Теплоэнергетика, 2023, № 1, стр. 5-20

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ УГЛЯ

Высокоэффективные и экологически чистые угольные электростанции уже эксплуатируются в некоторых странах. В настоящее время в Китае работают несколько угольных электростанций, выбросы оксидов азота на которых не выше, чем на средней газовой электростанции. Министерство энергетики США вкладывает значительные средства в технологии HELE, которые будут обеспечивать сверхнизкий уровень выбросов, включая улавливание углерода. Согласно базе данных Platts [7], в период с 2014 по 2017 г. доля установленной мощности угольных электростанций на сверхкритические параметры пара уменьшилась на 15%, тогда как доля угольных электростанций на ультрасверхкритические параметры пара увеличилась более чем на 10%. В соответствии со сценарием устойчивого развития уголь и другое ископаемое топливо будут оставаться в структуре энергопотребления в течение десятилетий и быстрое внедрение электромобилей существенно увеличит спрос на электроэнергию. Внедрение технологий улавливания и хранения углерода CCUS (Carbon Capture Utilization and Storage) должно быть ощутимым, чтобы компенсировать использование ископаемого топлива, которое будет продолжаться и составит почти 60% мирового энергобаланса в 2040 г. Таким образом, хотя спрос на уголь и его производство сократятся более чем на 50%, его применение по-прежнему будет иметь жизненно важное значение для мировой экономики в 2040 г.

Хорошо известны основные особенности технологий HELE:

повышение параметров пара;

совершенствование конструкций турбоустановок;

утилизация тепла уходящих газов котлов;

использование не только технологических методов снижения выбросов оксидов азота, но и систем каталитической и некаталитической очистки;

применение котлов с циркулирующим кипящим слоем;

использование различных средств сероочистки;

применение высокоэффективных электрофильтров и рукавных фильтров.

Важным фактором является также способность новых энергоблоков быстро изменять нагрузку и надежно работать при очень низких нагрузках. Конечно, все это обеспечивается благодаря различным технологиям цифровизации и предиктивной диагностики.

В этом плане интерес представляет опыт развития не только самой передовой угольной энергетики Китая, но и Индии. В [8] приводится анализ состояния угольной энергетики Индии. В 2010 г. первый в стране энергоблок на сверхкритические параметры пара мощностью 660 МВт был введен в эксплуатацию на ТЭС в Мундра Адани, управляемой компанией Adani Power Ltd. В последующие 9 лет индийские производители электроэнергии увеличили мощность на 52 ГВт, около половины которой обеспечивали установки Adani Power и TATA Power Ltd. Первый энергоблок на ультрасуперкритические параметры пара мощностью 660 МВт был введен в эксплуатацию в 2019 г. на электростанции Харгоне NTPC. Следующие энергоблоки мощностью 8.6 ГВт находятся в стадии строительства и планируются к вводу в эксплуатацию в 2023 г. (рис. 3). Ожидается, что к 2023 г. в Индии будут действовать энергоблоки установленной мощностью 250 ГВт, работающие на угле, почти треть из которых будут составлять энергоблоки на сверхкритические или ультрасуперкритические параметры пара. В связи с быстрым расширением энергетического сектора в этом столетии парк энергоблоков относительно молодой: мощность энергоблоков, находящихся в эксплуатации более 25 лет, составляет 17%, а мощность энергоблоков, введенных в эксплуатацию за последние 5 лет либо находящихся в стадии строительства, – 42%. Однако преобладают энергоблоки на докритические параметры (74% установленной мощности).

Рис. 3.

Состав угольного парка Индии на докритические (1), суперкритические (2) и ультрасуперкритические (3) параметры пара [7]

В последние годы прослеживается тенденция к выводу из эксплуатации устаревших, неэффективных угольных энергоблоков, срок эксплуатации которых превышает 25 лет. Если за 12 лет до 2017 г. были выведены из эксплуатации энергоблоки общей мощностью менее 4 ГВт, то уже к 2022 г. предполагалось вывести из эксплуатации энергоблоки общей мощностью более 22 ГВт. Из них мощность полностью устаревших энергоблоков составляет 5.9 ГВт, а мощность энергоблоков, которые могут быть выведены из эксплуатации вследствие недостаточного места для установок десульфуризации дымовых газов в соответствии со стандартами выбросов 2015 г. (близки к существующим европейским нормам), равна 16.8 ГВт.

В Индии определены пути достижения высокоэффективной угольной энергетики с низким уровнем выбросов до 2040 г. При этом учитываются возраст, режим работы и общая эффективность существующего оборудования и моделируется возможность снижения выбросов парниковых газов и роста эффективности выработки электроэнергии. Предполагается, что все новые ТЭС будут оснащены соответствующими технологиями для улавливания загрязняющих веществ (взвешенных частиц, SO_x, NO_x) в соответствии с действующими стандартами.

В [9] дан анализ состояния российских угольных ТЭС и показаны пути повышения их эффективности и экологических показателей. Указывается, что один из наиболее известных способов существенного снижения выбросов CO₂ в атмосферу от ТЭС, в частности угольных, – это комбинированная выработка электроэнергии и тепла. В России она получила широкое развитие и, по принятым оценкам, позволяет снизить потребление топлива в стране на 20 млн т у.т/год (предотвратить выбросы 73 млн т CO₂). Сейчас на более чем 70% российских теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) с поперечными связями используется оборудование давлением пара перед турбинами 9.0 МПа и меньше. Такие ТЭЦ недостаточно экономичны для использования без тепловой нагрузки и поэтому эксплуатируются только в течение отопительного периода (4–5 тыс. ч/год). Они работают по тепловому графику и не обладают маневренностью, необходимой для регулирования частоты и мощности в энергосистемах. Выбросы вредных веществ на угольных ТЭЦ в окружающую среду недопустимо велики.

