Тред №319929

Энергетика без углекислого газа?

В XXI веке человечество столкнулось с проблемой глобального потепления, причиной которого считают чрезмерный выброс парниковых газов – углекислого газа, метана, водяных паров.

Из парниковых агентов СО2 далеко не самый сильнодействующий (например, считается, что обычный метан в этом отношении более чем в 20 раз опаснее), но выбросы его самые значительные – на долю углекислого газа приходится около 82% эмиссии всех тепличных газов. Современная топливная энергетика наряду с транспортом и сельским хозяйством является одним из основных загрязнителей атмосферы CO2 – энергетический сектор дает около 25% антропогенных выбросов. В связи с этим во многих странах разрабатываются следующие методы снижения выбросов диоксида углерода на электростанциях:

•    увеличение КПД ТЭС;
•    применение систем Carbon capture and storage (CCS) – систем улавливания и хранения углекислого газа;
•    развитие атомной энергетики, гидроэнергетики, а также
нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НиВИЭ).

Согласно прогнозам, в ближайшем будущем основным топливом станет уголь. По этой причине наибольшее развитие могут получить твердотопливные электрические станции – ПГУ IGCC/CCS(IGCC– Integrated Gasification Combined Cycle –внутрицикловая газификация) и пылеугольные ТЭС cсистемами CCS.

Ожидается, что к 2030 году КПД пылеугольных ТЭС может возрасти с 45% до 49% при  снижении удельных капитальных затрат (УКЗ) на строительство:

Динамика развития угольных ТЭС


Однако повышение эффективности энергетических установок приведет лишь к снижению темпов увеличения концентрации СО2 в атмосфере и не решит проблему глобального потепления. Внедрение же систем CCSк 2015–2020 гг. позволит свести к минимуму выбросы углекислого газа, но неизбежно вызовет значительное увеличение УКЗ на строительство, затрат на собственные нужды и как следствие снижение КПД  и рост стоимости электроэнергии как на пылеугольных ТЭС с системой CCS, так и  на ПГУ IGCC/CCS.

Системы улавливания и хранения углекислого газа и действующие станции

1. Классификация

Система CCS может быть организована при работе котла на воздухе или кислороде двумя способами: улавливанием до сжигания топлива (Pre Combustion Capture) и после (Post Combustion Capture). При использовании технологии связывания углерода после сжигания топлива в воздухе весь поток уходящих газов направляется в систему абсорбции CO2. Данный процесс хорошо освоен в химической промышленности. В случае сжигания топлива в кислороде (процесс Oxyfuel) сепарация уходящих газов, состоящих в основном из СО2 и водяных паров, будет осуществляться путем их конденсации.

Технология связывания углекислого газа до сжигания топлива также хорошо освоена в химической промышленности. Использовать ее предполагается на ПГУ IGCC/CCS. Там очищенный синтез-газ будет преобразован в водород и СО2 в реакторе водяного сдвига. Отделение углекислого газа будет осуществляться в системе абсорбции или мембранном реакторе. В стадии разработки находится технология конверсии синтез-газа в СО2 и водорода с использованием химических циклов.

Разработка двухстадийных схем с газификацией твердого топлива и депонированием СО2 осуществляется по двум вариантам. По первому из них работают известные ПГУ IGCC/CCSпо технологии Pre-Combationcapture, а по второму разрабатывают проект ПГУ IGCC/ Oxyfuelcapture, которую предлагает компания CESна ТЭС Kimberlina(США, Калифорния). В этом проекте продукт кислородной газификации – очищенный синтез-газ (смесь CO, CO2, H2) – будет дожигаться в смеси с кислородом в камере сгорания газовой турбины. Выхлопные газы турбоагрегата, состоящие из углекислого газа и водяных паров, будут сепарироваться методом конденсации.

2. Система CCS после сжигания топлива

При сжигании топлива в воздухеустанавливается система разделения уходящих газов абсорбцией. Несомненным достоинством подхода является возможность внедрения на действующих электростанциях без модернизации существующего оборудования, необходима лишь установка системы абсорбции углекислого газа. Недостатками метода являются существенное снижение КПД ТЭС, увеличение затрат на собственные нужды и УКЗ по сравнению с пылеугольным блоком без систем CCS, а также невозможность получения некоторых дополнительных продуктов (водорода, метанола и др.) в отличие от ПГУ IGCC/CCS.

