МУ по РГР Рейтинг_оценки энергогенерации


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.













Методические указания и задания к практическим занятиям по
курсу


Производство эн
е
ргии

и выбросы углекислого газа

.


Р
ейтинговые оценки энергогенерации по выбросу
атмосферных
загрязнителей с учетом

парниковых газов


Квалификация магистр




















Казань 2017





2



ВВЕДЕНИЕ


В современном мире
РФ
, как

и
бол
ьшинство стран планеты, являются
участниками м
еждународны
х

организаций, решающих задачи достижени
я

энергоэффективности в сферах поизводства и потребления. Некоторы
е из
них подобные задачи рассматриваются в качестве одной из основных целей.

Таковы, например
,
обязательства

стран, входящих в
Групп
у
20 (G20
,
которые являются потребителями 80% мировых энергоресурсов.

Коммюнике
лидеров Группы20 по итогам саммита
2014 г
.

в Брисбене (Австралия,
предписывает странам
-
членам
G20
:




продвижение к реальному низкоугл
еродному
промышленному
производству
;




р
азвитие низкоуглеродной энергогенерации
;



п
овышение

энергоэффективности зданий
;




и
нтенсификаци
ю

внедрения системы менеджмента
энергоэффективности в промышленности

Г
осударств
ами


участник
ами

рамочной конвенции по измен
ению
климата
(
РКИК
)

при
ООН

(195 стран мира плюс ЕС
,
в
2015

г. на
Париж
ской

Конференци
и принято конкретное обязательство д
остижени
я

реального
низкоуглеродного производства к 2030 г
.


Обязательства
ми

стран


членов

ВТО


(162 страны мира плюс ЕС
является с
оздание условий добросовестной конкуренции для бизнеса
, в том
числе, по энергосбережению.

Однако
пока в мире не

существуе
т
унифицированных оценок
энергоэффективности и низкоуглеродности
,
хотя

о
бязательствами охвачено
практически всё мировое сообщество
.


В
сфере строительства
ряда стран используются национальные
системы рейтинговых оценок или аудита энергоэффективности зданий, но их
показатели несопоставимы в международном формате

В сфере промышленных технологий и энергогенерации

системы
рейтинговых оценок
низкоуглеродности отсутствуют и в международном, и в
национальных форматах

В

сфере энергогенерации пока только предполагается приступить в
среднесрочной перспективе к созданию систем рейтинговых оценок
низкоуглеродности энергогенерации

Вместе с тем,

мето
ды рейтинговой оценки и обработки выбросов с
загрязнителями глобального действия разработаны и рекомендованы к
применению

государственными документами

Республик
и

Татарстан

более 10
лет назад


ОПИСАНИЕ РАСЧЕТН
ЫХ

УРАВНЕНИ
Й

3



На основании рекомендаций
, содержа
щихся в

государственных
документах

Республик
и

Татарстан

(
Государственный доклад МЭПР РТ О
состоянии природных ресурсов и об охране окружающей среды Республики
Татарстан в 2007г.
;
Государственный доклад Роспотребнадзора по РТ О
санитарно
-
эпидемиологичес
кой обстановке в Республике Татарстан в
2007г.
)
разработана методика, использованная в проектировании
теплоснабжения ряда объектов неэнергетического профиля. В настоящее
время она адаптирована к объектам энергогенерации
. В основу методики
положены уравнен
ия

(0.1, 0.2)
, дающие средневзвешенные числовые
показатели эффективности работы генерирующих предприятий по выбросу
токсичных ингредиентов и парниковых газов, учитывающие энергозатраты
,
которые возникли бы при

их удалени
и

из выбросов.



(0.1)



В уравнени
ях

(0.1
, 0.2
 приняты следующие у
словные обозначения:

W
a
/
W
0

м
3



интенсивность выброса

в рабочих/нормальных условиях
;


0
1800 с


временной масштаб,
принимаемый равным времени осреднения концентрации
компоне
нтов выбросов в атмосферном воздухе при отборе проб
;


1
=

1
/

0



безразмерный временной параметр

заполнения парниковыми газами
контрольного объема экспертной оценки
V
, м
3
;


1


время, с, заполнения парниковыми газами контрольного объема экспертной оценки

V
,
м
3
;


2
=
V
/( τ
0

W
a
)



безразмерный временной параметр

заполнения
выбросом

контрольного
объема экспертной оценки
V
, м
3
;


2
=
V
/
W
a



время, с, заполнения
выбросом

контрольного объема экспертной оценки
V
, м
3
;

4


C
jb

мг/м
3
,

C
j
AAU

мг/м
3
,

B
C
j

мг/
м
3
,

GWP
j
100


н
ачальн
ая,

предельно допустимая по
углеродным квотам
,

фоновая (
background

concentration

B
C
)

концентраци
и

и
потенциал
глобального потепления
j
-
го вида выбрасываемых парниковых газов;

M
AAU
, т

CO
2
-
экв/год


допустимый массовый выброс парниковых газов, равный п
о
величине углеродной квоте вида

AAU

(Assigned Amount Unit
, единица установленного
количества ЕУК;


C
i
b

мг/м
3
,
C
i
e

мг/м
3
, ПДК
i
, мг/м
3



начальн
ая,

конечн
ая

и
предельно допустим
ая

концентрации концентрации
i
-
го вида
токсичных веществ в выбросах;

ρ


плотн
ость
продуктов сгорания

на выходе из трубы

расчетная

(при расчетной
температуре
t
a
)
;

ρ
e


плотность
продуктов сгорания

на выходе из трубы

эталонная
(при температуре
t
e

=
150
°
C
)
;

ρ
ar



плотность атмосферного воздуха

(для всех объектов принимается
плотность
атмосферного воздуха

при нормальных условиях

ρ
ar

 1,293 кг/м
3
)
;

w
r
e
,
u
r
m



безразмерные скорости струи и ветра по месту сечения устья трубы высотой H,
м, и диаметром , м.

Значения
w
r
e
,
u
r
m

получаются
путем
масштабировани
я

скорости выхода струи из
трубы
w
e
,

рассчитанной при
эталонн
ой температуре
t
e

= 150
°
C
,

и
скорости обдувающего
ветра
u
m
,

по минимальн
о допускаемой (из соображений устойчивости результата
численного эксперимента
скорости выхода струи
w

 1 м/с и скорости штиля
u
calm

 1 м/с.
Формула (
0.1
)

справедлива при следующих ограничениях по скорости выхода струи и
скорости ветра:
w
0
≥ 1 м/с;

1 м/с


u
m

7

м/с;

u
m
/
w
0

3.

E
a

-

энергозатраты
на охлаждение выбросов с учетом конденсации содержащихся в них
CO
2

и H
2
O;


-

энергозатрат
ы
на отвод теплоты конденсации CO
2

и H
2
O в
выбр
о
сах;


Q
l



низшая теплота сгорания топлива, кДж/м
3
;

η


коэффициент использования энергии топлива.

Значения
w
r
0
,
u
r
m

получаются масштабированием реальных скорости выхода струи из
трубы и скорости обдувающего

ветра по скорости
ветра при
штил
е

= 1
м/с
.

C
u

степень загрузки производственных мощностей
(
Capacity utilization)
, или

коэффициент
использования


У
равнени
я

(0.1
, 0.2
)
да
ю
т

безразмерны
е

числов
ые

показател
и  и

η
COMP
,
которы
е

позволя
ю
т
численно
сопоставлять
генерирующие объекты
по
выбросу токсичных загрязнителей и парниковых газов. Удобно рассмотреть
показатель η
COMP
,

как произведение:


η
COMP

=
EER
×Τ
1

=
EER
×(Τ
1

2
×Τ
2





(0.
3
)


Комплексный

показатель
η
COMP

эффективности энергогенерации и
очистки выбросов, пр
и наличии в них парниковых газов, должен учитывать
энергетические затраты на гипотетическое возвращение качества атмосферы
во избежание возможных изменений климата в глобальном масштабе.
Это
условие реализуется
через энергоэкологический рейтинговый коэффиц
иент
5


совершен
с
тва систем
EER
,
представ
ляющий

эффективность
рассматриваемых

систем в виде безразмерной затраты энергии на
восстановление качества окружающей среды.






(0.
4
)


Оценочный

параметр
EER

получен из сопоставления энергетич
еских
затрат на гипотетическое снижение концентрации
C
О
2

и H
2
O в выбросах и в
эталонной газовой смеси до среднего фонового содержания CO
2
в
незагрязненной атмосфере (п
о
рядка 0,03% об.. Для корректности
энергоэкологический показатель определя
ет
ся по процес
су удаления CO
2

и
Н
2
О из состава выбросов, имеющему минимальные затраты энергии


на отвод теплоты конденсации CO
2

и H
2
O в
выбр
о
сах
.

Анализ затрат энергии возможных способов удаления
C
О
2

и H
2
O

показал, что за расчетный способ удоб
но принять конденсацию при
атмосферном давлении.

Эти затраты соотносят с
полн
ой

затрат
ой
энерг
ии

E
a

на охлаждение выбросов
,

с учетом конденсации содержащихся в них CO
2

и
H
2
O.

В конечном счете
параметр
EER

характеризует эффективность систем
по виду использу
емого топлива и способу
его
сжигания
, независимо от
производительности систем. Для объектов, использующих сетевой газ и не
применяющих каких
-
либо технологий, ведущих к увеличению в выбросе
CO
2

и
/или

H
2
O

(напр., впрыск пара в топку для подавления NO
x

и т.п.
, значение
параметра изменяется незначительно и обычно находится в пределах
0,550,60.

Следующий параметр


(
Τ
1

2
)
, номинально представляет собой
соотношение

безразмерных времен заполнения контрольного объема
экспертной оценки
V
, м
3
загрязняющими компонен
тами

Τ
1

и

выбросом

Τ
2
. По
сути же это средневзвешенная потолочная
норма
(предельно приемлемая по
требованиям к ограничению выброса парниковых газов и предельно
допустимая по гигиеническим нормативам вредного воздействия:


(0.
5
)


В
п
ервом слагаемом
выражени
я

(0.
4
)
в качестве конечной концентрации
парникового загрязнителя задействованы предельно
приемлем
ые по
6


углеродным квотам концентрации
C
iAAU
, мг/м
3
, выбрасываемых парниковых
газов, приведенные с помощью потенциалов глобального потеп
ления
GWP
i
100

к эквивалентному выбросу CO
2
, мг

CO
2
-
экв/м
3
, в виде
.

Величина
C
iAAU

определена по

M
AAU
, т

CO
2
-
экв/год. Это потолок выброса
(допустимый массовый выброс парниковых газов, равный по величине
углеродной квоте вида

AAU

(Assigned Amount Unit
, единица установленного
количества ЕУК
. Соответствующие ему предельно допустимые по
углеродным квотам концентрации парниковых газов
C
iAAU

GWP
i
100
, мг

CO
2
-
экв/м
3
, могут быть приближенно определены через секундный выброс
источника как

10
1,5


M
AAU
/
W
.

В дальнейшем вместо
M
AAU

здесь можно будет
перейти на ограничительные показатели, актуальные

после Парижской
конференции сторон.

В любом случае, ограничительные меры по парниковым газам
направлены на недопущение превышения существующей фоно
вой
концентрации (
background

concentration

B
C
 на определенную величину.
Поэтому для характеристики изменения качества атмосферы из
-
за выброса
парникового загрязнителя, за концентрационный масштаб вместо ПДК

мг/м
3
,
которые для большинства парниковых газов
не установлены из
-
за отсутствия
токсичного воздействия на организм человека при непосредственном
контакте,
в преобразуемом соотношении
использована сумма фоновых
концентраций выбрасываемых газов
B
C
i
, которая в
пересчете на
мг

CO
2

-

экв

имеет вид

.