В ОАО “Всероссийский теплотехнический институт” (ОАО ВТИ), АО “ЭМАльянс”, АО “Теплоэнергосервис”, Институте “Теплоэлектропроект” и НИУ МЭИ была выполнена работа по теме “Разработка угольных энергоблоков ТЭЦ нового поколения мощностью 100–120 МВт с повышенными технико-экономическими параметрами для перспективного замещения действующего оборудования или нового строительства” [10]. В этой работе для перспективной ТЭЦ предлагается использовать следующее оборудование:

котельные установки на повышенные параметры пара с гарантийным КПД более 92%;

котлы с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС), обеспечивающие перспективные нормативы по выбросам оксидов азота и серы и работающие на различных топливах (диверсификация поставок топлива);

новая паровая турбина с увеличенным КПД отсеков на повышенные экономически обоснованные параметры пара;

турбоустановка, обеспечивающая возможность работы по тепловому графику 130/70°C без использования пиковых котлов;

турбина с расцепной муфтой, использование которой позволяет повысить маневренность, отключать часть низкого давления (ЧНД) турбины на весь отопительный период и исключить потери на вентиляцию в ЧНД. Возможность отключения ЧНД зимой дает возможность применить в ней лопатки большой высоты (до 960 мм) и довести в летние месяцы ее КПД до уровня 88%;

комбинированные или рукавные фильтры с высокой эффективностью улавливания золы.

Кроме того, предусмотрены следующие схемы и системы:

блочное исполнение, позволяющее применить дроссельное парораспределение и обеспечить работу энергоблока на скользящем давлении при пониженных нагрузках;

тепловая схема энергоблока с двухподъемной схемой регенерации и использованием унифицированных горизонтальных подогревателей;

системы азото- и сероочистки, обеспечивающие концентрации вредных веществ в выбросах на уровне 200 мг/м³ (при нормальных условиях);

системы сухого удаления золы и шлака (донной золы котлов с ЦКС), создающие возможность использовать золу и шлак без транспортировки их на золоотвалы.

Анализ состояния ТЭЦ России показал, что для их технического перевооружения в большой части энергосистем целесообразны применение замещающей теплофикационной турбоустановки мощностью 110 МВт при отпуске тепла 200–220 МВт (140 МВт в конденсационном режиме) и блочное исполнение оборудования. В целях повышения экономичности увеличена температура свежего пара для обеспечения работы на скользящем давлении. Показатели действующих угольных ТЭЦ с турбинами Т-110 и энергоблоков ТЭЦ нового поколения приведены в таблице. Ориентировочное снижение выбросов СО₂ при внедрении угольной ТЭЦ нового поколения составляет около 20%.

Первостепенной задачей в области угольной генерации России по-прежнему остается создание и освоение угольных энергоблоков на СКП. Для такого энергоблока в ВТИ, НПО ЦКТИ и НПО “ЦНИИТмаш” совместно с энергомашиностроительными заводами еще в начале этого века были разработаны основные технические решения для котельной и турбинной установок, выполнены варианты компоновки энергоблока в целом. Описание конструкций котельной установки на СКП, разработанных отечественными котельными заводами, представлено в [11]. Энергоблоки 660–800 МВт давлением свежего пара 28 МПа и температурой перегрева 600/600°С обеспечивают КПД нетто 44.5–45.4%.

Эти технические решения разработаны в России уже на уровне технико-экономических обоснований проектов, имеется достаточная готовность предприятий машиностроения к изготовлению оборудования для ТЭЦ нового поколения и конденсационных электростанций с повышенными параметрами пара. Необходима проработка возможности дополнения их вариантами готовности к улавливанию СО₂, например концептуальными разработками размещения дополнительного оборудования для очистки дымовых газов или использования кислородного сжигания с определением ориентировочных капитальных и эксплуатационных затрат. Естественно, они будут различаться по объектам, поэтому целесообразно предварительно выбрать несколько предполагаемых объектов внедрения.

В [9] показано, что для технического перевооружения ТЭЦ не утратили актуальности технологии газификации углей. При этом существенно снижаются выбросы СО₂ как вследствие использования собственно технологии газификации, так и благодаря повышению КПД выработки электроэнергии с применением парогазовых установок (ПГУ). Имеющийся в настоящее время в России научно-технический задел получен на стендах и заключается в исследовании процессов газификации, очистки и сжигания синтетического газа [12].

Чтобы уменьшить риски, возникающие при переносе результатов исследований на крупное оборудование, конструкцию испытывают на прототипе небольшой мощности. В качестве такого прототипа была разработана ПГУ на базе современной газотурбинной установки мощностью 16 МВт и предложенного в ВТИ воздушного газификатора, который работает при тех же давлениях и температурах, что и в больших ПГУ. Экспериментальная горновая газогенераторная установка производительностью 4 т/ч, рассчитанная на работу при давлении 2.5 МПа, была смонтирована и испытана на Томской ТЭЦ-3.

В [2] приведен график из работы [13], на котором видно, что при изменении КПД угольных ТЭС с 39.0 до 45.5% (характерные значения для новых и существующих энергоблоков на суперкритические параметры пара) выбросы СО₂ снижаются с 880 до 760 г/(кВт · ч). Для отечественных ТЭЦ на угле это снижение еще больше – с 1100 до 880 г/(кВт · ч). При использовании внутрицикловой газификации выбросы парниковых газов уменьшаются еще более существенно. Этого, конечно, не достаточно, однако только при наличии таких установок, которые уже соответствуют современным требованиям по эффективности и выбросам вредных веществ, можно вводить в действие оборудование для улавливания и захоронения (использования) СО₂. Этот вопрос будет рассмотрен в следующих разделах.

В [9] отмечено, что в настоящее время угольной энергетике России уделяется незаслуженно мало внимания. Роль и масштабы ее в среднесрочной перспективе не определены, экономические предпосылки не сформулированы. Необходимо незамедлительно приступить к разработке программы технического перевооружения эксплуатируемых угольных энергоблоков с конечным выходом на современные экономические и экологические показатели.

УЛАВЛИВАНИЕ И ЗАХОРОНЕНИЕ СО₂

В [14] указывается, что в Сценарии устойчивого развития Международного энергетического агентства (МЭА), согласно которому глобальные выбросы CO₂ в энергетическом секторе упадут до нуля в чистом выражении к 2070 г., на улавливание, захоронение и использование СО₂ (технологии CCUS) приходится почти 15% совокупного сокращения выбросов. Вклад технологий CCUS в решение проблемы сокращения выбросов возрастает по мере совершенствования технологии, снижения затрат и исчерпания более дешевых вариантов борьбы с выбросами в некоторых секторах. В 2070 г. в энергетическом секторе будет улавливаться 10.4 Гт CO₂.

