CC BY
70
Оригинальная статья
УДК 621.182.001.33 (072):662.6 © П.В. Росляков, Д.О. Скобелев, М.В. Доброхотова, Т.В. Гусева, 2023
Оценка показателей выбросов парниковых газов
для угольных теплоэлектростанций в контексте развития углеродного регулирования
в Российской Федерации
DOI: http://dx.doi.org/10.18796/0041-5790-2023-9-84-89
РОСЛЯКОВ П.В.
Доктор техн. наук, профессор, профессор Кафедры моделирования и проектирования энергетических установок ФГБОУВО «Национальный исследовательский университет «МЭИ» (ФГБОУВО «НИУ «МЭИ»), 111250, Россия, г. Москва, e-mail: [email protected]
СКОБЕЛЕВ Д.О.
Доктор экон. наук,
директор ФГАУ«Научно-исследовательский институт «Центр экологической промышленной политики» (ФГАУ «НИИ «ЦЭПП»), 141006, г. Мытищи, Россия, e-mail: [email protected]
ДОБРОХОТОВА М.В.
Заместитель директора
ФГАУ «Научно-исследовательский институт
«Центр экологической промышленной политики»
(ФГАУ «НИИ «ЦЭПП»),
141006, г. Мытищи, Россия,
e-mail: [email protected]
ГУСЕВА Т.В.
Доктор техн. наук, профессор, заместитель директора по научной работе ФГАУ «Научно-исследовательский институт «Центр экологической промышленной политики» (ФГАУ «НИИ «ЦЭПП»), 141006, г. Мытищи, Россия, e-mail: [email protected]
Тепловая энергетика представляет собой один из основных источников антропогенных выбросов парниковых газов (ПГ) в атмосферный воздух. В 2020 г. в Российской Федерации суммарные выбросы от сжигания топлива в целях производства энергии составили 819 млн т СО-экв. Решения, направленные на снижение выбросов в теплоэнергетике, включают переход от угля к сжиганию природного газа, внедрение парогазовых установок, повышение коэффициента полезного действия при производстве электрической энергии на конденсационных электростанциях (КЭС) за счет внедрения нового оборудования, в том числе с повышенными параметрами пара. Отмечена важность снижения углеродоемкости производства электрической и тепловой энергии с точки зрения сокращения косвенных выбросов парниковых газов для отраслей реального сектора экономики, в первую очередь для металлургии и химической промышленности. Подчеркнуто, что для развития углеродного регулирования необходимо определить приоритетные направления ограничения выбросов и установить отраслевые индикативные показатели. Отмечено, что в России обоснование индикативных показателей осуществляется в результате проведения процедуры отраслевого бенчмаркинга в рамках актуализации информационно-технических справочников (ИТС) по наилучшим доступным технологиям (НДТ). В данной работе для угольных теплоэлектростанций (ТЭС) определены массовые и удельные выбросы СО, которые могут быть использованы при актуализации ИТС38-2022 «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии», а также при подготовке углеродной отчетности ТЭС. Определены энергетические угли, сжигание которых сопровождается наибольшими выбросами СО2. Даны оценки снижения выбросов парниковых газов при внедрении парогазовых установок и паротурбинных установок на суперкритические параметры пара. Ключевые слова: генерация энергии, угольные теплоэлектростанции, углеродное регулирование, парниковые газы, углекислый газ, массовые и удельные выбросы, индикативные показатели выбросов.
Для цитирования: Оценка показателей выбросов парниковых газов для угольных теплоэлектростанций в контексте развития углеродного регулирования в Российской Федерации / П.В. Росляков, Д.О. Скобелев, М.В. Доброхотова и др. // Уголь. 2023. № 9. С. 84-89. 001: 10.18796/0041-5790-2023-9-84-89.
ВВЕДЕНИЕ
Климатическая политика Российской Федерации получила значительное развитие в 2020-х гг.: принят Федеральный закон от 02.07.2021 № 296-ФЗ «Об ограничении выбросов парниковых газов» [1], разработана Стратегия социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года [2], выпускаются подзаконные акты и научно-методические документы. Согласно Национальному докладу о кадастре антропогенных выбросов [3], основным источником выбросов ПГ является сектор «Энергетика». Суммарные выбросы парниковых газов при сжигании топлива в 2020 г. составили 1,381 млн т СО2-экв или 86,4% по сектору «Энергетика», включающему выбросы от сжигания топлива, его утечек и испарения, а также транспорта и хранения СО2, обусловленные добычей, первичной переработкой, транспортировкой и использованием природного топлива (нефть, природный и нефтяной (попутный) газы, уголь, торф и др.) и продуктов его переработки [3]. Спектр исследований, направленных на декарбонизацию этого сектора, достаточно широк как в России, так и за рубежом [4, 5, 6, 7].
Производство электрической и тепловой энергии путем сжигания топлива отнесено в Российской Федерации к областям применения наилучших доступных технологий (НДТ) [8]. В 2017 г. был впервые разработан отраслевой информационный технический справочник (ИТС) по НДТ -ИТС 38-2017 «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» [9]; в 2022 г. ИТС 38 был актуализирован [10]; в июне 2023 г. утверждены технологические показатели выбросов загрязняющих веществ, установленные в ИТС 38-2022. С 2022 г. в российские ИТС НДТ включаются индикативные показатели удельных выбросов парниковых газов [11]; в ИТС 38 такие показатели должны быть установлены при его следующей актуализации в 2024 г.
Данное исследование посвящено сравнительному анализу выбросов парниковых газов, сопровождающих получение энергии при сжигании угля, и представляет собой работу по подготовке к проведению отраслевого бенчмаркинга и установлению индикативных показателей выбросов в ИТС 38.
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Понятие «индикативные показатели» было предложено российскими исследователями в 2021 г., индикативные (ориентировочные) показатели устанавливаются в целях стимулирования снижения углеродоемкости производства [12]; они рассчитываются как удельные величины (для энергетики - в т СО2-экв./МВт-ч электроэнергии и т СО2-экв./ГДж тепловой энергии). Подходы к установлению бенчмарков - удельных показателей углеродоемко-
сти для разных отраслей промышленности - в течение последнего десятилетия получили распространение во многих странах мира и регионах [13, 14, 15].
Основной парниковый газ, образующийся при сжигании разных видов органического топлива на тепловых электростанциях (ТЭС) и в котельных - это диоксид углерода С02 (или углекислый газ), на долю которого приходится 99,9% всех выбросов ПГ [3]. Поэтому далее в тексте статьи выбросы парниковых газов указаны в единицах т С02 (в единицу времени, на единицу произведенной энергии, т топлива и пр.). В 2020 г. на 144 российских ТЭС выбросы С02 превысили 1 млн т; при этом суммарные годовые выбросы С02 от сжигания угля составили159 млн т [9, 10].
Наиболее реальные на данный момент подходы к снижению выбросов СО2 - это переход с угля на сжигание природного газа, увеличение доли когенерации тепловой и электрической энергии на ТЭС, внедрение парогазовых установок, повышение коэффициента полезного действия при производстве электрической энергии на конденсационных электростанциях за счет модернизации действующего и внедрения нового оборудования, в том числе с повышенными (супер- и ультракритическими) параметрами пара, вывод из эксплуатации и демонтаж устаревшего неэффективного оборудования [16, 17].
Так, благодаря переводу части котлов на сжигание природного газа, а также увеличению количества новых газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) энергетических установок на российских ТЭС, доля которых в общем объеме установленных мощностей теплоэлектростанций составляет более 20% [9, 10], а также относительно высокой доле гидро- и атомных электростанций углеродоем-кость электроэнергии в России в 2001-2021 гг. снизилась до 0,360 т СО2 /МВт-ч (для сравнения: углеродоемкость электроэнергии в Китае составляет 0,544 т СО2 / МВт-ч, а в США - 0,379 т СО2 /МВт-ч) [18]. Углеродоемкость электроэнергии сказывается и на углеродном следе продукции энергоемких отраслей промышленности: прямые выбросы парниковых газов в энергетике определяют их косвенные выбросы в металлургии, химической промышленности, производстве строительных материалов и др. отраслях (см., например, [19]).
По запасам угля (более 400 млрд т) Россия занимает второе место после США. При современном уровне добычи этих запасов, по оценкам Министерства энергетики Российской Федерации, хватит приблизительно на 350 лет [20]. В настоящее время доля угля в топливном балансе российских ТЭС составляет 21,4% [9, 10]; согласно прогнозам, до 2040 г. уголь будет одним из базовых элементов энергетического баланса страны [16, 20].
В Сибирском и Дальневосточном федеральных округах доля углей в топливном балансе ТЭС составляет соответственно около 80% и более 40% [21]. Для функционирующих угольных ТЭС важно в ближайшее время определить угли с минимальным удельным выбросом СО2, с тем чтобы их можно было использовать для снижения выбросов парниковых газов на действующем, но не подлежащем в силу своего возраста модернизации оборудовании. Доля такого оборудования, введенного в России в эксплуатацию до 2001 г., составляет около 80% [10].
