4. Энергозатраты на отвод тепла при конденсации диоксида углерода:

кВт, (15)

где – средняя в диапазоне Δt_a4 от -104ºC до -120 ºC разность энтальпии твердой и паровой фаз CO₂, кДж/кг. Эту величину получим, экстраполируя данные таблицы [Варгафтик] на с. 140:

при -104ºC = 9,6 4,187 = 40,2 кДж/кг, = 150 4,187 = 628,0 кДж/кг, = 587,8 кДж/кг; при -120 ºC = 6,3 4,187 = 26,4 кДж/кг, = 122 4,187 = 510,8 кДж/кг, = 484,4 кДж/кг; среднее в диапазоне Δt_a4 значение = 536,1 кДж/кг.

= 536,1×121,179 = 64964,062 кВт.

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

= 291723,777 + 234556,999 + 64964,062= 591244,838 кВт.(16)

=

= 1 – (234556,999 + 64964,062)/(1,1×591244,838) = 0,540

η_COMP = EER×Τ₁ = EER×(Τ₁/Τ₂)×Τ₂ = 0,540×0,027099×5959,5015 = 87,121

Промежуточные выводы

Результаты расчетов коэффициента η_COMP по РКи ТЭС показывают следующее.

Характеристика EER получилась для обоих объектов почти одинаковой. Это закономерный результат: величина 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 более высоким рейтингом обладала ТЭС. На обоих объектах улавливание вредных компонентов выбросов отсутствует. Превосходство ТЭС по рейтингу достигалось за счет большей величины Τ₂, представляющей безразмерный временной параметр заполнения выбросом контрольного объема атмосферного воздуха, выделяемого для экспертной оценки вокруг каждого источника. Выброс ТЭС в десятки раз превышает выброс Елабужской ТЭЦ. Однако за счет большей высоты выброса ТЭС имела в 184,9 раз больший контрольный объем экспертной оценки, приблизительно равный объему ареала рассеивания, в котором приземная концентрация загрязнителей не превышает их средневзвешенной предельной величины. Поэтому более высокое значение величины Τ₂ по ТЭС при первоначальных исходных данных было вполне логично и физически закономерно.

Также отметим чувствительность на изменение входных данных по содержанию в выбросах загрязняющих веществ. Отклик параметра Τ₁/Τ₂ выражается в снижении его величины при росте концентрации загрязнителей в выбросах: у ТЭС с более высоким содержанием токсичных ингредиентов и наличием гексафторида серы Τ₁/Τ₂ = 0,029, а у РКΤ₁/Τ₂ = 0,045. Далее это влияет и на значение рейтинга в целом.

Кроме того, выявилось сильное влияние соответствия характеристик источников выброса – дымовых труб на рейтинговые значения Τ₂. После использования новой вводной по размерам трубы РК H =150 м и D = 5 м контрольный объем экспертной оценки для РКвозрос в 14,49 раз; во столько же раз стало выше значение Τ₂. Ответственно, контрольный объем экспертной оценки ТЭС оказался в этом случае только в 12,76 раз больше, чем у РК. При этом по объему выбросов, приведенному к рабочим условиям, ТЭС превосходит РК в 87,22 раз. Поэтому значение Τ₂ для ТЭС получается в 87,22/12,76 = 6,84 раз меньше, чем для РК.

Известно, что РК осталась недостроенной до проектной мощности. (электрическая мощность 1 882 МВт, тепловая мощность 4 080 Гкал/ч). К настоящему времени эксплуатируется только водогрейная котельная с установленной мощностью 420 Гкал/ч. Труба РКс параметрами H =150 м и D = 5 м должна обеспечивать удаление дымовых газов при полной загрузке установленной мощности. Расход природного газа в расчетном 2014 году составил 12835000 м³. Часовой расход природного газа, усредненный по отопительному периоду 215 дней, составит

Q_h = 12835000/(215×24) = 2487,4 м³/ч.

Средняя выработка тепловой энергии при теплоте сгорания газа Q_l = 8500 ккал/ч и кпд котлов η=0,92 составила:

Q = Q_h × Q_l /η=2487,4×8500/0,92 = 21142926,4 ккал/ч =22,98 Гкал/ч.

Следовательно, степень загрузки РКпо установленной мощности в 2014 г. составила: C_u = (22,98/420)×100%= 5,5 %. В результате из-за существенного недопроизводства контрольный объем экспертной оценки по уточненным параметрам трубы РКоказался несоразмерно большим для нее, а рейтинговая оценка многократно возросла. Таким образом, показатель Τ₂ дает значительные преференции в рейтинговых оценках для объектов с существенным недопроизводством энергии. Конкретно в случае РКданные преференции объяснимы исторически; в определенной степени их можно обосновать и с позиции санитарно-гигиенических нормативов.

Гигиеническую обоснованность данных преимуществ можно наглядно представить, сравнивая значения параметров Τ₁ для РКи ТЭС. Найдем их через значения средневзвешенной предельной (потолочной) концентрации как ₁=(₁/₂)×₂. Для РК:

₁= 0,045004×40738,30 = 1833,39; то же, в единицах времени:

τ₁=₁× τ₀=(1833,39× 1800)/3600 =916,7 часов (38,2 суток).

Для ТЭС: ₁= 0,027099×5959,50 =161,50; то же, в единицах времени. τ₁=₁× τ₀=(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, оксида углерода – 2-4 месяца. Поэтому в ареале выброса РКсодержание оксидов азота и серы гарантированно не достигнет ПДК, хотя по оксиду углерода превышения ПДК возможны. В ареале ТЭС возможны превышения 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 работоспособности в нерасчетном режиме.

В то же время эти излишние затраты никак не способствуют улучшению характеристик станции по парниковым газам, так как наименьшее время жизни среди них, принадлежащее CO₂, составляет 5 лет.

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 условиях сами по себе имеют существенную информационную ценность. Они служат индикаторами узких мест в системе производства и позволяют разделить объекты на надлежащие модернизации в ближайшее время или в среднесрочной перспективе. Поэтому данный рейтинговый показатель актуален в анализе хозяйственной и иной деятельности организаций, связанной с обеспечением современных экологических требований.

Вместе с тем величины Τ₂ и Τ₁, используемые для внутреннего сопоставления разных производственных объектов, должны вычисляться при одинаковой степени загруженности. Наиболее доступно ее определение через установленную мощность.

Как было определено, степень загруженности РКC_u = 5,5%. Подсчитаем значение Τ₂ с учетом ее степень загруженности:

Τ₂× C_u = 40738,30×0,055 = 2240,6

Тогда окончательная рейтинговая оценка РКсоставит

R = EER×(Τ₁/Τ₂)×Τ₂× C_u = 0,539×0,045004×2240,6 = 54,35

На ТЭС в 2014 г. выработка электроэнергии составила 6296925 МВт-ч, или 6296925×3600 = 22668930×10³ МДж, а отпуск тепловой энергии составил 258297 Гкал, или 258297×4,187 = 1081490×10³ МДж.

Расход природного газа в расчетном 2014 году составил 1858450000 м³.

Средняя электрическая мощность по факту:

N = 6296925/(365×24) = 718,8 МВт.

Степень загруженности C_ue = 718,8/2200 = 0,327

Средняя тепловая мощность по факту:

Q = 258297/(365×24) = 29,5 Гкал/ч.

Степень загруженности C_uq = 29,5/110= 0,267.

Средневзвешенная степень загруженности составит порядка 0,32.

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

В расчетном 2014 году кпд электрогенерации составил 34,3%, а тепловой генерации – более 92%. Поэтому на электрогенерацию затрачено энергоносителя в количестве, обеспечивающем 22668930×10³/0,343 = 66090174,9×10³ МДж, а на тепловую генерацию – в количестве, обеспечивающем 1081490×10³/0,92 = 1175532,6×10³ МДж. Поскольку объемы продуктов сгорания с достаточной практической точностью можно принять пропорциональными сжигаемым объемам газа, то доля дымовых газов тепловой генерации составила

1175532,6×10³/(66090174,9×10³+1175532,6×10³) = 0,0175.

Подсчитаем средневзвешенную степень загруженности из загруженности по электрической и тепловой генерации, используя правило аддитивности:

C_u = C_ue×0,9825 + C_uq×0,0175 = 0,327×0,9825 +0,267×0,0175 = 0,326

Итак, степень загруженности ТЭС в 2014 г. составила C_u = 0,326.

Подсчитаем значение Τ₂с учетом ее степень загруженности:

Τ₂× C_u = 5959,5015×0,326 = 1942,8.

Тогда окончательная рейтинговая оценка ТЭС составит

R = EER×(Τ₁/Τ₂)×Τ₂× C_u = 0,540×0,027099×1942,8 = 28,43

Следовательно, итоговые рейтинговые оценки R с учетом коррекции на фактическую загрузку объекта, физически адекватно и объективно оценивают энергетическое совершенство потребления топлива и экологическую безопасность генерации тепловой и электрической энергии на тепловых станциях и районных котельных.

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
(Cjb), мг/м3
(Cje), мг/м3	80 – 280 мг/м3 при α=1,4 (для паровых котлов и водогрейных котлов КТЦ), 125-137 мг/м3 при α=3,5 (для ГТУ) в зависимости от нагрузки котлов	90 – 290 мг/м3 при α=1,4 (для паровых котлов и водогрейных котлов КТЦ), 10-50 мг/м3 при α=3,5 (для ПГУ) в зависимости от нагрузки котлов	90 – 230 мг/м3 при α=1,4		70 – 160 мг/м3 при α=1,4		130 – 280 мг/м3 при α=1,4
ПДКj, мг/м3	По нормативам (СанПиН (ГН 2.1.6.1338-03)
СО
(Cjb), мг/м3
(Cje), мг/м3	0 – 60 мг/м3 при α=1,4 (для паровых и водогрейных котлов КТЦ)), 150 - 500 мг/м3 при α=1,4 (для ГТУ)	0 – 55 мг/м3 при α=1,4 (для паровых и водогрейных котлов КТЦ), 0 - 20 мг/м3 при α=1,4 (для ПГУ)	0 – 130 мг/м3 при α=1,4 (для паровых и водогрейных котлов на площадке ТЭС №5), от 0 – 470 мг/м3 при α=1,4 (для РК - 5)		0 – 40 мг/м3 при α=1,4		0 – 120 мг/м3 при α=1,4
ПДКj, мг/м3	По нормативам (СанПиН (ГН 2.1.6.1338-03)
CmHn
(Cjb), мг/м3
(Cje), мг/м3	Метан – 40-90 мг/м3 при α=1,4 (для ГТУ)	-	-		-		-
ПДКj, мг/м3	По нормативам (СанПиН (ГН 2.1.6.2309-07)
Парниковые газы (по данным за 2015г) при сжигании природного газа
CO2
тонн	1024553,03	1001059,8	2480639,8	24155,7		3434693,7		20700	11500	31050	34000
CiAAU мг/м3
GWPi100	1
BC, мг/м3
CH4
тонн	18,54	18,115	44,889	0,437		62,153		0,374	0,21	0,562	0,614
CiAAU мг/м3
GWPi100	21
BC, мг/м3
SF6
кг	0,716	3,114	1,188	0		5,643		0	0	0	0
CiAAU мг/м3				-
GWPi100	24000
BC, мг/м3
Характеристики выброса								По ТЭС №2	По ТЭС №2	По ТЭС №4	По ТЭС 5
Компоненты
O2	0,0052 молярной доли, %	0,0052 молярной доли, %	<0,005 молярной доли, %	0,0077 молярной доли, %		0,005 - 0,0135 молярной доли, %
N2	0,632 молярной доли, %	0,632 молярной доли, %	0,59 – 0,684 молярной доли, %	0,606 молярной доли, %		3,82 – 4,84 молярной доли, %
CO2	0,221 молярной доли, %	0,221 молярной доли, %	0,182 – 0,187 молярной доли, %	0,158 молярной доли, %		0,0391 – 0,0799 молярной доли, %
CO	данных нет	данных нет	данных нет	данных нет		данных нет
H2O	данных нет	данных нет	данных нет	данных нет		данных нет
Физические параметры
ta, ºC
W, м3/с
ρ, кг/м3
ρ0, кг/м3
ρar, кг/м3
w0 м/с
wr0,
um м/с
urm
ucalm м/с
0, с	1800
H труб, м	Дымовые трубы от КТЦ №1, 2 -147м; трубы № 3,4 (ГТУ) – 60м;	Дым. труба от КТЦ -180м; две трубы от ПГУ – по 60м;	Дым. трубы: на площадке ТЭС №5– №1,2 по 250м, №3 265м	Дымовая труба №1 – 150м, №2 – 60 м		Дымовая труба № 1 – 120м, №2 – 180 м, № 3 – 250м, №4 – 250 м, №5 – 30м, №6 – 30м		Дымовые трубы№ 1,2 - 151,3м	Дымовая труба №1 - 100м	Дым овая труба - 180м	Дым овая труба №1 - 45 м, №2 – 120 м
D труб, м	Дымовые трубы КТЦ: №1, 2 -6 м; № 3,4 от ГТУ – 3,2 м	Дым. труба от КТЦ -4 м; две трубы от ПГУ – по 4м	Дымовые трубы №1,2,3 на площадке ТЭС №5 – по 9,6 м,	Дымовая труба № 1 –5,4м, № 2 – 3 м		Дымовая труба №1–6м, №2 – 8 м, №3 – 8м, №4 – 9м, №5–1,9м, №6– 1,9м		Дымовые трубы№ 1,2 -2,2м	Дымовая труба №1 - 3,5м	Дымовая труба - 6м	Дымовая труба№1 – 2,1 м; №2 – 4,8м
Характеристика энергетической эффективности
Установленная мощность, электрическая, МВт, или тепловая, Гкал/ч \ \ выработка электрической, МВт-ч, или отпуск тепловой, Гкал, энергии за 2014 год
Электрическая, МВт /МВт-ч	220\ 817395	410\ 705000	1180\ 3645552	0		2200\ 6296925		0	0	0	0
Примечания	в т.ч.: КТЦ–\545086,450 МВт-ч, ГТУ-\272308 МВт-ч	в т.ч.: КТЦ \700462 МВт-ч , ПГУ \3575 МВт-ч	в том числе ТЭС №5 –\3645552 МВт-ч ,					0	0	0	0
Тепловая, (Гкал/ч)\ Гкал	630\ 1131510	851\ 1753488	4090\ 4304698	420\ 82508		110\ 258297		360\ 1071404	200\ 368336	540\ 1115720	590\ 315764
Примечания	в т.ч.: КТЦ + ГТУ- 630 Гкал/ч, КТЦ- \1131510 Гкал; ГТУ-\298751	в т. ч.:– от КТЦ 851\ Гкал/ч\ \1753488Гкал от ПГУ 0	в т. ч. ТЭС №5 –4092 Гкал/ч \3988934 Гкал,					РК №2– 360 Гкал/ч \1071404 Гкал,	РК №3– 200 Гкал/ч \368336 Гкал	РК №4 – 540 Гкал/ч \1115720Гкал	РК №5– 590 Гкал/ч \315764 Гкал
Проектные электрическая и тепловая мощность, на которые рассчитаны дымовые трубы:
Электрическая, МВт	1150	1200	1550		1882		2400	-	-	-	-
Тепловая, Гкал/ч	1200	1500	4900		4080		200	500	500	800	800

44