Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики
Дан обзор проблем и перспектив развития тепловой энергетики.---------------- Наведено огляд проблем i перспектив розвитку теплової енергетики.---------------- The review of problems and prospects of thermal power engineering development is given....
Saved in:
| Date: | 2008 |
|---|---|
| Main Author: | |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Інститут загальної енергетики НАН України
2008
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3010 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики / С.В. Дубовской // Пробл. заг. енергетики. — 2008. — № 18. — С. 7-15. — Бібліогр.: 11 назв. — рoс. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1860026131445448704 |
|---|---|
| author | Дубовской, С.В. |
| author_facet | Дубовской, С.В. |
| citation_txt | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики / С.В. Дубовской // Пробл. заг. енергетики. — 2008. — № 18. — С. 7-15. — Бібліогр.: 11 назв. — рoс. |
| collection | DSpace DC |
| description | Дан обзор проблем и перспектив развития тепловой энергетики.----------------
Наведено огляд проблем i перспектив розвитку теплової енергетики.----------------
The review of problems and prospects of thermal power engineering development is given.
|
| first_indexed | 2025-12-07T16:50:14Z |
| format | Article |
| fulltext |
ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 18/2008
www.ienergy.kiev.ua 7
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ
РАЗВИТИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
УДК 621.311
С.В. ДУБОВСКОЙ, канд. техн. наук (Институт общей энергетики НАН Украины, Киев)
Дан обзор проблем и перспектив развития тепловой энергетики.
Тепловые электрические станции (ТЭС) на
органическом топливе многие десятилетия
остаются основным промышленным источником
электроэнергии, обеспечивающим позитивную
динамику роста мировой экономики. По данным
Международного энергетического агентства
(МЭА)1, в 2005 году все ТЭС мира обеспечили
производство 12149 млрд. кВт·ч электрической
энергии, что составило две трети ее мирового по-
требления. Основными источниками первичной
энергии для ТЭС являются ископаемые виды ор-
ганического топлива: уголь, природный газ и
нефть. Главный из них – уголь – обеспечивает
40,3% современного мирового производства
электроэнергии. На долю природного газа прихо-
дится 19,7% мирового производства электроэнер-
гии, нефти – 6,6%.
По прогнозам МЭА2, мировая потребность в
электроэнергии к 2030 году более чем в два раза
превысит современный уровень и достигнет
30116 млрд. кВт·ч (рис. 1). При сохранении суще-
ствующих тенденций умеренного развития атом-
ной энергетики, предусмотренного в прогнозе
МЭА, доля ТЭС в общем производстве электро-
энергии несколько превысит современный уро-
вень. В случае осуществления прогноза МАГАТЭ
2006 года [11], предполагающего «ренессанс»
атомной энергетики с увеличением ее доли в ми-
ровом производстве электрической энергии к
2030 году до 25% против 11,7%, прогнозируемых
МЭА, ТЭС обеспечат более половины потребно-
сти человечества в электрической энергии.
В соответствии с прогнозом МЭА 2006 года
основным типом топлива для ТЭС останется
уголь (рис. 2). Доминирующая роль угольных
ТЭС сохранится и при реализации сценария
МАГАТЭ.
Разведанных запасов ископаемой органики
достаточно для устойчивой работы тепловой
энергетики на протяжении многих десятилетий.
По современным данным, обеспеченность по-
требности мира в нефти и природном газе, исхо-
дя из доказанных извлекаемых ресурсов, оцени-
вается в 50–70 лет, угля – более чем в 200 лет. В
последние 20–30 лет эти сроки корректируются в
сторону увеличения ввиду опережающих темпов
геологоразведки и совершенствования техноло-
гий извлечения разведанных запасов [1–4].
Наиболее важными проблемами перспектив-
ного развития тепловой энергетики мира остает-
ся, как и прежде, дальнейшее технологическое со-
вершенствование ТЭС с целью повышения эко-
номичности, надежности и экологической чисто-
ты производства электрической и тепловой энер-
гии.
Повышение эффективности ТЭС – естест-
венный процесс, диктуемый необходимостью
компенсации постоянно растущих затрат топлив-
ного цикла. Разведка, освоение и эксплуатация
новых месторождений нефти, газа и угля, как и
доработка существующих, обходятся все дороже,
а поддержание приемлемых цен на электриче-
скую энергию требует адекватного опережающе-
1 – Key World Energy Statistics. – 2007.
2 – World Energy Outlook. – 2006, IEA.
Рис. 1. Ожидаемая динамика мирового потребления
электрической энергии
Рис. 2. Ожидаемая динамика структуры мирового
производства электрической энергии по видам
первичной энергии
го повышения КПД ТЭС. Кроме того, повыше-
ние эффективности необходимо по экологиче-
ским соображениям [1–4].
Непосредственную экологическую опасность
на локальном и региональном уровнях оказы-
вают атмосферные выбросы вредных веществ с
продуктами сгорания органических топлив: газо-
образные оксиды серы и азота, твердые частицы
(зола), летучие органические соединения (в част-
ности, бензпирен), летучие соединения тяжелых
металлов (ртути, ванадия, никеля). Определен-
ную экологическую опасность представляют
ТЭС и как масштабные загрязнители водных бас-
сейнов. На долю современных ТЭС приходится
до 70% промышленного забора воды из природ-
ных источников, что составляет значительную
часть водных ресурсов многих стран, испыты-
вающих проблемы с обеспечением пресной
водой. Нельзя не отметить и существенное влия-
ние тепловой энергетики на прямые и косвенные
изменения местных ландшафтов в процессах за-
хоронения золы и шлаков, добычи, транспорти-
ровки и хранения топлив [4].
Перечисленные влияния ТЭС могут и долж-
ны быть снижены до экологически безопасного
уровня – как за счет повышения КПД, так и в ре-
зультате осуществления известных и вновь раз-
рабатываемых природоохранных технологий, в
частности, технологий улавливания вредных ве-
ществ в технологических процессах подготовки и
сжигания топлива; удаления газовых и твердых
продуктов сгорания, безреагентных технологий
подготовки воды и др. Все эти меры требуют су-
щественных затрат. Однако, как показывают про-
гнозные исследования, правильная организация
последовательного внедрения более эффектив-
ных, хотя и более дорогостоящих, природоохран-
ных мероприятий по мере роста возможностей
мировой экономики, позволит избежать чрезмер-
ных влияний этих затрат на стоимость электри-
ческой энергии.
Наряду с локальными влияниями ТЭС все
больше влияют и на глобальные экологические
процессы, ведущие, в частности, к изменению
климата планеты. Тепловая энергетика – один из
основных источников выброса в атмосферу водя-
ного пара, углекислого газа, пыли и других ком-
понент – поглотителей длинноволнового инфра-
красного излучения земной поверхности.
Повышение концентрации поглощающих компо-
нент атмосферы вызывает так называемый пар-
никовый эффект – разогрев поверхности Земли
коротковолновым солнечным излучением в ре-
зультате ухудшения условий ее радиационного
охлаждения из-за экранирующего действия по-
глощающих компонент атмосферы [5].
Работа ТЭС сопровождается выбросами пар-
никовых газов, основными из которых являются
водяной пар и углекислый газ, образующиеся
при горении органических топлив. Выброс во-
дяного пара ТЭС не приводит к заметному росту
его концентрации в атмосфере, поскольку он
пренебрежимо мал по сравнению с естествен-
ным испарением воды. Кроме того, значитель-
ная часть выбросов ТЭС конденсируется и уда-
ляется с осадками. Антропогенный выброс угле-
кислого газа, в отличие от пара, накапливается в
атмосфере, способствуя развитию парникового
эффекта. Ежегодный выброс СО2 всеми ТЭС
мира приближается к 10 млрд. т, что составляет
около 30% всех антропогенных выбросов парни-
ковых газов в атмосферу планеты [5, 6].
Принято считать, что усиление парникового
эффекта, вызываемого повышением концентра-
ции углекислого газа в атмосфере, приводит ко
все более заметному росту температуры планеты,
что может иметь глобальные катастрофические
последствия уже в ближайшем будущем. Хотя
данное утверждение поддерживается не всеми
[5], в силу значительности угрозы оно считается
официально принятым.
16 февраля 2005 года вступил в силу
Киотский протокол к рамочной конвенции ООН
об изменении климата, цель которого – сокраще-
ние выбросов газов, способствующих глобально-
му потеплению. Согласно протоколу, подписан-
ному в 1997 году 159-ю странами на состоявшем-
ся в Киото под эгидой ООН международном сам-
мите, 39 промышленно развитых стран мира обя-
зуются сокращать выбросы углекислого газа и
пяти других веществ, присутствие которых в ат-
мосфере влияет на изменение климата на плане-
те. Подписавшие протокол страны обязались к
2012 году сократить на 5,2% выбросы вредных
газов в атмосферу по сравнению с показателями
1990 года. Документ ратифицирован 125-ю стра-
нами мира, на долю которых приходится более
55% суммарных выбросов парниковых газов.
Осуществить соглашение стало возможным
после ратификации протокола в России, доля ко-
торой составляет 17,4% выбросов парниковых
газов. Вместе с тем, крупнейшие страны мира –
США (36% мирового выброса углерода), а также
Индия и Китай – к протоколу не присоедини-
лись, хотя они также проводят работы по сокра-
щению выбросов парниковых газов. В частности,
8 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 18/2008
www.ienergy.kiev.ua
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
9
Сучасні проблеми і перспективи розвитку теплової енергетики
ДУБОВСЬКИЙ С.В.
в США установлен пятилетний период льготного
налогообложения возобновляемых источников
энергии и энергосберегающих технологий на
сумму 3,6 млрд. долл. США. Плановый объем
ежегодного финансирования мероприятий, на-
правленных на предотвращение изменений кли-
мата, составляет в США 5,8 млрд. долл., из кото-
рых 3 млрд. долл. предназначены для развития
новых технологий и 2 млрд. – на научные иссле-
дования в этой области [1].
Вместе с тем, предпринятые в рамках
Киотского протокола усилия пока не принесли
нужного эффекта. По данным МЭА, за последнее
десятилетие уровень выбросов парниковых газов
не только не снизился, но и возрос более чем на
20%. При сохранении современных тенденций
мирового развития выбросы парниковых газов
возрастут к 2050 году еще в 2,5 раза.
Результаты прогнозных исследований пока-
зывают, что основной причиной этого является
экстенсивный рост мировой экономики, прежде
всего, быстрый рост экономик развивающихся
стран. Производство электрической энергии в
этих странах будет увеличиваться в основном за
счет преимущественного использования собст-
венных запасов угля – первичного энергоносите-
ля, дающего наибольший выброс СО2 на единицу
полученной энергии. Для стран, не имеющих до-
статочных его запасов, прогнозируется рост теп-
ловой энергетики на базе местных видов органи-
ческого топлива, растительной биомассе, про-
мышленных и бытовых отходах. При этом тепло-
вая энергетика будет развиваться в условиях кон-
куренции с атомной [7–9].
Прогнозируемые внешние условия будущего
развития теплоэнергетики мира определяют сле-
дующие долгосрочные приоритеты ее технологи-
ческого роста:
– существенное повышение эффективности и
экологической безопасности тепловой энергети-
ки на твердом топливе с обеспечением в перспек-
тиве близких к нулю выбросов вредных веществ;
– существенное повышение эффективности
электроэнергетики на природном газе;
– развитие комбинированного производства
электрической энергии и других видов энергии;
– развитие экономически эффективных тех-
нологий получения электрической энергии из не-
кондиционной и возобновляемой органики;
– развитие технологий улавливания и хране-
ния парниковых газов.
По состоянию на 2003 год, суммарная уста-
новленная мощность ТЭС мира составляла
2591 ГВт, из них ТЭС на угле – 1119 ГВт, при-
родном газе – 1007 ГВт, нефти – 372 ГВт. Около
11% мирового парка ТЭС отслужило более 40
лет, около 60% – более 20 лет. Средняя эффек-
тивность ТЭС мира лишь ненамного превышает
30%.
Для обеспечения прогнозных уровней выра-
ботки электрической энергии суммарная установ-
ленная мощность ТЭС должна быть увеличена к
2030 году до 4352 ГВт. В соответствии с прогноз-
ным сценарием МЭА это потребует ввода 1761 ГВт
новых ТЭС и реконструкции более 2000 ГВт су-
ществующей мощности [8].
Согласно современным прогнозам, учиты-
вающим экономические последствия роста вы-
бросов углерода, в ближайшие десятилетия наи-
более быстрыми темпами будут развиваться
мощности ТЭС на природном газе и угле.
В связи с этим совершенствованию и внедре-
нию новых эффективных технологий для ТЭС на
газообразных и твердых топливах уделяется наи-
большее внимание. Наряду с этим, получают раз-
витие научно-исследовательские работы, направ-
ленные на разработку перспективных техноло-
гий удаления парниковых газов из продуктов
сгорания топлив, потребность в которых возник-
нет в отдаленном будущем.
Тепловая энергетика на природном газе
Перспективные технологии ТЭС на природ-
ном газе, ориентированные на применение в боль-
шой энергетике, наиболее интенсивно развивают-
ся по трем основным направлениям [1–4, 8–9]:
– высокотемпературные газотурбинные уста-
новки (ГТУ);
– комбинированные или парогазовые уста-
новки (ПГУ), сочетающие газотурбинный и па-
ротурбинный циклы;
– высокотемпературные топливные элементы;
– гибридные установки на основе сочетания
ПГУ с высокотемпературными топливными эле-
ментами.
Основной целью исследований в области газо-
турбинных технологий является повышение КПД
и экологических показателей газовых турбин, соз-
дание «гибких» газотурбинных установок, рабо-
тающих на продуктах газификации различных
видов топлива, газовых турбин для работы в со-
ставе крупных комбинированных и гибридных
установок. К основным направлениям совершен-
ствования ГТУ относятся: повышение начальных
температур газа перед газовой турбиной за счет
применения более эффективных высокотемпера-
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 18/2008
www.ienergy.kiev.ua10
турных конструкционных материалов; создание
более эффективных систем тепловой защиты вы-
сокотемпературных элементов ГТУ; совершен-
ствование процессов экологически чистого сжига-
ния топлива. К настоящему времени промышлен-
но освоены энергетические ГТУ на температуры
1260–1400°С с КПД 35-36,5%. В стадии демон-
страционных и опытно-промышленных образцов
находятся ГТУ нового поколения на основе метал-
локерамики с рабочей температурой выше 1500°С
и КПД на уровне 40% и выше.
Магистральным направлением внедрения вы-
сокоэффективных энергетических ГТУ является
их использование в составе мощных парогазовых
энергоблоков – наиболее востребованного сегод-
ня и в среднесрочной перспективе оборудования
ТЭС и ТЭЦ на природном газе.
Действующие парогазовые установки (ПГУ),
реализующие высокотемпературный газотурбин-
ный цикл Брайтона с отводом тепла в двухкон-
турный паротурбинный цикл Ренкина (цикл
двух давлений), обеспечивают получение экс-
плуатационного электрического КПД на уровне
48–52%. По такой схеме работают, в частности,
первые в России теплофикационные ПГУ мощ-
ностью 450 МВт, установленные на Северо-
Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге. Они имеют
расчетный КПД нетто 51%, фактический экс-
плуатационный КПД в режиме регулирования
мощности – 48–49% [4].
Перспективы дальнейшего совершенствова-
ния бинарных парогазовых установок (ПГУ)
определяются повышением эффективности пере-
дачи теплоты от выхлопных газов ГТУ в паро-
турбинный цикл и уменьшением потерь при кон-
денсации пара. Традиционное решение этих
задач связано с повышением количества конту-
ров (ступеней давления) паротурбинного цикла.
В трехконтурной установке ТЭС Иокогама
(Япония) достигнут КПД на уровне 55% [1, 4].
Установка более эффективных газовых тур-
бин позволит повысить КПД ПГУ с двух- и трех-
контурной схемами до 60%, применение водяно-
го охлаждения и другие схемные решения – до
61,5–62% и более.
Более отдаленные перспективы повышения
КПД ТЭС на природном газе связаны с создани-
ем гибридных установок, интенсивно разрабаты-
ваемых в настоящее время [1, 2, 8, 9].
Гибридные энергетические установки пред-
ставляют собой сочетание высокотемпературных
электрохимических источников тока (топливных
элементов) с парогазовой установкой.
Источниками тепла для ПГУ служат высоко-
температурные топливные элементы (ТЭ), твер-
дооксидные (SOFC) или на основе расплавлен-
ных карбонатов (MCFC), работающие при тем-
пературе 850°С и 650°С. К настоящему времени
созданы образцы высокотемпературных энерге-
тических топливных элементов единичной мощ-
ностью от 200 кВт до 10 МВт. Высокотемпера-
турные топливные элементы могут работать на
водороде и/или синтез-газе, представляющем
собой смесь водорода с угарным газом. Для полу-
чения соответствующего топлива используется
процесс риформинга (паровой конверсии) при-
родного газа с получением синтез-газа. Для полу-
чения водорода из синтез-газа применяется про-
цесс каталитического окисления угарного газа с
последующим удалением СО2. Данные процессы
широко применяются в азотной промышленно-
сти.
В ходе выполнения научно-технической про-
граммы США «Видение-21» на демонстрацион-
ной гибридной установке мощностью порядка
20 МВт получен КПД на уровне 60%. На 2010 год
запланирован пуск гибридной установки с КПД
на уровне 70%. В более отдаленной перспективе
намечается достижение КПД на уровне 75% с
созданием энергетических установок мощностью
до 300 МВт и более. К 2012-2015 гг. намечено соз-
дание всех необходимых для этого технологиче-
ских компонент.
В области малой энергетики наибольший ин-
терес представляют когенерационные техноло-
гии на базе газовых двигателей внутреннего сго-
рания и электрохимических источников тока
(топливных элементов). К настоящему времени в
США, Японии, странах Евросоюза распростра-
Рис. 3. КПД и мощность перспективных
энергетических установок на природном газе [1]: PEFC
– топливный элемент с протон обменной мембраной;
PAFC – фосфорнокислотный топливный элемент; SOFC
– топливный элемент с твердооксидной мембраной;
MCFC – топливный элемент на расплавах карбонатов
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
11
Сучасні проблеми і перспективи розвитку теплової енергетики
ДУБОВСЬКИЙ С.В.
няются установочные партии когенерационных
низкотемпературных и среднетемпературных
топливных элементов, соответственно, с протон-
обменной мембраной (PEFC) и фосфорнокис-
лотных (PAFC) [1]. Эти установки бесшумнее,
эффективнее и экологичнее, чем газовые двигате-
ли внутреннего сгорания. Перспективы масштаб-
ного применения когенерационных ТЭ связаны с
уменьшением их удельной стоимости.
Перспективные технологии угольной
энергетики
К числу интенсивно разрабатываемых на-
правлений экологически чистого использования
твердых топлив, предполагаемых к промышлен-
ному внедрению в ближайшей (до 2010 года) и
долговременной перспективах, относятся:
– паротурбинные ТЭС с суперкритическими
параметрами пара (СКД);
– парогазовые ТЭС с внутрицикловой гази-
фикацией угля;
– гибридные парогазовые ТЭС.
Работы по созданию энергоблоков на супер-
критические параметры пара (СКД) были нача-
ты в США и СССР еще в середине прошлого
века. В основе создания энергоблоков СКД лежат
известные методы повышения термического
КПД цикла Ренкина за счет перехода на более
высокие рабочие температуры и давления пара
перед турбиной. Применение данных мер на
практике сдерживается прочностными характе-
ристиками применяемых материалов, а также ро-
стом стоимости установки. Существует технико-
экономический оптимум температур и давлений
пара, определяемый свойствами материалов
энергетической установки и ценами на топливо.
Во второй половине прошлого века этим услови-
ям отвечал сверхкритический цикл Ренкина с од-
нократным промежуточным перегревом пара, на-
чальным давлением 23,5 МПа, температурой пер-
вичного и вторичного перегрева 540°С.
В последние годы прогресс в области мате-
риаловедения сделал возможным дальнейшее по-
вышения параметров цикла Ренкина [1, 2, 4, 10].
В Дании и Японии построены и успешно экс-
плуатируются энергоблоки на каменном угле
мощностью 380–1050 МВт с давлением свежего
пара 24–30 МПа и перегревом до 580–610°С.
Среди них есть блоки с двукратным промперегре-
вом до 580°С. КПД лучших японских блоков на-
ходится на уровне 45–46%, на 2–3% превышает
их КПД датских блоков, работающих на холодной
циркуляционной воде с глубоким вакуумом.
В Германии построены буроугольные энергобло-
ки мощностью 800–1000 МВт с параметрами пара
до 27 МПа, 580–600°С и КПД до 45%.
