Бъдещето на въглищните централи в България
Анализ на енергийния експерт Димитър Куюмджиев пред сп. „Енергетика – електроенергийни ракурси“
Колко дълго ще издържат изкопаемите горива?
Използването на изкопаеми горива е важна част от индустриалната революция в света и следователно в ежедневния живот. Изкопаемите горива изиграха огромна роля в създаването на промишлено развитие, заетост и благосъстояние. Бензин, дизел, въглища, природен газ - през последните 2 столетия изкопаемите горива са били крайъгълните камъни на човешкото развитие и ни доведоха до стандарта на живот, където сме днес.
Същевременно отдавна е установено, че изкопаемите горива са най-големият източник на въглероден диоксид - парников газ, който допринася за изменението на климата, а тяхното производство причинява както въздействие върху околната среда, така и върху човешкото здраве. Отделно замърсяват атмосферния въздух с азотни, серни окиси и фини прахови частици, като въглищата са водещ замърсител.
Както се вижда от приложената таблица, през цикъла на производство/потребление, въглищата отделят около 50% повече въглерод от природния газ и 25% повече от петрола, за единица енергия, и по този начин са водещ източник на затопляне на климата. Тези опасения предизвикват света да търси алтернативни източници на енергия, които са едновременно по-малко вредни и възобновяеми, както и да се предприемат глобални мерки за ограничаване емисиите от въглероден диоксид.
Казаното по-горе може да се онагледи и на фиг.1, показваща сравнение на влиянието на различните енергийни източници – ядрено гориво, възобновяеми източници и биогорива, върху глобалното затопляне на атмосферата на земята.
На схемата се откроява отпечатъкът на изгарянето на биогоривата върху затоплянето на атмосферата. Вижда се, че само биогоривата имат и отрицателна компонента. Това се дължи на факта, че при израстването си, растенията чрез процеса на фотосинтеза улавят слънчевата енергия, поглъщат въглеродния диоксид от въздуха и водата от земята и ги превръщат в сложни съединения, съставени от въглерод, водород и кислород. Когато тези въглехидрати се изгорят, те се превръщат обратно във въглероден диоксид и вода и освобождават енергията, уловена от слънцето.
С оглед овладяване на глобалното затопляне, на 21-вата конференция по изменението на климата в Париж в края на 2015 година се подписа и прие Споразумение, което постави началото на обща цел за ограничаване повишаването на средната глобална температура под 2 градуса Целзий. Това трябва да послужи като своеобразен преход към нулеви въглеродни емисии в края на века.
Едно от приоритетните действия за постигане целите за климата е всички електроцентрали на въглища в Европейския съюз да бъдат спрени до 2030 г. Според извършения примерен стрес тест за всички енергийни обекти в Европа, публикуван в анализа „SCIENTIFIC GOALPOSTS FOR A COORDINATED PHASE OUT AND DIVESTMENT (FEBRUARY 2017)“, са определени крайни дати за функциониране на отделните енергийни блокове. Тези срокове все още са индикативни и препоръчителни, но след 2020 г. е много вероятно да станат задължителни и неспазването им да доведе до наказателни процедури.
Независимо от стрес-теста, в „Интегрирания национален план за климата и енергетиката до 2030 година“ на Министерството на енергетиката, не е предвидено закриване на мощности в комплекса „Марица-Изток“. Закриването им не е предвидено и в 10-годишния план на Електроенергийния системен оператор. Изкопаеми горива като въглищата са изобилна и евтина форма на енергия. Да обърнем гръб на изкопаемите горива би означавало да се отвърнем от някои от най-големите постижения в човешката история. В най-голямото находище на изкопаеми горива на Балканите - минният комплекс „Марица изток“, според изследване на американския Global sustainability institutе, България има реални запаси от въглища, които са достатъчни за още 34 години работа на ТЕЦ в комплекса, а според главния проектант на минния комплекс - Минпроект - за още 50 години експлоатация.
В държави като Франция и Великобритания, запасите от въглища вече са изчерпани. Но много други държави разполагат с милиарди тонове запаси от въглища, видно от следващата графика, фиг. 2:
В графиката на фиг. 2 не са представени запасите на Германия, но те са на нивото на Австралия. За да запазим средното глобално покачване на температурата под 1,5 ° C, трябва да оставим до 80 % от запасите от изкопаеми горива в земята. Но в световен мащаб зависимостта ни от изкопаеми горива нараства.
На фиг. 3 е показано колко дълго може да продължи използването на настоящите запаси от изкопаеми горива:
Докато Европа се самоограничава в консумацията на въглища, в глобален мащаб картината е съвсем различна, видно от консумацията на въглища в света за периода от 1991 – 2016г., представена на фиг. 4:
Имат ли алтернатива въглищата?
През последното десетилетие развитите и развиващите се страни изразходват огромно количество усилия и средства за разработването на по-чисти алтернативи за възобновяема енергия, както и технологии за пречистване на въглищата и на техните продукти след изгарянето.
Рисковете от глобалното затопляне са реални и редица правителства предприемат действия за ограничаване на емисиите на CO2 и другите парникови газове. Но въглищата ще продължават да играят голяма и незаменима роля в свят на ограничени парникови газове. Наистина, предизвикателствата за правителствата и индустриите откриват път, който намалява въглеродните емисии, продължавайки даизползва въглища, за да се посрещнат спешните нужди от енергия, особено в развиващите се икономики.
Чисти въглищни технологии
Чистите въглищни технологии са комплекс от технологии, целящи смекчаване на въздействието върху околната среда от страна на производството на енергия от въглища. Тези нови технологични пробиви дават възможност на електроцентралите да произвеждат енергия по по-икономичен и екологично по-отговорен начин.
Чистите въглищни технологии имат за цел да премахват или да намаляват емисиите на замърсители в атмосферата. В целия свят се водят разработки за нови съвременни технологии за дълбочинна преработка на въглищата. Тези методи се делят на три групи:
1) Пряк хидрокрекинг на въглищата - това са процесите: HYGAS, H-COAL, SYNTHOIL, SKR, BIGAS и др. Процесът HYGAS се основава на реакция на въглищата и водата за производство на метан, който е основна съставка на природния газ, и страничен продукт - въглероден диоксид, който се отделя в атмосферата.
Процесът H-Coal превръща въглищата директно в течни горива. Конверсията на въглищата обикновено достига 95 %. Това е най-ефективният процес с типичен добив от четири до пет барела петрол от тон въглища, освободени от влага - включително газификация на въглища, при която се отделя водород. Основните продукти са: дизелово гориво с добри свойства и мазут с ниско съдържание на сяра, който може да отговаря на спецификациите след реформинг или хидропреработка.
2) Пиролиза и коксуване - такива процеси са: COED, CARRENT, TOSCOAL, COALSON, ZURGI, DUHRGAZ. Течните добиви от процесите на пиролиза обикновено са неефективни за практическо използване при производството на синтетични течни горива, изискват по-нататъшно третиране, преди да могат да се използват като моторни горива. Но икономическата жизнеспособност на тази технология не е убедителна.
3) Газификация на въглищата. Известните промишлени методи са: LURGI, WINKLER, COPPERS, TEXACO, EXXON, MOLTEN SALT, SHELL. Този процес е най-екологосъобразното използване на въглища за енергийни нужди, тъй като премахва до 99 % от всички замърсители.
Той също така подобрява ефективността на електроцентралите от 40 на 70 %. От технологиите, използвани за газификация на въглища, процесите на Shell и Texaco имат доминиращ дял в газопроизводството (77 %), следвани от китайската технология ECUST (15,3 %). Третото място на използване на технологията ECUST (Източен китайски университет за наука и технологии) е забележително поради бързия темп на развитие на технологията. Започвайки с пилотен завод (22 тона/ден гориво) през 1996 г., технологията е довела до експлоатация на 17 търговски газификатора, които са въведени до 2010 г. И днес достига до преработка на 2 000 тона/ден въглища). Само в Китай годишно се газифицират повече от 100 милиона тона въглища. От накратко казаното по-горе, практически интерес за България има преработката на въглищата чрез процесите хидрокрекинг (хидрогениране) и газификация.
Какви данни са достъпни за инвестиционните разходи, необходими за двата процеса?
А) За H-Coal процесът: От изградени такива инсталации в САЩ е установено, че проектните инвестиции в заводски съоръжения за преработка на въглища от едно находище с подземен и друго находище с открит добив по H-Coal процес и с производителност от 100 000 барела течно
гориво на ден са както следва, табл. 1:
Таблица 1.
CAPITAL INVESTMENT FOR H-COAL SYNCRUDE PRODUCTION
Инвестициите в инсталацията за производство на водород възлиза на $ 276 милиона от общо 533 милиона щатски долара, или 52 процента. Общите инвестиции в предприятията за втечняване на въглища могат да бъдат намалени, ако се приемат алтернативни суровини и горива. Например, инвестицията във водородни инсталации би могла да бъде намалена наполовина, ако за суровина се ползва природен газ или нафта и се реформира до водород.
В табл. 2 са представени годишните разходи по експлоатация на съоръженията и поддръжката им:
В представените по-горе инвестиционни разходи не са включени разходите за добив на въглищата. Като пример, те са представени отделно в следващата табл. 3:
Вижда се, че откритият добив е повече от 3 пъти по-евтин от подземния и съответства на 11- 12лв./тон въглища.
Б) За газификационен процес
Отново са достъпни данни за американска инсталация за преработка на въглища от две находища (табл. 4).
В ред 6 Общи инсталационни разходи, мерната единица не е упомената, но става дума за 118, респ. 101 милиона долара за газификация на двата различни сорта въглища. Подробни данни са достъпни и за две проектирани инсталации в Индонезия. Едната по китайска технология (Инсталация А), а втората по германска технология (Инсталация В), предназначени както за газификация на въглищата, така и за комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия през 2011г.
Капиталните разходи в хиляди долари са:
Прави впечатление съществената разлика в капиталовите разходи между китайската и германската технология, при една и съща производителност на синтетичен газ, докато експлоатационните разходи са приблизително еднакви. Въобще инвестициите за изграждане на инсталации за газификация на въглища по китайска технология са около 60 % - 65 % по ниски от тези по американските и европейските.
Разходите за производство на електроенергия за инсталациите в Индонезия са 0,189 и 0,204 USD/kWh, а продажните цени за електроенергия са 0,279 и 0,358 US $/kWh съответно за А и В.
Топлинната енергия се доставя като синтетичен газ. Разходите за генериране на синтетичен газ са 0,322 и 0,340 US $/Nm3, а продажната цена на сингаз са 0,38 и 0,512 щатски долара/Nm3, за завод А и В съответно. Анализът също показва, че газификацията на въглища е конкурентна в сравнение с енергията от дизел и мазут (т.е. 0,375 US$/kWh), но по-малко конкурентна, в сравнение с енергията от природен газ (т.е. 0.0864 US$/kWh).
Пореден пример за капиталови вложения е и проектираният завод на южноафриканската химическа и енергийна компания Sasol, която ще произвежда 96 000 барела на ден дизелово гориво и се очаква да струва 10 милиарда долара. В момента компанията изгражда първата голяма рафинерия в Съединените щати, близо до Лейк Чарлз в Луизиана. Тя ще бъде разположена там, за да се възползва от края на газопровода за природен газ и транспортния път по река Мисисипи.
Същата фирма Sasol е направила проучване за използване на въглища от област Силезия (Полша и Германия) за производство на 5 млн. тона синтетичен газ от 15 млн. тона въглища, като инвестицията се оценява на 3 млрд. долара. Пак от същите въглища се предвижда получаване на синтетично течно гориво, което ще струва не повече от 30-35 US$/барел.
Използването на въглища ще се увеличи при всеки предвидим сценарий, защото са евтини и с големи резерви. Въглищата могат да осигурят използваема енергия на цена между 3 и 7 Евро на MWh в сравнение с 18 до 40 Евро за MWh за нефт и природен газ.
Подземна газификация на въглища
Газификацията може да се случи както в отделно наземно съоръжение за преработка, така и в мина или във въглищен неразработен залеж. Подземната газификация на въглищата (UCG) позволява достъп до по-дълбоки въглищни слоеве, досега недостъпни чрез конвенционален добив.
Според изследвания на български геолози от всеки тон въглища може да се извлече 20-25 m3 синтетичен газ. Проучване на „Овергаз“ показа, че добивният синтез ще струва около 60 евро/1000 m3. Разходният ценови диапазон се оценява от 1 до 8 US$ на GJ произведен синтетичен газ. Подземната газификация предлага определено предимство, но и сериозни потенциални опасности - веднъж започнал, процесът не може да бъде прекъснат, както и съществува риск от замърсяване на ценни водни ресурси.
Комбиниран цикъл с интегрирана газификация (IGCC)
В световната практика са изградени хибридни инсталации, които съчетават на една площадка модерна технология за газификация на въглища с производство на електроенергия с газови и парни турбини.
Предимствата на тази технология в сравнение с конвенционалните електроцентрали с прахообразно изгаряне на въглища включват гъвкавост по отношение качеството на използваното изходно гориво, по-голяма ефективност и много ниски емисии на замърсители. Така например, процесът позволява да се премахнат 98 – 99 % от серните окиси, съдържанието на азотни окиси е под 75 mg/m3, а съдържанието на фини прахови частици е под 1 mg/m3.
