ТЕХНОЛОГИЯ ЧИСТОГО УГЛЯ ДЛЯ СЕКТОРА ЭЛЕКТРИЧЕСТВА

Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
ТЕХНОЛОГИЯ ЧИСТОГО УГЛЯ ДЛЯ СЕКТОРА ЭЛЕКТРИЧЕСТВА
Интегрированный Газифицированный Комбинированный Цикл
(IGCC) является рентабельным, экологически благоприятным
Ашок Саркар (Институт экологических исследований, Университет Висконсина, Мэдисон
Clean Coal Technology for Electric Utilities and IPPs (Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) is
cost-effective, environmentally benign)
Ashok Sarkar, Institute for Environmental Studies, University of Wisconsin, Madison)
РЕЗЮМЕ
Уголь является наиболее дешевым ископаемым топливом, доступным для генерации электричества. Последние усовершенствования в области энергетики привели к преобразованиям в технологической базе генерации энергии на основе сжигания угля, усилили ее привлекательность при сохранении экологических требований.
В центре этой статьи лежит Интегрированный Газифицированный Комбинированный Цикл
(ИГКЦ, Integrated Gasification Combined Cycle = IGCC), технология чистого угля и рентабельный режим, который уменьшает проблемы выбросов, связанные с обычными угольными технологиями генерации энергии и который лишен неопределенностей, связанных с природным газом. Статья представляет обзор технических возможностей, связанных с ИГКЦ и исследует потенциал ИГКЦ в качестве рентабельного и экологически благоприятного режима для генерации электричества.
ИГКЦ предлагает экологические выгоды газификации, экономические выгоды улучшенной эффективности, и надежность концепции модульной разработки. Чувствительность экономических и
экологических выгод станций ИГКЦ и комбинированного цикла, основанного на газе, для генерации
энергии основной нагрузки неопределенна в планируемых параметрах, таких как природа будущего
роста нагрузки, цены на топливо, капитальные затраты, и возможно определить экологические регулирования по отношению к выбросам двуокиси серы (SO2), двуокиси углерода (СО2).
Относительный риск, связанный с решениями инвестиций в технологию, проверяется. Технологические Границы Риска Взаимодействия (ТГРВ, Technology Trade-off Risk Frontiers = TTRF) усовершенствуется для двух технологий, для различных сценариев, которые включают неопределенность в
планируемых параметрах. Наш анализ указывает, что ИГКЦ может ограничивать неопределенность в
планировании для долгосрочных генерационных инвестиций.
ВВЕДЕНИЕ
Ископаемые топлива доминируют в секторе электроэнергетики многих стран. Сектор электричества обычно использует турбины сгорания и паровые силовые установки для пиковой нагрузки - и
основной нагрузки - генерации соответственно. Энергостанции, работающие на угле, производят более половины электричества, потребляемого американскими потребителями. В таких развитых странах, как Индия и Китай, эта цифра превышает 65%; их будущее экономическое процветание почти
полностью зависит от генерации электричества от сгорания угля. Министерство Энергетики США
оценивает, что использование угля повысится на 47% между 1989 и 2010 годом в США (Дуглас, Douglas, 1989). Зависимость промышленности электроэнергетики США от угля, порождается такими факторами, как относительная распространенность, надежно развитые технологии, пониженные затраты
и возможность распределения.
Сектор электричества является наибольшим стационарным источником выбросов. Из всех
ископаемых топлив наибольшие экологические проблемы связаны с углем. Сжигание угля для
генерации электричества сопровождается производством твердых отходов и большим выбросом
частиц пыли. Обычные, работающие на угле, энергостанции производят аномально большое
количество выбросов двуокиси серы (SO2 ), двуокиси азота (NO2) - вредных загрязнителей воздуха,
порождающих кислотные дожди - и двуокиси углерода (СО2) - парникового газа, связанного с глобальным потеплением. Стационарные источники дают 79% SO2 и 55% NOX выбросов в США (Кейн,
Kane, 1992) от угля.
В противоположность нефти и природному газу, добыча угля менее чувствительна к неопределенностям и, соответственно, цены на уголь ожидаются стабильными и в будущем. Непрерывный
останов новых ядерных энергостанций, неопределенность доступности и цен на нефть и природный
газ, вероятность дальнейшего ужесточения экологических стандартов на выбросы и неопределенности в норме роста потребления энергии вынуждают планировщиков сектора электричества расширять
1
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
возможности реализации новых концепций и разработок, которые преодолевают проблемы, традиционно связанные с энергетикой, основанной на угле.
Технологии возобновляемой энергии, такие как ветроэнергетика, солнечная энергетика и геотермальные станции начинают становиться жизнеспособными, особенно в определенных рыночных
нишах промышленных стран, но они весьма мало влияют на зависимость от ископаемых топлив и не
будут влиять на нее в обозримом будущем (Бём, Bohm, 1992; Лайтфут и Грин, Lightfoot and Green,
1992).
Уголь относительно дешев и избыточен, и последние усовершенствования в области энергетики показали, что изменения в технологической базе энергостанций, работающих на угле, восстанавливают привлекательность угля - и по экологическим требованиям также. Развитие высокоэффективных технологий чистого угля с низкими выбросами позволяют широкое использование угольных
энергетических ресурсов для генерации электричества при минимальных экологических влияниях.
Среди технологий, которые используют уголь более чисто и эффективно, ИГКЦ является наиболее
жизнеспособным кандидатом. ИГКЦ в первую очередь учитывает проблему твердых отходов и выбросов SO2, и в определенной мере, NOx. Улучшенная эффективность станции также ведет к уменьшению выбросов СО2, в сравнении с обычными станциями, работающими на распыленном угле.
Мы сделаем обзор технических возможностей, относящихся к ИГКЦ, и проверим его потенциал как рентабельного и экологически благоприятствующего режима для генерации электричества.
Будут представлены результаты сравнения двух технологических режимов - ИГКЦ и
обычного комбинированного цикла, работающего на газе - при планировании производства
электричества.
Анализ включает чувствительность экономических и экологических выгод для генерации энергии основной нагрузки станциями ИГКЦ и обычного комбинированного цикла, работающей на газе при будущих неопределенностях, таких как природа роста нагрузки, цены на
топливо, капитальные затраты, и экологические регулирования уменьшения кислотных дождей, выбросов в воздух и глобальной проблемы потепления.
РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ЧИСТОГО УГЛЯ
В 80-х годах, при низких ценах на природный газ, энергостанции комбинированного цикла являлись привлекательным режимом для генерации электричества основной нагрузки. Например, 80%
текущих затрат, принятых фирмой Сименс (Германия), основным поставщиком оборудования электростанций, относились к комбинированному циклу (Бём, Bohm, 1992). Работающие на газе энергостанции комбинированного цикла рассматривались как экономичный режим, который испускает минимальное количество выбросов и парниковых газов. Многие коммерческие проекты во всем мире
отмечали, что унифицированный комбинированный цикл предоставляет исключительно высокую эффективность в сравнении с отдельными циклами.
Одной из наибольших работающих на газе энергостанций комбинированного цикла мощностью
в 1350 МВт, была построенная фирмой Сименс станция в Амбарли, Турция, которая гарантировала
чистую общую эффективность энергии, равную 51.37% (Бём, 1992; Мюллер и др., Muller et al, 1990).
Другой проект был размещен поблизости от Нью Дели (Индия) и включал 4 газовых турбины и 2 паровых турбины с общей мощностью в 897 МВт (Бём).
Однако, новейшие исследования в области энергетики показали, что изменения в технологической базе энергостанций, работающих на угле, восстановили их привлекательность - как с экологической, так и с технологической точек зрения. Технологии чистого угля, как новая группа режимов, вызывают горение угля с намного меньшим количеством выбросов в окружающую среду и произведением намного меньшего количества твердых отходов.
В общем говоря, текущие технологии чистого угля ограничены уменьшением выбросов SO2 и
NOx. Сущность этих технологий заключается в новейшей и рентабельной экологической защите посредством комбинации сложной подготовки угля, сгорания и газификации и процессов преобразования с улучшенной очисткой после сгорания и современных электронных измерительных приборов и
управления.
При таком технологическом переходе концепция ИГКЦ является шагом к дальнейшему смещению от комбинированного цикла, работающего на газе, к работающему на угле. Как говорит само
название, ИГКЦ производит интеграцию между системами газификации угля и станциями комбинированного цикла. Энергостанции комбинированного цикла, работающие на угле, возможны с газификацией угля под давлением (Мюллер и др., 1990), использующей процесс, разработанный и тестированный химической промышленностью и производящий получаемый из угля (синтетический) газ, ко2
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
торый, после обращения и кондиционирования, может сжигаться как природный газ в цикле газовой
турбины ИГКЦ.
Результаты исследований показывают, что ИГКЦ имеет наилучший краткосрочный потенциал
для чистого сжигания угля и уменьшения выбросов на киловатт-час сгенерированного электричества.
(Алперт и Глюкман, 1986, Эрбс и др., 1987, Вейбер и Холлоу, 1987, Дуглас, 1989, 1990, Мюллер и др.,
1990, Торренс, 1990, Коркоран, 1991, Брец, 1992). В ответ на страхование от рисков проблем планируемых неопределенностей, многие рассматривают построение первоначально станции, работающей
на газе, с последующим добавлением станции интегрированной газификации, в то время, когда цены
на газ подпрыгнут до небес и будет выгодно использовать уголь как основное топливо.
Концепция ИГКЦ имеет и некоторые иные преимущества в сравнении с обычной технологией,
основанной на распылении угля. В сравнении с ней, ИГКЦ приводит к очень низким выбросам SO2 и
NOx - они снижены на 99% и 90% соответственно. (Кейн, 1992, Миллар, 1993, Торренс, 1990). Особенно важным преимуществом ИГКЦ является модульность, так что мощность можно добавлять постепенно. ИГКЦ предоставляет улучшенную эффективность конверсии комбинированного цикла;
экологические преимущества газификации; и экономические выгоды модульного конструирования.
РЕЖИМ ИГКЦ ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСТВА
Преимущества ИГКЦ
Электрические станции, сжигающие уголь, позволяют "растворить" или "связать" двуоксид серы
(SO2) из дымовых газов (или огарка), выбрасываемый при работе станции в обычном режиме, посредством процесса, называемого десульфуризацией дымовых газов (ДСДГ).
(СаСО3 + SO2 = CaSO4 + CO или CaCO3 + SO2 = CaSO3 + CO2 или любая комбинация для
связывания серы - химическое выражение примечания 3.)
Хотя и очень дорогой, но этот метод используется в течение последних 15 лет (Балжисер и
Йегер, 1987, Коркоран, 1991). Выбросы NOx уменьшаются модификациями разработок или работой
оборудования сжигания, такого как горелки NOx.
Преимущества в технологиях чистого угля на электростанциях ИГКЦ доказывают наличие
наиболее жизнеспособного режима для будущей генерации электричества в больших масштабах
(Балзицер и Йегер, 1987, Брец, 1992, Коркоран, 1991, Кейн, 1992, Ламарр, 1992, Миллард, 1993).
(Другими технологиями чистого угля являются Атмосферное и Сжатое Сжиженное Пластовое Сжигание (Atmospheric and Pressurized Fluidized Bed Combustion (AFBC & PFBC)) , которые также коммерчески развиты).
Характерными особенностями ИГКЦ являются следующие:

Улучшение эффективности конверсии (или уменьшение затрат на генерацию) с 3337% в последовательных распыленных системах паровых турбин на сгорании угля до 38-45% на
энергостанциях комбинированного цикла;

Экологические выгоды, от сжигания угля до газификации угля (высокая эффективность станций комбинированного цикла компенсирует неизбежные потери эффективности, которые имеют место при конвертировании угля в газ (Балзицер и Йегер, 1987)); и

Минимизиция времени на конструирование, неопределенности и капитальный риск,
как в одиночной, так и в модульных систем.
Учитывая экологические стандарты, относящиеся к SO2 и NOx, cогласно требованиям Акта о
Чистом Воздухе 1990 (СААА), технологии, аналогичные ИГКЦ, будут играть важную роль при генерации электричества в будущем. ИГКЦ разрешает проблемы с выбросами SO 2 и, решают большую
часть проблем с NOx, источниками кислотных дождей - межграничного феномена, который причиняет широкие повреждения экосистемы в лесах, насаждениях, реках и лугах. Когда SO 2 и NOx выбрасываются из своих источников, они могут быть преобразованы во вторичные выбросы в виде сульфатов и нитратов, которые в комбинации с водой могут образовывать кислоты, которые выпадают в качестве дождей и иных осадков.
Дополнительно к многочисленным преимуществам ИГКЦ по сравнению с обычными станциями,
указанными в этой статье, имеются еще два преимущества, которые специфичны для электроэнергетики США.
Первое, технология ИГКЦ обеспечивает стимулы к энергоисточникам, в частности, в штатах
Новой Англии, при переключении с нефти на уголь. Так что, при режиме предпочтения иностранной
нефти, они могут найти более легкое соблюдение требованиям СААА, поскольку Восточный уголь с
высоким содержанием серы теперь может сравниваться с нефтью по экологическим требованиям.
3
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
Второе, введение ИГКЦ в технологическую смесь предотвратит возможное разрушение рынка
для Восточного угла с высоким содержанием серы (в сравнении с Западным углем с низким содержанием серы), что сохранит угольные шахты Востока (USOTA, 1994).
Проблема же СО2 -это не только проблема ИГКЦ. И нашей целью не является убедить читателя в серьезности последствий увеличения уровня выбросов СО 2 и, возможно, глобального потепления. Но реальностью является то, что пока нет коммерчески доступной технологии управления, которая бы прекратила или уменьшила выбросы СО 2 при производстве электричества из ископаемых
топлив.
Более лучшие удельные нормы нагрева при ИГКЦ в сравнении с обычными станциями на сгорании угля могут давать пропорционально более низкое потребление (вход) угля на единицу выхода
электричества и соответственно меньшее образование СО 2 (т.е. СО2 /кВтч). Так что, требуются энергетические технологии основанные не на ископаемых топливах, и с этой точки зрения, ИГКЦ является
технологией для промежуточного периода.
Состояние и перспективы энергостанций ИГКЦ
Испытания концепции ИГКЦ началось с внедрением 100 МВт проекта станции Холодной Воды в
Даджетте, Калифорния, в 1979 году. Работа под руководством Southern California Edison Company и
Texaco Inc, а позже управляемая Electric Power Research Institute (EPRI), General Electric Company,
Bechtel Power Corporation и другими продемонстрировала эту новую технологию (Алперт и Глюкман,
1986, Торренс, 1990).
Проект, стоимостью 300 миллионов долларов, совместно используется этими компаниями и
японским консорциумом частных компаний (Ламарр, 1992). Проект начал работать в мае 1984 года,
преобразуя 1000 тонн угля за сутки в синтетический газ. Станция Холодной Воды показала, что выбросы уменьшены до 1/10 наиболее строгих регулирований в США и эффективность энергостанции
улучшена (Конн, 1986).
В качестве части Программы Демонстрации Чистого Угля, Министерство Энергетики США финансировало 3 демонстрационных проекта ИГКЦ, которые меньше упомянутого и используют альтернативные газификационные разработки. На основе данных проекта Холодной Воды, полученных в
1989 году, более 10 станций провели конкретные разработки для станций ИГКЦ (Дуглас, 1989), используя подход пофазного конструирования (обсуждается позже в статье). Такие фирмы США, как
Commonwealth Energy Systems и Tampa Electric Company находятся в процессе конструирования трех
440 МВт и одной 260 МВт ИГКЦ станций, которые соответственно используются газификаторами
Texaco (Брец, 1992) и ожидают ввода в работу в конце 90-х годов.
Public Service Commission of Wisconsin в своем Расширенном Плане-6 для сектора электричества в штате Висконсин учитывает важность технологий чистого угля в сравнении с обычными станциями, сжигающими распыленный уголь; проект ИГКЦ на 400 МВт разработан и принят как одна из
возможных технологий со стороны производителя на срок до 2010 года (PSC, 1992). Одной из важнейших разработок в эволюции ИГКЦ является коммерческий проект ИГКЦ на 250 МВт для фирмы
Шелл других в Багенуме, Нидерланды (Дуглас, 1990, Герц, 1992, Ламарр, 1992, Торренс, 1990).
4
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
Концепция и разработка системы ИГКЦ
Ключевые элементы или подсистемы, составляющие систему ИГКЦ показаны на рис. 1 Это
станция производства газа, теплообменник, очистка газа и блок генерации мощности комбинированного цикла (Более подробно смотри Саркар и Уоли, 1993; Алперт и Глюкман, 1986). Газификация угля
(в диапазоне от 1300С до 2400С ) в системах ИГКЦ приводит к производству синтетического газа,
почти полностью состоящего из СО и H2 и известного как сингаз.
ХОЛОДНЫЙ ВЫБРОС
(в отвал)
ЭЛЕКТРИЧЕСТВО
ВОЗДУХ
Газовая турбина
(подключенная к
генератору)
Горячий выброс
Парогенератор
восстановления
тепла
УГОЛЬ,
ВОЗДУХ
ВОДА
СЕРА
Газификатор
Горячий
сингаз
Охладитель синтетического газа
Холодный
сингаз
Модуль очистки
синтетического
газа
Чистый синтетический газ
ШЛАК
Гор.пар (вход)
Конденсированнный пар (выход)
Паровая турбина
(подключенная к
генератору)
ЭЛЕКТРИЧЕСТВО
Рис. 1. Схема станции интегрированного газификационного комбинированного цикла (ИГКЦ)
Сингаз охлаждается в охладителе сингаза (обычно теплообменнике) и высвобожденное тепло
восстанавливает обычный насыщенный пар (используемый для генерации электричества на более
поздней стадии). Холодный газ очищается (десульфуризуется) в подсистеме очистки, и заново нагревается в том же теплообменнике. Чистый сингаз при температуре около 1100 С (2000F) затем посылается на высокоэффективную газовую турбину (комбинированного цикла) для производства электричества.
Тепло в выходном газе от газовой турбины (примерно 500С или 950F) восстанавливается в
теплообменнике, парогенераторе восстановления тепла (HRSG), для перегрева насыщенного пара,
произведенного на более ранней стадии. Перегретый пар используется для генерирования дополнительного электричества в паровой турбине (комбинированный цикл). Каждая из подсистем может использовать различные технологии, основанные на требованиях разработки.
Рис. 2 показывает концепцию будущих интегрированных предприятий, как предусмотрено исследователями EPRI. Такие предприятия имеют модульную конструкцию с переработкой продуктов
5
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
выбросов в воздух или твердых отходов. (Торренс, 1990). Как показано на рисунке, газификация угля
также открывает возможности для совместного производства электричества и химических продуктов.
ИГКЦ является только первым шагом к методологии процесса использования угля, который ведет к
"интегрированным энергетическим предприятиям", очистке угля и ресурсов" или "многоэнергетичности", способности преобразования синтетического газа из угля в широкое разнообразие химических
продуктов, таких как сера, дополнительно к производству электричества (Балзицер и Йегер, 1987,
Дуглас, 1989 и 1990, Торренс , 1990). Тепло, отходящее от станции, также может использоваться для
районного отопления или промышленных надобностей.
Элементарная сера,
Двуокись углерода и
тепло
уголь
Энергостанция
комбинированного
цикла
электричество
Станция
газифика
ции
Шлак и конструкционные материалы
Предприятие
производства
химической
продукции
Метан,
Водород,
Аммиак,
бензин
Рис.2. Схема интегрированного энергетического предприятия, основанного на переработке угля
СРАВНЕНИЕ ИГКЦ С ДРУГИМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ
Энергетические аспекты
Тепловые нормы (топливо/электричество) станций с хорошо распыляемым углем равны примерно 9300 БТЕ /кВтч (британских тепловых единиц на киловатт-час), что эквивалентно 37% эффективности теплопреобразования. Одним из наиболее важных факторов, текуще ограничивающих эффективность паровых турбин цикла Рэнкина на распыленном угле, является достижение максимальных температур пара, ограниченных 1000-1100F, вследствие ограничений материала котла и иных
ограничений. Затраты на модули десульфуризации дымных газов (ДДГ) составляют примерно 40%
общих затрат новой угольной станции и потребляют 2-4% общей произведенной энергии (Дуглас,
1990). Например, на немецких энергостанциях, учет ДДГ и иных процессов очистки за 1 квартал окупит все затраты на них (Бём, 1992).
Исследования EPRI показали, что ИГКЦ может достичь норм тепла до 8200 БТЕ/кВтч или 42%
эффективности (Дуглас, 1990). EPRI ожидает, что новая линия интегрированных газификационных
энергостанций, включая модифицированные газовые турбины достигнет эффективности намного
выше сегодняшнего уровня в 37% - эффективности достигнут 60% в 2020 году. Таблица 1 включает
оценки энергоиспользования (основанные на USOTA, 1992), используемые в нашем анализе.
6
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
Таблица 1. Оценки затрат технологических режимов генерации электричества
Тип станции
Издержки
производства,
$/кВт
Нормы
тепла,
БТЕ/кВтч
Стоимость
топлива,
$/ММБТЕ
Переменные
затраты на
эксплуатацию,
10-3$/кВтч
Постоянные
затраты на
эксплуатацию,
$/кВт год
Усредненные
затраты
на электричество,
10-3/кВтч
РПГУ
1500
11000
1.41
10
16
47.9
ИГКЦ
1650
9200
1.41
12
10
48.3
КЦГГ
600
8100
2.32
5
5
32.6
РПГУ= пар из распыленного горящего угля;
ИГКЦ= Интегрированный газификационный комбинированный цикл
КЦГГ= Комбинированный цикл горения газа
Примечания: показатель мощности = 70%
Годовая норма дисконта =7%
Издержки производства = 1900 долларов
Показатели цен на топливо = 1992 год
Источник данных: EIA (1993), PACE (1990), USOTA (1992)
Затраты
на исключение
SO2,
10-3/кВтч
Затраты
на исключение
СО2,
10-3/кВтч
Общественная
стоимость
электричества,
10-3/кВтч
40.2
0.3
0.0
15.6
13.1
6.1
103.7
61.7
38.6
Экологические преимущества
Режимы генерации, основанные на газификации, располагают большим потенциалом сокращения выбрасываемых в воздух капель выбросов, чем модули десульфуризации дымовых газов или
сжижаемого пластового сгорания и минимизируют количество твердых отходов без наложения штрафа на всю систему. Энергостанции, основанные на газификации угля, аналогичном ИГКЦ, производят
выбросов намного меньше, чем это возможно на текущем поколении угольных станций. Как обсуждено выше, сера может быть выделена химически из синтетического газа (сингаза) в элементарной
форме и затем осаждена в твердой фазе, готовой для продажи. Образование оксидов азота исключено во время сжигания с насыщением сингаза водяным паром под давлением с уменьшением температуры пламени. Выбросы Sox и NOx существенно уменьшены с 4 фунтов на Мегаватт-час до 1
фунта на Мегаватт-час.
