Экологическая эффективность технологии газификации угля на примере Красноярской агломерации

О.В. Тасейко, С.В. Михайлюта, Т.П. Спицына, А.А. Леженин, В.С. Соколов, Р.Г. Хлебопрос

Экологическая эффективность технологии газификации угля на примере Красноярской агломерации

Сибирский региональный научно-исследовательский гидрометеорологический институт, НП «Научно-инновационный Центр Прикладной Геоэкологии» (Россия, г. Красноярск)
Международный центр исследований экстремальных состояний организма КНЦ СО РАН (Россия, г. Красноярск)
Институт вычислительной математики и математической геофизики СО РАН (Россия, г. Новосибирск)
Сибирский федеральный университет (Россия, г. Красноярск)

В работе рассмотрен вариант применения угольных технологий, основанный на обновленной технологии газификации угля (с образованием буроугольного полукокса) для получения тепловой энергии на территории будущей Красноярской агломерации. Проведено сравнение эмиссии СО₂ и выбросов загрязняющих атмосферу веществ при получении тепловой энергии с помощью технологий газификации и традиционной технологии сжигания угля (на примере трех крупнейших ТЭЦ г. Красноярска). Выполнена оценка социального ущерба от загрязнения воздуха при сжигании топлива по технологии газификации и традиционной технологии. Показано, что применение технологии газификации позволяет в отдельных случаях на 95% сократить выброс основных загрязняющих веществ.

Введение

Рассматривая устойчивое развитие в терминах экологической приемлемости, можно выделить основные проблемы охраны окружающей среды, которые в наши дни способны привести к потере устойчивости общественного развития. К таким проблемам относятся: изменение климата под воздействием выбросов парниковых газов в результате сжигания органического топлива, истощение озонового слоя, кислотные дожди, накопление отходов и загрязнение окружающей среды тяжелыми металлами, органическими соединениями [1]. При этом энергетика участвует в формировании многих экологических проблем современности.

В связи с этим вопросы развития мировой, национальной и региональной энергетики можно сформулировать следующим образом: какой должна быть энергетика, чтобы выбросы парниковых газов не приводили к слишком большому ущербу от загрязнения окружающей среды (продуктами сгорания, отходами и т.п.) и изменений климата и как оценивать этот ущерб?

«Большинство видов топлива, используемого сегодня, загрязняет атмосферу и не соответствует принципу “устойчивого развития”. Необходимо повысить эффективность использования видов энергии и их экологическую приемлемость путем перехода к чистым технологиям на базе новых и возобновляемых источников энергии…» (итоговый документ Конференции ООН по окружающей среде и развитию, состоявшейся в Рио-де-Жанейро в июне 1992 г.) [2]. Необходимо радикально обновить технологическую базу глобальной, национальной и региональной экономики.

По прогнозам, до середины XXI в. в энергоснабжении сохранится ведущая роль ископаемого топлива и традиционных технологий, основанных на его сжигании. Улучшений можно добиться путем повышения КПД генерирующих установок, изменения технологий сжигания угля, совместного сжигания угля и биомассы, добавки биогаза к природному газу, замены угольного топлива на газовое и т. п.

Наиболее перспективными считаются следующие технологии [3]:

Газовые технологии. Установки на основе комбинированного парогазового цикла (natural gas combined cycle, NGCC). Образующиеся при сжигании топлива газы используются для производства пара, который приводит в действие паровую турбину, вырабатывающую электроэнергию. КПД можно довести до 60% за счет повышения температуры пламени и давления пара, а так же благодаря более сложным паровым циклам. Основные проблемы: жаропрочные материалы, эффективные системы охлаждения.

Новые угольные технологии. К таким технологиям относят угольные установки с паровым циклом со сверхкритическими и ультрасверхкритическими (USC) параметрами пара (до 700 °С и 37,5 МПа) с применением технологии циркулирующего кипящего слоя и КПД выше 50%.

Низкотемпературная вихревая технология (НТВ) сжигания основана на аэродинамике потоков в топке – направления больших масс грубо измельченного топлива в нижнюю часть топки, а воздуха – в верхнюю часть. Это позволяет снизить максимальную температуру в топке на 100–300 °C и сжигать не пылеугольное топливо, а грубо измельченный уголь. За счет предварительной подготовки твердого топлива (угля, торфа и т. п.) путем сушки, очистки от пустой породы, измельчения, повышения однородности и пр. можно повысить КПД на 2–5%. "Микронизированный" уголь, размолотый до 15 мкм, или частицы угольно-нефтяной или водо-угольной суспензии можно сжигать в газовых и жидкостных котлах.