Наибольшее распространение в качестве абсорбента СО2 получили моноэтаноламин (МЭА), соединения аммиака и карбонат калия. Технологию абсорбции аммиаком (Chilled ammonia process) разрабатывает и внедряет компания Alstom. Первая пилотная установка компании, работающая по этой технологии, была запущена на угольной ТЭС Pleasant Prairie (США, штат Висконсин) компании WeEnergiesв 2008 году. На одном из двух блоков станции мощностью 617 МВт была установлена система абсорбции углекислого газа мощностью 5 МВт. В этой схеме менее 1% уходящих газов идет в систему абсорбции, а степень улавливания углекислого газа составляет  90%. Стоимость проекта – около 10 млн. долларов. В апреле 2009 года в Швеции на ТЭС Karlshamn компанией Alstomсовместно с E.ON Thermal Power была запущена вторая пилотная установка абсорбции СО2 аммиаком мощностью 5 МВт. В планах компании Alstomсовместно с AEPзапустить в 2011 году установку мощностью 200 МВт на ТЭС Northeastern (США). Согласно расчетам мощность паровой турбины в данном случае снизится на 8%, а затраты на собственные нужды увеличатся почти на 80%.

При сжигании топлива в кислороде(Oxyfuelcombustion) устанавливается система разделения уходящих газов, работа которой основана на процессе конденсации. При сжигании топлива в воздухе сложности с улавливанием СО2 в значительной степени связаны с его низкой концентрацией в дымовых газах. Кислородное сжигание позволяет получить дымовые газы с содержанием СО2 более 90%, что существенно облегчает его сепарацию.

Промышленных установок, работающих по данной технологии, пока нет: сдерживающими факторами являются высокая температура в зоне горения, высокие затраты на получение кислорода (2–4% от мощности блока) и рециркуляцию газов. Первой в мире демонстрационной ТЭС с технологией Oxyfuel combustionявляется установка с пылеугольным энергоблоком мощностью 30 МВт на территории комбината Schwarze Pumpe (Германия), запущенная в 2008 году. В данном проекте СО2 сжимается в компрессоре до 50 МПа и депонируется на глубину около 1000 м.

При использовании схемы с газификацией твердого топлива ограничения по концентрации кислорода снимаются, а механизм рециркуляции исключается полностью. Понижение адиабатной температуры горения происходит в основном за счет более чем трехкратного уменьшения экзотермического эффекта окисления углерода до монооксида вместо диоксида, а также в результате химического охлаждения (квенчинга) при восстановлении реагирующей смеси водяного пара или СО2, вводимых в реактор для регулирования в сравнительно небольших количествах до Н2 и СО.

Строительство новых ТЭС с системами CCS планируется во многих странах мира – Германии, США, Великобритании, Канаде, Австралии и др.

3. Система CCS до сжигания топлива

Достоинством метода улавливания углекислого газа до сжигания является возможность получения дополнительных продуктов из угля, а также несколько более высокий КПД ТЭС по сравнению с пылеугольными блоками с системами CCSблагодаря технологии ПГУ IGCC/ССSи снижению затрат на газоочистку. Внедрение этого метода на существующем оборудовании невозможно и требуется строительство новых блоков «с нуля». Существенным недостатком данной системы является увеличение УКЗ, затрат энергии на собственные нужды и более низкий КПД нетто по сравнению с пылеугольными блоками без систем CCS.

Метод основан на конверсии синтез-газа в водород в специальном реакторе СО-сдвига. Полученный  газ, состоящий из углекислого газа и водорода, сепарируется в абсорбере или мембранном реакторе. Водород используется в качестве топлива для газовой турбины, на выходе из которой установлен котел-утилизатор, генерирующий пар для паровой турбины.

Одним из основных и в то же время наименее надежным элементом схемы является газификатор – необходима установка радиационно-конвективного пароохладителя, представляющего собой наиболее слабое звено в технологической цепочке производства топливного газа. В настоящее время эту проблему решают в ущерб эффективности путем прямого водяного охлаждения синтез-газа. В будущем, с появлением системы горячей газоочистки, насыщение синтез-газа водой будет осуществляться непосредственно в газификаторе, а не в реакторе СО-сдвига, как сейчас. Из существующих конструкций наиболее удачной является разработка фирмы Siemens – поточный газификатор SFG. В зоне газификации реактора установлены экранные поверхности. Температура в этой зоне составляет 1300–1500°С. В зоне охлаждения в сырой синтез-газ впрыскивается вода, снижающая его температуру до 200°С. В газификаторе поддерживается давление 4 МПа.  Проекты компании Siemensс действующим газификатором SFGприведены в таблице:

Проекты компании Siemens с газификатором SFG



4. Проекты ПГУ с системами CCSдо сжигания

Одним из первых проектов ПГУ с депонированием углекислого газа является угольная ПГУ IGCC с системой CCS до сжигания – ТЭС FutureGen (США, штат Иллинойс). Согласно схеме, представленной на рис. ниже, кислород с чистотой 95% подается в поточный двухстадийный газификатор типа E-Gas. В газификатор подают ВУС, состоящую по массе на 40% из воды и 60% из угля. В качестве топлива планируется использовать уголь Illinois #6 со следующими характеристиками: C= 67,2%, N= 1,0%, S= 3,6%, Cl= 0,19%, O2 = 12,3%, Ac = 10,7%.

Предполагаемая компоновка системы газоочистки ТЭС FutureGen:



1 – золоуловитель; 2 – конденсационная установка; 3 – гидролизная установка;

4 – удаление кислоты; 5 – установка Клауса

На ТЭС FutureGenполученный углекислый газ будет сжиматься пятиступенчатым компрессором до давления 20,4 МПа, охлаждаться до температуры 150°С с переводом в жидкое состояние, после чего депонироваться. Водород в смеси с кислородом будет направляться в камеру сгорания газовой турбины. Для регулирования температуры горения смесь необходимо дополнительно разбавлять азотом из воздухоразделительного устройства. После ГТУ устанавливается котел-утилизатор, выполняющий функции охладителя/конденсатора продуктов сгорания и генерирующий пар высокого давления для паровой турбины (31 МПа, 648°С).

5. Проекты ПГУ IGCC/CCS cо связыванием СО2 после сжигания в турбине

Данная установка внедряется компанией CES на демонстрационной ТЭС Kimberlina (Калифорния, США) в рамках проекта Zero emission power plants (ZEPP). Развитие установки намечено в три этапа. На первом предполагается использовать в качестве топлива природный газ, на втором – синтез-газ внутрицикловой газификации угля / биомассы с системой CCS после сгорания (Oxyfuel), на третьем – создание ПГУ IGCC / CCS на базе высокотемпературной паротурбинной установки (ВПТУ).

Согласно схеме второго этапа, очищенный синтез-газ, состоящий из Н2, СО и СО2, направляется в камеру сгорания газовой турбины для сжигания в кислороде. В результате на выходе из газовой турбины получают смесь водяного пара и углекислого газа, разделение которой происходит в конденсаторе/сепараторе. Полученная в конденсаторе вода после нагрева используется для снижения температуры в камере сгорания газовой турбины до 538–593°С. Особенностью камеры сгорания является подача в нее не чистого водорода, а смеси газов – CO, CO2, H2, H2O. Это может быть синтез-газ из угля/биомассы или природный газ.

Аналогичные проекты будут реализованы компанией CESв Голландии (проект SEQ-1), Норвегии (проект ZENG) и США.

К 2015 году компания CESпланирует модернизировать данную технологию (третий этап) путем объединения газовой и паровой турбины в одном агрегате  – высокотемпературной паротурбинной установке ВПТУ. Модернизированная схема связывания СО2 после сжигания показана на рис.:

Модернизированная схема ПГУ-Т IGCC/CCS со связыванием СО2



после сжигания и с ВПТУ: 1 – газификатор с газоохладителем; 2 – система газоочистки; 3 – ВПТУ

Предполагается, что ВПТУ будет состоять из трех цилиндров. Между ЦВД и ЦСД планируется установка дополнительной камеры сгорания для повышения температуры пара на входе в ЦСД, выполняющей функцию промперегрева.

В России последняя технология позиционируется как технология сжигания водорода. Несомненным достоинством метода является возможность получения дополнительных продуктов из угля, несколько более высокий КПД ПГУ по сравнению с пылеугольными блоками, а также новые возможности для развития турбостроения.

Заключение

Увеличение негативного вклада энергетики в загрязнение окружающей среды, а также действенность механизмов углеродного финансирования стимулирует развитые страны разрабатывать концепцию энергетики без выбросов углекислого газа в атмосферу. Независимо от того, является ли действительно вклад человечества в глобальное потепление определяющим или же нет, активная позиция в области снижения выбросов вредных веществ (не только СО2) стратегически верна сама по себе. Кроме очевидного положительного эффекта улучшения экологической ситуации, в этом случае имеет место существенное развитие технологий, повышение КПД производства энергии, переход на новые топлива и применение новых подходов, таких как ВПТУ, а в перспективе – топливных элементов.



А.Ф. Рыжков, О.И. Рыжков, В.Е. Силин