Как отмечено в [14], к 2070 г. на энергетический сектор будет приходиться около 40% уловленного CO₂, почти половина которого связана с биоэнергетикой. Вклад технологий CCUS в сокращение глобальных выбросов CO₂ в энергетическом секторе в Сценарии устойчивого развития изменяется в течение прогнозируемого периода, который можно разделить на три отдельных этапа (рис. 4). На первом этапе, примерно до 2030 г., основное внимание уделяется улавливанию выбросов от существующих электростанций и предприятий. В энергетике и промышленности более 85% всех выбросов CO₂ приходится на ТЭС, модернизированные с помощью оборудования для улавливания CO₂, прежде всего с угольными энергоблоками и, в меньшей степени, с газовыми энергоблоками, а также на химические предприятия, производящие главным образом удобрения, цементные и металлургические заводы. Также прорабатываются возможности низкозатратного улавливания CO₂ при производстве водорода и биоэтанола на основе текущих проектов. Общее количество уловленного СО₂ составит 840 Мт в 2030 г. В совокупности в Сценарии устойчивого развития до 2030 г. с помощью технологий CCUS будет обеспечено около 4% общего сокращения выбросов.

Рис. 4.

Глобальное улавливания CO₂G в Сценарии устойчивого развития [14]. 1 – улавливание СО₂; 2 – прямое улавливание из воздуха; 3 – биомасса; 4 – промышленные процессы; 5 – природный газ; 6 – уголь

На втором этапе, с 2030 по 2050 г., вклад технологий CCUS в кумулятивное сокращение выбросов возрастает. В производстве электроэнергии акцент смещается на ТЭС, работающие на природном газе, которые помогают интегрировать переменную генерацию электроэнергии от возобновляемых источников (в основном солнечную и ветровую), обеспечивая краткосрочную гибкость и поддерживая баланс при сезонных колебаниях спроса на электроэнергию. На производство водорода из ископаемого топлива (в основном природного газа) приходится пятая часть общего роста улавливания CO₂ в период с 2030 по 2050 г., что обусловлено увеличением спроса на водород на транспорте (грузовые автомобили, морские перевозки). Биоэнергетика с улавливанием и хранением углерода BECCS (Bioenergy with Carbon Capture and Storage) также значительно расширяется. К 2050 г. около половины мощностей BECCS придется на энергетический сектор, а оставшаяся часть – в основном на производство альтернативного низкоуглеродного топлива, в частности биотоплива.

Количество CO₂, улавливаемого электростанциями, работающими на ископаемом топливе, постоянно увеличивается в течение прогнозируемого периода, достигая 220.0 Мт к 2030 г. и 4.0 Гт к 2070 г. (рис. 5). К 2070 г. электростанции общей мощностью 1100 ГВт, работающие по CCUS-технологии, будут генерировать 8% производимой в мире электроэнергии. Уловленный CO₂ может храниться глубоко под землей в геологических формациях или использоваться различными способами, в том числе для повышения нефтеотдачи или в качестве сырья при производстве топлива, химикатов или строительных материалов.

Рис. 5.

Мировое производство электроэнергии Р на электростанциях, оснащенных системами улавливания углерода топливом (а), и доля генерации электроэнергии на электростанциях, оснащенных системами с технологией CCUS (б), в Сценарии устойчивого развития [14]. 1 – уголь; 2 – уголь с CCUS-технологией; 3 – газ; 4 – газ с CCUS-технологией; 5 – биомасса; 6 – биомасса с CCUS-технологией

Энергетический сектор является основным источником выбросов вредных веществ от существующих установок, на долю которых будет приходиться 410 Гт во всем мире к 2070 г., из них 80% – на угольные электростанции. Только на Китай приходится почти половина общемировых совокупных выбросов от существующих электростанций, а на долю других стран с развивающейся экономикой – бо́льшая часть остальных выбросов в основном от относительно “молодых” энергоблоков.

С экономической точки зрения модернизация с применением технологий CCUS, как правило, наиболее целесообразна для электростанций и промышленных объектов, которые являются “молодыми”, эффективными и расположены вблизи мест, где имеется возможность использования CO₂, в том числе для увеличения нефтеотдачи, или его хранения, а также там, где альтернативные варианты производства или технологий ограничены. В странах с развитой экономикой, в которых промышленные мощности, как правило, старше, существует больше возможностей для досрочного вывода из эксплуатации энергетического оборудования, поскольку связанные с этим экономические потери обычно ниже. В странах с развивающейся экономикой и более “молодыми” установками упор, скорее всего, будет сделан на модернизацию ТЭС с использованием более эффективных технологий и технологий CCUS. Электростанции общей мощностью примерно 190 ГВт, работающие на угле, в основном в Китае, и общей мощностью 160 ГВт, работающие на газе, должны быть модернизированы с помощью CCUS-технологий.

ТЕХНОЛОГИИ УЛАВЛИВАНИЯ СО₂

Химическая абсорбция CO₂ – это традиционная технология, основанная на реакции между CO₂ и растворителем (например, соединениями этаноламина). Для проведения этой операции обычно служат две колонны, одна из которых – абсорбер, а другая – десорбер, работающая при более высокой температуре, в которой выделяется чистый CO₂ и регенерируется химический растворитель для дальнейшей работы. Химическая абсорбция с помощью растворителей на основе растворов различных аминов является наиболее продвинутым на практике методом отделения CO₂ и по градации методов CCUS относится к уровню технологической готовности TRL 9-11 [14]. Она широко использовалась на протяжении десятилетий и применяется в ряде проектов по всему миру при производстве электроэнергии и в промышленных производствах. В настоящее время запланированы и другие крупномасштабные проекты CCUS, в которых для отделения CO₂ будет использоваться химическая абсорбция. Данный метод применяется главным образом в газовой и химической промышленности для удаления СО₂ из природного газа или продуктов его конверсии в водород.

Физическое разделение CO₂ основано на адсорбции, абсорбции, криогенном разделении либо на дегидратации и сжатии. Для физической адсорбции используются твердые абсорбенты (например, активированный уголь, оксид алюминия, оксиды металлов или цеолиты), в то время как для физической абсорбции – органические жидкости, например смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликолей (процесс “Селексол”) или метанол (процесс “Ректизол”). После улавливания CO₂ выделяется с помощью адсорбента при повышении температуры (адсорбция с переменным изменением температуры) или давления (адсорбция с переменным давлением или адсорбция с переменным давлением в вакууме). Выделение диоксида углерода из физических растворителей осуществляется при сбросе давления.

Физическое разделение в настоящее время используется в основном при переработке природного газа и производстве этанола, метанола и водорода на девяти крупных заводах (по градации методов CCUS [14] относится к TRL 9-11), находящихся в США. Проект по улавливанию и хранению СО₂ в штате Иллинойс является крупнейшим объектом технологии CCUS для производства биотоплива. В установке газификации в Coffeyville происходит физическое разделение CO₂ путем разделения и сжатия высококонцентрированных потоков CO₂.

Кислородное сжигание – это сжигание топлива в среде кислорода с рециркуляцией СО₂. Поскольку дымовой газ состоит почти исключительно из СО₂ и водяного пара, последний можно легко удалить с помощью обезвоживания, чтобы получить поток СО₂ высокой чистоты. Обычно кислород производят в промышленных масштабах путем криогенного разделения воздуха, что требует больших затрат энергии. Таким образом, снижение энергопотребления на этом этапе является ключевым фактором уменьшения затрат на улавливание СО₂. Передовые концепции с потенциалом снижения затрат базируются на применении в сверхкритических энергетических циклах с CO₂ газовых турбин и сжигании под давлением. В настоящее время технология находится на стадии крупного прототипа или предварительной демонстрации (TRL 5-7). Завершены некоторые проекты в области производства электроэнергии на угле (Callide в Австралии и Compostilla в Испании) и производства цемента.

Мембранное разделение основано на использовании полимерных или неорганических устройств (мембран), обладающих высокой селективностью по CO₂, которые пропускают CO₂, но действуют как барьеры для удержания других газов в газовом потоке. Мембраны также могут быть селективны к водороду, пропуская его и сохраняя СО₂. В переработке природного газа они доведены уже до демонстрационной стадии (TRL 6-7). Единственная существующая крупномасштабная установка по улавливанию, основанная на мембранной сепарации, принадлежит компании Petrobras (Бразилия). Мембраны для удаления CO₂ из синтез-газа и биогаза уже имеются в продаже, а мембраны для очистки дымовых газов в настоящее время находятся в стадии разработки [15].

Химические циклы улавливания СО₂ базируются на технологии связанных между собой реакторов. В кальциевых циклах СО₂ удаляется из уходящих газов. В первом реакторе известь (CaO) используется в качестве сорбента для улавливания CO₂ из газового потока с образованием карбоната кальция (CaCO₃). Затем CaCO₃ транспортируется во второй реактор, в котором происходит регенерация, в результате чего образуются известь и чистый CO₂. После этого известь возвращается в первый реактор. Технологии кальциевых циклов в настоящее время находятся на стадии TRL 5-6. Они были испытаны на пилотных установках с псевдоожиженным слоем, работающих на угле, и для производства цемента. В двух европейских проектах разрабатываются технологии химических циклов в производстве стали (C4U) и цемента (CLEANKER) в пилотных и предкоммерческих масштабах.

Химические циклы с оксидами металлов – носителями кислорода также основаны на использовании связанных между собой реакторов с циркулирующим кипящим слоем. В одном из реакторов топливо реагирует с кислородом, выделяющимся из оксидов, которые превращаются в металлы и поступают в воздушный реактор, где снова окисляются и возвращаются в топливный реактор. Таким образом, из топливного реактора выходит поток СО₂ с парами воды, а из воздушного – в основном азот. Сейчас ведутся разработки и внедряются уже около 35 пилотных проектов (TRL 4-6) мощностью до 3 МВт для сжигания угля, газа, нефти и биомассы [16].

Прямая сепарация включает улавливание CO₂ от производства цемента путем косвенного нагрева известняка с помощью специального кальцинатора (TRL 6). По этой технологии CO₂ удаляется непосредственно из известняка без смешивания его с другими газами, что значительно снижает затраты энергии, связанные с разделением газа. Пилотная установка по производству извести и цемента с низкой интенсивностью выбросов, разработанная компанией Calix (Швеция) и эксплуатируемая на заводе компании HeidelbergCement в Ликше (Бельгия), является одним из примеров практического применения этой технологии [17].

На энергоблоках с турбинами СКП на CO₂ обычно используют почти чистый кислород для сжигания топлива, чтобы получить дымовой газ, состоящий только из CO₂ и водяного пара. В настоящее время применяются два сверхкритических энергетических цикла с CO₂: цикл Аллама NET Power и цикл Trigen Clean Energy Systems (CES) (TRL 5-7). Опытная электростанция мощностью 50 МВт в штате Техас (США) начала работу в 2018 г., а в настоящее время разрабатывается проект коммерческой электростанции мощностью 300 МВт. Электростанция CES мощностью 150 МВт Kimberlina в штате Калифорния успешно работает с 2013 г.

Стоимость улавливания CO₂ может значительно варьироваться в зависимости от концентрации углекислого газа в газовом потоке, из которого он улавливается, местоположения предприятий, затрат энергии и пара и интеграции с исходным оборудованием [18–20]. При проведении некоторых процессов, таких как производство этанола или переработка природного газа, а также после сжигания в среде кислорода при производстве электроэнергии или цемента концентрация CO₂ может быть очень высока. Его можно обезвоживать и затем сжижать для транспортировки и хранения или использования по относительно невысокой цене. Например, стоимость отделения СО₂ от природного газа, которое часто требуется проводить по техническим причинам перед тем, как газ можно будет продавать или сжижать, может составлять 15–25 дол/т уловленного СО₂ (рис. 6). Для разбавленных потоков CO₂, включая дымовой газ от электростанций [где концентрация CO₂ обычно равна 3–14% (по объему)] или доменной печи на сталеплавильном заводе (20–27%), стоимость улавливания CO₂ намного выше (более 40 дол/т CO₂), что в среднем составляет около 75% общей стоимости улавливания по технологии CCUS [25].

Рис. 6.

Приведенная стоимость С улавливания CO₂ по секторам экономики в 2019 г. при высокой (1) и низкой (2) концентрации CO₂ [14]. Примечание. Затраты на улавливание CO₂ при производстве водорода относятся к переработке природного газа с помощью технологии SMR (Steam Methane Reforming). Широкий диапазон затрат отражает различные уровни концентрации CO₂: нижний предел относится к улавливанию CO₂ из концентрированного “технологического” потока, верхний предел – к улавливанию CO₂ из более разбавленного потока. Оценка расходов базируется на типичных условиях США. Все затраты на улавливание включают стоимость сжатия. Источники: анализ МЭА на основе собственных оценок и данных [21]; глобальные затраты на улавливание и хранение углерода, обновление за 2017 г. [22]; улавливание CO₂ на угольных электростанциях и водородных установках [23]; процесс улавливания CO₂ из атмосферы [24]; стоимость улавливания CO₂ от промышленных источников [25]

Концентрация CO₂ в неочищенном природном газе значительно варьируется в зависимости от месторождения: от природного газа без CO₂ на сибирских месторождениях до исключительно высокой концентрации (до 90%) на некоторых месторождениях в Юго-Восточной Азии. Неочищенный природный газ, добываемый на норвежском месторождении Sleipner, содержит 9% CO₂, что считается высоким показателем по сравнению со многими другими месторождениями. Низкие затраты на улавливание также обусловлены высоким давлением, что снижает расходы на сжатие СО₂. Стоимость улавливания CO₂ намного ниже для концентрированных источников (производство водорода, переработка угля для производства химикатов и переработка природного газа), чем для производства электроэнергии, цемента и стали, а также улавливания из атмосферы.

Разработчики технологии улавливания CO₂ из газовых потоков с низкой концентрацией, таких как дымовой газ от электростанций или промышленных печей, как правило, стремятся к степени улавливания до 90%. Эти показатели приводят к самым низким затратам [24, 26]. Хотя улавливание 100% CO₂ просто невозможно из-за действия законов термодинамики, уровень улавливания 98% технически осуществим, но требует модификации процесса отделения CO₂. Эти модификации обычно используются в многостадийных процессах с более высоким потреблением энергии, что приводит к росту капитальных и эксплуатационных затрат. Например, повышение эффективности улавливания CO₂ для химической абсорбции с 90 до более чем 99% увеличивает затраты на улавливание всего на 4% для угольной и примерно на 10% для газовой энергетики (рис. 7) [27]. Это связано только с увеличением размеров абсорберов.

Рис. 7.

Зависимость капитальных затрат К на улавливание CO₂ для угольных и газовых электростанций от степени улавливания α (оценки авторов, [27])

Дополнительные капитальные вложения в системы улавливания СО₂ (более 80% капитальных затрат на CCUS-технологии) могут приводить к росту капитальных вложений на 20% и более в зависимости от технологий улавливания и мест расположения ТЭС.

Технологии CCUS могут сыграть важную роль в развитии производства водорода с низким углеродным следом. Водород может являться средством обезуглероживания в некоторых промышленных секторах, включая дальнемагистральный транспорт, химическую промышленность, производство чугуна, стали, электроэнергии и тепла.

ТРАНСПОРТИРОВКА И ЗАХОРОНЕНИЕ СО₂

Наличие инфраструктуры для безопасной и надежной транспортировки CO₂ является важным фактором, позволяющим развертывать CCUS-технологии. Крупномасштабную транспортировку CO₂ можно вести двумя основными способами – по трубопроводам и по морю, хотя на короткие расстояния небольшие объемы CO₂ можно перевозить также автомобильным или железнодорожным транспортом, но с более высокими затратами. Транспортировка по трубопроводам практикуется в течение многих лет. Крупномасштабная транспортировка CO₂ судами еще не продемонстрирована (TRL 4-7), но будет похожа на перевозку сжиженного газа.

Транспортировка CO₂ в больших количествах по трубопроводам является самым дешевым способом. В Северной Америке, в основном в США, уже существует разветвленная сеть наземных трубопроводов CO₂ общей протяженностью более 8000 км, по которым в настоящее время СО₂ транспортируют более 70 млн т/год, чтобы использовать его, главным образом, для увеличения нефтеотдачи. В сочетании с новыми политическими стимулами, включая налоговую льготу, обширная существующая сеть трубопроводов в США стала ключевым фактором для недавно начавшихся проектов. В июне 2020 г. была введена в эксплуатацию система магистральных линий Alberta Carbon (Канада) пропускной способностью 14.6 млн т CO₂/год со значительным избыточным объемом (около 90%) для приема CO₂ с будущих объектов, которые будут работать по технологиям CCUS. Государственные капиталовложения в систему составили 430 млн дол., что чуть меньше половины предполагаемой стоимости проекта 920 млн дол. [28]. Также имеются две трубопроводные системы CO₂ в Европе и две на Ближнем Востоке.

Для хранения уловленный CO₂ закачивают в глубокий подземный геологический резервуар из пористой породы, покрытый непроницаемым слоем горных пород, который герметизирует резервуар и предотвращает восходящую миграцию CO₂ и выброс его в атмосферу. Существует несколько типов резервуаров, подходящих для хранения CO₂, при этом наибольшую вместимость имеют глубокие солевые формации и истощенные нефтегазовые резервуары.

Глубокие солевые формации представляют собой слои пористых и проницаемых пород, насыщенных соленой водой (рассолом), которые широко распространены как в наземных, так и в морских осадочных бассейнах. Истощенные нефтяные и газовые резервуары представляют собой пористые горные породы, в которых сырая нефть или газ находились в ловушке в течение миллионов лет, прежде чем были извлечены, и которые могут аналогичным образом улавливать закачиваемый CO₂. Когда CO₂ закачивается в пласт, он проходит через него, заполняя поровое пространство. Газ обычно сначала сжимают, превращая его в жидкость, чтобы увеличить его плотность, Резервуар должен находиться на глубине более 800 м, чтобы сохранить CO₂ в жидком состоянии. Газ постоянно удерживается в резервуаре при его улавливании покрышкой, проникая в поровое пространство, в отдельные поры или их группы, взаимодействуя с породами коллектора с образованием карбонатных минералов.

Общая вместимость резервуаров для хранения CO₂ под землей во всем мире является неопределенной, особенно вместимость соленых водоносных горизонтов, требуются их дополнительная характеристика и исследование участков, объем которых очень велик. Общая глобальная вместимость хранилищ оценивается в пределах от 8000 до 55 000 Гт [29]. По доступности хранилища существенно различаются в зависимости от регионов, при этом Россия, Северная Америка и Африка обладают хранилищами самых больших потенциальных объемов. Также считается, что значительные мощности существуют в Австралии.

Текущие и предполагаемые затраты на хранение СО₂ различаются в зависимости от расхода закачки СО₂ и характеристик резервуаров для хранения, а также от расположения мест хранения СО₂. В некоторых случаях затраты на хранение могут быть очень низкими. Действительно, когда CO₂ используется при добыче нефти по технологии EOR (Enhanced Оil Recovery), стоимость хранения может стать фактически отрицательной при вычете дополнительных доходов от добычи нефти. По оценкам, стоимость более половины наземных хранилищ в США не превышает 10 дол/т CO₂.

Нефтяная промышленность является крупнейшим потребителем CO₂ из внешних источников, при этом его предполагаемое глобальное потребление для увеличения нефтеотдачи составляет 70–80 млн т/год [30]. Технология CO₂-EOR хорошо зарекомендовала себя с начала 70-х годов ХХ в., главным образом, в США. Она включает в себя закачку CO₂ в нефтяные месторождения для увеличения нефтедобычи. При этом повышается общее пластовое давление и улучшается подвижность нефти, что приводит к увеличению притока нефти к добывающим скважинам. США продолжают доминировать в сфере CO₂-EOR-технологии, чему способствует обширная трубопроводная инфраструктура протяженностью около 8000 км. В меньших масштабах CO₂-EOR-технология применяется в Бразилии, Канаде, Китае и Турции.

Бо́льшая часть покупаемого CO₂ в настоящее время производится из подземных месторождений. Например, в США менее 30% СО₂ поступает из негеологических источников, в основном, из-за отсутствия доступных антропогенных источников СО₂ вблизи нефтяных месторождений [31]. Сегодня для повышения нефтеотдачи в пласты закачивается 0.3–0.6 т CO₂ на 1 барр. нефти, добываемой в США, хотя этот показатель варьируется в зависимости от месторождений и в течение всего срока реализации проектов [31]. Во время этого процесса часть CO₂ остается под землей, а остальной газ возвращается на поверхность по мере извлечения нефти. В большинстве установок, работающих по технологии EOR, возвращающийся на поверхность CO₂ направляется на рециркуляцию, в результате более 99% закачиваемого CO₂ постоянно хранится на протяжении всего срока реализации проекта. Стоимость CO₂, как правило, связана с ценой на нефть и может составлять 15–30 дол/т CO₂. Таким образом, закачка 0.5 т CO₂ на 1 барр добываемой нефти будет стоить 7.5–15.0 дол/барр. [31].

Результаты моделирования, выполненного в МЭА, показывают, что сокращение выбросов за счет увеличения нефтеотдачи с использованием СО₂ из антропогенных источников может быть значительным и составлять 0.5–1.5 т СО₂/т закачки в зависимости от конфигурации проекта и типа вытесняемой нефти [32]. Эти данные в целом соответствуют результатам исследований выбросов в течение жизненного цикла в США [33, 34]. Если используется не ископаемый источник CO₂ и количество хранимого CO₂ превышает выбросы от производства и сжигания самой нефти, то нефть можно охарактеризовать как чистую “углеродно-отрицательную”, для производства которой CO₂ либо должен поступать в результате сжигания или преобразования биомассы, либо должен быть уловлен из воздуха.

ОПЫТ РОССИИ В ИСПОЛЬЗОВАНИИ CCUS-ТЕХНОЛОГИЙ

К сожалению, комплексных исследований технологий улавливания и захоронения СО₂ в России крайне мало. Известны отдельные работы по различным аспектам применения газификации с улавливанием СО₂ (Уральский государственный технический университет), работы НИУ МЭИ по реализации цикла Аллама на суперкритическом СО₂, а также ряд разработок, касающихся общего уровня выбросов СО₂ от ТЭС и некоторых экономических оценок (центр “Сколково”). В настоящей статье авторы используют, в основном, опыт исследований, представленный в совместных работах специалистов ВТИ и других организаций. Так, более 10 лет назад сотрудниками ВТИ, ОАО “Подземгазпром”, Института нефти и газа им. И.М. Губкина было выполнено первое в России комплексное исследование по улавливанию, захоронению и использованию СО₂ [35]. Были подготовлены предложения по созданию пилотной установки с улавливанием СО₂ и его использованию для закачки в истощенные нефтяные скважины, определены также возможности геологического захоронения вблизи наиболее крупных эмитентов СО₂. Разработаны принципиальные схемы промышленных, пилотных и демонстрационных установок со сжиганием топлив в химических циклах с выделением СО₂. Представлен состав основного оборудования для этих установок. Выполнен анализ взаимного расположения крупных производителей СО₂ и подходящих геологических структур для оценки перспектив их использования для захоронения, включая захоронение с полезным эффектом (закачка в нефтяные пласты). На примере Московского региона (около 10% всех выбросов СО₂ от ТЭС) указаны перспективные геологические структуры, проведена оценка возможных объемов и затрат на захоронение. Показано, что в глубине искусственных залежей СО₂, составляющей 500–2000 м, температура равна 5–80°С, давление 5–23 МПа. В этих диапазонах давлений и температур плотность и вязкость флюида в залежах будут меньше, чем в пластовых водах. Осуществлено региональное районирование территории Российской Федерации по наличию в ее осадочном чехле перспективных объектов для захоронения углекислого газа. Разработана система геоэкологического мониторинга, определены составы базового и текущего мониторингов и их задачи. В результате химического взаимодействия СО₂ с подземными водами горизонта закачки выпадение нерастворимых осадков в порах коллекторов не ожидается.

Проведенный обзор отечественного и зарубежного опытов показал, что газовые методы разработки и повышения нефтеотдачи пластов широко применяются в мире и практически не используются в России. Газовые и водогазовые технологии наиболее эффективны в слабопроницаемых коллекторах (по сравнению с заводнением). Для внедрения методов утилизации техногенного углекислого газа в России наиболее подходит Урало-Поволжский регион (Самарская, Оренбургская, Пермская области, Республики Башкортостан, Татарстан и Удмуртия). Применение данного метода на месторождении позволяет получать дополнительную экономическую выгоду (полезный эффект от технологии добычи нефти), что может компенсировать существенную часть затрат на секвестр техногенного диоксида углерода.

Определены технико-экономические показатели опытной установки тепловой мощностью 10 МВт и пилотной установки тепловой мощностью около 100 МВт. С помощью разработанной методики рассчитаны габаритные размеры реакторов, циклонов и системы циркуляции оксидов металлов. Оценены массовые показатели установок для сжигания газа в химических циклах. Предложены схемы этих установок с получением пара для нужд ТЭС (опытная установка) и электроэнергии (пилотная установка). Дана оценка КПД пилотной установки в сравнении с традиционными ПГУ той же тепловой мощности. Снижение КПД достигает 13%. Для установок большой мощности с оптимизацией параметров газовых и паровых турбин снижение КПД оценено на уровне 4–8%. Определены капитальные затраты на сооружение установок. Увеличение капитальных затрат по сравнению с традиционными составляет 30–40% (для крупных энергоблоков 20–30%). Себестоимость выработки электроэнергии для установки тепловой мощностью 100 МВт увеличивается в 1.7 раза по сравнению с традиционной ПГУ. В перспективе для крупных установок можно ожидать увеличения себестоимости на уровне 30%.

Благодаря результатам проведенной работы были заложены основы для создания опытной установки с полным циклом улавливания и захоронения СО₂. При этом перспективным может стать метод захоронения с возможностью повышения нефтеотдачи. Целесообразно продолжить исследования и разработки по использованию различных модификаций сжигания угля и газификации в химических циклах для улавливания СО₂.

При использовании внутрицикловой газификации угля КПД снижается примерно на 10% (с 46 до 36%). В системах с кислородным сжиганием КПД уменьшается на 7–8%. Для разрабатываемых систем с сжиганием топлив в химических циклах применительно к схемам с ПГУ КПД снижается с 57 до 52%, а при сжигании угля – с 45.0 до 41.5%. Такое небольшое снижение КПД связано с отсутствием затрат на получение кислорода и потерь на рециркуляцию СО₂ или потерь в системах очистки газов.

В ОАО ВТИ были выполнены также расчетные исследования по улавливанию диоксида углерода из газов воздушной газификации углей растворами этаноламинов, органическими растворителями и с использованием высокотемпературного кальциевого цикла. Для каждого из процессов оценивали КПД парогазовой установки с газификацией угля. При этом необходимая сероочистка генераторного газа предлагалась как высокотемпературная (без потери тепла генераторного газа на данном этапе) с использованием оригинальных природных железомарганцевых хемосорбентов, для которых были проведены лабораторные и стендовые опыты [12]. Установлено, что КПД таких установок выше КПД аналогичных установок с использованием стандартной сероочистки на основе растворов тех же аминов.

Специалисты ОАО ВТИ провели расчетные исследования сжигания топлива в среде кислорода с рециркуляцией СО₂ для пылеугольных котлов и котлов с ЦКС. В [36] дана оценка возможности и целесообразности перевода котла Пп-1000-25-585 с ЦКС на кислородное сжигание в предположении о неизменных конструкции поверхностей нагрева, тепловой мощности и параметров назначения котла. Установлено, что в такой постановке возможно обеспечить работу котла при концентрации кислорода в окислителе (кислород + газы рециркуляции) в диапазоне 15–32% (по объему), а в качестве оптимальной поддерживать 24–32% (по объему).

Сравнение теплофизических свойств газов (азота, СО₂ и паров воды) показало, что имеет место значительное снижение температуропроводности в атмосфере CO₂. Это вызывает заметные изменения в условиях выгорания топлива, лучистом теплообмене, а также процессах образования и подавления выбросов оксидов азота и серы. В [37] показано, что выгорание коксов в обеих средах в пределах внутрикинетического режима имеет одинаковый характер и описывается весьма близкими значениями энергий активации (154 кДж/моль в среде O₂/N₂ и 157 кДж/моль в среде O₂/CO₂). Меньшая интенсивность конверсии в среде O₂/CO₂ на второй стадии связана с более ранним переходом процесса во внутридиффузионный режим, что является следствием пониженной диффузионной активности кислорода в среде CO₂. В последнее время при участии ОАО ВТИ были проведены расчетные исследования образования и подавления выбросов оксидов азота и серы в котлах с кипящим слоем в условиях кислородного сжигания [38, 39]. Результаты исследований служат основой для разработки методов расчета выгорания топлив в установках с кислородным сжиганием и улавливанием СО₂.

Разработки ОАО ВТИ в области полезного использования СО₂ как жидкой углекислоты высшего (пищевого) качества по ГОСТ [40] из дымовых газов одной из электростанций России представлены в [41]. Технологическая схема установки получения такого продукта предполагает промывку горячих дымовых газов водой, осуществление стандартного процесса “абсорбция-десорбция” для поглощения диоксида углерода 10%-ным (по массе) раствором МЭА, очистку и осушку продукционного диоксида углерода с промежуточным сжатием компрессором, сжижение и хранение продукционной углекислоты. При разработке проектной документации были применены следующие технические решения, которые, помимо всего прочего, учитывают особенности привязки производства к ТЭС:

в целях энергосбережения тепло при технологическом процессе используется для отопления здания, в котором помещается производство. При этом запроектирован резервный электрический обогрев на случай останова производства;

спроектирован узел регенерации МЭА и фильтрации продуктов деградации МЭА, который позволяет нивелировать влияние относительно высокого содержания кислорода в дымовых газах на деградацию моноэтаноламина;

конденсат пара, используемого для регенерации поглотителя, направляется для подпитки автономной установки оборотного водоснабжения, что исключает дополнительные затраты на химически очищенную воду;

применение основного технологического оборудования углекислотной установки отечественного производства позволяет значительно (примерно на 50%) снизить капитальные затраты, затраты на обслуживание и ремонт оборудования и срок окупаемости капитальных вложений. В настоящий момент получено положительное заключение экспертизы данного проекта и предполагается провести рабочее проектирование с пуском данной установки в эксплуатацию ориентировочно в 2024 г.

Многочисленные фундаментальные исследования выполнены в ВТИ в области гидродинамики связанных между собой реакторов с кипящим и циркулирующим кипящим слоями. Они проведены на одной из крупнейших “холодных” установок, а их результаты послужили основой для расчета систем с химическими циклами сжигания и газификации топлив. Проведенные в ВТИ первые исследования условий движения бинарных смесей частиц песок–оксиды металлов [42–44] открыли новую область исследований гидродинамики топочных контуров и связанных между собой реакторов. Имеется также огневая установка тепловой мощностью около 20 кВт для исследования условий сжигания топлив в химических циклах. К сожалению, дальнейшего развития эти работы не получили. Представляется необходимым усилить научные и технологические разработки в этой области.

ВЫВОДЫ

1. На основе анализа многочисленных публикаций последнего времени показано, что желаемая быстрая декарбонизация энергетического сектора экономичным способом невозможна без использования органических топлив. Чистые угольные технологии могут стать мостом к применению более чистой энергии и должны рассматриваться в качестве будущих вариантов с нулевым уровнем выбросов вредных веществ. На примере угольной энергетики Индии показаны пути достижения высокоэффективной угольной энергетики с низким уровнем выбросов к 2040 г. Предполагается ускоренный подход к выводу из эксплуатации старых, менее эффективных энергоблоков и их модернизации или замене на энергоблоки высокой эффективности с низкими выбросами вредных веществ.

2. Первостепенной задачей в области угольной генерации России по-прежнему остается создание и освоение угольных энергоблоков на суперкритические параметры пара и создание угольных ТЭЦ нового поколения. Такой энергоблок мощностью 660–800 МВт давлением свежего пара 28 МПа и температурой перегрева 600/600°С обеспечивает КПД нетто 44.5–45.4%. При работе угольной ТЭЦ нового поколения в конденсационном режиме КПД повышается более чем на 4.5%, удельный расход топлива на выработку электроэнергии при тепловом потреблении уменьшается на 6%, выбросы вредных веществ снижаются в 2–10 раз по сравнению с выбросами существующих ТЭЦ.

3. Внедрение уже разработанных технических решений должно стать первым шагом на пути дальнейшего использования на этих объектах технологий улавливания СО₂. В настоящее время угольной энергетике России уделяется незаслуженно мало внимания. Роль и масштабы ее в среднесрочной перспективе не определены, экономические предпосылки не сформулированы. Необходимо незамедлительно приступить к разработке программы технического перевооружения эксплуатируемых угольных энергоблоков с конечным выходом на современные экономические и экологические показатели.

4. Выполнен анализ состояния и развития технологий улавливания парниковых газов. Химическая абсорбция с использованием растворителей на основе аминов является наиболее продвинутым на практике методом отделения CO₂. Для физической адсорбции используются твердые абсорбенты, для физической абсорбции – жидкости. Физическое разделение в настоящее время используется главным образом при переработке природного газа и производстве этанола, метанола и водорода, при этом в эксплуатации находятся девять крупных заводов в США.

Технология кислородного сжигания находится на стадии предварительной демонстрации. Мембранное разделение используется, прежде всего, для природного газа и находится на демонстрационной стадии.

Химические циклы улавливания СО₂ основаны на технологии связанных между собой реакторов. Ведутся разработки и эксплуатируется уже около 35 пилотных проектов мощностью до 3 МВт для сжигания угля, газа, нефти и биомассы в химических циклах с оксидами металлов – носителями кислорода.

5. Наличие инфраструктуры для безопасной и надежной транспортировки CO₂ является важным фактором, позволяющим развертывать технологии улавливания, захоронения и использования СО₂. Применяются два основных варианта крупномасштабной транспортировки CO₂ – по трубопроводам и по морю, хотя небольшие объемы CO₂ на короткие расстояния можно также перевозить автомобильным или железнодорожным транспортом, но с более высокими затратами. Транспортировка по трубопроводам практикуется в течение многих лет в больших масштабах. Крупномасштабная транспортировка CO₂ судами еще не продемонстрирована, но будет похожа на перевозку сжиженного газа.

6. Хранение CO₂ включает в себя закачку уловленного CO₂ в глубокий подземный геологический резервуар из пористой породы, покрытый непроницаемым слоем горных пород, который герметизирует резервуар и предотвращает восходящую миграцию CO₂ и выброс его в атмосферу. Общая глобальная вместимость хранилищ оценивается в 8000–55 000 Гт. Доступность хранилищ значительно различается по регионам, при этом Россия, Северная Америка и Африка имеют потенциальные хранилища самой большой вместимости. По оценкам, стоимость более половины наземных хранилищ в США составляет менее 10 дол/т CO₂.

7. ОАО ВТИ обладает уникальным опытом в области разработки технологий улавливания, захоронения и использования СО₂. Первые комплексные исследования были выполнены совместно с ОАО “Подземгазпром”, Институтом нефти и газа им. И.М. Губкина, подготовлены предложения по созданию пилотной установки с улавливанием СО₂ и его закачки в истощенные нефтяные скважины, определены также возможности геологического захоронения вблизи наиболее крупных эмитентов СО₂. В ВТИ выполнены расчетные исследования сжигания топлива в среде кислорода с рециркуляцией СО₂ для пылеугольных котлов и котлов с циркулирующим кипящим слоем.

Важными являются разработки ВТИ в области полезного использования СО₂, которые могут быть применены в полномасштабных проектах улавливания СО₂ из дымовых газов ТЭС.

Проведенные в ВТИ первые исследования условий движения бинарных смесей песок–оксиды металлов открыли новую область исследований гидродинамики топочных контуров и связанных между собой реакторов.

8. Для снижения углеродного следа в продукции (от электроэнергии и тепла до химикатов, в которых использована эта энергия) в первую очередь необходимо внедрение установок с высокой эффективностью и низкими выбросами вредных веществ, включая угольную ТЭЦ нового поколения. Эти разработки находятся в стадии готовности к рабочему проектированию и изготовлению. Необходимо усилить направления улавливания, захоронения и использования СО₂. В этих областях знаний ВТИ обладает достаточной компетенцией, выполнив еще 12 лет назад первые в России исследования. Следует разработать государственную программу декарбонизации в энергетике, уделив повышенное внимание разработке и внедрению пилотных установок в 2023–2024 гг.