Розділ 2. Гідроенергетичні ресурси, їх використання. Принципові схеми, параметри, режими роботи ГЕС і ГАЕС

Серед перспективних напрямів технологічного вдосконалення вугільних ТЕС, детально розглянутих в третій книзі даного видання, особливе значення в дослідженні МЕА надається двом технологіям, що дозволяють найістотніше скоротити викиди парникових газів вугільних ТЕС за рахунок підвищення к.к.д., а саме: паротурбінним ТЕС з ультранадкритичним циклом Ренкіна (УСКД); ТЕС комбінованого (парогазового) циклу з внутрішньою газифікацією вугілля (integrated

gasification combined cycle, IGCC). У Данії і Японії побудовані й успішно експлуатуються енергоблоки на кам'яному вугіллі потужністю 380–1050 МВт з тиском свіжої пари 24–30 МПа і перегрівом до 580–610°С. Серед них є блоки з двократним промперегрівом до 580°С. К.к.д. кращих японських блоків знаходиться на рівні 45–46%, а датських, таких, що працюють на холодній циркуляційній воді з глибоким вакуумом, – на 2–3% вище. У Німеччині побудовані буровугільні енергоблоки потужністю 800–1000 МВт з параметрами пари до 27 МПа, 580/600°С і к.к.д. до 45%.

Роботи над енергоблоком УСКД з параметрами пари 30 МПа, 600/600°С відновлені в Росії. Вони підтвердили реальність створення такого блоку потужністю 300–525 МВт з к.к.д. біля 46% вже найближчими роками.

Після тривалої перерви відновлені роботи, направлені на впровадження ультранадкритичних параметрів пари в США. Вони концентруються в основному на розробці та випробуваннях необхідних матеріалів, які можуть забезпечити експлуатацію устаткування при температурах пари 870°С і тиску до 35 МПа.

У країнах Європейського Союзу за участю великої групи енергетичних і машинобудівних компаній розробляється вдосконалений пиловугільний енергоблок УСКД з параметрами свіжої пари 37,5 МПа, 700°С і подвійним промперегрівом до 720°С при тиску 12 і 2,35 МПа. При тиску в конденсаторі 1,5–2,1 кПа к.к.д. блоку може досягти 53–54%. Введення в експлуатацію заплановане після 2010 р. До 2030 р. передбачається досягнення к.к.д. нетто до 55% при температурах пари до 800°С. Тільки у Німеччині планується спорудження вугільних ТЕС УСКД сумарною потужністю 10 ГВт. Основною перевагою енергоблоків СКД з погляду зниження викидів СО2 є підвищений к.к.д. Реалізація цієї переваги при заміні традиційних вугільних енергоблоків, що відслужили свій ресурс, дозволить скоротити викиди СО2 на 7–10%.

Перспективні розробки вугільних електростанцій комбінованого циклу (парогазових установок – ПГУ) проводяться багатьма країнами. Найбільший прогрес очікується за двома напрямами робіт: газифікація вугілля і пряме спалювання вугілля під тиском.

Науково-технічні розробки ПГУ на вугіллі інтенсивно проводять в США в рамках програми «Чисті вугільні технології» по 11 проектам з об'ємом фінансування 2,9 млрд. дол. Потужність задіяних в проектах установок перевищує 2,2 ГВт. П'ять проектів присвячено ПГУ зі спалюванням вугілля під тиском, 4 – ПГУ з газифікацією вугілля, 2 – перспективним технологіям спалювання з використанням ДВЗ.

У США діють 4 дослідно-промислові установки ПГУ з газифікацією вугілля, зокрема ПГУ Polk потужністю 250 МВт, Puyertollano (350 МВт), Bugenno (250 МВт), Wabash River, що показують можливість отримання к.к.д. на рівні 46–48%, характерному і для енергоблоків СКД. Фактична середня питома витрата тепла (по вищій теплоті згорання) ПГУ Polk складає 9864 кДж/кВт·год, ПГУ Wabash River – 9400 кДж/кВт·год, що відповідає к.к.д. по нижчій теплоті згорання на рівні 38–40% відповідно. У 2010 р. передбачається введення ПГУ Mesaba (штат Міннесота) з газифікацією вугілля потужністю 531 МВт з ефективністю на рівні 41,7%.

У стадії розгляду знаходиться проект спорудження демонстраційної ПГУ потужністю 500 МВт, що передбачає отримання первинного к.к.д. 44,4% з його доведенням до 46%. У перспективі у міру переходу на високотемпературні газотурбінні установки на синтез-газі к.к.д. ПГУ з газифікацією вугілля може бути підвищений до 53%.

Найбільший промисловий розвиток технології IGCC отримали в Італії стосовно використання нафтового коксу – відходу нафтопереробки. Тут діють ПГУ на ТЕС Isab (520 МВт), Sarlux (550 МВт) і Falconara (280 МВт), Ferrera Erbognone (250 МВт) поблизу нафтопереробного заводу Sannazaro. Ще 10 промислових ПГУ введені або споруджуються на хімічних заводах Італії.

