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

Теплові електричні станції (ТЕС) на органічному паливі багато десятиліть залишаються основним промисловим джерелом електроенергії, що забезпечує позитивну динаміку зростання світової економіки. За даними МЕА («Key World Energy Statistics 2007») всі ТЕС світу забезпечили у 2005 р. виробництво 12149 млрд. кВт·год електричної енергії, покриваючи дві третини її світового споживання. Основними джерелами первинної енергії для ТЕС є викопні види органічного палива – вугілля, природний газ і нафта. Головним з них служить вугілля, що забезпечує 40,3% сучасного світового виробництва електроенергії. На частку природного газу припадає 19,7% світового виробництва електроенергії, нафти – 6,6%.

За прогнозами МЕА («World Energy Outlook 2006», IEA) світова потреба в електроенергії до 2030 року більш ніж у 2 рази перевищить сучасний рівень і досягне 30116 млрд. кВт·год (мал. 6.1). При збереженні існуючих тенденцій помірного розвитку атомної енергетики, передбаченого в прогнозі МЕА, частка ТЕС у загальному виробництві електроенергії дещо перевищить сучасний рівень. Здійснення прогнозу МАГАТЕ 2006 р. передбачає ренесанс атомної енергетики зі збільшенням її частки у світовому виробництву електричної енергії у 2030 р. до 25% проти 11,7% за прогнозом МЕА, ТЕС забезпечать покриття більше половини потреб людства в електричній енергії.

У відповідності з прогнозом МЕА («World Energy Outlook 2006», IEA) основним типом палива для ТЕС залишиться вугілля (мал. 6.2). Домінуюча роль вугільних ТЕС збережеться і при реалізації сценарію МАГАТЕ.

Розвідані запаси викопної органіки достатні для сталої роботи теплової енергетики протягом багатьох десятиліть. За сучасними даними забезпеченість потреб світу в нафті й природному газі, виходячи з доведених видобувних ресурсів, оцінюється у 50–70 років, вугілля – більш ніж у 200 років. В останні 20–30 років ці терміни постійно коригуються у бік збільшення у результаті випереджаючих темпів геологорозвідки, вдосконалення технологій вилучення розвіданих запасів.

Найбільш важливими проблемами перспективного розвитку теплової енергетики світу залишається, як і колись, подальше технологічне вдосконалення ТЕС з метою підвищення економічності, надійності та екологічної чистоти виробництва електричної та теплової енергії.

Підвищення ефективності ТЕС являє собою природний процес, що диктується необхідністю компенсації постійно зростаючих витрат паливного циклу. Розвідка, освоєння та експлуатація нових родовищ нафти, газу і вугілля, як і доробка існуючих, обходяться все більш високою ціною, і підтримка прийнятних цін на електричну енергію вимагає адекватного випереджального підвищення к.к.д. ТЕС. Крім цього, необхідність підвищення ефективності диктується й екологічними міркуваннями.

Мал. 6.1. Очікувана динаміка світового споживання електричної енергії («World Еnergy Оutlook 2006») Мал. 6.2. Очікувана динаміка структури світового виробництва електричної енергії за видами первинної енергії («World Energy Outlook 2006»)

Безпосередню екологічну небезпеку на локальному й регіональному рівнях створюють атмосферні викиди шкідливих речовин з продуктами згорання органічних палив – газоподібні оксиди сірки та азоту, тверді частинки (зола), леткі органічні сполуки (зокрема бензопірен), леткі сполуки важких металів (ртуті, ванадію, нікелю). Певну екологічну небезпеку становлять ТЕС і як масштабні забруднювачі водних басейнів. На частку сучасних ТЕС припадає до 70% промислового забору води з природних джерел, що складає значну частину водних ресурсів багатьох країн, які відчувають проблеми забезпечення прісною водою. Не можна не відзначити також істотного впливу теплової енергетики на прямі й непрямі зміни місцевих ландшафтів у процесах поховання золи та шлаків, видобутку, транспортування і зберігання палива.

Практично всі перераховані впливи ТЕС можуть і повинні бути знижені до екологічно безпечного рівня як за рахунок підвищення к.к.д., так і в результаті здійснення відомих та нових природоохоронних технологій, зокрема технологій уловлювання шкідливих речовин в технологічних процесах підготовки палива, його спалювання та видалення газових і твердих продуктів згорання, безреагентних технологій підготовки води та ін. Зазначені заходи вимагають істотних витрат. Однак, як показують прогнозні дослідження, правильна організація послідовного впровадження усе більш ефективних, хоча і більш дорогих природоохоронних заходів зі зростанням можливостей світової економіки дозволить уникнути надмірних впливів цих витрат на ціну електричної енергії.

