CC BY
22НАУЧНЫЕ ОБЗОРЫ
SCIENTIFIC REVIEWS
Статья поступила в редакцию 20.06.13. Ред. рег. № 1694 The article has entered in publishing office 20.06.13 . Ed. reg. No. 1694
УДК 621.311.23/25.003.13
ПАРОГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И НЕТРАДИЦИОННОЕ ТОПЛИВО -ПЕРСПЕКТИВА РАЗВИТИЯ МАНЕВРЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ В ЭНЕРГЕТИКЕ УКРАИНЫ
Ю.М. Запорожец, С.А. Кудря, В.Ф. Резцов
Институт возобновляемой энергетики НАНУ 02094 Украина, Киев, ул. Красногвардейская, д. 20А Тел./факс: +38-044-206-28-09, e-mail: renewable@ukr.net
Заключение совета рецензентов: 25.06.13 Заключение совета экспертов: 01.07.13 Принято к публикации: 10.07.13
В статье проанализированы предпосылки осуществления насущных мероприятий по модернизации и техническому перевооружению парка маневренных тепловых электростанций на основе широкого внедрения современных газотурбинных технологий и комбинированных парогазовых установок с использованием отечественной техники, имеющихся и нетрадиционных топливных ресурсов, включая возобновляемые источники энергии и водородный цикл.
Ключевые слова: маневренные мощности, парогазовые технологии, нетрадиционное топливо, возобновляемые источники, водородный цикл.
STEAM AND GAS TECHNOLOGIES AND NON-TRADITIONAL FUEL AS PERSPECTIVE OF DEVELOPMENT MANEUVERABLE GENERATION AT
UKRAINIAN ENERGY
Yu.M. Zaporozhets, S.A. Kudrya, V.F. Ryeztsov
Institute of Renewable Energy of NASU, 20a Krasnogvardeyskaya St., Kiev, 20294, Ukraine Tel./fax +38044 206-28-09, e-mail: renewable@ukr.net
Referred: 25.06.13 Expertise: 01.07.13 Accepted: 10.07.13
In the article the authors analyze preconditions of implementation of urgent measures on modernization and technical re-equipment of maneuverable park of thermal power plants on the basis of wide introduction of modern gas-turbine technology and combined steam-gas plants using domestic technology, available and non-traditional fuel resources, including renewable and hydrogen cycle.
Keywords: maneuvering power, steam-gas technologies, non-traditional fuel, renewable sources, hydrogen cycle.
Введение
Среди множества проблем, связанных с обеспечением техногенной безопасности, едва ли не главенствующим фактором и неотъемлемой составляющей является энергетическая безопасность - состояние крупнейших энергетических объектов и
сетей, образующих глобальные системы энергообеспечения индустриально-урбанизированных регионов, ибо всем известны катастрофические масштабы последствий аварий именно на таких объектах во всем мире, не будем их перечислять. Для Украины это крайне актуальный вопрос.
Критическое состояние энергетической отрасли Украины констатируется во всех квалифицированных исследованиях и экспертных выводах и государственных органов, и научных учреждений, а также отечественного и международного профессионального сообщества [1-5].
Такое состояние обусловлено предельным физическим износом крайне устаревшего оборудования тепловых электростанций (больше 85% блоков) и совершенно несбалансированными пропорциями между базовыми и маневренными мощностями существующих средств генерации. Проблемы электроэнергетики страны в значительной мере вызваны искаженной структурой экономики: она перегружена энергоемкими производствами первичной переработки сырья и отраслями с неравномерным характером потребления энергии. Ситуацию усугубляет низкий уровень гидроэнергетики в общем балансе генерации, а по сути - отсутствие достаточного количества маневренных мощностей для регулирования колебаний нагрузки [2-4].
Покрытие базовой части графика нагрузки обеспечивают АЭС и ТЭС, которые вырабатывают приблизительно по 45% электроэнергии [2-3]. А высокоманевренные ГЭС вместе с гидроаккумулирую-щими электростанциями ГАЭС составляют только 9% установленной мощности Объединенной энергосистемы ОЭС, и вырабатывают лишь 5%, поэтому основное бремя по регулированию графика нагрузки приходится на ТЭС, что приводит к дополнительному снижению их эффективности и перерасходу топлива из-за частых остановок энергоблоков [4-6].
Опыт развитых стран свидетельствует, что для обеспечения устойчивости ОЭС и надлежащего качества электрической энергии доля маневренной генерации должна составлять не менее 18...20% мощности системы [2-3]. Традиционным путем формирования парка маневренных мощностей является развитие гидроэнергетики. Но даже выполнение программы реконструкции и продление срока эксплуатации действующих ГЭС и введение в эксплуатацию новых ГАЕС, что предполагается так и не принятым проектом обновленной «Энергетической стратегии Украины до 2030 г.», не позволит в ближайшей перспективе достичь такой пропорции [2-4]. Вследствие этого даже в 2025 г. дефицит пиковых мощностей прогнозируется на уровне 1,4...4,2 ГВт [2].
Итак, создание дополнительных маневренных мощностей в необходимом объеме исключительно традиционным способом невозможно, поэтому необходимо изыскивать нестандартные пути решения этой проблемы [5, 6]. В частности, в условиях критического состояния, которое отмечено выше, задача технического перевооружения энергетического комплекса должна была бы решаться по примеру развитых стран на основе современных газотурбинных технологий. Благодаря известным преимуществам в сравнении с паротурбинными электростанциями [68], газотурбинные установки (ГТУ) доказали высо-
кую эффективность их применения в энергетических системах ведущих стран мира.
Свои технические и термодинамические преимущества газотурбинные двигатели наиболее полно реализуют в энергетических парогазовых установках (ПГУ). Коэффициент полезного действия современных ПГУ с традиционной схемой составляет 50...60%, благодаря чему достигается максимальная эффективность использования топлива. При этом стоимость установленной мощности составляет 400...600 долларов за 1 кВт, в то время как удельная стоимость угольной паротурбинной ТЭС, которая имеет КПД 40...42%, составляет 1000...1400 $/кВт, а у ГАЭС превышает 2500 $/кВт [6-8]. Создание парогазовых установок возможно также при модернизации существующих энергоблоков ТЭС путем надстройки газотурбинными установками для использования выхлопных газов газотурбинных двигателей (ГТД) в топках котлов. При этом КПД энергоблока возрастает на 5...7% [7].
Тем не менее, в последнее время газотурбинные технологии в Украине не рассматриваются как реальный сценарий модернизации и обновления ТЭС. Одним из аргументов против использования ГТД в энергетике выдвигается отсутствие в Украине достаточных запасов природного газа.
Впрочем, проблема сокращения расходования природного газа в промышленной энергетике оказывается актуальной не только для Украины, а также для России, стран СНГ и других, и способом ее решения предлагается именно применение ПГУ [1, 5, 6]. Ведь одним из основных преимуществ газовых турбин является их пригодность для работы с разными видами топлива [6-8]. Поэтому современные разработки ведущих мировых фирм последовательно продвигаются в направлении внедрения в газотурбинные технологии вместо природного газа топливных композиций с водородом, преимущественно полученных за счет газификации угля (синтез-газ и водород) [9, 10], вплоть до 100-процентного замещения водородом традиционного природного газа [11].
Цель настоящей работы заключается в том, чтобы обосновать целесообразность и наличие достаточных предпосылок для внедрения в энергетику Украины маневренных ПГУ на основе использования нетрадиционных видов топлива, в том числе водородного, произведенного за счет возобновляемых источников.
1. Характеристика существующих проблем
Осознание настоятельной необходимости внедрения высокоэкономичных парогазотурбинных установок для технического перевооружения электроэнергетики России и Украины побудило их правительства еще в 1992 г. заключить соглашение о совместном производстве парогазовых установок для тепловых электростанций. Этим соглашением, в частности, было предусмотрено создание энергетиче-
ской газотурбинной установки промышленного типа мощностью 110 МВт и КПД 36%.
Реализация такого задания осуществлялась на базе испытательного комплекса Государственного научно-производственного предприятия «Машпроект» (НПП «Машпроект») в с. Каборга Николаевской обл. Заказчиками выступили Минэнерго Украины и РАО «ЕЭС России». О ходе работ по сооружению и пуске в эксплуатацию 1-ой очереди опытно-промышленной электростанции на базе ГТЭ-110 (рис. 1) подробно извещалось в научных публикациях [12].
создана и принята в эксплуатацию 1-ая очередь опытно-промышленной электростанции с ГТЭ-110 МВт (рис. 2.), а дальше ... ничего.
Рис. 1. Общий вид ГТД-110 в сборочном цехе [12] Fig. 1. General view of GTE-110 in assembly shop [12]
Достигнутые результаты дали основания для составления прогнозной оценки потребности РАО «ЕЭС России» в ГТУ и ПГУ в диапазоне мощностей от 25 до 180 МВт на период до 2015 г. общим объемом 38 тыс. МВт, из них только ГТЭ-110 больше 100 единиц (15 ГВт). В дальнейшем на основе технических решений, полученных в процессе создания ГТЭ-110, на ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» разработали две новые газотурбинные установки мощностью 45 и 60 МВт, предназначенные для использования при сооружении новых или реконструкции существующих теплоэлектростанций. Указанные машины по своим техническими и экономическими показателями отвечают лучшим аналогам ведущих мировых фирм General Electric, MAN, Alstom, о чем также сообщали разработчики [13].
Как ни удивительно, прогнозов относительно потребностей украинской энергетики в такой технике, равно как и стратегии ее развития вообще, до сих пор нет.
Итак, сложилась парадоксальная ситуация: в Украине существует острая необходимость в сооружении новых мощностей маневренной генерации, в том числе за счет модернизации или надстройки существующих ТЭС, для чего наилучшим образом пригодны новейшие газотурбинные технологии и комбинированные схемы ПГУ; в Украине разработаны высокоэффективные энергетические ГТУ разного уровня мощностей; в Украине имеется в наличии полный цикл производства указанной техники; в Украине
Рис. 2. Опытно-промышленная электростанция «Каборга» [13] Fig. 2. Experimental industrial electric power station «Kaborga» [13]
Заморожены огромные бюджетные средства, вложенные в разработку передовых конкурентоспособных технологий; паротурбинные энергоблоки тепловых электростанций из последних сил вытягивают чрезмерные нагрузки; в ближайшие годы не появятся ожидаемые гигаватты ни атомных энергоблоков, ни ГЭС - очень уж долгие сроки их сооружения. А своего газа нет - на чем будет работать ГТУ?!
Указанную ситуацию в энергетике Украины метко охарактеризовал автор [15]: «темное прошлое» -«безвыходное настоящее», но «будущее светлое», ведь есть еще на полях свыше 100 млн. тонн соломы, в лесах брошены почти 250 млн. кубометров древесины и других отходов, так есть ли выход в этой безысходности?
Да! - говорят энергетики-традиционалисты: мы закупим в Сингапуре несколько использованных морских буровых платформ и будем добывать природный газ глубоко из-под дна моря; мы с помощью ЬМв-терминала сможем принимать 10 млрд. кубометров сжиженного газа; мы, благодаря 8Ие11'у, разорвем пласты уцелевших территорий и будем добывать сланцевый газ; а еще есть много угля, которого хватит надолго, - и все это будем сжигать в топках котлов - как во времена Архимеда, и... преодолеем кризис! [16-19].
Однако энергетики-реалисты предостерегают: «новое» буровое оборудование позволит «Черно-морнефтегазу» добывать не больше 3 млрд. кубометров газа в год [17], но кто же разрешит жечь этот драгоценный газ в котлах ТЭЦ, если только для производства аммиака его нужно свыше 6 млрд. кубометров.
ЬМв-терминал - это что-то новое и современное, но откуда же возьмутся те 10 млрд. кубов, ведь доставка газа из Катара весьма проблематична, а создание перевалочной инфраструктуры и танкерного
флота для азербайджанского или туркменского газа потребует почти 4 млрд. долларов инвестиций - да за такие деньги можно в Украине нарастить добычу газа на 10...15 млрд. м3, считают в Минэнергоугле [19].
Со сланцевым газом еще интереснее: его теплотворная способность в 2 раза ниже, чем у природного - 0,57 против 1,17 (относительно условного топлива). Т.е. при использовании в тепловом двигателе для получения одной и той же мощности сланцевого газа потребуется вдвое больше, чем природного. Учитывая, что себестоимость сланцевого газа на скважине оценивается в 220...250 $/тыс. куб. м, это означает, что его энергетический эквивалент будет иметь цену даже более высокую, чем импортированный природный газ - 440...500 $/тыс. куб. м [20]. Вдобавок, высокое содержание взрывоопасных примесей в сланцевом газе не позволяет прокачивать его через газопроводы высокого давления и доставлять на большие расстояния. Очистка же обойдется слишком дорого. Таким образом, сланцевый газ пригоден, преимущественно, как местное топливо или в баллонах для коммунально-бытовых нужд. Наконец, у сланцевого газа очень низкий процент выхода из буровых скважин - от 0,1 до 0,2 [20]. Поэтому, как показывает опыт разных компаний в тех же США, физические объемы и капиталоемкость работ по освоению месторождений колоссальные, а добыча в итоге выливается в колоссальный ущерб [ 21].
Но Shell обещает огромные инвестиции, которые в 10 раз больше, чем сумма, которую Минэнерго-уголь считает потребной для обеспечения достаточного объема добычи на шельфе своего, не суррогатного, а настоящего природного газа - в чем же тогда смысл?!
Остается уголь - и запасы есть, и добыча налажена, единственный недостаток - уголь в своем естественном виде как топливо нетехнологичен, непригоден для применения в современных тепловых машинах, к тому же еще создает при сжигании вредные выбросы.
Таким образом, традиционные подходы к решению вышеупомянутых проблем оказываются или сомнительными, или вообще утопическими. А реалистическая позиция, основанная на взвешенных оценках всей совокупности факторов, определяющих ситуацию, побуждает обратиться к нетрадиционным решениям, которые, разумеется, также требуют немалых инвестиций, тем не менее, они, несомненно, являются более эффективными, динамичными, рассчитанными на долговременную перспективу, быстро реализуемыми и окупающимися.