В порядке обоснования вероятных интервалов значений индикативных показателей выбросов парниковых газов в данной работе определен перечень основных типов углей, используемых в теплоэнергетике; в него вошли 18 антрацитов, бурых и каменных углей (табл. 1). Для них рассчитаны удельные выбросы СО2 на тонну сжигаемого натурального топлива (т н.т.) и в пересчете на условное топливо с теплотой сгорания Qг. = 29,3 МДж/кг (т у.т.), потоки выбросов (т СО2/ч) для разных типов энергетических установок в зависимости от их входной тепловой мощности (в диапазоне 50-3000 МВт), удельные выбросы СО2 при производстве электрической (т СО2/МВт-ч) и тепловой (т СО2/ГДж) энергии. Входная тепловая мощность (МВт) топливосжигающей энергетической установки в соответствии с [9, 10] определялась как произведение низшей теплоты сгорания топлива на рабочую массу Qг. (МДж/кг твердого топлива) при работе с номинальной нагрузкой.
Расчет выбросов парниковых газов проводили по балансовым уравнениям в зависимости от состава топлива согласно [22]. Массовые выбросы СО2 для энергетических установок с разной входной тепловой мощностью определяли по количеству сжигаемого условного топлива; удельные выбросы СО2 рассчитывали с учетом соответствующих электрических и тепловых КПД для разных типов энергетического оборудования.
Результаты расчетов удельных выбросов СО2 приведены в табл. 1.
Удельные выбросы СО2 на тонну натурального топлива возрастают пропорционально увеличению содержания углерода в рабочей массе топлива С' и теплоты его сгорания О'.. Для российских углей они изменяются в достаточно широких диапазонах 0,882-1,639 т СО2/т н.т. для бурых углей и 1,639-2,255 т СО2/т н.т. - для каменных углей.
Удельные выбросы СО2 на тонну условного топлива (т у.т) в отличие от удельных выбросов на тонну натурального топлива практически не зависят ни от содержания углерода
в рабочей массе топлива Сг, ни от теплоты его сгорания QПолученные диапазоны их значений заметно различаются для бурых и каменных углей и составляют 2,7552,904 т СО2/т у.т. для каменных углей и 2,871-3,308 т СО2/т у.т. для бурых углей. Это объясняется тем, что для получения одинакового количества тепловой энергии приходится сжигать большее количество менее калорийного топлива (такого, как бурые угли), чем более калорийного (каменные угли). Наибольшим образованием СО2 характеризуются бикинский и ерковецкий, а также назаровский и ха-ранорский угли (3,150-3,308 т СО2/т у.т. Среди каменных углей наибольшие удельные выбросы углекислого газа наблюдаются при сжигании нерюнгинских углей (2,8672,904 т СО2/т у.т.), а также донецкого АШ (3,115 т СО2/т у.т.).
Удельные выбросы СО2 в пересчете на условное топливо следует принимать во внимание при выборе альтернативных углей в случае замены топлива на ТЭС. Предпочтение следует отдать более калорийным каменным углям, что, однако, не всегда возможно в силу конкретных технических (в части подготовки топлива или условий его сжигания) или экономических ограничений.
Подчеркнем, что в целях снижения углеродоемкости энергетики серьезное внимание необходимо уделять качеству используемых углей. Низкосортные, низкокалорийные и плохообогащаемые угли, сжигание которых сопровождается повышенными удельными выбросами СО2, должны постепенно вытесняться из топливного баланса ТЭС. Это потребует изменения стратегий угольных компаний. Отметим, что в 2008-2022 гг. в России масштабы обогащения энергетического угля увеличились более чем в два раза: в строй введены 17 новых обогатительных фабрик и установок, 10 из них - для переработки энергетического угля [20].
В контексте установления отраслевых индикативных выбросов парниковых газов удельные выбросы СО2 следует пересчитать на единицу произведенной электрической энергии (т СО2 /МВт-ч). При одинаковых значениях КПД
Таблица 1
Характеристики российских энергетических углей и расчетные удельные выбросы CO2
Содержание в рабочей массе Низшая теплота Удельные выбросы СО2
Топливо Углерода С, % Водорода Hr, % сгорания Q i , МДж/кг т СО2/т н.т. т СО2/т у.т.