Поряд з локальними впливами ТЕС світу все збільшує свій внесок в глобальні екологічні процеси, що ведуть, зокрема, до зміни клімату планети. Теплова енергетика служить одним з основних джерел викиду в атмосферу водяної пари, вуглекислого газу, пилу та інших компонент – поглиначів довгохвильового інфрачервоного випромінювання земної поверхні. Підвищення концентрації поглинаючих компонент атмосфери викликає так званий парниковий ефект – розігрів поверхні Землі короткохвильовим сонячним випромінюванням внаслідок погіршення умов її радіаційного охолодження через екрануючу дію поглинаючих компонентів атмосфери.

Робота ТЕС супроводжується викидами багатьох парникових газів, основними з яких є водяна пара і вуглекислий газ, що утворюються при горінні всіх органічних палив. Викид водяної пари ТЕС не призводить до помітного зростання його концентрації в атмосфері, оскільки він дуже малий у порівнянні з природним випаровуванням води. Крім того, значна частина викидів ТЕС конденсується і видаляється з опадами. У той же час антропогенний викид вуглекислого газу, на відміну від пари, накопичується в атмосфері, сприяючи розвитку парникового ефекту. Щорічний викид СО2 усіма ТЕС світу наближається до 10 млрд. т вуглекислого газу, складаючи близько 30% всіх антропогенних викидів парникових газів в атмосферу планети. Викиди водяної пари стають помітними при роботі ТЕС на природному газі, однак при цьому зменшуються питомі викиди СО2.

Прийнято вважати, що посилення парникового ефекту, зумовленого підвищенням концентрації вуглекислого газу в атмосфері, призводить до все більш помітного зростання температури планети, яке може мати глобальні катастрофічні наслідки вже в найближчому майбутньому. Дане твердження підтримується не всіма, але в силу значущості загрози воно вважається офіційно прийнятим.

16 лютого 2005 року набув чинності Кіотський протокол до Рамкової конвенції ООН про зміну клімату, який має на меті скорочення викидів газів, що сприяють глобальному потеплінню. Протоколом, підписаним у 1997 році 159 країнами на міжнародному саміті, який відбувся в Кіото під егідою ООН, визначено, що 39 промислово розвинених країн світу зобов'язуються скорочувати викиди вуглекислого газу і п'яти інших речовин, присутність яких в атмосфері впливає на зміну клімату на планеті. Країни, що підписали протокол, зобов'язалися до 2012 року скоротити на 5,2% викиди шкідливих газів в атмосферу у порівнянні з показниками 1990 року. Документ ратифікований 125 країнами світу, на частку яких припадає понад 55% сумарних викидів парникових газів. Здійснення угоди стало можливим після ратифікації протоколу в Росії, на частку якої припадає 17,4% викидів парникових газів. Разом з тим найбільші країни світу – США, що дають 36% світового викиду вуглецю, а також Індія і Китай – до протоколу не приєдналися, хоча в цих країнах також проводяться роботи зі скорочення викидів парникових газів. Зокрема, в США встановлений п'ятирічний період пільгового оподаткування поновлюваних джерел енергії та енергозберігаючих технологій на суму 3,6 млрд. дол. Плановий обсяг щорічного фінансування заходів, спрямованих на запобігання змін клімату, склав у США 5,8 млрд. дол., у тому числі 3 млрд. дол. на розвиток нових технологій і ще 2 млрд. на наукові дослідження в цій області.

Проте зусилля, зроблені в рамках Кіотського протоколу, поки не дали потрібного ефекту. За даними МЕА протягом останнього десятиріччя рівень викидів парникових газів не тільки не знизився, але і зріс більш ніж на 20%. При збереженні сучасних тенденцій світового розвитку викиди парникових газів зростуть до 2050 року ще у 2,5 рази.

Результати прогнозних досліджень показують, що зростання виробництва електричної енергії в країнах, що розвиваються, буде відбуватися в основному за рахунок переважного використання власних запасів вугілля – первинного енергоносія, що дає найбільший викид СО2 на одиницю отриманої енергії. Для країн, що не мають достатніх його запасів, прогнозується зростання теплової енергетики на базі місцевих видів органічного палива, рослинної біомаси, промислових і побутових відходів.

Прогнозовані зовнішні умови майбутнього розвитку теплоенергетики світу визначають наступні довгострокові пріоритети її технологічного росту:

• суттєве підвищення ефективності та екологічної безпеки теплової енергетики на твердому паливі із забезпеченням в перспективі близьких до нуля викидів шкідливих речовин;

• суттєве підвищення ефективності електроенергетики на природному газі;

• розвиток комбінованого виробництва електричної енергії та інших видів енергії;

• розвиток економічно ефективних технологій отримання енергії з некондиційної та відновлювальної органіки;

• розвиток технологій уловлювання та зберігання парникових газів.

Станом на 2003 р. сумарна встановлена потужність ТЕС світу становила 2591 ГВт, з них ТЕС на вугіллі – 1119 ГВт, природному газі – 1007 ГВт, нафті – 372 ГВт. Близько 11% світового парку ТЕС відслужило понад 40 років, близько 60% – більше 20 років. Середня ефективність ТЕС світу лише не набагато перевищує 35%.

Для забезпечення прогнозних рівнів вироблення електричної енергії сумарна встановлена потужність ТЕС повинна бути збільшена до 2030 р. до 4352 ГВт. У відповідності з прогнозними сценарієм МЕА це потребує введення потужності 1761 ГВт на нових ТЕС та реконструкції понад 2000 ГВт існуючої потужності.

Відповідно до сучасних прогнозів, що враховують економічні наслідки зростання викидів забруднюючих речовин, найбільш швидкими темпами будуть розвиватися в найближчі десятиліття потужності ТЕС на вугіллі, а також на природному газі.

Тому вдосконаленню і впровадженню нових ефективних технологій для ТЕС на твердому і газоподібному паливі приділяється найбільша увага. Поряд з цим отримують розвиток науково-дослідні роботи, спрямовані на розробку перспективних технологій максимального уловлювання шкідливих речовин, у тому числі парникових газів, з продуктів згорання палива, забезпечення екологічної безпеки ТЕС.

Теплова енергетика на природному газі

Перспективні технології ТЕС на природному газі, орієнтовані на застосування у великій енергетиці, найбільш інтенсивно розвиваються за такими основними напрямками: • Високотемпературні газотурбінні установки (ГТУ).

• Комбіновані або парогазові установки (ПГУ), що поєднують газотурбінний і паротурбінний цикли.

• Високотемпературні паливні елементи.

• Гібридні установки на основі поєднання ПГУ з високотемпературними паливними елементами.

Головними завданнями досліджень і розробок в області газотурбінних технологій є підвищення потужності, к.к.д. та екологічних показників газових турбін, створення «гнучких» газотурбінних установок, що працюють на продуктах газифікації різних видів палива, газових турбін для роботи у складі великих комбінованих та гібридних установок. До основних напрямків удосконалення ГТУ належать підвищення початкових температур газу перед газовою турбіною за рахунок застосування більш ефективних високотемпературних конструкційних матеріалів та створення більш ефективних систем теплового захисту високотемпературних елементів ГТУ при одночасному вдосконаленні процесів екологічно чистого спалювання палива. До теперішнього часу промислово освоєні енергетичні ГТУ на температури 1260–1400°С з к.к.д. 35–36,5%. У стадії демонстраційних і дослідно-промислових зразків знаходяться ГТУ нового покоління на базі металокераміки з робочою температурою вище 1500°С і к.к.д. на рівні 40% і вище.

Важливим напрямком використання високоефективних енергетичних ГТУ є їх застосування в складі потужних парогазових енергоблоків ТЕС і ТЕЦ. Діючі парогазові установки (ПГУ), що реалізують високотемпературний газотурбінний цикл Брайтона з відведенням тепла в двоконтурний паротурбінний цикл Ренкіна (цикл двох тисків), забезпечують отримання експлуатаційного електричного к.к.д. на рівні 48–52%. За такою схемою працюють перші в Росії теплофікаційні ПГУ потужністю 450 МВт, встановлені на Північно-Західній ТЕЦ м. Санкт-Петербург. Вони мають розрахунковий к.к.д. нетто 51%, фактичний експлуатаційний к.к.д. в режимі регулювання потужності – 48–49%.

Перспективи подальшого вдосконалення бінарних парогазових установок (ПГУ) визначаються підвищенням ефективності передачі теплоти від вихлопних газів ГТУ в паротурбінний цикл і зменшенням втрат при конденсації пари. Традиційний напрямок вирішення цих завдань пов'язаний з підвищенням кількості контурів (ступенів тиску) паротурбінного циклу. У триконтурній установці ТЕС «Йокогама» (Японія) досягнуто к.к.д. на рівні 55%.

Використання більш економічних газових турбін дозволить підвищити к.к.д. ПГУ з двоі триконтурними схемами до 60%, із застосуванням водяного охолодження та інших схемних рішень – до 61,5–62% і більше.

Більш віддалені перспективи підвищення к.к.д. ТЕС на природному газі пов'язані зі створенням гібридних установок, що являють собою поєднання високотемпературних електрохімічних джерел струму (паливних елементів) з парогазовою установкою.

Високотемпературні паливні елементи (ПЕ) – твердооксидні (SOFC) або на основі розплавлених карбонатів (MCFC), що працюють при температурі 850 й 650°С, служать джерелами тепла для ПГУ. До теперішнього часу створено зразки високотемпературних енергетичних паливних елементів одиничною потужністю від 200 кВт до 10 МВт, придатні для цієї мети. Високотемпературні паливні елементи можуть працювати на водні та або синтез-газі (суміш водню із чадним газом). Для отримання відповідного палива використовується процес риформінгу (парової конверсії) природного газу з отриманням синтез-газу. Для отримання водню із синтез-газу застосовується процес каталітичного окиснення чадного газу з подальшим видаленням СО2. Дані процеси широко застосовують в азотній промисловості.

У ході виконання науково-технічної програми США «Бачення–21» на демонстраційній гібридній установці потужністю близько 20 МВт отриманий к.к.д. на рівні 60%. На 2010 рік заплановано пуск гібридної установки з к.к.д. на рівні 70%. У більш віддаленій перспективі планується досягнення к.к.д. на рівні 75% зі створенням енергетичних установок потужністю до 300 МВт і більше (мал. 6.3). На 2012–2015 рр. намічене створення всіх необхідних для цього технологічних компонентів.

У сфері малої енергетики (див. розділ 4.4) найбільший інтерес становляють когенераційні технології на базі газових двигунів внутрішнього згоряння та електрохімічних джерел струму (паливних елементів). На теперішній час у США, Японії, Європі поширюються установочні партії когенераційних низькой середньотемпературних паливних елементів відповідно з протонобмінною мембраною (PEFC) і фосфорнокислі (PAFC). Ці установки безшумні, більш ефективні й екологічні, ніж газові двигуни внутрішнього згоряння. Перспективи масштабного застосування когенераційних ПЕ пов'язані зі зменшенням їх питомої вартості.

Перспективні технології вугільної енергетики

До числа напрямів екологічно чистого використання твердого палива, що інтенсивно розробляються, передбачуваних до промислового впровадження у найближчій (до 2010 р.) й довгостроковій перспективі, відносяться паротурбінні ТЕС із супернадкритичними параметрами пари (СКТ); парогазові ТЕС на вугіллі; гібридні парогазові ТЕС.

Роботи зі створення енергоблоків на супернадкритичні параметри пари були розпочаті в США й СРСР ще в середині минулого сторіччя. В основі створення енергоблоків СКТ покладені відомі методи підвищення термічного к.к.д. циклу Ренкіна за рахунок переходу на більш високі робочі температури і тиск пари перед турбіною. Застосування даних заходів на практиці стримується міцністю застосовуваних матеріалів, а також зростанням вартості установки. Існує техніко-економічний оптимум температур і тисків пари, що визначається властивостями матеріалів енергетичної установки і цінами на паливо. У другій половині минулого сторіччя цим умовам відповідав надкритичний цикл Ренкіна з одноразовим проміжним перегрівом пари, початковим тиском 23,5 МПа, температурою первинного та вторинного перегріву 540°С. В останні роки прогрес у галузі матеріалознавства дозволив подальше підвищення параметрів циклу Ренкіна.

У Данії та 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 дворазовим промперегрівом до 580°С. К.к.д. кращих японських блоків знаходиться на рівні 45–46%, датських, що працюють на холодній циркуляційній воді з глибоким вакуумом, – на 2–3% вищий. У ФРН побудовані буровугільні енергоблоки потужністю 800–1000 МВт з параметрами пари до 27 МПа, 580/600° С і к.к.д. до 45%.

Мал. 6.3. К.к.д. і потужність перспективних енергетичних установок на природному газі
PEFC – паливний елемент з протон-обмінною мембраною;
PAFC – фосфорнокислий паливний елемент;
SOFC – паливний елемент з твердооксидною мембраною;
MCFC – паливний елемент на розплавах карбонатів.

Роботи над енергоблоком із супернадкритичними параметрами пари (30 МПа, 600/600°С) відновлені у Росії. Вони підтвердили реальність створення такого блоку потужністю 300–525 МВт з к.к.д. близько 46% вже у найближчі роки.

Після тривалої перерви поновлено роботи, спрямовані на впровадження супернадкритичних параметрів пари, у США. Вони концентруються в основному на розробці й випробуваннях необхідних матеріалів, що можуть забезпечити експлуатацію обладнання при температурах пари до 870°С і тиску до 35 МПа.

У країнах Європейського Союзу за участю великої групи енергетичних і машинобудівних компаній розробляється вдосконалений пиловугільний енергоблок СКТ з параметрами свіжої пари 37,5 МПа 700°С й подвійним промперегрівом до 720°С при тисках 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 намічене після 2010 р. На 2030 р. передбачається досягнення к.к.д. нетто до 55% при температурах пари до 800°С.

Важливість значного підвищення ефективності ТЕС за рахунок подальшого вдосконалення відпрацьованих технологій показана в таблиці 6.1 на прикладі трьох ТЕЦ, побудованих в Німеччині у 2002–2004 роках.

Перспективні розробки парогазових установок на вугіллі проводяться багатьма країнами. Найбільший прогрес очікується за двома напрямками робіт: газифікації вугілля і прямого спалювання вугілля під тиском.

