CC BY
8
УДК 621.311.22 DOI 10.18635/2071-2219-2016-5-9-13
Прогнозирование затрат угольных электростанций на компенсации за выбросы углекислого газа
в атмосферу
М. С. Иваницкий,
филиал НИУ МЭИ в г. Волжском, доцент кафедры «Теплоэнергетика и теплотехника»,
кандидат технических наук
В продолжение материала, опубликованного в предыдущем номере («Содержание токсичных продуктов в уходящих газах перспективных угольных энергоблоков 660 и 1060 МВт»), автор анализирует возможности улучшения технико-экономических показателей работы энергоблоков и экологических характеристик процесса сжигания топлива с целью сокращения выбросов парниковых газов в атмосферу. Затраты отечественных электростанций на компенсации за выброс углекислого газа в перспективе могут являться весьма важной статьей эксплуатационных расходов, значительным образом влияющей на себестоимость производства тепловой и электрической энергии.
Ключевые слова: диоксид углерода, выбросы, экологические сборы, негативное воздействие на окружающую среду.
Постепенное повышение доли использования угля в общем балансе топливопотребления до 32-36 % за счет сокращения доли применения природного газа до 55-60 % при нынешнем максимальном потреблении до 73 % предусмотрено Энергетической стратегией развития России на период до 2035 года. Развитие угольной генерации тепловой и электрической энергии планируется проводить с использованием энергоблоков на супер-и ультрасверхкритических параметрах пара и эффективных технологий сжигания твердого топлива, например сжигание в топках с циркулирующим кипящим слоем, внутрицикловая газификация угля, пиролиз углеводородного сырья и др. При этом отмечена необходимость увеличения доли сжигания низкосортного топлива. Мировой уровень потребления низкосортного угля составляет 1,5 млрд т у. т./год. В России доля использования низкокачественного твердого топлива находится в пределах 31-33 %, или 95-102 млн т у. т./год, при общем уровне использования угля 308 млн т у. т./год.
Горение низкосортного твердого топлива сопровождается загрязнением воздушного бассейна золо-выми и сажистыми частицами, а также полициклическими ароматическими углеводородами, оксидами азота и серы [1-3, 5, 6]. В результате сжигания угля в значительном количестве в атмосферу поступает углекислый газ.
Межправительственной группой экспертов по изменению климата предусмотрены обязательные меры со стабилизацией содержания СО2 в воздухе на отметках 450, 550, 650, 750 и 1000 ppm (от англ. parts per million; 1 ppm = 0,0001 %). Концентрация СО2 определяется накопленными антропогенными выбросами в период от настоящего времени до момента стабилизации. Содержание СО2 в атмосфере на сегод-
няшний день достигло 400 ррт при ежегодном мировом уровне выбросов более 30 млрд тонн [1, 2].
В декабре 2015 года во Франции состоялась конференция, посвященная климатическим изменениям, в составе Рамочной конвенции ООН об изменении климата СОР 21 и совещания по Киотскому протоколу CRP.11. Главной целью конференции являлось подписание международного соглашения по поддержанию увеличения средней температуры планеты на уровне ниже 2 0С, применимого ко всем странам. Позиция России состоит в признании возможных изменений климата вследствие воздействия СО2 и в готовности к международному сотрудничеству по снижению выбросов парниковых газов для различных вариантов: умеренного (37 Гт СО2 в 2030 г., 45 Гт СО2 в 2050 г.) и жесткого (30 Гт СО2 в 2030 г., 28 Гт СО2 в 2050 г.) ограничения развития мировой промышленности. В России предполагается сокращение выбросов парниковых газов с 25 до 20 % к 2030 году по сравнению с 1990 годом, связанное с использованием лесных ресурсов, которые составляют около 20 % мировых запасов [3, 4].
Важно отметить, что в России выбросы СО2 от конденсационных электростанций и теплоэлектроцентралей не являются нормированной величиной. Однако, согласно Энергетической стратегии, выбросы СО2 от КЭС и ТЭЦ имеют лимитированные объемы. Реализация задач стратегии с учетом использования угольного топлива на новейшем котельном оборудовании и платы за выброс парниковых газов, включая СО2, может привести к неизбежному значительному удорожанию себестоимости выработки электрической и тепловой энергии. В таких условиях приоритетными могут стать альтернативные энергоустановки.
Эмиссия двуокиси углерода в процессе горения угля в энергетических котлах в значительной мере определяется компонентным составом органического
10
шшштшшшттшмштвтшшшкж
топлива (доля углерода на рабочую массу) и характеристиками топочного режима. Содержание углекислого газа в уходящих газах достаточно тесно связано с уровнем химического недожога и содержанием кислорода в зоне активного горения.
Плата за выброс углекислого газа в США и странах Евросоюза меняется в пределах 20-25 долл./т СО2 и в прогнозе к 2030 году может составить 35-50 долл./т СО2, а по некоторым данным, к 2050 году достигнет 100 долл./т СО2 [1-3].
Численное исследование
Объемная концентрация двуокиси углерода в сухих дымовых газах котлов при факельном сжигании органического топлива рассчитывается по формуле:
/Ю2 =
21-02 -С0(0,605+Р)
(1)
р = 2,35
Нр-0,126 Ор +0,038 1ЧР
Ср+0,375 Б
(2)
ор+к
где Нр, Ор, NP, Ср, БРр+к
В условиях отсутствия химического недожога и полного сгорания топлива выражение (1) преобразуется в формулу для определения максимальной величины трехатомных газов:
яо2=-
21
(3)
где Р - коэффициент, характеризующий вид топлива;
СО - содержание монооксида углерода в продуктах сгорания, %;
О2 - концентрация кислорода в дымовых газах на выходе из топки, % [5].
Соотношение (1) позволяет на основании экспериментальных или расчетных данных о рабочих характеристиках топлива, содержании кислорода и монооксида углерода за котлом определять выход трехатомных газов в продуктах сгорания. Отметим, что при сгорании пылеугольного топлива в дымовых газах присутствуют несгоревшие углеводороды. В силу их довольно незначительного вклада и сложностей в определении количества не учитывается их влияние на выход трехатомных газов, поэтому наличие трехатомных газов в этом случае характеризует выход СО и СО2. При условии завершенности процессов конверсии в продуктах сгорания присутствует только СО2.
Характеристика топлива Р для угольной пыли рассчитывается по формуле [5]:
а(1 + р)'
где а - коэффициент избытка воздуха в топочной камере.
В случае определения максимально возможного содержания трехатомных газов в продуктах сгорания выражение (1) применяется для стехио-метрических условий. При этом обязательным условием является отсутствие в дымовых газах продуктов неполного сгорания. В действительных условиях сжигания углеводородного топлива в топочных устройствах режимы, указанные при получении зависимости (1), практически не реализуются [7-9].
Массовый выброс СО2 при сжигании твердого топлива рассчитывается согласно выражению:
А/С01 =0,01 -5-3,665 СР-(1-0,01<74),
(4)
где В - расход угля, т/год;
СР - содержание углерода в угле на рабочую массу, %;
- потери теплоты вследствие механической неполноты сгорания топлива, % [7].
Удельный выброс СО2 в результате горения угля определяется по формуле [5, 6]:
Мгп
(5)
КСО- =
содержание водорода, кислорода, азота, углерода и серы (органической и колчеданной) в топливе на рабочую массу.
С использованием выражения (2) рассчитывается характеристика топлива Р для перспективных марок углей. Данные по компонентному составу угольного топлива приведены в табл. 1 (где С, Н, О, N Б - содержание соответствующих элементов, А - содержание золы (от нем. авНв), W - содержание влаги (от нем. юавзвг)).
В табл. 2 представлены данные о содержании СО2 в уходящих газах пылеугольных котлов в условиях работы на номинальной нагрузке и отсутствии химического недожога.
