Секторные экономические инструменты и варианты обязательств по ограничению выбросов парниковых газов (стр. 6 )

Прокатка и чистовая обработка нерафинированной стали требуют дополнительного расхода энергии. Чем тоньше должен быть стальной продукт на выходе, тем больше энергии требуется для прокатки. Дополнительная энергия требуется также в некоторых приложениях для удаления примесей и снижения содержания углерода. В то время как нерафинированная сталь стоит около 150 долл./т, обработанная сталь может стоить 300-700 долл./т. Тенденция роста спроса на более сложные продукты приводит к увеличению энергопотребления на тонну, но снижает энергопотребление на единицу добавленной стоимости.

Для России можно составить длинный список технологических возможностей по повышению энергоэффективности черной металлургии и снижению выбросов СО2.

· Повышение эффективности процессов добычи и обогащения железной руды

· Повышение эффективности процессов агломерации и производства окатышей

· Повышение эффективности систем управления работой доменных печей

· Утилизация доменного газа и контроль уровня влажности угля

· Сухое тушение кокса

· Использование технологии пылеугольного вдувания топлива в доменных печах, позволяющее заменить кокс углем и таким образом избежать необходимости производства кокса.

· Контроль уровней кислорода и работы регулируемых электроприводов

· Энергоэффективный предварительный нагрев сталеразливочных ковшей

· Модернизация электродуговых печей

· Непрерывное литье

· Литье тонких полос и получение профиля, близкого к заданному

· Внедрение устройств контроля работы станов для горячей прокатки; рекуперативные горелки; программирование процесса нагрева;

· Теплоизоляция печей для горячей прокатки

· Энергоэффективные двигатели для горячей прокатки

· Утилизация вторичной теплоты (охлаждение воды)

· Снижение потребления пара при холодной прокатке

В целом этапы производства стали и возможности России по повышению энергоэффективности приведены ниже в сводной таблице[25].

Этап производства, технология	Средний показатель энерго­емкости в России ГДж/т	Зарубеж­ные показа­тели ГДж/т	Меры
Добыча и обогащение руды	0,34	0,289
Агломерация	1,83	1,49	Увеличение масштабов утилизации вторичной теплоты на предприятии, сокращение утечек сжатого воздуха, повышение эффективности технологического контроля и использование отходов в качестве топлива в агломерационных цехах
Производство окатышей	1,28	0,7
Производство кокса (без учета нагрева коксовых печей)	1,39	0,92	Технологии вдувания пылеугольного топлива в доменных печах
Производство чугуна	16,9	11,2	Газовые утилизационные бескомпрессорные турбины, утилизация доменного газа, автоматизация печей с горячим дутьем и повышение эффективности управления доменным процессом
Электродуговые печи	3,2	1,6	Предварительный нагрев вторичного металла и увеличение использования кислорода
Мартеновские печи	5	0,38	Переход на кислородно-конвертерные печи
Производство стального проката	4	0,4 для холоднокатаной стали; 0,9-1,6 для горячекатаной стали	Переход на непрерывное литье с получением профиля, близкого к заданному, и тонких полос, что избавляет от необходимости нагревать и охлаждать заготовки и сокращает циклы прокатки

А.3 Угольная энергетика

Как указывалось ранее, возможности энергетики в целом, и угольной энергетики в частности, как отрасли для принятия секторальных обязательств по снижению выбросов СО2 пока еще изучены гораздо слабее, чем возможности других отраслей, например, производства цемента и черной металлургии. Поэтому в данном приложении приводятся только технологические возможности снижения выбросов без анализа возможностей России и положения нашей страны с точки зрения участия в международных отраслевых обязательствах и торговле разрешениями на выбросы парниковых газов. Этому сложному вопросу должны быть посвящены специальные исследования. Также специально должны быть рассмотрены возможности, преимущества и проблемы введения российской национальной системы рыночного регулирования повышения энергоэффективности угольной энергетики с соответствующим введением внутренней системы торговли разрешениями на выбросы СО2 или без таковой.

Говоря в целом об энергетике на ископаемом топливе, снижение выбросов CO2 достигается с помощью повышения КПД преобразования, совместного сжигания угля с биомассой, добавления синтетического биогаза к природному газу, а также путем перехода с угля на природный газ. Выбор стратегии снижения выбросов зависит от существующих генерирующих мощностей, стоимости других видов топлива и альтернативных технологий. Текущее соотношение природного газа и угля в производстве электроэнергии в разных странах и регионах варьируется в зависимости от доступности ресурсов и внутренних цен на топливо.

КПД угольных станций

Ниже все расчеты КПД основаны на низшей теплотворной способности топлива (LHV – Lower Heating Value). Разница между низшей и высшей теплотворной способностью (HHV – Higher Heating Value) равна количеству тепла, затрачиваемого в процессе горения топлива на образование водяного пара. Статистика европейских стран и МЭА ведется на основе LHV, тогда как в американской статистике используется HHV. Разница составляет примерно 5% в случае угля и 10% в случае природного газа, что означает снижение КПД примерно на 2% при использовании HHV вместо LHV для угольной электростанции и на 5% для газовой электростанции комбинированного цикла.

В 2003 г. КПД электростанций на каменном угле варьировался от 33% в Китае до 42% в Японии. Китай является крупнейшим мировым потребителем угля, и если бы китайские станции обладали бы тем же средним КПД, что и японские, спрос на уголь в Китае упал бы на 21%.

В США средний КПД электростанций на каменном угле практически не менялся за последние 30 лет, тогда как КПД станций в Западной Европе и Китае вырос примерно на 6%. Это различие объясняется особенностями инвестиционной политики и выбором технологий. Угольные электростанции в США обычно имеют более низкий КПД, чем европейские или японские. Цены на уголь в США ниже, соответственно для инвестиций в более эффективные технологии нет достаточных экономических стимулов.

КПД большинства действующих угольных электростанций существенно ниже того, который может быть реально обеспечен на современном этапе, то есть имеется определенный потенциал повышения эффективности применяемых в настоящее время технологий. Рост эффективности может быть достигнут как путем совершенствования действующих станций, так и за счет внедрения новых технологий. Стоимость модернизации или замены зависит от КПД и срока службы существующих мощностей. Чем меньше срок службы станции, тем дешевле обойдется ее модернизация.

КПД электростанций зависит также от качества топлива, особенно угля, существующих стандартов охраны окружающей среды и режима эксплуатации. При прочих равных условиях, электростанции, использующие в качестве топлива высокозольный, высоковлажный уголь, обладают более низким КПД, чем станции, где применяется уголь с малым содержанием золы и низкой влажностью. Это является основной причиной низкого КПД угольных электростанций в Индии. Очистка топочного газа требует расхода энергии и тем самым приводит к снижению КПД. Эксплуатация станций с мощностью ниже номинальной (что является обычной практикой в энергосистемах, работающих в условиях рыночной экономики) значительно снижает их КПД.

В мире две трети всех угольных станций имеют срок службы более 20 лет, их средний КПД нетто равен 29% или ниже, а объем годовых выбросов CO2 составляет не менее 3,9 млрд. т. При замене всех этих на станции с КПД, равным 45%, объем выбросов CO2 снизился бы на 36%, т. е. на 1,4 млрд. т/год (или примерно на 60% всех нынешних выбросов парниковых газов в России, учитывая и потери почвенного углерода и эмиссию/поглощение лесами).

Срок службы угольных станций

Срок службы действующих угольных электростанций значительно влияет на возможности снижения объема выбросов CO2. К главным факторам, от которых зависит срок службы подобных станций, относятся: частота отключений, качество мониторинга работы станции, возможность их реконструкции, экологические стандарты, либерализация рынка электроэнергии. Частота отключений для угольных станций обычно составляет 5% для станций, срок службы которых равен 10-20 годам. Если станция не модернизируется, эта частота возрастает до 20% при достижении 40-летнего срока службы.

Это означает, что возможен выбор между низким КПД и отказами станций с большим сроком службы, с одной стороны, и инвестициями в новые станции, с другой. Мониторинг работы станций улучшился, что позволило улучшить регулирование технологического режима и увеличить срок службы.

В США модернизация действующих угольных станций значительно повысила срок их службы, а в некоторых случаях даже привела к заметному росту КПД.

Китай планирует провести модернизацию путем внедрения паровых котлов с циркулирующим кипящим слоем и перехода к сверхкритическим параметрам пара на пылеугольных котлах.

На срок службы электростанций влияет также природоохранное законодательство. Меры, направленные на снижение выбросов загрязняющих веществ и совместное сжигание разных видов топлива, требуют тщательной экономической оценки, особенно в случае наиболее старых станций, где изменение условий эксплуатации может отрицательно повлиять на срок службы котла. Либерализация рынка электроэнергии привела к увеличению количества пусков и остановов по сравнению с проектной документацией, что также значительно сократило срок службы котлов.

Проекты, направленные на увеличение срока службы станций, более актуальны для тех стран, где много станций с большим сроком службы.

В Германии срок службы примерно трети основных фондов составляет менее 15 лет. С учетом срока службы от 40 до 60 лет, для них можно рекомендовать модернизацию.

В Великобритании большинство действующих станций были пущены 30 лет назад. В данном случае более уместно продление срока службы. Новые станции в странах Европы обычно оборудованы средствами для очистки сточных вод от соединений серы и контроля за выбросами NOX, так что на данном этапе модернизация для них неактуальна.

Строительство угольных электростанций в США достигло своего пика около 1970 г. С учетом срока службы в 40-60 лет, многие из них подлежат замене в период гг. Тем самым модернизация, скорее всего, не является оптимальным вариантом, однако она может быть оправдана для более крупных установок с более высокой температурой пара.

В Японии и Китае основная часть угольных электростанций была пущена менее 15 лет назад, что делает модернизацию более целесообразной.

Средний срок службы станций в Индии составляет 20 лет, что также позволяет осуществлять модернизацию.

Обзор технологий выработки энергии и тепла

На пылеугольные станции (PCC) приходится примерно 97% мировых мощностей всех угольных электростанций. В отрасли прилагались большие усилия по повышению их КПД, так как это нужно для сохранения конкурентоспособности и обеспечения более высоких экологических стандартов. Станции PCC паросилового цикла с докритическими параметрами пара (давлением около 180 бар и температурой пара перед турбиной 540°C), с мощностью котла до 1000 МВт коммерчески доступны и применяются по всему миру[26]. Более старые из этих станций, менее мощные, использующие низкокачественный уголь, могут иметь КПД ниже 30%. Средний КПД нетто (с учетом собственных нужд) более крупных станций, работающих на угле более высокого качества, составляет 35-36%. КПД новых установок с обычным оборудованием для защиты окружающей среды достигает примерно 39%.

Многие страны перешли на промышленную эксплуатацию новых угольных станций паросилового цикла с более высокими, сверхкритическими параметрами пара – давлением 240-260 бар, температурой пара перед турбиной 570°C (станции с суперсверхкритическими параметрами работают при сверхкритическом давлении и температуре пара от 580°C и выше). Первые установки с сверхкритическими параметрами, которые стали внедряться в Европе и США в 1970-е годы, не обладали достаточной эксплуатационной гибкостью и надежностью. Надо было решить многие проблемы эксплуатационного характера, и эти трудности были преодолены. В Европе и Японии такие станции функционируют надежно и экономно с КПД (тепл.) нетто в диапазоне 42-45%, а в некоторых случаях и выше.

Станции комбинированного цикла с внутрицикловой газификацией (IGCC) представляют собой фундаментально новую угольную технологию, в настоящее время коммерчески доступную. Тем не менее сейчас работает лишь небольшое число электростанций IGCC, построенных в демонстрационных целях на государственные средства. Их максимальный КПД (эл.) составляет 42%. Ожидается, что в ближайшие десять лет КПД новых углесжигающих станций паросилового цикла и IGCC-станций превысит 50%.

