废弃露天矿坑储油蓄能综合利用模式研究

2021-06-18曹寿鹤陈树召

中国矿业 2021年6期

曹寿鹤，陈树召，尚涛，杨猛

(中国矿业大学矿业工程学院，江苏徐州 221116)

露天开采因开采效率高、机械化程度高、安全性强等特点，在采矿行业得到广泛应用[1]。截至2017年底，全国共有439座露天煤矿，其中，已经闭坑的有十几座，面临闭坑的有三十几座。露天矿开采后会留下巨大的矿坑和排土场，对这些露天矿坑的处理最直接的做法是填土掩埋，然而露天矿坑的填土掩埋工程量大、耗时长、耗资巨大，闭坑后掩埋难以操作。另外，虽然部分企业在闭坑前便采用了其他方法进行治理及利用[2]，但目前尚有一些重大瓶颈问题无法克服。同时，露天矿坑是一种巨大的空间资源，空间闲置是资源的极大浪费，因此如何尽快实现露天矿坑的合理利用成为亟待解决的问题。

废弃矿坑的生态修复是一项涉及到多学科的复杂工程，一直以来是国内外一项重要的研究课题[3]，20世纪60年代开始，国外开始关注废弃矿坑的综合利用问题[4]。该问题率先得到大地艺术家们的关注，MORRIS Robert于1979年利用废弃矿坑创作了一个户外剧场[5]，加拿大布查特花园建立于废弃水泥矿坑上[6]，之后随着人们环境保护意识的不断增强与治理能力的提高，越来越多的建筑师、艺术家、景观设计师、生态学者、规划师们开始关注废弃矿坑处理问题并给出了独特的解决方案，露天矿坑开始变身成为公园、水库、赛车场等[7-8]。国内废弃矿坑(井)治理研究工作起步较晚，但成果显著。王永生等[9]最先提出根据矿坑特点进行适宜的改造；高文文等[10]提出基于推理条件和推理规则对矿坑利用模式进行优选；肖晓楠等[11]提出适宜的生态设计能够恢复矿坑的生态系统；谷志孟等[12]提出了垃圾处理与矿山采空区灾害综合治理措施；罗桂军等[13]提出废弃矿坑的生态恢复与文化和商业的多元素融合，有利于创造其新的经济价值；徐州潘安湖采用先开采、后治理的处置方式，着重打造矿区治理后的景观功能，通过构建湿地景观，成功实现了对塌陷矿区的综合利用；上海辰山植物园和南京汤山矿坑公园的建立实现了废弃采石场的转型，带来生态与经济的双重收益[14-16]。

近年来，安全问题越来越成为国内关注的一大热点话题，无论是废弃露天矿坑的安全问题，还是国家能源安全，均是涉及国计民生的重要问题。废弃露天矿坑空间资源巨大，够为能源储备提供得天独厚的地理条件。鉴于此，本文提出一种矿坑抽水蓄能与储油一体化综合利用的新方法，不仅实现露天矿坑的综合利用，而且响应国家能源规划要求[17]，确保国家能源储备安全，同时为当地经济发展提供新的增长极。

1 抽水蓄能与坑底储油

1.1 工艺流程

废弃露天矿坑综合利用总体思路是通过在露天矿坑内部构筑人工重力坝，建设抽水蓄能电站，同时在水下布置储油罐体，实现原油储备。储油区为其上部的水资源提供势能储备，上部水资源对储油区形成保护，保障能源储备安全。具体的方案流程如下所述。

1) 在矿坑中间修筑人工重力坝，将矿坑分隔成相邻的能量转化利用区和储油区，在人工重力坝内留设连通两区域的排水管路，并在其中设置发电机。

2) 储油区一侧铺设基底层，基底层以上依次铺设容置层、混凝土层、土石混合物层，并在容置层中并列设置多个油罐组件，且使各油罐组件中最上部的球型油罐通过输油支路连接至总输油管路，总输油管路末端连接至设在矿坑外的油泵；每个油罐组件中最下部的球型油罐通过输水支路连接至总输水管路上。

3) 需要储油时，打开需要用到的油罐组件对应输油支路上的支路阀门，通过油泵将外部的油通过总输油管路输入至上下布置的球型油罐中从而将油安全储存起来。

4) 需要取用油时，打开需要取用的油罐组件所对应的输油支路上的支路阀门，抽水电机将能量转化利用区中的水沿着总输水管路和输水支路输入至最下部的球型油罐内,对油罐内部空间加压，将油罐中的油通过输油支路挤出并经总输油管路向外排出。

5) 需要再次储油时，打开油罐组件所对应的输水支路上的支路阀门以及该油罐组件对应输油支路上的支路阀门，油罐组件中的水会在重力作用下通过输水支路流出至总输水管路中，并进入排水管路中驱动水轮机转动，将机械能转换成电能存储起来或传输至电网；同时，经油泵从外部输来的油在自身重力和油罐组件中的水流出后形成的负压吸力作用下流入油罐组件中被储存起来。

6) 区域电能富裕时，通过抽水泵站将水资源从低处(能量转化利用区)输送至高处(储油区上部)，将电能转换为水资源的势能进行储存。

7) 当区域内电能缺乏时，开启排水管路，储油区上部空间中储存的水从入水口进入排水管路，并从出水口流出至能量转化利用区内，通过水力发电机组将水资源的势能转换成电能并反馈于电网。

1.2 关键工程

根据上述工艺流程，本方案的关键工程主要包含抽水蓄能电站建设及坑底储油工程。具体包括抽水蓄能电站建设和坑底储油工程

1.2.1 抽水蓄能电站建设

抽水蓄能电站建设的核心工程是矿坑内部的人工重力坝和形成两水库的势能差。人工重力坝将矿坑分隔成相邻的能量转化利用区和储油区，储油区地表的水平标高高于能量转化利用区地表的水平标高。人工重力坝两端分别与矿坑的边帮连接修筑在一起，且两端表面分别与对应的边帮地表高度一致。人工重力坝的顶部宽度20～50 m，表面根据矿坑两侧交通量需求铺设双向4～8车道的硬化路面行车道，同时起到了加固两侧露天矿边坡和连接露天矿坑两侧交通的作用。如图1所示，能量转化利用区中设有抽水泵和抽水管路，抽水管路一端与抽水泵的输出口连接，另一端穿过人工重力坝并连通至储油区。抽水泵可由发电机直接供电，也可以由其他电源供电。当区域内电能富裕时，通过抽水管路将能量转化利用区内的水资源输送至矿坑另一侧，将电能转化为水资源的势能储存在储油区一侧，从而实现了能量的转换和多种形式的储存。人工重力坝内设有连通能量转化利用区和储油区的排水管路，排水管路储油区一侧为入水口，另一侧为出水口，排水管路内部安装发电机，区域电能匮乏时，通过排水管路将储油区水资源输送至能量转换区，同时带动排水管路中的发电机，实现水资源的势能向电能转换。

(注：1a-边帮；1-1-能量转化利用区；1-2-储油区；2-1-抽水泵；2-2-抽水管路；2-3-抽水阀门；3-1-水轮机；3-2-发电机；4-排水管路；4-1-排水阀门；5-人工重力坝；5-1-硬化路面行车道；6-油罐安置地层；7-油罐组件；8-总输油管路；9-总输水管路；9-1-总输水阀门；10-1-输油支路；10-2-输水支路；11-1-支路阀门Ⅰ；11-2-支路阀门Ⅱ；12-油泵；13-抽水电机，14-连接管路。)图1 抽水蓄能电站建设示意图Fig.1 Schematic diagram of pumped storage power station construction

1.2.2 坑底储油工程

储油区设有油罐安置层，包括上下依次布置的防护层、容置层和基底层。油罐安置层既充分利用矿坑空间实现了石油的安全存储，又可以为抽蓄蓄能电站建设提供势能差，缩小上水库建设的回填工程量和费用。如图2所示，油罐安置层上表面距离排水管路入水口的垂直高度为30～50 m，在该处储水的同时可以起到对油罐组件的消防和防外力打击作用，对油罐组件进行有效保护。基底层由矿区废弃物料填埋压实形成，为上层布置容置层提供地基基础。

容置层中并列设有多个油罐组件，每个油罐组件可以包括多个球型油罐，然而数量越多施工难度越大、可操作性越差，具体数量与矿坑可利用深度、单个球罐体积有关。油罐组件上方设有总输油管路，油罐组件下方设有总输水管路。每个油罐组件中最上部的球型油罐通过输油支路连接至总输油管路，总输油管路末端与设在矿坑外的油泵连接；每个油罐组件中最下部的球型油罐通过输水支路连接至总输水管路，总输水管路伸入人工重力坝内且连接到排水管路上。总输水管路位于人工重力坝内的部分安装有一抽水电机，正常使用时打开抽水电机后总输水管路即可导通。为了更方便控制总输水管路的通断，总输水管路与排水管路相接的位置设有一总输水阀门，同时，输油支路上设有支路阀门Ⅰ，输水支路上设有支路阀门Ⅱ。当其中一个油罐组件出现故障时，通过关闭其上部的支路阀门Ⅰ与下部的支路阀门Ⅱ可将本油罐组件隔离，而不影响其他油罐的正常储油功能。上述各设备与远程监测系统的控制器相连接。通过远程监测系统的控制器可直接控制抽水电机、支路阀门Ⅰ、支路阀门Ⅱ等设备，实现阀门的自动启闭、人工远程干预和人工手动控制阀门开启闭合等操作，控制操作简单方便。

(注：6-1-土石混合物层；6-2-混凝土层；6-3-容置层；6-4-基底层；7-1-球型油罐；8-总输油管路；9-总输水管路；10-1-输油支路；10-2-输水支路；11-1-支路阀门Ⅰ；11-2-支路阀门Ⅱ。)图2 储油区示意图Fig.2 Schematic diagram of oil storage area

防护层由铺设的两层混凝土层和两层混凝土层之间的土石混合物层组成，总厚度为30～100 m，单层混凝土层厚度为10～15 m，起到保护容置层和防止上库水入渗的作用；容置层由露天矿废弃物料排弃堆积压实而成，厚度为50～200 m；且容置层底表面的水平标高高于总输水管路露出人工重力坝朝向能量转化利用区一侧壁面的管口的水平标高；基底层由矿区废弃物压实处理制成。各层的建设利用到了矿区废弃物料，且由露天矿废弃物料排弃堆积压实而成的容置层对油罐的挤压力小，避免了罐体破裂导致储油外漏、污染地下环境等问题。由于容置层底表面的水平标高高于总输水管路露出人工重力坝朝向能量转化利用区一侧壁面的管口的水平标高，储油时油罐组件中的水可以在连通器原理和重力作用下流出至总输水管路中继而驱动排水管路中的水轮机发电，为当地电网提供绿色能源；与此同时，外部的油在自身重力和油罐组件中的水自然流出后形成的负压吸力作用下可以快速流入油罐组件中被储存起来，降低了输油能耗。

2 方案分析

本方案充分利用了现有废弃露天矿坑的空间资源，实现大规模安全储油和不同能量的转换，具有以下优点。

1) 通过在露天矿坑底建设人工重力坝，将矿坑分隔成相邻的能量转化利用区和储油区，提高了矿坑边坡的稳定性，人工重力坝表面的道路也沟通了大面积露天矿坑的两侧交通。同时，坝体两侧高差实现了能量的转换和多种形式的储存。

2) 球型油罐埋藏在土石中，采用连通器原理，可以实现水油的交替快速输入存储与输出，实现对露天矿坑空间的充分利用，减少了地面建设储油场所的投资与土地资源损失，同时防护层和上方的水层共同起到对油罐的保护作用，并可在地表蓄水，显著降低了油罐遭受外力冲击导致泄漏或爆炸的可能，保证了油罐的安全，更保障了区域能源安全，具有很强的战略意义。

3) 整个工程建设所需的总体施工量小、材料成本低、可操作性好、施工周期短，更重要的是功能多、布置合理。矿坑蓄水储油实现了对露天矿坑空间的充分有效利用，节约了地面空间成本，具有战略物资储备的指导意义。

储油蓄能综合利用新模式相对于传统意义上的独立的抽水蓄能系统和石油储备系统要更加的复杂，为了全面、系统、准确地分析废弃露天矿储油蓄能的适用条件及其风险性，研究引入SWOT分析法，结果见表1。由表1可知，利用废弃矿坑储油蓄能需要矿区具有区位条件好、矿坑空间可利用性强、矿坑稳定性满足技术需求、区域地质条件稳定、矿坑水文条件可控、符合HSE要求等优势。

表1 废弃露天矿储油蓄能的SWOT分析Table 1 SWOT analysis of energy storage and oil storage in abandoned open pit mine

3 工程探索

抚顺西露天矿位于辽宁省抚顺市，如图3(a)所示，露天矿区长6.6 km，宽2.2 km，深400 m，加五个排土场总面积达74 km2，相当于城市建成区的53%。矿山地质灾害区面积大、与中心城区距离近、对城市建成区影响严重、代表性强，矿区的综合利用问题亟待解决。根据上述露天矿坑综合利用方案，在抚顺西露天矿进行抽水蓄能电站以及坑底储油工程建设，如图3(b)所示。

图3 抚顺西露天矿现状及方案实施效果图Fig.3 Status of Fushun West open-pit mine and scheme implementation effect diagram

3.1 坑底储油

储油区储油能力是露天矿坑利用效果的重要指标，储油能力的大小与储油区域的体积直接相关，储油量计算见式(1)。

(1)

式中：L为储油区长度，1 500 m；B为储油区宽度，1 000 m；H为储油高度，150 m；R为储油罐半径，m；Js为储油罐平均水平间距，m；Jh为储油罐平均垂直间距，m。

抚顺西露天矿矿坑中部建设重力坝后，以露天矿1#煤层顶板为基底层，设置150 m的容置层，储油区面积达到1.5 km2，按照式(1)，当储油罐半径为25 m，油罐间距为20 m时，油罐总容积约为46 Mm3，以中国大庆原油密度0.860 2 t/m3为例计算，总储量约4 000万t原油。

3.2 抽水蓄能

抽水蓄能是保证区域内电能供应稳定的一项重要措施，抽水蓄能的能力大小，与露天矿坑的储水量、势头等因素有关。发电站发电量计算见式(2)和式(3)。

E=AEP=AρVghe

(2)

E=TN

(3)

式中：E为发电量，J；η为发电机能量转换效率，大中型发电站为0.75～0.85，小型水电站为0.65～0.75；ρ为水的密度，kg/m3；V为水库储水量，m3；g为重力加速度，9.8 N/kg；he为上下水库水头高度差，m；N为发电机装机容量，kW；T为发电时间，h。

根据方案，抚顺西露天矿储水量可达1×108m3，理论储水高度100 m，上下水库平均落差200 m，装机容量200 kW，则理论一次发电量为4.08×107kW·h，理论一次持续发电时间为21 h。

3.3 经济效益

2019年，国际油价WTI年均价57.04美元/桶、布伦特(Brent)年均价64.16美元/桶[18]。2020年受新冠肺炎疫情的影响，国际油价受到剧烈的冲击，截至2020年3月31日，WTI油价跌至19.92美元/桶，布伦特油价跌至22.76美元/桶，此时进口石油4 000万t，将节约资金760.54亿元。

抽水蓄能电站的价值体现于高峰供电，低峰耗电抽水，按照“抽四发三”的原则计算电站的经济效益。一天内东北电网的高峰段13 h，低谷段7 h，平均段4 h，年发电时间由低谷段抽水时间决定，则年发电时间2 555 h，年发电量49.5亿kW·h，抽水耗电量66亿kW·h；按照东北电力峰谷时段计价方法，在基础电价的基础上，高峰电价上浮50%，低谷电价下浮50%，2019年辽宁省工业用电基准价0.492 6元/(kW·h)，则高峰电价为0.738 9元/(kW·h)，低谷电价0.246 3元/(kW·h)，至少盈利20.32亿元。

储油蓄能模式的应用，地方财政收入每年将增加780.86亿元，大大促进了地方经济的发展，有利于实现资源枯竭型城市的转型。