Характеристикой, аналогичной ПДВ,
здесь
будет служить

интенсивность выброса
парниковых газов
,
отвечающая величине углеродной
квоты вида

AAU
:

,




(
0.
6
)


а

для времени

1
, с, заполнения парниковыми газами контрольного о
бъема
экспертной оценки
V

до их фоновых концентраций (в пересчете на
мг

CO
2
-
экв,

получим:





(
0.
7
)


7


В выражении
(0.
6
 величина
контрольного объема воздушного пространства
вокруг источника выброса
V
, м
3
, для экспертной оценки интен
сивности
загрязнения атмосферы, определяется по формуле



(
0.
8
)


Формула
(
0.7
)

получена на основании обработки результатов численного
эксперимента в 2007 г. и является уточняющей к аналогично
й

по структуре
формуле
, полученно
й

в
анало
гичном
численном эксперименте

М.Е.
Берляндом и Е.Л. Гениховичем в 1972 г. и
положенной

в основ
у

методики
рассеивания загрязнителей по ОНД
-
86
,

на основе которого

были
составлен
ы

программ
ы

типа УПРЗА Эколог. Основное уточнение в формуле
(
0.5
)

внесено

в опр
еделени
е

эффективной высоты выброса (с учетом высоты
подъема шлейфа выброса над источником. Это позволяет более точно
отразить различия источников выброса по высоте дымовой трубы, диаметру
устья и скорости выхода выброса в атмосферу.


Пример р
асчет
а

рейти
нговых показателей
для РК и ТЭС

1 Р
асчет контрольного объема
воздушного пространства

вокруг источника выброса
V
, м
3
,

для
экспертной оценки

интенсивности загрязнения атмосферы


,


(1)

где
w
r
e



скорость выхода струи из трубы

этало
нная
,
т.е. рассчитываемая
при (эталонной
температуре
t
e
150 °C и (эталонной плотности дымовых газов
ρ
e
0,845 кг/м
3
.

ρ,


ра
боч
ая
плотность газовоздушной смеси на выходе из трубы высотой H, м, и диаметром , м; ρ
ar



плотность атмосферного воздуха;
u
r
m



безразмерн
ая

скорост
ь

ветра по месту сечения
устья трубы.

Формула (
1
 справедлива при следующих ограничениях по скорости выхода струи
и скорости ветра:
w
≥ 1 м/с;

1 м/с


u
m

7

м/с;

u
m
/
w

3.


Исходные данные

Источники централизованного теплоснабжения

ТЭС


РК

Дымовые трубы

2

3, 4

№2

Расход природного газа

Q
, тыс. м
3
/год

1858450

12835

Выработка
электроэнергии, тыс. кВт
-
ч

6296925



Отпуск теп
л
овой энергии,
Гкал
/год

258297

82508

8


W
w
0
\
W
w
a
\
W
w
e
, м
3


874,0431
\
1266,3319
\
1354,3503

9,370
\
14,5
18
\
14,5
18

H
, м

180

250, 250

150
60

D
, м

8

8, 9

5
2

w
0
\
w
a
\
w
e
, м/с

5,329
\
7,718
\
8,255

2,984

\
4,624
\
4,624

u
m
, м/с

4

4

4


0
, с

1800

1800

1800

t
a
, °
C

122,5°С

122,5°С

150

t
e
, °
C

150

150

150

ρ
a
, кг/м
3

0,862

0,862

0,845

ρ
e
, кг/м
3

0,845

0,845

0,845

ρ
ar
, кг/м
3

1,293

1,293

1,2
93

V
, м
3

2214591771

5645724867
+
5738159225

73467463
,22

Τ
2

5959,5015

2811
,
355

Токсичные загрязнители

NO
x




C
b
, мг/м
3

130


280

130


280

70
-
160

C
e
, мг/м
3

130


280

130


280

70
-
160

ПДК, мг/м
3

0
,
2

(ПДК
мр
,

ГН 2.1.6.1338
-
03

в ред.
Дополнения N 2
, утв.
П
остановлением Главного государственного санитарного врача РФ
от

03.11.2005 N 24
)

CO




C
b
, мг/м
3

0


120

0


120

0
-
40

C
e
, мг/м
3

0


120

0


120

0
-
40

ПДК, мг/м
3

5 (ПДК
мр
, ГН 2.1.6.1338
-
03)

C
m
H
n

-

-

-

C
b
, мг/м
3




C
e
, мг/м
3




ПДК, мг/м
3




C
m
H
n
O
p

-

-

-

C
b
, мг/м
3




C
e
, мг/м
3




ПДК, мг/м
3




Парниковые газы (по данным за 2014

г
.
 при сжигании природного газа

CO
2

т/год

т

CO
2
-
экв/год

3434693,7

3434693,7

24155,7

24155,7

M
iAAU
,

т

CO
2
-
экв/год


C
iAAU

мг

CO
2
-
экв

/
м
3

0
,
9

3434693,7

Σ
(
C
iAAU

GWP
i
100
)

=
1
01822325,71

0
,
9

24155,7

124901,934

GWP
i
100

1

B
C
,
мг/м
3

785 (400

p
pm)

CH
4

т/год

т

CO
2
-
экв/год

62,153

62,153

21

0,437

0
,
437 21

M
iAAU
,

т

CO
2
-
экв/год


C
iAAU

мг

CO
2
-
экв

/
м
3

0,9 62,153

21

Σ
(
C
iAAU

GWP
i
100
)

=
101822325,71

0,9
0
,
437 21

47,
45
2

GWP
i
100

21

B
C
,

мг/м
3

1
,
5 (2

p
pm)

SF
6
т/год


т

CO
2
-
экв/год

5,643 10
-
3

5,643 10
-
3

2
4000

-

9




1 Определение параметра
Τ
2

1.1
РК

Труба №2:

Количест
во
влажных продуктов сгорания

на 1
м
3

природного
газа

(
и
сходя

из
состава

елабужского

газа

за
сентябрь
2015 г.
)

при нормальных условиях

и

α1,4

составляет 14,786
м
3

, а содержание в них
СО
2

составляет 1,047
м
3

, или
2,052 кг

на 1
м
3

газа
.
С
ледовательно, 1 т

СО
2

содержится в 7206
м
3

влажных
продуктов сгорания.


Годовой расход
природного газа 12835000
м
3
. Следовательно, годовой
выброс
дымовых газов
при нормальных условиях


W
0
year
=
14,786
×
12835000 = 189778310

м
3
/год
.

Средний
часово
й расход природного газа

Q
h

=
12835000
/
(215
×
24)

=

2487,4

м
3
/ч.

Средняя выработка тепловой энергии:

Q = Q
h

×

Q
l

/
η
=
2487,4
×
8500/0
,
92
=

21142926,4 ккал/ч 
2
2
,
98

Гкал/ч.

Годово
й выброс
СО
2
:

М
СО2

= 2,052
×
12835000  26337,42 т.

По данным
ГО
,
годово
й

выброс
СО
2

составляет
24155,7 т
.

Далее бу
дем
использовать в расчетах эту величину. О
пределен
ные
по

заданно
му

M
iAAU
,

т

CO
2
-
экв/год


C
iAAU

мг

CO
2
-
экв

/
м
3

0,9 5,643 10
-
3

2
4000


Σ
(
C
iAAU

GWP
i
100
)

=
101822325,71


GWP
i
100

24000

B
C
,
мг/м
3

2,
6 10
-
3
(0,4

p
pb
)

Τ
1
/
Τ
2

0,027099

0,045004

EER


0,5
40

0
,539

V
, м
3

2214591771

5645724867
+
5738159225

73467463
,22

Компоненты выбросов

Состав выбросов, % об.

O
2

5,567

5,586

N
2

73,641

73,549

CO
2

7,058

7,081

H
2
O

13,734

13,783

CO

-

-

η
COMP

87
,
121

68
,
195

10


годово
му

выброс
у

СО
2

г
одовой расход дымовых газов
и средний секундный
выброс за отопительный сезон
п
ри нормальных условиях

составили
:

W
0
year

=
(
24155,7 т СО
2
/год
)
×
(
72
06

м
3
/т СО
2
)
=174
05
75
9
2,7

м
3
/год

W
0

= (
174
05
75
92,7

м
3
/год / (215
×
24
×
3600) = 9,
370

м
3
/
c
.

Скорость выхода шлейфа дымовых газов из устья трубы №2

(при
первоначальных данных о размере трубы

H
60 м,

D
2 м
, в
нормальных
условиях:

w
0

=
W
0

/ (π
D
2
/4  9,370 / 3,14 2,984 м/с.

Го
довой

расход дымовых газов
и с
редний секундный выброс за
отопительный сезон
при рабочих условиях
t
a

 150 °
C
,

ρ  0,845 кг/м
3


данном случае
рабочие условия

совпадают с эталонными
t
e

 150 °
C
, ρ
e

=
0,845 кг/м
3
)
:

W
a

year

=
174057592,7×423/
273 =
269693632,6
м
3
/
год

W
a

= (
269693632,6

м
3
/год / (215
×
24
×
3600) =
14
,
5
18

м
3
/
c
.

Средняя
безразмерная
скорость выхода шлейфа дымовых газов из устья
трубы №2
, в рабочих и эталонных условиях
:

w
r
e
=
w
e
/(1м/с 

w
a
/(1м/с 
W
a

/
[(1м/с
×

D
2
/4)
]

= 4,6
24

V
=100
×
3
,
14
×
60
2
{
60+2[
4,6
24
(1
,
2
3
9

0
,
147
×4

0
,
514
]
×
(
1,293

0
,
845)/(
1,293

0
,
845)
}

=
73467463
,22

м
3

Расчет
Τ
2
ведется по объему выбросов, приведенному к рабочим условиям,
W
a

= 14,5
18

м
3
/
c
:

Τ
2

=
V
/(τ
0
×
W
a
) =
73467463,22
/(1800
×
14,5
18
) =
2811
,
355

Скорость

выхода шлейфа дымовых газов из устья

трубы №2

(при
уточненных данных о размере трубы

H

= 150

м,

D

= 5

м
, в
нормальных

условиях
:

w
0

=
W
0

/ (π
D
2
/4) = 9,
370
·4

/

(3,14
·25
)

=
0
,
477

м/с
.

Данный результат показывает, что труба
работает в нерасчетном режиме с
большой недогрузкой


уточненный диамет
р чересчур
велик для среднего
11


секундн
ого

выброс
а

дымовых газов
, определенного из го
дово
го
расход
а по
2014 году.

Го
довой расход дымовых газов и средний секундный выброс за
отопительный сезон при рабочих условиях
t
a

 150 °
C
, ρ  0,845 кг/м
3


данном случа
е
рабочи
е

условия

совпадают с эталонными
t
e

 150 °
C
, ρ
e

=
0,845 кг/м
3
):

W
a

year

= 174
05
75
92,7
×
423
/
273 =
269693632,6
м
3
/год

W
a

= (
269693632,6

м
3
/год / (215
×
24
×
3600) = 14,5
18

м
3
/
c
.

Средн
яя

безразмерн
ая

скорость выхода шлейфа дымовых газов из устья
трубы №2
, в рабочих и эталонных условиях
:

w
r
e
=
w
e
/(1м/с 

w
a
/(1м/с 
W
a

/
[
(1м/с
×

D
2
/4)
]

= 14,5
18
×
4
/(
1
×
3,14
×
25)

=
0
,
7
4
.

Численно величина
w
r
e

равна
w
e

и
w
a
. Но реальная скорость выхода

дымовых
газов
, минимально удовлетворяющая условию формулы (1, равна 1 м/с.

Для возможности выполнения дальнейших расчетов
для

данной реальной
ситуации придется принять с
корость

выхода дымовых газов

в
рабочих и
эталонных

условиях
также
равной
1 м/с.
Однако примем к сведению, что это

соответствует ситуаци
и
, когда расход газа
на 26%

выше средней величины.


V
=100
×
3,14
×
15
0
2
{
15
0+
5
[
1
(1,239

0,147
×
4)

0,514]
×

×
(1,293

0,845)/(1,293

0,845)
}
=
1064589525

м
3

Р
асчет

Τ
2

вед
е
тся по объем
у

выбросов, приведенн
ому

к
рабочим

условиям,
W
a

=
14,5
18

м
3
/
c
:


Τ
2

=
V
/(τ
0
×
W
a
)

=
1064589525
/(1800
×
14,5
18
) =
40738
,30

1.2
ТЭС
Труб
ы

№2
, 3, 4
:


Для
ТЭС
определить

по заданному выбросу
СО
2

г
одовой расход дымовых
газов и
остальные параметры не удается.
Заданному
расход
у

природного газа

в

2014 г.
1858450

тыс. м
3
,

исходя из

его
состав
а
по
ГРС

1 за сентябрь
2015 г.
,

должно
соответствовать
3695951,348 т
СО
2

(
при условии сжигания без
12


химического недожога
)
. Представленное
в задании
количество
СО
2

3434693,7
т может говорить о том, что в
2014 г.
сжигался газ, забалластированный
существенно сильнее, чем в 2015 г., или
же
в течени
е

2014
г
.

допускался
очень высокий
химический недожог, что маловероятно.

Ф
актическ
ий

расход газа
1858450

тыс. м
3

как величина, обладающая
высокой степенью достоверности,
принят

в расчетах за
основ
у
.

Опре
делим
вначале
дол
и затрат

на электрическую и тепловую
генерацию
.

По заданию на
ТЭС
в 2014 г.
в
ыработка электроэнергии

составила
6296925
М
Вт
-
ч
, или
6296925×3600

=

22668930×10
3

М
Дж
, а о
тпуск теп
л
овой
энергии

составил
258297 Гкал
, или
258297×
4,187

=

1081489539 М
Дж
.
Тогда

доли электро
-

и тепловой генерации
будут

равны 95,446% и 4,554%.

Следовательно,

на тепловую генерацию
в 2014 г.
затрачено порядка

1858450000
×
4,554
/1
00

=
84633813
м
3

газа, а на электроэнергию

1773816187

м
3

газа.


В расчетах тепловой генерации принимаем

п
родолжительность
отопительного периода по

Елабуге (СП 131.13330.2012. Строительная
климатология
 215 суток. Следовательно, средний

за

отопительн
ый

период
расход газа

Q
т

=
84633813
/(215 24 3600)=
4
,5
56

м
3
/с.

В расчетах электрогенерации принимаем

равномерный расход газа в
течение года
. Следователь
но, средний
за год
расход газа

Q
э

=
17563374
00/(
365

24 3600)=
5
6
,
247

м
3
/с.

Суммарный усредненный расход газа на
генерацию
теплов
ой

и
электро
энергии
составит

Q= Q
т

+

Q
э

=
6
0
,
803

м
3
/с.

П
о
составу газа за 2015 г.
по
ГРС

1 п
ри α  1,4 на 1 м
3
сжигаемого газа

приходится
V
w
fg

0
=
14,
37
8
5

м
3

влажных
продуктов сгорания

в нормальных
условиях. Состав влажных продуктов сгорания в нормальных условиях, %
об.:

13


O
2

=

5,567; N
2

=

73,641; CO
2

=

7,058; H
2
O

=

13,734.

При

тех же условиях
на 1 м
3
сжигаемого газа приходится
V
D
1
fg

0
=
1
2
,
403
8 м
3

сухих
продуктов сгорания

с содержанием CO
2

и
V
D
2
fg

0
=
1
1
,
3
8
90

м
3

сухих
продуктов сгорания

без CO
2
.

Состав сухих продуктов сгорания в нормальных условиях

с
содержанием CO
2
, % об.: O
2

=

6,454; N
2

=

85,365; CO
2

=

8,181.

Состав сухих продукт
ов сгорания
без CO
2

в нормальных условиях,
%об.: O
2

=

7,029; N
2

=

92,971.

В рабочих условиях, т.е. при средней температуре дымовых газов
t
a

=
122,5°С

, объем влажных
продуктов сгорания

V
w
fg

a

=
14,
37
8
5 (395,65/273,15)
= 20,8268
м
3
/
м
3
.

Поскольку рабочие усл
овия отличаются от эталонных (
t
e

=
1
50
°С
, подсчитываем также объем

влажных
продуктов сгорания

для
эталонных

условий:


V
w
fg

e

=
14,
37
8
5 (423,15/273,15) = 22,2744

м
3
/
м
3
.

Соответствующие расходы влажных
продуктов сгорания

W
w
0
\
W
w
a
\
W
w
e

=
60,803
×
(
14,
37
8
5
\
20,82
68
\
22,2744) =

= 87
4
,
0431
\
12
66
,3
3
19
\
13
54
,
35
0
3

м
3


Площад
и

устья труб

2, 3

F
2
= F
3
=0,785
8
2
=
50
,
24

м
2
. Площадь устья
трубы

4

F
4
= 0,785
9
2
=
63,585
м
2
.Суммарная площадь устьев труб
№№2
, 3
,
4
:
F

=

F
2

+

F
3

+

F
4
=
50
,
24

+
50
,
24

+

63,585
=
164
,
06
5 м
2
.

Ус
редн
енны
е

по площад
и

устьев
трех

труб
скорост
и

выброса дымовых
газов
:

w
0

=
6
0,803
×
14,3785/
164,065= 5,3
29

м/с

w
a

=
6
0,803
×
20,8268/
164,065=7,7
18

м/с

w
e

=
6
0,803
×
22,2744/
164,065= 8,
255

м/с

О
предел
им здесь также
средневзвешенн
ую

плотность выбросов
.
По
плотности компонен
тов
дымовых газов
в нормальных условиях ρ
0
i
, кг/м
3
, и
14


объемному составу,


%

об.
,
плотность влажных
и
сухих выбросов
, кг/м
3

в нормальных условиях
:



= 0,01(
5,5
67

32 + 73,

641
·
28 + 7,0
5
8 44 + 13,73
4

18)/22,4 = 1,249

кг/м
3

=0,01(
6,4
54

32 + 85,3
65
·28  8,

181

44)/22,4 = 1,320

кг/м
3

=0,01(
7
,
02
9

32 +
92
,
971
·28/22,4  1,
263

кг/м
3

Определяем средневзвешенную плотность влажных выбр
осов
,
кг/м
3

в рабочих условиях


=

273,15/(273,15 + 122,5)

= 0,862

С
редневзвешенную плотность влажных выбросов

в
эталон
ных
условиях

принимаем равн
ой
плотност
и

эталон
ных

дымовых газов
0,845

кг/м
3
.

Средняя
безразмерная
скорость выхода дымовых газов из устья труб
№2
,

3, 4

в эталонных условиях
:

w
r
e
=
w
e
/(1м/с 
8,
255
.

Контрольный объем воздушного пространства вокруг источника
выброса
V
, м
3
,

определим сл
едующим образом.
З
а

отсутствием информации

о
расстояниях между трубами и их взаимного расположения относительно
преобладающего направления ветра

принимаем,
что каждая
из труб №2
, 3, 4
создает
независимый

ареал
для экспертной оценки интенсивности
загрязнени
я атмосферы
. Поэтому рассчитываем

величину контрольного
объема
V

для
ТЭС
как единого
источника выброса

в виде суммы
контрольных объемов
V
2

+

V
3

+

V
4

данных труб
.

,

где
w
r
e



скорость выхода струи из трубы эталонная, т.е. рассчитыв
аемая
всегда при (эталонной температуре
t
e
150 °C и (эталонной же плотности
дымовых газов
ρ
e
0,845 кг/м
3
.


15


Дымовая труба №2


D
8,0 м,
H
180 м;№3


D
=
8
,0 м,
H
250 м; № 4


D
9,0 м,
H
250 м

V
2
=100
×
3,14
×
18
0
2
×
{
180

+
8
×
[
8,
255
×
(1,239


0,147
×
4)


0,514]
×
(1,29
3

0,8
62
) / (1,293

0,845)
}
=
2
21
176
7
0
7
6

м
3

V
3
=100
×
3,14
×
25
0
2
×
{
25
0 +
8
×
[
8,
255
×
(1,239


0,147
×
4)


0,514]
×
(1,293

0,8
62
) / (1,293

0,845)
}
=
564
0275995

м
3

V
4
=100
×
3,14
×
25
0
2
×
{
25
0 +
9
×
[
8,
255
×
(1,239


0,147
×
4)


0,514]
×
(1,293

0,8
62
) / (1,293

0,845)
}
=
573
202
92
4
5

м
3

V

=

V
2

+

V
3

+

V
4

=

13584
0
7
2316

м
3
.

Р
асчет

Τ
2

в
ыполня
е
тся по объем
у

выбросов, приведенн
ому

к
рабочим

условиям,
W
a

=
12
66
,3
3
19

м
3
/
c
:


Τ
2

=
V
/(τ
0
×
W
a
) =
13584
0
7
231
6
/(1800
×1266,3319
) =
59
59
,
5015


2
Расчеты

безразмерной средневзвешенной
предельной (
потолочной
)

ко
нцентрации

1
/

2
для экспертной оценки интенсивности заполнения
атмосферы
парниковы
ми

и токсичны
ми

компонент
ами

выброс
а
.

2.1
РК
.

Труба

№2

Поскольку на
РК

генерируется только тепловая энергия, то при
подсчете
C
iAAU

допустимый

годовой
массовый выброс парник
овых газов

M
AAU
, т

CO
2
-
экв/год, распредел
яется по

продолжительност
и

отопительного
периода

для Елабуги
215
×
24
×
3600 с
.
Величина
M
AAU
, т

CO
2
-
экв/год (потолок
выброса, по CO
2

и
CH
4

определена в размере 90% (для всех объектов от
выброса 2014

г. При этом расче
ты
всех

концентраций

ведутся по объемам
выбросов, приведенных к нормальным условиям,
W
0

=
9,370
м
3
/
c
, и
W
0
year

=
174057592,7

м
3
/год:

C
CO
2
AAU
=
M
CO
2
AAU
/
W
0

year

=

0,9
×
24155,7
×
10
9
/
174057592,7

=
124901,934

мг
CO
2
-
экв /м
3

16


C
CH4
AAU
=
M
CH4
AAU
×
GWP
CH4
100
/
W
0

year

=
0,9
×
0
,437
×
21
×
10
9
/
174057592,7
= 4
7
,
45
2

мг

CO
2
-
экв /м
3

В
расчетной
формуле
данного раздела
произведение
C
iAAU
×
GWP
i
100

по
сути
должно быть равно C
ie
. Однако
в настоящее время
парниковые
газы,

как
правило,
не улавливаются. Поэтому автоматически равенство не
выдержив
ается, и в первом слагаемо
м

под знаком суммы
в знаменателе
используется концентрация парникового газа

C
iAAU
×
GWP
i
100
, допустимая по
квотам или по другим условиям, а под знаком произведения



действительная конечная концентрация парникового газа

в выбросе

C
i
e
,
которая в большинстве случаев будет равна его начальной концентрации C
ib
.

Во втором слагаемом этой же формулы за значения C
jb

приняты
средние данны
е за 2014 г.: 115

мг/м
3

для NO
x

и 20 мг/м
3

для
CO
. Очистка
выбросов также не производится, поэтому принято

C
jb

= C
j
e
.



2.2
ТЭС
Труб
ы

№2
, 3, 4
:

Величины
M
AAU
, т

CO
2
-
экв/год (потолок выброса, по CO
2
,
CH
4
и
SF
6

определены в размере 90% (для всех объектов от выброса 2014

г.
Поскольку
на
ТЭС
генерируется
и электрическая, и
тепловая энергия
, то при подсчете
C
iAAU

допустимый

годовой
массовый выброс парниковых газов

M
AAU
, т

CO
2
-
экв/год,
вначале
распред
еляется

пропорционально
долям

электро
-

и тепловой
генерации
за 2014 г., которые соответственно

равны 95,446% и 4,554%
.

