Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Актуальность ввода пгу в энергетику региона в условиях его топливно-энергетического баланса 8
1.1. Состояние генерирующих мощностей ТЭС 8
1.2. Структура генерирующих мощностей 14
1.3. Определение потенциальной возможности топливно-ресурсной базы региона на примере Сибири 17
1.4. Технологическая готовность ПГУ 28
1.5. Выводы и задачи исследования 39
ГЛАВА 2. Методика исследования 41
2.1. Оценка генерирующих мощностей ПГУ, вводимых в региональную энергетику в условиях топливно-энергетического баланса и системных ограничений 41
2.2. Методические предпосылки комплексного эксергетического анализа... 43
2.3. Сущность подхода к комплексному эксергетическому анализу 46
2.4. Выбор и обоснование критерия технико-экономической эффективности 57
2.5. Определяющие принципы сравниваемых вариантов 64
2.6. Определение составляющих критерия эффективности 67
2.7. Принципы и алгоритмы вычислительного комплекса для проведения расчетов по эксергетическому анализу энергоблоков 72
2.8. Выводы 79
ГЛАВА 3. Эксергетический анализ ПГУ 80
3.1. Технологические профили теплофикационных ПГУ 80
3.2. Анализ показателей эксергетической эффективности ПГУ 84
3.3. Технико-экономическая эффективность ПГУ 86
3.4. Выводы 92
ГЛАВА 4. Анализ развития генерирующих мощностей сфо с приемнением ПГУ 93
4.1. Исходные предпосылки 93
4.2. Ограничения по вводу генерирующих мощностей 100
4.4. Перспективная структура генерации СФО 124
4.4. Оценка себестоимости продукции и устойчивость решений при изменении цен на топливо 128
4.5. Выводы 132
Заключение 134
Литература 136
Приложение 1 (Энергетическая и топливно-ресурсная базы России) 154
- Определение потенциальной возможности топливно-ресурсной базы региона на примере Сибири
- Выбор и обоснование критерия технико-экономической эффективности
- Анализ показателей эксергетической эффективности ПГУ
- Оценка себестоимости продукции и устойчивость решений при изменении цен на топливо
Введение к работе
Актуальность проблемы. Опыт развития мировой энергетики показывает, что повышение тепловой экономичности энергоблоков возможно путем применения парогазовых технологий.
Соединение в одном теплофикационном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет повысить эффективность использования топлива и обеспечить рост КПД при работе ПГУ до 60%, а теплофикационных ПГУ в конденсационном режиме до 45…50%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей.
Парогазовый энергоблок улучшает и экологические характеристики, т.к. снижение удельных выбросов оксидов азота и серы по сравнению с традиционной ТЭС может достигать 50%.
Комплексные исследования ПГУ разных типов были выполнены ВТИ (Ольховский Г.Г., Березинец П.А.), МЭИ (Буров В.Д., Цанев С.В.), СГТУ (Андрющенко А.И., Дубинин А.Б.), кафедрой ТЭС НГТУ, фирмами «Дженерал электрик», «АВВ», «Сименс» и др. Однако, до настоящего времени не была выполнена оценка эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений. Поэтому проведение такой работы актуально. В работе проведена оценка эффективности применения ПГУ (в перспективе на 2030 год) для Сибирского федерального округа.
Целью работы является разработка методических подходов, математической модели и методов для комплексного исследования ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона.
Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:
-
Методика эксергетического анализа ПГУ, с определением их технико-экономической эффективности в региональной энергетике, с учетом системных ограничений и неопределенности исходной информации.
-
Методика оценки эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений.
-
Определение рациональной структуры мощностей региональной энергетики с учетом ввода ПГУ.
Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС, методы эксергетического анализа и оптимизации в условиях неопределённости исходной информации.
Практическая значимость работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по ПГУ ТЭС. Рассчитанные технико-экономические показатели ПГУ ТЭС могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей их использования в условиях топливно-энергетических балансов регионов.
Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «НоТЭП», в научной организации ООО «Институт передовых исследований», в учебном процессе – в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140101 – «Тепловые электрические станции».
Личный вклад автора. Постановка задачи, комплексные исследования, проведение компьютерных экспериментов, анализ результатов и разработка рекомендаций по применению ПГУ ТЭС в условиях топливно-энергетического баланса Сибирского региона выполнены автором.
Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на: 9-й Российско-Корейской международной конференции «KORUS – 2005» (г. Новосибирск, НГТУ); на втором международном форуме стратегических технологий «IFOST – 2007» (Монголия, г. Улан-Батор), на третьем международном форуме стратегических технологий «IFOST – 2008» (г. Новосибирск, НГТУ); Всероссийских научных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации.» НТИ-2004, НТИ-2005, НТИ-2006 (г. Новосибирск); пятой Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006 г.); в рамках научных сессий НГТУ и расширенного семинара кафедры ТЭС НГТУ.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 11 печатных работ, из них: 2 статьи в журналах, входящих в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 2 – в сборниках научных трудов, 7 – в сборниках трудов конференций.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 153 страницах, содержит 77 рисунков, 19 таблиц.
Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергетических системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические модели и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.
Определение потенциальной возможности топливно-ресурсной базы региона на примере Сибири
Основным топливом для ТЭС России является природный газ, доля которого в топливном балансе РАО «ЕЭС России» в целом превышает 70%. В европейской части России доля газовых ТЭС в структуре генерации электроэнергии ТЭС превышает 80%.
Потенциальные запасы газа в России составляют около 230 трлн. м [133]. Разведанные запасы - 47 трлн. м3 [133]. Объем добычи газа в России в 2004 году составил 633 млрд. м , в том числе «Газпромом» 545 млрд. м («86 % от общей добычи). В планах ОАО «Газпром» - увеличение уровня добычи газа к 2010 г. до 550...560 млрд. м3, в 2020 г. до 580...590 млрд. м3, а к 2030 г. до 610.. .630 млрд. м . При этом доля экспортируемого газа составляет «40 % .
Требуемые объемы газа для России уже в 2020 году должны составить «700 млрд. м [89, 133]. При этом в [133] прогнозируется спад добычи газа на уже освоенных месторождениях.
Таким образом, при сопоставимом с ОАО «Газпром» увеличении темпов добычи газа другими кампаниями, в России в 2030 году будет добываться на уровне 695...720 млрд. м газа [118], из которого на внутренние нужды останется (при сохранении доли экспорта) «430 млрд. м3, что приблизительно в 1,6 меньше требуемого на уровень 2020 года. Аналогичные прогнозы приведены в [51], где утверждается, что спрос на российский газ, с учетом прогнозов экспорта в Китай и США («80 млрд. м ), роста поставок в Европу (на 3,5% в год) и нынешних темпов увеличения внутреннего потребления (2,6% в год), превысит 1 трлн. м3. Объем дефицита оценивается в более, чем 300 млрд. м , даже с учетом поставок газа в Россию около 100 млрд. м3 по импортным каналам из стран Средне-Азиатского региона (САР), что приблизительно в 1,7 раза больше уровня 2005 года.
В целом поставки Российского газа на внутренний рынок составляют «370 млрд. м (с учетом импорта «430 млрд. м ) в год из них 52 млрд. м используются на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) для получения каучука, полимеров, синтетических жидких ТОП-ЛИВ, сжиженных углеводородных газов и т.п. (с учетом строительства «73 млрд. м3). Наиболее крупными потребителями природного газа в России (рис. 1.12) являются электроэнергетика (170 млрд. м3 в год, или 39% внутрироссийского потребления), а также население и ЖКХ: 135 млрд. м, или 31%; в том числе коммунально-бытовой сектор 13% (включая бытовое потребление на уровне 5 млрд. м3, и котельно-печное хозяйство 18%).
В этих условиях делать ставку на газ при развитии электроэнергетики Сибири не представляется возможным. Его потенциал вряд ли существенно превысит фактический объем поставок на нужды энергетики.
В настоящий момент доля газа в энергобалансе СФО составляет «6%, рис. 1.10 Суммарное потребление топлива, оцененное по выработке электро 24 энергии и теплоты на электростанциях СФО (по данным РАО ЕЭС) с учетом структуры генерирующих мощностей (рис. 1.6, 1.7) и удельных расходов топлива (табл. 1.4) составляет около 52 млн. т.у.т, что согласуется с данными [111]. В том числе на выработку теплоты - «14,9 млн. т.у.т; на выработку электроэнергии от ТЭЦ - «23,6 млн. т.у.т; на выработку электроэнергии от КЭС -«13,5 млн. т.у.т. Таким образом доля газа в топливном балансе СФО составля-ет «2,9 млн. т.у.т, что приблизительно соответствует «5,5 млрд. м . В условиях удвоения выработки электроэнергии в 2030 году и при сохранении доли газа в топливном балансе СФО, его количество не превысит 10... 11 млрд. м («5 ГВт установленной мощности), что для вновь вводимых мощностей соответствует 2,5 ГВт.
Вместе с тем в условиях технического перевооружения всей электроэнергетики России существует возможность высвобождения газа за счет перехода на новые технологии топливоиспользования, что (наряду с так называемым, безлимитным газом) сохраняет неопределенность в его постановках.
Мазут в перспективе может использоваться лишь в качестве растопочного и резервного топлива. Его доля в топливном балансе не превышает 2% и будет неизбежно снижаться. Тем более, в условиях развития мазутозамещаю-щих технологий, основанных на использовании угля (плазменный розжиг, ультратонкий помол пыли, искусственные композиты на основе углей).
Таким образом, потенциал (экономически целесообразный) СФО по первичным ресурсам оценивается на уровне 280...285 ГВт установленной мощности. Распределение по видам ресурсов показано на рис. 1.13. В задаче развития энергетики России до 2030 года обозначено удвоение выработки электроэнергии. Для СФО (в первом приближении) это означает выход на выработку «372 млрд. кВт-ч в год, что приблизительно эквивалентно 75 ГВт установленной мощности. Гидропотенциал не может быть использован в полном объеме» во первых - в связи с тем, что доля ГЭС в СФО составляет «50% (рис. П. 1.2). Это обстоятельство снижает надежность энергообеспечения и управляемость энергосистемой в целом, которая жестко привязана к климатическим и погодным явлениям и процессам. Рациональная доля ГЭС в структуре генерирующих мощностей оценивается на уровне 30%. Во-вторых - дешевизна электроэнергии на ГЭС связана с тем, что последние не занимаются обслуживанием водохранилищ. В условиях передачи водохранилищ на баланс ГЭС себестоимость электроэнергии станет сопоставимой с другими видами генерации. Кроме того исполь зование гидроресурсов требует больших капиталовложений и сроков окупаемости и представляется перспективным только в части мини- и микро-ГЭС (0,1...5 МВт), потенциал которых может быть использован не в полном объеме. Доля его обусловлена проживанием незначительной части населения в удаленных районах, но вблизи рек на уровне 0,15 ГВт установленной мощности (около 500 станций, например, - наплавных, мощностью до 300 кВт), рис Л. 14.
Выбор и обоснование критерия технико-экономической эффективности
Развитие ТЭС идет по пути применения новых энерготехнологий: котельных (с циркулирующим кипящим слоем, с кольцевыми топками), парогазовых (с газотурбинными надстройками, бинарных, с низконапорными парогенераторами), станционных (с турбинными экономайзерами, с газификацией угля), комбинированного теплоснабжения (с тепловыми насосами, с внутри-квартальными ГТУ, ДВС и котельными установками) и др.
ТЭС с такими энерготехнологиями характеризуются высокой сложностью тепловых схем, многообразием физико-технических процессов в элементах, большим количеством расходно-термодинамических, технико-экономических и конструктивно-компоновочных параметров, а также отсутствием большого опыта разработки и проектирования новых энерготехнологий. Поэтому основной путь исследования ТЭС с новыми энерготехнологиями — проведение комплексного эксергетического анализа.
Цель комплексного эксергетического анализа — получение «разреза», «рентгеновского снимка» функционирующего энергоблока с точки зрения анализа происходящих в нем эксергетических превращений. Полученная при этом информация о распределении эксергетических потерь, значениях эксергетических КПД агрегатов, отдельных процессов и энергоблока в целом, эксергетических характеристиках взаимосвязи между агрегатами, взаимодействии с окружающей средой, энергосистемой, системой теплоснабжения, влиянии рас-ходно-термодинамических и режимных параметров эксергетические КПД, на определяющие показатели и технико-экономический критерий эффективности может служить основой для разработки технических условий для проектирования и создания энергоблоков, их техперевооружения, для организации и управления эксплуатацией энергоблока, определения путей экономии топлива, работ по усовершенствованию процессов и технологий, сопоставления энергоблоков с различными новыми технологиями.
В этой связи главной задачей разработанного эксергетического подхода является формирование и обоснование представительного состава эксергети-ческих показателей и технико-экономического критерия эффективности и их оценка при наивыгоднейшем сочетании термодинамических, расходных, конструктивных, компоновочных параметров и вида технологической схемы и выполнения всех внешних и внутренних ограничений на сооружение и функционирование [128]. При этом под внутренними понимаются ограничения внутрициклового и конструкивно-компоновочного характера, а под внешними - ограничения по связям с ЕЭС России (включая режимные особенности функционирования), ТЭК, экологической и социальной инфраструктур [128].
Энергоблоки ТЭС — это сложные, технические системы, обладающие большим количеством взаимосвязей как внутри системы, так и с внешними по отношению к ней объектами. Следствием этих взаимосвязей является значительное количество факторов, влияющих на работоспособность системы. Определение наивыгоднейшего состава такой технической системы требует обоснования технико-экономического критерия эффективности как с точки зрения выполнения условий сопоставимости сравниваемых вариантов, так и с точки зрения определения законов распределения и доверительных интервалов влияющих факторов при неопределенности исходной информации.
Энергоблоки могут вырабатывать и отпускать потребителям два и более видов энергопродуктов (электрическую и тепловую энергию, синтетический жидкие и газообразные топлива, полукокс и некоторые др.) [20, 104, 128, 161]. Эти обстоятельства наряду с чисто экономическими проблемами, обостряют актуальность решения задачи об оценке как энергетической, так и эксергети-ческой эффективности энергоблоков. Непременным условием сопоставления вариантов является их приведение к одинаковому энергетическому эффекту. Это требование означает необходимость выравнивания вариантов по полезному отпуску в общем случае электроэнергии, теплоэксергии и химической эксергии. Одним из условий приведения сравниваемых вариантов к равному энергетическому эффекту является обеспечение и неизменность заданной надежности энергоснабжения. Постоянство этого показателя должно выдерживаться за счет изменения мощности аварийного и ремонтного резервов и величины выработки энергии на резервных энергоблоках в системе. Выработка энергии резервными установками определяется конфигурацией графика нагрузки, коэффициентом готовности энергоблока к несению нагрузки, режимными особенностями его использования. Сопоставление вариантов, отличающихся разным количеством вредных выбросов, т.е. различной степенью загрязнения окружающей среды, должно осуществляться с учетом необходимых расходов на обеспечение предельно допустимых выбросов (ПДВ) вредных веществ (определяемых как разность между предельно допустимой концентрацией вредного вещества по санитарным нормам ПДК и фоновой концентрацией этого вещества, создаваемой проминфраструктурой в регионе). В случае если энергоблок не может быть вписан в данный ареал при установленном ПДВ по экологическим соображениям, приведение вариантов к одинаковым предельно допустимым выбросам достигается выносом энергоблока из данного ареала. В сравниваемых вариантах энергоблока должно учитываться также создание резервов производственных мощностей в смежных отраслях промышленности, что существенно повышает гибкость системы. Используя такие резервы, система имеет возможность адаптировать свою структуру к изменяющимся внешним условиям.
Анализ показателей эксергетической эффективности ПГУ
Для проведения эксергетического и технико-экономического анализа энергоблоков с традиционными и новыми технологиями разработан и эксплуатируется в течение ряда лет вычислительный комплекс ОРТЭС (организация расчетов ТЭС). Принципиальная структурная схема ОРТЭС показана на рис. 2.6. Функциональной частью вычислительного комплекса является программа TEPLOT.
В этой программе для рассматриваемого типа энергоблока (или эквивалентного энергоблока - для ТЭС с поперечными связями) при номинальных электрической и тепловой мощности задаются: электрическая мощность Nr на r-ом режиме работы в соответствии с электрическим графиком нагрузки (среднезимним, среднелетним, минимальным, максимальным, за отопительный период, среднегодовым и т.п.); температура окружающего воздуха (текущая, средняя за отопительный период, среднегодовая, самого холодного месяца для данного ареала функционирования и т.п.), для которой (при качественном регулировании отпуска тепла) рассчитывается температурный и тепловой графики нагрузки при заданном коэффициенте теплофикации и определяется отпуск теплоты QTr, температуры прямой и обратной сетевой воды, давление пара в Т-отборе на r-ом режиме. Эти операторы составляют первый блок TEPLOT.
Во втором блоке для известных (на данном шаге расчета) начальных и конечных параметров пара, параметров промперегрева, питательной воды, П и Т-отборов формируется (с помощью управляющих и схемных параметров, характеризующих профили энергоблока с t-ой энерготехнологией) алгоритм и рассчитывается тепловая схема энергоблока с исследуемой энерготехнологией (традиционной, с кольцевой топкой, с предварительной термоподготовкой топлива, парогазовой, с газотурбинной надстройкой, с комбинированной системой теплоснабжения, с блоком повышенной эффективности, с плазменным розжигом и др., на угле или на газе). В этих операторах в качестве независимых параметров XJGX (І характеризует принадлежность параметра к какой-либо функциональной части энергоблока) рассматриваются начальные и конечные параметры пара, параметры промперегрева, питательной воды; коэф-фициент теплофикации, степень повышения давления и начальная температура газов ГТУ, параметры газификации и термической подготовки топлива и другие аналогичные в зависимости от t-ой энерготехнологии. Функционально зависимые параметры —у(еУ. К этим параметрам в частности относятся расходы рабочих сред, температурные напоры, передаваемые тепловые потоки, концентрации загрязняющих веществ, конструктивно-компоновочные параметры элементов оборудования, массо-стоимостные характеристики, всевозможные коэффициенты и т.д. Многомерное вещественное пространство R" включает множество независимых X и зависимых 7 параметров.
Размерность пространства п обусловлена количеством оптимизируемых переменных, которые могут меняться в зависимости от энерготехгологии. Условия протекания процессов в исследуемой технологии, системные и физико-технические ограничения представлены в виде равенств и неравенств ограничений в форме равенств (уравнения энергетического и расходного балансов, теплопередачи и др.) и в форме неравенств; X , J — векторы наименьших и наибольших значений. Таким образом
Зависимости между параметрами описаны уравнениями энергетического, расходного и гидравлического балансов. Система уравнений балансов в элементах оборудования устанавливает такое соотношение между термодинамическими и расходными параметрами, которое обеспечивает получение заданной стационарной нагрузки энергоблока с определенными конструктивными параметрами элементов и параметрами вида технологической (в том числе и тепловой) схемы энергоблока.
Для каждого расчетного варианта тепловой схемы энергоблока и в зависимости от исследуемой технологии выполняются с совместной увязкой: тепловые и балансовые расчеты котла, турбины, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсатора, газовой турбины, компрессора, основных трубопроводов, технических систем (топливоподачи, пылеприготовления, тягодуть-евой, отпуска теплоты, водоснабжения, золошлакоудаления, очистки и эвакуации дымовых газов); расчет мощности собственных нужд; определение расходов топлива на котел, камеры сгорания, газификатор.
В соответствии с содержанием расчетов полная система операторов, кроме вышеперечисленных, включает процедуры: определения термодинамических параметры воды и водяного пара, перебора вариантов параметров, изменение типа и схемы энергоблока, режимных и экологических условий. В разработанном алгоритме используется максимально сложный исходный профиль энергоблока, а промежуточные варианты образуются как его части при использовании дискретных параметров (1 v 0) структурной схемы, которые исключают или включают оборудование (или группу оборудования) в схему. Кроме того изменения некоторых параметров однозначно связано с видом (профилем, структурной схемой) энергоблока. Расчет тепловой схемы производится итерационно по отношению к расходу топлива на энергоблок.
В целом разработанная расчетная схема представляет собой совокупность математических моделей элементов (групп элементов) реально функционирующего энергоблока со связями. Каждой технологической связи между элементами (группами элементов) энергоблока соответствует информационная связь между моделями. Расчетная схема энергоблока построена с учетом её агрегирования и с использованием метода декомпозиции (уменьшения размерности схемы). При этом группы одинаковых, параллельно работающих и равномерно загруженных элементов технологической схемы энергоблока (параллельно работающие ГТУ, газификаторы, тягодутьевые установки, установки комбинированной системы теплофикации и др.) заменены на один элемент в расчетной схеме. В соответствии с методом декомпозиции, в технологической схеме энергоблока выделено несколько функционирующих частей, связи между которыми немногочисленны.
Оценка себестоимости продукции и устойчивость решений при изменении цен на топливо
Неотъемлемой частью решения задачи увеличения выработки электроэнергии (следовательно, - увеличения установленной мощности оборудования) является оценка возможностей представленных вариантов в условиях различных ограничений. В рамках ограничений рассматриваются следующие:
Экологические - выбросы золы, оксидов серы и оксидов азота. Именно эти виды загрязнений определяют уровень загрязнения атмосферы и ареал функционирования ТЭС. Данный вид ограничений учитывается соответствующим увеличением капиталовложений в природоохранные мероприятия (технологии) в условиях обеспечения заданной чистоты ат-мочсферного воздуха в ареале функционирования ТЭС. Критерием оценки является показатель ИЗА (индекс загазованности атмосферы) Выбросы, связанные со сточными водами, в современных нормах проектирования ТЭС - отсутствуют.
Выбросы парниковых газов - СОг. Данный вид загрязнения требует по меньшей мере учета, ввиду ратификации Россией «Киотского протокола» в 2005 году и принятии обязательств о не превышении в 2012 году уровня выбросов 1990 года [37]. Критерием оценки является валовый выброс СОг Ограничения по надежности энергообеспечения потребителей продукции. Данный вид ограничений учитывается соответствующим увеличением капиталовложений в резервные установки в условиях обеспечения заданной надежности электро- и теплоснабжения. Кртерием оценки является коэффициент готовности оборудования к несению нагрузки.
Транспортные ограничения по снабжению вновь вводимых ТЭС первичными энергоресурсами, связанные в первую очередь с доставкой угля и газа. Данные ограничения (с учетом перспективы развития Российских железных дорог, и магистральных трубопроводных систем) могут быть выражены через стоимость т.у.т первичного энергоресурса франко-бункер энергоблока в среднем по СФО. Инфраструктурные. Учитывают необходимое развитие смежной производственной инфраструктуры, и развитие социальной инфраструктуры при увеличении ареалов функционирования. Могут быть выражены в рублевом эквиваленте.
В качестве критерия по экологическим ограничениям для вновь вводимых мощностей ТЭС принят показатель ИЗА (индекс загрязнения атмосферы). При этом учитывается ряд особенностей: 1. Оценка показателя ИЗА ведется только по «вкладу» вновь вводимых генерирующих мощностей ТЭС без учета действия других источников загрязнений. 2. В качестве «нормы» по вкладу в загрязнение атмосферы в приземном слое для ТЭЦ принят показатель ИЗА=1, что соответствует общему умеренному уровню загрязнений в городах на уровне ИЗА=4 (с учетом других источников выбросов и при доле ТЭЦ — 25% [51]). 3. В качестве «нормы» по вкладу в загрязнение атмосферы в приземном слое для КЭС принят показатель ИЗА=0,3, что соответствует фактическому воздействию КЭС. При этом выдерживается принцип - вновь вводимые генерирующие мощности не должны внести экологического ухудшения по отношению к фактическому состоянию атмосферы. 4. Все расчеты и прогнозные оценки ведутся по укрупненным показателям в среднем для всех ТЭС СФО (как действующих, так и вновь вводимых) с разделением на ТЭЦ и КЭС (ГРЭС). Экологическое воздействие ТЭЦ на приземной слой атмосферы при условии вновь вводимых мощностей в тот же ареал функционирования по показателю ИЗА представлено на рис. 4.5. При этом использование газа (как наиболее чистого в экологическом плане топлива) для всех рассмотренных вариантов ориентировано в первую очередь для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты на ТЭЦ, и в последнюю очередь - на КЭС, табл. 4.1. Можно видеть, что фактические (от действующих в настоящее время станций) выбросы обеспечивают ИЗА на уровне 1,17, что несколько превышает принятый в качестве «нормы» уровень загрязнений. Вместе с тем, принятые к рассмотрению варианты развития генерирующих мощностей СФО обеспечивают неравнозначный вклад в загрязнение приземного слоя атмосферы. Варианты, ориентированные на уголь (вариант 1 и 2, доля газа - «10%) имеют наибольший вклад по показателю ИЗА («1,4). Это очевидно в связи с наличием у этих вариантов всей гаммы выбросов (зола, оксиды серы, оксиды азота). Варианты 3 и 4 с наибольшей долей газа в топливном балансе (до 45%) обеспечивают уровень загрязнений приземного слоя атмосферы ниже фактического и не выше «нормы», рис. 4.5, в связи с отсутствием в выбросах для газа золы и оксидов серы. Аналогичный показатель имеет вариант 5, несмотря на относительно невысокую долю газа в балансе («28%), что связано с применением в данном варианте схем ПГУ на угле с внутрицик-ловой газификацией. Такая схема обеспечивает высокие экологические характеристики за счет отсутствия в выбросах золы и оксидов серы. Вариант 6 также характеризуется относительно невысокой долей газа («29%), но по сравнению с вариантом 5, имеет худший показатель ИЗА и сопоставимый с фактическим воздействием ТЭЦ («1,18). Это связано с тем, что для варианта 6 использованы технологии двухтопливных ПГУ с низконапорными парогененратора-ми.
Важно отметить, что для всех вариантов использованы традиционные системы подавления выбросов и не учитываются возможности современных природоохранных технологий. В частности, для всех вариантов КПД золоочи-стки принято на уровне «0,97 (что характерно для отечественных ТЭС на угле), КПД сероочистки — «0,3 (что соответствует распространенному в России аддитивному методу сероочистки), КПД азотоочистки - «0,4 (что соответствует широко внедренному методу ступенчатого сжигания).
Таким образом, можно говорить о том, что без специальных природоохранных мероприятий удовлетворяют критерию по экологическим ограничениям варианты 3, 4 и 5. Варианты 1, 2 и 6 требуют применения дополнительных природоохранных мер, для того чтобы обеспечить воздействие не выше «нормы». Такие меры связаны со снижением эмиссии золы, оксидов серы и оксидов азота, рис.4.5.
