Перспективы снижения выбросов парниковых газов в энергетической отрасли Российской Федерации – Водородные технологические решения

Перспективы снижения выбросов парниковых газов в энергетической отрасли Российской Федерации

Перспективы снижения выбросов парниковых газов в энергетической отрасли Российской Федерации

Савитенко М.А. Директор АНО «Центр исследований и научных разработок в области энергетики «Водородные Технологические решения»

Рыбаков Б.А. Директор по развитию ООО «СК Инжиниринг»

            Парижское соглашение по климату было принято 12 декабря 2015 года по итогам 21-й конференции Рамочной конвенции об изменении климата (РКООНИК) в Париже.

Документ подписали 175 стран, в том числе Россия.

Цель со­гла­ше­ния – «ак­ти­ви­зи­ро­вать осу­ществ­ле­ние» Ра­моч­ной кон­вен­ции ООН по из­ме­не­нию кли­ма­та, в част­но­сти, удер­жать рост гло­баль­ной сред­ней тем­пе­ра­ту­ры «на­мно­го ниже» 2 °C и «при­ло­жить уси­лия» для огра­ни­че­ния роста тем­пе­ра­ту­ры ве­ли­чи­ной 1,5 °C.

В рамках данной статьи мы хотим уточнить основные факторы, оказывающие влияние на глобальное потепление, а также наметить пути снижения влияния этих факторов в области энергетики Российской Федерации.

Для проведения анализа выделим четыре фактора:

  • Водяной пар (Н2О)
  • Углекислый газ (СО2)
  • Оксиды азота (NOx)
  • Тепловое загрязнение атмосферы (ТЗ).

Рассмотрим пять основных типов электростанций, производящих электроэнергию:

  • ТЭС – тепловые электростанции (сжигают ископаемые виды топлива)
  • АЭС – атомные электростанции
  • ГЭС – гидроэлектростанции
  • ВЭС – ветровые электростанции
  • СЭС – солнечные электростанции

Ниже приведена таблица 1, показывающая какие факторы характерны для этих типов электростанций:

Факторы ТЭС ГЭС АЭС ВЭС СЭС
Н2О + + +
СО2 +
NOx +
ТЗ + +

 

            На ГЭС водяной пар попадает в атмосферу при испарении воды в водохранилищах.

На АЭС водяной пар попадает в атмосферу при конденсации пара паровых турбин в «мокрых» градирнях.

В соответствии с годовым отчетом СО ЕЭС России, на 01.01.2021 установленная мощность электростанций, расположенных на территории Российской Федерации равна 245313,25 МВт. При этом установленная мощность ТЭС 163292,16 МВт (66,65%), ГЭС – 49912,02 МВт (20,35%), АЭС – 29354,84 МВт (11,97%), ВЭС 1027,5 МВт (0,42%), ВЭС – 1726,72 (0,7%).  Доля паросиловых установок (ПСУ) в установленной мощности ТЭС составляет 77,92%, парогазовых установок (ПГУ) – 16,06%, газотурбинных установок (ГТУ) – 5,12%.

Баланс электроэнергии в 2019 и 2020 годах приведён в таблице 2:

Годы 2019 2020
Единицы измерения Млн. кВт.часов Млн. кВт.часов
Всего 1080555 1047029,9
ТЭС 679881 620565,1
ГЭС 190295,4 207416,3
АЭС 208773,3 215682,1
ВЭС 320,8 1384,1
СЭС 1284,9 1982,3

Средние значения коэффициента использования установленной мощности в % по типам генерации приведены в таблице 3:

  ТЭС ГЭС АЭС ВЭС СЭС
2019 45,68 43,85 79,82 19,91 14,14
2020 41,34 47,33 81,47 27,47 15,08

 

Основной вклад в повышение температуры атмосферы вносят тепловые электростанции, при этом паросиловые энергоблоки, основное оборудование которых состоит из котельного агрегата и паротурбинной установки, сжигают уголь и природный газ. При этом, если электростанции, работающие на угле, выбрасывают в атмосферу в основном углекислый газ, то электростанции, работающие на природном газе – углекислый газ и водяной пар. При сжигании 1 кг метана, который является основным компонентом природного газа, образуется 2,75 кг углекислого газа и 2,25 кг водяных паров.

При сжигании топлива образуются оксиды азота, которые являются парниковыми газами, а при соединении в атмосфере с водяным паром выпадают на Землю в виде кислотных дождей.

Кроме парниковых газов, тепловые электростанции выбрасывают в атмосферу большое количество тепловой энергии, которая вносит  вклад в повышение температуры окружающего воздуха.

Удельные выбросы в атмосферу тепловой энергии имеют простую связь с коэффициентом полезного действия энергетической установки:

Тепловая мощность / Электрическая мощность = 1/КПД – 1,

то есть, отношение тепловой мощности (ТМ) дымовых газов к электрической мощности (ЭМ) обратно пропорционально электрическому коэффициенту полезного действия (КПД) установки.

Различают высшую и низшую удельные теплоты сгорания. Высшая теплота сгорания равна максимальному количеству теплоты, выделяемому при полном сгорании топлива, с учетом тепла затраченного на испарение влаги, содержащейся в топливе. Низшая теплота сгорания меньше значения высшей на величину теплоты конденсации водяного пара, который образуется из влаги топлива и водорода органической массы, превращающегося при горении в воду.

В теплотехнических расчетах обычно используют низшую удельную теплоту сгорания. В данной статье для определения значений КПД использовалась низшая теплота сгорания.

В таблице 4 приведены расчёты удельной тепловой мощности от КПД:

КПД 0,3 0,4 0,5 0,6
ТМ/ЭМ 2,33 1,5 1,0 0,7
кДж/кВт.час 8,9 5,4 3,6 2,5

 

В нижней строке этой таблицы показано, сколько килоджоулей тепловой энергии выбрасывается в атмосферу на один киловатт*час вырабатываемой энергии в зависимости от коэффициента полезного действия установки.

Как связаны между собою выбросы углекислого газа и КПД?

Удельная масса выбрасываемого в атмосферу углекислого газа при сжигании метана связана с КПД энергетической установки следующим соотношением:

МСО2/кВт.час = 198 / КПД (кг/кВт.час)

            В таблице 5 приведены расчёты удельных выбросов углекислого газа (СО2) при сжигании метана в зависимости от КПД энергетической установки.

КПД Единицы 0,3 0,4 0,5 0,6
СО2 кг/кВт.час 660 495 396 330

 

Из этих расчетов видно, что чем выше КПД энергетической установки, тем ниже величины удельных выбросов парниковых газов в атмосферу.

Удельная масса выбрасываемого в атмосферу водяного пара при сжигании метана связана с КПД энергетической установки следующим соотношением:

МН2О/кВт.час = 162 / КПД (кг/кВт.час)

            В таблице 6 приведены расчёты удельных выбросов водяного пара (Н2О)  при сжигании метана в зависимости от КПД энергетической установки.

КПД Единицы 0,3 0,4 0,5 0,6
Н2О кг/кВт.час 540 405 324 270

 

При увеличении КПД удельные выбросы водяного пара в атмосферу снижаются.

Высшая теплота метана на 11% выше, ниже, чем его низшая теплота сгорания. В энергетических установках, в которых используется конденсация водяных паров дымовых газов, для определения  коэффициента использования тепла топлива необходимо использовать высшую теплоту сгорания топлива.

Очевидно, что одним из путей снижения удельных выбросов в атмосферу углекислого газа, водяного пара и тепловой энергии является увеличение коэффициента полезного действия энергетических установок.

Одним из способов повышения КПД газотурбинных и парогазовых установок, который практически не применяется в энергетике Российской Федерации, является подогрев топливного газа.

В современных газотурбинных установках допускается температура топливного газа свыше 200°С.

КПД энергетических установок в России

В настоящее время коэффициент полезного действия современных парогазовых установок превышает 60%. В составе таких установок применяются газотурбинные установки Н-класса. Первая такая установка мощностью 850 МВт проектируется на Заинской ГРЭС ПАО «Татэнерго».

Среднее значение КПД тепловых электростанций в РФ равен около 37%. Максимальный КПД паросиловых энергоблоков, построенных в СССР, равен 40%. Речь идет об энергоблоках мощностью 800 МВт со сверхкритическими параметрами пара.

КПД парогазовых установок (ПГУ) зависит от класса газотурбинных установок (ГТУ), так КПД ПГУ с ГТУ Е-класса равен 0,5÷0,52, F-класса – 0,56÷0,58, Н-класса  превышает 0,6 (60%).

Парк газотурбинных агрегатов, применяемых на компрессорных станциях ПАО «Газпром», превышает 3 тыс. единиц. При этом средний КПД этих установок – около 0,3 (30%).

Во время действия ДПМ (Договор о предоставлении мощности) потребители энергии оплачивали сооружение парогазовых установок, имеющих КПД выше, чем КПД паросиловых установок.

На первом этапе реализации ДПМ-2 были выбраны существующие паросиловые энергоблоки с целью проведения их капитальных ремонтов, что никак не способствует снижению выбросов в атмосферу парниковых газов.

Перспективы производства «зелёного» водорода в России

Одним из способов  снижения выбросов в атмосферу углекислого газа (декарбонизация) является использование в качестве топлива водорода.

На графике 1 показана зависимость относительной концентрации углекислого газа от объемной концентрации водорода в топливном газе, который представляет смесь водорода и природного газа.

За рубежом наиболее востребованным является так называемый «зелёный» водород.

По международной классификации к «зелёному» водороду относится водород, вырабатываемый с помощью электроэнергии от возобновляемых источников энергии.

В развитых странах производство «зелёного» водорода планируется на базе электроэнергии, вырабатываемой ветровыми электростанциямив ночное время.

Во многих Европейских странах и в США прорабатывается вопрос использования в качестве аккумулирующей ёмкости системы газоснабжения. Считается, что безопасная объемная доля в смеси с природным газом не должна превышать 5%.

В России установленная мощность ветровых электростанций на 1.01.2021 равна 1027,5 МВт, что составляет 0,42% от суммарной установленной мощности ТЭС, ГЭС, АЭС ВЭС и СЭС. К 2030 году планируется ввести в эксплуатацию 4,5 тысячи МВт ветровых электростанций.

Если всю эту мощность использовать для производства водорода, то можно вырабатывать около 800 тыс. кубических метров водорода в час.

Для сравнения в 2020 году в России было произведено 700 млрд. кубических метров природного газа. То есть, часовая добыча природного газа составляет около 80 000 тыс. кубических метров.

Следовательно, если подмешать весь произведённый в 2030 году с помощью ветровых электростанций водород к природному газу, то его концентрация не превысит 1%.

Следует принять во внимание, что коэффициент использования ветровых электростанций в 2020 году был ниже 30%.

Существенно увеличить объём производимого водорода можно, используя электроэнергию, вырабатываемую на гидроэлектростанциях. Это удобно ещё и по причине наличия на ГЭС больших объемов воды, необходимой для производства водорода.

“РусГидро” и холдинг “РАО ЭС Востока” совместно с японской корпорацией Kawasaki Heavy Industries строят пилотный комплекс по производству сжиженного водорода. Мощность завода составит 11,3 тонны водорода в сутки.

Сжигание водорода в газотурбинных установках

Зарубежные изготовители газотурбинных установок проводят интенсивные исследования по использованию в качестве топлива метано-водородных смесей. В соответствии с /1/:

  • Наиболее популярные газовые турбины Ansaldo Energia – GT36 H-класса и AE94.3A F-класса. В ГТУ GT36 H-класса можно сжигать газ с содержанием водорода до 50%, а в ГТУ AE94.3A F-класса до 25%.
  • Газовая турбина 7НА производства GE мощностью 384 МВт, оснащённая системой сжигания multi-tube, известная как DLN2.6e может работать на смеси природного газа и водорода с объемной долей водорода до 50%.
  • Компанией «OPRA» – Датским изготовителем ГТУ – разработана система сжигания, которая позволяет сжигать 100% водорода.
  • В 2018 году компания «Kawasaki Heavy Industries» продемонстрировала, что турбина М1А-17 мощностью 1 МВт может сжигать 100% водорода.
  • Компанией «Mitsubishi Power» разработана турбина, которая может работать на смеси, состоящей из 30% водорода и 70% природного газа. Ведётся работа по увеличению доли водорода до 100%. Газовая турбина Advanced Class JAC серии J позволяет в парогазовом цикле достигнуть КПД = 64%. Для этой ГТУ «Mitsubishi Power» разрабатывает низкоэмиссионные камеры сгорания multi-claster для работы на 100% водороде. Технология заимствована из ракетной техники, разработанной MHI.
  • Все ГТУ компании «Siemens Energy» большой мощности от SGT5-2000E до SGT5/6-9000HL способны работать на смеси природного газа и водорода с объемной концентрацией до 30%. ГТУ SGT600 может работать с концентрацией водорода до 60%. В ближайшее время эта ГТУ сможет работать на смеси с концентрацией водорода 75%. ГТУ SGT800 может работать с концентрацией водорода до 50%. В ближайшее время эта ГТУ сможет работать на смеси с концентрацией водорода 75%.

При переходе на водородосодержащий газ в газотурбинных установках необходимо принять во внимание, что в результате его сжигания, кроме водяного пара и углекислого газа, образуются оксиды азота.

В ряду основных загрязнителей атмосферы оксиды азота занимают особое место из-за высокой токсичности. В валовом выбросе всех токсичных веществ на них приходится 6-8%, но по токсичности их доля оценивается в ~35%.

Важнейшими оксидами азота являются монооксид NO и диоксид NO2, которые объединяются общей формулой NOx.

Причиной образования оксидов азота является окисление азота воздуха в факеле горелочных устройств. Образование NOx происходит непосредственно в зоне горения, и наиболее интенсивно – в зоне самых высоких температур пламени.

Экспериментальные исследования /2/ показывают, что при увеличении доли водорода в топливном газе выбросы оксидов азота в выхлопных газах ГТУ возрастают.

Из графика 1 видно, что при увеличении доли водорода в природном газе выбросы углекислого газа снижаются, но при этом возрастают выбросы водяного пара.

Удельная масса выбрасываемого в атмосферу водяного пара при сжигании водорода связана с КПД энергетической установки следующим соотношением:

МН2О/кВт.час = 270 / КПД (кг/кВт.час).

Высшая теплота сгорания водорода на 18,37% выше, чем его низшая теплота, поэтому для увеличения доли производства тепловой энергии в энергетической установке имеет смысл конденсировать водяной пар, образующийся при сжигании водорода.

Конденсация водяного пара позволит увеличить коэффициент использования тепла топлива энергетической установки, а также уменьшить воздействие тепловой энергетики на окружающую среду.

Влияние водяного пара на повышение температуры атмосферы Земли

Ниже приведены выдержки из публикаций зарубежных исследователей влияния водяного пара на климат нашей планеты:

  • Ramanathan & Coakley (1978): «Важность водяного пара в регулировании климата – несомненна. Это доминирующий парниковый газа, удерживающий тепло Земли сильнее других веществ».
  • Goody & Yung (1989):«Водяной пар является наиболее важным парниковым газом. Углекислый газ – второй по важности парниковый газ».
  • Lindzen (1996): «Авторы обнаружили, что в случае чистого неба, вклад водяного пара в отражение длинноволновой радиации составляет 75 Вт/м2, в то время как углекислый газ – 32 Вт/м2.»
  • Kiehl & Trenberth (1997): «Водяной пар – доминирующий парниковый газ, самый важный источник инфракрасной непрозрачности в атмосфере».
  • Soden, Jackson, Ramaswamy, Schwarzkopf & Huang (2005):«Доминирующая роль водяного пара в качестве парникового газа замечена уже давно».
  • Vardavas & Taylor (2007): «Вообще говоря, водяной пар – это единственный атмосферный абсорбер инфракрасного излучения».
  • Rick Panpaleo, (2014): «В обществе в качестве парникового газа известен только углекислый газ. В реальности водяной пар оказывает более существенный вклад в повышение температуры атмосферы».
  • Учёные из University of Miami Rosenstiel School of Marine and Atmospheric Science подтвердили, что водяные пары в тропосфере будут играть возрастающую роль в изменении климата в будущем.

Если это так, то наряду с уменьшением выбросов в атмосферу углекислого газа, необходимо контролировать и выбросы водяного пара.

Комплексный критерий оценки выбросов парниковых газов

Для оценки суммарного воздействия парниковых газов и тепловой энергии на повышение температуры атмосферы предлагается следующий критерий:

Кпта = К1 2О) + К2 (СО2) + К3 (NOx) + К4 (ТЭ/ЭМ),

где

  • К1 – коэффициент, характеризующий влияние выбросов водяных паров на повышение температуры атмосферы Земли,
  • К2 – коэффициент, характеризующий влияние выбросов углекислого газа на повышение температуры атмосферы Земли,
  • К3 – коэффициент, характеризующий влияние выбросов оксидов азота на повышение температуры атмосферы Земли,
  • К4 – коэффициент, характеризующий влияние выбросов тепловой энергии на повышение температуры атмосферы Земли.

 

Дата публикации: 24.04.2021

Список литературы

  1. «Turbomachinery International». “Gas turbine innovations, with or without hydrogen”. Rosy Pasquariello. Dec. 4, 2020.
  2. «Турбины и дизели». Исследование камеры сгорания газовых турбин по гибкости по топливу и нагрузке. Сентябрь-Октябрь 2020.

Андреас Ланц, Анника Линдхолм, Дениэль Лорштадт – Siemens Energy AB, Финспонг, Швеция.

Арман Ахамед Сабах, Хайсол Ким, Свен-Инге Мёллер, Мттиас Рихтер, Кристиан Бракманн, Маркус Альдер – Университет г. Лунд, Швеция.