Работы над энергоблоком с суперкритически-
ми параметрами пара (30 МПа, 600°С) возобнов-
лены в России. Они подтвердили реальность соз-
дания такого блока мощностью 300–525 МВт с
КПД около 46% уже в ближайшие годы.
В США после длительного перерыва возоб-
новлены работы, направленные на внедрение су-
перкритических параметров пара. Они сконцен-
трированы в основном на разработке и испыта-
ниях необходимых материалов, которые могут
обеспечить эксплуатацию оборудования при тем-
пературах пара до 870°С и давлении до
35 МПа.
В странах Евросоюза при участии большой
группы энергетических и машиностроительных
компаний разрабатывается усовершенствован-
ный пылеугольный энергоблок СКД с параметра-
ми свежего пара 37,5 МПа, 700°С и двойным про-
мперегревом до 720°С при давлениях 12 и 2,35 МПа.
При давлении в конденсаторе 1,5–2,1 кПа КПД
блока может достичь 53-54%. Ввод в эксплуата-
цию этого блока намечен после 2010 года. К 2030-му
предполагается достижение КПД нетто до 55%
при температурах пара до 800°С.
Перспективные разработки парогазовых
установок на угле проводятся многими страна-
ми. Наибольший прогресс ожидается по двум на-
правлениям: газификация и прямое сжигание
угля под давлением [1].
Научно-технические разработки ПГУ на угле
интенсивно проводятся в США в рамках про-
граммы «Чистые угольные технологии» по один-
надцати проектам с объемом финансирования
2,9 млрд. долл. США. Мощность задействован-
ных в проектах установок превышает 2,2 ГВт.
Пять проектов посвящены ПГУ со сжиганием
угля под давлением, четыре – ПГУ с газификаци-
ей угля, два – перспективным технологиям сжи-
гания с использованием ДВС.
Рабочий цикл ПГУ с газификацией включает
воздушную или паровоздушную газификацию
угля под давлением, создаваемым компрессором
ГТУ, очистку генераторного газа от соединений
серы и твердых частиц, последующее сжигание
генераторного газа в камере сгорания парогазо-
вой установки, работающей так же, как и на при-
родном газе. Сегодня в мире эксплуатируется
около 400 крупных промышленных газифика-
ционных установок суммарной мощностью
46 ГВт. Половина из них работает на угле.
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 18/2008
www.ienergy.kiev.ua12
Однако реализация ПГУ на их основе связана с
определенными трудностями. Они обусловлены,
с одной стороны, более низким качеством энерге-
тических углей, содержащих, как правило, боль-
шое количество минеральных включений, серы и
смол, а с другой – высокими требованиями к чи-
стоте генераторного газа по условиям химиче-
ской коррозии и механической эрозии газотур-
бинной установки. Кроме того, более высокие
требования, чем в промышленности, предъя-
вляются к энергетической эффективности про-
цессов получения и очистки генераторного газа, а
также к массогабаритным характеристикам газо-
генераторов. Эти обстоятельства существенно ус-
ложняют практическую реализацию ПГУ на угле
с приемлемыми показателями КПД и удельной
стоимости. Впрочем, эту трудности преодолимы,
учитывая значительные среднесрочные и отда-
ленные перспективы, связанные с дальнейшим
применением технологий улавливания
СО2 [1].
Проектные проработки различных схем ПГУ
с газификацией угля наиболее распространенных
марок проводились в СССР на рубеже 90-х годов
прошлого века. Они показали возможность соз-
дания ПГУ единичной мощностью 250–650 МВт
с приемлемыми экологическим характеристи-
ками и КПД 38–45% на основе существовавшей
в то время базе газотурбинных технологий
[4, 10].
В США действуют четыре опытные промыш-
ленные установки ПГУ с газификацией угля, в
том числе ПГУ Polk мощностью 250 МВт,
Puyertollano – 350 МВт, Bugenno – 250 МВт,
Wabash River, подтверждающие возможность по-
лучения КПД на уровне 46–48%, характерном и
для энергоблоков СКД. Фактический средний
удельный расход тепла (по высшей теплоте сго-
рания) ПГУ Polk составляет 9864 кДж/кВт·ч,
ПГУ Wabash River – 9400 кДж/кВт·ч, что соо-
тветствует КПД по низшей теплоте сгорания на
уровне, соответственно, 38–40%. В 2010 году
предполагается ввод ПГУ Mesaba (штат Минне-
сота) с газификацией угля мощностью 531 МВт с
эффективностью на уровне 41,7%. [1].
В стадии рассмотрения находится проект соо-
ружения демонстрационной ПГУ мощностью
500 МВт, предполагающие первоначальное полу-
чение КПД 44,4% с последующим доведением до
46%. В перспективе, по мере перехода на высоко-
температурные газотурбинные установки на син-
тез-газе, КПД ПГУ с газификацией угля может
быть повышен до 53% [1, 4, 10].
Наибольшее промышленное развитие ПГУ с
газификацией твердого топлива получили в
Италии, применительно к использованию нефтя-
ного кокса – продукта масштабной переработки
нефти. Здесь действуют три ПГУ с газификацией
нефтяного кокса на ТЭС Isab (520 МВт), Sarlux
(550 МВт) и Falconara (280 МВт). В 2005 году
планировалось ввести в эксплуатацию ПГУ на
ТЭС Ferrera Erbognone мощностью 250 МВт
вблизи нефтеперабатывающего завода Sannazaro.
