Секторные экономические инструменты и варианты обязательств по ограничению выбросов парниковых газов (стр. 9 )

Другие виды энергоносителей, такие как древесный уголь, водород и электричество, также могут быть использованы в качестве заменяющего топлива. Это может привести к значительным снижениям выбросов при условии, что сами эти энергоносители получены в процессах, не создающих выбросов СО2. Тем не менее, стоимость подобных мер по снижению уровня загрязнения будет в большинстве случаев превышать 50 долл. за тонну СО2.

Возможности по снижению выбросов CO2 также включают в себя внедрение систем регенерации остаточного газа и тепла, сухое тушение кокса, применение турбин высокого давления для подачи воздуха в доменные печи, регенерацию газа от печей BOF, регенерацию остаточного тепла для обжигательных заводов, печей BOF и сушильных камер. В некоторых странах эти технологии широко применяются, однако в других – практически отсутствуют. Общий потенциал снижения выбросов CO2 от этих мер оценивается в 100 млн. т/год для всего мира в целом.

Прокатка и чистовая обработка нерафинированной стали требуют дополнительного расхода энергии. Чем тоньше должен быть стальной продукт на выходе, тем больше энергии требуется для прокатки. Дополнительная энергия требуется также в некоторых приложениях для удаления примесей и снижения содержания углерода. В то время как нерафинированная сталь стоит около 150 долл./т, обработанная сталь может стоить 300-700 долл./т. Тенденция роста спроса на более сложные продукты приводит к увеличению энергопотребления на тонну, но снижает энергопотребление на единицу добавленной стоимости.

Для России можно составить длинный список технологических возможностей по повышению энергоэффективности черной металлургии и снижению выбросов СО2.

·  Повышение эффективности процессов добычи и обогащения железной руды

·  Повышение эффективности процессов агломерации и производства окатышей

·  Повышение эффективности систем управления работой доменных печей

·  Утилизация доменного газа и контроль уровня влажности угля

·  Сухое тушение кокса

·  Использование технологии пылеугольного вдувания топлива в доменных печах, позволяющее заменить кокс углем и таким образом избежать необходимости производства кокса.

·  Контроль уровней кислорода и работы регулируемых электроприводов

·  Энергоэффективный предварительный нагрев сталеразливочных ковшей

·  Модернизация электродуговых печей

·  Непрерывное литье

·  Литье тонких полос и получение профиля, близкого к заданному

·  Внедрение устройств контроля работы станов для горячей прокатки; рекуперативные горелки; программирование процесса нагрева;

·  Теплоизоляция печей для горячей прокатки

·  Энергоэффективные двигатели для горячей прокатки

·  Утилизация вторичной теплоты (охлаждение воды)

·  Снижение потребления пара при холодной прокатке

В целом этапы производства стали и возможности России по повышению энергоэффективности приведены ниже в сводной таблице[25].

Этап производства, технология	Средний показатель энерго­емкости в России ГДж/т	Зарубеж­ные показа­тели ГДж/т	Меры
Добыча и обогащение руды	0,34	0,289
Агломерация	1,83	1,49	Увеличение масштабов утилизации вторичной теплоты на предприятии, сокращение утечек сжатого воздуха, повышение эффективности технологического контроля и использование отходов в качестве топлива в агломерационных цехах
Производство окатышей	1,28	0,7
Производство кокса (без учета нагрева коксовых печей)	1,39	0,92	Технологии вдувания пылеугольного топлива в доменных печах
Производство чугуна	16,9	11,2	Газовые утилизационные бескомпрессорные турбины, утилизация доменного газа, автоматизация печей с горячим дутьем и повышение эффективности управления доменным процессом
Электродуговые печи	3,2	1,6	Предварительный нагрев вторичного металла и увеличение использования кислорода
Мартеновские печи	5	0,38	Переход на кислородно-конвертерные печи
Производство стального проката	4	0,4 для холоднокатаной стали; 0,9-1,6 для горячекатаной стали	Переход на непрерывное литье с получением профиля, близкого к заданному, и тонких полос, что избавляет от необходимости нагревать и охлаждать заготовки и сокращает циклы прокатки

А.3 Угольная энергетика

Как указывалось ранее, возможности энергетики в целом, и угольной энергетики в частности, как отрасли для принятия секторальных обязательств по снижению выбросов СО2 пока еще изучены гораздо слабее, чем возможности других отраслей, например, производства цемента и черной металлургии. Поэтому в данном приложении приводятся только технологические возможности снижения выбросов без анализа возможностей России и положения нашей страны с точки зрения участия в международных отраслевых обязательствах и торговле разрешениями на выбросы парниковых газов. Этому сложному вопросу должны быть посвящены специальные исследования. Также специально должны быть рассмотрены возможности, преимущества и проблемы введения российской национальной системы рыночного регулирования повышения энергоэффективности угольной энергетики с соответствующим введением внутренней системы торговли разрешениями на выбросы СО2 или без таковой.

Говоря в целом об энергетике на ископаемом топливе, снижение выбросов CO2 достигается с помощью повышения КПД преобразования, совместного сжигания угля с биомассой, добавления синтетического биогаза к природному газу, а также путем перехода с угля на природный газ. Выбор стратегии снижения выбросов зависит от существующих генерирующих мощностей, стоимости других видов топлива и альтернативных технологий. Текущее соотношение природного газа и угля в производстве электроэнергии в разных странах и регионах варьируется в зависимости от доступности ресурсов и внутренних цен на топливо.

КПД угольных станций

Ниже все расчеты КПД основаны на низшей теплотворной способности топлива (LHV – Lower Heating Value). Разница между низшей и высшей теплотворной способностью (HHV – Higher Heating Value) равна количеству тепла, затрачиваемого в процессе горения топлива на образование водяного пара. Статистика европейских стран и МЭА ведется на основе LHV, тогда как в американской статистике используется HHV. Разница составляет примерно 5% в случае угля и 10% в случае природного газа, что означает снижение КПД примерно на 2% при использовании HHV вместо LHV для угольной электростанции и на 5% для газовой электростанции комбинированного цикла.

В 2003 г. КПД электростанций на каменном угле варьировался от 33% в Китае до 42% в Японии. Китай является крупнейшим мировым потребителем угля, и если бы китайские станции обладали бы тем же средним КПД, что и японские, спрос на уголь в Китае упал бы на 21%.

В США средний КПД электростанций на каменном угле практически не менялся за последние 30 лет, тогда как КПД станций в Западной Европе и Китае вырос примерно на 6%. Это различие объясняется особенностями инвестиционной политики и выбором технологий. Угольные электростанции в США обычно имеют более низкий КПД, чем европейские или японские. Цены на уголь в США ниже, соответственно для инвестиций в более эффективные технологии нет достаточных экономических стимулов.

КПД большинства действующих угольных электростанций существенно ниже того, который может быть реально обеспечен на современном этапе, то есть имеется определенный потенциал повышения эффективности применяемых в настоящее время технологий. Рост эффективности может быть достигнут как путем совершенствования действующих станций, так и за счет внедрения новых технологий. Стоимость модернизации или замены зависит от КПД и срока службы существующих мощностей. Чем меньше срок службы станции, тем дешевле обойдется ее модернизация.

КПД электростанций зависит также от качества топлива, особенно угля, существующих стандартов охраны окружающей среды и режима эксплуатации. При прочих равных условиях, электростанции, использующие в качестве топлива высокозольный, высоковлажный уголь, обладают более низким КПД, чем станции, где применяется уголь с малым содержанием золы и низкой влажностью. Это является основной причиной низкого КПД угольных электростанций в Индии. Очистка топочного газа требует расхода энергии и тем самым приводит к снижению КПД. Эксплуатация станций с мощностью ниже номинальной (что является обычной практикой в энергосистемах, работающих в условиях рыночной экономики) значительно снижает их КПД.

В мире две трети всех угольных станций имеют срок службы более 20 лет, их средний КПД нетто равен 29% или ниже, а объем годовых выбросов CO2 составляет не менее 3,9 млрд. т. При замене всех этих на станции с КПД, равным 45%, объем выбросов CO2 снизился бы на 36%, т. е. на 1,4 млрд. т/год (или примерно на 60% всех нынешних выбросов парниковых газов в России, учитывая и потери почвенного углерода и эмиссию/поглощение лесами).

Срок службы угольных станций

Срок службы действующих угольных электростанций значительно влияет на возможности снижения объема выбросов CO2. К главным факторам, от которых зависит срок службы подобных станций, относятся: частота отключений, качество мониторинга работы станции, возможность их реконструкции, экологические стандарты, либерализация рынка электроэнергии. Частота отключений для угольных станций обычно составляет 5% для станций, срок службы которых равен 10-20 годам. Если станция не модернизируется, эта частота возрастает до 20% при достижении 40-летнего срока службы.

Это означает, что возможен выбор между низким КПД и отказами станций с большим сроком службы, с одной стороны, и инвестициями в новые станции, с другой. Мониторинг работы станций улучшился, что позволило улучшить регулирование технологического режима и увеличить срок службы.