Тагир АЙНУЛЛОВ
Руководитель направления «Лес и древесина», Центр технологического развития, «Татнефть»
e-mail: shev@jiht.ru
Виктор ЗАЙЧЕНКО
Заведующий лабораторией ОИВТ РАН, д. т. н.
e-mail: shev@jiht.ru
Равиль МАГАНОВ
Начальник отдела повышения эффективности бизнес-процессов, Управление по развитию производственной системы, «Татнефть»
e-mail: shev@jiht.ru
Адольф ЧЕРНЯВСКИЙ
Старший научный сотрудник ОИВТ РАН, к. т. н.
e-mail: shev@jiht.ru
Айрат ШАМСУЛЛИН
Руководитель направления Проектного офиса, Центр технологического развития, «Татнефть»
e-mail: shev@jiht.ru
Александр ШЕВЧЕНКО
Ведущий инженер ОИВТ РАН, к. т. н.
e-mail: shev@jiht.ru
В настоящее время в России сроки окупаемости инвестиции в строительство новых и реконструкцию действующих тепловых и атомных электростанций при существующих ценах на топливо и относительно низких тарифах продажи энергии превышают сроки службы основного технологического оборудования [1–3]. Из-за этого сооружение или реконструкция традиционных электростанций возможны только при наличии поддержки из государственного бюджета по договорам предоставления мощности (ДПМ). По сути ДПМ – это механизм государственной финансовой поддержки, обеспечивающий возврат инвестору затрат в сроки, не превышающие половины срока окупаемости оборудования. Применение этого механизма превратило энергетику в дотационную отрасль экономики наравне с образованием, медициной и т. п. Основной причиной этого является рост стоимости топлива при существующих тарифах на электрическую и тепловую энергию.
Мир идет по пути перехода к «безуглеродной энергетике»: частичный, а далее и полный отказ от использования ископаемых органических топлив. Предполагается их замена возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ) – энергией, получаемой из биомассы, солнечной и ветровой энергией и т. д. В последние годы использование ВИЭ, с точки зрения экономики, становится более выгодным по отношению к традиционным технологиям получения энергии на базе ископаемых топлив [1]. Во всем мире идет стремительная трансформация структуры энергетики с переходом на ВИЭ.
В целом, по прогнозам, опубликованным в глобальном отчете Центра REN21 [4], предполагается, что использование бурого угля на Земле будет практически прекращено к 2035 году, каменного угля – к 2045 году, нефти, газа, ядерного топлива – к 2050 году (рис. 1).
Традиционная тепловая энергетика, доля которой в общем энергобалансе России составляет около 70 %, является самым большим техногенным источником вредных выбросов. Наибольшие запасы органического топлива на Земле – это каменный и бурый уголь. Именно угольные тепловые электростанции производят больше всего вредных выбросов. Окислы серы, азота, углерода, тяжелые металлы, формальдегиды, бензол, выбросы золы в атмосферу оказывают отрицательное влияние на экологию. КПД большей части существующих крупных паротурбинных ТЭС составляет 38–40 %. Новые ТЭС с применением парогазовых технологий имеют КПД 55–60 %.
Другими словами, 40–60 % энергии сжигаемого на ТЭС топлива выбрасывается в окружающую среду. Это вызывает постепенное увеличение температуры в атмосфере и на поверхности Земли, что может влиять на изменение климата на планете.
Сооружение крупных ГЭС, доля которых в общем энергобалансе страны порядка 20 %, также сопряжено с отрицательным воздействием на окружающую среду. Водохранилища, необходимые для регулирования производительности ГЭС, занимают значительные территории. Плотины, перегораживающие русла рек, приводят к значительному изменению экосистемы в речных акваториях при строительстве ГЭС.
Сооружение АЭС связано с наибольшими экологическими проблемами. Это стало очевидным после крупных аварий на АЭС Three Mile Island в США в 1976 году, на Чернобыльской АЭС в России в 1986 году, на АЭС «Фукусима» в Японии в 2011 году. Периодичность таких аварий составляет 22–25 лет. Если количество ядерных реакторов будет увеличиваться, частота радиационных аварий может возрасти.
Необходимо принимать во внимание и большие тепловые выбросы АЭС, поскольку КПД ядерных реакторов меньше, чем парогенераторов ТЭС.
Для АЭС, сооружаемых в последние годы, характерны высокие удельные капитальные вложения – до 5200–6300 долларов/кВт. В докладе Международного энергетического агентства IEA «Обновленная оценка капитальных затрат станций, производящих электроэнергию», еще в 2010 году удельные инвестиции в новые атомные электростанции были оценены в размере 5339 долларов/кВт. А строящаяся сейчас корпорацией «Росатом» АЭС в Египте имеет удельные капитальные затраты 6250 долларов/кВт [5]. Соответствующие этим затратам высокие объемы амортизационных отчислений приводят к росту себестоимости отпускаемой АЭС электроэнергии. Необходимость учета в расчетах себестоимости энергии АЭС затрат на вывод станций из эксплуатации, сопоставимых с затратами на их строительство, приводит к тому, что себестоимость производства электроэнергии на АЭС оказывается выше, чем на ТЭС и ГЭС. В силу этих причин во многих странах отказываются от использования АЭС.
Пик производства ядерной энергии был зафиксирован в 2006 году (2660 ТВт·ч). Доля ядерной энергетики в мировом производстве электроэнергии снизилась с 17,6 % в 1996 году до 10,7 % в 2015 году. Агентство Bloomberg New Energy Finance прогнозирует общее падение доли АЭС в мире до 4 % к 2040 году [6].
К настоящему времени более чем в 30 странах мира энергия, получаемая с использованием ВИЭ, стала дешевле, чем энергия от ТЭС и АЭС. Появившаяся экономическая основа для повсеместного использования ВИЭ позволяет строить новую энергетику с меньшими удельными инвестициями в 1 кВт установленной мощности и с получением более дешевой электрической энергии. Идет активный поиск новых методов получения энергии, в частности, с использованием местных топливно-энергетических ресурсов. Данный подход позволит обеспечить возможность размещения электростанций в непосредственной близости от потребителей с использованием когенерационных схем производства электрической и тепловой энергии.
В России значительны ресурсы биомассы. В стране сосредоточено около 48 % мировых запасов торфа и 23–24 % древесины. Сегодня наша страна занимает лидирующие позиции по экспорту древесины и сельскохозяйственной продукции. В значительной степени это связано с образованием большого количества сельскохозяйственных отходов и отходов деревообработки.
Объединенным институтом высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) была разработана новая технология двухступенчатой термической конверсии биомассы (ДТКБ), которая позволяет использовать местные топливно-энергетические ресурсы [7–9]. Она позволяет эффективно решить задачи, связанные с развитием распределенного энергоснабжения [1, 2, 10]. Новизна этих решений защищена блоком патентов РФ [11–19].
В принципе, разрабатываемая технология аналогична процессам газификации и пиролиза. Но существующие технологии переработки биомассы имеют серьезные ограничения, которые не позволяют перейти к их широкому промышленному использованию. Ограничением существующих технологий газификации является то, что получаемый в данном процессе газ имеет низкую теплоту сгорания, поскольку содержание в нем горючих газов составляет не более 40 %. Использование данного газа в современном энергетическом оборудовании, рассчитанном на высокие тепловые нагрузки, нерационально. Содержание жидкой фракции и смол в существующих процессах газификации порядка 1000–3000 мг на м3. Для предотвращения образования углеродных отложений при использовании данного газа в виде топлива в электропроизводящем оборудовании необходима тонкая очистка данного газа от жидкой фракции. Это достаточно сложно и требует значительных затрат.
При пиролизе состав продуктов реакции состоит из твёрдой, жидкой и газообразной фаз. Разделение и очистка продуктов, образующихся при пиролизе, от жидкой фазы также является сложной задачей.
Перечисленные свойства газового топлива, получаемого в существующих процессах газификации и пиролиза, в значительной степени ограничивают области применения данных процессов термической переработки биомассы.
Энергетический газ, получаемый по технологии ДТКБ, состоит, в среднем, на 90 % из СО и Н2. При этом содержание смол в данном газе не превышает 40 мг на м3. Это как раз то значение, которое регламентируется существующими нормами на содержание жидкой фракции в топливе для газопоршневых установок.
Основным достоинством технологии ДТКБ является высокая степень конверсии перерабатываемой биомассы в энергетический газ. В существующих технологиях эта величина не превышает 25 %, в технологии ДТКБ – 78 %. Суммарный выход горючих газов составляет 1,4 м3 на 1 кг биомассы, а средняя теплота сгорания – около 11,5 МДж/м3.
Изменение свойств энергетических газов, получаемых по разрабатываемой технологии в зависимости от температуры процесса переработки биомассы, представлено в таблице 1.
Установки на базе ДТКБ могут быть использованы для энергетической утилизации древесных органических отходов – опилок, стружек, щепы, коры, измельченной древесины из отходов лесопереработки и деревообработки и т. п. А также различных сельскохозяйственных отходов: соломы, косточек плодовых растений, шелухи подсолнечника, риса и т. п., органической части твердых коммунальных отходов (ТКО).
В настоящее время ОИВТ РАН и «Татнефть» готовятся к опытно-промышленным испытаниям разрабатываемой технологии, по результатам которых будет представлена техническая документация, необходимая для промышленного производства установок данного назначения.
Энергетическая утилизация биомассы может внести значительный вклад в топливно-энергетический баланс нашей страны. С точки зрения экономики – это конкурентная технология получения энергии по сравнению с существующими технологиями.
В таблице 1 приведены результаты сравнительных расчетов основных параметров для традиционных и нетрадиционных электрических станций для условий России. Сравнение выполнено для АЭС, ТЭС, работающей на угле, ТЭС на природном газе, ГЭС, а также сетевых ВЭС и СЭС – без аккумулирования и для БиоТЭС с использованием технологии (ДТКБ).
При проведении расчетов за основу для сравнения принята условная АЭС типовой установленной мощностью 1000 МВт, работающая в базовом режиме при среднем коэффициенте использования установленной мощности (КИУМ) 80 %. Это соответствует годовому периоду времени использования установленной мощности 7000 часов. Сегодня 1000 МВт – это минимальная мощность энергоблока АЭС. Все остальные генерирующие мощности, поименованные в таблице 2, имеют среднестатистические КИУМ меньше, чем АЭС.
За основное условие при проведении адекватного сравнения принимается одинаковый расчетный отпуск электроэнергии для всех сравниваемых типов электростанций. Расчетный отпуск электроэнергии условной АЭС составляет 6510 ТВт·ч/год (или млн кВт·ч/год). Чтобы обеспечить такой же отпуск электроэнергии для остальных типов электростанций при значительной разнице в КИУМ для разных технологий генерации, приняты различные значения установленных электрических мощностей, как показано в таблице 2: от 1268 МВт – для ТЭС на угле до 3196 МВт – для СЭС. При этом, расчетные значения требуемых инвестиций составили от 102,3 млрд руб. для БиоТЭС и до 456 млрд руб. для АЭС.
Используемые значения мощностей и инвестиций не соответствуют реальным величинам для рассматриваемых типов электростанций возобновляемой энергетики и используются здесь исключительно для выполнения их сравнения с типовой АЭС.
Несмотря на то, что требуемые мощности для ВЭС и СЭС являются значительно бόльшими, чем для всех традиционных электростанций, сооружение ВЭС и СЭС, а также и БиоТЭС требуют, тем не менее, при сложившейся рыночной конъюнктуре, самых малых инвестиций. При этом важно, что себестоимость отпускаемой электроэнергии на объектах возобновляемой энергетики также имеет самые низкие значения (таблица 2). Для реальных электростанций на базе ВИЭ, которые на практике имеют существенно меньшие установленные мощности, чем использованные в рассматриваемом сравнении, себестоимость электроэнергии может быть на 8–10 % выше.
Электроэнергия, получаемая на АЭС, ТЭС на газовом топливе и угле, а также на ГЭС, поступает на оптовый рынок энергии и мощности, то есть передается потребителю через централизованные электрические сети. Используемый механизм, через ОРЭМ, приводит к удорожанию передаваемой электроэнергии, и к потребителю она поступает в среднем по России по цене 7–10 руб./кВт·ч.
Основным направлением использования генерирующих объектов на основе местных топливно-энергетических ресурсов и ВИЭ является использование их для создания систем локальной энергетики, то есть для местного энергообеспечения потребителей различного назначения (распределенной энергетики). В этом случае потребитель получает существенные выгоды за счет отказа от платы за сетевую электроэнергию и использует электроэнергию от локальных энергоустановок, не связанных с сетью, по себестоимости – 1–2 руб./кВт·ч (см. таблицу 2). При этом окупаемость инвестиций в создание собственных энергоустановок и электростанций, по опыту внедрения, не превышает 4–8 лет, а также отпадает необходимость в бюджетных дотациях для сооружения ТЭЦ на угле и природном газе, АЭС и ГЭС.
Сегодня основные статьи дохода государственного бюджета – это отчисления от прибылей корпораций, поставляющих на экспорт газ, нефть и уголь. Однако, спрос на ископаемые топлива будет быстро сокращаться. В распоряжении России остается не более 5–10 лет для того, чтобы найти источники получения доходов, отличные от экспорта природных углеводородов.
Основная доля российского экспорта углеводородов приходится на страны ЕС. Развитие экономики этих стран приводит к значительному росту потребности в электрической энергии. Главным трендом развития энергетики этих стран является переход на безуглеродные технологии получения энергии. Как уже говорилось выше, существующие технологии энергетического использования биомассы, пиролиз и газификация, не получили широкого промышленного использования. Технология ДТКБ, разрабатываемая ОИВТ РАН и «Татнефтью», позволяет решить проблемы, необходимые для перехода к широкому использованию биомассы в энергетике.
Основные ресурсы биомассы сосредоточены в России. Это позволяет нам рассчитывать, что при промышленном освоении разрабатываемых технических решений по энергетическому использованию биомассы, данные технологии могут быть заменителем сегодняшних экспортных поставок нашей страны. Аналогов в современной практике разрабатываемая технология ДТКБ пока не имеет.
В настоящее время необходимо планировать источники бюджетного дохода именно за счет производства в России и экспорта за рубеж новых видов энергетической продукции взамен сырьевых компонентов.
Наша планета с 1840 года пережила уже три энергетических перехода: от дров к углю, от угля к нефти, от нефти к природному газу. Сейчас идет четвертый энергетический переход – от преимущественного использования ископаемого органического и ядерного топлив к широкому применению местных ресурсов, в том числе солнечной и ветровой энергетики.
Для нашей страны главенствующим направлением перехода к углеродно-нейтральной энергетике является использование биомассы. Биоэнергетика позволит при использовании солнечной и ветровой генерации решить проблемы, связанные с их нестационарностью, затрудняющей при их использовании обеспечение гарантированного энергоснабжения потребителей. В настоящее время в мировой практике эти проблемы решаются за счет подпитки систем ВИЭ от существующих энергосистем, либо за счет создания дублирующих автономных источников на ископаемом топливе, а также за счет применения систем аккумулирования с накопителями электроэнергии большой емкости. Однако реально производимые на данный момент накопители электроэнергии [10] еще несовершенны, дороги и не позволяют обеспечить требуемую надежность, качество и низкую стоимость поставок электроэнергии. Видимо, потребуется еще не менее 8–10 лет для выхода на массовое производство накопителей, удовлетворяющих существующим требованиям. Реализация четвертого энергоперехода в российских условиях может быть осуществлена при создании системы топливного использования биомассы, энергия которой используется для резервирования ВИЭ [3].
Пример построения комбинированной системы энергоснабжения с использованием местных топливно-энергетических ресурсов, энергии солнца, ветра рассмотрен в работе [3]. Именно такие системы могут составить основу для реализации начала четвертого энергоперехода в России.
Получаемый по разрабатываемой технологии ДТКБ синтез-газ, содержащий до 90 % основных компонентов в виде Н2 и СО, не требует дополнительной очистки, является, как показали результаты экспериментальных исследований, отличным топливом для надежной работы газопоршневых установок (ГПУ). На выхлопах ГПУ при окислении водорода получаются пары воды, а при окислении угарного газа – СО – образуется углекислый газ. Поскольку оксид углерода СО получен не из ископаемых топлив, а из биомассы, являющейся, как отмечено выше, углеродно-нейтральным продуктом, то и выбрасываемый в атмосферу углекислый газ в этом случае не нарушает экологическое равновесие.
Технология ДТКБ с получением синтез-газа, состоящего, в среднем, на 90 % из водорода и окиси углерода, обеспечивает получение тех же экологических эффектов, что и водородная энергетика. Газовое топливо, получаемое при использовании данной технологии произведено из биомассы, т. е. углеродно-нейтрально.
В настоящее время наиболее дешевый водород, который может быть использован и для целей водородной энергетики, получают методом каталитической пароводяной конверсии природного газа. В РФ себестоимость этого водорода составляет 1,7 долл./кг. При условии полной очистки от сопутствующих примесей (СО2 и др.) средняя себестоимость водорода возрастает до 2,9 долл./кг [20]. В странах Евросоюза себестоимость водорода, получаемого тем же методом, составляет до 3 долл./кг, в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) – до 3,2 долл./кг [20].
Как показывает анализ, при энергетическом использовании наиболее дешевого водорода, получаемого по существующей технологии каталитической конверсии природного газа, себестоимость производимой электроэнергии будет превышать существующие тарифы на отпуск энергии на ОРЭМ [20, 21]. Еще более высокая стоимость электроэнергии получается при использовании водорода, получаемого методом электролиза воды.
Синтез-газ, производимый по технологии ДТКБ, может заменить водород в системах накопления электроэнергии для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей от ВИЭ с существенным удешевлением этих систем.
Быстрое развитие возобновляемой энергетики иллюстрируется диаграммой роста годовой выработки электроэнергии за счет ВИЭ, показанной на рис. 2. Такой рост объемов внедрения ВИЭ приведет и к соответствующему возрастанию темпов развития систем накопления энергии. Поэтому рассматриваемые в настоящей статье системы накопления с использованием синтез-газа, получаемого из биомассы и ее отходов по технологии ДТКБ, будут иметь быстро возрастающий спрос на энергетическом рынке в уже ближайшие годы.
Существенной проблемой развития распределённой энергетики в мире, в том числе и в РФ, является стихийность и неорганизованность этого процесса. Новые объекты местного энергоснабжения во многих случаях сооружаются бессистемно там, где их использование позволяет получать прибыль в ближайшей перспективе.
Строительство этих объектов не увязывается с существующими схемами энергообеспеченности от электростанций и с перспективами изменений потребляемой мощности в данном регионе. В результате имеют место случаи, когда появление новых объектов, в частности с ВИЭ, приводит к снижению загрузки существующих электростанций и потери ими прибыли. В странах ЕС это уже привело к потерям в энергосистемах в объеме около 20 трлн долларов [22]. Очевидна необходимость государственного регулирования в решении возникших проблем с разработкой целевых программ по оптимизации сопряжения распределенной и традиционной энергетики, с разработками графиков замены отслуживших свои сроки генерирующих объектов на системы с новыми энергоисточниками распределённого энергоснабжения.
Заключение
Значительный вклад в антропогенные последствия от деятельности человека вносит существующая практика использования топлив, расположенных в толще земли, что является нарушением установившегося на земле природного равновесия. Необходим переход к природоподобным технологиям, использующим принципы, изначально заложенные природой в процессы, происходящие на планете. Одним из таких направлений является энергетическое использование биомассы, так как биомасса углеродно нейтральна по отношению к окружающей среде, поскольку выделяющийся при ее утилизации СО2 поглощается в период роста биомассы. Но природой не предусмотрена нейтрализация вредного влияния на экологию извлекаемых из толщи земли топлив.
Использование технологий получения из биомассы газообразных топлив, разработанных ОИВТ РАН совместно с «Татнефтью», позволяет получать энергию, не нарушая природного равновесия, то есть соответствует всем требованиям, предъявляемым к топливам для углеродно-нейтральной энергетики.
Развитие водородной энергетики в настоящее время считается главным общемировым трендом перехода к углеродно-нейтральной экономике. Задачи, которые ставятся перед водородной энергетикой, могут быть решены при использовании синтез-газа, получаемого из биомассы по технологии ДТКБ.
В рамках реализации четвертого энергоперехода в нашей стране высокими темпами развивается возобновляемая энергетика. Внедрение ВИЭ во всем мире сдерживается отсутствием надежных, долговечных и дешевых накопителей электрической энергии большой емкости. В условиях России эта задача может быть решена при создании систем с комбинированным использованием различных видов ВИЭ и местных биоэнергетических ресурсов, дополняющих друг друга и обеспечивающих гарантированное энергообеспечение потребителей при минимизации требуемых инвестиций с использованием технологии ОИВТ РАН и «Татнефти».
Использование дешевого синтез-газа, получаемого из биомассы по новым технологиям ДТКБ, позволит улучшить экономические показатели энергетических систем и снизить их отрицательное влияние на экологию. Еще одним направлением использования данного газового топлива является замена дорогостоящего водорода в системах накопления электроэнергии, что позволит существенно снизить их стоимость и расширить область их применения в рамках водородной энергетики.
Развитие систем с использованием новых технологий энергетической утилизации биомассы и ВИЭ соответствует целям и задачам программы реализации основных национальных проектов и роста экономики страны.