Когенерация электроэнергии, теплоты и холода. Энергоэффективность всех перечисленных технологий можно существенно повысить за счет добавления теплофикационного цикла и перехода к комбинированному производству электро- и тепловой энергии, а также использования тепловых насосов, позволяющих дополнительно увеличить КПД путем утилизации низкотемпературного тепла.

Мини- и микро-ТЭЦ. Современный тип жизни населения делает эффективным использование децентрализованных полуавтономных систем энергоснабжения на основе мини- и микро-энергоустановок/ТЭЦ. Мощность их – от нескольких киловатт (микроустановки, вписывающиеся в интерьер кухни, подобно холодильнику) до нескольких мегаватт установки, предназначенные для использования в целых поселках или на промышленных предприятиях). Выработка тепла может составлять несколько десятков и даже сотен килоджоулей в час, а общий КПД может превышать 75%.

По некоторым оценкам, в Европейских странах, где порядка 95% домашних хозяйств используют индивидуальные системы отопления и нагрева воды, до 40% из них смогли бы при замене отслужившего оборудования с выгодой для себя перейти на домашние микро-ТЭЦ.

Топливные элементы. В топливных элементах (ТЭ) происходит прямое преобразование химической энергии топлива в электрическую в присутствии катализатора. Теоретически КПД таких устройств может достигать 100% (реально–85%) благодаря отсутствию движущихся частей. Их отличает экологическая чистота, высокое качество и надежность электроснабжения, широкий диапазон мощностей – от единиц ватт до десятков мегаватт. Однако пока остается нерешенным ряд технических проблем и высока стоимость.

Водородные технологии. Будущее водородной энергетики зависит от стоимости производства, транспортировки и хранения водорода. Соответствующие технологии находятся на стадии исследования и разработки, что ориентировочно продлится 25 лет, однако даже в более отдаленной перспективе они остаются слишком дорогими.

Гибридные схемы производства теплоты и электроэнергии на базе совмещенных циклов. Интеграция различных первичных энергоносителей, конверсионных циклов и процессов может значительно повысить общий КПД системы энергоснабжения. Так, за счет объединения ТЭ, работающих при высокой температуре (650–1000 °С), и ГТУ в гибридный агрегат можно довести КПД до 70%.

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ). Технологии использования возобновляемых источников энергии достаточно хорошо известны: ветро- и гидроэнергетические установки, сжигание древесной и прочей биомассы, геотермальные и приливные технологии, тепловые и фотоэлектрические гелиоустановки и т. п. Они находятся на разной стадии готовности к коммерческому использованию: от более конкурентоспособных технологий (ветроэнергетические установки) до технических разработок, например, органических фотоэлементов на основе нанотехнологий.

Для стран Северной Европы и для России, вероятно, технологически наиболее перспективным источником является сжигание древесной биомассы. В целом в мире сжигание биомассы к 2050 г. может покрывать 15% энергопотребления, при этом основной эффект достигается за счет децентрализованной энергетики. Технологически и экономически уже сейчас можно заменить до 10% угля на биомассу. В дальнейшем развитие технологии газификации и сжигания биомассы и использования газовых турбин (biomass integrated gasifier/gas turbine – BIG/Gt) выглядит наиболее перспективным, однако пока эта технология развивается весьма медленно и остается дорогой.

Атомная энергия. В последнее время возвращается интерес к строительству новых атомных станций с использованием более безопасных реакторов, не связанных с образованием оружейного плутония (технологии III и IV поколения). Здесь сказывается желание снизить зависимость от импортируемых энергоносителей. В то же время роль атомной энергии в решении климатической проблемы в любом случае очень невелика. На это накладывается нерешенность проблемы захоронения отработанного топлива и утилизации облученного оборудования. Поэтому сохраняется негативное отношение общественности к этому виду энергии.

Улавливание и захоронение СО₂. Сегодняшний повышенный интерес к технологиям улавливания и хранения СО₂ (CO2 capture and storage, CCS) связан со снижением выбросов СО₂, когда нет реальных возможностей радикально сократить масштабы сжигания углеводородного топлива [4]. В отличие от других технологий, CCS не экономит топливо и не содействует решению иных задач, кроме проблемы изменения климата.

Технология включает улавливание и сепарирование СО₂; транспортировку и собственно закачивание и хранение. В принципе ни один из компонентов не связан с разработкой каких-то новых технологических решений, но долгосрочное захоронение огромных объемов задача–недешевая и энергоемкая. Дороговизна установок для сепарации (отделения СО₂ из выбросов) делает технологию относительно рентабельной только для крупных источников. Относительно высокая стоимость транспортировки заставляет искать подземные резервуары недалеко от источника выбросов, причем обязательно глубокие, от 600 м и более. Поэтому в будущем прежде всего можно ожидать применения CCS на крупных, современных угольных станциях.

Вероятно, применение CCS начнется со смежных технологий, в частности использования СО₂ для лучшего извлечения нефти, газа или угольного метана. С учетом большей отдали нефтяных пластов и роста цен на нефть CCS, может стать коммерчески привлекательной в самом ближайшем будущем. Здесь основной вопрос – возможные утечки СО₂ в атмосферу, особенно пока нет опыта длительной эксплуатации.

Другая идея CCS связана с закачкой жидкого или газообразного СО₂ в глубокие слои океана. В принципе, в океане может быть растворено огромное количество СО₂, которое практически не будет выходить в атмосферу. Как вариант, СО₂ может по трубопроводам закачиваться в глубоководные впадины и образовывать своего рода озера. Пока данная идея находится в стадии начальной разработки и анализа воздействия на океанские экосистемы.

В настоящей работе рассмотрены варианты применения угольных технологий, разработанных ООО «Сибтермо» [5] и основанных на новом способе неполной газификации угля в кипящем слое с получением буроугольного полукокса и полной газификации угля в автотермическом слоевом газификаторе на основе эффекта "обратной тепловой волны", для получения тепловой энергии на территории будущей Красноярской агломерации.

Проведено сравнение эмиссии СО₂ и выбросов загрязняющих атмосферу веществ при получении тепловой энергии с помощью рассмотренных технологий и традиционной технологии сжигания угля (на примере трех крупнейших ТЭЦ г. Красноярска).

Определение эмиссии СО₂ выполнялось в соответствии с руководящими документами по проведению национальных инвентаризаций парниковых газов, одобренных Рамочной Конвенцией ООН об изменении климата (РКИК ООН).

Выполнена оценка социального ущерба от загрязнения воздуха при сжигании топлива по технологиям газификации и традиционной технологии.

1 Эмиссия парниковых газов и загрязнение окружающей среды

1.1 Эмиссия парниковых газов, международное положение

Объем мировых выбросов углекислого газа (CO2) с 2000 по 2007 год возрастал в четыре раза быстрее, чем в течение предыдущего десятилетия, – увеличение выбросов происходило быстрее, чем предсказывалось в наихудшем из сценариев изменения климата [6]. При этом отмечается, что способность окружающей среды абсорбировать выбросы уменьшилась.

Новые данные демонстрируют невиданное и поразительное ускорение выбросов CO2 в атмосферу, несмотря на предпринимаемые в течение десяти лет международные усилия по борьбе с потеплением климата [6].

Китай обогнал США и стал первой страной в мире по выбросам CO2 в 2007 году.

До 2005 года наибольшее количество углекислого газа производили промышленно развитые страны, но теперь 53% выбросов приходится на развивающиеся страны.

Наибольший рост выбросов отмечается, главным образом, в Китае и Индии, тогда как в развитых странах наблюдался более медленный рост.

По утверждению GCP, объем мировых выбросов CO2 достиг эквивалента 10 миллиардов тонн углерода, из которых 8,5 миллиарда тонн производятся за счет сжигания ископаемого топлива.

Таблица 1.1 – Количественные ограничения выбросов парниковых газов, определенные Киотским протоколом для индустриально развитых и развивающихся стран

Киотский протокол – первый международный документ, использующий рыночные механизмы для решения глобальных экологических проблем. В протоколе, в частности, предусматривается схема переуступки единиц сокращения выбросов парниковых газов - так называемых квот, под которыми подразумевается установленный СО₂-эквивалент.

Страна, превысившая норму, имеет возможность приобретать квоты у тех стран, где по каким-то причинам произошло снижение выбросов. В результате - достигается баланс. По мнению международных экспертов ООН, это единственный механизм, с помощью которого в итоге произойдет снижение выброса СО₂.