При відпрацюванні перспективних ПГУ на низькосортному енергетичному вугіллі, здійснюваному сьогодні за кількома масштабними проектами, переслідується не тільки безпосередня мета, але і віддаленіші можливості створення:

• гібридних ТЕС, що поєднують технологію IGCC з високотемпературними паливними елементами, які дозволяють отримати к.к.д. до 60%;

• енерготехнологічних установок, що поєднують генерацію електроенергії з отриманням високоякісних транспортних палив із синтез-газу;

• економічно прийнятних енергетичних установок, що реалізовують уловлювання, зв’язування і поховання вуглекислого газу (технології CCS).

Саме ці можливості визначають перспективність розробок технологій IGCC, хоча вони відпрацьовані меншою мірою, ніж простіші та менш вимогливі до якості вугілля технології комбінованого циклу зі спалювання вугілля під тиском.

Результати прогнозних досліджень МЕА показують, що, не дивлячись на істотне зростання к.к.д., яке дозволяє скоротити об'єми використання вугілля на ТЕС, описані вище технології самі по собі недостатні для досягнення мети, поставленої в сценарії 450 ppm, і вони повинні бути доповнені технологіями уловлювання і поховання СО2.

Технології уловлювання і утримання CO2 (CO2 capture and storage, CCS) включають відділення більшої частини вуглекислого газу, що утворюється в ході перетворення вугілля в корисну енергію; транспортування CO2 в місця, де його можна зберігати глибоко під землею в пористих середовищах, в основному у виснажених родовищах нафти і газу або в проникних геологічних пластах, насичених солоною водою, і зберігання його там.

Всі технологічні компоненти, необхідні для здійснення CCS на вугільних електростанціях, виробляються промисловістю, проте завершені системи потрібного масштабу поки що не створені.

Технології уловлювання CO2 використовують в хімічній промисловості, наприклад у виробництві добрив. Великий досвід утримання CO2 накопичений на підприємствах з очищення природного газу (в основному в Канаді) та при використанні його для збільшення добування нафти (в основному в США). У старі нафтові родовища щорічно закачується близько 35 млн. тонн CO2, завдяки чому витягується близько 4% нафти, що добувається в США.

За оцінкою Міжурядової групи експертів зі зміни клімату (МГЕЗК), опублікованою в 2005 р., геологічні середовища всього світу здатні утримати не менше 2 трлн. тонн CO2 – більше, ніж зможуть виділити в XXI ст. всі електростанції світу, що працюють на викопному паливі. Проте їх здатність утримувати CO2 без ризиків раптових викидів і повільного просочування ще не вивчена.

Раптовий викид великої кількості CO2 може бути згубним для тих, хто опиниться поблизу. У 1986 р. поблизу озера Ніос в Камеруні від викинутого вулканом вуглекислого газу задихнулися близько 1,7 тис. жителів навколишніх сіл і тисячі голів худоби. Повільне просочування CO2 з підземних сховищ у повітря також таїть в собі загрозу, оскільки з часом воно може призвести до перевищення допустимої межі концентрації вуглекислого газу в атмосфері. Витік з правильно вибраних і правильно експлуатованих підземних сховищ не повинен перевищувати 1% за сто або навіть за тисячу років. Потенційна ємність сховищ з обумовленими властивостями поки що не вивчена.

Попередні дослідження показують, що відомі технології уловлювання СО2 з димових газів паротурбінної ТЕС дозволяють відокремити 85–95% CO2, який виділяється при спалюванні вугілля; решта потраплятиме в атмосферу. Вуглекислий газ можна витягувати з топкових газів після відділення від них звичайних забруднювачів. Відокремлений CO2 стискають і транспортують в місця поховання трубами. Оскільки топкові гази містять багато азоту (вугілля спалюється в повітрі, що містить 80% азоту), CO2 доводиться витягувати при невисоких концентраціях і температурах з великих об'ємів газу. Це енергоємний і дорогий процес.

Дещо по-іншому йде справа у разі ТЕС комбінованого циклу з газифікацією вугілля. У IGCC-системах, що працюють з ССS, вугілля не спалюється, а газифікується під тиском при парокисневому дутті з утворенням синтез-газу, який складається з оксиду вуглецю і водню. У звичайних установках IGCC синтез-газ отримують під паро-повітряним дуттям. Він надходить в камеру згорання газової турбіни після попереднього очищення від оксидів сірки і твердих частинок. Вихлопні гази газової турбіни використовують для отримання пари, що приводить в дію парові турбіни. Весь процес називається комбінованим циклом.