IGCC използва комбиниран цикъл с газова турбина, задвижвана от произведения от въглищата синтетичен газ, докато отработените газове чрез топлообменници в отделен термодинамичен контур генерират прегрята пара за задвижване на парна турбина. При този процес около 60 – 70 % от енергията идва от газовата турбина. А общият коефициент на полезно действие на комбинираната ТЕЦ нараства с поне 17 %.
Важно: Наземната газификация на въглища също притежава недостатъци. Един от недостатъците на тази газификация на въглища са разходите за поддържане на необходимите съоръжения.
Тихоокеанската Северозападна Национална Лаборатория на САЩ посочва, че огнеупорната зидария на газификатора обикновено трае около една година до 450 дни най-много, което струва около един милион долара, за да се замени. Замяната също така отнема от 21 до 42 дни за инсталиране, през което време съоръжението за газификация не може да работи. Това повишава цената на енергията и химикалите, произведени от тези инсталации, което ги прави по-трудни за конкуриране с еквивалентни продукти, произведени чрез конвенционални методи.
Втори недостатък е, че въпреки някои екологични предимства, при газификацията на въглищата, освен че се произвежда синтетично гориво, от синтетичния газ се отделя и голямо количество въглероден двуокис, което се втечнява за по-нататъшно съхранение.
Система за улавяне и съхранение на въглероден двуокис (CCS)
България е сред малкото страни в света, която имаше шанс да получи одобрение на европейски проект на тема „Към демонстрационна електроцентрала за нулеви емисии с технологии за улавяне и съхранение на въглерод (CCS)“ изпълнен съвместно от испанската фирма Inypsa и българския клон на австралийската компания WorleyParsons през 2010-2011г..
За сценарии на демонстрационните проекти са били избрани следните ТЕЦ:
1) ТЕЦ „ЕЙ и ЕС Гълъбово“ - площадка за съхранение Гълъбово/Марица;
2) ТЕЦ „Марица Изток 2“ - площадка за съхранение Павликени; и
3) ТЕЦ „Марица изток 2“ - площадка за съхранение Ямбол/Черково.
Изборът на площадки за съхранение е съобразен с критериите: да бъде на разстояние не повече от 150 km от ТЕЦ, да има капацитет на съхранение поне 20 г. и използваните подземни кухини да бъдат на дълбочина над 800 m, да бъдат изолирани от атмосферата чрез дебели слоеве непропусклива скала.
Интерес представялата табл. 5 с направените оценки за размера на необходимите инвестиции по отделните сценарии и цената на произвежданата електроенергия с действаща система за улавяне и съхранение на въглероден двуокис (CCS).
Таблица 5.
Размер на необходимите инвестиции по отделните сценарии и цената на произвежданата електроенергия с действаща система за улавяне и съхранение на въглероден двуокис (CCS)
Оценените капитални разходи са между 300 и 500 милиона евро за различните сценарии.
Най-висока е прогнозната инвестиция за сценарий 2 предвид голямото разстояние на транспортиране на втечнения СО 2. Вижда се, че единичната цена на произвеждания 1 МWh електроенергия с прилагане на технологията CCS нараства 2-2,5 пъти за ТЕЦ АЕС Гълъбово и 3,5-4,5 пъти за ТЕЦ Марица изток-2. Но тя може да бъде редуцирана ако бъде одобрено прилагането на европейската програма NER300. Тази програма носи инициалите си от продажбата на 300 милиона квоти за емисии от резерва за нови участници (NER), създаден за третата фаза на системата на ЕС за търговия с емисии (EU ETS). С прилагането на програмата цената на електроенергията би спаднала с 35- 60% за различните сценарии.
Предвид непрекъснато нарастващата цена на 1 тон въглеродни емисии, представлява интерес, при каква прагова цена на тон емисии проектът за двата ТЕЦ-а би бил рентабилен. Стойностите са дадени в таблицата, а онагледяването е на следващите две графики.
Какво е бъдещето за въглищните ТЕЦ в България?
В много европейски страни от доста време е намерен начин за осигуряване финансовата устойчивост на въглищните електроцентрали, които гарантират сигурността на снабдяването. Досега в 13 страни в Европа вече работи т.нар. механизъм за капацитет, който ЕК е одобрила, за да се гарантира потреблението на електроенергия в даден период от време.
Сред тях са Великобритания, Германия, Италия, Полша, Белгия, Гърция... В Европа се прилагат 33 различни механизма за заплащане на капацитет, които са одобрени от Европейската комисия в съответствие с Насоките за държавна помощ за опазване на околната среда и енергетиката в периода 2014-2020 г.
Българските отговорни институции анализират адекватността на ресурсите, за да се избере механизъм за защита на родните ТЕЦ на въглища. Документът доказва необходимостта от тези допълнителни плащания за поддържане стандартите за надеждност на електроенергийната ни система. Трябва да се отбележи, че механизмите за капацитет не са безкрайна дерогация, а временно одобрение от страна на ЕК и няма да продължат повече от 10 години.
А след това? Лекомислено е да разчитаме, че енергийните технологии от миналия век ще продължат да ни служат до изчерпване на националното ни богатство - маришкия минен комплекс. Както и да поддържаме заблудата, че новите чисти въглищни технологии са излишен разход, а физическата граница на ресурс на енергийните съоръжения може да бъде премествана продължително.
Представените накратко по-горе чисти въглищни технологии доказват, че въглищата сами по себе си са неутрални. Мръсни ги прави директното им изгаряне.
Китайската технология за газификация на въглища с производство на 1005 GJ/h синтетичен газ e оценена на 16 млн US$. Но следва да се напомни, че тази технология отделя въглероден диоксид, който трябва да се улови, втечни и съхрани на безопасно място, което води до допълнителни разходи, оценени на около 300 млн. евро.
Накрая, има и по-евтин вариант за екологизация на ТЕЦ на въглища в преходния период – това е съвместното изгаряне на въглища (по съществуващата технологична схема) и наводо-въглищно гориво (ВВГ) през мазутните горелки. Инсталации за изгаряне на ВВГ са изградени в Австралия, Австрия, Канада, Китай, Италия, Япония, Швеция, Русия, САЩ и др. Най-интензивни разработки на технологията ВВГ са провеждани в Япония, Китай и Русия, а работеща инсталация за топлоснабдяване има и във Виена.
В следващата табл. 6 е представен екологично очистващият ефект от прилагането на ВВГ:
Нека да се има предвид, че такова гориво е разработено и в България и е с доказано нискоемисионно изгаряне от измервания на РИОСВ.
Заключение
На последните няколко енергийни конференции, проведени в България, се показаха презентации, апелиращи в преходния период преди затваряне на въглищните ТЕЦ да се премине на работа на природен газ, чиито емисии на СО 2 са наполовина на тези от въглищата.
Такава конверсия се предприе вече за ТЕЦ „Варна“, която ще обхване и най-старите първи три блока. Предимствата на изгаряне на природен газ са освен екологични, но и щадящи котелното оборудване - няма износване на нагревните повърхности, няма отделяне на шлака за депониране, по-ниска повреждаемост на съоръженията, по-малко количество закупени квоти за емисии.
При непрекъснато нарастващата цена въглеродните емисии, една конвертирана на природен газ централа ще има икономическо предимство пред въглищна такава. Това предимство ще нарасне, при влизане в действие на междусистемните газови връзки с Гърция или Турция и доставка на газ от различни източници на конкуриращи се цени.
Нека не се подминава фактът, че една конвертирана на природен газ въглищна централа си остава все така ниско маневрена за нуждите на управление на енергийната система, особено когато е нужна за влизане в действие от студено състояние, което изисква 7-8 часаза достигане на пълен товар. От тази гледна точка новопостроените енергийни мощности трябва да са с газови турбини или комбинация от газови и парни турбини.
Ако следваме напътствията на експерти за преминаване към газов преход на въглищните централи, какво съдба ще отредим на Маришкия енергиен комплекс - нашето национално богатство и стълб на енергийната ни сигурност и независимост?
От казаното дотук следва, че българската енергетика следва да се ориентира в опазването на климата чрез възможно най-ефективно използване на наличните енергийни ресурси. Необходимо е да се използва съществуващия международен опит за чисто превръщане на въглищата в електроенергия. Но това няма как да се внедри, без технологиите за улавяне и окончателно съхранение на въглеродния двуокис, отделен от електроцентралите.
Ако ЕС трябва да постигне своите дългосрочни цели по отношение на изменението на климата, ще са необходими технологии за много по-чисто изгаряне на въглища и значително намаляване на емисиите на CO2. В тази връзка и поради изводите на различни прогнози за удвоен обем на електроенергията, произведена от въглища до 2030 г., улавянето и съхранението на въглеродните окиси е от изключителна важност.