Важно отметить, что в настоящее время выброс парниковых газов в России примерно на 30% меньше, чем в 1990 году, причем все прогнозы говорят, что, как минимум, в ближайшее десятилетие уровень 1990 г. превышен не будет. Таким образом, обязательства, налагаемые на Россию Киотским Протоколом, не будут оказывать сдерживающего влияния на рост отечественной экономики. Кроме того, в России существует система учета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Механизм переуступки квот на выбросы парниковых газов создает уникальную возможность для эффективного привлечения зарубежных инвестиций и современных энерго- и ресурсосберегающих технологий в российскую экономику.

Выброс углекислого газа, прежде всего, связан с предприятиями электроэнергетики. В России около 70% выбросов углекислого газа в атмосферу осуществляют предприятия энергетической отрасли [7]. По оценкам экспертов, участие России в международной системе переуступки квот на выбросы парниковых газов позволит привлечь в российскую экономику значительные инвестиции. Получаемые средства будут расходоваться только на реализацию мер по еще большему снижению выбросов парниковых газов. Эти шаги связаны, прежде всего, с модернизацией электроэнергетического оборудования для снижения энергоемкости производства и других целей.

1.2. Выбросы парниковых газов в РФ

В 2004 г. Российской Федерацией был ратифицирован Киотский протокол к Конвенции по изменению климата, в соответствии с которым были приняты обязательства ограничить выбросы парниковых газов до 2012 г. уровнем 1990 г., а фторсодержащих газов уровнем 1995 г. Согласно предварительным данным Росгидромета, выбросы парниковых газов в Российской Федерации в 2003 г. составили около 2040 млн. т. СО₂, что на 1000 млн. т меньше, чем в 1990 г. (Рисунок 1.1) [7].

Основная доля выбросов парниковых газов в Российской Федерации (более 80%) приходится на энергетику, промышленность, жилищно-коммунальное хозяйство.

Рис. 1.1 – Антропогенные выбросы парниковых газов в 1990–2003 гг. (млн. т. СО₂-эквивалента в год) [7]

Общий выброс парниковых газов в РФ, без учета землепользования, изменений землепользования и лесного хозяйства в 2006 г. составил 2 190,4 млн. т. CO2-экв., что соответствует 107,5 % выброса 2000 г. или 65,9 % выброса 1990 г.

Оценки выбросов и поглощения парниковых газов по секторам представлены в Таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Выбросы парниковых газов по секторам экономики РФ [7]

1.3 Загрязнение окружающей среды выбросами объектов теплоэнергетического комплекса

Влияние энергетических установок тепловых электростанций на окружающую среду определяется выбросами в атмосферу, гидросферу и литосферу продуктов сгорания, неиспользуемой теплоты и загрязненной воды.

Основными компонентами материального взаимодействия ТЭС с атмосферой являются продукты сгорания органического топлива в воздушной среде. В процессе сгорания составляющие органического топлива (С – углерод, Н – водород, O – кислород, N – азот, S – сера, H₂O – влага, минеральная часть – Si и др.) превращаются в дымовые газы, содержащие при полном сгорании CO₂ – углекислый газ, H₂O – водяные пары, N – азот, NO –окись, NO₂ – двуокись и NOx – другие оксиды азота, SO – серный и SO₂ – сернистый ангидрид, а при неполном сгорании еще CO – угарный газ, CH₃, C₂H₄ и другие углеводороды, а также канцерогенные вещества золы и шлака (минеральные части топлива, тяжелые металлы, редкоземельные элементы, фтористые соединения и прочее).

Энергетические объекты оказывают и другие материальные воздействия на окружающую среду. Так, повышенное содержание серы в исходном топливе вызывает усиленную коррозию поверхностей нагрева котлов, постепенное разрушение строительных конструкций и неживых природных образований.

Эксплуатация тепловых электростанций, муниципальных и производственных котельных, работающих на твердом топливе (каменные и бурые угли, сланец), дает значительное количество отходов в виде золы и шлака. Можно сказать, что земли, отведенные под золошлаковые отходы, практически безвозвратно изымаются из полезного использования. Золошлаки могут содержать микропримеси различных элементов. Источниками повышенной экологической опасности (по сравнению с осадочными породами золошлаков) могут служить микроэлементы Ni, Co, Cd, Pb, Sb, Cr, Mn, As, Hg и др., если содержание некоторых из них существенно выше фоновых.