Бикинский 1Б 23,8 1,9 7,83 0,882 3,307
Павловское 1Б 25,7 2,3 9,13 0,953 3,063
Артемовский 3Б 29,4 2,5 11,14 1,090 2,871
Харанорский 1Б 33,5 2,2 11,39 1,242 3,200
Ерковецкий 2Б 35,0 2,0 11,51 1,298 3,308
Назаровский 2Б 37,2 2,5 12,85 1,380 3,150
Шоптыкольское 3Б 41,6 3,0 15,62 1,543 2,897
Березовский 2Б 44,2 3,1 15,66 1,639 3,071
Ирша-Бородинский 2Б 42,6 3,0 15,28 1,580 3,033
Интинский Д 44,2 2,9 16,87 1,639 2,850
Экибастузский СС 44,8 3,0 17,38 1,662 2,804
Воркутинский Ж 52,6 3,3 20,77 1,951 2,755
Кузнецкий Д 56,4 4,0 21,90 2,092 2,802
Нерюнгринский К 57,6 3,1 21,86 2,136 2,867
Нерюнгринский 3СС 60,0 3,0 22,48 2,226 2,904
Кузнецкий Г 60,1 4,2 23,57 2,229 2,774
Кузнецкий 1СС 60,8 3,6 23,40 2,255 2,827
Донецкий АШ 52,2 1,0 18,23 1,936 3,115
ЭколоГИя
р
энергетической установки этот показатель не зависит от мощности установки и полностью определяется видом и характеристиками сжигаемого топлива.
Увеличение КПД КЭС при сжигании одного и того же топлива позволяет несколько снизить массовые (т/ч) и удельные (т/МВт-ч) выбросы СО2. Снижение последних, согласно расчетным оценкам, может варьироваться в диапазоне 2,3-2,6% на 1% повышения электрического КПД независимо от вида топлива. Следовательно, переход пылеугольных КЭС со сверхкритических параметров пара (СКД: 25 МПа/545°С) на суперкритические параметры (СКП: 30 МПа/600°С) позволит увеличить электрический КПД с 36 до 44% [16], т.е. почти на 8%. Таким образом при переходе на СКП удельные выбросы СО2 (т/МВт-ч) при сжигании углей могут быть снижены на 18-20%.
Надежно оценить удельные выбросы СО2 при производстве тепловой энергии (т С02 /ГДж) можно только для отопительных и производственно-отопительных котельных и районных тепловых станций (РТС), производящих тепловую энергию в виде пара и горячей воды. Область применения ИТС 38-2022 распространяется на котлы с входной тепловой мощностью от 50 МВт [9, 10]. Поэтому в данной работе рассмотрены отечественные котлы с входной тепловой мощностью 50-210 МВт. В расчетах тепловые КПД угольных котлов в соответствии с их паспортными данными приняты равными 88% [23]. Удельные выбросы ПГ (т С02 /ГДж) для одного и того же топлива в случае его сжигания в котлах разной мощности с одинаковым КПД не зависят от тепловой мощности котла; величину
Выбросы СО2 при производстве тепловой энергии в пылеугольных котлах
Тип котла КВ-ТК-50 КВ-ТК-100 КВ-ТК-50/100
Номинальная тепловая мощность, МВт 58,15 116,3 58,15-116,3
Расход условного топлива, т у.т./ч 8,119 16,238
Тепловой КПД 88 %
Количество произведенной тепловой энергии, ГДж в год 1833818 3667637 -
Массовый Удельный
Выбросы СО2 при сжигании топлива выброс (поток), выброс,
т СО2/ч т СО2/ГДж
Бикинский1Б 26,850 53,700 0,128
Павловское 1Б 24,869 49,738 0,119
Артемовский 3Б 23,310 46,620 0,111
Харанорский 1Б 25,981 51,962 0,124
Ерковецкий 2Б 26,858 53,716 0,128
Назаровский 2Б 25,575 51,150 0,122
Шоптыкольское 3Б 23,521 47,042 0,112
Березовский 2Б 24,933 49,866 0,119
Ирша-Бородинский 2Б 24,625 49,250 0,118
Интинский Д 23,139 46,278 0,111
Экибастузский СС 22,766 45,532 0,109
Воркутинский Ж 22,368 44,736 0,107
Кузнецкий Д 22,750 45,500 0,109
Нерюнгринский К 23,277 46,554 0,111
Нерюнгринский 3СС 23,578 47,156 0,113
Кузнецкий Г 22,522 45,044 0,107
Кузнецкий 1СС 22,952 45,904 0,110
Донецкий АШ 25,290 50,580 0,121
массовых выбросов напрямую определяет тепловая мощность котла.
Результаты расчетов приведены в табл. 2.
Расчетные удельные выбросы СО2 на единицу производимой тепловой энергии при сжигании различных углей варьируют в и нтервале 0,108-0,128 т СО2/ГДж. Наибольшие удельные выбросы характерны для сжигания бурых углей. При сжигании каменных углей удельные выбросы СО2 изменяются в более узком интервале (0,107-0,113 т СО2 /ГДж). Из них наименьшие удельные выбросы соответствуют вор-кутинскому углю, а наибольшие - нерюнгинскому 3СС. По этому показателю антрациты находятся ближе к бурым углям (0,121 т СО2 /ГДж).
Сравнение расчетных данных показывает, что массовые (т/ч) и удельные (в т С02 /МВт-ч и т С02 /ГДж) выбросы СО2 при одинаковой мощности установок существенно меньше у отопительных котлов по сравнению с котлами конденсационных установок из-за значительной разницы в их КПД. Это еще раз подтверждает, что использование топлива для когенерации на ТЭЦ в силу более высокой эффективности использования теплоты является одним из доступных и эффективных практических мероприятий, позволяющих снизить выбросы парниковых газов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В связи с принятием Стратегии низкоуглеродного развития России в ближайшее время необходимо обеспечить разработку и реализацию эффективных мер по снижению выбросов парниковых газов; задачи в этой области, безусловно, встанут перед теплоэнергетикой.
Таблица 2 Для угольных ТЭС практические пути сокращения выбросов включают повышение коэффициента полезного действия за счет модернизации действующего и внедрения нового оборудования, в том числе с повышенными параметрами пара, вывод из эксплуатации и демонтаж устаревшего неэффективного оборудования, а также выбор более калорийного топлива.
Переход пылеугольных КЭС со сверхкритических параметров пара (СКД: 25 МПа/545°С) на суперкритические параметры (СКП: 30 МПа /600°С) позволит за счет более высокого КПД снизить удельные выбросы парниковых газов (т СО2 /МВт-ч) на 18-20 %. Качеству используемых углей следует уделить значительное внимание: низкосортные и низкокалорийные угли, сжигание которых сопровождается повышенными удельными выбросами СО2, должны постепенно вытесняться из топливного баланса ТЭС.
Результаты проведенных расчетов массовых и удельных выбросов СО2 для разных типов угля и различных энергетических установок могут быть использованы при проведении отраслевого
бенчмаркинга и установлении индикативных показателей выбросов парниковых газов при актуализации ИТС 382022 «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии». Ожидается, что эти показатели получат применение для принятия решений о стимулировании снижения углеродоемкости производства энергии на российских ТЭС.
Список литературы
1. Об ограничении выбросов парниковых газов: Федеральный закон от 02.07.2021 № 296-ФЗ. [Электронный ресурс]. URL: http://www. consultant.ru/document/cons_doc_LAW_388992/ (дата обращения: 15.08.2023).
2. Об утверждении Стратегии социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 29.10.2021 № 3052-р. [Электронный ресурс]. URL: www. consultant.ru/document/cons_doc_LAW_399657/ (дата обращения: 15.08.2023).
3. Национальный кадастр антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом. [Электронный ресурс]. URL: http:// www.igce.ru/performance/publishing/reports/ (дата обращения: 15.08.2023).
4. Петров И.В., Уткин И.И., Джайянт В.Б. Предложения по декарбонизации угольной промышленности и устойчивому развитию обособленных регионов на основе подземной газификации углей // Уголь. 2022. № 9. С. 41 -47. DOI: 10.18796/0041 -5790-2022-9-41 -47.
5. Fedash A.V., Vartanov A.Z., Petrov I.V. Problems of Innovative Development of the Fuel and Energy Industry in Russia // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2018. Vol. 206. P. 012015. DOI: 10.1088/1755-1315/206/1 /012015.
6. Yinhai Fang, Haiyan Xu. Research on Decarbonization Pathway of China's Coal-Fired Power Industry from the Perspective of Conflict Mediation // Frontiers of Environmental Science. 2022. Vol. 10. DOI: 10.3389/ fenvs.2022.930322.
7. Aliabadi D.E. Decarbonizing Existing Coal-Fired Power Stations Considering Endogenous Technology Learning: A Turkish Case Study // Journal of Cleaner Production. 2020. Vol. 261. DOI: 10.1016/j. jclepro.2020.121100.
8. Об утверждении перечня областей применения наилучших доступных технологий: Распоряжение Правительства Российской Федерации от 24.12.2014 № 2674-р. [Электронный ресурс]. URL: https://docs.cntd.ru/document/420242884#6540IN (дата обращения: 15.08.2023).
9. Росляков П.В., Кондратьева О.Е., Боровкова А.М. Нормативно-правовое и методическое обеспечение перехода на наилучшие доступные технологии в теплоэнергетике // Теплоэнергетика. 2018. № 5. С. 85-92. DOI: 10.1134/S0040363618050107.
10. ИТС 38-2022 «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии».
11. Доброхотова М.В. Особенности перехода российской угольной промышленности к наилучшим доступным технологиям // Уголь. 2022. № 9. С. 34-40. DOI: 10.18796/0041 -5790-2022-9-34-40.
12. Системы бенчмаркинга по удельным выбросам парниковых газов в черной металлургии / И.А. Башмаков, Д.О. Скобелев, К.Б. Борисов и др. // Черная металлургия. Бюллетень научно-технической и экономической информации. 2021. Т. 77. № 9. С. 1071-1086. DOI: 10.32339/0135-5910-2021 -9-1071-1086.
13. Prospective Sectoral GHG Benchmarks Based on Corporate Climate Mitigation Targets / A.-F. Bolay, A. Bj0rn, O. Weber et al. // Journal of Cleaner Prod uction. 2022. Vol. 376. DOI: 10.1016/j.jclepro.2022.134220.
14. Lopin Kuo, Bao-Guang Chang. Ambitious Corporate Climate Action: Impacts of Science-Based Target and Internal Carbon Pricing on Carbon Management Reputation - Evidence from Japan // Sustainable Production and Consumption. 2021. Vol. 27. P. 1830-1840. DOI: 10.1016/j.spc.2021.04.025.
15. Assessment on the Energy Flow and Carbon Emissions of Integrated Steelmaking Plants / Huachun He, Hongjun Guan, Xiang Zhu et al. // Energy Reports. 2017. Vol. 3. P. 29-36. DOI: 10.1016/j.egyr.2017.01.001.
16. Прогноз научно-технологического развития отраслей топливно-энергетического комплекса России на период до 2035 года. М.: Минэнерго России, 2016. [Электронный ресурс]. URL: https://docs. cntd.ru/document/456026524?ysclid=ler5yixiho947857367 (дата обращения: 15.08.2023).
17. Improve Technical Efficiency of China's Coal-Fired Power Enterprises: Taking a Coal-Fired-Withdrawal Context / Gao Li, Li Ruonan, Mei Yingdan et al. // Energy. 2022. Vol. 252. P. 123979. DOI: 10.1016/j. energy.2022.123979.
18. Global Change Data Lab. URL: https://ourworldindata.org/organiza-tion (дата обращения: 15.08б.2023).
19. Suer J., Ahrenhold F., Traverso M. Carbon Footprint and Energy Transformation Analysis of Steel Produced via a Direct Reduction Plant with an Integrated Electric Melting Unit // Journal of Sustainable Metallurgy. 2022. Vol. 8. P. 1532-1545. DOI: 10.1007/s40831 -022-00585-x.
20. Доклад о ходе реализации в 2021 году мероприятий Программы развития угольной промышленности России на период до 2035 года от 01.06.2022 № СМ-7541/12. [Электронный ресурс]. URL: https://minenergo.gov.ru/node/433 (дата обращения: 15.08.2023).
21. Информационно-аналитический доклад «О состоянии теплоэнергетики и централизованного теплоснабжения в Российской Федерации в 2020 году». М.: Российское энергетическое агентство, 2021.
22. Кузнецов Н.В., Дубовский И.Е., Митор В.В. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Минск: Эколит, 2020.
23. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат, 1989.
ECOLOGY
Original Paper
UDC 621.182.001.33 (072):662.6 © P.V. Roslyakov, D.O. Skobelev, M.V. Dobrokhotova, T.V. Guseva, 2023 ISSN 0041-5790 (Print) • ISSN 2412-8333 (Online) • Ugol' - Russian Coal Journal, 2023, № 9, pp. 84-89 DOI: http://dx.doi.org/10.18796/0041-5790-2023-9-84-89
Title
ASSESSING GREENHOUSE GAS EMISSIONS FOR COAL-FIRED POWER PLANTS IN THE CONTEXT OF CARBON REGULATION DEVELOPMENT IN THE RUSSIAN FEDERATION
Authors
Roslyakov P.V.', Skobelev D.O.2, Dobrokhotova M.V.2, Guseva T.V.2
1 National Research University"Moscow Power Engineering Institute" (MPEI), Moscow, 111250, Russian Federation
2 Federal State Autonomous Institution "Research Institute "Environmental Industrial Policy Center" (EIPC), 141006, Mytishchi, Russian Federation
Authors Information
Roslyakov P.V., Doctor of Engineering Sciences, Professor, Professor of the Department for Modelling and Project Design of Energy Generation Units, e-mail: [email protected] Skobelev D.O., Doctor of Economic Sciences, Director, e-mail: [email protected]
dobrokhotova M.V., Deputy Director, e-mail: [email protected] Guseva T.V., Doctor of Engineering Sciences, Professor, Deputy Director (Research), e-mail: [email protected]
Abstract
Heat and power industry is one of the key contributors to anthropogenic greenhouse gas emissions. Total emissions from fuel combustion for energy generation in the Russian Federation amounted to 819 million tons of CO2-eq in 2020. Emission reducing solutions applied by the heat and power sector include the transition from coal to natural gas as main fuel for combustion, the introduction of combined cycle plants, increasing the efficiency factor for electricity generated at condensing power plants (CPPs) by installing new equipment with increased steam parameters. It is emphasized that to reduce indirect greenhouse gas emissions in the real sector of economy, first - in metallurgy and chemical industry, it is important to decrease direct emissions in electric and thermal energy generation sector. It is pointed out that carbon regulation development requires the identification of priority areas for limiting emissions and setting sectoral indicative parameters. It should be noted that Russian approach to the substantiation of indicative parameters has the form of the industry benchmarking procedure performed during the process of updating Reference Documents (BREF) on Best Available Techniques (BAT). The paper determines mass and specific CO2 emissions for coal-fired thermal power plants (TPPs). Obtained data can be used for reviewing BREF 38-2022 "Fossil Fuel Combustion for Production of Energy by Large Plants", as well as for thermal power plant carbon reporting. The authors identified thermal coal types with the highest CO2 emissions and assessed the potential for reducing greenhouse gas emissions after introduction of combined-cycle plants and steam turbine plants for supercritical steam parameters.
Keywords
Energy generation, Coal-fired thermal power plants, Carbon regulation, Greenhouse gases, Carbon dioxide, Mass and specific air emissions, Indicative air emission parameters.
References
1. Federal Law No 296-FZ of 02.07.2021 "On Limiting Greenhouse Gas Emissions". [Electronic resource]. Available at: http://www.consultant.ru/docu-ment/cons_doc_LAW_388992/ (accessed 15.08.2023). (In Russ.).
2. Executive Order of the Government of the Russian Federation No 3052-r of 29.10.2021 "On Approval of the Strategy of Socio-Economic Development of the Russian Federation with Low Greenhouse Gas Emissions until 2050". [Electronic resource]. Available at: www.consultant.ru/document/cons_doc_ LAW_399657/ (accessed 15.08.2023). (In Russ.).
3. The National Report of the Russian Federation on the Inventory of the Anthropogenic Emissions and Sinks of Greenhouse Gases Not Controlled by the Montreal Protocol. [Electronic resource]. Available at: http://www. igce.ru/performance/publishing/reports/ (accessed 15.08.2023). (In Russ.).
4. Petrov I.V., Utkin I.I. & Jayant V.B. Proposals for Decarbonization of the Coal Industry and Sustainable Development of Isolated Regions Based on Underground Coal Gasification. Ugol', 2022, (9), pp. 41-47. (In Russ.). DOI: 10.18796/0041-5790-2022-9-41-47.
5. Fedash A.V., Vartanov A.Z. & Petrov I.V. Problems of Innovative Development of the Fuel and Energy Industry in Russia. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 2018, (206), 012015. DOI: 10.1088/17551315/206/1/012015.
6. Yinhai Fang & Haiyan Xu. Research on Decarbonization Pathway of China's Coal-Fired Power Industry from the Perspective of Conflict Mediation. Frontiers of Environmental Science, 2022, (10). DOI: 10.3389/fenvs.2022.930322.
7. Aliabadi D.E. Decarbonizing Existing Coal-Fired Power Stations Considering Endogenous Technology Learning: A Turkish Case Study. Journal of Cleaner Production, 2020, (261). DOI: 10.1016/j.jclepro.2020.121100.
