TS. Nguyễn Thành SơnGiám đốc BQL các dự án Than ĐBSH-Vinacomin


I. GIỚI THIỆU CHUNG

Bể than đồng bằng sông Hồng (ĐBSH) có vai trò quan trọng trong việc đảm bảo an ninh năng lượng của Việt Nam vì 2 lý do cơ bản: (i) Tiềm năng về than rất lớn (theo đánh giá gần nhất của Ban quản lý các dự án than ĐBSH- Vinacomin, khoảng 30-60 tỷ tấn); (ii) Chất lượng than ĐBSH rất tốt và rất phù hợp cho nhu cầu phát điện, hóa khí, và luyện kim (thay than coke).

Tuy nhiên, việc khai thác than ĐBSH có 2 khó khăn rất lớn: (i) Điều kiện mỏ-địa chất của bể than ĐBSH rất phức tạp (đá vách, đá trụ của các vỉa than rất mềm yếu và có tầng đệ tứ chứa nước ngầm nằm trên các vỉa than); và (ii) Điều kiện xã hội-tự nhiên rất nhậy cảm về môi trường (nằm trong vùng đông dân cư có tập quán canh tác lúa nước).

Vì vậy, công nghệ khai thác, chế biến và sử dụng than ĐBSH cần được thử nghiệm và nghiên cứu một cách tổng thể, gắn với hiệu quả kinh tế và bảo vệ môi trường.

Trong Chiến lược và Qui hoạch phát triển ngành than được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đã xác định cần thử nghiệm 2 loại hình công nghệ khai thác than ĐBSH là công nghệ hầm lò truyền thống và công nghệ khí hóa than ngầm dưới lòng đất (Underground Coal Gasification- UCG).

Công nghệ khai thác hầm lò truyền thống có sản phẩm là than cám sẽ được đề cập trong bài viết riêng.

Công nghệ UCG có sản phẩm là khí tổng hợp (có thành phần tương tự như khí thiên nhiên). Vì vậy công nghệ chế biến gắn chặt với công nghệ khai thác và với công nghệ sử dụng. Công nghệ khai thác than bằng UCG cho phép nâng cao được giá trị (chất lượng) của sản phẩm khí tổng hợp bằng các giải pháp kỹ thuật và công nghệ sử dụng cho phép nâng cao được giá trị sử dụng (hiệu quả kinh tế) của khí tổng hợp bằng các phương án sử dụng khác nhau.

 

II. CÔNG NGHỆ KHÍ HOÁ THAN NGẦM DƯỚI LÒNG ĐẤT

II.1. Bản chất của công nghệ UCG

Khí hóa than ngầm dưới lòng đất (UCG) thuộc lĩnh vực khai thác khoáng sản thông qua các lỗ khoan bằng các phương pháp dựa trên cơ sở của các quá trình lý-hóa-địa (chênh lệch áp suất, ô xy hóa, hòa tan, nung chảy, kết tủa, enzim v.v.).

Bản chất của UCG là biến than dưới lòng đất thành khí tổng hợp và sau đó khai thác khí tổng hợp như khí thiên nhiên.

Cơ sở của quá trình biến than dưới lòng đất thành khí tổng hợp là phản ứng ô xy hóa của nguyên tố carbon (C).

Để ô xy hóa carbon (đốt cháy than) dưới lòng đất ta phải đưa vào vỉa than ô xy và nhiệt độ (thường là không khí có chứa ô xy hoặc được làm giầu về ô xy và hơi nước nóng). Để quá trình ô xy hóa carbon tạo ra được khí tổng hợp (syngas) có thành phần cháy được như khí thiên nhiên (CO, H2, CH4) cần điều chỉnh lượng O2 trong thành phần khí, nhiệt độ và áp suất của khí và hơi nước nóng đưa vào vỉa than.

Quá trình khí hoá than xảy ra các phản ứng sau:

- phản ứng cháy (toả nhiệt) của than, hidro, ôxit cácbon và khí mê-tan:

C + O2 = CO2 + 394 kJ/mol;                         (2.1)

2C + O2 = 2CO + 221 kJ/mol;                       (2.2)

H2 + ½ O2 = H2O + 242 kJ/mol;                    (2.3)

CO + ½ O2 = CO2 + 286 kJ/mol;                   (2.4)

CH4 + 2O2 = CO2 + 2H2O + 801 kJ/              (2.5)

- phản ứng thu nhiệt của cácbonic và hơi nước:

CO2 + C = 2CO – 173 kJ/mol;                       (2.6)

H2O + C = CO + H2 – 130 kJ/mol;                 (2.7)

2H2O + C = CO2 + 2H2 – 80,3 kJ/m              (2.8)

- các phản ứng trao đổi:

CO + H2O = CO2 + H2 + 41,8 kJ/mol;           (2.9)

CO + 3H2 = CH4 + H2O + 205 kJ/mol;          (2.10)

C + 2H2 = CH4 + 75,3 kJ/mol.                      (2.11)

Qua các phương trình hóa học trên ta thấy:

+ Có 8 phản ứng tạo ra các thành phần cháy được của khí tổng hợp (CO, H2, CH4) gồm các phản ứng (2.2), và từ (2.6) đến (2.11);

+ Nhiệt lượng cần thiết cho khí hoá chủ yếu giải phóng từ các phản ứng (2.1), (2.3), (2.4), (2.5), (2.9), (2.10);

+ Nhiệt lượng cung cấp điều kiện cho các phản ứng và cho quá trình phân rã than từ các phản ứng (2.6)–(2.8).

II.2. Các kết quả nghiên cứu cơ bản về công nghệ UCG

Trong khuôn khổ có hạn của bài viết, dưới đây chúng tôi chỉ giới thiệu tóm tắt thông qua các hình vẽ và biểu đồ cụ thể về: sơ đồ nguyên lý của công nghệ UCG (hình 2.1); sơ đồ các khu vực phản ứng trong UCG (hình 2.2); sự thay đổi thành phần khí (hình 2.3) và sự thay đổi nhiệt năng của khí tổng hợp thu được (hình 2.4)

 

ts2012_02 ts2012_01
A B

 Hình 2.1. Sơ đồ nguyên lý của khí hoá than theo phương án của Châu Âu (A) và Mỹ (B)

 

ts2012_03

Hình 2.2. Sơ đồ các khu vực phản ứng trong UCG.

 

ts2012_04

a                                                               b

Hình 2.3. Sự thay đổi thành phần khí theo chiều dài kênh phản ứng.

a - phản ứng trong điều kiện tương đối khô ráo;

b - phản ứng với sự tham gia của nước dưới đất.

 ts2012_05

Hình 2.4. Sự thay đổi nhiệt năng của khí sản phẩm theo hệ số tăng kích thước bề mặt phản ứng

 

II.3. Mô hình toán học của công nghệ UCG

Trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết và khảo sát thực nghiệm các quá trình lý-hóa, đồng thời dựa trên các qui luật cơ bản (về bảo tồn năng lượng và bảo tồn vật chất) các nhà khoa học Nga(*) đã xác lập mô hình toán học để xác định các thông số công nghệ chủ yếu của UCG như được tổng hợp trong bảng dưới đây.

 

Các thông số Cách xác định Công thức tính toán
Công suất của trạm khí hoá N, MW Cho trước -
Công suất giờ của trạm khí hoá Ch, m3/h Tính toán ts2012_06 
Công suất năm của trạm khí hoá Cn, m3/năm Tính toán  ts2012_07
Nhiệt năng thấp nhất của khí sản phẩm Qkmin, kJ/m3 Tính toán  ts2012_08
Nhiệt năng thấp nhất của than Qtmin, kJ/kg Cho trước -
Công suất năm của trạm khí hoá tính theo khối lượng than khai thác Ctn, t/năm Tính toán  ts2012_09
Lượng khí sản phẩm (theo lý thuyết) trên mỗi 1 tấn than Vk, m3/kg Tính toán  ts2012_10
Tổng thành phần carbon trong khí sản phẩm ΣCk, m3 Tính toán  ts2012_11
Tỷ lệ carbon trong than Ct, kg Cho trước -
Khối lượng than sử dụng trên mỗi 1m3 khí sản phẩm gt, kg/m3 Tính toán  ts2012_12
Lượng khí hấp thụ trong mỗi giờ B, m3/h Tính toán  ts2012_13
Lượng khí hấp thụ trên mỗi 1m3 khí sản phẩm:    
a) không khí Vht, m3/m3 Tính toán Vht = % khí N2 thổi vào/%khí N2 sản phẩm
b) ôxy Vht, m3/m3 Thực nghiệm 0,230
Hệ số hiệu năng của quá trình khí hoá ηkh, % Tính toán  ts2012_14
Lượng khí hấp thụ trên mỗi lỗ khoan ght, m3/h Thực nghiệm 10000
Số lượng lỗ khoan thổi khí nht, lỗ Tính toán  ts2012_15
Số lượng lỗ khoan thu hồi khí nth, lỗ Tính toán  ts2012_16
Số lượng hệ thống phản ứng nk , kênh Thực nghiệm -
Diện tích khai thác của vỉa than trong một năm (diện tích theo hướng cắm, dọc theo vỉa) S, m2 Tính toán  ts2012_17
Trữ lượng công nghiệp của than tại mỗi hệ thống khí hoá Z, nghìn tấn. Tính toán  ts2012_18
Chiều dài hệ thống khí hoá theo đường phương a, m Thực nghiệm -
Chiều rộng hệ thống khí hoá b, m Thực nghiệm -
Khối lượng riêng của than γ, t/m3 Cho trước -
Bề dày vỉa than Cho trước -
Công suất một hệ thống khí hoá Cht, m3/h Tính toán  ts2012_19
Công suất năm của trạm khí hoá tính theo lượng than định mức Gnăm, t/năm Tính toán  ts2012_20

(*) Физико-химическая геотехнология, В.Ж. Аренс, Москва, 2001, 393/655.

 

II.4. Các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật tham khảo của UCG ở Liên Xô

Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật chính (trên cơ sở phân tích các giai đoạn vận hành ổn định) của các trạm khí hoá Angren (than nâu) và Nam Abinsk (than đá) được thể hiện trong các bảng sau:

Bảng 2.2. Những thông số chính của trạm khí hoá Angren

Thông số 1962 1965 1970 1985 1989

 Khí thương mại,  triệu m3/năm

 Than, nghìn tấn/năm

 467

53

 1405

159,5

 992

112,0

 157

14,7

 507

64,7

Nhiệt năng, MJ/m3 3,32 3,32 3,28 2,75 3,75

Giá thành sản xuất

- Khí, rúp/1000 m3 khí 

- Than, rúp /1 tấn than

 

2,89

25,6

 

1,82

16,1

 

1,97

17,6

 

8,52

91,0

 

4,06

31,8

 

Bảng 2.3. Những thông số chính của trạm khí hoá Nam Abinsk

Thông số 1962 1965 1970 1984 1989

Khí thương mại,    triệu m3/năm

Than, nghìn tấn than/năm

 255,6

32,7

 364,9

55,2

 390,0

55,8

 248,0

31,4

 225,0

32,0

Nhiệt năng, MJ/m3 3,77 4,48 4,21 3,7 3,64

Giá thành sản xuất

- Khí, rúp/1000 m3 khí      

- Than, rúp/1 tấn than

 

 2,4

320,4

 

 2,1

414,3

 

 2,3

416,0

 

 5,3

442,3

 

 5,1

641,6

Số liệu trên cho thấy:

+ giá thành khai thác than bằng UCG cao hơn công nghệ lộ thiên, nhưng thấp hơn công nghệ hầm lò;

+ giá thành khí tổng hợp cao hơn giá thành khí thiên nhiên ở Liên Xô nhưng thấp hơn giá bán bình quân khí thiên nhiên trên thế giới;

+ các chỉ số kinh tế của trạm khí hoá phụ thuộc công suất của trạm.

 

II.5.Kết quả tính toán cho than ĐBSH

 Bằng các mô hình toán nêu trên, và căn cứ vào thành phần hóa học của than ĐBSH chúng tôi đã xác lập được các thông số thiết kế của trạm khí hóa than ngầm ở ĐBSH với 3 phương án về thành phần ô xy trong khí thổi vào: 19-21% (khí trời), 45%, và 100%. Cụ thể (xem bảng 2.4) như sau

Bảng 2.4. Kết quả tính toán các phương án UCG cho than ĐBSH

Hàm lượng ô xy trong khí thổi vào 19%-21% 45% 100%
Công suất của trạm khí hoá N, MW 300 300 300
Công suất giờ của trạm khí hoá Ch, m3/h 322.103 205.103 126.103
Công suất năm của trạm khí hoá Cn, m3/năm 2,82.109 1,8.109 1,1.109

Thành phần khí sản hẩm,%

H2S

CO2

CnHm

CO

H2

CH4

N2

 

0,4

18,9

0,2

5,5

17,2

2,5

54,5

 

0,2

22,3

0,2

12,5

26,3

3,0

35,5

 

 0,6

28,0

0,2

24,3

40,8

4,1

2,0

Nhiệt năng thấp nhất của khí sản phẩm Qkmin, MJ/m3 3,35 5,23 8,58
Lượng khí sản phẩm (theo lý thuyết) trên mỗi 1 tấn than Vk, m3/kg 2,77 1,97 1,24
Lượng khí sản phẩm (theo lý thuyết) trên mỗi 1m3 khí hấp thụ 1/Vht, m3/m3 1,46 1,26 1,1
Khối lượng than sử dụng trên mỗi 1m3 khí sản phẩm gt, kg/m3 0,36 0,51 0,81
Lượng than tiêu thụ theo năm, nghìn tấn/năm 122 100 97,4
Lượng khí hấp thụ theo giờ, m3/h 222.103 160,9.103 29,7.103
Trong đó:Không khíÔxy  222.103-  108,7.10352,2.103  -29,7.103
Hệ số hiệu năng của quá trình khí hoá ηkh, % 63,3 71,1 72,7
Diện tích khai thác của vỉa than trong một năm (diện tích theo hướng cắm, dọc theo vỉa) S, m2 233800 208000 203000
Lượng khí hấp thụ theo năm, m3/năm 2,0.109 1,45.109 0,42.109
Số lượng lỗ khoan thổi khí nht, lỗ 23 17 5
Lượng than tiêu thụ theo giờ, tấn/h 11,6 10,3 10,1
Công suất năm của trạm khí hoá tính theo lượng than định mức Gnăm, t/năm 321.103 324.103 322.103

 

III. CÔNG NGHỆ CHẾ BIẾN VÀ SỬ DỤNG THAN ĐBSH

Sản phẩm thu được của UCG là khí tổng hợp. Hiệu quả kinh tế của dự án UCG phụ thuộc hoàn toàn vào qui mô triển khai và phương án sử dụng khí. Để phân tích đánh giá sơ bộ tính khả thi về mặt kinh tế của dự án, dự kiến có 2 phương án sử dụng khí:

- PA 1: dùng khí thu được từ UCG để hóa lỏng thành dầu diesel bằng công nghệ GTL (dựa trên chu trình Fischer-Tropsch).

- PA 2: dùng khí thu được từ UCG để phát điện bằng công nghệ IGCC (chu trình hỗn hợp tuabin hơi và tuabin khí).

III.1. Phương án dùng khí UCG để hóa lỏng thành dầu diesel

Khí tổng hợp từ UCG có thể hóa lỏng thành dầu diesel bằng công nghệ Fischer-Tropsch với sơ đồ công nghệ như sau:

  ts2012_21

Thực tế ở Chinchilla (Úc), nhà máy chế biến khí thu được từ UCG thành dầu diesel (GTL) gồm 2 phân xưởng chính: phân xưởng lọc (làm sạch) khí và phân xưởng hóa lỏng khí thành diesel. Trong quá trình lọc khí, ta có thể thu được các sản phẩm phụ có giá trị là nhựa đường và hydrocacbon.

Tham khảo các chỉ tiêu kỹ thuật công nghệ và các thông số chính có liên quan đến mức đầu tư, chi phí sản xuất của dự án Chinchilla, chúng tôi tạm đưa ra một kịch bản để phân tích và đánh giá tính khả thi của phương án thử nghiệm dự kiến triển khai ở Việt Nam. Kết quả tính toán được tổng hợp trong bảng 3.1 như sau:

 Bảng 3.1. Phương án sử dụng khí UCG để hóa lỏng

Các chỉ tiêu và thông số cơ bản Giá trị đ/vị tính
Công suất sản xuất dầu diesl 1,745,523 bbl/năm
Công suất lắp đặt GTL 2,184,397 bbl/năm
Nhiệt năng của diesel 6.14 GJ/barrel
Tiêu hao khí để sản xuất 1 thùng diesel 5,400 Nm3/barrel
Công suất năng lượng tối đa GTL 10,712,275 GJ/năm
Mức thu hồi Hydrocarbon 15 g/Nm3
Mức thu hồi nhựa đường 10 g/Nm3
Sản lượng diesel năm thứ 3+ 1,658,247 barrels/năm
Sản lượng hydrocarbon 141,387 t/năm
Sản lượng nhựa đường 94,258 t/năm
Hiệu suất năng lượng của nhà máy GTL 0.33  
Suất đầu tư phân xưởng làm sạch khí 90 U$/Nm3/h
Tổng mức đầu tư phân xưởng làm sạch khí 121,189,170 U$
Suất đầu tư phân xưởng hóa lỏng 14,000 U$/barrels/day
Tổng mức đầu tư phân xưởng hóa lỏng khí 83,785,105 U$
Tổng nhu cầu vốn đầu tư nhà máy GTL 204,974,275 U$
Tổng vốn đầu tư Dự án UCG+GTL 252,103,396 U$
Giá bán hydrocarbon 70 U$/t
Giá bán nhựa đường 280 U$/t
Giá bán diesel (#42U$/thùng) 84 U$/barrel
Doanh thu bán hydrocarbon 9,897,116 U$/năm
Doanh thu bán nhựa đường 26,392,308 U$/năm
Doanh thu bán Diesels năm thứ +3 139,292,737 U$/năm
Tổng doanh thu từ năm thứ 3+ 175,582,161 U$/năm
Hệ số huy động công suất năm thứ 3+ 95 %
Chi phí làm sạch 1Nm3 khí 0.00090 U$/Nm3
Chi phí vận hành GTL 5.30 U$/barel
Thuế suất theo qui định của Nhà nước 0.25 U$/litre
Chi phí vận hành n/m lọc khí 8,467,925 U$/năm
Chi phí vận hành GTL 9,256,561 U$/năm
Tổng chi phí vận hành nhà máy GTL 17,724,486 U$/năm
Tổng chi phí (UCG+GTL) 58,336,858 U$/năm
Giá thành phân xưởng dầu diesel 35.18 U$/barrel
EBITDA nhà máy diesel 117,245,303 U$/năm
Tổng trả nợ ngân hàng b/q trong năm 37,298,788 U$/năm
Lãi trước thuế, trước khấu hao, sau khi trả nợ 79,946,515 U$/năm
Thời gian hoàn vốn 3 năm

 

 III.2.  Phương án sử dụng khí UCG để phát điện

Sau đây là phương án sử dụng khí tổng hợp từ UCG để đốt kèm trong nhà máy nhiệt điện tại Angren (Uzơbekistan) đang được vận hành từ 1965 đến nay

ts2012_22

 

Sơ đồ nguyên lý kết hợp công nghệ UCG với công nghệ phát điện IGCC như sau:

ts2012_23

 Trên cơ sở coi UCG và nhà máy điện IGCC là một tổ hợp năng lượng và tham khảo các thông số kỹ thuật chủ yếu của nhà máy nhiệt điện chạy khí bằng công nghệ IGCC để tính toán một kịch bản áp dụng cho bể than ĐBSH, kết quả đánh giá tính khả thi về mặt kinh tế của việc sử dụng khí UCG để phát điện bằng IGCC trong điều kiện ở ĐBSH được tổng hợp trong bảng 3.2 như sau

Bảng 3.2: Phương án sử dụng khí UCG để phát điện bằng IGCC

Các chỉ tiêu và thông số chính Giá trị đ/vị tính
Công suất đặt của n/m điện IGCC 335 MW
Công suất phát lên lưới IGCC 301 MW
Tiêu hao nhiệt 14 GJ/MWh
Hệ số huy động công suất n/m điện 90.00%  
Tổn thất điện do chuyển tải đến thanh cái 1.00%  
Suất đầu tư n/m điện IGCC 750,000 U$/MW
Tổng vốn đầu tư n/m điện 251,039,160 U$
Tổng vốn đầu tư Dự án UCG+IGCC 298,168,281 U$
Sản lượng khí cần cho phát điện 1,211,892 Nm3/h
Sản lượng khí cần cho phát điện 8,483,241,882 Nm3/năm
Tiêu hao khí khi công suất phát điện cực đại 28,917,000 GJ/năm
Sản lượng điện phát lên lưới 2,351,281 MWh/năm
Giá bán điện 50 U$/MWh
Doanh thu bán điện 117,564,049 U$/năm
Chi phí duy trì n/m điện cố định 1,244 U$/MW
Chi phí duy trì n/m điện biến đổi 533 U$/MWh
Chi phí bảo hiểm tính trên vốn 0.30%  
Đơn giá vệ sinh môi trường 105 U$/MW.năm
Chi phí duy trì n/m điện 595,000 U$/năm
Phí bảo hiểm tính trên vốn 753,117 U$/năm
Chi phí vệ sinh môi trường 35,000 U$/năm
Tổng chi phí IGCC 1,383,117 U$/năm
Tổng chi phí IGCC+UCG 41,995,489 U$
Giá thành điện thương phẩm 18 U$/MWh
EBITDA UCG+IGCC 75,568,559 U$/năm
Tổng trả nợ ngân hàng b/q trong năm 44,114,104 U$/năm
Lãi trước thuế, trước khấu hao, sau khi trả nợ 31,454,455 U$/năm
Thời gian hoàn vốn 9 năm

 

III.3. So sánh lựa chọn phương án sử dụng khí UCG

Theo kết quả tính toán như trình bầy trên, so sánh 2 phương án sử dụng khí UCG ta có thể thấy, trong cùng một điều kiện đầu vào (phương án UCG) như nhau, phương án sử dụng khí tổng hợp của công nghệ UCG để chế biến tiếp thành diesel có hiệu quả kinh tế cao hơn so với phương án dùng để phát điện. Cụ thể được tổng hợp trong bảng 3.3 như sau:

Bảng 3.3. So sánh các phương án sử dụng khí thu được từ UCG

  Các chỉ tiêu so sánh chính UCG+GTL UCG+IGCC

1.

Tổng sản lượng khí UCG (m3/năm) 9,425,824,313 9,425,824,313

2.

Sản lượng dầu diesel (thùng/năm) 1,745,523 0

3.

Sản lượng điện (GWh/năm) 0 2,351,281

4.

Giá thành 35,18 U$/thùng 18U$/MWh

5.

Giá bán 84 U$/thùng 50U$/MWh

6.

Tổng mức đầu tư (U$) 252,103,396 298,168,281

7.

Tổng chi phí vận hành (U$/năm) 58,336,858 41,995,489

8.

Tổng doanh thu (U$/n) 175,582,161 117,564,049

9.

EBITDA (U$/năm) 117,245,303 75,568,559

10.

Thời gian hoàn vốn (năm) 3 9

 

III.4. Về khả năng kết hợp công nghệ UCG với chôn cất khí CO2

Do đặc tính về cấu trúc phân tử của than, trong các vỉa than thường chứa khí CH4, và khí CH4 này thường được khai thác từ các vỉa than bằng phương pháp bơm hút thông qua các lỗ khoan từ mặt đất.

Theo đánh giá của các đối tác nước ngoài  trong liên danh với PetroVietnam trong thăm dò khí than tại ĐBSH, mức độ chứa khí CH4 trong các vỉa than ở ĐBSH rất thấp.

Chính vì vậy, qua nghiên cứu chúng tôi thấy đối với các vỉa than không đủ điều kiện để áp dụng công nghệ UCG hay sau khi áp dụng công nghệ UCG ta cần nghiên cứu thêm khả năng sử dụng chúng cho việc chôn cất khí CO2 (công nghệ CCS).

Điều này rất có ý nghĩa nếu khai thác than bằng công nghệ hầm lò ở ĐBSH cũng khả thi sẽ cho phép xây dựng cả các nhà máy nhiệt điện chạy than cám bằng các công nghệ CFB hay than phun truyền thống.

 

IV. NHẬN XÉT VÀ KIẾN NGHỊ

IV.1. Nhận xét

Từ kết quả so sánh trên ta có thể rút ra một số nhận xét sau:

Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật được dự tính như trình bầy trên đều ở mức trung bình tiên tiến, có rủi ro ít, có thể chấp nhận được.

Công nghệ UCG kết hợp với GTL và/hoặc IGCC đều có hiệu quả kinh tế. Trong đó:

+ Phương án UCG+GTL có hiệu quả kinh tế cao hơn (có lợi hơn cho chủ đầu tư);

+ Phương án UCG+IGCC cho giá thành điện không quá 0,05 U$cents/kWh (có thể chấp nhận được đối với nền kinh tế) còn có thể kết hợp với công nghệ CCS;

+ Qui mô của các dự án càng lớn, hiệu quả kinh tế càng cao.

IV.2. Kiến nghị

Từ những nhận xét trên, để tiết kiệm chi phí và rút ngắn thời gian nhằm thực hiện được các mục tiêu như đã được đề ra trong qui hoạch ngành than, chúng tôi kiến nghị trình tự triển khai thử nghiệm, thăm dò và khai thác bể than ĐBSH theo 3 bước như sau:

 Bước 1: Trên cơ sở các lỗ đã khoan thăm dò than (khoảng 110 lỗ) và đã khoan thăm dò dầu khí (khoảng 100 lỗ) ở ĐBSH, Chính phủ giao Vinacomin lựa chọn một số khu vực có diện tích khoảng 5-10ha (xung quanh một lỗ khoan có điều kiện thuận lợi nhất) để tiến hành thử nghiệm ngay công nghệ UCG (công suất khoảng 1-10MW);

 Bước 2: Nếu thử nghiệm UCG bước 1 thành công, sẽ tiến hành thăm dò mở rộng khu vực đó lên khoảng 5-10km2 để thử nghiệm ở qui mô công nghiệp các phương án (UCG+GTL) và/hoặc UCG+IGCC (công suất khoảng 300MW);

 Bước 3: Trên cơ sở triển khai bước 2 thành công, sẽ (i) tiến hành đánh giá tìm kiếm trên toàn bộ bể than, đồng thời (ii) thăm dò để mở rộng các dự án thử nghiệm ở qui mô công nghiệp lên qui mô thương mại (công suất 600MW)./.

 

Abstract

 This article is for the better understanding of technical and economical feasibility of the trial of  coal mining, processing and utilization at the Red River Delta Coal Basin oriented by using Underground Coal Gasification technology (UCG) combined with other technologies of syngas prepararion in order to convert syngas to diesel (Gas to Liquid) and for power generation (Integrated Gasification and Combined Cycle).

 Hà Nội, 16/3/2012

 

(Bài đã được đăng trong tạp chí Năng lượng nhiệt số 105)