ПНСТ 816-2023 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Часть 1. Методы оценки эффективности улавливания CO2 из отходящих газов установок по сжиганию топлива

        ПНСТ 816-2023/ИСО 27919-1:2018

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Часть 1

Методы оценки эффективности улавливания

из отходящих газов установок по сжиганию топлива

Carbon dioxide capture, transportation and storage. Part 1. Performance evaluation methods for post-combustion

capture integrated with a power plant

ОКС 13.020.40

Срок действия с 2023-07-01

до 2024-07-01

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением науки "Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им.А.В.Топчиева" Российской академии наук (ИНХС РАН) на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 239 "Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. N 10-пнст

4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 27919-1:2018* "Улавливание углекислого газа. Часть 1. Методы оценки эффективности улавливания

из отходящих газов установок по сжиганию топлива" (ISO 27919-1:2018 "Carbon dioxide capture - Part 1: Performance evaluation methods for post-combustion

capture integrated with a power plant", IDT).

Международный стандарт разработан Техническим комитетом ТК 265 "Улавливание, транспортирование и геологическое размещение двуокиси углерода" Международной организации по стандартизации (ИСО).

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2012 (пункт 3.5)

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д.29 и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

Введение

Сокращение выбросов диоксида углерода (

) в атмосферу является важной задачей для достижения целей по смягчению последствий изменения климата. Включение процессов улавливания и размещения диоксида углерода (CCS) в ряд доступных подходов к сокращению выбросов повышает вероятность достижения этих целей с наименьшими затратами для мировой экономики. При реализации CCS-проектов происходит улавливание

из промышленных и энергетических источников, с последующим его размещением под землей в подходящих для этого геологических формациях. Улавливать

можно в процессах сжигания углеродсодержащего топлива, включая производство электроэнергии, и такой поход является единственным, который способен напрямую бороться с выбросами промышленных секторов экономики.

Настоящий стандарт является первой частью серии стандартов по улавливанию

. Он ограничен оценкой ключевых показателей эффективности (KPI) для процесса улавливания

после сжигания (PCC) на электростанциях с использованием процесса химической абсорбции. Стандарты для других технологий и подходов улавливания будут разработаны позднее.

Подход PCC применим ко всем тепловым электростанциям. Упрощенная блок-схема, иллюстрирующая PCC, показана на рисунке 1.

Рисунок 1 - Упрощенная блок-схема PCC

В типичной установке по производству электроэнергии углеродсодержащее топливо (например, уголь, нефть, газ, биомасса) сжигают в котле для получения пара, который приводит в действие турбину/генератор для производства электроэнергии. В системе комбинированного цикла с газовой турбиной сгорание происходит в газовой турбине для выработки электроэнергии, а пар, вырабатываемый парогенератором-утилизатором (HRSG), позволяет дополнительно вырабатывать электроэнергию. В зависимости от состава используемого топлива образующийся дымовой газ состоит в основном из

,

,

и

с небольшим количеством других соединений. Процесс улавливания

расположен после систем контроля загрязняющих веществ. PCC на основе химической абсорбции обычно требует извлечения пара из парового цикла электростанции или, в зависимости от используемого абсорбента/процесса, использования источников тепла более низкого качества для регенерации абсорбента.

Настоящий стандарт предназначен для владельцев и операторов электростанций, разработчиков проектов, разработчиков и поставщиков технологий, регулирующих органов и других заинтересованных сторон. Стандарт формирует основу для оценки, измерения и составления отчетов о производительности установки PCC, интегрированной с электростанцией. Это может помочь различным заинтересованным сторонам определить эффективность различных компонентов предприятия. Стандарт может помочь в выборе методологий измерения и служить основой при разработке различных норм и правил, а также является основой для разработки будущих стандартов.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает методы измерения, оценки и отчетности по эффективности процесса улавливания

после сжигания (PCC), интегрированного с электростанцией PCC с целью выделения

из дымовых газов электростанции при подготовке к последующему транспортированию и геологическому размещению. В стандарте приведена общая методология расчета конкретных ключевых показателей производительности для проекта PCC и определены границы измерений, необходимых для определения KPI.

Стандарт распространяется на тепловые электростанции, работающие на углеродосодержащем топливе, таком как уголь, нефть, природный газ и топливо, полученное из биомассы, при сжигании которых в котлах или газовых турбинах образуется

.

Технологии РСС, рассматриваемые в стандарте, основаны на химической абсорбции с использованием различных абсорбентов (водные растворы амина, растворы карбоната калия и водный раствор аммиака). Другие варианты PCC, основанные на других принципах (например, адсорбция, мембраны, криогенный метод), в стандарте не рассматриваются. Установка PCC может быть установлена для переработки всего объема дымовых газов электростанции или его части. Улавливаемый

далее компримируют или сжижают в зависимости от условий транспортирования и размещения.