2. Направления решения проблем
Итак, ТЭС Украины оказались перед дилеммой -или продолжать идти путем, который ведет к их закрытию, или же встать на путь интенсивного развития и восстановления оборудования. Многими исследованиями и практическим опытом зарубежных
стран доказано, что решение большинства проблем в энергетике, особенно в части реабилитации своих ТЭС, эффективно достигается с помощью газотурбинных и парогазовых технологий [5, 6, 22]. В развитых странах наблюдается настоящий бум производства ГТУ. В России также наращиваются темпы внедрения ПГУ. На рис. 3 и 4 наглядно отображены эти тенденции [23].
Рис. 3. Объемы производства газотурбинных установок в мире
Fig. 3. Volumes of production of gas turbine plants in the World
Рис. 4. Парогазовый бум в России Fig. 4. Steam and gas boom in Russia
И в Белоруссии, в соответствии с государственной программой, полным ходом идет модернизация энергетики с применением современных газотурбинных и парогазовых технологий: 40 МВт в Новопо-лоцке, 75 МВт на Минской ТЭЦ-2.
Строительство инвестируется заграничными банками под гарантии правительства Республики Беларусь [24]. ГТУ-ТЭЦ на 10 МВт создается в Эстонии; строятся ПГУ в Чехии и других странах, где природным газом и не пахнет.
Однако, несмотря на то, что в Украине существует полный цикл производства, который может обеспечить скорейшее развертывание строительства маневренных ПГУ и ГТУ-надстроек к действующим
ТЭС, и высокую экономичность, парогазовая технология не получила надлежащего развития, ее использование ограничивается малыми мощностями, которые не решают проблем сглаживания графика суточной нагрузки. Есть лишь несколько примеров сооружения небольших ПГУ мощностью 20 МВт [22]. Более того, в разных вариантах проектов обновленной «Энергетической стратегии Украины до 2030 г.», которые попадаются на глаза общественности, о ГТУ-ПГУ, а тем более о водороде, нет ни одного упоминания! Итак, весь мир шагает не в ногу, а только Украина нашла панацею - сланцевый газ?!
Но главнейшей проблемой, которая сдерживает распространение ПГУ-технологий в Украине, является обеспечение достаточного объема пригодного для применения в газовых турбинах доступного по цене топлива. Нынче для масштабного использования в энергетических ГТУ-ПГУ альтернативу «ископаемым» газам (природному, сланцевому) могут составить две группы «промышленных» газов: сопутствующие, что образовываются как побочные продукты или отходы определенных производственных процессов в металлургии, химии, нефтепереработке и т.д., а также «технологические», которые получают с помощью специальных промышленных технологий.
К первой группе нужно отнести горючие газы металлургического производства (доменный, коксовый, конверторный), спутниковый газ нефтедобычи, шахтные газы и другие побочные горючие газы [25]. Другую группу нетрадиционных видов топлива, которые отвечают упомянутым требованиям, представляют лишь два продукта: синтетический газ (синтез-газ) и водород. Во многих случаях они сосуществуют в одном продукте в разных парциальных соотношениях, но условия потребления этого газа не требуют их разделения. Тем не менее, есть существенные отличия в процессах получения и использования синтез-газа вместе с водородом и добычи самого водорода, поэтому и рассмотрим их отдельно.
3. Объемы нетрадиционных топливных ресурсов, необходимые для снабжения маневренных ПГУ
3.1. Прежде всего, нужно оценить объем мощностей маневренных ПГУ, которые необходимо обеспечить альтернативным топливом. Исходя из наихудшего - пессимистического сценария, приведенного в [2], даже с учетом реализации запланированных мероприятий по реконструкции агрегатов ГЭС и ГАЭС, дефицит маневренных мощностей составит около 4 ГВт. Приняв в основу расчета линеаризованный характер распределения мощностей в маневренном диапазоне, получим годовой объем электроэнергии, который они должны обеспечить:
4,0 ГВт х 2500 ч = 10000 ГВт-ч, или 36 000 млн. МДж.
Рассчитывая получить такую выработку электроэнергии с помощью ГТУ-ПГУ, мы должны исходить из того реального уровня КПД преобразования теп-
ловой энергии в электрическую, который могут обеспечить современные агрегаты. Пользуясь известными показателями [26]: 42% для ГТУ (например, «Водолей») и 55% для ПГУ, которые целесообразно применить для модернизации ТЭС в пропорции (ориентировочно) 30% надстройка ГТУ к существующим ПТУ и 70% новострой ПГУ, получим средневзвешенный КПД = 47,3%. Тогда расчетный объем топлива, потребного для 4 ГВт маневренных мощностей, составит 76 млн. ГДж. В перерасчете на условное топливо эта величина составляет 2,6 млн. т у.т. В случае использования для этого природного газа его требуемый объем составит 3,04 млрд. куб. м.
Дальнейший расчет связан с топливными характеристиками конкретного газа или смеси, которую предполагается использовать как заменитель природного газа.
3.2. Газотурбинные и газо-паротурбинные установки рассчитаны для работы на природном газе и
легком жидком топливе, но способны сжигать также
„ - е -
низкокалорийные газы, полученные в металлургии
(доменные с калорийностью от 1000 ккал/нм3, коксо- 11 вые и другие газы - 2000...4000 ккал/нм3). Поэтому для Украины весьма перспективно использование ПГУ в металлургическом комплексе, где собственная потребность в электроэнергии составляет до 2000 МВт, причем часть этой мощности используется в дневное время. По данным ГП НПКГ «Зоря-Машпроект», утилизация теплоты доменного газа при использовании парогазовых установок ПГУ-150 мощностью 150 МВт позволит не только повысить КПД утилизации с 10-12% (паротурбинный блок) до 40-45%, но и создать в масштабе Украины до 2,5 ГВт электрогенерирующих мощностей, которые могут быть направлены на собственные нужды металлургии и фактически вывести ее на режим самообеспечения по электроэнергии. Это поможет существенным образом снизить нагрузку на тепловую энергетику [22, 27]. Окупаемость электрогенерирующих и приводных ГПТУ, которые работают на газах металлургического производства, составляет не больше 23 лет [27].
На нефтеперерабатывающих заводах Украины, где внедрена технология глубокой переработки нефти, образовываются отходы в виде нефтяного кокса (вяжущие отходы). Современной технологией утилизации таких отходов для производства электроэнергии является их внутрицикловая газификация в ГПТУ. Отходов только Одесского НПЗ после модернизации хватит для ГПТУ мощностью до 350 МВт.
При переходе всех НПЗ Украины на глубокую переработку нефти, можно было бы ожидать создания до 1,5 ГВт электрогенерирующих мощностей, которые способны работать на отходах нефтепереработки [27].
Кроме того, на установках каталитического крекинга (Мозырьский НПЗ, Беларусь), в значительных объемах как побочный продукт производится водо-родосодержащий «сухой» газ. Он представляет со-
бой смесь газов, типичное содержание которой включает: водорода до 20%, метана до 28%, этана до 13%, этилена до 13%, азота до 18%, сероводорода до 30 ррт. Теплотворная способность указанного газа составляет 6500 ккал/кг. По своим техническим характеристикам этот газ оказался вполне пригодным для использования в газотурбинных установках, что было безусловно доказано почти десятилетним опытом эксплуатации ГТД производства ГП НПКГ «Зо-ря-Машпроект» в составе газотурбинной электростанции мощностью 15 МВт.
Для решения проблем, связанных с использованием водородосодержащего газа в качестве топлива для ГТУ, предприятием был выполненный большой объем исследовательско-конструкторских работ и осуществлена модернизация двигателя для приспособления его к «сухому газу». В результате появилась первая в СНГ газотурбинная электростанция, которая работает на углеводородном газе с высоким содержанием водорода [28]. Тем самым практически доказано, что к общему объему видов топлива, пригодных для питания ГТУ, однозначно приобщен водород.
Но указанными источниками имеющиеся ресурсы нетрадиционного топлива для ГТУ в промышленности не ограничиваются. Среди производств химической отрасли одной из наиболее энергоемких является хлорная промышленность с параллельным производством каустической соды (затрата электроэнергии на 1 т каустической соды составляет 2400...2600 кВт-ч), поэтому практически во всем мире для нее действуют специальные (льготные) цены на энергоносители. При этом по существующей электролизной технологии при изготовлении 1 т 100% каустика (№ОН) получается 0,89 т 100% хлора (С1) и 25 кг или 275 нм3 водорода [29].
Годовое производство каустической соды в Украине достигает 130 тыс. т [30], соответственно тратится 325 млн. кВт-ч электроэнергии, и производится ? как побочный продукт 3250 тыс. кг или 36,2 млн. нм3 водорода. Возникает естественный вопрос: а как его используют? Оказывается, этот водород просто сжигают в факелах, в то время как указанного количества достаточно для выработки 78,4 млн. кВт-ч электроэнергии, что составляет 24% того объема, который потребляется указанным производством. Например, ГПТУ класса 25 МВт (типа ШТ 25000 СС1) для выработки 1 МВт-ч электрической энергии сжигает 165 нм3 природного газа, удельная теплота сгорания которого составляет 35800 кДж/м3, что по тепловому эквиваленту соответствует 462 нм3 водорода, у которого теплота сгорания составляет 12770 кДж/м3. В случае использования этого водорода было бы получено указанное выше количество электроэнергии. Как видим, 50 млн. гривен (60 коп/кВт-ч) фактически вылетают в трубу!
Приведенные данные свидетельствуют о том, что даже более рачительное отношение к имеющимся в отечественной промышленности ресурсам, которые
не используются в достаточной мере, а просто и буквально выбрасываются на ветер, сжигаемые в факельной системе сбросных газов, может обеспечить значительную часть объема топлива, нужного для внедрения в энергетику ГТУ-ПГУ технологий. Тем не менее, очерченные в этом подпункте направления касаются преимущественно мероприятий энергосбережения или снижения энергозатратности отечественных отраслей промышленности, способных уменьшить нагрузку на базовую тепловую энергетику, но, возможно, лишь треть из них может быть реально использована в сфере маневренной генерации.
3.3. Поэтому стратегическое направление внедрения ГТУ и ПГУ в общую энергетику связано с неизменной потребностью в использовании в качестве первичного топлива угля, запасы которого в разных странах мира, в частности, в Украине, достаточно велики. Тем не менее, этот спрос неразделимо увязывается с требованием сокращения выбросов CO2, что обусловило насущную необходимость во внедрении надежных, малоотходных и конкурентоспособных по цене газотурбинных технологий сжигания обогащенного водородом синтез-газа, полученного из угля [31, 32].
Для эффективного использования ГТУ на угле необходимо создание систем его газификации и очищения полученного газа от механических примесей и вредных газовых компонентов, а так же реконструкция разной степени сложности газовых турбин, в первую очередь их камер сгорания. При газификации практически вся органическая масса топлива превращается в газ, который может сжигаться в камерах сгорания парогазовых установок (ПГУ) или в топках котлов [33].
Большинство разработок, связанных с технологией газификации угля, направлено на интеграцию газификатора в парогазовый цикл. Лидерами в такой технологии, называемой «ПГУ с внутрицикловой газификацией (ВЦГ) - gas turbine for Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC)», являются General Electric, Siemens и Mitsubishi. В последнее время под давлением экологических требований системы IGCC дополняют установками CCS (Carbon Capture and Storage -улавливание углекислого газа) [32].
Хотя процессы газификации углей промышленно освоены и используются в хозяйственных целях более 100 лет, их применение для производства электроэнергии стало серьезно рассматриваться лишь после появления газификационных систем, работающих под давлением, и мощных газовых турбин. Газификация под давлением оказывается наиболее эффективной в технологических схемах с ПГУ, поскольку в этом случае снижаются затраты на дополнительное сжатие газа перед подачей в камеру сгорания [33]. Теплота, которая отводится при газификации угля, утилизируется в большинстве случаев внутри цикла ПГУ, из него же забираются необходимые для газификации воздух, пар и вода [34].
Мощные энергетические ПГУ с газификацией угля эксплуатируются за рубежом более 10 лет. За это время, во-первых, практически доказана их эффективность, которая реально приближается к показателям установок с традиционным топливом, а во-вторых - происходит процесс их дальнейшего усовершенствования по всем параметрам, как технико-экономическим, так и экологическим.
Одна из последних разработок была презентована компанией Clean Coal Power R&D, LTD на Энергетическом конгрессе в Индии в 2012 г. (India Energy Congress, 2012) - с сентября 2007 г. пущена в эксплуатацию опытно-промышленная электростанция (demonstration plant) в Nakoso (префектура Фукуси-ма, Япония), построенная в соответствии с базовой концепцией ПГУ-IGCC (рис. 5). Общая мощность станции - 250 МВт, температурный класс - 1200°С.
Gasifier Porous
Filter
Wet Gas Gypsum
Clean-Up recovery
Gas Turbine
Char
(unturned egal)
Steam Turbine
Gasifier
Stack
Air boost-up Compressor
a
GT, ST & Generator
Gasifier
Gas Clean-up
газификаторов может проявляться и серьезный недостаток - неполнота выгорания топлива, достигающая в реальных установках 20% и более, что не позволяет достичь уровня газификации ~ 0,9, который, согласно [36], считается достаточным для экономической реабилитации технологии.
В таких ситуациях, применительно к наименее экономичным газификаторам, неполнота выгорания топлива в которых может достигнуть 40%, используется технология двухстадийного сжигания угля: в карбонизаторе, где вырабатывается синтез-газ и образуется полукокс, и в камерной топке, где сжигается полученный полукокс. Синтез-газ далее сжигается в газовой турбине. КПД такого цикла составляет 44...46% . Такая двухтопливная технология наиболее отработана компаниями Foster Wheeler и Ahlstorm [36].
ПГУ при этом работает по разветвленной схеме: синтез-газ подается в ГТУ со сбросом уходящих газов в котел-утилизатор (КУ), из которого полученный пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ). Полукокс сжигается в ПК, и полученный пар также сбрасывается в ПТУ. Преимущество такой схемы - в возможности работы ПГУ как в дубль-(ГТУ+ПТУ), так и в моноцикле (только ГТУ).
Сообразуясь с возможностями отечественного энергомашиностроения, внедрение в энергетику угольных парогазовых технологий, аналогичных разрабатываемым за рубежом, целесообразно производить планомерно путем перевода классического паросилового блока на угольный парогазовый цикл в два этапа:
- надстройка паротурбинного угольного блока газовой турбиной на смешанном топливе (природный газ или жидкое топливо);
- перевод ГТУ на угольный генераторный газ и преобразование паротурбинного угольного блока в ПГУ с внутрицикловой газификацией [37].
На рис. 6 показана условная схема такого преобразования.
b
Рис. 5. Опытно-промышленная электростанция в Nakoso: а - схема ПГУ-IGCC; b - вид сверху [35] Fig. 5. Nakoso-plant: а - scheme of SGP-IGCC; b - top view [35]
По состоянию на январь 2012 г. наработка газотурбинного агрегата на синтез-газе составила 14000 часов, а наработка самого газификатора - более 14120 часов, при этом валовая выработка электроэнергии превысила 2800 ГВт-ч. В первый же год опытной эксплуатации станции была полностью подтверждена ее способность к устойчивой работе с полной нагрузкой в течение длительного периода (2000 ч) [35].
Вместе с тем, в связи с использованием различных по составу и качеству углей, у разрабатываемых
Рис. 6. Переход на технологию ПГУ-IGCC Fig. 6. Transition to SGP - IGCC technology
Внедрение таких установок в большую энергетику может осуществляться по довольно мягкому сценарию: постепенный переход от сжигания чистого природного газа через смесь его с синтез-газом вплоть до 100% замещения. По крайней мере, в газотурбинных установках фирмы вБ предусматривается двойное питание: синтез-газ/природный газ или
синтез-газ/жидкое топливо. Обычное топливо требуется при запуске турбины и останове, хотя системы сжигания и управления предназначены для работы на любом топливе во всем диапазоне нагрузок.
Накопленный опыт свидетельствует о возможности и перспективности такого пути: на рис. 7 приведена диаграмма допустимых пропорций смешивания при сохранении основных рабочих параметров [9].
В частности, в случае отклонения (снижения) объема выхода синтез-газа в системе ВЦГ, соответствующий объем его для поддержания уровня выходной мощности может быть скомпенсирован добавкой сопутствующего топлива. Более того, таким образом - увеличением или снижением добавки сопутствующего топлива к синтез-газу - оказывается возможным регулирование выходной мощности турбины [9].
Рис. 7. Диаграмма допустимых пропорций смешивания «сингаз/природный газ» Fig. 7. Diagram of permissible mixing ratio «synthetic gas/natural gas»
Указанные обстоятельства представляются вполне естественными, ведь состав основных компонентов синтез-газа разного происхождения (из разных сортов угля) практически одинаков, хотя их соотношения могут варьироваться в довольно широких пределах. От этого зависит теплота сгорания конкретного состава синтез-газа и, соответственно, особенности конструктивного оформления определенных узлов ГТУ. В таблице приведен типичный состав синтез-газа и характерные диапазоны процентного содержания компонентов.
Типовой состав синтез-газа Typical synthetic gas composition
Компонент CO H2 CO2 n2 CH4 H2S
Состав, % (об) 35-60 18-35 3-17 1-11 0-1,5 0-0,1
Теплота сгорания разных «сортов» синтез-газа составляет 8000...12500 кДж/м3; выход газа составляет 1,6...2,2 м3/кг; использование углерода - 95...98% и КПД газификации 70...72% [34].
Пользуясь этими данными, в частности, приняв среднюю теплоту сгорания синтез-газа 10 МДж/м3 и производительность газификации (выход газа)
2,0 м /кг, найдем, что для получения указанных в п. 3.1 76 млрд. МДж теплового эквивалента нужно 7...8 млрд. м3 синтез-газа и, соответственно, 3,8...4 млн. т угля для газификации. Есть ли такой ресурс?
По данным [38] избыток энергетических углей, который можно использовать за пределами базовой генерации, не превышает 3,4 млн. т. Таким образом, предварительная оценка возможности обеспечения необходимого для маневренного сектора энергетики парка ГТУ-ПГУ за счет технологий внутрицикловой газификации собственного угля (IGCC) обнаруживает 10.12-процентный дефицит ресурса. Т.е. для полномасштабного воплощения стратегии внедрения в маневренную генерацию парогазотурбинных установок необходимо изыскать приблизительно 0,5 млн. т угля, а точнее, источник получения эквивалента 1 млрд. м3 синтеза-газа.
Для этого существуют два пути. Первый - это использование технологий подземной газификации угольных пластов, непригодных для шахтной разработки. Второй - это непосредственное производство водорода за счет возобновляемых источников энергии.
Что касается подземной газификации угля (ПзГУ: Underground Coal Gasification - UCG), то известная донецкая компания ДТЭК уже несколько лет изучает
возможность применения таких технологий на своих угольных предприятиях. Предварительные результаты и расчеты показали перспективность данного направления. По экспертным оценкам, себестоимость полученного синтез-газа ниже сланцевого и близка к природному газу, который добывается в Украине [39]. Кроме того, указанная технология пригодна и для вовлечения в топливно-энергетический баланс огромного количества некондиционных для шахтной добычи угольных пластов и пропластков, ресурсы которых в Львовско-Волынском каменноугольном бассейне оцениваются в 74 млн. т, что позволяет получить по предлагаемой технологии [40] свыше 60 млрд. м3 синтез-газа, в том числе 27 млрд. м3 водорода.
Итак, потенциал обеспечения маневренных ПГУ нетрадиционным газовым топливом собственной выработки вполне достаточен, хотя технологии ПзГУ нуждаются в дальнейшем усовершенствовании [32].
Поэтому уместно учесть еще одно направление получения топлива для ГТУ-ПГУ. Речь идет о водороде, который производится без использования углеводородных соединений и ископаемых энергоносителей, преимущественно о том, который получают электролизом воды.
4. Предпосылки для вовлечения в топливный
арсенал газотурбинных технологий водорода,
полученного из возобновляемых источников
4.1. Водород по теплофизическим свойствам существенно отличается от природного газа, но независимо от способа его получения, он целиком пригоден для использования в качестве топлива в ГТУ. Естественно, что применение водорода вызывает изменения в параметрах термодинамического цикла, массовом расходе газа, степени сжатия (повышения давления), условиях охлаждения лопаток, а это, в свою очередь, влияет на перераспределение мощности между турбиной и компрессором, и, в конечном счете - на выходные характеристики газовой турбины [41]. Но для того то и проводятся исследования особенностей режимов функционирования ГТУ при замещении природного газа водородом, выполняются работы по приспособлению к нему камер сгорания, направляющих лопаток и других узлов и осуществляется необходимая модернизации машин, чтобы максимально использовать энергетический потенциал водорода и конструктивный потенциал ГТУ [28, 42]. И эти проблемы, как уже указывалось, вполне разрешимы. Кроме того, режим введения водорода в топливный ресурс ГТУ предусматривает постепенный переход от слабо насыщенных водородом смесей природного или синтез-газа к более обогащенным, как отображено на рис. 7. Во всяком случае, в Италии уже запустили на полную мощность 16 МВт ПГУ-электростанцию «Фузина» (близ Венеции), которая целиком работает на водороде [11].
Второй предпосылкой применения водорода в ГТУ-технологиях является его доступность. Во всем мире получают около 60 млн. т водорода, который используется в разных сферах промышленности, а вырабатывают его преимущественно паровым ри-формингом природного газа. Понятно, что сжигать такой водород бессмысленно. Для выработки энергетического водорода в промышленных масштабах необходимо в максимальной мере применить альтернативные способы производства.
Наиболее приемлемым для решения этой задачи является производство водорода электролизом воды с применением возобновляемых источников энергии. От других методов этот процесс выгодно отличается достаточно простым аппаратурным и технологическим оформлением. Основным сырьем в этом случае является вода - целиком доступный и практически неисчерпаемый источник [43].
Главными обстоятельствами, которые ограничивают возможность масштабного внедрения этой технологии, являются энергозатратность и стоимость конечного продукта - товарного водорода. В результате многочисленных исследований, посвященных этой проблеме, целесообразность построения интегрированных ветро-солнечно-водородных и гибридных энергетических комплексов с водородным циклом на сегодняшний день стала практически очевидной [44]. Особенно перспективным с точки зрения максимального уменьшения себестоимости произведенного водорода оказывается создание таких комплексов на морских плавучих платформах (МЕК-ВЦ) в шельфовой или прибрежной лиманной зонах с их специфическими природно-климатическими условиями [45].
Не углубляясь в детали, укажем главное, что определяет перспективу интеграции возобновляемо-водо-родного цикла с газотурбинными технологиями: во-первых, это процедура, аналогичная ВЦГ угля, только объектами преобразования в нем выступают другие источники энергии; а во-вторых, и это важнейшее -фактическое достижение условий получения конкурентоспособной цены на теплосодержание водорода. По данным расчетов [46], проект, построенный на ценовой базе еще 2010 года, позволяет уже сейчас выпустить на рынок товарный водород по цене 200 долларов за 1000 нм3. Покажем, что благодаря этому в Украине существуют реальные возможности создания новейшей газотурбинной технологии Integrated Renewable Hydrogen Cycle - Gas Turbine IRHC.
4.2. В расчетах п. 3.2 показано, что ПГУ типа UGT 25000 CC1 мощностью 44 МВт для выработки 1 МВт-ч электрической энергии нужно 462 нм3 водорода. В случае использования этой ПГУ для создания пиковой электростанции с годовой наработкой 2000 часов, необходимо иметь выработку водорода в объеме 41 млн. нм3 в год. Для природно-климатических условий, принятых в проекте [46], удельная годовая выработка водорода за счет электрической энергии ветросолнечного энергокомплекса, которая
направляется непосредственно на электролиз воды, составляет 750...800 нм3/кВт, т.е. для обеспечения работы избранной ПГУ на протяжении года в пиковом режиме нужно инсталлировать 52 МВт мощности ветряных и солнечных энергоустановок.
В том же проекте показано, что при целевом использовании ветросолнечных генерирующих установок для питания электролизеров без транспортировки на дальние расстояния произведенного продукта, удельная стоимость оборудования уменьшается до уровня 800...900 долл./кВт. В итоге объем инвестиций для реализации технологии «Gas Turbine IRHC» на базе установки UGT 25000 CC1 составит 41...47 млн. долл.
При сопоставлении этой суммы со стоимостью природного газа, объем которого должна заместить установка IRHC, 14,6 млн. нм3 по цене 0,42 долл./нм3, что равняется 6,15 млн. дол. в год, найдем, что окупаемость инвестиций составит 6,5...7,5 лет.
Свидетельством признания перспективности новейшего направления в энергетике, который мы охарактеризовали как Gas Turbine Integrated Renewable Hydrogen Cycle, есть ряд проектов, недавно внедренных в нескольких регионах [47].
В частности, в Египте ПГУ 135 МВт дополнена солнечно-тепловой установкой в предварительной ступени пароперегревателя, которая повысила ее мощность до 150 МВт [48].
Однако более эффективной схемой, которая по сути близка к прямому использованию в ГТУ водорода, полученного за счет, например, энергии солнечного излучения, представляется уже апробированная технология Solar-Hybrid Steam Injection Gas Turbine (STIG) Cycle или, как ее еще называют, Solarized Cheng Cycle. Этот цикл предусматривает использование низкотемпературного пара, полученного за счет солнечной энергии, для увеличения выходной мощности турбины [47, 49].
В обычной STIG-технологии (аналог «Водолея» [50]), поток отходящего пара газовой турбины нагревает воду в регенераторе (HRSG), и пар впрыскивается в камеру сгорания. Объем потока пара ограничивается количеством тепловой энергии, располагаемой на выхлопе турбины, обычно в пределах до 10% от расхода компрессора. В предложенном варианте Solar STIG Cycle с помощью солнечных концентраторов достигается значительно больший объем генерируемого пара по сравнению с естественным пределом обычного STIG. При этом параметры пара, обеспеченные солнечным испарителем, вполне соответствуют условиям реализации STIG-цикла, будучи существенно более низкими, чем требуются для существующих гелиотермических технологий. Этим обстоятельством обусловливается возможность применения более простых и менее дорогостоящих солнечных преобразователей при том же или даже более высоком уровне общей эффективности по сравнению с традиционными солнечными электростанциями, в которых используются высокотемпературные гелио-коллекторы. На рис. 8 показана схема установки с
описанным циклом, а на рис. 9 приведены показатели эффективности преобразования тепловой энергии в электрическую в зависимости от соотношения «впрыска» пар/воздух (SAR) при различных параметрах рабочего тела турбины [49, 51].
Рис. 8. Схема Solar Hybrid STIG Cycle Fig. 8. Scheme of Solar Hybrid STIG Cycle
> 45
t 40
А
V
-----
% v i
ч
-ЭОСПТПО PR ' 1ШТ1Т 15 PF -1ЯЮПТ30 PF -140СГТ1Т 20 PF
12 3 4
Steam-to-alr ratio, kg-steam/kg-air
PR - Pressure ratio, TIT - Turbine inlet temperature, SAR - steam-to-air ratio
Рис. 9. Зависимость эффективности от SAR Fig. 9. Efficiency dependence on SAR
4.3. Особенно благоприятные обстоятельства для сооружения пилотной опытно-промышленной парогазовой электростанции с использованием водородного топлива, полученного из возобновляемых источников, сформировались в месторасположении испытательного комплекса «Каборга». Развитая там инфраструктура 1-ой очереди 0ПЭ-110 и естественный ареал, который к ней примыкает, сложились в уникальную совокупность факторов, которые позволяют в кратчайшие сроки создать промышленный прототип эффективного энергетического агрегата на водородном топливе и стартовую площадку для реализации новейшей газотурбинной технологии Integrated Renewable Hydrogen Cycle.
Березанский лиман, на берегу которого находится производственная площадка «Каборга», с площадью зеркала 60 кв. км, а также значительные территории
земель, примыкающие к ней, позволяют развернуть целый парк ветряных и солнечных энергоустановок от 100 до 300 МВт мощности, на пропускную способность которых рассчитана линия электропередачи, подведенная к испытательному комплексу.
Расчет энергопотенциала возобновляемых источников и годовой выработки электроэнергии на указанной территории целиком аналогичен тому, который выполнен в [53] для площадок шламохранилищ Николаевского глиноземного завода и прилежащей к ним акватории Бугского лимана - расстояние между ними по широте лишь 35 км. Результат расчета показал для «Каборги» валовую выработку электроэнергии в объеме до 400 млн. кВт-ч, за счет которой можно получить 80 млн. нм3 водорода в год. Если для функционирования пиковой ПГУ-44 будет использовано согласно расчету лишь 41 млн. кубов из указанных 80 млн., то остаток в 39 млн. в виде водорода и вырабатывать не нужно. Вместо этого целесообразно реализовать почти 200 млн. кВт-ч неиспользованной электроэнергии по «зеленому» тарифу (0,46 €/ кВт-ч) - тогда за счет солнечной компоненты можно получить 0,46 х 200 = 92 млн. €.
Без деталей укажем, что эта сумма составляет около 30% капитальных вложений, необходимых для создания всего ветросолнечного энергокомплекса с водородным циклом, т.е. он окупится меньше, чем за 4 года, поставляя на протяжении всего периода водород для ПГУ (бесплатно!).
Выводы
Необходимость масштабного обновления оборудования и перестройки всего парка ТЭС в Украине требует немедленного принятия решений относительно стратегии реабилитации отрасли, иначе дилемма для ТЭС превратится в безальтернативный императив - закрытие. Примеры Саяно-Шушенской, Углегорской электростанций и еще более ужасных техногенных катастроф требуют осуществления опережающих мероприятий в сфере энергетической безопасности и недопущение новых жертв и потерь.
Для форсированного обновления ТЭС необходимо срочное принятие государственных программ относительно развития маневренных мощностей и обеспечение внедрения в энергетику страны современных эффективных и быстроокупаемых парогазовых установок, в том числе с внутрицикловой газификацией угля и гибридных систем с использованием водорода, полученного за счет возобновляемых источников энергии.
Украина имеет развитую производственно-технологическую базу для производства ГТУ разного калибра и сооружения мощных ПГУ, оборудование для газификации угля и достаточные его запасы, огромные ресурсы возобновляемых источников энергии, особенно в прибрежной зоне и на шельфе, способных обеспечить энергетику и промышленность доступным по цене водородным топливом в любых нужных объемах.
В итоге, очевидно, следует констатировать, что проблемы украинской энергетики и энергетической безопасности - это не техническая проблема, это не отсутствие газа. Проблема - это отсутствие воли для принятия ответственных государственных решений.
Список литературы
1. Воронцов С. Про вщповщшсть Енергетично1' стратеги Украши на перюд до 2030 року сучасним викликам i загрозам у сферi енергетично1' безпеки // Нацюнальний шститут стратепчних дослджень. -http://www.niss.gov.ua/articles/470/
2. Мацевитый Ю.М., Стогний Б.С., Шидлов-ский А.К. Научно-техническое обеспечение долгосрочных планов развития энергетики Украины // Енергетика та електрифжащя. 2013. № 1. С. 48-52.
3. Праховник А.В., Попов В.А., Находов В.Ф., Баталов А.Г., Денисевич К.Б. Развитие маневренной генерации ОЭС Украины как фактор повышения энергетической безопасности государства // Енерге-тика та електрифжащя. 2008. № 7. С. 9-12.
4. Иванченко Ольга. Бойко взялся за гидроэнергетику // Комментарии. № 16-17 (353) от 26.04.2013 / http://gazeta. comments.ua/ ?art=1348741706
5. Шеберстов О.М. Стан теплових електростанцш Украши, перспективи 1'х обновлення i модершзацп // Енергетика i електрифiкацiя. 2004. № 12. С. 1-6
6. Бабанин И.В., Чупров В.А. Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии // Вести в электроэнергетике. 2006. № 5 / http://www.esco-ecosys.narod.ru/2007_1/art129.pdf
7. Романов В.В., Филоненко А.А., Чобенко В.Н. Применение газотурбинных технологий - эффективный путь модернизации энергетики Украины // Науковi пращ. Серiя «Техногенна безпека». Микола1'в: ЧДУ iм. П.Могили, 2005. Том 41. Ви-пуск 28. С. 163-167.
8. Шелестюк А.И. Широкое внедрение ГТУ НПКГ «Зоря-Машпроект» - наиболее эффективный путь модернизации теплоэнергетики Украины // Науковi прац. Випуск 18. «Техногенна безпека». Микола1'в: ЧДУ iм. П.Могили, 2004. С. 130-134.
9. R. Daniel Brdar, Robert M. Jones. GE IGCC Technology and Experience with Advanced Gas Turbines // GE Power Systems. - GER-4207 / http://www.netl.doe.gov/technologies/ coalpower/ turbines/refshelf/igcc-h2-sygas/IGCC%20GTs%20(GER4207).pdf
10. Tim Bradley, Joseph Fadok. Advanced hydrogen turbine development update // Proceedings of the ASME Turbo Expo 2009: Power for Land, Sea and Air, GT2009. Orlando, Florida, USA. 2009, June 8-12. С. 1-9.
11. Водородное будущее энергетической отрасли
/ http://www.smartgrid.ru/sg-industriya/tehnologii-i-
resheniya/vodorodnoe-budushchee-energeticheskoy-
otrasli/
12. Бондин Ю.Н., Захаров С.В., Романов В.В., Раимов Р.И. Пробный пуск, комплексное опробование и введение в эксплуатацию опытно-промышленной электростанции в поселке Каборга Николаевской области на базе вновь созданного двигателя ГТДП110 // Науковi пращ. Серiя «Техногенна безпека». Миколш'в: ЧДУ iм. П.Могили, 2005. Том 41. Випуск 28. С. 138-147.
13. Филоненко А.А., Раимов Р.И., Черный Г.В. Новые газотурбинные электростанции и парогазовые установки на основе ГТД 45-60 разработки ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» // Науковi прац. Серiя «Техногенна безпека». Миколш'в: ЧДУ iм. П.Могили. Випуск 64. Том 77. 2008. С. 131-134.
14. Елена Ушакова. «Русские газовые турбины» и Renaissance construction подписали договор генерального подряда на строительство завода по производству газотурбинных установок // http://www.hydrogen.ru/modules.php?op=modload&na me=News&file=article&sid=1928
15. Виталий Ковач. Какое энергетическое будущее ждет Украину // Контракты. 23.11.2012 / http ://kontrakty.ua/article/55546
16. Петренко 1рина. Володимир Омельченко: «Вишки Бойка» даватимуть до 2 млрд. кубометрiв газу на рж // «Украшська енергетика», 2012-05-23 / http://ua-energy.org/post/20347
17. «Вышки Бойко» ситуацию с добычей газа не улучшат - эксперты // Gazeta.ua - 2012-05-23 / http://gazeta.ua/ru/articles/business/_vyshku-bojko-vveli-v-ekspluataciyu/ 436081
18. Игорь Костин. Скандальный разрыв. 08.03.2013 / http://greenkomitet.ru/forum/sobytiya-novosti/sng/1103-ukraina-skandal-nyi-razryv.html..
19. В необходимость LNG-терминала не верит даже Азаров // МинПром 26.03.13 / http://minprom.ua/news/119445.html
20. El Murid. Сланцевый газ слишком мифологизирован и имеет все признаки большой аферы // NEWS BALT. 14.05.2012 / http://www.newsbalt.ru/detail/?ID=4451
21. Shell не верит в сланцевый газ // Укррудпром. 26 апреля 2013 года / http://www. ukrrudprom.ua/news/ Shell_ne_verit_v_slantseviy_gaz.html
22. Патон Борис, Халатов Артем. Помогут ли газовые турбины преодолеть проблемы энергосистемы Украины? // «Зеркало недели. Украина». № 47. 12 декабря 2008. /
http://gazeta.zn.ua/ECONOMICS/pomogut_li_gazovye_ turbiny_preodolet_problemy_energosistemy_ukrainy.htm
23. Нигматулин Т.Р. Газовые Турбины // Электронный ресурс. Москва, 17.06.2010 / http://www.ocean.ru/index2.php?option=com_docman& task=doc_view&gid=323&Itemid=78
24. Золотухин А.Н., Капралов Д.А. На Минской ТЭЦ введены парогазовые установки на базе SGT 600 Siemens // Турбины и дизели. 2012, январь-февраль. С. 26-31
/ www.turbine-diesel.ru
25. Ковецкий В.М. Энергетическая эффективность технологий парогазотурбинных установок // Пробле-ми загально! енергетики. 2008. № 17. С. 66-72.
26. Енергоефектившсть та вщновлюваш джерела енерги / Шд заг. ред. А.К. Шидловського. К.: Украшсьш енциклопедичш знання, 2007.
27. Шелестюк А.И. Эффективная электрогенерация на базе ГТУ в промышленной энергетике // IV Международная конференция «Энергосбережение и бизнес». Ялта. 4-8.06.2007.
28. Бондаренко А.С., Каллаш В.Л., Литвин А.А. Эксплуатация судовых газотурбинных двигателей на газойле и водородсодержащем газе, получаемых при переработке нефти // Науковi пращ. Серiя «Техногенна безпека». Микола!в: ЧДУ iм. П.Могили, 2005. Том 61. Випуск 48. С. 218-219.
29. Подвязный В.И. Совершенствование калькулирования затрат в комплексных производствах химического комплекса // Современная экономика: проблемы и решения. 2010. № 8. С. 125-134 / http://econ.vsu.rU/downloads/pub/seconomic/8/podvyazn iy.pdf
30. Украина снизила производство двуокиси титана на 5,3% // Укррудпром. 26 января 2013 года / http://www.ukrrudprom.ua/news/Ukraina_snizila_proizv odstvo_dvuokisi_titana_na_53.html
31. Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Технико-экономические показатели ПГУ ТЭЦ с газификацией угля // Научный вестник НГТУ. Новосибирск, НГТУ. 2009. № 3. С. 155-162.
32. Christer Bjorkqvist. Progress Towards Implementation of IGCC-CCS in Europe // ICEPAG 2010. - International Colloquium on Environmentally Preferred Advanced Power Generation. Costa Mesa, California. 2010, February 9-11. Р. 1-4.
33. Тиматков В. Стратегическое значение технологии газификации угля // Институт проблем естественных монополий. Электронный ресурс / http ://www.combienergy .ru/stat93 9 .html
34. Применение газификации углей в электроэнергетике // Институт проблем естественных монополий.
Электронный ресурс
/http ://www.combienergy .ru/nts18.html
35. Tsutomu Watanabe. Brief Introduction on Nakoso IGCC Demonstration plant Technology and its test results // India Energy Congress 2012. January 24th 2012. Р. 26. /
http://www.ccpower.co.jp/research/pdf/doc/Presentation _at_India_Energy_Congress_2012-j .pdf
36. Ольховский Г.Г. Состояние и перспективы тепловой энергетики // Электрические станции. 2005. № 2. С. 12-21.
37. Богатова Т.Ф., Бусоргин В.А., Рыжков А.Ф. Твердотопливные ПГУ с частичной газификацией // Вопросы современной науки и практики. Университет им. В.И. Вернадского. 2007. № 2. С. 174-180 / http://vernadsky.tstu.ru/pdf/ 2007/ 02/30.pdf
38. Чернявский Н.В. О перспективах и особенностях использования угля в промышленности и коммунальной энергетике // Современная наука: сб. научн. статей. НПВК «Триакон», 2012. № 1(9). С. 80-88.
39. У Ахметова решили заменить российский газ синтез-газом // Лта. Бизнес. - 07.12.2012 / http://biz.liga.net/all/tek/novosti/2376730-u-akhmetova-reshili-zamenit-rossiyskiy-gaz-sintez-gazom.htm#
40. Стефаник Ю.В., Храмов В.М. Оцшка ресурав вугшля Львiвсько-Волинського бассейну, придатних для отримання водню методом тдземно! газифшацп // Фундаментальш проблеми воднево! енергетики. Наукова звггна сесiя. Ки!в, 24-25 листопада 2010. С. 35-36.
41. Paolo Chiesa, Giovanni Lozza, Luigi Mazzocchi. Using Hydrogen as Gas Turbine Fuel // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. Vol. 127, Jan. 2005. P. 73-80.
42. Сербин С.И., Гончарова Н.А. Характеристики камеры сгорания ГТД мощностью 2,5 МВт, работающей на синтез-газе // 1нновацп в суднобудуванш та океанотехшщ. III мiжнародна науково-техшчна конференщя. Николаев: Национальный университет кораблестроения имени адмирала Макарова / website: conference.nuos.edu.ua
43. Мхитарян Н.М., Кудря С.А., Яценко Л.В., Шинкаренко Л.Я. Состояние и перспективы использования водорода в возобновляемой энергетике // Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE, 2012. № 5-6. C. 68-79.
44. Butterfield S. Overview of Offshore Wind Technology/ S. Butterfield, W. Musial, J. Jonkman, P. Sclavounos. A national laboratory of the U.S. Department of Energy // Conference Paper NREL/CP-500-42252. 2007, October / http://www.nrel.gov/docs/fy08osti/42252.pdf
45. Запорожец Ю.М., Кудря С.А. Ветросолнечные энергетические комплексы с водородным циклом // Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE, 2011. № 8. С. 66-75.
46. Запорожец Ю.М. «Морской водород» для экономики Украины //Альтернативная энергетика и экология - ISJAEE, 2013. № 3. С. 13-26.
47. Elisa J Shue. Hybrid Solar-Fossil Fuel Power Generation // Submitted for the degree of Master of Science at the Massachusetts Institute of Technology. September 2012. 92 P.
48. Bright future for Egypt's solar/gas hybrid // Modern Power Systems. 2008, 1 April / http://www. Modern-powersystems.com/features/featurebright-future-for-egypt-s-solargas-hybrid
49. Livshits M., Kribus A. Solar hybrid steam injection gas turbine (STIG) cycle // Solar Energy, Vol. 86, Iss. 1. January 2012. P. 190-199.
50. Дикий М.О., Уваричев О.М., Соломаха А.С. Новггня газопаротурбшна технолопя «Водолш» для виробництва мехатчно! (електрично!) i теплово! енергп та li впровадження в енергетичному комплекс Укра!ни // ЕНЕРГЕТИКА економжа, технологи, еколопя. 2009. № 1. С. 17-20.
51. Maya Livshits and Abraham Kribus. Solar Hybrid STIG cycle // Tel Aviv university. Oct 6, 2010 / http://www.ises.org.il/assets/files/Conference%202010/L ivshits-P.pdf
52. Ivan G. Rice. Full steam injection in early gas turbines /
http://www.turbomachinerymag.com/blog/content/full-steam-injection-early-gas-turbines
53. Бша Г.Ю., Запорожець Ю.М. Можливосп перетворення загрозливих звалищ вiдходiв на переробш енерготехнологiчнi комплекси: приклад микола!вського глиноземного заводу // Вiдновлю-вана енергетика. 2012. № 3. С. 10-16.
Г.-": — TATA — i >