Предприятия теплоэнергетики является мощным источником загрязнения рудными, радиоактивными элементами и тонкодисперсной золой городской среды. Все это, попадая в организм человека по трофическим цепям, вызывает широкий спектр тяжелейших заболеваний.

В общем случае оценка социальной стоимости энергии включает:

* оценку объемов выбросов энергетическим объектом;

* изучение воздействия выбросов на здоровье людей и компоненты экосистемы;

* трансформацию физического ущерба в стоимостную оценку;

* применение стоимостных оценок при выборе новых энергетических технологий.

Расчет стоимостной оценки социального ущерба в системах теплоснабжения больших городов, выполненный в [1], представлен в Таблице 1.3.

Таблица 1.3 – Социальный ущерб от загрязнения воздуха при сжигании топлива в системах теплоснабжения России (крупные города, в ценах середины 80-х годов) [1]

Из Таблицы 1.3 видно, что:

1. при использовании угля в качестве топлива для котельных в черте города социальный ущерб сопоставим с ценой топлива, а для индивидуальных установок превысил цену в несколько раз;

2. сложившаяся практика предусматривала первоочередное использование природного газа на ТЭЦ, а котельные и мелкие теплогенераторы в силу трудности подвода газа часто продолжают сжигать уголь (особенно в Сибири, Красноярские ТЭЦ преимущественно используют уголь). При этом, как следует из таблицы, перевод на газ котельных способствует снижению ущербов более, чем на 50 руб./тнэ, а индивидуальных установок – даже на 150 руб.;

3. наибольший ущерб в стоимостном выражении наблюдается для населения;

4. при сжигании твердого топлива преобладающая часть ущерба возникает от воздействия выбросов диоксида серы и золы.

Социальная стоимость энергии должна стать активным инструментом в формировании энергетической стратегии, соответствующей принципам устойчивого развития.

2 Расчет эмиссии двуокиси углерода (СО₂) при сжигании топлива

2.1 Методология расчета

Методической основой расчетов служат соответствующие руководящие документы Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК) и руководящие документы по проведению национальных инвентаризаций парниковых газов, одобренные Рамочной Конвенцией ООН об изменении климата (РКИК ООН).

Методология МГЭИК разбивает расчет эмиссий двуокиси углерода при сжигании топлива на шесть шагов [9]:

Шаг 1: Определение фактического потребления топлива в натуральных единицах

Шаг 2: Преобразование в общие энергетические единицы

Шаг 3: Умножение на величину коэффициентов эмиссий для расчета содержания углерода

Шаг 4: Расчет накопленного углерода

Шаг 5: Корректировка на неокисленный углерод

Шаг 6: Пересчет окисленного углерода в эмиссии СО₂

2.2 Расчет эмиссии СО₂

Одной из основных задач проекта является обоснование эколого-климатической эффективности применения технологии газификации угля на основе неполной газификации в кипящем слое с получением буроугольного полукокса для теплоэнергетики г. Красноярска [11]. Для этого выполнялись расчеты эмиссии СО₂ от крупнейших ТЭЦ Красноярского краевого центра (ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3), исходя из фактических характеристик потребления угля и выработки общей тепловой энергии (по состоянию на 2007 год), которые затем сопоставлялись с результатами расчетов эмиссии СО₂ по технологии газификации при том же количестве выработки тепловой энергии.

2.2.1 Расчет эмиссии СО₂ для крупнейших ТЭЦ г. Красноярска (традиционная технология)

Тепловая энергия в регионе производится и реализуется несколькими группами производителей, в том числе муниципальными и ведомственными котельными. В общем объеме отпускаемой тепловой энергии доля предприятий ОАО «Красноярская генерация» является наибольшей. Так, по г. Красноярску из общего объема 15 млн. Гкал на долю компании приходится 13 млн. Гкал. В структуре ОАО «Красноярская генерация» наибольшая доля произведенной тепловой энергии приходится на ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, расположенные в г. Красноярске, – около 70%. Количество топлива (угля), израсходованного на получение этого количества тепловой энергии, и показатели отпуска тепловой и электрической энергии в 2007 году представлены в Таблице 2.1 [10].