На IGCC-електростанціях, де передбачається уловлювання CO2 (мал. 3.6), синтезгаз, що виходить з газогенератора, після охолоджування і очищення знов реагує з водяною парою. У результаті отримують газову суміш, яка складається в основному з CO2 і водню. Вуглекислий газ під тиском виділяють з отриманої суміші, осушують, при необхідності додаткового стискають і транспортують до місця поховання. Суміш, що залишилася, багату воднем, спалюють в газовій турбіні. Для гібридної ТЕС водень подають у високотемпературний паливний елемент, а продукти його реакції – в газову турбіну, а потім – в паровий котел-утилізатор паротурбінного циклу.

У IGCC-системах CO2 витягується з газового потоку при високих концентраціях і тиску, що сильно спрощує процес у порівнянні з традиційними паровими електростанціями. У результаті вартість отримуваної електроенергії може бути меншою, ніж на електростанціях зі звичайним циклом і уловлюванням CO2.

Тиск, при якому відбувається уловлювання CO2, буває достатнім для його транспортування трубами до місць підземного поховання, віддалених на сотні кілометрів.

У цілому застосування CCS на звичайних паротурбінних вугільних ТЕС зменшує к.к.д. на 30%, а для ТЕС за технологією IGCC – лише на 20%. Витрати на впровадження CCS залежатимуть від типу електростанції, відстані до місця поховання, властивостей пласта, в який закачується вуглекислий газ, і можливості продажу останнього (наприклад для збільшення добування нафти).

Для типової електростанції IGCC з типовими умовами уловлювання, транспортування і поховання CO2 із закачуванням в пласт, насичений солоною водою і розташований в 100 км від електростанції, уловлювання і поховання СО2 збільшує вартість електроенергії на 1,9 цента у порівнянні з випадком викиду всього CO2 в атмосферу (4,7 цента), тобто на 40%.

У разі використання уловленого CO2 для збільшення видобування нафти на родовищі в 100 км від IGCC-електростанції чисті витрати на виробництво електроенергії не зростуть, якщо ціна нафти, що добувається, буде не менша за 35 доларів за барель.

Крім перерахованих вище, розробляються IGCC-технології нового покоління, де вуглекислий газ використовується як робоче тіло, перетворюючись у результаті на рідину, що підлягає похованню. В основі одної з таких технологій можуть лежати наступні процеси:

• газифікація водовугільної суспензії з добавкою водню і отриманням СН4 (метану) і Н2О. Зола вугілля виводиться з газифікації, а парогазова суміш очищується;

• вуглець, що перейшов в газоподібний стан, у формі СО2 зв'язується окислом кальцію у присутності очищеної води. Водень, що утворюється при цьому, частково повертається в газифікатор, а частково, після тонкого очищення, подається у високотемпературний паливний елемент для вироблення електроенергії;

• СаСО3, що утворився, кальцинується з використанням тепла, що виділилося в паливному елементі, з утворенням СаО і концентрованої СО2, придатних для подальшої обробки;

• четвертим кроком є перетворення хімічної енергії водню в електроенергію і тепло, використовуване в циклі.

Вуглекислий газ виводиться з циклу і мінералізується в процесах карбонізації таких мінералів, як, наприклад, силікат магнію, поширений повсюдно в природі в кількостях, що на порядки перевищують запаси вугілля. Кінцеві продукти карбонізації можна поховати у вироблених шахтах.

З технологією уловлювання і зберігання вуглекислого газу (CCS) пов'язують великі надії. Якщо буде доведена можливість її застосування на ТЕС, то вона знайде застосування і на великих цементних заводах, під

Мал. 3.6. Схема електростанції комбінованого циклу з внутрішньоцикловою газифікацією вугілля, уловлюванням і похованням вуглекислого газу приємствах хімії, нафтопереробки і нафтохімії, металургійних комбінатах, на які припадає велика частина викидів парникових газів від стаціонарних джерел.

У згаданому вище звіті Міжурядової групи експертів зі зміни клімату (МГЕЗК) відмічено, що уловлювання і поховання CO2 може зрештою призвести до зниження парникових викидів в атмосферу на 55%.

Разом із заходами з підвищення ефективності використання енергії це дасть можливість сучасному суспільству продовжувати споживати викопні види палива до того часу, доки використання відновлюваних джерел енергії не набере силу.

Проте до початку широкого впровадження цієї технології швидше за все пройдуть роки. І справа тут не лише в тому, що ще залишаються невирішеними багато важливих технічних питань, наприклад закачування великих об'ємів CO2 в геологічні пласти і запобігання його витокам. Та все ж основною перепоною є не технологія, а економіка. Для промислового відпрацювання технологій CCS необхідно реалізувати десятки великомасштабних демонстраційних проектів вартістю декілька сотень мільйонів доларів кожен. Відповідна фінансова основа для їх здійснення відсутня, проте вона, без сумніву, буде створена в рамках нової угоди країн світу зі скорочення викидів СО2 вже найближчим часом.