PCC-технология не всегда подходит для угля с высоким содержанием золы и серы. Более эффективно в этом случае сжигание в кипящем слое (FBC) при атмосферном давлении. Существуют два основных варианта данной технологии: сжигание в пузырьковом кипящем слое (BFBC – bubbling FBC) и в циркулирующем кипящем слое (CFBC – circulating FBC), причем последний вариант используется в энергетике более широко. КПД производства электроэнергии на крупных CFBC установках мощностью 200-300 МВтэл обычно сопоставим с КПД PCC станций, поскольку на тех и других используются сходные паротурбинные циклы.

Ожидается, что во многих странах будет расти доля бурого угля (лигнита) для производства электроэнергии. Лигнит отличается от каменного угля более высоким содержанием воды, более низкой теплотворной способностью и иными требованиями к котельному агрегату. Выбор оптимальной технологии для них также может отличаться, поскольку он зависит от доступности и цены топлива.

Усовершенствованные паросиловые циклы: пылеугольные станции с сверхкритическими (SC) и суперсверхкритическими (USC) параметрами пара

Станции на SC работают при температуре пара 540°C и выше, а на USC – при температуре 580°C и выше. Технология паросилового цикла с SC параметрами пара используется в странах-членах МЭА уже несколько десятилетий. В настоящее время она также применяется в развивающихся странах. В Китае совокупная мощность установок на сверхкритические параметры пара, заказанных за последние два года, превысила 60 ГВт. В Японии функционируют пять станций на USC параметры пара с температурой пара 593°C. В Дании и Германии также действуют станции на USC параметры. Установки на USC параметры, работающие при температуре 700°C и выше, пока находятся на стадиях НИОКР и демонстрации.

Капитальные затраты на станции с USC параметрами пара могут быть на 12-15% выше, чем при докритических параметрах, но при этом такая станция остается конкурентоспособной, так как общий уровень издержек на ней ниже на 13-16% благодаря экономии топлива и уменьшению объемов отработанных газов. Стоимость котла и паровой турбины для станции с USC параметрами может быть на 40-50% выше. В ближайшем будущем более высокие капитальные затраты будут уравновешены экономией топлива, что превратит данный вид станций в наиболее экономичный вариант в данной категории энергоустановок. Проводимые в США исследования в области угольных электростанций на SC параметры пара показали сравнительно низкую степень затрат на освоение – 5% капитальных затрат.

Ожидается, что технология паросилового цикла c USC параметрами станет коммерческой к 2010 г. Как правило, переход со SC на USC параметры пара повышает КПД еще на 4%. В целом, к 2020 г. КПД установок с USC параметрами пара может достигнуть 50-55%.

Проблемы на пути совершенствования паросиловых циклов с SC и USC параметрами пара связаны с материалами и регулированием. Ожидается, что благодаря разработке новых сталей для водяных и паровых труб и высоколегированных сталей, позволяющих свести к минимуму коррозию, в течение нескольких ближайших лет произойдет резкое увеличение количества таких станций. Той же цели послужит внедрение нового оборудования и более гибких методов регулирования развития угольной энергетики.

Сжигание в кипящем слое при докритических и сверхкритических параметрах пара

При сжигании в кипящем слое (FBC) процесс происходит в камере сгорания, где сжигаемый уголь, зола и иногда инертные материалы поддерживаются во взвешенном состоянии восходящим потоком предварительно нагретого воздуха. Большая часть двуокиси серы (SO2), которая образуется в результате окисления содержащейся в угле серы, связывается сорбентом (известняком или доломитом), также подаваемым в камеру сгорания. Получающиеся при этом твердые отходы состоят из сульфатированного сорбента и золы. Они могут использоваться в сельском хозяйстве и строительстве; в настоящее время их применяют для рекультивации почв. При температуре кипящего слоя в 760-870°C смешивание угля и сорбента стимулирует как горение, так и улавливание серы. Температура кипящего слоя значительно ниже, чем в топках пылеугольных котлов. Тепло используется для выработки пара в паросиловом цикле, таком же, как в пылеугольных котлах.