złożu Legnica. Zaproponowana konfiguracja instalacji bazuje na układach technologicznych już dostępnych i zweryfikowanych w rozwiązaniach komercyjnych. Obydwaj autorzy stwierdzili, że jest to realne tak pod względem procesów chemicznych jak i z ekonomicznego punktu widzenia. Przeanalizowano - opierając się na rynkowej cenie wodoru: 4,27 zł/kg i energii elektrycznej: 140,8 zł/MWh - trzy warianty: bez opłat za emisję CO2, z opłatami za emisję oraz także z kosztami transportu i składowania CO2, zakładając w preliminarzu kwoty na ten cel: 60,17 zł za transport oraz 30,1 zł za składowanie. W wariancie I minimalna cena sprzedaży wodoru wynosi 2,6 zł/kg, a prosty okres zwrotu nakładów inwestycyjnych wynosi 7,2 roku, w wariancie II wodór kosztuje 3,75 zł/kg, a czas zwrotu 9,58 roku, a w wariancie III odpowiednio 3,55 zł/kg i 9,6 roku. A wszystko to przy założeniu zdolności przerobowej na poziomie 7 mln ton węgla - surowca o wilgotności 50 proc. i produkcji 457 tys. ton wodoru rocznie. W biznes trzeba zainwestować od 4,388 mld do 4,619 mld zł - w zależności od wariantu.

Elektrownia

ale jaka?

Zespół profesora Klicha z AGH zakłada budowę na złożu Legnica elektrowni o mocy 5 x 850 MW, a po uruchomieniu drugiego frontu wydobywczego i osiągnięciu rocznej wydajności na poziomie (!!!) 60 mln ton - bliźniaczej jednostki wytwórczej. Łącznie i docelowo kombinat górniczo-energetyczny „Legnica” w okolicach 2030 roku dysponowałby mocą 8500 MW. Kiedy budowano kolejne zagłębia węglowe, inwestorem było państwo. Koszty więc nie grały roli, ważny był efekt końcowy, zaś elektryfikacja kraju była wyzwaniem politycznym. Dzisiaj taka sytuacja nie jest już możliwa. Na zliberalizowanym i konkurencyjnym rynku energii elektrycznej to inwestor – obojętnie: prywatny czy państwowy - włoży pieniądze w inwestycje oczekując zwrotu poniesionych nakładów i godziwego zysku. Czy zatem prąd z Legnicy będzie miał szansę na rynku, wszak od czasów Bełchatowa nie budowaliśmy w Polsce elektrowni na „zielonym polu”.

Prof. Kazimierz Czopek z Wydziału Górnictwa i Geoinżynierii AGH dokonał w ramach projektu badawczego 4T12AO1929 gruntownej analizy budowy elektrowni na złożu „Legnica Zachód”. Przyjął do wyliczeń elektrownię o trzech blokach o mocy 1100 MW każdy oraz sprawności na poziomie 46 proc. oraz zużyciu paliwa poniżej 0,30 tpu/MWh. Ponieważ węgiel brunatny z natury ma nierynkowy charakter, dlatego kopalnia i elektrownia winny funkcjonować w zespole górniczo-energetycznym jako wspólnej jednostce organizacyjno-prawnej, zaś miernikiem ekonomicznej efektywności powinna być cena wyprodukowanego prądu, zapewniająca z jednej strony opłacalność produkcji i zwrot zainwestowanych kapitałów, a z drugiej - znajdująca zainteresowanie na wolnym rynku. Przy założeniu 15-procentowej rentowności tak dla kopalni jak i dla elektrowni, uzyskano hipotetyczną cenę sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 128,70 zł/MWh przy cenie węgla dostarczanego do elektrowni w wysokości 55 zł/t. Tak więc legnicka elektrownia ma rację bytu na rynku, jednak pod warunkiem zastosowania zarówno w kopalni jak i w elektrowni wysokowydajnych urządzeń o niskiej własnej energochłonności, a także utrzymaniu kosztów pracy w kopalni na poziomie 25-26 proc., a nie jako to ma miejsce w obecnie funkcjonujących w Polsce kopalniach węgla brunatnego: 30–54 proc.