Таблица 1
Компонентный состав угольного топлива (варианты)
Месторождение, класс и марка угольного топлива Состав угольного топлива на рабочую массу, %
W А 8 С Н О N
Кузнецкий Т, Р, отсев (фН = 20,01 МДж/кг) 7,0 18,6 0,5 67,0 2,8 2,5 1,6
Интинский Д, Р, отсев (фН = 17,54 МДж/кг) 11,5 27,4 2,5 45,8 3,1 8,2 1,5
Донецкий Ж, концентрат энергетический (фН = 25,12 МДж/кг) 10,0 14,4 3,2 63,5 3,9 3,9 1,1
Березовский Б2, Р (фН = 15,66 МДж/кг) 33,0 4,7 0,2 44,2 3,1 14,4 0,4
Кузнецкий КЖ (фр = 19,85 МДж/кг) 7,0 32,6 0,3 51,9 3,3 3,3 1,6
эввмашаюш^аОшмяишшшащашмыше
11
Таблица 2
Содержание СО2 в уходящих газах пылеугольных котлов
Месторождение, класс и марка угля Параметр р Выход СО2, % Механический недожог qi, % Удельный выброс Ксо2%
Кузнецкий Т, Р, отсев 0,085 16,87 5 116,58
Интинский Д, Р, отсев 0,101 15,63 3 92,83
Донецкий Ж 0,122 14,97 7 86,15
Березовский Б2, Р 0,067 16,68 0,5 102,93
Кузнецкий КЖ 0,128 15,64 1 94,86
Таблица 3
Валовые и удельные выбросы СО2 для некоторых типов пылеугольных котлов
Параметр / марка котла П-50Р П-57Р ТПП-210А П-49 П-37
Электрическая мощность энергоблока, МВт 360 500 300 450 220
Паровая нагрузка котла, т/ч 1050 1650 950 1300 710
Тип системы золошлакоудаления ЖШУ ТШУ ЖШУ ЖШУ ТШУ
Низшая теплота сгорания топлива, МДж/м3 18,76 18,38 14,44 20,10 18,88
Расход угля В, кг/с 59,35 70,90 47,81 56,19 30,69
Коэффициент избытка воздуха в топке 1,15 1,22 1,25 1,18 1,19
Механический недожог, % 0,5 5 3 7 1
Температура уходящих газов, °С 143 150 147 167 181
Содержание монооксида углерода в дымовых газах, % 0,310 0,190 0,715 0,250 0,400
Содержание кислорода в продуктах сгорания, % 2,74 3,79 4,20 3,20 3,35
Содержание СО2 в уходящих газах при номинальном режиме, % 16,63 15,51 14,51 16,52 15,39
Массовый выброс СО2, т/год 3 837 834 3 199 997 2 868 188 2 510 600 1 601 939
Удельный массовый выброс СО2, кг/кВт-ч 1,385 0,831 1,242 0,725 0,946
Вклад стоимости выбросов СО2 в себестоимость производства электрической энергии, руб./кВт-ч 2,22 1,33 1,99 1,16 1,51
По результатам численных экспериментов установлено, что концентрация монооксида углерода в уходящих газах пылеугольного котла влияет на выход углекислого газа незначительно. При этом важное значение для уменьшения выбросов СО2 оказывает концентрация кислорода на выходе из топки котла, способствующая интенсификации процессов конверсии продуктов сгорания в газовом тракте вплоть до сечения дымососа.
Регулирование избытка воздуха в зоне активного горения топочной камеры ограничивается потерями тепла с уходящими газами и оптимальной загрузкой дутьевых вентиляторов. В условиях горения пыле-воздушной смеси в топке в зависимости от марки и класса топлива поддерживается избыток воздуха в пределах 1,15-1,25 в целях ограничения перерасходов электроэнергии на привод дутьевых вентиляторов и дымососных агрегатов и минимизации недожога топлива, определяемого выходом монооксида углерода.
Результаты расчетов по валовым и удельным выбросам СО2 от некоторых типов отечественных пылеугольных котлов приведены в табл. 3. Вычисленные значения выхода углекислого газа в процессе сгорания угольного топлива, представленные в табл. 3, находятся в диапазоне от 14,51 до 16,63 %. Максимальный выход диоксида углерода в условиях сжигания угля меняется в пределах от 14,97 до 16,83 %. Анализ графической зависимости (рис. 1) дает возможность заключить, что рост содержания кислорода
на выходе из топки котла в пределах 2,74-4,20 % позволяет уменьшить выход СО2 на 12,7 %.
Р
□ - Кузнецкий Т, Р, отсев; Д - Интинский Д, Р, отсев; V - Кузнецкий КЖ;
О - Донецкий Ж, концентрат энергетический; X - Березовский Б2, Р
Рис. 1. Удельный выход углекислого газа в зависимости от топливного коэффициента р в процессе работы пылеугольных котлов
ю^Ши. магОИКЦ)! глм; ос на И им РА; А ы ¡мшы
Анализ расчетных данных показал, что максимальный удельный выход СО2 при недожоге по СО 0,31 % составляет 1,385 кг/кВт-ч. Минимальное значение выхода углекислого газа 14,51 % соответствует значениям 0,715 % для СО и 4,2 % для О2. При этом рассчитанное значение выхода СО2 для режима с минимальным химическим недожогом 0,190 % равно 15,51 %. Следует отметить, что уровень химического недожога СО на долю СО2 в уходящих газах влияет незначительно. Концентрация кислорода на выходе из топочной камеры для рассмотренных условий изменяется в диапазоне от 2,74 до 4,20 %.
Массовый годовой выброс СО2 для котла марки П-50Р составляет более 3,8 млн т, для котла П-37 - 1,6 млн т, что с учетом возможного введения платы за выбросы парникового газа для электростанции повлечет за собой увеличение эксплуатационных затрат на 6,14 и 2,56 млрд руб. соответственно. При расчете стоимости выбросов СО2 принят курс 64 руб. за 1 доллар США. В первую очередь, такой уровень платы за негативное воздействие СО2 на окружающую среду для любой ТЭЦ или КЭС достаточно высок. С другой стороны, возможно изменение стоимости оплаты в соответствии с новым экологическим законодательством и внедрением на электростанциях наилучших доступных технологий. При уровне стоимости выбросов 20-25 долл./т СО2 производство тепловой и электрической энергии на теплофикационных и конденсационных энергоблоках в России не является конкурентоспособным. Однако возможным может стать вариант перераспределения квот на выбросы СО2 в атмосферу между действующими электростанциями в условиях распределенной генерации.
Для прогнозного уровня стоимости выбросов парниковых газов, равного 100 долл./т СО2, получение электрической и тепловой энергии за счет сжигания органического топлива приведет к необходимости отказа от электростанций, использующих котельное оборудование. Менее резкий рост эксплуатационных затрат в этом случае возможен при использовании газоочистных установок для обезвреживания СО2 либо технологических способов его захоронения. Оптимизация топочного процесса дополнительно способствует сокращению выхода углекислого газа в пределах нескольких процентов.
Разработанные энергомашиностроительными предприятиями и ведущими научно-исследовательскими организациями конструкции пылеуголь-ных котлов, безусловно, направлены на повышение эффективности использования углеводородного топлива на отечественных энергоблоках. Энергоустановки обладают высокими экологическими показателями и технико-экономическими характеристиками, однако отсутствие в технологической схеме котлов малозатратных систем утилизации СО2 и использование значения прогнозируемой стоимости выброса парникового газа в США и странах Европейского Союза для условий России может привести к нивелированию всех
экономических эффектов, ожидаемых от внедрения на отечественных электростанциях котлов на супер- и ультрасверхкритических параметрах пара.
Вклад стоимости выбросов СО2 в себестоимость производства электрической энергии для рассмотренных видов углей находится в пределах 1,162,22 руб./кВт-ч при средней себестоимости выработки электроэнергии за счет сжигания угольного топлива 1,6 руб./кВт-ч. Полученные показатели увеличения эксплуатационных затрат, учитывающих плату за выбросы СО2, превышают средние значения в 0,73-1,39 раза. В условиях сжигания природного газа средняя себестоимость выработки электрической энергии составляет 1,1 руб./кВт-ч, вследствие этого наблюдается превалирование над средними показателями в 1,05-2,02 раза. В результате роста расходов электростанции на оплату выбросов СО2 стоимость негативного воздействия может быть сравнима (а в некоторых случаях может и превышать) с годовой выручкой от реализации выработанной электрической и тепловой энергии ТЭЦ, а для КЭС - только электрической. При работе конденсационного энергоблока с котлом П-57Р плата только за негативное воздействие выбросов СО2 на атмосферу составит 5,12 млрд руб., выручка от продажи электрической энергии без учета эксплуатационных затрат равна 6,16 млрд руб. Расчетное значение платы за негативное воздействие получено при уровне стоимости выбросов 25 долл./тонну СО2 (по валютному курсу 1 долл. = 64 рубля, июль 2016 года) и массовом выходе СО2 для данного энергоблока, равном 3 199 997 тонн. Выручка от продажи электрической энергии рассчитана в условиях работы КЭС с котлом П-57Р на номинальной электрической мощности 500 МВт в течение 7700 часов в году при средней себестоимости выработанной электрической энергии 1,6 руб/кВт-ч без учета компенсационных выплат за выбросы СО2.
В современных тенденциях повышения конкурентоспособности отечественной энергетики плата за выбросы парниковых газов от пылеугольных котлов может повлечь негативные последствия, связанные в первую очередь со значительным ростом тарифов на тепловую и электрическую энергию, обусловленным повышением эксплуатационных расходов. На основе полученных результатов установлено, что плата за выброс СО2 от котлов КЭС и ТЭЦ в атмосферу соизмерима с чистой прибылью от реализации производимых энергетических ресурсов. Разработка и внедрение наилучших доступных технологий в отечественной энергетике в первую очередь должны быть направлены на повышение экологических показателей сжигания топлива с учетом санитарно-гигиенических и эксплуатационно-технологических характеристик пылеугольных энергоблоков. Для конкурентного использования котлов на повышенных параметрах пара необходимо применять современные технологии утилизации СО2. При этом практическая реа-
лизация мер по повышению экологической эффективности процесса генерации тепловой и электрической энергии на угольных электростанциях для прогнозируемых условий дополнительно осложнена увеличением капитальных инвестиций на реа-
лизацию проектов по разработке новых перспективных энергоблоков и их энергетических систем, переносом и ростом сроков осуществления пуско-наладочных работ и прогнозируемого включения энергоблоков в электрическую сеть.
Литература
1. Тумановский А. Г., Ольховский Г. Г. Пути совершенствования угольных ТЭС России / / Электрические станции. - 2015. - № 1. - С. 67-73.
2. Climate Change 2014. IPCC Fifht Assessment Synthesis Report, 2014.
3. Climate Change 2013. The Physical Science Basis. IPCC Working Group I Contribution to AR5.
4. Указ Президента РФ от 30.09.2013 г. № 752 «О сокращении выбросов парниковых газов» [Электронный ресурс]. Код доступа: www.rg.ru/2013/10/04/eco-dok.html.
5. Сидельковский Л. Н., Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 528 с.
6. Аничков С. Н., Глебов В. П. Экология энергетики. - М.: МЭИ, 2003.
7. РД 153-34. 0-02. 318-2001. Методические указания по расчету валового выброса двуокиси углерода в атмосферу из котлов тепловых электростанций и котельных. - ОРГРЭС, 2001.
8. Росляков П. В., Закиров И. А., Ионкин И. Л., Егорова Л. Е. Исследование процессов конверсии оксида углерода и бенз(а)пирена вдоль газового тракта котельных установок / / Теплоэнергетика. - 2005. - № 4. -С. 44-50.
9. Тепловой расчет котлов (нормативный метод). - СПб.: НПО ЦКТИ, 1998. - 257 с.
Estimation of a predictable coal power plants carbon tax
M. S. Ivanitskiy,
The Volzhsk Branch of MPEI, PhD, associate professor
As a continuation of the previously published paper ("Toxic products in flue gas emissions from the new 660 MW and 1060 MW coal power generation units") the author analyzes opportunities of technical and economical optimization for coal power units with the purpose of greenhouse gas emissions decreasing. Emissions fees for negative environmental impact, i.e. a carbon tax, would play significant role in total power plant operational costs and would eliminate economic benefit.
Keywords: carbon dioxide, emissions, carbon tax, negative environmental impact.