Таблица 2.1 – Расход угля Отпуск тепловой и электрической энергии крупнейшими ТЭЦ г. Красноярска в 2007 году [10]

Из этого количества тепловой энергии (Таблица 2.1) – 15% потребляет промышленность, 1% – транспорт и связь, 62% – ЖКХ, 8% – население, 15% – прочие отрасли [10].

Эмиссия диоксида углерода рассчитывалась на основе «Пересмотренных руководящих принципов национальной инвентаризации парниковых газов» [9] и, исходя из фактического расхода угля тремя крупнейшими ТЭЦ г. Красноярска, в 2007 году составила 8 300 тыс. т.

2.2.2 Расчет эмиссии СО₂ для технологии неполной газификации

В расчетах использованы параметры технологии «Сибтермо-КС», которая основана на новом способе неполной газификации угля в кипящем слое с получением буроугольного полукокса.

Использование этой технологии позволяет при сжигании 1 330 тыс. т угля/год (угли разреза «Березовский», марки 2Б) получить тепловой энергии в количестве 1,24 млн. Гкал/год и 330 тыс. т/год буроугольного полукокса (по данным Отчета по НИР «Технико-экономическое исследование по расширению сферы применения углей ОАО «СУЭК», [11]).

Для выработки энергии в количестве 13,5 млн. Гкал, включая тепловую и электрическую энергию (вырабатываемую тремя крупнейшими Красноярскими ТЭЦ в год), по технологии газификации необходимо 8 900 тыс. т угля.

По технологии «Сибтермо-КС» выбросы в атмосферу осуществляются при сжигании газа, полученного в процессе коксования угля, поэтому расчет эмиссии СО₂ выполнялся по объему газа. При сжигании 8 900 тыс. т угля образуется 28 000 млн. м3 горючего газа. Согласно расчетам, выполненным по методологии МГЭИК [9], эмиссия парниковых газов (СО₂) по технологии газификации, при условии перевода на эту технологию трех крупнейших ТЭЦ г. Красноярска, составит 5 200 тыс. т. При этом будет получено 2 800 тыс. т полукокса, в котором доля накопленного углерода составит 2 300 тыс. т С. Что в свою очередь составляет 60% от углерода, содержащегося в исходном сырье массой 8 900 тыс. т.

2.2.3 Расчет эмиссии СО₂ для технологии полной газификации

Компанией "Сибтермо" разработана и реализована в опытно-промышленном масштабе технология получения газа в автотермическом слоевом газификаторе на основе эффекта "обратной тепловой волны". Технология разработана ООО "Сибтермо" (патенты РФ №№ 2014882, 2014883, заявки №№ 2005123736, 2005124137) [12].

В расчетах использованы параметры технологии на способе полной газификации угля с образованием твердого углеродсодержащего остатка (угольного шлака).

Использование этой технологии позволяет при сжигании 4 964 т угля/год (Кокуйское месторождение) получить тепловой энергии в количестве 16 046 Гкал/год [12].

Для выработки тепловой энергии в количестве 13,5 млн. Гкал (количество тепловой энергии, вырабатываемое тремя крупнейшими Красноярскими ТЭЦ в год) по технологии полной газификации необходимо 5 000 тыс. т угля.

По технологии полной газификации выбросы в атмосферу осуществляются при сжигании газа, поэтому расчет эмиссии СО₂ выполнялся по объему газа. При сжигании 5 000 тыс. т угля образуется 15 700 млн. м3 горючего газа. Таким образом, расчетная эмиссия парниковых газов (СО₂) по технологии газификации, при условии перевода на эту технологию трех крупнейших ТЭЦ г. Красноярска, составит 8 600 тыс. т.

2.2.4 Сравнение технологий сжигания угля по выбросам парниковых газов в соответствии с требованиями методик МГЭИК

В Таблице 2.2 представлено сравнение традиционной технологии получения тепловой энергии (на примере трех ТЭЦ) с технологией «Сибтермо-КС».

Таблица 2.2 – Сравнение традиционной технологии получения тепла с технологией «Сибтермо-КС»

Можно видеть (Таблица 2.2) что при использовании традиционной технологии (на примере трех крупнейших ТЭЦ Красноярска) эмиссия CO2 составляет 1,7 тонны на 1 тонну угля (или 600 кг CO2 на 1 Гкал), при технологии неполной газификации с образованием полукокса – 590 кг на 1 тонну угля (400 кг CO2 на 1 Гкал), а при полной газификации – 1,7 т на 1 тонну угля (600 кг CO2 на 1 Гкал).

