WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |   ...   | 12 |

В 1997-1998 гг. РАО «ЕЭС России» в рамках подготовки к участию в механизмах Киотского протокола совместно с ЭУФ по собственной инициативе провело первую в стране инвентаризацию выбросов четырех парниковых газов предприятий отрасли за период 19902000 гг., которая охватила 357 тепловых электростанций (ТЭС) Единой Энергетической Системы России. Инвентаризация была осуществлена в полном соответствии с «Пересмотренными Руководящими принципами национальных инвентаризаций парниковых газов Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК). При этом применен смешанный метод «сверху-вниз» - «снизу-вверх»: разработка методологии оценки Экологическая политика РАО «ЕЭС России»//www.rao-ees.ru/ru/info/about/priroda_deayt/show.cgiek_pol.htm Концепция реализации экологической политики РАО "ЕЭС России"//www.raoees.ru/ru/info/about/priroda_deayt/show.cgiek_konc.htm Сайт НИЭО «Энергетический углеродный фонд»//www.carbonfund.ru выбросов и коэффициентов эмиссии двуокиси углерода (которая составляет более 99 % выбросов ПГ в электроэнергетике) и выполнение агрегированного расчета выбросов ПГ – использование данных государственной статистической отчетности тепловых электростанций по потреблению топлива. При расчете эмиссии были использованы коэффициенты, учитывающие физико-химические характеристики российских органических топлив и технологии их сжигания на ТЭС. В 2001 году независимой экспертной оценкой было признано, что данная инвентаризация является уникальной и пионерной работой в теплоэнергетическом секторе, как в России, так и во всем мире, и что она является примером передового опыта в этом секторе66.

С 2003 года инвентаризация последовательно проводилась во всех АО-энерго, АОэлектростанциях холдинга. На рис. 2.2. показаны результаты расчета выбросов парниковых газов за период 1990-2004 г.г. в ОАО АК «Омскэнерго». Снижение выбросов по годам закономерно отражает общее снижение выбросов в стране по сравнению с 1990 годом из-за промышленного спада.

Динамика выбросов парниковых газов на территории Омской области от предприятий АК Омскэнерго, тыс. т.у.т.

N2O Метан СО1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Рис.2.2. Динамика выбросов ПГ в Омской области от АК Омскэнерго Источник: разработано автором на основе Технического отчета о проведении инвентаризации источников выбросов загрязняющих веществ на Омской ТЭЦ-4, 2002 г.

По результатам общей инвентаризации выяснилось, доля холдинга составляет 30 % выбросов в России, в мире – около 3 % (столько же выбросов делает вся Великобритания).

Понятно, что если уменьшить их количество за счет эффективности использования топлива, появится шанс привлечь денежные средства от зарубежных покупателей квот в конкретные проекты, а эффект от снижения выбросов будет существенным не только для компании, но и для всей страны.

ОАО «ТГК-11» учреждено по решению Совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.07.2005 г. (Протокол № 199), а также на основании изданного Распоряжения Председателя Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 22.08.2005 г. № 195р «Об учреждении ОАО «ТГК-11». Образование ОАО «ТГК-11» является промежуточным этапом многолетней структурной реформы энергетической отрасли Омской и Томской областей. В холдинге Федоров Ю.Н., Микушевич В.М. Внедрение систем учета и управления выбросами парниковых газов в РАО «ЕЭС России»//Использование эколого-экономических механизмов для привлечения инвестиций в экономику России. – Энергетический углеродный фонд, 2002. – С.47-48.

ОАО РАО «ЕЭС России» (куда входит и ОАО «ТГК-11») Территориальные генерирующие компании (ТГК) формируются на базе генерирующих активов региональных компаний энергетики и электрификации (АО-энерго), с учетом максимально допустимого укрупнения генерирующих компаний, при котором не возникает препятствий свободному ценообразованию на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. Конфигурация ОАО «ТГК-11» включает в себя следующие общества, образованные в результате реорганизации в форме выделения АО-энерго:

ОАО «Омская электрогенерирующая компания» ОАО «Томскэнерго» ОАО «Омская электрогенерирующая компания» является производителем тепловой и электрической энергии в Омской области. Ее установленная мощность – 1605 МВт, установленная тепловая мощность – 5830,7 Гкал/час67. В ее состав входят ТЭЦ 2,3,4, 5, Кировская, а также Теплосеть.

Одним из важных направлений деятельности ОАО «Омская электрогенерирующая компания» в области охраны окружающей среды является внедрение мероприятий по сокращению выбросов парниковых газов. Поскольку основными источниками выбросов являются стационарные топливосжигающие установки, то снижение выбросов парниковых газов предполагается с помощью следующих мероприятий:

снижение удельных расходов топлива путем строительства энергетических установок с высоким КПД (газотурбинных установок, парогазовых установок);

перевод котлов теплоэнергетических установок на сжигание газообразного топлива (эффект достигается за счет снижения коэффициента эмиссии двуокиси углерода);

мероприятия, направленные на повышение экономичности и снижение удельных расходов топлива (внедрение частотно-регулируемых приводов собственных нужд, применение детандер-генераторных агрегатов для утилизации избыточного давления транспортируемого природного газа и др.)68.

Экологическая политика ОАО «Омская электрогенерирующая компания» тесно взаимосвязана с политикой РАО ЕЭС. В программе реализации экологической политики Общества на 2006-2008 гг. на постоянной основе присутствуют проведение инвентаризации выбросов и внедрение кадастра ПГ, а также проведение оценки инвестиционных проектов на предмет возможности привлечения дополнительных денежных средств – всемирных и национальных экологических организаций, углеродного финансирования по Киотскому протоколу.

2.2. Проект перевода котлоагрегата Омской ТЭЦ-4 на природный газ как потенциальный «проект совместного осуществления» Омская ТЭЦ-4 расположена в Северо-западном промышленном узле г. Омска и является действующим предприятием, предназначенным для обеспечения электроэнергией, паром и горячей водой жилищно-коммунального сектора и группы промышленных предприятий Северо-западного района г. Омска:

АО «Омскнефтеоргсинтез» (ОНПЗ) АО «Омскхимпром» (ОХП) Теплично-парниковый комбинат (ТПК) Омское районное нефтепроводное управление (ОРНПУ) Поселок «Юбилейный» Завод сборных железобетонных изделий - 5 (ЗСЖБ-5) Картонно-рубероидный завод (КРЗ) Завод «СК» (СК).

Сайт ТГК-11//www.tgk11.com Концепция реализации экологической политики ОАО «Омская электрогенерирующая компания» ТЭЦ-4 построена по проекту Новосибирского отделения института «Теплоэлектропроект». Строительство продолжалось с 1961 до 1982 года. Площадка ТЭЦ расположена в 15 км. от центра города Омска вниз по течению реки Иртыш, на правом берегу. ТЭЦ связана с внешней сетью железных дорог подъездными путями протяженностью 3,14 км., примыкающим к северной горловине станции “Комбинатская”.

В состав электростанции входит топливное хозяйство, которое обеспечивает подготовку и подачу в котельный цех угля и мазута.

Установленная мощность ТЭЦ-4 – 535 МВт, тепловая мощность – 1500 Гкал/час, количество котлоагрегатов (котлов) – 10, турбин – 6.

В котлоагрегатах химически связанная энергия топлива при сжигании в топочной камере выделяется в виде тепловой энергии, передаваемой радиацией и конвекцией через стенки металла трубной системы парогенератора воде и образуемому из воды пару. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в кинетическую энергию потока, передаваемую ротору турбины. Механическая энергия вращения ротора турбины, соединенного с ротором электрогенератора, преобразуется в энергию электрического тока, которая передается потребителям.

Тепло проработавшего в турбинах водяного пара используется для технологических целей промышленных потребителей. Также ТЭЦ-4 производит отпуск тепла потребителям (на отопление, вентиляцию и бытовые нужды).

Образовавшиеся в котлоагрегатах продукты сгорания – дымовые газы и содержащиеся в них загрязняющие вещества (диоксид азота, оксид азота, оксид углерода, диоксид серы, зола углей и мазутная зола в пересчете на ванадий) – отсасываются дымососами и через дымовые трубы отводятся в атмосферу, проходя предварительную очистку в золоулавливающих установка (циклонах и электрофильтрах).

Негорючая часть твердого топлива выпадает в топке в виде шлака. Шлаки и зола, уловленная в золоуловителях, удаляются системой гидрозолоудаления на карту золоотвала69.

Золоотвал, расположенный в пойме Иртыша, находится в эксплуатации с 1965 г., при высоте 18 метров занимает уже 400 га. Там накопилось более 40 млн. кубометров отходов угля, сжигаемого на ТЭЦ-4. По словам специалистов, нарастить можно еще только одну секцию.

Дальнейшее строительство золоотвала ограничено из-за отсутствия площадей в данном районе, что обусловлено расположением золоотвала в пойме р. Иртыш.

Основное топливо ТЭЦ - экибастузский каменный уголь марки СС и ряд углей Кузнецкого бассейна, растопочное топливо - мазут марки М-40. Серьезная проблема, связанная с углем из Экибастуза (Казахстан) – это то, что стоимость этого низкокалорийного топлива с очень большой зольностью сейчас значительно выше (в 2001 году уголь стоил 3,долл за тонну, в 2003 – уже 10). А топливная составляющая – это 25-30% затрат на производство электрической и тепловой энергии. Следующая составляющая – это затраты на транспортные перевозки с учетом международного транспортного тарифа, применяемого для перевозки грузов через границы государств70.

Руководство энергокомпании приняло решение перевести ТЭЦ-4 на газ – Минэнерго решило сделать это еще в 1984 году, но все основные работы от завершения разработки проекта до перевода котла №7 (см. Прил. 3) на газ были проделаны лишь в 2003 году. Проект перевода котлоагрегата на сжигание природного газа является составной частью программы развития и реконструкции Омской энергетики, главная цель перевода – улучшение экологической обстановки71.

