Секторные экономические инструменты и варианты обязательств по ограничению выбросов парниковых газов

Вид материала

Обзор

Содержание Комбинированный цикл с внутрицикловой газификацией Перспективные технико-экономические показатели станций на ископаемом топливе (покрытие базовой нагрузки) КПД (эл.) нетто, 2015-2030 гг. (% по LHV) Для сравнения – данные по газовым станциям Топливные элементы

Подобный материал:

• Методика расчета выбросов парниковых газов Содержание, 1290.76kb.
• Сертификации сокращения уровня антропогенных выбросов парниковых газов, 83.51kb.
• 22 ноября предварительный, 28.36kb.
• Регулирование парниковых выбросов: риски и возможности для социально-экономического, 2619.87kb.
• Пункт 5 предварительной повестки дня Прочие вопросы "Круглый стол" по проблемам изменения, 600.53kb.
• Урок «изменение климата» Евсеенко Ольга Николаевна, 271.14kb.
• «Коммерческое использование нетрадиционных ресурсов метана», 49.17kb.
• Пилотная программа Мирового банка по созданию потенциала сопротивления последствиям, 1717kb.
• Стандарты в борьбе с изменением климата, 28.54kb.
• Исо тк 207   , 731.54kb.

Комбинированный цикл с внутрицикловой газификацией


Технология комбинированного цикла с внутрицикловой газификацией (IGCC) состоит из четырех основных стадий.


1) в результате реакции твердого топлива, например угля, с высокотемпературным паром и окислителем в восстановительной среде образуется топливный газ;


2) топливный газ из газификатора либо направляется непосредственно в систему очистки для удаления твердых частиц и сернистых и азотных соединений, либо охлаждается с образованием пара, а затем очищается традиционными методами;


3) очищенный топливный газ сжигается в камере сгорания газотурбогенератора для выработки электроэнергии;


4) остаточное тепло горячих уходящих газов из газовой турбины поступает в парогенератор-утилизатор; полученный пар используется для производства дополнительной электроэнергии в паротурбогенераторе.


IGCC относятся к категории наиболее чистых и эффективных среди так называемых чистых угольных технологий. Технология газификации позволяет перерабатывать любое углеродсодержащее сырье, включая уголь, нефтяной кокс, топочный мазут, биомассу и твердые бытовые отходы. Примерно 75% действующих станций с IGCC используют нескольких видов сырья одновременно.


Из-за высокой себестоимости и ограниченной доступности технология IGCC на угле пока не является конкурентоспособной. Однако в комбинации угля с тяжелыми остатками нефтепереработки она широко используется. Несколько демонстрационных станций с IGCC на угле функционирует в США и Европе, еще один строится в Японии.


Блок мощностью 235 МВт находится в эксплуатации с 1993 г. в Буггенуме, Нидерланды, в настоящее время там проверяется возможность использования до 30% биомассы. КПД станции составляет примерно 42%. На блоке мощностью 335 МВт в Пуэртолано, Испания, в качестве топлива применяется смесь высокосернистого нефтяного кокса и высокозольного угля.


Блок Уобэш Ривер в штате Индиана, США, мощностью 260 МВт работает на нефтяном коксе. Блок Полк Пауэр мощностью 250 МВт в окрестностях Тампы, штат Флорида, работает на комбинации угля и нефтяного кокса. Блок IGCC в Делавэре мощностью 225 МВт в настоящее время использует мазут, но в 2008 г. ожидается пуск в эксплуатацию новой угольной станции. КПД американских блоков ниже, чем европейских, что обусловлено, главным образом, менее эффективной технологией газификации, применяемой в США.


В Германии функционирует один блок мощностью 75 МВт на мазуте на станции SVZ Schwarze Pumpe. За последние годы было построено несколько промышленных станций IGCC на основе нефтяных остатков, в настоящее время ставших основным топливом для подобных станций.


НИОКР ведутся в отношении газовых турбин, систем газификации и снабжения кислородом. Также проводятся исследования, направленные на снижение капитальных и эксплуатационных расходов и повышение КПД. Одновременно изучаются такие вопросы, как оптимизация систем, внедрение топливных элементов, шлакование в установках для газификации, определение характеристик угля, добавление присадок и повторное использование отходов производства. Наконец, рассматриваются возможности энерготехнологий, то есть когенерации электроэнергии и других продуктов, например, водорода или других видов транспорируемого топлива.


Капитальные затраты IGCC-станций в настоящее время примерно на 20% выше, чем у PCC-станций. Компании General Electric совместно с Bechtel, а также Siemens вместе с ConocoPhillips готовятся в течение ближайшего года выпустить проектные схемы станций, у которых, как ожидается, КПД будет выше, а стоимость будет на уровне PCC-станций.


Чтобы блоки IGCC второго поколения могли конкурировать с другими чистыми угольными технологиями, капитальные затраты у них должны составлять менее 1400 долл./кВт, а КПД нетто должен превышать 48%. Ожидается, что стоимость киловатт-часа электроэнергии у них будет ниже, чем у станций PFBC и станций с SC параметрами пара. Их конкурентоспособность по сравнению с NGCC зависит от изменений цен на природный газ. Развитие IGCC связано и с успехами комбинированной парогазовой технологии (Combined-Cycle Gas Turbine – CCGT). Демонстрационные станции IGCC, действующие в настоящее время, имеют КПД, равный 45%, но к 2020 г. ожидается выход на КПД примерно в 50%.


Препятствием на пути широкого внедрения станций IGCC относятся нерешенные технические проблемы, низкая доступность, высокие капитальные затраты и конкуренция со стороны других чистых угольных технологий. Технические проблемы связаны с требованиями к мощности газификатора и его эксплуатации, с передачей тепла за газификатором, очисткой газа, составом газа и его сжиганием, очисткой сточных вод и степенью интеграции процессов. Поскольку газификаторы являются аппаратами высокого давления, их невозможно производить на месте, как бойлеры. Вес и размеры больших газификаторов затрудняют их перевозку. Однако эта проблема имеет принципиальное решение: для достижения необходимой мощности можно объединить последовательно несколько газификаторов и газовых турбин меньшего размера.


В целом этапы параметры и возможности угольных технологий и их сопоставление с газовыми технологиями приведены ниже в сводной таблице


Перспективные технико-экономические показатели станций на ископаемом топливе (покрытие базовой нагрузки)²⁷

	КПД (эл.) нетто, 2015-2030 гг. (% по LHV)	Капитальные затраты, 2015-2030 гг. (долл./кВт)	Стоимость производства электроэнергии (долл./кВтч)
			2015	2030	2050
Данные по угольным станциям
PCC	>50	1000-1150	0,041	0,035-0,04	0,035-0,04
CFBC	>45	1000	0,035-0,04	0,035-0,04	0,035-0,04
IGCC	>50	1250	0,04-0,05	0,035-0,04	0,035-0,04
Для сравнения – данные по газовым станциям
NGCC	>60	400-500	0,032-0,036	0,035-0,045	0,045-0,05
Топливные элементы28	>50	1250	0,15	0,10	0,05-0,08

Примечание: Использовалась учетная ставка 10%. Принято, что цена на природный газ составит 5 долл./ГДж²⁹ в 2030 г., 6,5 долл./ГДж в 2050 г. и что для децентрализованных систем на топливных элементах она на 2 долл./ГДж выше. Цена на уголь принята равной 2 долл./ГДж в течение всего периода. Реальный диапазон должен быть шире в связи с региональными различиями в учетных ставках, капитальных затратах и ценах на топливо.