М
ассовы
е

выброс
ы
CO
2
,
CH
4
,

SF
6

и

суммарный массовый выброс
парниковых газов
M

e

AAU
,
т

CO
2
-
экв/год
приходящ
ие
ся на электрогенерацию
:

17


M
e
CO
2
AAU

=

0,01
(
0,9
×
3434693,7
×
1)
×
95,446
=

29
50449
,
974

т

CO
2
-
экв
/
год

M
e

CH4
AAU

=

0,01
(
0,9
×
6
2,153
×
2
1)
×

95,446

=

11
21
,1
96

т

CO
2
-
экв
/
год

M
e

SF6
AAU

=

0,
01
(
0,9
×
5,643
×
10
-
3
×
24000)
×

95,446

=
11
6
,
338

т

CO
2
-
экв
/
год

M
e
AAU
=
M
e
CO2
AAU

+
M
e
CH4
AAU

+

M
e

SF6
AAU

=
29
51
6
87
,
508

т

CO
2
-
экв
/
год

М
ассовы
е

выброс
ы
CO
2
,
CH
4
,

SF
6

и

суммарный массовый выброс
парниковых газов
M
h
AAU
,
т

CO
2
-
экв/год
приходящ
ие
ся на
тепл
огенерацию
:


M
h
C
O
2
AAU

=

0,01

(
0,9
×
3434693,7
×
1
)
×

4,554

=

1
40774
,
356

т

CO
2
-
экв
/
год

M

h
CH4
AAU

=

0,01

(
0,9
×
6
2,153
×
21
)
×

4,554

=

53
,
495
т

CO
2
-
экв
/
год

M

h
SF
6
AAU

=

0,01

(
0,9
×
5,643
×
10
-
3
×
24000
)
×

4,554

=

5
,
551

т

CO
2
-
экв
/
год

M
h
AAU
=
M
h
CO
2
AAU

+
M
h
CH4
AAU

+

M

h
SF
6
AAU

=
1
40833
,
40
2
т

CO
2
-
эк
в
/
год

Затем
суммарный массовый выброс
M
e
AAU
, приходящ
ий
ся на
электрогенерацию,
раздел
яется

равномерно в течение года

на
8760
×
3600 с
, а
суммарный массовый выброс
M
h
AAU
, приходящ
ий
ся на тепловую генерацию,
раздел
яется

равномерно по

продолжительност
и

отопител
ьного периода

(принят
ого
для

Заинска по

Елабуг
е

215
×
24
×
3600 с
)
. При этом расчеты всех

концентраций

ведутся по объемам выбросов, приведенны
м

к нормальным
условиям,
W
0

=

874,0431
м
3
/
c
:

C
e
AAU
=
M
e
AAU

/
(8760
×
3600
×
W
0
)

=
2951687,508
×
10
9
/(8
,
76
×
3
,
6
×
10
6
×
874,0431
)

=
1
07085
,
562

мг
CO
2
-
экв /м
3

C
h
AAU
=
M
h
AAU
/
(
215
×
24
×
3600
×
W
0
)
=
169918,732
×
10
9
/
(2,15
×
2,4
×
3,6
×
10
6
×
874,0431
)
=
10465
,
409

мг CO
2
-
экв /
м
3

Окончательно для данного объекта


=

107085,562
+ 10465
,
409

=
=
117550,971
мг CO
2
-
экв/м
3

Эта величина

по сути до
лжн
а

быть равн
а

C
ie
. Однако в настоящее
время парниковые газы, как правило, не улавливаются. Поэтому
автоматически равенство не выдерживается, и в первом слагаемом в
18


знаменателе используется
средневзвешенная
концентрация
всех видов
присутствующих в выброса
х
парников
ых

газ
ов

C
AAU
, допустимая по квотам
или по
новым

условиям,

которые будут в дальнейшем установлены в виде
потолочных значений выбросов,

а под знаком произведения


действительная конечная концентрация парникового газа

в выбросе C
ie
,
которая в боль
шинстве случаев будет равна его начальной концентрации C
ib
.

Во втором слагаемом этой же формулы за значения C
jb

приняты
средние данные за 2014 г.:
20
5 мг/м
3

для NO
x

и
6
0 мг/м
3

для
CO
.
Принято, что
о
чистка выбросов также не производится, поэтому C
jb

= C
j
e
.


3 Расчет рейтингового энергоэкологического параметра совершенства
систем энергогенерации и газоочистки
EER


3.1

Постановка задачи


Подготовка исходных данных и базовых
х
ара
к
тер
истик необходима

для определения
в дальнейшем
энергозат
рат
E
a

на
гипотетическое
охлаждение
выброс
а

исследуемо
го источника с

целью

конденсаци
и в нем

CO
2

и H
2
O
:




19


Для этого вначале определяется
содержани
е объемных и массовых
долей конденсируемых и неконденсируемых компонентов выбросов. Пр
и
этом учитываются все индивидуальные особенности рассматриваемого
объекта путем добавления к количеству конденсируемых компонентов
CO
2

и
H
2
O
, образующихся при сжигании стандартного топлива, аналогичных
компонентов, которые могут иметь место в конкретном т
ехнологическом
процессе. Так, например, могут использоваться нестандартное топливо и/или
воздух с повышенным содержанием влаги,
CO
2

и/или побочных веществ.
Рассматриваемый объект может быть также источником выброса
загрязнителей (например, парниковых газов
, образующихся не
непосредственно при сгорании топлива, а на других этапах основного
производственного процесса. К таким на
РК
относится метан

CH
4
, на
ТЭС


CH
4

и гексафторид серы
SF
6
. Их количество с учетом потенциала
глобального потепления

GWP
100

необход
имо добавить к выбросу
CO
2

с
дымовыми газами.

Ввиду
большого объ
ем
а

вычислений
для подготовки данных отведен
индивидуальный раздел.

РК

Труба №2:

Подготовка данных
проводится по следующей схеме.


1. Анализируются исходные данные. Должны быть заданы:
темпер
атура
t
a

(
t
a

150 º
C
)
, расход
ы

выбросов
в
рабочих
\
нормальных
\
эталонных условиях

W
0
\
W
a
\
W
e

(
W
0
\
W
a
\
W
e

=
9,370
\
14,518
\
14,518

м
3
/
с
)
, а также

состав

влажных (сухих выбросов
,
%

об.,
включая
выброс
парник
о
вых газов и
токсичных компонентов
.

Выброс
парникового га
за метана
CH
4

составляет 0,437 т, или 0,437×21 
9,177

т

CO
2
-
экв
.

Состав продуктов сгорания, определенный по составу газа Центр
Елабуга за сентябрь 2015 г.:

, %

об
.,:
O
2
-

5,586;
N
2

-

73,549;
CO
2

-

7,081;
H
2
O

-

13,783
.

Концентр
ация

CH
4
, приведенная к
единице
объем
а

годового
выброса
дымового газа
, составляет

(см. раздел 2.1:


20


C
CH4

=
M
CH4
/
W
0

year
=
0,4371
×
10
9
/
174057592,7

=
2,511

мг

3

=

2,511
×
10
-
4
×
22,4/16
=

=
3,515
×
10
-
4
% об.,

и в пересчете на
CO
2
-
экв
:

C
O
2
-
экв
CH4
=

C
CH4

×
GWP
100
CH4
=
3,51
5
×
10
-
4
×

21
=
73,82
×
10
-
4
% об.
= 0,74
×
10
-
4

м
3

3

Итак,
изменение

со
став
а

продуктов сгорания

с учетом выброса
CH
4

на
результатах теплотехнических расчетов скажется несущественно. Поэтому
дальнейший расчет ведется по определенному выше составу продуктов
сгорания
, %

об.

С
одержание

сухих продуктов сгорания в выбр
ос
ах

при наличии в них

CO
2

составит

, а в конце процесса
конденсации
CO
2



.


С
остав

выбросов

в пересчете на
сухи
е

продукты с
горания

при наличии
в них

CO
2



, %

об.,:
O
2
-

6,479;
N
2

-

85
,
308
;
CO
2

-

8
,
213
.

С
остав

выбросов

в пересчете на
сухи
е

продукты сгорания в конце
процесса конденсации
CO
2



, %

об.,:
O
2
-

7
,
05
9;
N
2

-

92
,
94
1
.

Таким образом, заданные

расходы выбросов

W
0
\
W
a
\
W
e

=
9,370
\
14,518
\
14,518

м
3
/с соответствуют их влажному составу
W
w
0
\
W
w
a
\
W
w
e
.

Р
асходы выбросов сухих продуктов сгорания
при наличии в них
CO
2
составят:


=

86,216(
14,518
\
9,370
)/100 =
12
,5
17
\
8,
078

м
3

, и в конце процесса конденсации
CO
2

= 79,135(
14,518
\
9,370
)/100 =
11,
489
\
7,4
15

м
3


2.
Для

нормальных услови
й

п
о плотности компонентов ρ
0
i
, кг/м
3
, и
объемному составу,


%

об., определяется с
редневзвешенная плотность
влажных (сухих выбросов
, кг/м
3
.


= 0,01(
5,58
6×3
2 + 73,549
×
28 + 7,081
×
44 + 13,783
×
18)/22,4 =
1,249

кг/м
3

=
0,01(
6,479
×
32 + 85,308
×
28 + 8,213
×
44)/22,
4 = 1,
320

кг/м
3

21


=0,01(
7
,
05
9
×
32 +
92
,
941
×
28)/22,4 = 1,
26
2

кг/м
3

Затем наход
им

массовый расход выбросов

=

1,249
×
9,370

= 11,
703

кг/с,




(9)

=
1,320
×
8,078

= 10,
663

кг/с,




(9
а
)

=
1,26
2
×
7,415

= 9,
3
5
8

кг/с,




(9б


Определение
объемны
х

(в нормальных условиях

W
i
, м
3
/с,
расходов
компонентов выбросов.


Определяем расходы
компонентов
влажны
х

выброс
ов

:

=

9,370
×
5,5
86
/100 = 0,52
3

м
3

;
=
9,370
×
73,549/100 = 6,
891

м
3

;

=
9,370
×
7,081/100 = 0,6
63

м
3

;
=
9,370
×
13,783/100 =
1
,
291

м
3

.


Проводим промежуточную проверку пересчетом по

сухи
м

продукта
м

сгорания
:

=
8,078

×
6,479
/100

=

0,52
3

м
3

;
=
8,078

×
85,308
/100 = 6,
89
1

м
3

;

=
8,078

×
8,213
/100 = 0,6
63

м
3

;


и по сухим продуктам сг
орания
:

=
7,415

×
7,059
/100 = 0,52
3

м
3

;
=
7,415

×
92,941
/100 = 6,
892

м
3

.

Определение
массовы
х

расходов компонентов выбр
о
сов

M
i

=
W
i

ρ
i
,

кг/с.



кг/с,


кг/с,


кг/с,


кг/с.


По значениям
M
i

и
определяются массовые доли компонентов
выбросов в пересчете на влажный (сухой с
о
став.


Состав влажных

продуктов сгорания
, % мас.:

;

22


;

;
.


Состав сухих продуктов сгорания

в начале процесса конденсации

CO
2

, % мас.:

;

;
;

и в конце процесса конденсации
CO
2


, % мас.:

;

.

3. Определяются 4 температурных диапазона, в пределах которых
прои
с
ходит изменение состава выбросов в связи с конденсацией CO
2

и H
2
O:


Δ
t
a
1
= t
a



t
b
H
2
O
;

Δ
t
a
2
= t
b
H
2
O



t
e
H
2
O
;

Δ
t
a
3
= t
e
H
2
O

-

t
b
CO
2
;

Δ
t
a
4
= t

b
CO
2

-

t

e
CO
2
,

(10)


где
t
b
H
2
O
 52º
C
,
t
b
CO
2
=
-
104º
C



температура начала конденсации
паров
CO
2

и
H
2
O

при
н
ачальн
ом
парц
иальном давлении

p
i
,

соответствующ
ем

их заданным
концентрациям в составе выбросов
(
)
7,081
%

об
.

и

13,783
%

об
.:

Па
,


Па
;
t
e
H
2
O

 6,5 º
C
,
t
e
CO
2

=
-
120 º
C



темпер
а
тура окончания конденсации,
соответствующая парциальному давлению паров
H
2
O

и
CO
2

при их
концентраци
ях

в в
ы
бросах, равных фоновым

и принимаемых в
данном
расчете за нулевые
.



В пределах
найденных
диапазонов
устанавливают значения

необходимы
х

для расчетов ф
изико
-
химически
х

характеристик выбр
о
сов

(данные для
O
2
,

N
2
,
CO
2
,

H
2
O

прин
яты далее

по
[
Варгафтик
]
)
.