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

Робочий цикл ПГУ з газифікацією включає повітряну або пароповітряну газифікацію вугілля під тиском, створюваним компресором ГТУ, очищення генераторного газу від сполук сірки і твердих частинок, подальше спалювання генераторного газу в камері згоряння парогазової установки, що працює так само, як і на природному газі. Сьогодні в світі експлуатуються біля 400 великих промислових газифікаційних установок сумарною потужністю 46 ГВт. Половина з них працює на вугіллі. Однак реалізація ПГУ на їх основі пов'язана з певними труднощами. Вони обумовлені, з одного боку, більш низькою якістю енергетичного вугілля, що містить зазвичай велику кількість мінеральних включень, сірки і смол, а з іншого – високими вимогами до чистоти генераторного газу за умовами хімічної корозії і механічної ерозії газотурбінної установки. Крім того, істотно більш високі вимоги, ніж у промисловості, висуваються до енергетичної ефективності процесів одержання та очищення генераторного газу, а також до масогабаритних характеристик газогенераторів.

Таблиця 6.1. Підвищення ефективності ТЕС за рахунок вдосконалення відпрацьованих технологій на прикладі трьох ТЕС, побудованих в Німеччині в 2002–2004 роках

Показник	ТЕС «Niederaussem»	ТЕС (земля Північний Рейн–Вестфалія)	ТЕС комбінованого циклу, Mainz–Wiesbaden
Потужність, МВт	965	600	398
Паливо	Буре вугілля	Кам'яне вугілля	Природний газ
К.к.д., % досягнутий   прогнозований в 2020 р.	35 (1992 р.) 42 (2002 р.)   53	43 (1992 р.) > 46 (2004 р.)   53	~ 52 (1992 р.) > 58 (2002 р.)   ~ 65

Примітка. В дужках вказано рік досягнення к.к.д. Ці обставини створюють істотні труднощі практичної реалізації ПГУ на вугіллі з прийнятними показниками к.к.д. і питомої вартості.

Проте, враховуючи значні середньотермінові й віддалені перспективи, пов'язані з подальшим застосуванням технологій уловлювання СО2, ці труднощі видаються переборними.

Проектні опрацювання різних схем ПГУ з газифікацією вугілля найбільш поширених марок проводилися в СРСР на рубежі 1990 р. Вони показали можливість створення ПГУ одиничною потужністю 250–650 МВт з прийнятними екологічними характеристиками і к.к.д. 38–45% на базі існуючих на той час газотурбінних двигунів.

У США діють 4 дослідно–промислові установки ПГУ з газифікацією вугілля, у тому числі ПГУ «Polk» потужністю 250 МВт, «Puyertollano» (350 МВт), «Bugenno» (250 МВт), «Wabash River», які показують можливість отримання к.к.д. на рівні 46–48%, характерному і для енергоблоків СКТ. Фактична середня питома витрата тепла (за вищою теплотою згоряння) ПГУ «Polk» становить 9864 кДж/кВт.год, ПГУ «Wabash River» – 9400 кДж/кВт.год, що відповідає к.к.д. за нижчою теплотою згоряння 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 спочатку к.к.д. 44,4% з його доведенням до 46%. У перспективі з переходом на високотемпературні газотурбінні установки на синтез-газі к.к.д. ПГУ з газифікацією вугілля може бути підвищений до 53%.

Найбільший промисловий розвиток ПГУ з газифікацією твердого палива отримали в Італії стосовно до використання нафтового коксу – продукту масштабної переробки нафти. Тут діють 3 ПГУ з газифікацією нафтового коксу на ТЕС «Isab» (520 МВт), «Sarlux» (550 МВт) і «Falconara» (280 МВт). У 2005 р. планувалася до введення ПГУ на ТЕС «Ferrera Erbognone» потужністю 250 МВт поблизу нафтопереробного заводу «Sannazaro». Ще 10 ПГУ введені в дію або споруджуються на хімічних заводах Італії.

Вважається, що технологія газифікації вугілля забезпечує найбільш універсальний і чистий спосіб перетворення вугілля в електричну енергію, водень та інші цінні енергетичні продукти. Саме газифікація може стати основою для створення електростанцій нового покоління на найближчі десятиліття.

При відпрацюванні вузлів і компонент перспективних газифікаційних ПГУ на низькосортному енергетичному вугіллі, здійснюваних сьогодні за декількома масштабними проектами, переслідуються не тільки безпосередні, а й більш віддалені цілі. До їх числа відносяться, зокрема, створення на основі ПГУ з газифікацією гібридних ТЕС, які включають високотемпературні паливні елементи, енерготехнологічні установки, що поєднують генерацію електроенергії з отриманням високоякісних транспортних палив із синтез-газу, беземісійних енергетичних установок, що реалізують уловлювання, зв'язування та захоронення вуглекислого газу і дозволяють різко підвищити паливну ефективність.

У даний час створені паливні елементи потужністю 200 кВт – 1 МВт, що можуть працювати на синтез-газі або водні, отримуваному із синтез-газу.

У ПГУ зі спалюванням вугілля застосовують технологію прямого спалювання вугілля в топці під тиском. Повітря подається у вугільну топку компресором ГТУ з тиском 1–1,5 МПа, продукти згоряння після очищення від золи виносу розширюються в газовій турбіні й виконують корисну роботу. Теплота згоряння вугілля і теплота вихлопних газів ГТУ використовуються в паротурбінному циклі.

Основні переваги ПГУ зі спалюванням вугілля під тиском обумовлені можливістю отримання високих екологічних характеристик ТЕС за рахунок належної організації процесу горіння. Температура горіння вугілля в таких установках підтримується на рівні 800–900°С, що дозволяє підтримувати прийнятно низьку швидкість утворення оксидів азоту. Крім того, процес горіння супроводжується хімічним зв'язуванням сполук сірки в результаті їх реакції з доломітом, що істотно знижує їх присутність у вихлопних газах установки. Основні труднощі практичної реалізації установок такого типу пов'язані із запобіганням механічної ерозії газової турбіни, що виникає через присутність в топкових газах твердих частинок золи виносу, а також зі зменшенням масогабаритних характеристик топок, які працюють під тиском.

Досвід довготривалої експлуатації ПГУ зі спалюванням вугілля, що підтверджує високі екологічні та економічні характеристики таких установок, накопичений в процесі довготривалої експлуатації кількох ТЕЦ такого типу потужністю близько 20 МВт. Характерним прикладом такої установки є, зокрема, ТЕЦ, що діє у м. Стокгольмі, Швеція. На ТЕЦ використовується процес спалювання попередньо підготовленої пасти із зволоженої суміші вугілля з доломітом, що видавлюється через профільні отвори у днищі топки котла діаметром близько 20 м. Теплота згоряння палива сприймається зануреними теплообмінниками паротурбінного контуру. Димові гази після попереднього очищення від золи виносу у високотемпературних рукавних фільтрах надходять в газову турбіну. Відпрацьовані гази проходять додаткове очищення від твердих частинок в рукавних фільтрах, після чого виводяться в димову трубу. Середній електричний к.к.д. установки становить 45%. Істотний ерозійний знос газової турбіни не зафіксовано.

Основні труднощі розповсюдження описаної технології на енергоблоки ТЕС потужністю 100–300 МВт і вище обумовлені неприйнятним зростанням масогабаритних характеристик топки, що вимагає інтенсифікації процесу горіння вугілля. Найбільшу швидкість такого процесу забезпечує спалювання вугільно-доломітної суміші в киплячому шарі під тиском (КШТ). Саме ця технологія ПГУ на вугіллі розглядається сьогодні як найбільш перспективна. ПГУ з КШТ (технологія PFBC), як уже зазначалося вище, інтенсивно досліджуються в США на п'яти демонстраційних установках.

До переваг ПГУ з КШТ відносять повноту (> 99%) згоряння різних сортів вугілля, високі коефіцієнти теплопередачі та невеликі поверхні нагрівання, низькі (до 850°С) температури горіння і внаслідок цього невеликі (менше 200 мг/м3) викиди NOх, відсутність шлакування, можливість додавання в шар сорбенту (вапняку, доломіту) і зв'язування в ньому 90–95% сірки, що міститься у вугіллі.

Досить високий к.к.д. (40–42% у конденсаційному режимі) досягається в ПГУ з КШТ вже при помірних потужностях (близько 100 МВтел.) та докритичних параметрах пари. Внаслідок невеликих розмірів котла і відсутності сіркоочистки площа, яку займає ПГУ з КШТ, невелика. Можлива блочно-комплектна поставка їх обладнання та модульне будівництво зі зменшенням його вартості та строків. Ці обставини визначають можливість застосування даної технології при реконструкції існуючих енергоблоків на вугіллі.

Технологія ПГУ з КШТ простіша і більш звична для енергетиків, ніж газифікаційні установки, що являють собою складне хімічне виробництво. Можливі різні комбінації обох технологій. Метою їх є спрощення систем газифікації та очищення газів та зменшення характерних для них втрат, а також підвищення температури газів перед турбіною і газотурбінної потужності в схемах з КШТ.