8. Executive Order of the Government of the Russian Federation No 2674-r of 24.12.2014 "On Approval of the List of Areas of Application of the Best Available Techniques". [Electronic resource]. Available at: https://docs.cntd. ru/document/420242884#6540IN (accessed 15.08.2023). (In Russ.).
9. Roslyakov P.V., Kondrat'eva O.E. & Borovkova A.M. Regulatory and Methodical Support of the Transition to the BATs in Heat Power Engineering. Thermal Engineering, 2018, (65), pp. 317-323. (In Russ.) DOI: 10.1134/ S0040601518050105.
10. BREF 38-2022"Fuel Combustion at Large Installations for Energy Production". (In Russ.)
11. Dobrokhotova M.V. Specific Features of the Russian Coal Industry's Transition to the Best Available Techniques. Ugol, 2022, (9), pp. 34-40. (In Russ.). DOI: 10.18796/0041-5790-2022-9-34-40.
12. Bashmakov I.A., Skobelev D.O., Borisov K.B. & Guseva T.V. Benchmarking Systems for Greenhouse Gases Specific Emissions in Steel Industry. Ferrous Metallurgy. Bulletin of Scientific, Technical and Economic Information, 2021, Vol. 77, (9), pp. 1071-1086. (In Russ.). DOI: 10.32339/0135-5910-2021-9-10711086.
13. Bolay A.-F., Bj0rn A., Weber O. & Margni M. Prospective Sectoral GHG Benchmarks Based on Corporate Climate Mitigation Targets. Journal of Cleaner Production, 2022, (376). DOI: 10.1016/j.jclepro.2022.134220.
14. Lopin Kuo, Bao-Guang Chang. Ambitious Corporate Climate Action: Impacts of Science-Based Target and Internal Carbon Pricing on Carbon Management Reputation - Evidence from Japan. Sustainable Production and Consumption, 2021, (27), pp. 1830-1840. DOI: 10.1016/j.spc.2021.04.025.
15. Huachun He, Hongjun Guan, Xiang Zhu & Haiyu Lee. Assessment on the Energy Flow and Carbon Emissions of Integrated Steelmaking Plants. Energy Reports, 2017, (3), pp. 29-36. DOI: 10.1016/j.egyr.2017.01.001.
16. Forecast of Scientific and Technological Development of Branches of the Fuel and Energy Complex of Russia for the Period up to 2035. Moscow, Ministry of Energy of Russian Federation, 2016. [Electronic resource]. Available at: https://docs.cntd.ru/document/456026524?ysclid=ler5yixiho947857367 (accessed 15.08.2023). (In Russ.).
17. Gao Li, Li Ruonan, Mei Yingdan & Zhao Xiaoli. Improve Technical Efficiency of China's Coal-Fired Power Enterprises: Taking a Coal-Fired-Withdrawal Context. Energy, 2022, (252), 123979. DOI: 10.1016/j.energy.2022.123979.
18. Global Change Data Lab. [Electronic resource]. Available at: https://our-worldindata.org/organization (accessed 15.08.2023).
19. Suer J., Ahrenhold F. & Traverso M. Carbon Footprint and Energy Transformation Analysis of Steel Produced via a Direct Reduction Plant with an Integrated Electric Melting Unit. Journal of Sustainable Metallurgy, 2022, (8), pp. 1532-1545. DOI: 10.1007/s40831-022-00585-x.
20. Report on the Implementation in 2021 of the Activities of the Russian Coal Industry Development Program for the Period up to 2035 No CM-7541/12 of 01.06.2022. [Electronic resource]. Available at: https://minenergo.gov.ru/ node/433 (accessed 15.08.2023). (In Russ.).
21. Information and Analytical Report "On the State of Heat Power and District Heating in Russian Federation in 2020". Moscow, Russian energy agency Publ., 2021. (In Russ.).
22. Kuznetsov N.V., Dubovskiy I.E. & Mitor V.V. Thermal calculation of boiler units. The normative method. Minsk, Ecolit Publ., 2020. (In Russ.).
23. Roddatis K.F. & Poltaretskiy A.N. Handbook of low-capacity boiler plants. Moscow, Energoatomizdat Publ., 1989. (In Russ.).
For citation
Roslyakov P.V., Skobelev D.O., Dobrokhotova M.V. & Guseva T.V. Assessing greenhouse gas emissions for coal-fired power plants in the context of carbon regulation development in the Russian Federation. Ugol, 2023, (9), pp. 84-89. (In Russ.). DOI: 10.18796/0041-5790-2023-9-84-89.
Paper info
Received August 4,2023 Reviewed August 14,2023 Accepted August 25,2023