В стандарте рассматривают следующие KPI:

a) удельный расход тепловой энергии (STEC);

b) удельный расход электроэнергии (SEC);

c) удельный эквивалентный расход электрической энергии (SEEC);

d) удельное сокращение выбросов

(SRCE);

e) удельный расход абсорбента (SAC) и удельный расход других реагентов (SCC).

Расчеты основаны на измерениях на границах рассматриваемой системы, в частности потребления энергии. Интегрированная система включает определение интерфейсов между установкой PCC и электростанцией.

Стандарт включает следующие компоненты:

- граница системы, которая определяет границы PCC и определяет, какие потоки энергии и веществ пересекают эти границы, чтобы помочь операторам электростанций определить ключевые потоки, применимые в их конкретном случае;

- базовая производительность установки PCC, которая определяет параметры, описывающие базовую производительность установки PCC;

- определение коммунальных услуг и расчет потребления, в котором перечислены требуемые измерения и даны рекомендации о том, как преобразовать необходимые измерения в значения, необходимые для KPI;

- руководящие принципы - Основа для оценки производительности PCC, в которой описаны все руководящие принципы по подготовке и проведению испытаний;

- инструменты и методы измерения, в котором перечислены стандарты, доступные для соответствующих измерений, и соображения, которые следует учитывать при применении методов измерения к установкам PCC;

- оценка ключевых показателей эффективности, определяющая набор KPI, подлежащих определению, и методы их расчета, чтобы обеспечить отчетность по ним.

Настоящий стандарт не содержит руководящих принципов для сравнительного анализа или оценки ключевых показателей эффективности различных технологий или различных проектов PCC.

Примечание - Для целей настоящего стандарта тепловую энергию и электрическую энергию выражают в единицах Дж (Джоуль) и Вт·ч (Ватт·час) соответственно, если не указано иное, с префиксом Международной системы единиц (СИ), если необходимо.

(1 Дж=1 Вт·с, 1 Вт·ч=3600 Дж).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте нормативные ссылки отсутствуют.

3 Термины, определения, сокращения и обозначения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

Международная организация по стандартизации (ИСО) и Международная электротехническая комиссия (МЭК) ведут терминологические базы данных, предназначенные для использования в стандартизации, размещенные в сети Интернет:

- платформа онлайн-просмотра ИСО: доступна на https://www.iso.org/obp;

- Электропедия МЭК: доступна на http://www.electropedia.org/.

3.1 Термины и определения

3.1.1 абсорбент (absorbent): Вещество, способное поглощать жидкость или газ.

[ISO/TR 27912:2016, 3.1]

3.1.2 точность измерения (measurement accuracy, accuracy of measurement, accuracy): Близость совпадения между измеренным значением величины и истинным значением измеряемой величины.

[Руководство ИСО/МЭК 99:2007, 2.13]

3.1.3 вспомогательный блок (auxiliary unit): Блок, обеспечивающий производство тепла, электроэнергии и/или других ресурсов для установки PCC.

3.1.4 питательная вода для котла (boiler feed water): Вода, состоящая из конденсата и подпиточной воды, подаваемая в котел.

3.1.5 улавливание и размещение диоксида углерода; CCS [carbon dioxide capture and storage, CCS]: Совокупность технологических процессов, включающая выделение диоксида углерода из промышленных источников, его транспортирование и закачку в подходящее для этого геологическое образование с целью длительной изоляции от компонентов окружающей среды (атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод).

Примечание 1 - Вместо термина "улавливание и размещение диоксида углерода" часто используют термин "улавливание и размещение углерода". Использование такого термина не рекомендуется, поскольку целью является улавливание диоксида углерода, а не углерода. Выращивание деревьев - это еще одна форма улавливания диоксида углерода, которая не описывает точно физический процесс удаления диоксида углерода из промышленных источников выбросов.

Примечание 2 - Вместо термина "размещение" также используют термины "хранение" и "секвестр, секвестрация". Термин "размещение" предпочтительнее, термин "секвестр, секвестрация" чаще используют по отношению к биологическим процессам (поглощение углерода живыми организмами).

Примечание 3 - Термин "Длительный" означает период, необходимый и достаточный для того, чтобы подземное размещение диоксида углерода считалось эффективным и экологически безопасным вариантом смягчения последствий изменения климата.

Примечание 4 - Термин "улавливание, утилизация (или использование) и размещение диоксида углерода" (CCUS) является по своей сути аналогом термина "улавливание и размещение диоксида углерода" (CCS), т.к. долгосрочная изоляция осуществляется за счет размещения в геологических образованиях. Термин "улавливание и использование диоксида углерода (CCU)" включает процессы улавливания и утилизации (или использования) диоксида углерода и не предполагает его размещение в геологических образованиях.

Примечание 5 - CCS также должен обеспечивать длительную изоляцию

от океанов, озер, источников питьевой воды и других природных ресурсов.

[ИСО 27917:2017, 3.1.1]

3.1.6 углеродсодержащее топливо (carbonaceous fuels): Любое твердое, жидкое или газообразное топливо, содержащее атомы углерода.

3.1.7

установка по улавливанию

(capture plant): Технологическое и сопутствующее оборудование для получения потока

.

3.1.8

химическая абсорбция

(chemical absorption): Процесс, при котором

поглощается в результате химической реакции.

3.1.9

эффективность улавливания

(

capture effciency): Эффективность удаления

, которую рассчитывают как количество уловленного

, деленное на общее количество

, содержащегося в дымовых газах на входе в улавливающую установку.

Примечание 1 - Эффективность улавливания

выражают в процентах.

3.1.10

уловленный

(

captured): Абсолютное количество чистого

, выделенного на установке улавливания.

3.1.11

поток

(

stream): Поток, состоящий преимущественно из углекислого газа.

[ИСО 27917:2017, изменено - примечание исключено]

3.1.12 конденсат (condensate): Вода, полученная путем конденсации пара.

3.1.13

глубокая десульфурация дымовых газов;

FGD (deep fue gas desulfurization, FGD): Блок удаления

, расположенный после основного процесса десульфурации дымовых газов, предназначенный для снижения содержания

до уровня, необходимого для установки по улавливанию

.

Примечание 1 - Также называют "финишная десульфурация дымовых газов".

Примечание 2 - Если глубокая десульфурация дымовых газов не требуется местными нормативными актами, а FGD устанавливают для целей CCS, новую установку считают глубокой десульфурацией дымовых газов.

3.1.14 дегидратор (dehydrator): Система и/или оборудование для удаления влаги.

3.1.15 деминерализованная вода (demineralized water): Вода, из которой удалены минеральные вещества или соли.

[ISO/TR 27912:2016, изменено - исключен второй термин "деминированная вода", в определении предлог "от" заменен на "из"]

3.1.16

удаление

(DeNOx): Процесс или оборудование, используемые для удаления

из дымовых газов.

3.1.17 сточные воды (effluent): Вода, отводимая в водоемы с территорий промышленных предприятий.

3.1.18 удельные выбросы топлива (fuel specifc emission): Количество выбросов, образующихся при полном сгорании, на единицу выделяемой тепловой энергии.

3.1.19 основная электростанция (host power plant): Электростанция, с которой дымовые газы направляют на установку PCC.

3.1.20 примеси (impurities): Вещества, за исключением диоксида углерода, которые являются частью потока диоксида углерода и которые можно получить из сырьевых потоков или потока после процесса улавливания, а также могут быть специально добавлены в поток диоксида углерода.

[ИСО 27917:2017, 3.2.12, изменено - примечания 1 и 2 исключены]

3.1.21 интерфейс (interface): Механическая, тепловая, электрическая или операционная общая граница между двумя элементами системы.

[ИСО 10795:2011, 1.120, изменено - аббревиатура "I/F" исключена]

3.1.22 ключевой показатель (key performance indicator): Мера производительности, относящаяся к установке PCC, интегрированной с электростанцией.

3.1.23 неопределенность (измерения) (measurement uncertainty, uncertainty of measurement, uncertainty): Параметр, связанный с результатом количественного определения, который характеризует разброс значений, обоснованно относящихся к количественной величине.

Примечание 1 - Неопределенность измерения включает компоненты, возникающие из-за систематических эффектов, такие как компоненты, связанные с поправками и приписанными количественными значениями физических свойств, а также определяющую неопределенность. Иногда расчетные систематические эффекты не корректируют, вместо этого включают соответствующие компоненты неопределенности измерения.

Примечание 2 - Параметром может быть, например, стандартное отклонение, называемое стандартной неопределенностью измерения (или заданное кратное ей значение), или полуширина интервала, имеющего установленную вероятность охвата.

Примечание 3 - Неопределенность измерения, как правило, включает множество компонентов. Некоторые из них могут быть оценены с помощью оценки неопределенности измерения типа А из статистического распределения значений количества из серии измерений и могут быть охарактеризованы стандартными отклонениями. Другие компоненты, которые могут быть оценены с помощью оценки неопределенности измерения типа В, также могут быть охарактеризованы стандартными отклонениями, оцененными по функциям плотности вероятности на основе опыта или другой информации.

Примечание 4 - Для данного набора информации принимают, что неопределенность измерения связана с установленным значением величины, приписываемой измеряемой величине. Изменение этого значения приводит к изменению соответствующей неопределенности.

Примечание 5 - Оценка неопределенности измерения типа А определяется как оценка компонента неопределенности измерения путем статистического анализа значений измеряемой величины, полученных при определенных условиях измерения. Оценка неопределенности измерения типа В определяется как оценка компонента неопределенности измерения, определяемого другими способами, кроме оценки неопределенности измерения типа А.

[Руководство ИСО/МЭК 99:2007, 2.13, изменено - в примечании 1 слова "стандарты измерений" заменены на "физические свойства", добавлено примечание 5]

3.1.24

твердые частицы

(PM): Твердые частицы, включая

,

и/или общее количество взвешенных частиц.

[ИСО 25597:2013, 3.21]

3.1.25 удаление твердых частиц (particulate removal): Действия по удалению твердых частиц из потока дымовых газов.

3.1.26

установка РСС

(PCC plant): Технологическое и сопутствующее оборудование для выделения потока

из дымовых газов.

3.1.27 стационарный прибор (permanent plant instrument): Измерительный прибор, установленный на электростанции и установке PCC, для контроля и мониторинга.

3.1.28

улавливание

после сжигания

(post-combustion

capture): Улавливание диоксида углерода из потока дымовых газов, образующихся при сжигании углеродсодержащего топлива.

[ISO/TR 27912:2016, 3.51, изменено - в определение добавлено обозначение "

", слова "сжигание топливно-воздушной смеси" заменены на "сжигание углеродсодержащего топлива"]

3.1.29

поток

(product

stream): Поток

, полученный в результате улавливания

и процесса сжатия/сжижения.

3.1.30 система регенерации (reclaiming system): Система, используемая для удаления термостабильных солей, образующихся в результате реакции органических и неорганических кислот с амином(ами) в процессе абсорбции.

3.1.31 резервный измерительный прибор (redundant instrument): Прибор, необходимый для функционирования установки в случае выхода из строя аналогичных приборов для измерения тех же параметров.

3.1.32

эталонная электростанция

(reference power plant): Электростанция, которую считают эталонной для производства электроэнергии без улавливания

.

Примечание 1 - Установка может быть или реальной или гипотетической.

3.1.33 регенерация (regeneration): Процесс восстановления активности абсорбента после использования до его функционально эффективного состояния.

3.1.34 отводимое тепло (rejected heat): Тепло, отводимое в окружающую среду охлаждающим оборудованием.

3.1.35

удельный расход абсорбента

(specific absorbent consumption): Количество абсорбента, израсходованного на улавливание тонны

.

3.1.36

удельное снижение выбросов

(specific reduction in

emissions): Рассчитанное снижение выбросов

на единицу мощности эталонной электростанции за счет реализации процесса PCC на основной электростанции.

Примечание 1 - Мера сокращения выбросов нормирована по отношению к мощности электростанции.

[ИСО 27917:2017, 3.28, изменено - слова "базовый сценарий и проектируемый результат" заменены на "на единицу мощности эталонной электростанции путем реализации процесса РСС на основной электростанции"]

3.1.37

удельный расход химических реактивов

(specific chemical consumption): Количество химических реактивов, потребляемых для улавливания и сжатия/сжижения тонны

.

3.1.38

удельный расход эквивалента электроэнергии

(specific equivalent electrical energy consumption): Общее потребление электроэнергии, связанное с улавливанием и сжатием/сжижением тонны

.

3.1.39

удельный расход электроэнергии

(specific electrical energy consumption): Электроэнергия, потребляемая для улавливания и сжатия/сжижения тонны

.

3.1.40

удельный расход тепловой энергии

(specific thermal energy consumption): Тепловая энергия, затраченная на улавливание и сжатие/сжижение тонны

.

3.1.41 стандартные условия (reference conditions): Условия для точки отсчета, когда результаты оценки эффективности могут быть скорректированы для целей сопоставимости в отчетах о результатах и сравнительном анализе.

Примечание 1 - Стандартные исходные условия, используемые в качестве точки отсчета для корректировки результатов оценки эффективности, приведены в приложении E.

3.1.42 тепловая электростанция (thermal power plant): Электростанция, которая преобразует тепло, например выделяемое при сгорании углеродсодержащего топлива, в электричество.

3.1.43 точка входа (tie-in point): Точка соединения между коммуникациями и установкой PCC.

Примечание 1 - Эта точка находится на границе установки PCC.

3.1.44

переработанный дымовой газ

(treated flue gas): Дымовой газ, в котором концентрация

была снижена после прохождения через установку PCC.

3.1.45 ресурсы (utilities): Вспомогательные ресурсы, необходимые для работы установки, такие как пар, электричество, охлаждающая вода, деминерализованная вода, сжатый воздух.

3.1.46 выходящие газы (vent gases): Газы, кроме дымовых газов или очищенных дымовых газов, которые преднамеренно выбрасываются в атмосферу.

3.1.47 потерянное тепло (waste heat): Тепло, выделяемое в процессе, которое обычно рассеивалось бы в окружающую среду, если бы не были приняты специальные меры по его утилизации.

3.1.48 потерянная вода (waste water): Избыточная вода из водного контура.

[ИСО 1213-1:1993

, 5.1.18]

________________

Заменен на ИСО 1213-1:2020. Однако для однозначного соблюдения требования настоящего стандарта, выраженного в датированной ссылке, рекомендуется использовать только указанное в этой ссылке издание.

3.1.49 влажная масса (wet-basis): Состояние, при котором твердое вещество, такое как топливо или газ, например дымовой газ, содержат влагу.

3.2 Сокращения

CCS - улавливание и размещение углекислого газа;

CW - охлаждающая вода;

DP - перепад давления;

FGD - обессеривание дымовых газов;

FSE - удельные выбросы при использовании топлива;

GTCC - газовая турбина с комбинированном циклом;

HP - высокое давление;

HRSG - парогенератор с регенерацией тепла;

IP - промежуточное давление;

KPI - ключевой показатель эффективности;

LHV - низшая теплота сгорания;

LP - низкое давление;

MP - среднее давление;

- оксиды азота;

PCC

- улавливание

после сжигания;

________________

PCC часто используют для выделения

при сжигании измельченного угля.

PM - твердые частицы;

SAC - удельный расход абсорбента;

SCC - удельный расход химических реактивов;

SCWD - удельный расход охлаждающей воды;

SEC - удельный расход электроэнергии;

SEEC - удельный эквивалент расхода электроэнергии;

- оксиды серы;

SRCE - удельное сокращение выбросов

;

STEC - удельный расход тепловой энергии.

3.3 Обозначения

В формулах с разделов 5, 6 и 9 используют следующие обозначения:

	-	удельная теплоемкость охлаждающей воды, кДж/(кг·K);
	-	увеличение затрат энергии установки на единицу продукции;
FSE	-	удельные выбросы при использовании топлива, кг/кДж;
	-	удельная энтальпия пара, кДж/кг;
	-	удельная энтальпия конденсата, кДж/кг;
	-	низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;
	-	потребляемая мощность насоса охлаждающей воды, МВт;
	-	изменение полной выработки электроэнергии за счет отбора пара из парового цикла, МВт;
	-	потребность в электроэнергии для установки по улавливанию , МВт;
	-	полезная выходная мощность электростанции, МВт;
	-	полезная выходная мощность электростанции с установкой по улавливанию , МВт;
	-	абсолютное давление газового потока, кПa;
	-	давление подаваемой охлаждающей воды, кПa;
	-	давление охлаждающей воды на выходе, кПa;
	-	массовый расход потока после сжатия, т/ч;
	-	массовый поток перед сжатием, т/ч;
	-	массовый поток , т/ч;
	-	массовый поток выбросов от электростанции, т/ч;
	-	массовый поток от электростанции с установки по улавливанию , т/ч;
	-	массовый расход пара на установке по улавливанию , кг/ч;
	-	массовый расход конденсата на установке по улавливанию , кг/ч;
	-	норма расхода абсорбента на установке по улавливанию , кг/ч;
	-	норма расхода химического реагента на установке по улавливанию , кг/ч;
	-	объемный расход при измерении или конкретных условиях, м /ч;
	-	объемный расход при стандартных условиях температуры (273,15 К) и давления (100 кПа), м /ч;
	-	объемный расход на входе в установку РСС в пересчете на сухой при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м /ч;
	-	объемный расход на выходе из установки РСС (в пересчете на сухой при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м /ч;
	-	объемный расход дымовых газов на установку РСС в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м /ч;
	-	объемный расход дымовых газов на выходе из установки РСС в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м /ч;
	-	объемный поток после сжатия в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м /ч;
	-	объемный поток перед сжатием в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м /ч;
SAC	-	удельный расход абсорбента, кг/т;
SCC	-	удельный расход химических реактивов, кг/т;
SCWD	-	удельный расход охлаждающей воды, м /т;
SEC	-	удельный расход электроэнергии, кВт·ч/т;
SEEC	-	удельный эквивалент расхода электроэнергии, кВт·ч/т;
SRCE	-	удельное сокращение выбросов , т/МВт·ч;
STEC	-	удельный расход тепловой энергии, ГДж/т;
	-	температура охлаждающей воды на входе, K;
	-	температура охлаждающей воды на выходе, K;
	-	средняя температура газового потока, K;
	-	процент углерода по массе в топливе на момент сжигания;
	-	эффективность улавливания , %;
	-	КПД двигателя, %;
	-	КПД насоса охлаждающей воды, %;
	-	доля общего расхода дымовых газов на установку PCC, %;
	-	полезная выходная мощность электростанции, %;
	-	полезная выходная мощность электростанции с PCC, %;
	-	плотность охлаждающей воды, кг/м ;
	-	суммарная тепловая нагрузка на охлаждение на установке PCC, кДж/ч;
	-	объемная концентрация в дымовых газах, подаваемых на установку PCC в пересчете на сухой газ, %;
	-	объемная концентрация в дымовых газах на выходе из установки PCC в пересчете на сухую массу, %;
	-	объемная концентрация в потоке после сжатия в пересчете на сухой газ, %;
	-	объемная концентрация в потоке продукта перед сжатием в пересчете на сухой газ, %.
Химические обозначения
	-	газообразный продукт реакции взаимодействия кислорода воздуха (горения) с углеродом топлива.

4 Определение границы системы

4.1 Установка PCC, интегрированная с основной электростанцией

Стандарт предназначен для оценки эффективности установки PCC, интегрированной с тепловой электростанцией, работающей на углеродсодержащем топливе, включая комбинированное производство тепла и электроэнергии. Стандарт охватывает использование всего углеродсодержащего топлива.

Установка PCC, интегрированная с тепловой электростанцией (также называемой главной электростанцией), характеризуется следующим.

a) получают дымовые газы от одной или нескольких электростанций. Дымовые газы могут предварительно кондиционироваться на основной электростанции (электростанциях) и/или на установке PCC;

b) обычно получает ресурсы и энергию от основной электростанции или любых других вспомогательных установок;

c) управление работой установки PCC интегрировано с главной электростанцией в соответствии с требованиями обеих сторон.

4.2 Границы установки PCC, основной электростанции и инженерных сетей

На рисунке 2 представлена типичная граница установки PCC, интегрированной с основной электростанцией. Незначительные изменения могут быть результатом конкретной конфигурации главной электростанции или установки PCC. На рисунке 2 приведена комплексная конфигурация, включающая энергоустановку, работающую на углеродсодержащем топливе. Граница любого объекта PCC может включать в себя следующие интерфейсы:

a) интерфейс с основной электростанцией. Важными элементами на этом интерфейсе являются дымовые газы (после любых существующих систем контроля окружающей среды), электричество и теплоносители, если они поставляются с принимающей электростанции;

b) интерфейс со вспомогательными установками, включающий вспомогательный котел или вспомогательную газовую турбину с котлом-утилизатором, который подает теплоноситель и электроэнергию на установку PCC и/или с основной электростанцией. В расчеты потребления (см. раздел 6) должно быть включено только потребление ресурсов, влияющее на оценку эффективности установки PCC;

c) взаимодействие с окружающей средой. Выбросы на выходе с установки PCC непосредственно в атмосферу и потоки сточных вод и твердые отходы (при наличии) также должны быть включены в расчет потребления и потребностей ресурсов (см. раздел 6);

d) интерфейс с транспортной инфраструктурой

.

Граница оценки производительности установки PCC, интегрированной с основной электростанцией, показана жирной пунктирной линией (позиция 100) на рисунке 2. Учитывая сложность системы, пояснения различных потоков и оборудования приведены в таблицах 1-5.

Некоторые из элементов, пронумерованных на рисунке 2, имеют прямое отношение к KPI, определенным в разделе 1. Элементы, относящиеся к конкретному сокращению выбросов

, включены в таблицу 1. К ним относятся потоки дымовых газов, поступающие на установку PCC с принимающей электростанции, и любые вспомогательные установки, а также потоки, выходящие из установки РСС после улавливания

. Следует обратить внимание, что потоки дымовых газов, поступающие на установку PCC, не обязательно представляют собой все содержащие

дымовые газы, образующиеся на основной электростанции или вспомогательных агрегатах. Установку РСС можно спроектировать для частичного улавливания, при этом определенный процент дымовых газов направляется на установку РСС для обработки, а оставшиеся дымовые газы и связанный с ними

выбрасывают в атмосферу. Эта возможность обсуждается в разделе 5.

Следует также отметить, что KPI, относящиеся к эквивалентному потреблению электроэнергии, т.е. SEEC и SRCE, можно применять к случаю со вспомогательным блоком, определенным в 4.2b). Вспомогательный блок может быть включен в основную электростанцию при расчете KPI (см. 9.4 и 9.5), если электроэнергию, вырабатываемую вспомогательным блоком, используют для питания оборудования на станции РСС и их применение согласовано между заинтересованными сторонами в связи с его спецификацией в зависимости от каждого проекта. В этом случае на интерпретацию вышеуказанного KPI влияют как удельные выбросы топлива (кг/кДж), описанные в D.2, так и тепловая мощность вспомогательного агрегата. Если они отличаются от основной электростанции, то основные параметры, используемые для каждого расчета, должны быть перечислены вместе с KPI для взаимопонимания между заинтересованными сторонами.

Элементы, относящиеся к KPI для STEC, приведены в таблице 2. Пар и/или отработанное тепло можно передавать от основной электростанции или вспомогательного блока. Кроме того, отработанное тепло, выработанное на установке PCC, иногда может быть использовано на основной электростанции или вспомогательном блоке, как указано в таблице 2.

Потоки, относящиеся к KPI для расчета SEC и SEEC, указаны в таблице 3. Электроэнергию, вырабатываемую на основной электростанции или вспомогательном блоке, допускается использовать для питания оборудования (включая сжатие) на станции PCC.

Электрическая энергия, используемая для этих целей, вносит свой вклад в SEEC. Кроме того, пар, используемый установкой PCC для процесса выделения

(см. таблицу 2), который мог бы использоваться для производства электроэнергии без улавливания

, также вносит свой вклад в SEC и SEEC.

Позиции, относящиеся к KPI по расходу конкретных абсорбентов и химических или вспомогательных материалов, указаны в таблице 4.

Элементы, приведенные на рисунке 2, но не имеющие прямого влияния на расчет KPI, перечислены в таблице 5. Включение этих элементов на рисунок 2 необходимо для лучшего понимания процессов и оборудования, которые влияют на KPI.

Оценка ключевых показателей эффективности, связанных с энергопотреблением и выбросами

, зависит от измерений в нескольких точках системы. Эти точки и связанные с ними потоки показаны на рисунке 3. Используемые номера потоков/оборудования такие же, как и на рисунке 2. Как указано, эти измерения включают концентрации, скорости потока, давление и температуру дымовых газов, поступающих и выходящих из PCC и для потока продукта

(

13

), отправленного на транспортирование. Измерения расхода, давления и температуры для потоков пара, конденсата и постоянного тока, поступающих и выходящих из PCC, используют при оценке KPI.

________________

Граница.

Только для энергоустановки на угле.

Только в случае GTCC.

Примечание - Все различные потоки и оборудование для этого рисунка суммированы в порядке возрастания в приложении А. Используют только три надстрочных индекса. Эти надстрочные индексы указывают на различные варианты, связанные с типом топлива (

- для угля,

- для газа) или для обозначения границы системы.

- граница;

- зона;

- поток;

- электричество;

1

- граница основной электростанции - эта конфигурация блочного потока типична для угольной энергоустановки котла и энергоустановки GTCC;

2

- секция предварительной обработки дымовых газов - кондиционирование дымовых газов для подготовки к отделению

. Может включать удаление загрязняющих веществ, которые могут повредить абсорбент, или регулирование температуры для оптимизации эффективности абсорбента и т.д.;

3

- секция улавливания

;

4

- секция сжатия/сжижения потока

(включая очистку потока

);

5

- система транспортирования

;

6

- газовая турбина в энергоустановке GTCC - элемент с обозначениями:

70

- котел-утилизатор,

72

- подогреватель воздуха и нагнетательный компрессор;

74

- система удаления твердых частиц,

75

- система сероочистки;

7

- поток в дымовую трубу, если требуется (может содержать остаточный

);

10

- дымовой газ от основной электростанции;

11

- дымовые газы вспомогательного блока (вспомогательной системы выработки пара и электроэнергии

30

);

12

- очищенный дымовой газ (содержащий в основном азот, но может содержать остаточный

) направляется в дымовую трубу;

13

- поток

, отправленный на транспортирование;

14

- поток

в атмосферу, необходимый для пуска, остановки, аварийных ситуаций и при значительных нарушениях в работе;

15

- сточные воды, направляемые на очистку;

16

- отходы, направляемые в систему переработки отходов;

17

- побочный продукт;

18

- чистый абсорбент;

20

- система генерации охлаждающей воды - система охлаждения может включать градирни, прямоточную систему или воздушные теплообменники;

21

- вход охлаждающей воды, может быть общим для основной электростанции и установки PCC;

22

- выход охлаждающей воды, может быть общим для основной электростанции и установки PCC;

23

- воздушный теплообменник, встроенный в установку PCC;

24

- вспомогательная система производства пара (например, HRSG на вспомогательной газовой турбине или вспомогательном котле);

25

- система распределения пара;

26

- вспомогательная газовая турбина;

27

- вспомогательный генератор;

28

- система очистки сточных вод;

29

- система переработки отходов;

30

- вспомогательная система выработки пара и электроэнергии;

31

- система распределения электроэнергии, контролирует количество энергии, отводимой на установку PCC для работы вентиляторов, насосов, воздуходувок и компрессоров;

35

- пар от основной электростанции, также может быть другой теплоноситель (например, горячее масло);

36

- пар из вспомогательной системы парогенерации, также может быть другой теплоноситель (например, горячее масло);

37

- пар, подаваемый с основной электростанции на установку PCC для запуска регенерации абсорбента и других процессов, также может быть другая среда для передачи тепловой энергии (например, горячее масло);

38

- отработанный пар из PCC на основную электростанцию - если пар является теплоносителем, используемым в PCC, он может быть возвращен на основную электростанцию;

39

- конденсат пара из PCC на основную электростанцию, если пар используется и конденсируется в PCC, этот поток возвращает конденсат на основную электростанцию;

40

- возврат парового конденсата на основную электростанцию;

41

- возврат парового конденсата в систему вспомогательного парообразования;

42

- подача охлаждающей воды (если система охлаждающей воды основной электростанции и/или вспомогательного блока используется для подачи охлаждающей воды на установку РСС, то она учитывается в этом потоке);

43

- возврат охлаждающей воды - возвращается от PCC на главную электростанцию и/или на вспомогательный блок;

44

- отработанное тепло от технологического теплообменника, встроенного в установку PCC

23

;

45

- электроэнергия от вспомогательной системы выработки электроэнергии;

46

- электроэнергия от основной электростанции на установку PCC;

47

- топливо для вспомогательной паросиловой установки;

48

- химические реактивы;

49

- деминерализованная вода, техническая вода;

50

- электроэнергия перенаправляется на питание оборудования и систем, связанных с установкой PCC, включая вентиляторы, насосы и компрессора;

51

- экспорт мощности;

52

- электроэнергия, отведенная от основной электростанции или вспомогательной системы выработки электроэнергии для питания другого оборудования на той же станции или установке;

55

- теплоноситель, передающий отработанное тепло от установки PCC к основной электростанции (например, питательная вода котла для предварительного нагрева);

56

- отходящее тепло главной электростанции, используемое на установке РСС, или возврат отработанного тепла установки РСС, используемого на основной электростанции; поток может представлять собой отходящее тепло основной электростанции, используемое в процессе регенерации абсорбента на установке РСС, или возврат отходящего тепла, которое было произведено на установке PCC и использовано на основной электростанции (например, предварительный подогрев питательной воды котла);

57

- теплоноситель, передающий отработанное тепло от основной электростанции к установке PCC. Распространенным источником выделенного тепла на принимающей электростанции является тепло, содержащееся в дымовых газах. Этот поток интегрирует тепло, подаваемое на установку РСС по потоку

37

;

58

- возврат отработанного тепла электростанции с установки PCC - поток представляет собой возврат отработанного тепла из потока

57

на основную электростанцию;

59

- использование сточных вод на установках PCC в FGD - сточные воды установки PCC потенциально могут использоваться в качестве подпиточной воды в системе FGD;

60

- дымовой газ после предварительной обработки - поток представляет собой поток дымового газа после удаления загрязняющих веществ и корректировки температуры при подготовке к входу в абсорбер (из 2 в 3);

61

- поток

, выходящий из секции улавливания

перед входом в компрессор из 3 в 4);

65

- топливо для основной электростанции;

70

- котел или HRSG в случае GTCC;

71

- Система удаления

;

72

- предпусковой нагреватель воздуха и вентилятор с принудительной тягой (не применяют в случае GTCC);

73

- система регенерации тепла дымовых газов;

74

- система удаления твердых частиц (не применяют в случае GTCC);

75

- FGD (не применяют в случае GTCC);

76

- нагреватель дымовых газов, при необходимости;

77

- дымовая труба и дымоход;

80

- турбина высокого давления (HP) - турбина среднего давления (IP);

81

- турбина низкого давления (LP);

82

- нагреватели высокого давления;

83

- деаэраторы;

84

- нагреватели низкого давления;

85

- паровой конденсатор;

86

- система питания охлаждающей водой электростанции;

87

- вход охлаждающей воды на электростанцию;

88

- выход охлаждающей воды с электростанции;

89

- генератор электростанции;

100

- линия представляет собой границу установки PCC;

101

- атмосфера;

102

- литосфера и/или гидросфера;

200

- граница вспомогательного блока

Рисунок 2 - Граница установки PCC

Таблица 1 - Описание потоков и оборудования, указанных на рисунке 2, относящихся к SRCE

Номер потока/ оборудования	Описание
7	Поток в дымовую трубу, если требуется (этот поток, если он существует, может содержать остаточный )
10	Дымовой газ от основной электростанции
11	Дымовые газы вспомогательного блока (вспомогательная система выработки пара и электроэнергии 30)
12	Очищенный дымовой газ (содержащий в основном азот, но может содержать остаточный ) направляют в дымовую трубу
13	Поток , отправленный на транспортирование

Таблица 2 - Описание потоков и оборудования, показанных на рисунке 2, относящихся к STEC

Таблица 3 - Описание потоков и оборудования, приведенных на рисунке 2, необходимых для расчета SEC и SEEC

Таблица 4 - Описание потоков и оборудования, показанных на рисунке 2, необходимых для расчета SAC и SCC

Таблица 5 - Описание потоков и оборудования, указанных на рисунке 2