Еще десять ПГУ введены или сооружаются на
химических заводах Италии.
При отработке узлов и компонент перспек-
тивных газификационных ПГУ на низкосортных
энергетических углях, осуществляемых сегодня
по нескольким масштабным проектам, пресле-
дуются не только непосредственные, но и более
отдаленные цели. К их числу относятся, в частно-
сти, создание на основе ПГУ с газификацией гиб-
ридных ТЭС, включающих высокотемператур-
ные топливные элементы, энерготехнологиче-
ских установок, сочетающих генерацию элек-
троэнергии с получением высококачественных
транспортных топлив из синтез-газа, безэмис-
сионных энергетических установок, реализую-
щих улавливание, связывания и захоронение уг-
лекислого газа. Так, научно-технической про-
граммой «Видение-21» предполагается создание
к 2010 году демонстрационной гибридной уста-
новки на угле с КПД 60%. В настоящее время соз-
даны топливные элементы мощностью
200 кВт – 1 МВт, которые могут работать на син-
тез-газе и/или водороде, получаемом из синтез-
газа [1].
В ПГУ со сжиганием угля применяют техно-
логию прямого сжигания угля в топке под давле-
нием. Воздух подается в угольную топку компрес-
сором ГТУ с давлением 1–1,5 МПа, продукты сго-
рания после очистки от золы уноса расширяются
в газовой турбине и производят полезную работу.
Теплота сгорания угля и теплота выхлопных
газов ГТУ используются в паротурбинном цикле.
Основные преимущества ПГУ со сжиганием
угля под давлением обусловлены возможностью
получения высоких экологических характери-
стик ТЭС за счет надлежащей организации про-
цесса горения. Температура горения угля в таких
установках поддерживается на уровне
800–900°С, что позволяет поддерживать прием-
лемо низкую скорость образования оксидов
азота. Кроме того, процесс горения сопровожда-
ется химическим связыванием соединений серы
в результате реакции с доломитом, что суще-
Сучасні проблеми і перспективи розвитку теплової енергетики
ДУБОВСЬКИЙ С.В. 13
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
ственно снижает их присутствие в выхлопных
газах установки. Основные трудности практиче-
ской реализации установок такого типа связаны с
предотвращением механической эрозии газовой
турбины, возникающей из-за присутствия в топо-
чных газах твердых частиц золы уноса, а также с
уменьшением массогабаритных характеристик
топок, работающих под давлением.
Опыт долговременной эксплуатации ПГУ со
сжиганием угля, подтверждающий высокие
экологические и экономические характеристи-
ки таких установок, накоплен в процессе дол-
говременной эксплуатации нескольких ТЭЦ та-
кого типа мощностью около 20 МВт.
Характерным примером такой установки явля-
ется ТЭЦ, которая находится в Стокгольме
(Швеция). Здесь используется процесс сжига-
ния предварительно подготовленной пасты из
увлажненной смеси угля с доломитом, выда-
вливаемой через профильные отверстия в
днище топки котла под давлением диаметром
около 20 м. Теплота сгорания топлива воспри-
нимается погружными теплообменниками па-
ротурбинного контура. Дымовые газы после
предварительной очистки от золы уноса в высо-
котемпературных рукавных фильтрах посту-
пают в газовую турбину. Отработавшие газы
проходят дополнительную очистку от твердых
частиц в рукавных фильтрах, после чего выво-
дятся в дымовую трубу. Средний электриче-
ский КПД установки составляет 45%.
Существенный эрозионный износ газовой тур-
бины не зафиксирован.
Основная трудность распространения опи-
санной технологии на энергоблоки ТЭС мощно-
стью 100–300 МВт и выше обусловлена неприем-
лемым ростом массогабаритных характеристик
топки, что требует интенсификации процесса го-
рения угля. Наибольшую скорость такого про-
цесса обеспечивает сжигание угольно-доломит-
ной смеси в кипящем слое под давлением (КСД).
Именно эта технология ПГУ на угле рассматри-
вается сегодня как наиболее перспективная. ПГУ
с КСД (технология PFBC), как отмечалось выше,
интенсивно исследуются в США на пяти демон-
страционных установках.
К достоинствам ПГУ с КСД относят полноту
(более 99%) сгорания различных сортов угля, вы-
сокие коэффициенты теплопередачи и неболь-
шие поверхности нагрева, низкие (до 850°С) тем-
пературы горения и вследствие этого небольшие
(менее 200 мг/м3) выбросы NOX, а также отсут-
ствие шлакования, возможность добавки в слой
сорбента (известняка, доломита) и связывание в
нем 90–95% содержащейся в угле серы.
Достаточно высокий КПД (40–42% в конден-
сационном режиме) достигается в ПГУ с КСД
уже при умеренной мощности (~100 МВтэл.) и
докритических параметрах пара. Из-за неболь-
ших размеров котла и отсутствия сероочистки
ПГУ с КСД занимают сравнительно небольшую
площадь. Возможна блочно-комплектная постав-
ка их оборудования и модульное строительство с
уменьшением его стоимости и сроков. Эти об-
стоятельства определяют возможность примене-
ния данной технологии при реконструкции су-
ществующих энергоблоков на угле.