23


4. Вычисляется средняя массовая теплоемкость выбросов
,

кДж/(кг К, по влажному (сухому составу в диапазонах температуры:

1
-
ый

диапазон Δ
t
a
1



от 150 °
C

до 52º
C
; 2
-
ой диапазон Δ
t
a
2

от 52º
C

до 6,5 º
C
; 3
-
ий
диапазон Δ
t
a
3

от 6,5º
C

до
-
104 º
C
; 4
-
ый диапазон Δ
t
a
4

от
-
104º
C

до
-
120 º
C
.

Для 1
-
го диапазона Δ
t
a
1

теплоемкости
компонентов выбросов
принимаются по средней температуре 101 °
C

(
374 K)
:

c
p
O
2
= 0,22320
×
4,187

=
0,9345
кДж/(кг
°C
;

c
p
N
2
= 0,
24910
×
4,18
7

= 1,0430

кДж/(кг
°C
;

c
p
CO
2
= 0,917
кДж/(кг
°C
;
c
p
H
2
O
=
0,4518
×
4,187
=
1,8917
кДж/(кг
°C
;

Для 2
-
го диапазона Δ
t
a
2

теплоемкости принимаются по средней
температуре 29 °
C

(302 K):

c
p
O
2
= 0,2
1956
×
4,187
= 0,9193
кДж/(кг °C

c
p
N
2
=
0,24848
×
4,187

=

1,0404
кДж/(кг
°C
;

);

c
p
CO
2
= 0,848
кДж/(кг °C
;
c
p
H
2
O
=
0,44
56
×
4,187
=
1,8656
кДж/(кг
°C
;
);

Для 3
-
го диапазона Δ
t
a
3

теплоемкости принимаются по средней
температуре
-
49 °
C

(224 K):

c
p
O
2
= 0,21774
×
4,187
=
0,9117
кДж/(кг °C;

c
p
N
2
=
0,24833
×
4,187

= 1,0398
кДж/(кг °C;

c
p
CO
2
= 0,762
кДж/(кг
°C
;


Для 4
-
го диапазона Δ
t
a
4

теплоемкости принимаются по средней
температуре
-
112 °
C

(161 K):

c
p
O
2
= 0,21744
×
4,187
= 0,9104
кДж/(кг °C;

c
p
N
2
=
0,24831
×
4,187

= 1,0397
кДж/(кг

°C
;

c
p
CO
2
= 0,697
кДж/(кг
°C
.



=
0,01 (
6,38
3
×
0,9345 +
73,6
05
×
1,0430 +
11,1
25
×
0,917

+ 8,8
61
×
1,8917) =
1,097
0
кДж/(кг °C

;(11)


= 0,01 (6,38
3
×
0,9193
+ 73,6
05
×
1,0404
+
+
11,1
25
×
0,848 + 8,8
61
×
1,8
656
) =
1,0
84
1

кДж
/(кг °C

;(12)


= 0,01 (7,0
06
×
0,9193

+ 80,7
84
×
1,0404

+
+
12,2
10
×
0,848) =1,
0084
кДж/(кг °C
;(13)

24



= 0,01 (
7,006
×
0,9117

+
80,784
×
1,0398

+
+12,210
×
0,762) =
0
,
9969

кДж/(кг °C
;(14)


= 0,01 (
7,00
6
×
0,9104

+
80,784
×
1,0397

+
+12,210
×
0,697) =0,9
88
8

кДж/(кг °C
)
;(15)


= 0,01 (7,
98
2
×
0,9104 +
92
,
0
50
×
1,0397) =
1
,
02
9
7

кДж/(кг °C
)
.(16)


ТЭС
Трубы №2, 3 4:


Подготовка данных проводится по следующей схеме.

1. Анализируются исходные данн
ые. Должны быть заданы:
температура
t
a

(
t
a

=
122,5

º
C
, расходы выбросов в
рабочих
\
нормальных
\
эталонных условиях

W
0
\
W
a
\
W
e

(
W
0
\
W
a
\
W
e

=
874,0431
\
1266,3319
\
1354,3503

м
3
/с, а также состав влажных (сухих
выбросов, %

об., включая выброс парник
о
вых газов и ток
сичных
компонентов. Выброс парникового газа метана
CH
4

составляет
62,153

т, или
62,153
×21 
1305
,
213

т

CO
2
-
экв
.

Выброс парникового газа гексафторида
серы


SF
6
составляет 5,643×10
-
3

т, или 5,643×10
-
3
×24000  135,432

т

CO
2
-
экв
.

Состав продуктов сгорания, оп
ределенный по составу газа 
Заинское
ГРП 1
 за сентябрь 2015 г.:

, %

об
.,:
O
2
-

5,5
67
;
N
2

-

73,
641
;
CO
2

-

7,0
58
;
H
2
O

-

13,7
34
.

Концентраци
и

выброс
ов

CH
4

и
SF
6
, приведенн
ые

к
1
м
3

годового выброса
дымового газа,
устанавливаются

пр
опорционально долям

электро
-

и
тепловой генерации
за 2014 г.

(см. раздел 2.
2
)
.

Д
ля этого вначале
п
одсчитываются м
ассовые выбросы
CH
4

и
SF
6
,

M
e
CH4
,

M
e
SF
6
,

т/год,
приходящиеся на электрогенерацию
, и
разделя
ю
тся равномерно в течение
года на
8760×3600 с:

M
e
CH4

= 0,01
×62,153× 95,446
/(8760×3600

=
1
,
881
×10
-
6

т/
с
= 1,881
×10
-
3

кг
/
с
,

M
e
SF
6

= 0,01
×5,643×10
-
3
× 95,446
/(8760×3600

=
0,171
×10
-
9

т/
с
=0,171
×10
-
6

кг
/
с
.

2
5


С
учетом потенциалов
глобального потепления
GWP
100
CH4
=21

и

GWP
100
SF
6
=

2
4000

значения

M
e
CH4
,

M
e
SF
6

пересчитыва
ются
в т
онны

и
килограммы
CO
2
-
экв
, и
по

ним
определяются объемные выбросы
CH
4

и
SF
6
,

W
e
CH4
,
W
e
SF
6
,
м
3
/с, приходящиеся на электрогенерацию:

W
e
CH4
=
M
e
CH4
×
GWP
100
CH4
×
V
μ
/
μ
CH4
=

1,881
×10
-
3
×
21
×
22,4/16=

55
,
301
×10
-
3
м
3

,

W
e
SF
6
=
M
e
SF
6
×
GWP
100
SF
6
×
V
μ
/
μ
SF
6
= 0,171
×10
-
6
×
24
000
×
22,4/146=

0,
630
×10
-
3
м
3

.

Массовые выбросы
CH
4

и
SF
6
,

M
h
CH4
,
M
h
SF
6
, т/год, приходящиеся на тепловую
генерацию, разделяются равномерно по продолжительности отопительного
периода,

принятого для Заинска по Елабуге
215×24×3600 с
:

M
h
CH4
= 0,01
×62,153×4,554 /
(
215×24×3600
)
= 0,1524
×10
-
6

т/с

= 0,1524
×10
-
3

кг
/с,

M
h
SF
6
=0,01
×5,643×10
-
3
×4,554/(
215×24×3600
)
=0,0138
×10
-
9

т/с
=
0,0138
×10
-
6

кг
/с.

С учетом потенциалов
глобального потепления
GWP
100
CH4
=21

и

GWP
100
SF
6
=

2
4000

значения

M
h
CH4
,

M
h
SF
6

пересчитываются
в т
онны

и
кил
ограммы
CO
2
-
экв
, и
по

ним
определяются объемные выбросы
CH
4

и
SF
6
,

W
h
CH4
,
W
h
SF
6
,
м
3
/с, приходящиеся на
тепловую генерацию
:

W
h
CH4
=
M
h
CH4
×
GWP
100
CH4
×
V
μ
/
μ
CH4
=

0,1524
×10
-
3
×21×22,4/16

4,481
×10
-
3
м
3
/с,

W
h
SF
6
=
M
h
SF
6
×
GWP
100
SF
6
×
V
μ
/
μ
SF
6
= 0,0138
×10
-
6
×24000×22,4/146

0
,051
×10
-
3
м
3
/с.

Затем
определяются условные объемные

(
м
3
/
м
3
и % об.
концентрации

CH
4

и
SF
6

в величинах, соответствующих
CO
2
-
экв
,

приводимые к 1
м
3
секундного выброса дымовых газов
W
0
в нормальных условиях,
равного
874,0431 м
3
/
c
.


C
O
2
-
экв
CH4
=
(
W
e
CH4
+
W
h
CH4
)
/
W
0
=
(
55,301
+4,481)
×10
-
3
/
874,0431
=
6,
840
×10
-
5
м
3
/
м
3

=
=
6,
840
×10
-
3
%
об
.
,

C
O
2
-
экв
SF6
=
(
W
e
SF6

+
W
h
SF6
)
/
W
0
=
(
0,630
+0,051)
×10
-
3
/874,0431=
7,
791
×10
-
7
м
3
/
м
3
=

=
7
,
791
×10
-
5

%
об
.

Суммарная условная

концентрация

CH
4

и
SF
6
, % об., приведенная к 1
м
3
секундного выброса дымовых г
азов:

26


Δ
C
O
2
-
экв 
C
O
2
-
экв
CH4
+
C
O
2
-
экв
SF6
=
6,
840
×10
-
3
+0,0
7
791
×10
-
3
=
6,
918
×10
-
3
%
об
.

=
0
,
69×10
-
4
м
3
/
м
3

Расчеты показали, что

изменение состава

продуктов сгорания с учетом
выброса
CH
4

и SF
6

на
ТЭС
незначительно и так же, как по Елабужской ТЭЦ,
не будет влиять на ре
зультаты
теплотехнических расчетов. Поэтому
для
дальнейш
его

расчет
а

используется указанный ранее состав продуктов
сгорания
, %

об.,
определенн
ый

по составу газа Заинское ГРП 1 за
сентябрь 2015 г.

Итак, содержание
сухих продукто
в сгорания в выбросах при наличии в
них
CO
2
составит

 86,266%, а в конце процесса
конденсации
CO
2



= 79,208%.

Состав выбросов в пересчете на сухие продукты сгорания при наличии
в них
CO
2



, %

об.,:
O
2
-

6,4
53
;
N
2

-

85,3
65
;
CO
2

-

8,
182
.

Состав выбросов в пересчете на сухие продукты сгорания в конце
процесса конденсации
CO
2


, %

об.,:
O
2
-

7,0
28
3
;
N
2

-

92,9
7
17
.

Таким образом, заданные

расходы выб
росов

W
0
\
W
a
\
W
e

=
874,0431
\
1266,3319
\
1354,3503

м
3
/с соответствуют их влажному составу
W
w
0
\
W
w
a
\
W
w
e
.

Расходы выбросов сухих продуктов сгорания при наличии в них
CO
2
:

= 86,2
6
6(
1266,3319
\
874,0431
)/100 =
1092,4139
\
754
,
002

м
3
/с, и в конце

процесса конденсации
CO
2

= 79,
208
(
1266,3319
\
874,0431
)/100 =
1003,0361
\
692,312

м
3


2. Для нормальных условий по плотности компонентов ρ
0
i
, кг/м
3
, и
объемному составу,


%

об., определяется средневзвешенная

плотность
влажных (сухих выбросов
, кг/м
3
.


= 0,01(
5,5
67
×32  73,

641
×28  7,0
58
×44  13,7
34
×18/22,4  1,249

кг/м
3

27


=0,01(
6,4
53
×32  85,3
65
×28  8,
182
×44/22,4  1,3
3
2

кг/м
3

=0,01(
7,028
3
×32 
92,97
17
×28/22,4  1,26
26

кг/м
3


Затем находим массовый расход выбросов

=
1,249×
874,043

= 1
09
1,
680

кг/с,




(9)

=
1,3
3

754,002

= 10
04
,
331

кг/с,




(9а

=
1,26
2
55
×
692,312

=
874
,
0785

кг/с,




(9б


Определение объемных (в нормальных условиях

W
i
, м
3
/с, расходов
компонентов выбросов.

Определяем расходы компонентов влажных выбросов
:

=
874,0
431

×
5,56
7
/100 =
48,658

м
3

;

=
874,0431

×
73,
6
4
1
/100 = 6
43,654

м
3

;

=
874,0431

×
7,0
5
8/100 =
61
,6
90

м
3

;

=
874,0431

×
13,73
4
/100 = 12
0,04
1

м
3

.


