Объединенных



страница7/14
Дата17.10.2016
Размер1,43 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   14

5. Определение характеристик отдельных секторов


82. Цель этой главы заключается в том, чтобы представить краткое техническое описание и информацию о выбросах ртути в атмосферу с акцентом на возможные варианты контроля за выбросами ртути в рассматриваемых секторах и связанные с ними расходы. Также представлены примерные сметы расходов на отдельные объекты.

Более подробная информация об угольных электростанциях содержится в документе ЮНЕП Проект руководства по оптимизации процессов (UNEP 2010 в процессе подготовки).


5.1. Сжигание угля на электростанциях и в промышленных котлоагрегатах


83. Целью сжигания угля является обеспечение отопления и электроэнергии для промышленности и общества в целом. Сжигание угля может проводиться с использованием различных технологий.

5.1.1. Происхождение ртути и ее выбросы в процессе сжигания угля


84. Ртуть, естественно присутствующая в угле в качестве следового остатка, при сгорании выделяется в атмосферу через дымовые газы. Концентрация ртути в угле варьируется между в зависимости от географического региона и, как правило, находится в диапазоне от 0,1 до 0,3 ч/млн, однако можно обнаружить и уровни, выходящие за пределы этого диапазона; так в аккредитованных лабораториях был зафиксирован уровень 1 ч/млн в буром угле. Недавно Геологическая служба США опубликовала Всемирный кадастр качества угля, в котором перечислены более 1500 образцов имеющегося в мире, причем одним из параметров является содержание ртути (опубликован по адресу http://pubs.usgs.gov/of/2010/1196).

5.1.2. Технологии сжигания угля


85. Сжигание пылевидного угля (СПУ) является ведущей технологией сжигания угля во всем мире, которая, как правило, применяется в крупных установках. Это может быть традиционная паровая технология 1-го поколения с КПД до 40 процентов, рассчитанным на основе низшей теплотворной способности (НТС) или паровая технология 2-го поколения со сверхкритическими параметрами, КПД которой доходит до 47 процентов (НТС). Аналогичные показатели эффективности могут быть достигнуты за счет технологии комбинированного цикла комплексной газификации (КЦКГ), хотя она только начинает применяться в области сжигания угля, где обеспечивает особые выгоды для улавливания и хранения углерода (УХУ). Технология сжигания в кипящем слое (СКС) используется в меньшей степени, хотя в настоящее время она применяется в крупных установках с КПД примерно до 44 процентов (НТС). И СПУ, и СКС требуют предварительной обработки угля (размалывания и т.д.) для получения частиц угля подходящего размера. Системы контроля за выбросами на таких, как правило, крупных установках широко распространены и экономически осуществимы. Механические топки применяются в небольших котлоагрегатах уже более века, причем в них подается и сжигается крупнокусковой уголь. Эти системы относительно неэффективны и неустойчивы ввиду ограниченности доступа кислорода к горючему материалу. Технология КЦКГ позволяет преобразовать уголь в газ до сжигания, что обеспечивает низкий уровень выбросов без необходимости внедрения дорогостоящих вторичных систем очистки.

86. Технология СПУ широко распространена; по всему миру существуют тысячи установок (Центр чистого угля МЭА). СПУ может использоваться для сжигания различных видов угля, хотя этот способ не всегда подходит для угля с высоким содержанием золы.

87. СКС предполагает наличие слоя инертного материала, который перемешивается "вскипает" под воздействием предварительно нагретого воздуха, подаваемого снизу через пористую пластину или решетку. В результате происходит турбулентное перемешивание газов и твердых частиц. Такое перемешивание, схожее с кипением жидкости, обеспечивает эффективные химические реакции и передачу тепла. Типичный, относительно низкий уровень выбросов загрязняющих веществ, достигается в рамках СКС за счет подготовки воздуха, добавления известняка и низких температур сжигания (около 750 - 950°C). Технология СКС особенно хорошо приспособлена для сжигания угля, содержащего большое количество золы, и топлива различного качества (EMEP/EEA, 2009, EC 2006). Недостатком этого метода является большое количество отходов ввиду невозможности использовать продукты процесса десульфуризации, как это делается с гипсом после ДДГ в рамках технологии СПУ.

88. Сжигание на электростанциях позволяет преобразовать химическую энергию, сохраняемую в топливе, в электроэнергию, в тепло, либо и в то, и в другое. Теплоэлектроцентрали обеспечивают более эффективное использование выделяющейся энергии, в то время как на старых станциях с топками механического типа общие потери энергии в окружающую среду могут доходить до 70 процентов химической энергии топлива в зависимости от вида топлива и конкретной технологии. На современных высокопроизводительных электростанциях потери сокращены примерно до половины объема химической энергии, содержащейся в топливе. При комбинированной выработке тепла и электричества большая часть энергии топлива поставляется конечным потребителям, либо виде электричества, либо в виде тепла (для промышленных процессов, бытового отопления или аналогичных целей). В справочном документе ЕС о НИМ для крупных угольных электростанций установлены новые стандарты сжигания угля, предусматривающие КПД 70-90 процентов (НТС) при комбинированном производстве тепла и электроэнергии.


5.1.3. Меры контроля при сжигании угля


89. Первичная мера контроля заключается в сокращении количества ртути в топливе, например, путем выбора угля с низким естественным содержанием ртути, предварительной обработки угля или путем применения схем замены топлива (например, замены угля природным газом или возобновляемыми источниками энергии). Другой общий подход к сокращению выбросов предусматривает повышение эксплуатационной эффективности и соответствующее сокращение необходимого объема топлива и, следовательно, сокращение выбросов ртути и других загрязняющих веществ. Для контроля за выбросами ртути после этапа сжигания возможно применение различных технических мер контроля за загрязнением воздуха и специальных мер контроля за ртутью. Краткое резюме этих вариантов приводится ниже.

Предварительная обработка угля

90. Еще одним фактором, помимо качества угля и содержания в нем ртути, который влияет на выбросы ртути от сжигания угля, является химический состав ртути, содержащейся в угле. Уголь из различных географических регионов может иметь различные характеристики. Основные классы угля включат: антрацит, битуминозный уголь, полубитуминозный уголь и лигнит; антрацит имеет наибольшие, а лигнит – наименьшие содержание углерода и энергетическую ценность. В альтернативной номенклатуре уголь с наивысшим содержанием углерода иногда называется "твердым углем", а с наименьшим – "бурым углем"6.

91. Сокращение выбросов ртути на электростанциях может быть реализовано путем внедрения технологий обработки угля до сжигания. Технологии обработки угля, рассматриваемые в контексте эффективности станции и удаления ртути, включают обычную промывку угля, обогащение угля по содержанию ртути, приготовление угольной смеси и внесение добавок.

92. Промывка/обработка угля может обеспечить относительно высокие показатели сокращения выбросов ртути для некоторых видов угля, однако эти способы не подходят для использования в качестве надежного метода сокращения выбросов ртути для всех видов угля. Промывка, основной целью которой является сокращение содержания серы в битуминозном угле, также способствует снижению концентрации ртути по сравнению с исходными величинами. Эффективность удаления варьируется в зависимости от доли ртути в сульфидах угля и эффективности удаления сульфидов (Kolker et al, 2006, in Sloss, 2008). Другие процессы очистки угля, такие как пенная флотация, селективное спекание, циклонная сепарация и химическое разделение, также предназначены для удаления серы, поэтому любое сокращение содержания ртути является лишь побочным эффектом. Величина сокращения ртути при применении этих процессов составляет от 10 до 70 процентов, а среднее сокращение составляет 30 процентов энергетического эквивалента (Sloss, 2008).



Совершенствование технологического процесса

93. Повышение эффективности станции (например, направленные на снижение себестоимости производства) может включать ряд мер, направленных на экономию топлива (угля) и, как следствие, уменьшение выбросов ртути. Некоторые наиболее часто применяемые на угольных станциях меры включают: установку новых горелок, совершенствование подогревателя воздуха, совершенствование экономайзера, совершенствование мер сгорания, минимизацию короткого цикла, минимизацию поверхностей теплообмена со стороны прохода газа, минимизацию инфильтрации воздуха и модернизацию турбин. Кроме того, методы эксплуатации и технического обслуживания (ЭиТО) оказывают значительное воздействие на производительность станции, в том числе ее эффективность, надежность и эксплуатационные расходы. При условии надлежащей эксплуатации и технического обслуживания будет меньше снижаться тепловая мощность станции; таким образом, одни лишь методы ЭиТО уже влияют на объем применения угля и выбросов ртути. Надлежащие методы ЭиТО должны быть внедрены в повседневную работу станции. Однако, существующие станции на основе СПУ имеют верхний предел эффективности около 40 процентов, а дальнейшее совершенствование возможно только за счет перехода на новые котлы сверхкритического давления.



Одновременный контроль за ртутью на установках по сжиганию угля

94. Технологии контроля за несколькими загрязнителями, описанные в главе 3, широко применяются на тех объектах, где используется сжигание угля. Сообщения об эффективности существующих технологий контроля и сопутствующей выгоде от улавливания ртути на таких станциях обобщены в исследовании Sloss (2008) и приведены в таблице 7. Из таблицы видно, что диапазоны улавливания ртути при определенной комбинации мер контроля могут быть достаточно большими, и что уровень улавливания зависит также от качества угля (битуминозный уголь, полубитуминозный уголь или лигнит). Таким образом, оценка сопутствующей выгоды от захвата ртути применительно к очистному оборудованию должно производиться для каждого конкретного завода с учетом данных о качестве топлива, составе дымового газа и конкретных подробностей, касающихся установленного оборудования для предотвращения загрязнения воздуха.



Таблица 7. Пример мер контроля за загрязнением воздуха и их эффективности (%) в улавливании ртути на угольных электростанциях, адаптированные данные исследования Sloss (2008). ТЧ=твердые частицы, SO2= диоксид серы, NOx= оксиды азота

Меры контроля за ТЧ

Битуминозный уголь*

Полу-битуминозный уголь*

Лигнит*

ХС-ЭСП

0-63

0-18

0-2

ГС-ЭСП

0-48

0-27

-¤

ТФ

84-93

53-67

-













Меры контроля за ТЧ и SO2










ХС-ЭСП + мокрая ДДГ

64-74

0-58

21-56

ГС-ЭСП + мокрая ДДГ

6-54

0-42

-

ТФ + сухой скруббер

Очень высокая




Ниже

ТФ + мокрый скруббер

62-89



















Контроль за NOx, ТЧ и SO2










СКВ + расп. сушка + ТФ

94-99

0-47

0-96

ХС – холодная сторона; ГС – горячая сторона; ЭСП – электростатический пылеуловитель, ТФ – тканевый фильтр, ДДГ – десульфуризация дымового газа, СКВ – селективное каталитическое восстановление.

*Диапазоны рассчитаны на основе ограниченной серии испытаний, проведенных на объектах в США.



¤ - нет данных

95. В США была проведена серьезная деятельность по разработке технологий для контроля за выбросами ртути при сжигании угля, включая обширные полномасштабные испытания эффективности устройств контроля в области улавливания ртути с учетом типа угля, типа сорбента и дополнительных добавок, температуры и условий эксплуатации. Результаты этих испытаний обобщены в UNEP 2010 (в процессе подготовки) и Sloss (2008) (в процессе подготовки.). Обратим внимание на то, что меры контроля за ртутью уже используется на десятках объектов (см. раздел 4.3).

96. Некоторые недавние примеры исследований на предмет удаления ртути устройствами для предотвращения загрязнения воздуха показывают эффективность в диапазоне от 68 до 91 процента на тепловых электростанциях в Корее, имеющих максимальную эффективность задержания ртути, совпадающую с эффективным контролем за загрязнением воздуха (в основном, СКВ, ХС-ЭСП и мокрая ДДГ) (Kim et al 2010; Pudasainee, 2009).

Специальные методы контроля за ртутью на установках по сжиганию угля

97. Наряду с сопутствующими выгодами от применения других технологий борьбы с загрязнением воздуха в США в промышленном масштабе широко используются специальные меры контроля за ртутью.

98. При проектировании специальных технологий контроля за ртутью за основу часто берут процесс адсорбции ртути в добавленном сорбенте, например, в активированном угле, который имеет повышенную адсорбционную способность. Исходные необработанные сорбенты не оказывали существенного воздействия на процесс при использовании низкосортного угля ввиду высокого содержания элементарной ртути в дымовых газах, которую было трудно уловить. Однако в настоящее время имеются сорбенты, прошедшие химическую обработку, например, с использованием галогенов, таких как бром и хлор. Они позволяют преобразовать труднозахватываемую элементарную ртуть в ее двухвалентную (окисленную) форму, которая легче поддается улавливанию, что обеспечивает значительное сокращение выбросов ртути при использовании любых типов угля.

99. Впрыск сорбентов в дымовые газы угольных котлоагрегатов для контроля за ртутью применяется на котлоагрегатах в Германии с 1990-х годов (Wirling, 2000), а в Соединенных Штатах эта технология была продемонстрирована на нескольких полномасштабных коммерческих системах (GAO, 2009, NESCAUM 2010). Сорбенты могут быть добавляться перед уже имеющимся устройством для улавливания твердых частиц (ТЧ), при этом в форме зольной пыли. Существуют альтернативные технологии, предусматривающие впрыск сорбента после существующих устройств контроля за ТЧ; в этом случае необходим дополнительный блок контроля за частицами для захвата сорбента, содержащего ртуть (например, процесс контроля за токсичными выбросами [TOXECONTM]). Третья продемонстрированная конфигурации впрыска сорбента называется TOXECON IITM; в такой конфигурации сорбент вводится в средние поля существующих ЭСП. Метод TOXECONTM, разработанный и запатентованный НИИЭ (Научно-исследовательским институтом электроэнергетики) предусматривает наличие вторичного блока контроля за частицами (тканевый фильтр); было доказано, что эта технология позволяет сократить выбросы ртути более чем на 90 процентов. Таки образом, большая часть летучей золы собирается до этапа контроля за ртутью, а значит обладает более широким потенциалом применения и ликвидности. Значительно меньшая часть золы, содержащая активированный уголь и ртуть, собирается на втором этапе.

100. Ниже перечислены некоторые факторы, влияющие на эффективность улавливания ртути любым конкретным сорбентом (Pavlish et al., 2003 и Srivastava et al., 2006, NESCAUM 2010):

- физические и химические свойства сорбента;

- скорость впрыска и распределения сорбента;

- параметры дымовых газов, такие как температура, концентрация видов галогена (например, HCl, HBr), и концентрация триоксида серы (SO3)

- существующие конфигурации контроля за загрязнением воздуха.

101. Большая часть испытаний, кратко описанных Руководящем документе по оптимизации процессов (РДОП) ЮНЕП (в процессе подготовки) и Sloss (2008), проводились с впрыскиванием сорбента до места подключения существующих устройств контроля за ТЧ. Некоторые основные выводы:

- улавливание ртути увеличивается с увеличением количества добавленного сорбента, хотя в некоторых случаях было обнаружено оптимальное количество, после которого добавление сорбента не оказывало существенного воздействия;

- более низкие температуры (<150 ° С) на входе ЭСП способствуют более значительному улавливанию ртути;

- эффективный контроль с использованием необработанного активированного угля зависит от образования окисленной ртути в дымовых газах, которому обычно способствует высокая концентрация хлоридов в угле. Большей эффективности можно достичь при применении активированного угля, обработанного галогенами, особенно на тех станциях, где используется низкосортный уголь с малым содержанием хлора.

102. Одним из выявленных негативных аспектов впрыска активированного угля для контроля за ртутью заключается в том, что ртуть (а также добавляемый активированный уголь) в конечном итоге окажется в составе летучей золы, что может уменьшить потенциал безопасной утилизации или использования золы, например, в строительстве и производстве цемента. Чтобы избежать этого, возможно подключение второй установки для удаления частиц и добавление активированного угля добавил после обычного устройства контроля за частицами, например, как в описанной выше технологии TOXECONTM.

103. Были проведены испытания брома, который добавлялся к углю в пропорции 25 ч/млн до сжигания с целью усилить окисление ртути в дымовых газах. На установке мощностью 600 МВт, работающей на полубитуминозном угле и оснащенной СКВ и системой мокрой ДДГ, было отмечено устойчивое сокращение выбросов ртути на 92-97 процентов (Rini and Vosteen, 2009). Аналогичные испытания были проведены на 14 установках, работающих на угле с низким содержанием хлора. В результате произошло более чем 90-процентное окисление ртути в дымовом газе, эквивалентное добавлению в уголь 25-300 ч/млн брома (Chang et al., 2008). Использование галогенов, особенно брома, в качестве присадок до сжигания в определенных ситуациях потенциально может приводить к сокращению выбросов ртути более чем на 80 процентов (UNEP 2010, в процессе подготовки).

5.1.4. Расходы на применение технологий контроля на угольных электростанциях и их эффективность


Предварительная обработка угля

104. Предварительная обработка включает в себя процедуры (например, дробление, сушка и промывка), направленные на повышение производительности и выделения энергии в процессе сжигания или на сокращение выбросов вредных веществ. Для достижения более высокой производительности иногда также добавляют химические реагенты или производят смешивание угля. Промывка угля – это мера, в первую очередь направленная на сокращение содержания золы и серы в угле, однако она также может способствовать сокращению содержания ртути. Поэтому в составе прямых затрат на предварительную обработку угля трудно выделить расходы, относящиеся конкретно к ртути. Расходы на смешивание угля (т.е. его смешивание с другими видами угля или топлива с низким содержанием ртути) зависят от наличия смешиваемого топлива и рыночного спроса на него (EPA, 2005).



Совершенствование технологического процесса

105. Изменения в конструкции эксплуатации станции положительно сказываются и на производительности, и на надежности завода, что может привести к сокращению расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание. Данных приемлемого качества, касающихся этих расходов или их сокращения, найдено не было.



Одновременный контроль за ртутью на установках по сжиганию угля

106. Обширный обзор технологий контроля и связанных с ним расходов был проведен Центром чистого угля МЭА (Sloss, 2008).

107. Одним из важных аспектов при оценке затрат на контроль за выбросами ртути являются существующие условия на конкретной станции. Расходы на удаление ртути будут совершенно различными в случаях, когда электростанции оснащены современным оборудованием для контроля за загрязнением воздуха и когда установлены лишь базовые средства контроля за выбросами. Оптимизация существующих установок контроля за выбросами может потенциально сократить выбросы ртути, однако соответствующих оценок общих расходов не имеется.

108. Агентство по охране окружающей среды США разработало руководство (CUECost – Руководство по экологическим издержкам угольных станций) для оценки расходов на контроль за загрязнением воздуха (в том числе ртутью) на электростанциях. Этот метод может быть использован для оценки расходов на внедрение двенадцати различных технологий для удаления SO2, NOx, CO2 и ртути как по отдельности, так и в рамках комплексной системы контроля за загрязнением воздуха http://www.epa.gov/nrmrl/pubs/600r09131/600r09131.html.

109. На основе оценки контроля расходов, выполненной европейским исследовательским проектом ЭСПРЕМЕ, была разработана база данных расходов на различные варианты контроля и их эффективности. Годовая стоимость выбранных технологий для одновременного сокращения выбросов загрязнителей (по каждому виду деятельности) и показатели эффективности сокращения выбросов ртути в секторе сжигания угля также опубликованы в Pacyna et al. 2010. Ежегодный общий объем расходов7 (т.е. годовые капитальные затраты и расходы на ЭиТО) варьируются в диапазоне от 1,3 долл. США 2008/МВт-ч(э) для установки ЭСП с ожидаемым коэффициентом удаления ртути> 63 процентов до 2,5-5 долл. США 2008/МВт-ч(э) для более развитых систем борьбы с загрязнением воздуха (удаление частиц и серы в скруббере) с оценочной эффективностью удаления ртути> 93 процентов. Эти результаты репрезентативны лишь для европейских условий и не могут применяться к другим регионам.

110. Капитальные затраты на очистное оборудование на уровне наилучших имеющихся методов (НИМ) (удаление частиц + ДДГ) составляют менее 5 процентов от общего объема расходов угольных электростанций (без учета расходов на топливо). Если стоимость угля входит в стоимость станции, то доля таких затрат составляет 3-3,5 процента. Основой для этих оценок стала работа (Rokke, 2006), в которой описывается себестоимость энергии новой угольной станции, составляющая 60 долл. США за МВт-ч, включая стоимость топлива (14,10 долларов США за МВт-ч) вместе с общей стоимостью НИМ (2,28 доллара США за МВтч).



Специальные методы контроля за ртутью на установках по сжиганию угля

111. Сокращение выбросов ртути от сжигания угля является следствием внедрения технологий контроля за обычными загрязнителями воздуха (твердые частицы, SO2 и NOx) и специальных технологий для удаления тяжелых металлов. Примеры электростанций в США, описанные в докладе Главного контрольного управления Соединенных Штатов (GAO)-10-47 (2009) и NESCAUM (2010), показывают, что контроль за ртутью уже налаживается в промышленном масштабе на многих электростанциях при сравнительно низких затратах с использованием впрыска активированного угля, однако в некоторых случаях могут потребоваться и альтернативные меры контроля. Существуют также примеры, когда обычных установок контроля за загрязнением воздуха достаточно для сокращения выбросов ртути более чем на 90 процентов. Некоторые типы котлоагрегатов также могут обеспечить такой уровень удаления ртути без дополнительных мер контроля. Расходы на приобретение и установку системы впрыска активированного угля (и сорбента) и оборудования для мониторинга варьируются от $ 1,2 млн. 6,2 млн. долл. США (в долларах США 2008 года) для одной электростанции, что значительно меньше по сравнению с другими видами контроля за загрязнением воздуха (контроль за твердыми частицами, двуокисью серы или оксидами азота). Для сравнения, средние инвестиционные расходы (на приобретение и установку) мокрого скруббера для контроля за диоксидом серы превышают 86 млн. долл. США (в долларах США 2008 года) на один котлоагрегат. Для электростанций, инвестирующих средства в тканевые фильтры в дополнение к системе впрыска сорбента, инвестиционные затраты составили от $ 12,7 до $ 24,5 млн. (в долларах США 2008 года). Фактические количества удаленной ртути в этом исследовании (GAO, 2009) не указаны. Однако доклад NESCAUM (2010) включает данные по эффективности контроля за ртутью на ряде угольных электростанций в США.

112. Согласно данным исследований Национальной лаборатории энергетических технологий (НЛЭТ), проводимых под эгидой Министерства энергетики США (МЭ), наблюдается значительный прогресс в сокращении расходов на впрыск сорбента для удаления ртути, а также потенциал сокращения общих расходов на установку и эксплуатацию. Экономический анализ МЭ, опубликованный в 2007 году, показывает, что стоимость контроля за ртутью можно значительно снизить по сравнению с первоначальными оценками путем уменьшения скорости впрыска сорбента при использовании более эффективной обработки сорбентов, при этом компенсировав даже более высокие затраты на такие сорбенты. Анализ показал, что расходы на сокращение выбросов ртути на 90 процентов с помощью впрыска активированного угля на испытательных площадках МЭ составляет от 30 000 долл. США до менее чем 10 000 долл. США за фунт (эквивалентно 22 000-66 000 долл. США за кг) (Feeley, 2008). На этих испытательных площадках МЭ применялся химически обработанный (бромированный) активированный уголь. Хотя капитальные затраты на систему контроля за ртутью относительно невысоки, основные издержки составляют расходы на сам сорбент. В целом, применение бромированного угля позволяет осуществлять впрыск со значительно более низкой интенсивностью (на основе расчета соотношения между массой сорбента и дымовых газов) чем при использовании необработанного угля с достижением того же уровня удаления ртути. Таким образом, несмотря на то, что химически обработанный уголь является более затратным, чем необработанный активированный уголь, применение химически обработанного угля позволяет существенно снизить расходы на удаление ртути.

113. Зольная пыль, захваченная устройствами для контроля за загрязнением воздуха, имеет потенциал повторного применения для инженерных целей и, следовательно, имеет экономическую ценность. Добавление абсорбентов, таких как активированный уголь, может влиять на качество зольной пыли (и гипса) и препятствовать возможной продаже этого материала. Поэтому расходы на контроль за ртутью также зависят от потенциальной потери дохода электростанциями, которые извлекают прибыль из продажи зольной пыли для повторного использования. В недавнем докладе Ассоциации северо-восточных штатов по координации управления использованием атмосферы (НЕСКАУМ) обобщены результаты испытаний МЭ, которые указывают, что при учете такой потерянной прибыли расходы на удаление ртути могут увеличиться на 170-300 процентов (US DOE, 2006 and NESCAUM, 2010). Однако этот экономический эффект привел к технологическому развитию и созданию сорбентов, безвредных для бетона, которые должны в конечном итоге компенсировать эти расходы.

114. Министерство энергетики США оценило капитальные затраты на впрыск активированного угля на установке по сжиганию угля (с низким содержанием серы, хлора и сильным щелочными свойствами) мощностью 360 МВт, оснащенной абсорбционной распылительной сушилкой (АРС) и ТФ (US DOE, 2006). Для данного устройства, капитальные затраты (суммарная потребность в капитале [СПК]) была определены в 3,6 долл. США/ кВт (0,03 долл. США/МВт-ч(э) в долларах США 2010 года). Суммарные расходы на ЭиТО для этой установки, согласно оценке, составили 600 000 долл. США в год (0,21 долл. США/МВт-ч(э) в долларах США 2010 года) при 90-процентном удалении ртути. Дополнительные расходы на эксплуатацию системы ВАУ стали побочным следствием, обусловленным расходами на утилизацию, а также нереализованной прибылью от продажи золы (из-за загрязнения зольной пыли активированным углем). Побочные издержки для этой установки мощностью 360 МВт были оценены в 1 430 000 долларов США в год.

115. Дополнительные примеры капитальных и эксплуатационных затрат для различных конфигураций оборудования по контролю за загрязнением воздуха представлены в таблице 4.

116. В таблице 8 указаны расходы на дополнительное оснащение специальными устройствами контроля за выбросами ртути на гипотетической электростанции с выбранной конфигурацией существующего оборудования. Представленная смета расходов взята из Sloss (2008) (удаление 80 процентов ртути) и основана на информации Национальной лаборатории энергетических технологий (НЛЭТ) о расходах на ВАУ, обобщенной в докладе НЕСКАУМ. Эти расходы рассчитаны в рамках программ полевых испытаний фазы II НЛЭТ, где представлены несколько сценариев расходов для различных видов угля, конфигураций и уровней контроля за ртутью. Для применения сорбентной технологии (ВАУ) анализ предусматривал сценарии с удалением 50 процентов, 70 процентов и 90 процентов ртути при использовании битуминозного, полубитуминозного угля и лигнита, а для окислительной технологии (катализаторы и добавки, такие как CaBr2) анализ предусматривал сценарии сокращения выбросов ртути на 73 процента к при использовании полубитуминозного угля и лигнита (NESCAUM, 2010). Как правило, расходы на добавление брома (CaBr2) обусловлены стоимостью химических веществ (как и при применении сорбентной технологии), в то время при использовании катализаторов расходы, как правило, обусловлены инвестиционными/капитальными затратами и затратами на восстановление (NESCAUM, 2010).

117. На основе данных в таблице 8 можно подготовить гипотетические примеры расчетов. На установке мощностью 220 МВт, оснащенной только ЭСП, введение технологии ВАУ позволило бы удалять 180 граммов (90 процентов) ртути на тонну потребляемого лигнита, содержащего 0,2 мг ртути на кг угля, при затратах 0,13-1,20 долл. США на МВт-ч(э). На электростанции мощностью 500 МВт, оснащенной ЭСП и ДДГ, добавление брома позволило бы удалять 73 грамма (73 процента) ртути при затратах 0,08 долл. США на МВт-ч(э) на тонну полубитуминозного угля, содержащего 0,1 ртути мг ртути на кг угля, или удалять 146 граммов ртути на тонну лигнита, содержащего 0,2 мг ртути на кг угля.



Таблица 8. Примеры капитальных расходов и расходов на ЭиТО, а также эффективность удаления при использовании различных конфигураций специальных мер контроля за ртутью. На основе данных из Sloss (2008)/ Curs (2007) и NESCAUM (2010)

Существующая конфигурация оборудования

1=лигнит

2=полубитуминозный уголь

Новая конфигурация оборудования

Капитальные затраты (долл. США 2010 года на МВт-ч(э))

Расходы на ЭиТО (долл. США 2010 года на МВт-ч(э))

Эффективность удаления (%)/ мощность станции (МВт)

Литература

хЭСП

+ВАУ

0.15

4.06

80/

Sloss, 2008

хЭСП+ДДГ

+ВАУ

0.15

4.06

80/

Sloss, 2008

Сухой скруббер+ТФ

+ВАУ

0.02

0.32

80/

Sloss, 2008

ЭСП1

+ВАУ

0.04

0.09-1.16

90/220

NESCAUM, 2010

ЭСП2

+ВАУ

0.06-0.07

0.14-1.06

90/240 и 140

NESCAUM, 2010

ЭСП +мДДГ1

+ CaBr2

0.01

0.078

73/500

NESCAUM, 2010

ЭСП + мДДГ 2

+ CaBr2

0.01

0.07

73/500

NESCAUM, 2010

ЭСП + мДДГ 1

+ катализатор Pd

0.02

Нет данных

73/500

NESCAUM, 2010

ЭСП + мДДГ 2

+ катализатор Au

0.03

Нет данных

73/500

NESCAUM, 2010


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   14


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница