Содержание к диссертации
Введение
1 Электроэнергетический комплекс восточного казахстана и проблемы его развития 10
1.1 Описание и характеристика энергетического комплекса Восточного Казахстана как составной части топливно-энергетического комплекса Казахстана 10
1.2 Проблемы разработки концептуальных основ и технологий эколого-экономической оценки энергетики Восточного Казахстана 20
1.3 Комплексный подход к решению проблемы развития 32
2 Эколого-экономическая оценка вариантов развития энергетического комплекса восточного Казахстана 41
2.1 Прогноз потребления электроэнергии в Республике Казахстан и отдельных регионах 41
2.2 Технико-экономический анализ эффективности использования различных типов энергоустановок 48
2.2.1 Оптимальные направления совершенствования структуры энергоисточников 48
2.2.2 Газотурбинные ТЭЦ 51
2.2.3 Парогазовые ТЭЦ 53
2.2.4 Атомные конденсационные электростанции 60
2.2.5 Газотурбинные теплофикационные установки средней и малой мощности 68
2.2.6 Основные результаты оптимизационных расчётов применительно к регионам Республики Казахстан 73
2.3 Расчёты предотвращения выбросов парниковых газов на проектируемых в рамках экологически чистой разработки энергетических объектов Казахстана 75
3 Моделирование экологических рынков 95
3.1 Подходы к оценке эффективности природоохранной программы 95
3.2 Методика оценки экономического оптимума природоохранных мероприятий 106
3.3 Использование методики для конкретных объектов - модели экологических сделок 119
4 Разработка комплекса природоохранных мероприятий для типичной ТЭС Казахстана 132
4.1 Применяемые на ТЭС системы гидрозолоудаления и пути их совершенствования 132
4.2 Схемы ГЗУ со сгущением золошлаковой пульпы в централизованном узле 137
4.2.1 Вариант КазНИПИЭнергопрома 137
4.2.2 Рекомендуемый вариант 139
4.3 Схемы ГЗУ с оборудованием индивидуальными осветлительными установками золоуловителей каждого котла 144
Заключение 151
Литература 153
Приложения 162
- Проблемы разработки концептуальных основ и технологий эколого-экономической оценки энергетики Восточного Казахстана
- Технико-экономический анализ эффективности использования различных типов энергоустановок
- Расчёты предотвращения выбросов парниковых газов на проектируемых в рамках экологически чистой разработки энергетических объектов Казахстана
- Схемы ГЗУ со сгущением золошлаковой пульпы в централизованном узле
Проблемы разработки концептуальных основ и технологий эколого-экономической оценки энергетики Восточного Казахстана
По сравнению с 1998 г. выбросы от стационарных источников в целом по республике снизились на 0,8% и составили 2308,6 тыс. т; объемы заборов свежей воды из природных источников снизились на 11,4% и составили 20748 млн. м ; объемы сбросов загрязненных сточных вод в природные водные объекты сократились на 6,9% и составили 158 млн. м . Как и в предыдущие годы, наибольшие объемы выбросов вредных веществ в атмосферу Казахстана от стационарных источников характерны для энергетики (35,5%), цветной (16,2%) и черной металлургии (11,2%). Выбросы в атмосферу твердых веществ составили 641,1 тыс.т (27,8%), газообразных и жидких веществ - 1667,5 тыс.т, в том числе сернистого ангидрида - 945,5 тыс.т (40,9%), окислов азота -151,4 тыс.т (6,4%), аммиака - 6,9 тыс.т (0,3%) [18,97,98]. Состояние окружающей среды Казахстана иллюстрируется рисунками Приложения А. Оборудование и технологии, применяемые для улавливания и обезвреживания выбросов вредных веществ в атмосферу, не отвечают современным требованиям, поэтому остается низким уровень их улавливания (88%) и утилизации (10,6%).
Как и в прошлые годы, отмечается высокий уровень загрязненности поверхностных вод предприятиями различных отраслей промышленности. Общий объем загрязненных сточных вод, сброшенных в 1999г. в поверхностные водные объекты, распределяется между промышленностью (63,4%), сельским хозяйством (32,5%), жилищно-коммунальным хозяйством (4,1%). На начало 1999 г. в республике накоплено более 20 млрд. тонн промышленных отходов (включая токсичные), которые продолжают складироваться и храниться в различных накопителях зачастую без соблюдения экологических норм и требований. В результате подземные и поверхностные водные ресурсы многих регионов республики подвергаются интенсивному загрязнению [98]. Из общего объема выбросов от промышленных стационарных источников в последние годы на долю предприятий энергетики приходится около 35-40%, из которых приблизительно 43% составляют твердые вещества. На долю газообразных веществ приходится порядка 64% диоксида серы, 16% - диоксида углерода и 18% - оксида азота [98, с. 244]. По выбросам парниковых газов на единицу валового внутреннего продукта Казахстан занимает первое место в мире, входит в первую десятку по выбросам на душу населения и находится на 23 месте по абсолютной величине. Выбросы на душу населения в Казахстане в 20 раз выше, чем в Таджикистане, в 10 и 3 раз больше, чем в Кыргызстане и Узбекистане, соответственно (табл. 1.З., 1.4.). Технологии оборотного и бессточного водообеспечения совершенствуется крайне медленно, в связи с чем продолжает оставаться довольно высоким уровень сброса загрязненных сточных вод. Со сточными водами электростанций в природные объекты сбрасываются взвешенные вещества, нефтепродукты, хлориды, сульфаты, соли тяжелых металлов.
Золошлаковые отвалы ТЭЦ продолжают оставаться источниками загрязнения почв и подземных вод. Ежегодно в отрасли формируется около 15 млн. тонн золы и золошлаковых отходов, к 1999г. в республике накоплено более 300 млн. тонн золошлаковых отходов. На многих энергетических предприятиях, особенно на ТЭЦ, трудно решаются проблемы экологии. Так, семь энергетических предприятий Павлодар - Экибастузского региона выбросили в атмосферу в 1994 г. 641,3 тыс. т. вредных веществ, что составляет 51,6% от общеотраслевых или 20,7% от общереспубликанских выбросов. В результате неэффективной работы золоулавливающего оборудования выбросы золы в атмосферу от Экибастузской ГРЭС-1 значительно превышают нормативные уровни. КПД золоулавливающего оборудования меньше проектного показателя и составляет - 97,2%. Выбросы оксидов серы и азота вообще не подвергаются очистке и составляют порядка 200 тыс. т. в год [98, с. 245]. Непосредственное применение мирового опыта очистки дымовых газов, по-видимому, затруднительно из-за отсутствия в СНГ соответствующей отрасли промышленности и, особенно, по экономическим причинам. Только для действующей пылеугольной энергетики Казахстана затраты должны составить (в ценах ФРГ 1990 г.) примерно 4,5 млрд. марок на сероочистку и примерно 2,5 млрд. марок на азотоочистку [3], что
Технико-экономический анализ эффективности использования различных типов энергоустановок
На основе оптимизационных расчетов (методика приведена в приложении) установлена сравнительная эффективность объектов электро снабжения по экономическим районам страны и определена оптимальная последовательность их использования при изменении условий развития ТЭК. С точки зрения упомянутой последовательности экономические районы страны можно разделить на следующие группы: 1) первую группу составляют экономические районы, где эффективно строительство АЭС. В нее входят Южный регион и Мангистауская область Западного региона; 2) вторую группу образуют районы, в которой наибольший экономический эффект достигается при использовании природного газа для выработки электроэнергии на ПГУ-КЭС. Это районы Южно-Торгайского и Чу-Сарысуйского нефтегазоносных бассейнов (Южный регион), Тенгизского нефтяного и Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождений (Западный регион), районы, прилегающие к трассам газопроводов; 3) третья группа охватывает районы, в которых развитие КЭС на местных и привозных углях, включая передачу электроэнергии из Экибастузского ТЭК (при условии его достаточного развития), является наиболее предпочтительным.
Это районы Центрального Казахстана (в зоне централизованного электроснабжения); 4) четвертую группу образуют изолированные районы с местными топливными ресурсами. Для последней группы районов нецелесообразно устанавливать общую последовательность использования различных типов электроисточников вследствие большого разнообразия условий, влияющих на оптимальный выбор. Полученные результаты отражают ту логическую закономерность, в соответствии с которой в районах наиболее дорогого органического топлива (Южный регион, Мангышлак) строительство АЭС наиболее эффективно. Экономическая эффективность АЭС постепенно снижается по мере приближения их к источникам органического топлива. Так, экономическая целесообразность строительства АЭС последовательно уменьшается для районов Южного региона, Мангистауской области, Восточного Казахстана. Развитие электроснабжения за счет строительства ПГУ-КЭС наиболее эффективно в районах, наиболее приближенных к источникам природного газа и расположенных по трассе газопровода. Это, прежде всего, районы Актюбинской, Атырауской, Мангистауской, частично Кзыл-Ординской областей. При ограничениях на природный газ для выработки электроэнергии или при росте его стоимости ПГУ-КЭС замещаются АЭС в первую очередь в районах Южного региона. В районах Центрального и Восточного Казахстана, где отсутствует газовое топливо и имеется в достаточном количестве энергетический уголь, электроснабжение экономически целесообразно обеспечивать за счет строительства ГЭС и ГРЭС на Экибастузском и Карагандинском угле. Энергодефицитным является Южный и Западный Казахстан, где добываются большие объемы углеводородного сырья. Так, установленные мощности электростанций
Южного Казахстана почти в 4 раза, а Западного -в 2 раза (в расчете на 1000 жителей) ниже показателей Северного Казахстана. При этом все тепловые электростанции Западного Казахстана и около 60% Южного Казахстана работают на газо-мазутном топливе, основной объем которого поступает из Средней Азии и России. Поэтому основные перспективы в развитии электроэнергетики этого региона обычно связывают с освоением Карачаганакского газоконденсатного месторождения, известного своими огромными запасами углеводородов. Однако в Казахстане сейчас нет разработанной схемы размещения производительных сил на территории Республики. Старый подход, сохранившийся с советской поры, устарел, а выработкой нового еще никто не занимался. Хорошо известно, что для Казахстана с его огромной территорией, разнообразием условий и сложной территориально-административной структурой, региональный аспект экономической политики имеет особое значение. Ее главной целью является создание условий для эффективного использования факторов экономического рос та как регионов, так и страны в целом, обеспечения единства ее экономического пространства. Перспективность развития ГТУ ранее связывалась с возможностью их применения в качестве маневренных электростанций для покрытия переменной части графика электрической нагрузки. Однако, учитывая возможность существенного повышения тепловой экономичности ГТУ за счет использования тепла уходящих газов для целей теплоснабжения, в работе исследована возможность их применения в качестве теплофикационных энергетических установок в системе электротеплоснабжения потребляющих районов.
В настоящее время в СНГ выпускаются и подготовлены к производству ГТУ единичной мощностью 35, 45 и 100 Мвт. Утилизация тепла уходящих газов ГТУ осуществляется в котле-утилизаторе (КУ), рассчитанном на подогрев сетевой воды до требуемой температуры. Для осуществления отпуска тепла потребителям вне зависимости от режима работы ГТУ в системе по электрическому графику с учетом надежности КУ должен обеспечивать теплоснабжение в следующих тепловых режимах [64, с. 31; 65 с. 65]: - утилизационном (без дополнительного подвода топлива); - автономном (при сжигании топлива в среде холодного воздуха); - при дополнительном подводе тепла и сжигании его либо в среде уходящих газов при достаточном сжигании кислорода, либо в холодном воздухе. Принципиально ГТЭЦ могут создаваться по различным схемам. Теплоснабжение потребителей от ГТЭЦ может быть осуществлено при базовом, полупиковом и пиковом режиме работы по электрическому графику нагрузки. Важным показателем, влияющим на изменение экономичности и располагаемой мощности ГТУ, является температура наружного воздуха, засасываемого в компрессор. Ее расчетное значение обычно принимают равным
Расчёты предотвращения выбросов парниковых газов на проектируемых в рамках экологически чистой разработки энергетических объектов Казахстана
Схема расчета эмиссии С02 хорошо известна [34, с. 47; 91, с. 15]. Горение углерода может быть описано так: С+02=С02 12,01 кгС+2 16кгО2=44,01 кгС02 В расчете на 1кг углерода эмиссия С02 составит 3,67кг (44,01/12,01-3,67). Для типичной пылеугольной ТЭС Казахстана, работающей на экибастузских углях зольностью 41% на выработку 1 квт.часа электроэнергии расходуется в среднем 355 г. топлива [77, с. 98]. Количество сжигаемого в этом случае углерода С составит (1-0,41) 0,355=0,21 кг, а эмиссия С02 составит 0,21 3,67=0,77 кг. Таким образом, при выработке Іквт.ч. электроэнергии на пылеугольной ТЭС эмиссия СОг достигает 0,77 кг. Известна и другая схема расчета эмиссии СОг, предложенная Г.Папафанасопуло [79, с. 105; 80, с. 70]. 1. Конденсационные тепловые электростанции имеют КПД около 37%. 2. Один киловатт-час эквивалентен 860 ккал, из этого следует, что на производство ІкВт.ч. необходимо 2345 ккал: 860 ккал : 0,37 = 2345 ккал теплоты. 3. Для получения такого количества тепла необходимо сжечь 335 грамм условного топлива теплотворной способностью 7000 ккал/кг: 2345 ккал : 7000 ккал/кг=0,335 кг. 4. Приняв теплоту сгорания углерода 8400 ккал/кг, найдем содержание углерода в условном топливе: 7000 ккал/кг : 8400 ккал/кг = 0,833. В реальном угле присутствует небольшое количество водорода, участвующего в горении, чем в данном расчете можно пренебречь. 5.
Таким образом, для выработки на пылеугольной ТЭС одного квт.ч электроэнергии необходимо сжечь: 0,335 0,833 = 0,279 кг углерода. 6. При окислении одной весовой единицы углерода образуется 3,67 весовых единицы двуокиси углерода - СО2 (44 : 12 = 3,67), при этом эмиссия СО2 при производстве 1 квт.ч составит: 0,279 кг 3,67 = 1,024 кг С02. Отметим, что изменение КПД ТЭС до 38,8% и уменьшение теплотворной способности топлива до 5000 ккал/кг [77, с. 98] приводит к снижению эмиссии СО2 до 0,96 кг. Величины эмиссии С02 при выработке на ТЭС 1 квт.ч электроэнергии, полученные разными способами близки (0,77 кг и 1,024 кг), поэтому для дальнейших расчетов примем более осторожную цифру - 0,77 кг. Это означает, что выработка 1 квт.ч электроэнергии на возобновляемых экологически чистых источниках энергии (ветроэлектростанции, гидроэлектростанции) или атомной электростанции предотвращает эмиссию СОг в размере 0,77 кг, а владелец установленной мощности на ВЭС, ГЭС или АЭС приобретает права продажи квот на выбросы парниковых газов в соответствующем объеме. По оценке американской брокерской конторы NATSOURCE ( 140 Broadway, 30th Flood, NY, NY10005), после вступления в силу соответствующего законодательства квоты могут продаваться по цене от 30 до 70 долларов США за одну метрическую тонну выбросов С02 [80, с. 71]. В настоящее время в Казахстане реализуются две схемы приобретения квот на выбросы СО2. Логика рассуждений здесь такова - по мере выбытия вследствие износа или по другим причинам установленные на пылеугольных ТЭС мощности замещают экологически чистыми энергоустановками, а возникшие в этом случае квоты на выброс парниковых газов поступают на продажу. Точно также поступают и с возникающим дефицитом электроэнергии - разница между потребностью в электроэнергии и её производством замещается электроэнергией, производимой на энергоисточниках, предотвращающих эмиссию СОг.
Первая схема осуществляется АО «Алматыэнергопул». Между АО «Алматыэнергопул» и брокерской конторой NATSOURCE подписан протокол о намерении американской фирмы приобрести у АО квоты на выбросы СОг по цене 2-3 цента за 1 квт.ч, начиная с 2005 г. Эта схема предполагает, что АО «Алматыэнергопул» построит с привлечением инвестора экологически чистый энергоисточник, замещая тем самым установленные на пылеугольных ТЭС мощности, а возникающие в этой ситуации квоты на выброс парниковых газов продаются американской конторе. Вторая схема предполагает совместное осуществление проекта строительства энергетического объекта в интересах как Японии, так и Казахстана на основе йенового кредита в рамках «механизма экологически чистого развития (МЭЧР)». Правительство Казахстана положительно относится к идее МЭЧР и заявляет, что снижение выбросов С02, достигнутое с помощью японского правительства относится на счет японского правительства [75]. Технико-экономическое обоснование строительства газотурбинной электростанции мощностью 450 Мвт в г.Актюбинске было разработано Администрацией заморского развития (АЗР) Японии с целью содействия перспективным проектам с использованием неновой ссуды выделяемой для решения экологических проблем. Реализует этот проект японская внешнеторговая организация (ЯВТО) [75]. Национальный экологический центр Республики Казахстан предполагает возможность продажи разрешения на выбросы С02 по цене приблизительно 15 долларов США за тонну [80, с. 71]. Конкретные условия предоставления кредита позволяют рассчитать затраты Японии на снижение выбросов СОг, т.е. стоимость приобретения квоты на выбросы парниковых газов. Условия кредита: 80% от стоимости строительства, 0,75% ежегодной ставки процента, 40-летний срок возврата, 10-летний льготный срок. В проекте ожидается снижение выбросов СОг на 1,93 миллиона тонн в год. Если снижение выбросов СОг отнести на счет Японии, то Япония сможет приобрести разрешение на выбросы в объеме 1,93 миллиона тонн в год и 77 миллионов тонн за 40-летний период путем предоставления льготного кредита в размере 301,8 миллиона долларов США. Плата за выбросы оценивается как разница между суммой, которую можно было получить, вкладывая деньги в банк, и той реальной суммой, которая возвратится в Японию по условиям кредитования.
Эта разница составляет 831 миллион долларов и является стоимостью снижения выбросов 77 миллионов тонн СОг в последующие 40 лет. Таким образом, затраты на снижение выбросов СО2 за тонну составят 10,79 долларов США [75]. Условия кредитования Японией проекта строительства газотурбинной электростанции в г. Актюбинске были распространены и на другие перспективные проекты строительства энергетических объектов в Казахстане. На их основе расчетами был получен новый эколого ЭКОНОМИЧеСКИЙ Критерий - СТОИМОСТЬ ВЫбрОСОВ СС 2. Естественно, правительству Японии выгодно финансировать строительство тех объектов, где достигается максимальный эффект от вложенных средств, т.е. тех, где стоимость квот на выбросы СОг минимальна. Результаты этих расчетов для перспективных энергетических объектов сведены в таблицу 2.16, где в последней колонке приведен приоритет строительства энергообъектов по критерию стоимости выбросов парниковых газов.
Схемы ГЗУ со сгущением золошлаковой пульпы в централизованном узле
Предлагаемая КазНИГШЭнергопромом схема замкнутой системы ГЗУ /З? предусматривает сгущение золошлаковой пульпы в сгустителях, размещенных в пристанционном узле до содержания твердого 50-65% (по весу) в зольном осадке и последующую его перекачку в золоотвал. Консистенция зольного осадка принята из условия нулевого водного баланса золоотвала, а также технической возможности гидротранспорта сгущенной пульпы. Осветленная в сгустителях вода после стабилизационной обработки (для предотвращения образования минеральных отложений в коммуникациях) возвращается в цикл ГЗУ. Схема предусматривает сохранение действующей прямоточной системы ГЗУ в качестве резервной при аварийных ситуациях, а также использование всех загрязненных стоков без предварительной их очистки на локальных очистных установках для подпитки замкнутой системы гидрозолоудаления в связи с потерями воды на испарение в мокрых золоуловителях. Золошлаковая пульпа из существующих багерных станций через делитель пульпы поступает в шлакоотделители с обезвоживающим устройством. В качестве шлакоотделителей применяются гидравлические гидрогрохоты. Обезвоженный шлак по наклонному трубопроводу поступает в бункер, откуда он может отгружаться потребителям или поступать на дробилки мелкого дробления с получением дробленного материала класса -3 мм и последующим его сбросом в перемешиватель-накопитель сгущенной пульпы. Золовая пульпа, содержащая шлак фракций класса менее 3 мм, поступает в радиальные отстойники диаметром 30 м с встроенной камерой флокуляции, где в зависимости от содержания твердого в исходной пульпе, а также ее расхода, сгущается до отношения твердого к жидкому т:ж - от 1:1 до 1:4 (по весу). Сгущенная пульпа из приямков радиальных отстойников низконапорными насосами подается в сгуститель с осадкоуплотнителем вертикального типа, в котором происходит ее дальнейшее сгущение со стабильным получением осадка заданной консистенции с отношением т.ж -1:0,8/1,0. Зольный осадок из конуса осадкоуплотнителя самотеком поступает в накопитель-перемешиватель пульпы, откуда перекачивается багерными насосами, расположенными в насосной станции, на золоотвал.
Осветленная вода поступает в железобетонные резервуары емкостью 1400 м каждый, где обрабатывается ингибитором отложений ИОМС1, откуда она подается высоконапорными насосами осветленной воды в цикл внутристанционного гидрозолоудаления, а также при необходимости на промывку самотечных пульпопроводов и концентратопроводов. Конструкции шлакоотделителей (конусные и спиральные гидрогрохоты, цилиндрическо-конические сита), сгустителей, перем ешивател ей накопителей пульпы хорошо отработаны, просты в использовании, и это оборудование серийно изготавливается на заводах. Реализация предложенной схемы позволяет: 1. Создать экологически чистую технологию удаления золошлаков с полным исключением сбросов стоков из систем ГЗУ в водоемы; 2. Утилизировать шлак и зольный осадок для нужд строительства, строительных материалов, в частности зольного гравия. 3. Решить вопросы использования нефтесодержащих и засоленных стоков в технологии без предварительной их очистки на запроектированных для этих целей дорогостоящих очистных установках. Узловые моменты схемы ГЗУ, предлагаемой КазНИПИЭнергопромом: 1. технология подготовки сгущенной пульпы основана на раздельном отборе шлака и зольного осадка для их использования в строительстве; 2. золошлаковая пульпа поступает на гидрогрохоты, где выделяется и обезвоживается шлак крупностью более 3-5 мм; 3. обезвоженный шлак поступает либо потребителю для использования на строительстве, либо на дробилки с последующим сбросом измельченного материала в накопитель - перемешиватель сгущенной пульпы; 4. предусматривается двухстадийное сгущение золовой пульпы -вначале в радиальном отстойнике до отношения т:ж=1:4, а затем в цилиндрическо-коническом осадкоуплотнителе до соотношения т:ж=1:1/0,8; 5. сброс сгущенной пульпы в перемешиватель - накопитель, а осветленной воды - в специальный резервуар; 6. перекачка, соответственно, пульпы - на золоотвал, а осветленной воды - в цикл ГЗУ. Все узлы этой схемы апробированы на предприятиях энергетики, угольной и горнодобывающей промышленности, но в рекомендуемом КазНИПИЭнергопромом сочетании, создающем замкнутый (бессточный) цикл ГЗУ, нигде не построены.
Главные узлы, определяющие эффективность этой схемы ГЗУ -радиальный отстойник золовой пульпы со встроенной камерой флокуляции и цилиндрическо-конический осадкоуплотнитель занимают относительно большие площади и их размещение на площадках действующих ТЭЦ весьма проблематично. Поэтому нами предлагается заменить радиальные отстойники и конические сгустители батареей гидроциклонов. Наши предложения предусматривают одностадийное сгущение и основаны на имеющемся положительном опыте использования гидроциклонов для сгущения золовой пульпы. Так, на 4-ом котле Алматинской ТЭЦ-2 в качестве сгустителя золовой пульпы используется стандартный гидроциклон, установленный на всасывающей линии центробежного насоса. Известны и