Снижение выбросов СО₂ при технологии неполной газификации с образованием полукокса составляет примерно 35% по сравнению с традиционной технологией сжигания топлива. Этот эффект достигается за сет депонирования углерода в полукоксе.

3 Перспективы и эколого-социальные эффекты применения технологии газификации угля

Работа предприятий теплоэнергетики сопровождается выбросами в атмосферу большого количества загрязняющих веществ. Так, например, суммарные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу Красноярской ТЭЦ-1 представлены 13 твердыми (нелетучими) и 23 газообразными и жидкими соединениями (Таблица 3.1).

Таблица 3.1 – Суммарные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу Красноярской ТЭЦ-1 (в целом по предприятию), т/год [13]

В Таблице 3.2 приведены характеристики выбросов загрязняющих веществ при выработке тепловой энергии.

Таблица 3.2 – Удельные характеристики выбросов загрязняющих веществ при выработке тепловой энергии крупнейшими ТЭЦ г. Красноярска

Ниже выполнена оценка выбросов загрязняющих веществ при выработке тепловой энергии по технологии «Сибтермо-КС». Для этого использовались информация о содержании загрязняющих веществ в выходных газах [14]. Согласно этим данным в 1 м³ отходящих дымовых газов при газификации угля содержится 0,072 г оксидов азота (в пересчете на диоксид), 0,023 г диоксида серы, 0,068 г оксида углерода (II). Количество бенз(а)пирена и пыль в отходящих дымовых газах практически отсутствует (< 0,05 мкг/м³ бенз(а)пирена и <0,01 г/м3 пыли). Кроме того, в технологии не используется вода и не производится конденсация продуктов термического разложения, следовательно, отсутствуют технологические сточные воды и не образуются подсмольные воды, фенолы и прочие вредные примеси.

Для сравнения выбросов по традиционной технологии и «Сибтермо-КС» были рассчитаны удельные выбросы по отношению к количеству сжигаемого угля.

В Таблице 3.3 приведены объемы выбросов основных загрязняющих веществ исходя из сжигаемого количества угля и образующихся дымовых газов.

Таблица 3.3 – Сравнение традиционной технологии сжигания угля с технологией «Сибтермо-КС» по параметрам выбросов основных загрязняющих веществ

Можно видеть, что применение технологии «Сибтермо-КС» позволяет в отдельных случаях на 96% сократить выброс основных загрязняющих веществ (для диоксида серы – на 96%, для оксидов азота – на 84%, для пыли – на 83%). При этом возможно небольшое (на 4%) увеличении эмиссии СО, но его вклад в общий объем выбросов составляет сотые доли процента.

Важным достоинством использования технологии газификации угля в теплоэнергетике является отсутствие выбросов твердых частиц (пыли), которые представляют собой разнородную смесь органических и неорганических веществ (Таблица 3.1). Это связано с тем, что сжигают согласно технологии не уголь, а газ, который образуется при нагревании угля. Вся пыль остается либо в коксе (в случае неполной газификации), либо в золе (в случае полной газификации).

В Таблице 3.4 приведены оценки социального ущерба на территории г. Красноярска от выбросов загрязняющих веществ для традиционной технологии и «Сибтермо-КС» по методике [1].

Методика [1] позволяет оценить социальный ущерб только для традиционной технологии. Ущерб от выбросов загрязняющих веществ по технологии «Сибтермо-КС» оценивался в показателях снижения выбросов основных загрязняющих веществ (Таблица 3.3).

Таблица 3.4 – Оценка социального ущерба от выбросов основных загрязняющих веществ по традиционной технологии и «Сибтермо-КС»

Можно видеть, что применение технологии газификации в теплоэнергетике г. Красноярска приведет к снижению социального ущерба от выбросов основных загрязняющих веществ в сумме на 94%. При этом увеличение выбросов оксида углерода не приводит к увеличению социального ущерба (Таблица 3.4).

Заключение

В настоящей работе рассмотрены варианты применения угольных технологий, основанных на новом способе неполной газификации угля в кипящем слое с получением буроугольного полукокса и полной газификации угля в автотермическом слоевом газификаторе на основе эффекта "обратной тепловой волны", для получения тепловой энергии на территории будущей Красноярской агломерации.

