Заочные электронные конференции
Логин   Пароль  
Регистрация Забыли пароль?
 
     
Методические подходы к оценке и прогнозированию атмосфероохранных затрат в теплоэнергетике
Телиженко А.М.


Для чтения PDF необходима программа Adobe Reader
GET ADOBE READER

УДК 621.311.22:502.25(075.8)

Методические подходы к оценке и прогнозированию атмосфероохранных затрат в теплоэнергетике

А. Телиженко

Сумский государственный университет (Сумы, Украина)

Введение

Циклические повышения цен на природный газ, нефть и нефтепродукты повлекли за собой пересмотр энергетической политики во многих странах. В первую очередь была исследована возможность оптимизации структуры топливного обеспечения с учетом ряда политических, экономических, социальных и экологических факторов.

Вместе с тем, при практической реализации, например, угольной стратегии топливообеспечения, возникли серьезные трудности, среди которых наиболее важной оказалась проблема загрязнения окружающей среды, тесно связанная с видом и качеством потребляемого топлива. Наименее разработанной в методическом плане является задача оценки и прогнозирования дополнительных атмосфероохранных затрат, обусловленных изменением структуры потребляемого топлива. Стало очевидным, что переход на угольную концепцию развития теплоэнергетики предполагает необходимость всестороннего анализа динамики эмиссии окислов серы, окислов азота и золы, возможных изменений показателей экономического ущерба, величины платежей за загрязнение окружающей среды, и атмосфероохранных затрат на снижение выбросов дополнительной массы загрязняющих веществ.

1. Оценка капитальных затрат на подавление выбросов сернистого ангидрида.

Размер капитальных затрат на снижение заданного объема выбросов сернистого ангидрида предлагается рассчитывать по формуле:

, (1)

где – коэффициент индексации стоимости оборудования и строительно-монтажных работ (принимается в соответствии с официальными методическими рекомендациями); – коэффициент, учитывающий рабочую сернистость сжигаемого топлива на i-ой ТЭС (рассчитывается по формуле (2)); – коэффициент, учитывающий установленную мощность i-ой ТЭС (рассчитывается по формуле (3)); – корректирующий коэффициент, учитывающий удельный вес угля в общей структуре потребляемого топлива на i-ой ТЭС (принимается по табл. 1); – коэффициент замещения затрат (для теплоэнергетики принимается в интервале – 0,3-0,5 [1, с. 241]); ΔМ – требуемая масса снижения выбросов сернистого ангидрида, т; – удельные капитальные затраты при проектной и базовой степени подавления на i-ой ТЭС, соответственно, дол./т SO2 (рассчитываются отдельно для конкретной ТЭС по зависимостям, представленным в табл. 2).

Основным недостатком исходной информации, которая использовалась нами при определении зависимости удельных капитальных затрат от степени подавления выбросов (), является ее несопоставимость по показателям рабочей сернистости потребляемых углей, мощности ТЭС и степени подавления выбросов. Для приведения информации в сопоставимый вид предлагается “зафиксировать” первые две характеристики – рабочую сернистость и мощность ТЭС и увязать их через соответствующие коэффициенты, зависящие от установленной мощности ТЭС (kp)1

, (2)

и от рабочей сернистости топлива (ks)

, (3)

где P – установленная мощность ТЭС, МВт; Sр – содержание серы в топливе на рабочую массу, %. (Коэффициенты kри ks рассчитаны при базовых значениях мощности Рб = 1843 МВт и сернистости = 2,14%. То есть, при базовых значениях установленной мощности и рабочей сернистости коэффициенты kри ks равны единице).

Таблица 1

Значение корректирующего коэффициента в зависимости от структуры потребляемого топлива [1, с. 214]

Удельный вес угля в структуре потребляемого топлива, %

до 20

21-40

41-60

61-80

Свыше 80

Значение корректирующего коэффициента

0,85

0,88

0,92

0,96

1,0

Следует отметить, что для тепловых электростанций, включенных в табл. 2, значения коэффициентов и в формуле (1) равны единице. Это обусловлено тем, что показатели рабочей сернистости сжигаемого топлива и установленная мощность ТЭС, учитывались ранее, при определении как базовых значений удельных капитальных затрат (при Е = 80%), так и при определении характера функциональных зависимостей затрат. Для тепловых электростанций, не вошедших в табл. 2, рекомендуется принимать обобщенную зависимость удельных капитальных затрат (последняя строка в табл. 2) и рассчитывать соответствующие значения коэффициентов и .

2. Оценка капитальных затрат на подавление выбросов окислов азота

Капитальные затраты на снижение заданного объема выбросов окислов азота предлагается рассчитывать по формуле:

, (4)

где – коэффициент, служащий для перевода относительных единиц удельных капитальных затрат в стоимостное выражение; – относительное значение удельных капитальных затрат на подавление выбросов одной тонны окислов азота при проектной и базовой степени подавления на i-ой ТЭС, соответственно, отн.ед./т NOx(рассчитываются отдельно для конкретной ТЭС по формулам (5)-(7) в зависимости от технологии подавления выбросов); остальные обозначения – аналогичные формуле (1).