Даже в сравнении с иными конкурирующими технологиями чистого угля, как технология сжиженного пластового сгорания (и технология распыленного сжигания угля), ИГКЦ производит намного
меньше твердых отходов. Твердые отходы, произведенные методом ИГКЦ, весят лишь 2 фунта/МВт в
сравнении с 6 фунтами для систем распыления, основанным на угле (Дуглас, 1990).
Более того, производится инертный шлак, который может использоваться как конструкционные
материалы (как показано на рис.2 интегрированного энергетического предприятия). Потребление воды меньше, чем на обычных угольных энергостанциях, так как две трети энергии производится системой газовой турбины, которая не требует охлажденной воды для конденсации пара (Балзицер и
Йегер, 1987, USOTA, 1992).
Экономические выгоды
Имеются и чисто экономические выгоды энергостанций ИГКЦ при сравнении и иными технологиями и топливами. Экономика ИГКЦ в сравнении с РПГУ и КЦГГ приведена в таблице 1. Усредненные затраты на электричество для различных технологий в таблице вычисляется по следующему
уравнению:
LCE = (1000/8760*CF) * (CRF*CAP + FO&M ) + 10-5 * HR*FC) + VO&M
где
LCE = усредненные затраты на электричество, в миллах или 10 -3$ /кВтч;
CF = показатель мощности;
CRF = показатель восстановления капитала = {i * (1+i) n } / {(1+ i) n - 1} (i=норма дисконта, %, n=время
жизни станции, лет)
CAP = капитальные затраты, в долларах/кВт
FO&M = постоянные затраты на эксплуатацию, в долларах/кВт в год
HR = норма тепла в БТЕ /кВтч
FC = затраты на топливо, в центах на миллион БТЕ
VO&M = переменные затраты на эксплуатацию, милл или 10-3$ /кВтч
7
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
Предполагается годовая норма дисконта 7% для основного случая. Анализ, используя издержки производства станции и затраты на эксплуатацию из USOTA(1992), показывает, что станции ИГКЦ
могут конкурировать с станциями РПГУ, особенно при наивысших показателях мощности (станции
основного случая). Сравнение затрат, как показано в таблице 1, проводится для 30-летних усредненных затрат на электричество при показателе мощности станции в 70%.
Сравнение социальных затрат генерации электричества (сумма затрат на генерацию и внешних
затрат на выбросы) проводится по всем 3-м системам в таблице 1. Основываясь на оценках, полученных в ранних исследованиях стоимости экологических затрат (PACE, 1990) для выбросов SOx и
CO2, получаем затраты 2.03 доллара и 0.0068 доллара на фунт.
Более того, мы используем выбросы СО2 объемом 209 и 110 фунтов на ММБТЕ (миллион БТЕ)
для станций на угле и на природном газе соответственно и выбросы SOx объемом 1.8 фунта на
ММБТЕ для станций на угле. Содержанием серы в природном газе можно пренебречь. Внешние затраты, в нашем анализе, рассматриваются как сумма внешних затрат на SOx на кВтч и CO2 на кВтч
сгенерированного электричества.
Усредненные затраты на электричество технологий, основанных на газе, существенно ниже,
чем ИГКЦ, в основном, из-за низких капитальных затрат и текущих низких цен на газ, как показано
технологическими кривыми на графике 3. Но, основные проблемы с природным газом это (1)топливо
поставляется туда, где его нужно использовать, исключительно по строгим регулирующим процедурам, управляющим разводкой трубопровода в США (Кейн, 1992) и (2)затраты на создание трубопроводов достаточно капиталоемкие.
Мы использовали затраты 1992 года на ископаемое топливо для электростанций в США, а из
EIA (1993) - брали данные цен за топливо для нашего основного случая: 1.41 доллар за ММБТЕ и 2.32
доллара за ММБТЕ для угля и природного газа соответственно. Когда внешние затраты стали включены в сравнительный анализ, разница стала видна ясно. Затраты на электричество, генерируемое
системой распыленного угля почти в 2 раза больше и разница между затратами ИГКЦ и комбинированного цикла на газе также достаточно велика из-за вклада внешних затрат на выбросы СО2 в вышеупомянутом случае.
СТРАТЕГИЧЕСКОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ ПРИ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЯХ С ИГКЦ
Энергостанции ИГКЦ, работающие на угле, более дороги, чем станции комбинированного цикла на газе. Наш анализ показывает, что ИГКЦ более дешев, чем системы на распыленном угле в широком диапазоне показателей мощности. Он аналогичен результатам, полученным в следующих исследованиях (Алперт и Глюкман, 1986, Боржин, 1989, Саркар и Уоли, 1993).
Природный газ ныне поставляется по искусственно заниженным ценам. Даже по консервативной оценке капитальных затрат станции комбинированного цикла на газе (600 долларов за кВт), ИГКЦ
более конкурентоспособен при максимальных показателях мощности (обычно связанных с работой
основной нагрузки), когда ожидается увеличение цен на газ в будущем.
Как показано на графике 4, при условии всех постоянных принятых параметров в основном случае и при учете только неопределенности цен на газ, удвоение цен на газ делает ИГКЦ более выгодным режимом в сравнении с комбинированным циклом на газе даже при показателе мощности ниже 55%. Результаты, показанные на графике 4 становятся наиболее понятными после учета внешних
затрат на СО2 и остаточных на SOx, и ИГКЦ становится наилучшим режимом в сравнении с технологией комбинированного цикла на газе при наивысших показателях мощности (около 90%).
Такой сценарий (удвоения цен на газ) не так уж и проблематичен, учитывая факт, что рыночные цены на природный газ сейчас искусственно занижены. Так что, в долгосрочной перспективе,
ИГКЦ могут использоваться как станции основной нагрузки для относительно высоких показателей
мощности.
Результаты более сложного анализа чувствительности, учитывающего неопределенность иных
планируемых параметров, показаны на графике 5 (а-с). Следующие планируемые неопределенности
включаются в анализ рисков:

Форма нагрузки - показана показателями мощности (ось у). Она определяет как используются станции - основная нагрузка или промежуточная нагрузка;

Цены на топливо - представлены отношением цен газ/уголь (ось х). Это отношение
при текущем уровне цен (основной случай в подразделе 5.3) равно 1.65. Это отношение представляет неопределенность цен и на уголь, и на газ и может влиять на них увеличением или
уменьшением в будущем (в 1986-1993 это отношение колебалось в размерах 1.49-1.86).

Экологические резулирования - дополнительно к основному случаю (ОС) рассматриваются 3 случая: (а) регулирование кислотных дождей (РКД) (только SOx); (b) регулирование
только углекислого газа (РУК) (только СО2); (с) всестороннее регулирование (ВР) (и СО2 и SOx).
Введение соответствующих внешних затрат в социальные затраты предполагается в качестве
представления регулирующих изменений.
8
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
 Стоимость капитала - ОС предполагал ежегодную норму дисконта в 7%. Рассматривались 2
дополнительных случая, случай высокой нормы - 12% и случай низкой нормы - 4%. Из-за различия в
затратах на мощность (доллары/кВт) двух технологий, будущие изменения в норме дисконта (или
стоимости капитала) будут являться важными факторами в сравнительном анализе.
Некоторые возможные сценарии (комбинации параметров неопределенности) основывались на
этих неопределенностях, учтенных в анализе. Кривые на графике 5 (а-с) являются Технологическими
Границами Риска Взаимодействия (TTRF, Technology Trade-off Risk Frontiers, ТГРВ), которые представляют межтехнологический обмен между ИГКЦ и технологией комбинированного цикла на газе
при производстве электричества по различным сценариям. Точки на TTRF (ТГРВ) указывают на отсутствие разницы между выбором ИГКЦ и технологии комбинированного цикла на газе по планируемому сценарию, представленному этими точками.
Как показано на графике 5а, ИГКЦ становится лучшим режимом справа от кривой ТГРВ, в то
время как район слева от ТГРВ предпочтителен для комбинированного цикла на газе. Другими словами, если сценарий, материализовавшийся в будущем, попадет в район справа от ТГРВ, тогда выбирается ИГКЦ как технология производства электричества в портфеле планирования будущей мощности будет являться правильным решением.
Аналогично, если вероятность будущего сценария попасть справа от ТГРВ очень мала, тогда
инвестиции в станции ИГКЦ будут очень рискованными. Другими словами, станция комбинированного
цикла на газе явится правильным решением в этом случае.
Относительный риск между двумя технологиями для данного диапазона неопределенностей
будет представлен данным набором параметров и их относительным диапазоном неопределенностей. Если диапазон точек данных по обоим осям реально отражает диапазон неопределенностей
будущих форм нагрузок и будущих цен на топливо, отношение областей, лежащих по обе части кривой ТГРВ представит безрисковость, связанную с технологиями. (в этой статье однородное распределение вероятностей предполагается для каждого неопределенного параметра, так что каждая
величина внутри диапазона неопределенностей будет иметь равновероятную возможность появления в сценарии. Эта концепция, однако, может быть расширена и на иные типы распределений
вероятности).
На графике 5 (а-с) кривые ТГРВ могут сильно сместиться от первоначальной позиции (ОС) в
случае ужесточения экологических регулирований, т.е. при изменения сценария Нет Регулирования
на сценарий Одновременно Все Регулирования. Если вероятность сценария с экологическими жесткими регулированиями в будущем станет высокой, относительный риск инвестиций в ИГКЦ в сравнении с комбинированным циклом на газе, увеличится для данного набора иных неопределенностей.
Увеличение в стоимости капитала, представленное на 3-х графиках Графика 5, также вынуждает ТГРВ переместиться наружу (подальше от первоначальной) и наоборот. В общем, и, как обсуждено
в последнем разделе, изменение формы нагрузки от пиковой к базовой (наивысшие показатели мощности) и относительно сильное увеличение в ценах на природный газ, в сравнении с ценами на уголь,
стремятся отдать предпочтение ИГКЦ по сравнению с комбинированным циклом на газе. Более того,
эти кривые ТГРВ будут ближе к первоначальной, если в анализе будут рассмотрены максимальные
затраты на мощность станции комбинированного цикла.
УДОБСТВА МОДУЛЬНОСТИ ИГКЦ
Системы ИГКЦ хорошо разработаны модульно, что является идеальным подходом к постепенности, дополнительно к новой мощности и переключению. Модульная природа энергостанций ИГКЦ
вместе с возможностями альтернативных топлив газовой турбины и / или подсхемой комбинированного цикла станции обеспечивают планировщика электроэнергетики многими преимуществами. При
нынешнем состоянии финансовых ограничений, в частности, в развивающихся странах, и при неопределенной парадигме реструктурирования в электроэнергетике США, ИГКЦ, вероятно, имеет
наиболее важные преимущества вследствие своей модульности.
Финансирование обычных электростанций вызывает различные проблемы, в основном, из-за
длительных периодов создания. Однако, различные фазы или модули ИГКЦ связаны с более короткими периодами конструирования. Пофазная работа станции ИГКЦ по времени минимизирует избыточную мощность и уменьшает капитал, которым станция рискует постоянно. Станция может включать капитальные затраты на каждой фазе в основные затраты так скоро, как только эта фаза начинает давать вклад в генерацию мощности и давать рано дивиденды.
Как описано выше, ИГКЦ может хеджировать неопределенность при генерации инвестиционного планирования. В настоящее время, цены на природный газ, во многих частях мира, включая США,
относительно низки. Согласно Алперту и Глюкману (1986) и Эрбсу и др. (1987) основным преимуществом связанным с пофазным конструированием, является обеспечение планирования работы с
надежностью получения преимуществ от низких затрат на газ так долго, как они остаются на низком
уровне, с задержкой конечной фазы газификации, потому что планировщики не могут предсказывать
9
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
будущие цены на топливо. Когда цены на нефть и газ перестанут быть экономичными, может быть
запущен модуль газификации угля. Согласно Брецу (1992), многие секторы, включающие станции
комбинированного цикла на газе сейчас, фактически начинают действия, страхующие себя от роста
цен на газ, постепенным внедрением ИГКЦ.
Как и на всех электростанциях, подразделение ИГКЦ может работать и при неполной нагрузке
(проектной производительности) в течении определенного времени. Вводя в работу немодульную
станцию на распыленном угле, мы рискуем затратами за уменьшенную эффективность. Но в случае
модульной станции ИГКЦ, могут приниматься стратегии диапазона изменения параметров, при которых лишь некоторые из отдельных модулей могут работать при полной нагрузке, улучшая общую
эффективность частичной нагрузки станции.
ВЫВОДЫ
Делая обзор технологий, основанных на сжигании природных ископаемых, можно заметить, что
обычные электростанции, сжигающие уголь, обеспечивают более половины электричества, используемого в мире. Основными экологическими проблемами, связанными с генерацией электрической
энергии при сжигании природных ископаемых в ближайшем будущем являются кислотные дожди, а в
более отдаленном будущем - глобальное парниковое потепление. Однако, при низких текущих ценах
на газ, электростанции на природном газе являются экономичными с минимумом выбросов кислотных
и парниковых газов. По мере роста мощности электростанций и текущей цены на природный газ - относительно самое чистое топливо - искусственно заниженной, энергетика начнет переключаться на
технологию комбинированного цикла, как привлекательный режим для генерации электричества, который производит достаточно мало выбросов.
Даже хотя цены на природный газ не очень высоки, это не дешевое топливо. На сегодняшнем
расширяющемся рынке электричества стратегически важно, чтобы энергетика приняла технологии,
которые относительно более рентабельны в долгосрочном порядке при сравнении с обычными в
управлении выбросами и эффективностью. В противоположность природному газу, добыча энергии
из угля менее подвержена неопределенностям и цены на уголь ожидаются стабильными в будущем.
Непрерывный останов ввода новых ядерных станций, увеличивающееся ужесточение экологических стандартов на выбросы, и неопределенность роста потребления электричества принуждают
планировщиков электроэнергетики обращаться к технологиям чистого угля. Из появившихся технологий чистого угля ИГКЦ предоставляет улучшение конкурентоспособности использования угля для генерации электричества, с несравненно более низкими экологическими влияниями. Технология ИГКЦ
позволяет производство электричества из угля более чистым путем посредством подхода, который
вызывает интеграцию уже развитых и доказанных концепций газификации угля и комбинированного
цикла.
По сравнению с обычной технологией, ИГКЦ может уменьшать выбросы углекислого газа, парникового газа, примерно на 37%, и двуокиси серы и оксидов азота, порождающих кислотные дожди,
примерно на 90%.
После первоначального успеха ИГКЦ проекта станции Cool Water, Калифорния, на 100 МВт, некоторые электростанции решили принять эту технологию как часть своих программ расширения генерации электричества. Как показано в нашем анализе, ИГКЦ намного лучше экономически и экологически по сравнению с новыми станциями распыленного угля и экономически сравним со станциями
комбинированного цикла на газе, если цены на природный газ возрастут. Модульность станций ИГКЦ
также уменьшает капитальный риск и улучшает надежность планирования.
При нынешних низких ценах на газ, ИГКЦ экономически ведет к более высоким показателям
мощности. Но, при возможности возрастания цен на газ в будущем, ИГКЦ станет более выгодным режимом при работе с промежуточными показателями мощности. Наш анализ показывает, что технология ИГКЦ на угле хорошо сравнима с технологией комбинированного цикла на газе даже когда внешние затраты на экологические выбросы включаются в анализ.
Природа кривых Технологических Границ Риска Взаимодействия (TTRF, Technology Trade-off
Risk Frontiers, ТГРВ), которые представляют соответственный риск, вызванный инвестиционными решениями при неопределенности, указывают, что решение выбора одной технологии, а не другой, в
высшей степени зависит от величины неопределенности параметров планирования. Строгие экологические регулирования и увеличивающийся рост капитала в будущем дают предпочтения системам
комбинированного цикла на газе. Возрастание же цен на газ (и/или падение цен на уголь) и увеличение показателя мощности отдают предпочтение электростанциям ИГКЦ.
Уголь является дешевым и находящимся в избытке ископаемым топливом. Он продолжает
играть ведущую роль в генерации электроэнергии. Поставки угля менее подвержены неопределенности, и цены на него ожидаются стабильными в будущем. Пока возобновляемые источники
энергии станут доступны коммерчески, технология ИГКЦ может быть оптимальной для уменьшения экологических проблем, связанных с генерацией электроэнергии на угле рентабельным об10
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ
Strategic Planning for Energy and the Environment, vol. 16, No. 2, p.48-71
разом. ИГКЦ может помочь в хеджировании (страховании от риска) неопределенностей, вызванных инвестиционным планированием генерации.
Литература
1.Alpert, S.B. and M.J. Gluckman, Coal Gasification Systems for Power Generation, Annual Review of Energy, 11, 315-355 (1986).
2.Balzhiser, R.E. and K.E. Yeager, Coal-Fired Power Plants for the Future, Scientific American, 257 (3),
Septemner, 100-107 (1987).
3.Bohm, H., Fossil Fuel Power Plants: Minimizing Emissions, Maximizing Efficiency, International Journal of
Global Energy Issues, 4(1/2), 48-53 (1992).
4.Borgin, S.H., The Best Choice for Power Plant for an Electricity Supply System NOW Beginning to Grow
Again, in 3rd International Symposium on Turbomachinery, Combined Cycle Technologies and Cogeneration,
ed. G.K. Serovy, T.H. Franson and J. Farbi, New York: Americal Society of Mechanical Engineers, 1-10
(1989).
5.Bretz, E.A., Designing Powerplant 2000, Electrical World, 31-38, July (1992).
6.Conn, A.L. The Integrated Gasification Combined Cycle Power Plant - Power from Coal with Minimum Environmental Problems - An American View, Energy World, 5-12, December (1986).
7.Corcoran, E., Cleaning Up Coal, Scientific American, 264(5), 106-116, May (1991).
8/Dougas, J., Quickening the Pace in Clean Coal Technology, EPRI Journal. 4-15. Jan-Feb (1989)
9/Douglas, J., Beyond Steam: Breaking Through Performance Limits, EPRI Journal, 4-11, Dec. (1990).
10.EIA, Monthly Energy Review December 1993, Energy Information Administration, Report No. DOE/EIA0035 (93/12), Washington, D.C. (1993).
11.Erbes, M.R., J.N. Phillips, M.S. Johnson, J. Paffenberger, M. Gluckman and R.H. Fustis, Off-Design Performance of Power Plants: An Integrated Gasification Combined Cycle Example, Science, 237, 379-383.
July (1987).
12. Fri, R., The Challenge of Global Sustainability, EPRI Journal, 14-17, June (1992).
13.Hertz, N., High Efficiency GCC Power Plant, EPRI Journal, 39-42, Jul-Aug (1992)
14.Kane, C., Electricity and the Environment: Evaluation the Alternatives, Strategic Planning for Energy and
the Environment, 12(1), 24-40 (1992).
15.Lamarre, L., Tapping the International R&D Resource, EPRI Journal, 4-13, Jul-Aug (1992).
16.Lightfoot, H.D. and C. Green, The Dominance of Fossil Fuels: Technical and Resource Limitations to Alternative Energy Resources, McGill's University's Center for Climate and Global Change Research Report
no. 92-6, May, Montreal (1992).
17.Millard, J., Refining Concepts, Asian Electricity Journal, 11-13, January (1993).
18.Muller, R., G. Haupt, and U. Schiffers, Pressurized Coal Gasification for the GUD Process, in Cogeneration and Combined Cycle Plants - Design, Interconnection, and Turbine Applications ed. J.W. Schroeters,
New York: The American Society of Mechanical Engineers, 33-41 (1990)/
19.PACE, Environmental Cost of Electricity, PACE University Center for Environmental Legal STUDIES,
Oceana Publications, New York (1990).
20.PSC, Summary of the Order for Advance Plan 6, Public Service Commission of Wisconsin, Madison,
September (1990).
21.Sarkar, A., Electric Utility Strategic Resource Planning Under Uncertainly: Choosing Base-Load Generation Technology Optioins for the Future, Proceedings of the International Association for Energy Economics'
17th Annual International Energy Conference, Volume II, Stavenger, Norway, May (1994).
22.Sarkar, A. and A.A. Wali, Coal Gasification Based Electricity Production: A Viable Solution for Reducing
Emissions, Proceedings of the International Association for Energy Economics' 15 th Annual North American
Conference, Seattle, WA, October (1993).
23.Torrens, I.M., Developing Clean Coal Technologies, Environment, 32(6), 10-33, Jul-Aug (1990).
24.USCEA, Advance Design Nuclear Plants: Competitive, Economical Electricity, United States Council for
Energy Awareness, Washington D.C., January (1991).
25.USOTA, Fueling Development: Energy Technology for Developing Countries, Office of Technology Assessment, Congress of the United States, Report No. OTA-E-516, Washington D.C. (1992).
26.USOTA, Energy Technology Choices: Shaping Our Future, Office of Technology Assessment, Congress
of the United States, Washington D.C. (1992).
27.Wieber, P.R. and J.S. Halow, Advanced IGCC Power Systems for the United States, Energy Progress,
7(2), 119-125, June (1987).
11
Этот перевод выполнен энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