Проведено сравнение эмиссии СО₂ и выбросов загрязняющих атмосферу веществ при получении тепловой энергии с помощью рассмотренных технологий газификации и традиционной технологии сжигания угля (на примере трех крупнейших ТЭЦ г. Красноярска). Определение эмиссии СО₂ выполнялось в соответствии с руководящими документами по проведению национальных инвентаризаций парниковых газов, одобренных Рамочной Конвенцией ООН об изменении климата (РКИК ООН).

Показано, что при использовании традиционной технологии (на примере трех крупнейших ТЭЦ Красноярска) эмиссия CO2 составляет 1,7 тонны на 1 тонну угля (или 600 кг CO2 на 1 Гкал), при технологии неполной газификации с образованием полукокса – 590 кг на 1 тонну угля (400 кг CO2 на 1 Гкал), а при полной газификации – 1,7 т на 1 тонну угля (600 кг CO2 на 1 Гкал).

Снижение выбросов СО₂ при технологии неполной газификации с образованием полукокса составляет примерно 35% по сравнению с традиционной технологией сжигания топлива. Этот эффект достигается за сет депонирования углерода в полукоксе.

Применение технологии газификации позволяет в отдельных случаях на 96% сократить выброс основных загрязняющих веществ (для диоксида серы – на 96%, для оксидов азота – на 84%, для пыли – на 83 %) и снизить социальный ущерб от их выбросов в сумме на 96%.

Одним из основных преимуществ технологии газификации угля с точки зрения экологической эффективности в теплоэнергетике является отсутствие выбросов твердых частиц (пыли), которые представляют собой разнородную смесь органических и неорганических веществ.

Список литературы

1. Синяк Ю.В. Концепция глобального экономического развития и энергетика / Проблемы прогнозирования, №3, МАИК, «Наука», Москва, 1998, 56-73.

2. Agenda 21. Report of UN Conference on Environment and Development. Rio de Janeiro, 3-14 June 1994.

3. Развитие энергетики и снижение выбросов парниковых газов / Грицевич И. Г., Кокорин А. О., Луговой О. В., Сафонов Г. В.: WWF России, 2006. – 16 с.

4. МГЭИК, 2005 (IPCC): Улавливание и хранение двуокиси углерода (Carbon dioxide Capture and Storage – CCS). Доклад Межправительственной группы экспертов по изменению климата.– 443 с. www.ipcc.ch

5. Степанов С.Г., Морозов А.Б., Исламов С.Р. Технология совмещенного производства полукокса и горючего газа из угля // Уголь. – 2002. – № 6. – С. 27-29.

6. Dolman JA, Valentini R, Freibauer A, editors (2008) The Continental-Scale Greenhouse Gas Balance of Europe. Ecological Studies 204. Springer, Berlin. Ecological Studies, Vol. 203. ISBN: 978-0-387-76568-6

7. Обзор состояния и загрязнения окружающей среды в РФ за 2007 г. Росгидромет, 2008. – 164 с.

8. Башмаков И. А., 2006. Возможности для реализации проектов совместного осуществления в системах теплоснабжения. Доклад на конференции «Россия и углеродный рынок» Москва, 28–29 июня 2006 г. www.ncsf.ru

9. Пересмотренные руководящие принципы национальной инвентаризации парниковых газов / Под ред. Д.Т. Хоутона, Л.Г. Мейра Филхо, Б. Лим, К. Трентон, И. Мамату, Я. Бондуки, Д.Д. Григгса, Б.А. Калландера. – Межправительственная группа экспертов по изменению климата, 1996, Том 1-3.

10. http://www.tgk13.ru/production/consumption/ – ОАО «Енисейская ТГК (ТГК 13)».

11. Отчет по НИР «Технико-экономическое исследование по расширению сферы применения углей ОАО «СУЭК», Красноярск, 2007.

12. Отчет по НИОКР «Разработка технологических решений участка газификации угля для завода «Сибирский магнезит», Красноярск, 2007. – 38 с.

13. Сводный том предельно допустимых выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух для г. Красноярска. Том II. Банк данных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Промышленность. Книга VI. Часть IV. Предприятия Ленинского района, 2005.

14. Протокол КХА № 18г от 18.05.2004 г, ФГУ ЦЛАТИ по Красноярскому краю.