Описание технологической схемы процесса// Технический отчет о проведении инвентаризации источников выбросов загрязняющих веществ на Омской ТЭЦ-4, 2002. – С.14.

Королев В.И. Проблемы энергоснабженя в Омской области// Международная конференция «Энергоэффективность и Киотский протокол, Омск, 12-13 августа 2003». – Омск: ОмГТУ, 2003. – С.93.

Пресс-релиз Омскэнерго от 30.03.2004 //www.omsk.elektra.ru:8101/press/reliz.htm Перевод котлоагрегата на газ позволил улучшить технико-экономические и экологические показатели Омской ТЭЦ-4:

снизил расход электроэнергии на собственные нужды (на электрофильтры, ШТШ, багерные, смывные, дренажные насосы, насосы возврата осветленной воды);

снизил затраты на топливо при увеличении КПД с 90,6% до 92,5%72;

снизил расход мазута;

затраты на ремонт составили 30% от затрат на ремонт оборудования, работающего на экибастузском угле снизил среднегодовые затраты на подготовку угля к сжиганию;

снизил плату за выбросы вредных веществ в атмосферу в пределах (двуокись азота, оксид углерода, зола мазута) и сверх ПДВ (зола углей, ангидрит сернистый) благодаря исключению выбросов в атмосферу золы углей, диоксида серы и выхода золошлаковых отходов на золооотвал, а также снижению выбросов в атмосферу оксидов азота;

увеличил срок эксплуатации золоотвала73.

Для проведения работ, связанных с переводом котлоагрегата на природный газ, необходимо было выполнить следующий комплекс работ:

1. Строительные работы на ТЩУ-4 под щит управления в главном корпусе;

2. Монтаж опор под трубопроводы, площадки обслуживания;

3. Монтаж газопровода котла, продувочных трубопроводов (в т.ч. горелки, запальное устройство, запорная арматура);

4. Монтаж КИП и А, шкафов и панелей управления, АСУ ТП (2 этап);

5. Монтаж электрооборудования (в т. ч. раскладка кабеля, освещение площадок, монтаж сборок, шкафов);

6. Монтаж схемы кондиционирования ТЩУ-4;

7. Монтаж схем теплоснабжения и отопления;

8. Монтаж дымососов и газоходов рециркуляции газов;

9. Замена основных дымососов74.

Капитальные вложения на проведение данных работ составили 118 000 тыс.руб. При суммарной экономии от перевода на сжигание природного газа в размере 25 725 тыс. руб, срок окупаемости проекта составит 4,6 года (118 000 тыс. руб/25 725 тыс. руб).

Одним из способов возврата инвестиций при переводе на газ могла бы стать продажа лимитов на выбросы СО2 согласно Киотскому соглашению. Расчет сокращения выбросов углекислого газа при переводе котла на сжигание природного газа выполнен по международной методике инвентаризации выбросов парниковых газов75.

Расчет выбросов для каждого вида топлива производится по формуле:

Е = M x K1 x ТНЗ x K2 x 44/12, (2.1) где Е – годовой выброс СО2 в весовых еденицах (тонн/год);

М – фактическое потребление топлива за год (тонн/год);

К1 – коэффициент окисления углерода в топливе (показывает долю сгоревшего углерода);

ТНЗ – теплотворное нетто-значение (Дж/тонн);

К2 – коэффициент выбросов углерода (тонн/Дж)76.

см. Прил. 5.

Расчеты см. в Прил. 4.

Проектная документация ТЭЦ-4.

Зинченко А.В. Справочно-методическое пособие: Международная методика инвентаризации выбросов парниковых газов, НПК «Атмосфера», С-Пб, 2003. – С.21-24. (пособие основано на документах МГЭИК по инвентаризации ПГ) Значения К1, ТНЗ и К2 для разных видов топлива см. в Прил. 6.

Определение фактического потребления топлива производится на основании статистических данных о потреблении разных видов топлива. Исходными величинами для определения валового выброса двуокиси углерода взята годовая потребность на один котел:

А) Экибастузского угля на 1 котел, т.н.т. (тыс. нормальных тонн) 361 Мазута, т.н.т. 1 Б) Природного газа, тыс. нм3 158 Для приведения величины потребности в природном газе из кубических метров в тонны, использована формула M = x V, (2.2) где М – масса вещества, – его плотность, V – объем.

При плотности природного газа =0,877, потребление газа на котел составит 0,8 х 860 = 127088 т/год.

А) Годовой выброс СО2 от сжигания:

угля: 361900 х 0,98 х 18,58 х 26,2 х 44/12 = 633042,827 т.

мазута: 1409 х 0,99 х 40,19 х 21,1 х 44/12 = 174313,688 т.

Итого от угля и мазута: 807356,515 т.

Б) Годовой выброс СО2 от сжигания природного газа: 158860 х 0,995 х 52,2 х 15,3 х 44/12 = 462882,773 т.

Снижение валового выброса двуокиси углерода при переводе котлоагрегата на сжигание природного газа составит:

807356,515 – 462882,773 = 344473,742 т.

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |   ...   | 12 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.