На основании обработки данных о работе различных технологических установок химической очистки дымовых газов на зарубежных ТЭС, были получены функции относительного изменения капитальных затрат на подавление выбросов окислов азота:

- некаталитические методы

, (5)

- каталитические методы

, (6)

- комплексное регулирование выбросов окислов азота путем уменьшения его образования при горении с последующей каталитической доочисткой

, (7)

где Е – степень подавления выбросов окислов азота, %.

Единичный уровень затрат () соответствует 30-процентной степени подавления выбросов окислов азота некаталитическими методами. По нашим оценкам [1, с. 219], стоимостное значение удельных капитальных затрат при базовой степени подавления выбросов Е = 30%, соответствует 130 долл./т NOx.

3. Оценка капитальных затрат на подавление выбросов золы

Приведенные затраты на снижение заданного объема выбросов золы предлагается рассчитывать по формуле:

, (8)

где – коэффициент, служащий для перевода удельных приведенных затрат, выраженных в руб./ тыс.м3 в час, в дол./ тыс.м3 в час очищаемых топочных газов (рассчитывается по формуле (10)); – интегральный поправочный коэффициент, учитывающий технологические условия работы пылегазоочистного оборудования, расчитывается по формуле:

Таблица 2

Удельные капитальные и текущие затраты на подавление выбросов сернистого ангидрида для крупных тепловых электростанций Украины [1, с. 213]

Электростанция

Установленная мощность (P), МВт

Сернистость угля (Sр), %

kр

ks

Удельные затраты при базовой

80-процентной степени подав-ления выбросов SO2, долл./т SO2

Зависимости для прогнозирования удельных капитальных затрат на интервале 15-97,5%

Капитальные

Текущие

Ладыжинская

1800

2,84

1,01

1,23

328

58

З = 4,418 Е 0,9763

Углегорская

3600

2,87

0,38

1,24

865

153

З = 11,646 Е 0,9771

Запорожская

3600

1,49

0,38

0,85

1250

224

З = 16,745 Е 0,978

Зуевская

1200

1,54

1,23

0,80

410

73

З = 5,523 Е 0,9763

Кураховская

1460

1,20

1,14

0,79

448

80

З = 6,004 Е 0,9778

Бурштынская

2100

2,10

0,91

0,99

448

80

З = 6,004 Е 0,9778

Луганская

1400

1,07

1,14

0,77

460

82

З = 6,237 Е 0,9752

Славянская

1440

1,31

1,14

0,82

432

77

З = 5,794 Е 0,9776

Старобышевская

1750

1,31

1,03

0,82

478

86

З = 6,414 Е 0,9774

Приднепровская

1740

1,65

1,03

0,88

445

79

З = 6,012 Е 0,9759

Криворожская

2820

2,07

0,66

1,02

600

107

З = 8,044 Е 0,9777

Трипольская

1800

1,43

1,02

0,84

471

84

З = 6,347 Е 0,9766

Змиевская

2190

1,32

0,88

0,82

560

100

З = 7,469 Е 0,9794

Среднее значение по группе ТЭС

2069

1,70

0,92

0,91

487

86

З = 6,564 Е 0,9765

, (9)

где – коэффициент, учитывающий тип пылегазоочистного оборудования (батарейные циклонные установки – 1,0; мокрые золоуловители с трубой Вентури – 0,57; электрофильтры – 2,4 [1, с. 225]). – коэффициент, учитывающий рабочую зольность сжигаемого топлива (принимается по табл. 2); – коэффициент, учитывающий мощность пылегазоочистного оборудования (принимается по табл. 3); остальные обозначения – аналогичные формуле (1).

Коэффициент, служащий для перевода удельных приведенных затрат, выраженных в руб./ тыс.м3 в час, в дол./ тыс.м3 в час очищаемых топочных газов предлагается рассчитывать по формуле:

, (10)

где БН – базовое значение удельных капитальных и текущих затрат, руб./т SO2; 1,1 – переводной коэффициент для пересчета базовых значений удельных капитальных и текущих затрат в немецкие марки; – коэффициент, позволяющий учитывать инфляцию (принят для немецкой марки в среднем 3% в год [2];) t – период дисконтирования (t = 9 = 2000 - 1991); – курс доллара США по отношению к немецкой марке на конец 2000 г. (принят 2,08).

Таблица 3

Коэффициенты для корректировки удельных приведенных затрат на подавление выбросов золы в зависимости от мощности пылегазоочистных установок

Диапазон мощности пылегазоочистных установок, тыс.м3/ч.

Удельные приведенные затраты, руб./кг выброса

(Еб = 98,5%)

Значение корректирующего коэффициента (kp)

до 99

2,47

2,2

100-199

1,82

1,63

200-299

1,52

1,36

300-399

1,34

1,17

400-499

1,21

1,1

500-599

1,12

1,0

600-999

0,89

0,8

1000-1999

0,65

0,58

2000-2999

0,54

0,48

свыше 3000

Библиографическая ссылка

Телиженко А.М. Методические подходы к оценке и прогнозированию атмосфероохранных затрат в теплоэнергетике // Научный электронный архив.
URL: http://econf.rae.ru/article/7451 (дата обращения: 18.06.2019).



Сертификат Получить сертификат

КОММЕНТАРИИ К ПУБЛИКАЦИИ – 0

Добавить комментарий

Ваше имя
Текст комментария
Антиспам проверка