Проводим промежуточную про
верку пересчетом по сухим продуктам
сгорания
:

=
754,002

×
6,453
/100 =
48,656

м
3

;

=
754,002

×

85,365
/100 = 6
43
,
653

м
3

;

=
754,002

×

8,182
/100
=
61,692
м
3

;


и по сухим продуктам сгорания
:

=
692,312

×
7,028
3
/100 =
48,65
78

м
3

;

=
692,312

×
92,97
17
/100 =
643,65
42

м
3

.

Определение массовых расходов компонентов выбр
о
с
ов

M
i

=
W
i

ρ
i
, кг/с.


= 48,657
8
×32/22,4

69,51
11

кг/с,


=
643,654
2
×28/22,4804,56
7
8
кг/с,

=
61,691
×44/22,4

121,179
кг/с,

28


=

120,041
×18/22,4

96,462

кг/с.


По значениям
M
i

и
определяются массовые доли компонентов
выбросов в пересчете на влажный (сухой с
о
став.


Состав влажных продуктов сгорания
, % мас.:



= (69,51
11
/
1091,680
 ×1
00=
6,36
6
3
;


= (804,56
7
8/
1091,680
 ×100
73,700


= (121,179/
1091,680
 ×100
11,100
;


= (96,462/
1091,680
 ×100
8,83
40
.


Состав сухих продуктов сгорания в начале процесса конденсации CO
2
, % мас.:

= (69,510/
1004,331
×100
6,922
;

=
(804,568/
1004,331
 ×100
80,110
;

=
(121,179/
1004,331
 ×100
12,068
;

и в конце процесса конденсации
CO
2


,
% мас.:

= (69,51
11
/
874,
0785
 ×100
7
,95
2
;

= (804,56
7
8/
874,0785
 ×100
92,0
48
.

3. Определяются 4 температурных диапазона, в пределах которых
прои
с
ходит изменение состава выбросов в связи с конденсацией CO
2

и H
2
O:


Δ
t
a
1
= t
a



t
b
H
2
O
;

Δ
t
a
2
= t
b
H
2
O



t
e
H
2
O
;

Δ
t
a
3
= t
e
H
2
O

-

t
b
CO
2
;

Δ
t
a
4
= t

b
CO
2

-

t

e
CO
2
, (10)


где
t
b
CO
2
=
-
104º
C
,

t
b
H
2
O
 52º
C



температура начала конденсации паров
CO
2
и
H
2
O

при начальном парциальном давлении
p
i
, соответствующем их заданным
29


концентрациям в сос
таве выбросов (
)

7,058
%

об.

и
13,734
%

об
.:

=

7,058×101325/100  7152
Па,
 13,783×101325/100 

1396
6
Па;
t
e
H
2
O

=
6,5 º
C
,
t
e
CO
2

=
-
120 º
C



темпер
а
тура окончания конденсации
,
соответствующая парциальному давлению паров
H
2
O

и
CO
2

при их
концентрациях в в
ы
бросах, равных фоновым и принимаемых в данном
расчете за нулевые.


В пределах найденных диапазонов устанавливают значения
необходимых для расчетов физико
-
химических характери
стик выбр
о
сов
(данные для
O
2
,

N
2
,
CO
2
,
H
2
O

приняты далее по [Варгафтик].

4. Вычисляется средняя массовая теплоемкость выбросов
,

кДж/(кг К, по влажному (сухому составу в диапазонах температуры: 1
-
ый
диапазон Δ
t
a
1



от 150 °
C

до 52º
C
; 2
-
ой диапазон Δ
t
a
2

от 52º
C

до 6,5 º
C
; 3
-
ий
диапазон Δ
t
a
3

от 6,5º
C

до
-
104 º
C
; 4
-
ый диапазон Δ
t
a
4

от
-
104º
C

до
-
120 º
C
.

Для 1
-
го диапазона Δ
t
a
1

теплоемкости компонентов выбросов
принимаются по средней температуре 101 °
C

(374 K):
c
p
O
2
 0,22320×4,18
7 =
0,9345
кДж/(кг °C;
c
p
N
2
 0,24910×4,187  1,0430
кДж/(кг °C;

c
p
CO
2
= 0,917
кДж/(кг °C;
c
p
H
2
O
 0,4518×4,187  1,8917
кДж/(кг °C;

Для 2
-
го диапазона Δ
t
a
2

теплоемкости принимаются по средней
температуре 29 °
C

(302 K):

c
p
O
2
 0,21956×4,187  0,9193
кДж/(к
г °C

c
p
N
2
=
0,24848×4,187  1,0404
кДж/(кг °C;

);

c
p
CO
2
= 0,848
кДж/(кг °C;
c
p
H
2
O
=
0,4456×4,187  1,8656
кДж/(кг °C;;

Для 3
-
го диапазона Δ
t
a
3

теплоемкости принимаются по средней
температуре
-
49 °
C

(224 K):

c
p
O
2
 0,21774×4,187  0,9117
кДж/(кг °C;

c
p
N
2
=
0,24833×4,187  1,0398
кДж/(кг °C;

c
p
CO
2
= 0,762
кДж/(кг °C;


Для 4
-
го диапазона Δ
t
a
4

теплоемкости принимаются по средней
температуре
-
112 °
C

(161 K):

c
p
O
2
 0,21744×4,187  0,9104
кДж/(кг °C;

c
p
N
2
=
0,24831×4,187  1,0397
кДж/(кг °C;
c
p
CO
2
= 0,697
кДж/(кг

°C.



= 0,01 (
6,366
×0,9345 
73,700
×1,0430 
11,100
×0,917
+
8,834
×1,8917 1,097
1

кДж/(кг °C
;






(11)

30



= 0,01 (
6,366
×0,9193 
73,700
×1,0404 
+
11,100
×0,848 
8,834
×1,8656 1,084
2

кДж/(кг °C
;




(12)


= 0,01 (
6,922
×0,9193 
80,110
×1,0404 
+
12,068
×0,848 
0
,
999
4
кДж/(кг °C
;






(13)


= 0,01 (
6,922
×0,9117 
80,110
×1,0398 
+
12,068
×0,762 0,9
880

кДж/(кг °C
;






(14)


= 0,01 (
6,922
×0,91
04 +
80,110
×1,0397 
+
12,068
×0,697 0,98
00

кДж/(кг °C
)
;






(15)


= 0,01 (7,9
5
2×0,9104  92,0
48
×1,0397 1,029
4

кДж/(кг °C
)
.










(16)


Таблица
3
.1

РК
,

Т
ЭС


Исходные данные и результаты расчетов

Данные

объекты

Т
ЭС, труба №

РК
,
труба № 2

2

3

4

Исходные данные

W
w
0
\
W
w
a
\
W
w
e
, м
3



874,0431
\
1266,3319
\
1354,3503

9,370
\
14,518
\
14,518

t
a
, º
C

122,5

150

Компоненты
выбросов

Состав выбросов

,

%
об.

O
2

5,5
67
\
6,4
53
\
7
,
0283

5,586
\
6,479
\
7
,
05
9

N
2

73,
641
\
85,3
65
\
92
,
971

73,549
\
85,308
\
92
,
941

CO
2

7,0
5
8
\
8,
182
\



7,081
\
8,213
\


H
2
O

1
3,734
\

\



1
3,783
\

\



CO









Результаты расчетов

,кг/м
3

1,249
\
1,3
3
20
\
1,
2626

1,249
\
1,320
\
1,
262

,кг/с

1
09
1,
680
\
10
04
,
331
\
874,
0785

11,703
\
10,663
\
9,358

31


t
b
CO
2

C

-
104

-
104

t
b
H
2
O

C

52

52

Δ
t
a
1

C

150

52

150

52

Δ
t
a
2

C

52

6,5

52

6,5

Δ
t
a
3

C

6,5

-
104

6,5

-
104

Δ
t
a
4

C

-
104

-
120

-
104

-
120

,

кДж/(кг К

1,0971

1,097
0

,кДж/(кг К

1,0842

1,0
84
1

,кДж/(кг К

0,9994

1,008
4

,кДж/(кг К

0,9880

0,996
9

,кДж/(кг К

0,9800

0,9
88
8

,кДж/(кг К

1,0294

1,029
7



3.2

Определение энергозатрат на удаление водяных
паров и диоксида
углерода из выбросов


РК
.

Труба №2


В данном разделе используются полученные
выше
исходные данные
по
РК
и определяются энергозатраты для
(гипотетической обработки годового
(2014 г. выброса дымовых газов

через т
руб
у

№2
,
в
каждо
м

из четыре
х
температурных диапазонов охлаждения выбросов.

1. Количество отводимого тепла
q
, кДж/кг, при охлаждении 1 кг
в
ы
бросов в указанных диапазонах:


=
1,097
0
(150


52)
=
107,5
06
;(1)


32


=1,0
84
1

(
52


6,5
) =

49,3
27
;(2)

=1,0
08
4

(
52


6,
5) =

45,8
82
;(3)

=

47,6
04
;(4)

=
0,9969
(
6,5


(
-
104)
) =
110,157
;(5)

=
0,988
8

(
-
104



(
-
120)
) =
15,8
21
;(6)

=1,0
2
9
7
(
-
104


(
-
120))

=

16,4
75
;(7)

=

16,14
8

(8).


В диапазоне 2
содержание паров
H
2
O

изменяется от начального до
фонового (при точности, достаточной для теплотехнических расчетов


практически до нулевого
).

При этом состав

выбросов изменяется от
состояния,

обозначенного верхним индексом
W

и
соответствующего
влажному составу дымовых газов
,

до
состояния
с индексом

D
1,
соответствующего
сухо
му

состав
у дымовых газов
. Поэтому
за количество
отводимой энергии
в диапазоне 2
упрощенно приним
а
ется среднее между
количе
ствами теплоты,
которое отводилось бы
при охлаждении газов с
неизменным
н
а
чальным и
неизменным
фоновым
(нулевым

количеством
паров
H
2
O
.


В
диапазоне 4
идет вымораживание паров
CO
2

от

начал
ь
н
ого
,
соответствующего сухому составу дымовых газов (состоянию с ин
дексом

D
1)
до
фонов
ого

содержания (практически до нулевого, т.е. до состава
выбросов, соответствующего сухому воздуху



состоянию с индексом

D
2
)
.

Поэтому за количество отводимой энергии в диапазоне 4 также упрощенно
приним
а
ется среднее между количествами т
еплоты, которое отводилось бы
при охлаждении газов с неизменным н
а
чальным и неизменным фоновым
(нулевым количеством паров
CO
2
.


2. Энергозатраты
, кВт, на охлаждение заданного расхода выбросов
M
a
, кг/с:


=

107,5
06

11,
703
=
12
58
,
143
;

(9)

33



=
47,6
04

(
11,
703

+ 10,
663
)/2
=
53
2
,
35
6
;

(10)


= 110,157
10,
663
= 11
74
,
604
;

(11)


= 16,14
8

(
10,
663

+ 9,
358
)/2
=
16
1
,
650
;
(12)


=
12
58
,
14
3

+
53
2
,
35
6

+
11
74
,
604

+
16
1
,
650

=
31
26
,
753
.

(13)


3. Энергозатраты на отвод тепла при конденсации водяных паров:


=

2431,6 1,0
37

= 25
21
,
569

кВт,



(14)

где
=2431
,6

кДж/кг


средняя в диапазоне Δ
t
a
2

(52°C 

6,5°
C
)
теплота конденсации
H
2
O
, кДж/кг.


4. Энергозатраты на отвод тепла при конденсации диоксида углер
о
да:



кВт,


(15)

где



средняя в диапазоне Δ
t
a
4

от
-
104º
C

до
-
120 º
C

разность энтальпии тве
р
дой и
паровой фаз
CO
2
, кДж/кг
. Эту величину
получим, экстраполируя данные таблицы [Варгафтик] на с. 140
:

при
-
104º
C
= 9,6 4,187
= 40,2
кДж/кг,
= 150 4,187

= 628,0

кДж/кг,
 587,8 кД
ж/кг;
при
-
120 º
C
=
6
,
3

4,187

= 26,4

кДж/кг,
= 1
22

4,187

= 510,8

кДж/кг
,
 484,4 кДж/кг;

среднее в
диапазоне Δ
t
a
4
значение
 536,1 кДж/кг.