Гібридні установки на твердому паливі являють собою поєднання ПГУ з газифікацією вугілля з високотемпературним паливним елементом, що працює на водні або синтез-газі з твердого палива (мал. 6.4.) Принцип роботи гібридних установок на вугіллі той самий, що і на природному газі. Різниця полягає лише в способі отриманні водню та або синтез-газу для паливних елементів. У вугільних гібридних установках вихідне паливо має бути піддано газифікації з одержанням водню або синтез-газу, а в установках на природному газі – риформінгу (паровій конверсії) з отриманням тих же газів. Подальші відмінності полягають у процесах очищення отриманих продуктів. Для вугільних гібридних установок вони, зі зрозумілих причин, протікають складніше і менш ефективно, ніж для газових.

Ефективність гібридних установок у порівнянні з іншими технологіями спалювання вугілля показано на мал. 6.5.

Технологія видалення і уловлювання вуглекислого газу

Повна екологічна чистота теплової енергетики може бути забезпечена шляхом уловлювання та зберігання вуглекислого газу.

Мал. 6.4. Схема гібридної установки з газифікацією вугілля

Можливості створення відповідних технологій вже в даний час інтенсивно вивчаються в багатьох країнах світу. Технології уловлювання являють собою третій, найрадикальніший шлях боротьби з потеплінням клімату разом з двома іншими – підвищенням к.к.д. і видаленням вуглецю з органічного палива. Поняття «видалення вуглецю» об'єднує уловлювання вуглецю з енергетичних установок і зв'язування його в природних поглиначах, таких як ліси і ферми. Вуглекислий газ, вловлений з антропогенних викидів, можна поховати під землею в геологічних утвореннях або в океанах, а також переробити в паливо, нешкідливі сухі речовини або в корисні продукти.

Основні напрямки робіт з комплексної проблеми уловлювання та захоронення СО2, що розробляються в США, включають: розробку процесів уловлювання СО2 з утворенням твердих гідратів при низьких температурах і високих тисках; у вихровій трубі; сухим сорбентом на основі натрію.

У геології це комплексні дослідження та демонстрація в промисловому масштабі поховання СО2 в глибоких нерозроблюваних вугільних пластах; витіснення природного газу з порожнеч при заповненні СО2; оптимальні геологічні умови для накопичення СО2 в засолених пористо-водоносних горизонтах США; нові методи закачування СО2 в соленосні формації; хімічне зв'язуванIGCC – інтегрований цикл з газифікацією вугілля (Integrated Gasification Combined Cycle); PFBC – спалювання в киплячому шарі під тиском (Pressurized Fluidised bed combustion); MCFC – паливний елемент на розплавах карбонатів.
Мал. 6.5. Перспективи підвищення ефективності вугільних ТЕС ня СО2 в глибоких соленосних формаціях на Середньому Заході США.

Перспективні концепції: вилучення газу зі сміттєвих звалищ; мінералізація СО2; мембранні технології виділення СО2 з газової суміші; селективні високотемпературні керамічні мембрани для проведення реакції риформінгу газу з одночасною сепарацією СО2; перетворення СО2 в біомасу з використанням водоростей.

Особлива увага для запобігання викидів СО2 має приділятися при вдосконаленні вугільних технологій. У США передбачається створення вугільних енергокомплексів, здатних конкурувати з тепловими електростанціями на природному газі. Їх доцільно споруджувати поетапно: перший етап – перспективна екологічно чиста ПГУ з газифікацією; другий етап – впровадження системи видалення і транспортування СО2; третій етап – організація виробництва водню або чистого транспортного палива.

Крім того, інтенсивно розробляються схеми нових установок, де вуглекислий газ використовується в якості робочого тіла, перетворюючись у результаті в рідину, що підлягає захороненню. В основі такої ТЕС можуть лежати наступні процеси:

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

• вуглець, який перейшов у газоподібний стан, у формі СО2 зв'язується оксидом кальцію в риформері, куди подається також очищена вода. Утворений в ньому водень використовується в процесі гідрогазифікації і подається після тонкої очистки в твердооксидний паливний елемент для вироблення електроенергії;

• на третьому етапі СаСО3, що утворився в риформері, кальцинується з використанням тепла, виділеного в паливному елементі, та утворенням СаО і концентрованого СО2, придатного для подальшої обробки;

• четвертим етапом є перетворення хімічної енергії водню в електроенергію і тепло, яке повертається в цикл. СО2 виводиться з циклу і мінералізується в процесах карбонізації таких мінералів, як, наприклад, силікат магнію, розповсюджений повсюдно у природі в кількостях, які на порядки перевищують запаси вугілля. Кінцеві продукти карбонізації можуть будь поховані у вироблених шахтах.

К.к.д. перетворення вугілля в електроенергію в такій системі складе близько 70%. При повній вартості видалення СО2, яка дорівнює 15–20 дол. США за тонну, воно викличе подорожчання електроенергії приблизно на 0,01 дол. США кВт·год.

Теплофізичні проблеми в теплоенергетиці, що вимагають подальших досліджень і розробок

Швидке зростання потреб в електроенергії в XXI столітті, кризовий стан навколишнього середовища, технологічні проблеми, які треба вирішувати для задоволення цих потреб, виходячи із сучасних критеріїв різкого підвищення енергоефективності, зниження витрат та мінімізації впливу на навколишнє середовище, вимагають суттєвого розширення наукових досліджень і розробок в теплоенергетиці. Науково-дослідні, конструкторські та проектні роботи в теплоенергетиці повинні бути націлені на створення високоефективних і екологічно безпечних ТЕС з використанням прогресивних технологій та енергетичного обладнання, забезпечуючи вирішення наступних завдань: підвищення ефективності енергопостачання шляхом збільшення його надійності та зниження витрат на виробництво електроенергії; максимальне скорочення шкідливих викидів ТЕС в навколишнє середовище; збільшення продуктивності й поліпшення умов праці, зниження витрат на ремонтно-відновлювальні роботи.

Важливими напрямками науково-технічного прогресу в теплоенергетиці є:

• створення нових поколінь енергоустаткування;

• реконструкція і модернізація діючого обладнання;

• перехід від концепції продовження терміну служби обладнання до концепції управління ресурсом на базі сучасних комбінованих методів і критеріїв зі спільним урахуванням показників його надійності та ефективності;

• забезпечення необхідного рівня промислової безпеки енергетичного обладнання;

• високоефективне виробництво електроенергії і тепла на основі застосування парогазових і газотурбінних установок, технічне переозброєння і подальший розвиток теплових електростанцій для підвищення їх економічної та екологічної ефективності, надійності, маневреності та керованості;

• розробка екологічно чистих вугільних технологій на основі застосування котлів з циркулюючим киплячим шаром, використання водовугільних суспензій, різних схем газифікації вугілля і т. п.;

• створення ефективних газоочисних систем;

• комплексна автоматизація устаткування блоків і електростанцій;

• вирішення науково-технічних проблем, пов'язаних з розробкою обладнання на суперкритичні параметри пари, технологій отримання дешевого обладнання для паливних елементів, систем акумулювання електричної енергії;

• створення невеликих установок з комбінованого виробництва електричної енергії і тепла (когенерація) з використанням поршневих двигунів, газових турбін (ТЕЦ малої та середньої потужності, міні-ТЕЦ).

Зростання технічного рівня теплоенергетики, освоєння надкритичних і супернадкритичних параметрів пари, збільшення одиничних потужностей агрегатів і енергоблоків супроводжувалися підвищенням розрахункових густин теплових потоків, які сприймаються як радіаційними, так і конвективними поверхнями нагріву, і обумовлюють необхідність інтенсифікації топкових процесів, а також процесів генерації і перегріву пари. Необхідно інтенсифікувати тепловіддачу з тим, щоб при зростанні одиничної потужності установок зберігалися прийнятні масогабаритні характеристики обладнання. Тому, як і раніше, актуальні питання дослідження радіаційного теплообміну в топках і випромінювання газів, інтенсифікації конвективного теплообміну у пучках труб, а також теплового стану поверхонь нагріву в умовах шлакування та інтенсивного занесення відкладеннями золи, роботи по тепловіддачі при кипінні води в трубах, дослідження теплообміну теплоносія надкритичних параметрів, критичних теплових потоків.

У даний час зростає роль високотемпературних газотурбінних і парогазових установок в енергетиці. Тому залишаються актуальними розробка систем охолодження газових турбін, дослідження турбулентного теплообміну в турбінних решітках і на пластині, включаючи теплообмін в умовах вдування охолоджувача, а також дослідження різних систем охолодження, застосування водяної пари як перспективного охолоджувача, оптимізація схем охолодження.

Стратегічні напрями розвитку вітчизняної теплоенергетики пов'язані з вирішенням цілого комплексу завдань, у тому числі в області енергомашинобудування. До них відносяться:

• створення вітчизняних високоефективних газотурбінних установок потужністю до 180 МВт на високі початкові температури газу з метою широкого впровадження парогазових технологій при будівництві нових та реконструкції діючих електростанцій;

• розробка та виробництво високоефективних паротурбінних установок нових поколінь на супернадкритичних параметрах пари і на температури 600°С і вище зі збільшенням к.к.д. до 55% і більше;

• виробництво енергетичних котлів з удосконаленою організацією топкових процесів, застосуванням нових пальникових та інших пристроїв, що забезпечують зниження шкідливих викидів в атмосферу;

• створення та освоєння котельних агрегатів з топками з циркулюючим киплячим шаром для енергоблоків потужністю 200–300 МВт;

• створення обладнання для екологічно чистих парогазових установок з котлами з киплячим шаром під тиском;

• розробка та освоєння передових технологій спалювання твердого палива;

• створення систем газифікації твердого палива з метою розвитку екологічно чистих парогазових установок на вугіллі та для технічного переозброєння пиловугільних електростанцій.