Технология ПГУ с КСД проще и привычнее
для энергетиков, чем газификационные установ-
ки, которые представляют собой сложное хими-
ческое производство. Возможны различные ком-
бинации обеих технологий. Целью их является
упрощение систем газификации и очистки газов,
уменьшение характерных для них потерь, а также
повышение температуры газов перед турбиной и
газотурбинной мощности в схемах с КСД.
Гибридные установки на твердом топливе
представляют собой сочетание ПГУ с газифика-
цией угля с высокотемпературным топливным
элементом, работающим на водороде или синтез-
газе из твердого топлива. Принцип работы гиб-
ридных установок на угле тот же, что и на при-
родном газе. Различие состоит только в способе
получения водорода и/или синтез-газа для топ-
ливных элементов. В угольных гибридных уста-
новках исходное топливо должно быть подверг-
нуто газификации с получением водорода или
синтез-газа, а в установках на природном газе –
риформингу (паровой конверсии) с получением
тех же газов. Дальнейшие отличия состоят в про-
цессах очистки полученных продуктов. Для
Рис. 4. Перспективы повышения эффективности
угольных ТЭС [1], где: 1 – паровой котел с факельным
сжиганием угля; 2 – циркулирующий кипящий слой под
давлением; 3 – ПГУ с газификацией; 4 – топливный
элемент на расплавах карбонатов; 5 – гибридная ТЕС.
угольных гибридных установок они протекают
сложнее и менее эффективно, чем для газовых.
Тем не менее, реально достижимые значения
КПД гибридных установок достаточно высоки. В
соответствии с планами программы «Видение-
21» в США уже к 2010 году планируется на де-
монстрационной угольной гибридной установке
получить КПД на уровне 60%, а в далекой перс-
пективе – 65%.
Технологии удаления и улавливания
углекислого газа
Полная экологическая чистота тепловой энер-
гетики может быть обеспечена путем улавлива-
ния и хранения углекислого газа. Возможности
создания соответствующих технологий уже в на-
стоящее время интенсивно изучаются во многих
странах мира. Технологии улавливания предста-
вляют собой третий, самый радикальный путь
борьбы с потеплением климата наряду с двумя
другими – повышением КПД и удалением угле-
рода из органического топлива. Понятие «удале-
ние углерода» объединяет улавливание углерода
из энергетических установок и связывание его в
природных поглотителях, таких как леса и
фермы. Углекислый газ, улавливаемый из антро-
погенных выбросов, можно захоронить под зем-
лей в геологических образованиях или в океанах,
а также переработать в топливо, безвредные сухие
вещества или в полезные продукты.
Характерная тематика работ по комплексной
проблеме улавливания и захоронения СО2, раз-
рабатываемая в США, представлена ниже по дан-
ным [1].
Технологии улавливания. Технический анализ
возможностей устройства систем улавливания и
сепарации СО2 на ТЭС Конесвиль.
Разработка процессов улавливания СО2 с об-
разованием твердых гидратов при низких темпе-
ратурах и высоких давлениях.
Разработка процессов улавливания СО2 в
вихревой трубе.
Разработка процессов улавливания СО2
сухим сорбентом на основе натрия.
Геология. Инвентаризация источников СО2 и
мест его захоронения.
Комплексные исследования и демонстрация в
промышленном масштабе захоронения СО2 в
глубоких неразрабатываемых угольных пластах.
Оценка вытеснения метана из угольного ме-
сторождения Блэк Вэриор.
Вытеснение природного газа из пустот при за-
полнении СО2.
Оптимальные геологические условия для на-
копления СО2 в засоленных пористоводононос-
ных горизонтах США.
Новые методы закачки СО2 в соленосные
формации.
Химическое связывание СО2 в глубоких соле-
носных формациях на Среднем Западе США.
Извлечение газа из мусорных свалок.
Минерализация СО2.
Мембранные технологии выделения СО2 из
газовой смеси.
Выделение СО2 из органических топлив с ис-
пользованием мембранного реактора топлив.
Селективные высокотемпературные керами-
ческие мембраны для проведения реакции рифор-
минга газа с одновременной сепарацией СО2.
Преобразование СО2 в биомассу с использо-
ванием водорослей.
Тонкие пленки из водорослей.
Особое внимание к предотвращению выбро-
сов СО2 должно уделяться при разработке уголь-
ных технологий. В США предполагается созда-
ние угольных энергокомплексов, конкурентоспо-
собных с ТЭС на природном газе. Их целесооб-
разно сооружать поэтапно, чтобы уменьшить на-
чальные капиталовложения и быстрее окупать,
выполняя в то же время действующие природо-
охранные требования.
Первый этап: перспективная экологически
чистая ПГУ с газификацией.
Второй этап: внедрение системы удаления и
транспортировки СО2.
Третий этап: организация производства водо-
рода или чистого транспортного топлива.
Помимо перечисленных работ, применение
которых возможно к существующим ТЭС, интен-
сивно разрабатываются схемы новых установок,
где углекислый газ используется в качестве рабо-
чего тела, превращаясь в итоге в жидкость, под-
лежащую захоронению. В основе такой ТЭС
могут лежать следующие процессы.
1. Газификация водоугольной суспензии с до-
бавкой водорода и получением СН4 и Н2О. Зола
угля выводится из газификатора, а парогазовая
смесь очищается.
2. Углерод, перешедший в газообразное
состояние, в форме СО2 связывается окисью
кальция в реформере, куда подается также очи-
щенная вода. Образующийся в нем водород ис-
пользуется в процессе гидрогазификации и по-
дается после тонкой очистки в твердооксидный
топливный элемент для выработки электро-
энергии.
14 ПРОБЛЕМИ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ • 18/2008
www.ienergy.kiev.ua
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
3. На третьем шаге образовавшийся в рефор-
мере СаСО3 кальцинируется с использованием
выделившегося в топливном элементе тепла и об-
разованием СаО и концентрированной СО2, при-
годной для дальнейшей обработки.
4. Четвертым шагом является преобразо-
вание химической энергии водорода в электро-
энергию и тепло, которое возвращается в
цикл. СО2 выводится из цикла и минерализуется
в процессах карбонизации таких минералов,
как силикат магния, распространенный повсе-
местно в природе в количествах, на порядки пре-
вышающих запасы угля. Конечные продукты
карбонизации могут захораниваться в вырабо-
танных шахтах. КПД преобразования угля в
электро-энергию в такой системе составит около
70%. При полной стоимости удаления СО2,
равной 15–20 долл. США за тонну, оно вызовет
удорожание электроэнергии примерно на
0,01 долл. США/кВт·ч.
Сучасні проблеми і перспективи розвитку теплової енергетики
ДУБОВСЬКИЙ С.В. 15
СИС ТЕМ НІ ДОС ЛІД ЖЕН НЯ ТА КОМ ПЛЕК СНІ ПРОБ ЛЕ МИ ЕНЕР ГЕ ТИ КИ
1. М. Гринбаум. Программа исследований, разработок и демонстраций новых технологий по экологически чистому исполь-
зованию угля // Электрические станции. – 2002. – № 1. – С. 72–81.
2. Шидловский А.К., Кесова Л.А., Федоренко Г.М. Угольная энергетика мира: состояние, проблемы, перспективы роста //
Новини енергетики. – 1998. – № 11. – С. 16–35.
3. Б.М. Трояновский, А.Д. Трухний. Улучшение экологических показателей электростанций путем совершенствования
турбинного оборудования // Тяжелое машиностроение. – 1996. – № 11. – С. 19–26.
4. Тумановский А.Г., Глебов В.П., Чугаева А.Н., Шмиголь И.Н., Зыков А.М. Обеспечение экологических требований при про-
изводстве тепла и электроэнергии на тепловых электростанциях // Теплоэнергетика. – 2006. – № 7. – С. 35–42.
5. Клименко В.В. Почему не следует ограничивать эмиссию углекислого газа // Теплоэнергетика. – 1997. – № 2. – С. 2–6.
6. И. Вольчин. Киотский протокол и энергетика Украины // Энергетическая политика. – 2006. – № 2. – С. 28–33.
7. International Energy Agency. – International Energy Outlook, 2006. – Chapter 6: Electricity.
8. International Energy Agency. – Energy technology at the cutting edge. – International energy technology collaboration IEA im-
plementing agreements. – 2005.
9. Международное энергетическое агентство. Перспективные технологии в области энергетики. – В поддержку Плана
действий G-8. – Сценарии и стратегии до 2050 года.
10. Г.Г. Ольховский, А.Г. Тумановский. Перспективы развития теплоэнергетики. // Труды научно-технической конферен-
ции «Актуальные экономические и технические проблемы энергетического сектора России». – М.: Институт высоких тем-
ператур РАН, 2002.
11. Перспективы развития атомной энергетики // Журнал международного Чернобыльського центра «ISIDE». – Вып. 16.
– 2006. – С. 14–15.
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-3010 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 1562-8965 |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-12-07T16:50:14Z |
| publishDate | 2008 |
| publisher | Інститут загальної енергетики НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Дубовской, С.В. 2009-06-04T08:55:45Z 2009-06-04T08:55:45Z 2008 Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики / С.В. Дубовской // Пробл. заг. енергетики. — 2008. — № 18. — С. 7-15. — Бібліогр.: 11 назв. — рoс. 1562-8965 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3010 621.311 Дан обзор проблем и перспектив развития тепловой энергетики.---------------- Наведено огляд проблем i перспектив розвитку теплової енергетики.---------------- The review of problems and prospects of thermal power engineering development is given. ru Інститут загальної енергетики НАН України Системні дослідження та комплексні проблеми енергетики Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики Сучасні проблеми i перспективи розвитку теплової енергетики Modern problems and prospects of thermal power development Article published earlier |
| spellingShingle | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики Дубовской, С.В. Системні дослідження та комплексні проблеми енергетики |
| title | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики |
| title_alt | Сучасні проблеми i перспективи розвитку теплової енергетики Modern problems and prospects of thermal power development |
| title_full | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики |
| title_fullStr | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики |
| title_full_unstemmed | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики |
| title_short | Современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики |
| title_sort | современные проблемы и перспективы развития тепловой энергетики |
| topic | Системні дослідження та комплексні проблеми енергетики |
| topic_facet | Системні дослідження та комплексні проблеми енергетики |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/3010 |
| work_keys_str_mv | AT dubovskoisv sovremennyeproblemyiperspektivyrazvitiâteplovoiénergetiki AT dubovskoisv sučasníproblemiiperspektivirozvitkuteplovoíenergetiki AT dubovskoisv modernproblemsandprospectsofthermalpowerdevelopment |