кВт.


5. Суммарная энергозатрата на
отвод теплоты от выбросов зада
н
ного
состава и количества с
удаление
м

из них
водяных паров и диоксида углерода:

34


=
31
26
,
753
+

25
21
,
569

+
698
,
002
= 6
346
,
324
кВт.(16



=


=
1

(25
21
,
569
+
698
,
002
)/(1,1
×
6
346
,
324
)
=

0,539


η
COMP

=
EER
×
Τ
1

=
EER
×

1

2
×
Τ
2

= 0,539
×
0,0450
04
×
2811,355

=
68
,
195


Для уточненных размеров трубы
РК
:

η
COMP

=
EER
×Τ
1

=
EER
×(Τ
1

2
×Τ
2

 0,539×0,045004×
40738,30
=
98
8,195


ТЭС
Трубы
№2, 3 4:


В данном разделе используются полученные выше исходные данные
по
ТЭС
и определяются энергозатраты для
(гипотетической обработки
годового (2014 г. выброса дымовых газов

через т
руб
ы

№2
, 3, 4 в
каждо
м

из
четырех температурных диапазонов охлаждения

выбросов.


1. Количество отводимого тепла
q
, кДж/кг, при охлаждении 1 кг
в
ы
бросов в указанных диапазонах:


=1,097
1
(150


52) = 107,5
15
;(1)


=1,084
2

(52


6,5) = 49,3
31
;(2)

35


=
0
,
999
4 (52


6,5) = 45,
473
;(3)

= 47,
402
;(4)

=0,9
880

(6,5


(
-
104)) =1
09
,1
74
;(5)

=0,98
00

(
-
104


(
-
120)) =15,
680
;(6)

=1,029
4
(
-
104


(
-
120)) = 16,47
0
;(7)

=

16,
075

(8).


В диапазоне 2 содержание паров
H
2
O

изменяется от начального до
фонового (при точности, достаточной для теплотехнических расчетов


практически до нулевого. При этом состав выбросов изменяется от
состояния, обозначенного верхним индексом
W

и
соответствующего
влажному составу дымовых газов, до состояния с индексом

D
1,
соответствующего сухому составу дымовых газов. Поэтому за количество
отводимой энергии в диапазоне 2 упрощенно приним
а
ется среднее между
количествами теплоты, которое отводилось б
ы при охлаждении газов с
неизменным н
а
чальным и неизменным фоновым (нулевым количеством
паров
H
2
O
.

В диапазоне 4 идет вымораживание паров
CO
2

от начал
ь
ного,
соответствующего сухому составу дымовых газов (состоянию с индексом

D
1 до фонового содержания (п
рактически до нулевого, т.е. до состава
выбросов, соответствующего сухому воздуху


состоянию с индексом

D
2).
Поэтому за количество отводимой энергии в диапазоне 4 также упрощенно
приним
а
ется среднее между количествами теплоты, которое отводилось бы
при ох
лаждении газов с неизменным н
а
чальным и неизменным фоновым
(нулевым количеством паров
CO
2
.


2. Энергозатраты
, кВт, на охлаждение заданного расхода выбросов
M
a
, кг/с:


=
107,515
×

1091,680
= 1
17371
,
975
; (9)

36



=
47,402
×

(
1091,680

+
1004,331
)/2
=
49677
,
557
; (10)


=
109,174
×
1004,331
= 1
095
7
6
,
529
; (11)


= 16,
075×
(
1004,331

+
874,0785
)/2
= 1
5097
,
716
; (12)


=
117371,975

+
49677,5
57

+
109576,529

+
15097,716

=
291723
,7
77
. (13)

3. Энергозатраты на отвод тепла при конденсации водяных паров:


= 2431,6
×
96,462

= 2
34
5
56,99
9 кВт,


(14)

где
2431,6 кДж/кг


средняя в диапазоне Δ
t
a
2

(52°C 
6,5°
C
)
теплота конденсации
H
2
O
, кДж/кг.

4. Энергозатраты на отвод тепла при конденсации диоксида углер
о
да:


кВт,


(15)

где



средняя в диапазоне Δ
t
a
4

от
-
104º
C

до
-
120 º
C

разность энтальпии тве
р
дой и пар
овой фаз
CO
2
, кДж/кг. Эту величину
получим, экстраполируя данные таблицы [Варгафтик] на с. 140:

при
-
104º
C
 9,6 4,187  40,2 кДж/кг,
 150 4,187  628,0 кДж/кг,
 587,8 кДж/к
г; при
-
120 º
C
 6,3 4,187  26,4 кДж/кг,
 122 4,187  510,8 кДж/кг,
 484,4 кДж/кг; среднее в
диапазоне Δ
t
a
4
значение
 536,1 кДж/кг.


=
536,1×
121,179 = 64964,062

кВт.


5. Суммарная энергозатрата на отвод теплоты от выбросов зада
н
ного
состава и количества с удалением из них водяных паров и диоксида углерода:

=
291723,777

+
234556,999

+
64964,062
=
591244
,
8
38
кВт.(16

37



=


= 1



(
234556,999 + 64964,062
/(1,1×
591244,838
)

= 0,5
40

η
COMP

=
EER
×Τ
1

=
EER
×(Τ
1

2
×Τ
2

= 0,5
40
×
0,027099
×
5959,5015

= 8
7
,1
21


Промежуточные выводы

Результаты расчетов коэффициента
η
COMP

по

РК
и
ТЭС
показывают
следующее.


Характеристика
EER

получилась для обоих объектов почти
одинаковой. Это закономерный результат
:

в
еличина
EER

зависит
преимущественно от состава используемого топлива и способа сжигания.
Способ сжигания подразумевается одинаковым; для обоих объектов принят

один и тот же коэффициент избытка воздуха. Незначительные различия в
составе газа, используемого в Заинске и Елабуге, практически не повлияли на
величину параметра
EER
.

При первоначальных данных по
размерам трубы
РК

H

=

60 м и
D

 2 м
б
олее высоким рейти
нгом облада
ла

Т
ЭС.
На обоих объектах улавливание
вредных компонентов выбросов отсутствует
. Превосходство
ТЭС
по
рейтингу достига
лось

за счет большей величины Τ
2
, представляющей
безразмерный временной параметр заполнения выбросом контрольного
объема атмосфе
рного воздуха, выделяемого для экспертной оценки вокруг
каждого источника.
В
ыброс
ТЭС
в
десятки

раз превышает выброс
Елабужской ТЭЦ
. Однако за счет большей высоты выброса
ТЭС
име
ла

в

184,9

раз

больший контрольный объем экспертной оценки, приблизительно
рав
н
ый объему

ареал
а

рассеивания
,

в котором

приземн
ая концентрация

загрязнителей
не превышает

их
средневзвешенно
й

предельно
й

величин
ы
.

Поэтому более высокое значение

величины Τ
2

по
ТЭС
при первоначальных
исходных данных

было
вполне логично и физически законом
ерно.

38


Т
акже отмети
м

чувствительность на изменение входных данных по
содержанию в выбросах загрязняющих веществ.
Отклик параметра Τ
1

2
выражается в снижении его величины
при росте концентрации загрязнителей
в выбросах: у

ТЭС
с более высоким со
д
ержанием ток
сичных ингредиентов и
наличием гексафторида серы Τ
1

2
=

0,029, а у
РК
Τ
1

2
 0,045. Далее это
влияет и на значение рейтинга в целом.

К
роме того,
выявилось сильное влияние соответствия характеристик
источников выброса


дымовых труб на рейтинговые значени
я

Τ
2
.

П
осле

использования новой вводной
по размерам трубы
РК

H

=
15
0 м и
D

=
5

м

к
онтрольный

объем экспертной оценки

для

РК
возрос в 14,
49

раз; во столько
же раз стало выше значение Τ
2
.

Ответственно, к
онтрольный

объем
экспертной оценки

ТЭС
оказался в этом сл
учае только
в 1
2
,
76

раз

больше,
чем у
РК
.

При этом
по объем
у

выбросов, приведенн
ому

к
рабочим

условиям,

ТЭС
превосходит

РК

в
87,22

раз
. Поэтому значение
Τ
2

для
ТЭС
получается
в
87,22/
1
2
,
76

=

6,84

раз

меньше, чем для
РК
.

Известно, что
РК

осталась недостроен
ной
до

проектн
ой

мощност
и.

(электрическая мощность 1 882 МВт, тепловая мощность 4 080 Гкал/ч
. К
настоящему времени эксплуатируется только водогрейная котельная с
установленной мощностью 420 Гкал/ч.
Труб
а
РК
с параметрами
H

=
15
0 м и
D

=
5

м

должна
обеспеч
ив
ать

удалени
е

дымовых газов при
полной загрузке
установленной мощности
.
Расход

природного газа
в расчетном 2014 г
од
у
составил

12835000
м
3
. Часовой расход природного газа, усредненный по
отопительному периоду 215 дней, составит

Q
h

= 12835000
/
(215
×
24)

=

2487,
4

м
3
/ч.

Средняя выработка тепловой энергии при теплоте сгорания газа Q
l

=
8500

ккал/ч и кпд котлов
η
=0
,
92

состави
ла
:


Q = Q
h

×

Q
l

/
η
=
2487,4
×
8500/0
,
92
=

21142926,4 ккал/ч 22,98 Гкал/ч.

Следовательно
,
степень
загрузки
РК
по
установленной мощности

в 2014 г.
с
оставила:
C
u

=
(22,98
/420)
×
100%
= 5
,5 %.

В результате из
-
за существенного
39


недопроизводства
контрольный объем экспертной оценки по уточненным
параметрам трубы
РК
оказался

несоразмерно

большим для нее, а рейтинговая
оценка многократно в
оз
р
осла
.

Таким образом
,

показатель
Τ
2

дает
значительные преференции в рейтинговых оценках для объектов с
существенным

недопроизводств
ом энергии.

Конкретно в случае

РК
данные
преференции объяснимы исторически; в определенной степени их можно
обосновать

и
с позиции санитарно
-
гигиени
ческих нормативов
.

Гигиеническую обоснованность данных преимуществ можно
наглядно
представить,
сравни
ва
я значени
я параметров

Τ
1

для
РК
и
Т
ЭС. Найдем их
через значения
средневзвешенной предельной (потолочной концентрации

как


1
=(

1
/

2
)
×

2
.

Для
РК
:


1
=

0,04
5004
×
40738,30

= 1833,39
; т
о же, в единицах времени:

τ
1
=

1
×

τ
0
=(1833,39
×

1800/3600 916,7 часов (38
,2

суток
.

Для
Т
ЭС
:

1
=

0,027099
×
5959,50

=161,50
; т
о же, в единицах времени.

τ
1
=

1
×

τ
0
=(161,50
×
1800/3600 80,75 часов (3,3 суток.

Известно, что
время жизни

в

атмосфере

оксидов азота и серы составляет от 2
до 8 суток, о
ксид
а

углерода


2
-
4 месяца.

Поэтому в ареале выброса
РК
содержание
оксидов азота и серы

гарантированно не достигнет ПДК
,
хотя

по оксиду углерода превышения ПДК возможны. В ареале
ТЭС
возможны
п
ревышения ПДК по всем загрязнителям.

Такие преимущества в определенной степени должны быть учтены в
рейтинге, поскольку для их достижения
РК

затрачиваются дополнительные
средства на прокачку дымовых газов через

завышенную
дымовую трубу и
поддержание
ее ра
ботоспособности в нерасчетном режиме.

В то же время
эт
и излишние затраты никак не способствуют улучшению
характеристик

станции
по парниковым газам, так как наименьшее время
жизни

среди них
, принадлежащее CO
2
, составляет 5 лет.

40


Наконец, система рейтинговой

оценки должна стимулировать развитие
энергетики по пути чистого производства энергии, а наличие преференций за
счет недопроизводства не может служить мотивацией к развитию.

И все же полученные рейтинговые характеристики
в реальных
производственных условия
х
сами по себе имеют
существенную
информационную ценность. Они
служат индикаторами
узк
их

мест в системе
производства и позволяют
раз
делить объекты
на
надлежащие модернизации
в ближайшее время или
в

среднесрочн
ой

перспектив
е
. Поэтому данный
рейтинговый пока
затель актуален в анализе хозяйственной и иной
деятельности организаций, связанной с обеспечением современных
экологических требований.

Вместе с тем

величины Τ
2

и Τ
1
,
используемые для

внутренне
го

сопоставлени
я

разных производственных объектов
,

должны вычис
ляться при
одинаковой степени загруженности. Наиболее доступно ее определение через
установленную мощность.

Как было определено, степень загруженности

РК
C
u

=
5,5%. По
дсчитаем
значение Τ
2

с учетом ее

степень загруженности:

Τ
2
×

C
u

=
40738,30
×
0,0
5
5

=
2240
,
6

Т
огда окончательная рейтинговая оценка
РК
составит

R

=
EER
×(Τ
1

2
×Τ
2
×

C
u

 0,539×0,045004×
2240
,
6

=
54
,
3
5

На
ТЭС
в 2014 г. выработка электроэнергии составила 6296925 МВт
-
ч, или
6296925×3600  22668930×10
3
МДж, а отпуск тепловой энергии составил
258297 Гкал,

или 258297×4,187  10814
90
×10
3

МДж.

Расход

природного газа
в расчетном 2014 г
од
у составил

18584500
00
м
3
.

Средняя электрическая мощность по факту:

N

= 6296925/(
365
×24  718,8 МВт.

Степень загруженности
C
u
e

=
718,8
/2200

=
0,327

Средняя тепловая мощность
по факту:

41


Q

=
258297
/(
365
×24 
2
9
,
5

Гкал/ч
.

Степень загруженности
C
u
q

= 29,5/110= 0,267.

Средневзвешенн
ая степень загруженности

составит порядка 0,3
2
.

Уточним эту величину, сравнивая расходы дымовых газов по факту и при
генерации с полной загрузкой устано
вленных мощностей.

В расчетном 2014 г
од
у кпд электрогенерации составил 34,3%, а тепловой
генерации


более 92%. Поэтому на электрогенерацию затрачен
о
энергоносител
я

в количестве, обеспечивающем
22668930×10
3
/
0,
343
=
66090174
,
9
×10
3

МДж
, а на теплов
ую

генерац
ию



в количестве,
обеспечивающем
10814
90
×10
3
/
0,92

=
1175532,6
×10
3

МДж
. Поскольку
объемы продуктов сгорания с достаточной практической точностью можно
принять пропорциональными сжигаемым объемам газа
, то доля дымовых
газов

тепловой генерации составила

117
5532,6
×10
3
/(66090174
,
9
×10
3
+1175532,6
×10
3
)
=
0,0175.

Подсчитаем
средневзвешенную
степень загруженности
из загруженности по
электрической и

тепловой генерации, используя правило
аддитивности:

C
u

=
C
u
e
×
0
,
9
8
25 +

C
u
q
×
0,0175

=
0,327
×
0
,
9
8
25 +
0,267
×
0,0175 = 0,326

Итак, степень
загруженности
ТЭС
в 2014 г.
составила
C
u

=
0,326.

Подсчитаем значение Τ
2
с учетом ее степень загруженности:

Τ
2
×

C
u

=
5959,5015
×
0,326

=
1942,8.

Тогда окончательная рейтинговая оценка
ТЭС
составит

R

=
EER
×(Τ
1

2
×Τ
2
×

C
u

= 0,5
40
×
0,027099
×
1942,8

=
28,43

Следовательно,
итогов
ые рейтинговые оценки
R

с учетом коррекции на
фактическую загрузку объекта
,

физически адекватно и объективно
оцени
вают

энерг
етическое совершенство потребления топлива и
экологическую безопасность
генерации
тепловой и электриче
ской энергии
на
тепловых станциях
и районных котельных
.


42



Задание на расчетную работу


Параметры

ТЭС №2

ТЭС №4

ТЭС №5

РК №1

ТЭС
№1

РК №2

РК №3

РК №4

РК №5

Характеристики

загрязнителей

По
ТЭС
№2

По
ТЭС
№2

По
ТЭС

4

По
ТЭС

5

Токсичные вещества

По
ТЭС
№2

По
ТЭС
№2

По
ТЭС

4

По
ТЭС

5

NOx




(
C
jb
)
,

мг/м
3










(
C
je
)
,

мг/м
3

80


280
мг/
м
3

при
α1,4 (для
паровых
котлов и
водогрейн
ых котлов
КТЦ,
125
-
137
мг/
м
3

при
α3,5 (для
ГТУ в
зависимос
ти от
нагрузки
котлов

90


290
мг/
м
3

при
α1,4 (для
паровых

котлов и
водогрейн
ых котлов
КТЦ, 10
-
50 мг/
м
3

при α3,5
(для ПГУ
в
зависимос
ти от
нагрузки
котлов

90


230
мг/
м
3

при
α1,4

70


160
мг/
м
3

при
α1,4

130


280
мг/
м
3

при
α1,4





ПДК
j
,

мг/м
3

По нормативам (СанПиН

(
ГН 2.1.6.1338
-
03
)

СО

(
C
jb
)
,

мг/м
3











(
C
je
)
,

мг/м
3

0


60
мг/
м
3

при
α1,4 (для
паровых и
водогрейн
ых
котлов
КТЦ,
150
-

500
мг/
м
3

при
α1,4 (для
ГТУ

0


55
мг/
м
3

при
α1,4 (для
паровых и
водогрейн
ых котлов
КТЦ, 0
-

20 мг/
м
3

при α1,4
(для ПГУ

0


130
мг/
м
3

при
α1,4 (для

паровых и
водогрейн
ых котлов
на
площадке

ТЭС
№5
),
от 0


470
мг/
м
3

при
α1,4 (для
РК
-

5)

0


40
мг/
м
3

при
α1,4

0


120
мг/м3
при
α1,4





ПДК
j
,

мг/м
3

По нормативам (СанПиН

(
ГН 2.1.6.1338
-
03
)

CmHn

(
C
jb
)
,

мг/м
3










(
C
je
)
,

мг/м
3

Метан


40
-
90
мг/
м
3

при
-

-

-

-





43


α1,4 (для
ГТУ

ПДК
j
,

мг/м
3

По нормативам (СанПиН

(
ГН 2.1.6.
2309
-
07)

Парниковые газы

(по данным за 2015г
при сжигании природного газа

CO2

тонн

1024553,0
3

1001059,8

2480639
,8

24155,
7

3434693,
7

20700

11500

31050

34000

C
iAAU

мг

3










GWP
i
100

1

B
C
,
мг/м
3


CH4

тонн

18,54

18,115

44,889

0,437

62,153

0,374

0,
21

0,
562

0,
61
4

C
iAAU

мг/м
3










GWP
i
100

21

B
C
,
мг/м
3


SF6

кг

0,716

3,114

1,188

0

5,643

0

0

0

0

C
iAAU

мг/м
3




-






GWP
i
100

24000

B
C
,
мг/м
3


Характеристик
и

выброса


По ТЭС
№2

По ТЭС
№2

По ТЭС
№4

По
ТЭС 5

Компонент
ы





O
2

0,0052
молярной
доли, %

0,0052
молярной
доли, %


0,005
молярн
ой
доли, %

0,0077
молярн
ой
доли,
%

0,005
-

0,0135
молярно
й доли,
%





N
2

0,632
молярной
доли, %

0,632
молярной
доли, %

0,
59


0,684
молярн
ой
доли, %

0,606
молярн
ой
доли,
%

3,82


4,84
молярно
й доли,
%





CO
2

0,
221

молярной
доли, %

0,
221

молярной
доли, %

0,182


0,187
молярн
ой
доли, %

0,158
молярн
ой
доли,
%

0,0391


0,0799
молярно
й доли,
%





CO

данных
нет

данных
нет

дан
ных
нет

данны
х нет

данных
нет





H
2
O

данных
нет

данных
нет

данных
нет

данны
х нет

данных
нет





Физические параметры

t
a
, º
C










W
, м
3











ρ, кг/м
3










ρ
0
, кг/м
3










ρ
ar
, кг/м
3










w
0

м/с










w
r
0
,










44


u
m

м/с










u
r
m











u
calm

м/с











0
, с

1800

H

труб
, м

Дымовые

т
рубы

от
КТЦ

№1,
2
-
147
м
;
трубы


3,4 (
ГТУ
)


60
м
;


Дым.
труба от
КТЦ

-
180м;

две

трубы
от ПГУ



по
60м;


Дым.
трубы:
на
площад
ке ТЭС
№5


№1,2 по
250м,
№3
2
65м

Дымов
ая
труба
№1


150м,
№2


60 м

Дымовая
труба №
1


120м,
№2


180 м,


3



25
0м,

4


25
0 м
,
№5


30м, №6


30м

Дымов
ые

т
рубы
№ 1,2
-

151,3
м

Дымов
ая
труба

№1
-

100
м


Дым
овая
труб
а

-

1
8


Дым
овая
труб
а

№1
-

45 м,
№2


120 м

D

труб
, м

Дымовые

т
рубы

КТЦ
: №1,
2
-
6
м
; №
3,4
от
ГТУ



3,2
м


Дым.
труба от
КТЦ
-
4
м;
две
трубы
от ПГУ


по 4
м

Дымов
ые
трубы
№1,2,3
на
площад
ке ТЭС
№5


по
9,6 м,

Дымов
ая
труба
№ 1

5,4м,
№ 2


3 м

Дымовая
труба

№1

6
м,

№2


8

м,


3



8
м,


4



9
м,

№5

1,9
м,
№6


1,9
м

Дымов
ые

т
рубы
№ 1,2
-
2,2
м

Дымов
ая
труба

№1
-

3,5
м

Дымов
ая
труба

-



Дымов
ая
труба
№1


2,1 м;
№2


4,8м

Х
арактеристик
а

энергетической эффективности

Установленная мощность,

электрическая, МВт
, или тепловая,
Гкал/ч

\

\

выработк
а электрической, МВт
-
ч, или отпуск тепловой, Гкал, энергии за 2014 год


Электричес
кая, МВт

/
МВт
-
ч

220
\

817395

410
\

705000

1180
\

3645552

0

2200
\

6296925

0

0

0

0

Примечани
я

в т.ч.
:

КТЦ

\
545086,4
5
0

МВт
-
ч
,

ГТУ
-
\
272308

МВт
-
ч

в т
.ч.
:

КТЦ

\
700462

МВт
-
ч

,

ПГУ

\
3
575

МВт
-
ч


в том
числе
ТЭС
№5


\
3
645552

МВт
-
ч

,




0

0

0

0

Тепловая,
(
Гкал/ч
)
\

Гкал

630
\

1131510

85
1
\

1
753488

4
090
\

4304698

420
\

82508

110
\

258297

360
\

1071404

200
\

368336

540
\

1
1
15720

590
\

315764

Примечани
я


в т.ч.
:


КТЦ

+

ГТУ
-

630
Гкал/ч
,

КТЦ
-


\
113151
0

Гкал
;


ГТУ
-
\
298751

в т
.

ч
.
:


от
КТЦ
851
\

Гкал/ч
\


\
1
753488
Гк
ал

от ПГУ

0

в т
.

ч
.

ТЭС
№5


4092
Гкал/ч

\
3988934

Гкал,





РК
№2


360
Гкал/ч

\
107140
4

Гкал
,


РК
№3


200
Гкал/ч

\
368336

Гкал

РК
№4



540
Гкал/ч

\
1
1
1572
0
Гкал

РК
№5


590
Гкал/ч

\
315764

Гкал

Проект
ные
электрическая

и
тепловая

мощность
, на которые рассчитаны дымовые трубы
:

Электричес
кая, МВт


1150

1200

1550

1882

2400

-

-

-

-

Тепловая,
Гкал/ч

1200

1500

4900

4080

200

500

500

800

800



Приложенные файлы

  • pdf 1159020
    Размер файла: 725 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий