Toggle Dropdown
Утверждено
приказом и.о. Министра
охраны окружающей среды
Республики Казахстан
от 5 ноября 2010 года № 280-п
Система нормативных документов по охране окружающей среды
Руководящий нормативный документ
Методические указания
по расчету выбросов парниковых газов
от тепловых электростанций и котельных
Выбросы парниковых газов (ПГ) предприятиями энергетики являются определяющими в национальном кадастре выбросов большинства стран. Для Казахстана эти выбросы так же составляют основную долю выбросов ПГ среди всех сфер хозяйственной деятельности. Естественно поэтому, что учет выбросов ПГ предприятиями энергетики должен быть особенно тщательным, а неопределенность в оценках - минимальной.
Данные методические указания предназначены для оценки выбросов ПГ только тепловыми электростанциями и котельными, т.е. предприятиями, для которых выработка электроэнергии или тепла, а также электроэнергии и тепла одновременно является основной целью. Методические указания предназначены для расчета выбросов ПГ на всех тепловых электростанциях и котельных независимо от формы собственности. В то же время все другие предприятия, в которых тоже сжигается топливо, но для которых выработка электроэнергии и тепла не является основным выходным продуктом, данными методическими указаниями не охватываются.
В зависимости от полноты информации возможна оценка (расчет) выбросов ПГ на трех уровнях. Чем больше информации о применяемой технологии сжигания топлива, тем выше может быть уровень оценки. Так, если известны только данные о количестве сожженного топлива за год, то расчеты возможны только на уровне 1. При этом еще необходимо будет пользоваться коэффициентами выбросов ПГ на единицу сожженного топлива, полученными для Европы и США, т.н. коэффициентами выбросов «по умолчанию».
Если же имеются национальные данные об удельных коэффициентах выбросов для данных источников выбросов и типа топлива и, кроме того, известно содержание углерода в используемых видах топлива, то расчеты возможно выполнить на уровне 2. В этом случае коэффициенты выбросов ПГ «по умолчанию» для уровня 1 заменяются на конкретные, полученные для данной страны коэффициенты выбросов. Такие коэффициенты могут быть рассчитаны на основе конкретных данных для страны о содержании углерода в топливе, состоянии технологии сжигания, оставшегося в золе углерода, которые тоже могут меняться со временем. Эффективная практика заключается в том, чтобы удельные коэффициенты выбросов для страны сравнивались с коэффициентами «по умолчанию». Различие должно быть небольшим, около 5%. Однако такое сравнение выполняют соответствующие НИИ страны. Задача предприятия - воспользоваться национальными коэффициентами, если они есть. А такие коэффициенты для топлива Казахстана имеются. Поэтому при расчете выбросов СО 2 этими коэффициентами следует пользоваться и тогда результаты расчетов будут соответствовать уровню 2. Коэффициенты приведены в таблице 1.
Уровень 3, наиболее предпочтительный, как дающий минимальные погрешности, возможно использовать, если имеются следующие данные:
- информация о качестве используемого топлива;
- технологии контроля за процессами сжигания;
- качество технического обслуживания;
- возраст оборудования, используемого для сжигания топлива.
В приложении к Уровню 3 все это учитывается путем разбивки всей процедуры потребления топлива на однообразные по режиму работы и типу топлива участки и использования для каждого из них своих удельных коэффициентов выбросов. Особенно это важно при оценке выбросов метана ( СН 4 ) и закиси азота (N 2 O) . Коэффициенты выбросов двуокиси углерода ( СО 2 ) зависят от перечисленных выше факторов в меньшей степени, поскольку выбросы СО 2 почти не зависят от технологии сжигания. Соответственно и использование уровня 3 для его расчетов не требуется.
Непрерывный мониторинг технологии сжигания необходим для точной оценки выбросов СН 4 и N 2 O . Особенно он оправдан при сжигании твердого топлива или, если топливо отличается заметным разнообразием своих характеристик.
Данные методические указания предусматривают расчет выбросов СН 4 и N 2 O только на уровне 2 , т.е. на основе количества сожженного топлива и коэффициентов «по умолчанию», предлагаемых соответствующими Руководствами.
Из зарубежных источников известно, что в некоторых случаях для производства энергии или тепла используется биомасса. Расчет выбросов ПГ от сжигания биотоплива данные методические указания не предусматривают из-за их малого использования, а также имеющей место специфики учета выбросов от биотоплива.
На некоторых тепловых станциях и котельных дальнего зарубежья применяются системы улавливания диоксида углерода. Учитывая факт, что в Казахстане возможности такого улавливания пока не реализованы, В методических указаниях такой вариант сжигания пока не рассматривается.
Настоящая методика, называемая также Методическими указаниями, предназначена для использования на тепловых электростанциях и котельных для самостоятельного расчета выбросов парниковых газов по итогам работы за календарный год.
Целью данного нормативного документа является разработка научно-обоснованного и близкого по структуре к Международным и Европейским подходам метода оценки объемов выбросов парниковых газов от тепловых электростанций и котельных, который был бы приемлем для условий Республики Казахстан.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:
- изучена научная информация ближнего и дальнего зарубежья о современных коэффициентах выбросов ПГ в зависимости от вида топлива, технологии и режима сжигания;
- изучена структура энергетических предприятий Казахстана, существующие технологии и доступные данные;
- разработана методика учета (расчетов) выбросов ПГ предприятиям Казахстана;
- подготовлен образец расчетов выбросов ПГ энергопредприятием, следуя которому возможно выполнить расчеты для реального предприятия.
3. ПОРЯДОК РАСЧЕТОВ
3.1. Теоретические основы
Расчеты выбросов углекислого газа (СО 2 ) лучше всего поддаются контролю, поскольку они базируются на уравнении окисления углерода:
12 + 2 16 = 12 + 16 2 = 44
Следовательно, на 12 молярных масс углерода приходится 44 массы двуокиси углерода. Соответственно, на одну молярную массу углерода приходится 
массы двуокиси углерода, т.е. на каждую сожженную тонну углерода выбрасывается или ≈ 3,67 т двуокиси углерода. Теория легко реализуется применительно к сжиганию угля, который после отделения всевозможных примесей представляет чистый углерод. Правда, твердое топливо не всегда сгорает на 100 %, однако в последнем Руководстве рекомендуется вести расчеты выбросов, исходя именно из такого условия, чему мы тоже следуем.
Фактические теплотворная способность топлива и содержание в нем углерода регламентируются, однако, национальными коэффициентами, что приведет к небольшим, в пределах 5%, различиям с результатами, полученными на основе приведенного выше уравнения. Однако грубые просчеты, которые могут возникнуть, легко обнаружить именно на основе уравнения: количество выбросов СО 2 должно примерно в 3,67 раза превышать количество сожженного угля и примерно в 2 раза - мазута и других нефтепродуктов.
Как сказано выше, расчеты выбросов СО2 мы выполняем с использованием национальных коэффициентов, т.е. обычно на уровне 2. ( Для некоторых видов топлива имеются только коэффициенты предприятий. Они даны в той же таблице 1).
Несколько сложнее рассчитать выбросы других парниковых газов - СН 4 и N 2 O . Удельное количество выбросов каждого из них определяется особенностями технологического процесса сжигания как-то: температурой сгорания и ее распределением по объему камеры, количеством подаваемого воздуха и т.д. Соответственно, неопределенности вычислений больше. В то же время технологические процессы тепловых станций и крупных котельных характеризуются высокими стабильностью и контролем за ними, что способствует удержанию уровня неопределенности в приемлемых пределах.
Необходимых данных о технологии сжигания мы пока не имеем. Поэтому мы воспользуемся предлагаемыми нам удельными коэффициентами выбросов парниковых газов СН 4 и N 2 O «по умолчанию», т.е. выполним расчеты на уровне 1.
Независимо от вида топлива схема подхода к оценке выбросов ПГ (схема принятия решений) одна и та же. Она приведена на рис 1. (Собственно решение об уровне расчетов выбросов СО2 , СН4 и N2 O нами уже принято).
В любом случае необходимо знать количество сожженного топлива за год и виды топлив.
Национальные коэффициенты, необходимые для расчета выбросов СО2, приведены в таблице 1. Удельные коэффициенты выбросов СН 4 и N 2 O приведены в таблице 2.
Рис.1. Схема принятия решений для оценки выбросов ПГ от работы предприятиями энергетики
Категории топлива МГЭИК и соответствующие им используемые виды топлива
| Категории топлива МГЭИК | Категории топлива, используемые статистикой Казахстана | Теплотворная способность, ТДж/тыс.т, k | Коэффициент эмиссии углерода, тС/ТДж, k |
| Сырая нефть | Сырая нефть | 40,12 CS | 20,31CS |
| Газовый конденсат | | |
| Бензин | Бензин авиационный | 44,2l CS | 19,13CS |
| Бензин автомобильный |
| Реактивное топливо типа бензина |
| Керосин авиационный | Реактивное топливо типа керосина | 43,32CS | 19,78CS |
| Прочий керосин | Керосин осветительный и прочий | 44,75 | 19,6 |
| Газойли/дизельное топливо | Дизельное топливо | 43,02 CS | 19,98CS |
| Топливо печное бытовое | 42,54CS | 20,29 CS |
| Топливо для тихоходных дизелей (моторное) | 42,34CS | 20,22 CS |
| Топочный мазут | Топливо нефтяное (мазут) | 41,15CS | 20,84 CS |
| Мазут флотский | | |
| Сжиженный нефтяной газ | Пропан и бутан сжиженные | 47,31 D | 17,2 D |
| | Углеводородные сжиженные газы | | |
| Нефтебитум | Битум нефтяной и сланцевый | 40,19D | 22 D |
| Смазочные материалы | Отработанные масла (прочие масла) | 40,19 D | 20 D |
| Нефтяной кокс | Кокс нефтяной и сланцевый | 31,0 D | 27,5D |
| Прочие виды топлива | Прочие виды топлива | 29,309 D | 20 D |
| Коксующийся уголь | Коксующийся уголь карагандинского бассейна | 24,0l CS | 24,89CS |
| Полубитуминозный уголь | Уголь каменный | 17,62PS | 25,58 PS |
| Лигнит | Лигнит (бурый уголь) | 15,73 PS | 25,15 PS |
| Кокс | Кокс и полукокс из каменного угля | 25,12 D | 29,5 D |
| Коксовый газ | Коксовый газ | 16,73 PS | 13 D |
| Доменный газ | Доменный газ | 4,19 PS | 66 D |
| Газ природный | Газ природный | 34,78CS | 15,04 CS |
| Твердая биомасса | Дрова для отопления | 10,22 CS | 29,48CS |
| Примечание: D — значения из Руководства МГЭИК (IPCC default); CS - национальные данные (country specific); PS - данные предприятия (plant specific). |
Коэффициенты выбросов метана и закиси азота для предприятий энергетики
(коэффициенты по умолчанию)
| Основная технология | Конфигурация | Коэффициенты1 выбросов (кг/ТДж подводимой энергии) |
| СН 4 | N 2 O |
| Жидкие виды топлива |
| Котлы на топочном мазуте/ нефти | | 3 | 0,6 |
| Котлы на газойле/ дизельном топливе | | 0,2 | 0,4 |
| Большие стационарные дизельные двигатели5 | | r 4 | NA |
| Котлы на сжиженном нефтяном газе | | n 0,9 | n 4 |
| Твердые виды топлива (Уголь) |
| Другие битумные/полубит. котлы с механической загрузкой сверху | | 1 | r 0,7 |
| Другие битумные/полубит. котлы с механической загрузкой снизу | | 1,4 | r 0,7 |
| Другие битумные/полубитумные котлы на распыленном топливе | Сухое дно, пристенное сжигание | 0,7 | r 0,5 |
| Сухое дно, тангенциальное сжигание | 0,7 | r 1,4 |
| Мокрое дно | 0,9 | r 1,4 |
| Другие битумные котлы с мех. загрузкой и распределением | | 1 | r 0,7 |
| Другие битумные/полубит. топки с псевдоожиженным слоем | Циркулирующий слой | 1 | r 61 |
| Кипящий слой | 1 | r 61 |
| Природный газ |
| Котлы | | r 1 | n 1 |
| Газовые турбины2 > 3 МВт | | 4 | 1 |
| Поршневые двигатели на природном газе3 | 2-тактные, обедненная смесь | r 693 | NA |
| 4-тактные, обедненная смесь | r 597 | NA |
| 4-тактные, обогащенная смесь | r 110 | NA |
| Биомасса |
| Котлы на древесине/древесных отходах4 | n 11 | n 7 |
| 1 Источник: US EPA, 2005b если не указано иное. Значения первоначально базировались на высшей теплотворной способности; они были переведены в низшую теплотворную способность, предполагая, значения НТС на 5 процентов ниже ВТС для угля и нефтепродуктов, и на 10 процентов ниже для природного газа. Данные процентные поправки являются допущениями ОЭСР/МЭА по переводу величин из ВТС в НТС. |
| 2 Коэффициент был получен по установкам, работающим только на высоких нагрузках (80%). |
| 3 Большинство работающих на газе поршневых двигателей используется в газовой промышленности, в компрессорных установках трубопроводов и хранилищ, и на газоперерабатывающих заводах. |
| 4 Значения первоначально базировались на высшей теплотворной способности; они были переведены в низшую теплотворную способность, предполагая, значения НТС для сухой древесины на 20 процентов ниже ВТС (Лаборатория лесоматериалов, 2004 г.). 5 В дальнейшем ожидается данную технологию дезагрегировать. |
| NA = данные отсутствуют |
| n указывает на новый коэффициент выбросов, который не был представлен в Руководящих указаниях МГЭИК1996 г. |
| r указывает на коэффициент выбросов, который был пересмотрен после выхода Руководящих указаний МГЭИК 1996 г. |
3.2. Расчет выбросов СО 2
В простейшем случае при расчетах на уровне 1 выбросы любого парникового газа M ПГ в первую очередь СО 2 составит:
(1)
где m - количество сожженного топлива данного типа, в тоннах;
k -коэффициент для пересчета топлива из тыс.т. в терраДжоули, согласно таблице 1 (колонка теплотворная способность топлива);
k ПГ - удельный коэффициент эмиссии углерода (Таблица 1). Для СО 2 он равен содержанию в топливе углерода, умноженному на . (Для других газов коэффициенты даны в Таблице 2);
Ф - фракция окисления, в настоящее время принимается, что Ф=1. Данный коэффициент нужен для лучшего согласования с теорией и понимания физической сути вычислений;
n - число видов топлива, которые были использованы. Для каждого вида расчеты выполняются независимо, а суммы того или другого ПГ затем складываются.
Имеются и более точные величины теплотворной способности казахстанских углей, в зависимости от места их добычи. Эти данные приведены в таблице 3, Если месторождение угля известно, то следует пользоваться данными этой таблицы. Эти коэффициенты учитывают топливную способность национальных видов топлив, что должно снижать неопределенность в расчетах. Коэффициент эмиссии углерода при этом берется из таблицы 1, например, для угля каменного он равен 25,58 тС/ТДж. В таблице 3 приведены характеристики казахстанских углей.
Качественные характеристики казахстанских углей для расчета СО2
| Месторождения и бассейны | Средняя зольность по месторождению, % | Теплотворная способность, ТДж/тыс.т |
| Карагандинский бассейн | 29,5 | 21,77 |
| В том числе, коксующиеся | 24,0 | 23,86 |
| Шубаркольское месторождение | 21,7 | 19,64 |
| Куу-чекинское месторождение | 41,0 | 17,83 |
| Борлинское месторождение | 46,0 | 14,54 |
| Экибастузский бассейн | 42-44 | 16,04-17,00 |
| Майкубенский бассейн | 22,4 | 16,98 |
| Месторождение Юбилейное «Каражыра») | 20,4 | 18,58 |
Источник: «Основные направления развития и размещения производительных сил Казахстана на период до 2015 года» под ред. А.Е.Есентугелова и Ж.А.Кулекеева. - Алматы: РГП Институт экономических исследований, 2002, 656 с
Для тех углей, которые не попали в таблицу 3, следует пользоваться данными таблицы 1.
3.3. Выбросы других парниковых газов.
Выбросы СН 4 и N 2 O рассчитываются по той же формуле 1 и в простейшем случае при расчетах на уровне 1 удельные коэффициенты выбросов СН 4 и N 2 O берутся из таблицы 2 «по умолчанию» (если расширенных данных о технологии сжигания топлива нет). В отличие от СО2 , полученный результат не нужно умножать на коэффициент 44/12.
К сожалению в Казахстане национальные коэффициенты выбросов СН 4 и N 2 O пока отсутствуют.
Пусть имеется котельная, в которой за год сожжено 32000 угля Шубаркольского месторождения и 1700 т мазута. Найти выбросы парниковых газов СO 2 , СН 4 и N 2 O.
1. Поскольку никаких данных о режиме сжигания топлива нет кроме его количества, то расчеты придется выполнять для СO 2 на уровне 2, а для СН 4 и N 2 O на уровне 1.
Оценим сначала выбросы СO 2 от сжигания угля, для чего на основе формулы 1 и соответствующих данных из таблиц 3 и 1 для удобства составим таблицу 4.
Результаты расчетов выбросов СO 2 от сжигания угля
| Топливо | Количество, тонны | Коэффициент пересчета в ТДж | Количество в ТДж | Удельный коэффициент выбросов т/ТДж | Выбросы СO 2 , т |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Шубаркольский уголь | 32000 | 19,64 | 628,48 | 25,58*44/12 | 58947,2 |
| | | | | | |
Таким образом, выбросы СO 2 от сжигания угля составили 58947,2 тонн. В данном случае коэффициент для перевода в терраДжоули мы взяли из таблицы 3, а удельный коэффициент выбросов - из таблицы 1.
2. Оценим теперь выбросы СO 2 от сжигания мазута. Воспользуемся для расчетов тем же уравнением 1 и построим таблицу 5 аналогично таблице 4.
Результаты расчетов выбросов СO 2 от сжигания мазута
| Топливо | Количество, тонны | Коэффициент пересчета в ТДж | Количество в ТДж | Удельный коэффициент выбросов т/ТДж | Выбросы СO 2 , т |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Мазут | 1700 | 41,15 | 69,96 | 20,84*44/12 | 5345,5 |
| | | | | | |
От сжигания мазута, следовательно, имели место выбросы СO 2 в количестве 5345,5 тонн.
В соответствии с формулой 1 просуммируем выбросы СO 2 от обоих видов топлива.
Суммарные выбросы СO 2 котельной составили:
60366,9 + 5345,5 = 65712,4 т
Поскольку выбросы СН 4 и N 2 O осуществляются от того же количества топлива, что и для СO 2 , то воспользуемся уже пересчитанными данными топлива из тонн в терраДжоули, взяв их из таблиц 4 и 5, соответственно.
Расчеты выполним по тому же уравнению 1, для чего составим таблицу 6.
Величины выбросов СН 4 и N 2 O от сжигания угля
| Топливо | Количество, ТДж | Удельный коэффициент выбросов СН 4 т/ТДж | Выбросы СН 4 , т | Удельный коэффициент выбросов N 2 O , т/ТДж | Выбросы N 2 O , т |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Шубаркольский уголь | 628,48 | 0,001 | 0,63 | 0,0007 | 0,44 |
| | | | | | |
Коэффициенты выбросов СН 4 , данные в таблице 2 в кг/ТДж, представлены нами для удобства в тоннах/Терраджоуль 1/1000=0,001. Для коэффициента N 2 O сделано так же.
В данном случае удельные коэффициенты выбросов СН 4 и N 2 O взяты из таблицы 2 «по умолчанию».
Выбросы от сжигания мазута
Наши действия аналогичны, но вид топлива - мазут.
Величины выбросов СН 4 и N 2 O от сжигания мазута
| Топливо | Количество, ТДж | Удельный коэффициент выбросов СН 4 т/ТДж | Выбросы СН 4 , т | Удельный коэффициент выбросов N 2 O , т/ТДж | Выбросы N 2 O , т |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Мазут | 69,96 | 0,003 | 0,21 | 0,0006 | 0,04 |
| | | | | | |
В соответствии с формулой 1 просуммируем выбросы от обоих видов топлива по каждому типу ПГ:
Суммарное количество выбросов СН 4 составляет:
а суммарные выбросы N 2 O равны:
Общие по котельной выбросы отдельно по каждому газу составили:
Для получения результата в СО 2 -эквиваленте умножаем выбросы метана на потенциал глобального потепления метана - 21, а выбросы закиси азота на потенциал глобального потепления 310. Таким образом, получаем суммарные выбросы:
65712,4 + (0,84 х 21) + (0,48 х 310) = 69003,64 т СО 2 -эквивалента.
Все полученные данные с промежуточными результатами выбросов по каждому виду топлива (с исходными данными) должны представляться в Министерство охраны окружающей среды Республики Казахстан.
5. ОЦЕНКА НЕОПРЕДЕЛННОСТЕЙ
Оценки неопределенностей при расчетах выбросов СО 2 относительно не велики, если количество сожженного топлива посчитано правильно. Именно количество сожженного топлива является источником неопределенностей. Требуется поэтому постоянный его учет, особенно, если часть топлива импортируется.
Нефтепродукты по своим характеристикам укладываются в узкий диапазон и за счет их однородности неопределенности в оценке выбросов СО 2 невелики. 
Уголь может быть большим источником неопределенностей, чем нефть или газопродукты. Содержание углерода в нем может сильно меняться.
Удельные коэффициенты выбросов СН 4 и N 2 O (таблица 6) являются менее определенными. Их величины, в зависимости от технологии сжигания, могут колебаться на 50 % в обе стороны от среднего. Вычислить или учесть их сложно.
В сумме неопределенности в выбросах СО 2 за счет всех факторов находятся в пределах 10 %. В то же время неопределенности в выбросах СН 4 и N 2 O могут составить 50 % от расчетов «по умолчанию». Участие экспертов и научные исследования, сопровождающиеся замерами выбросов СН 4 и N 2 O при разных режимах работы котлов - путь к снижению неопределенностей.
6. ОТЧЕТОСТЬ И ДОКУМЕНТАЦИЯ
Желательно иметь полное архивирование всей документации по потребляемому топливу, в т.ч. и за прошлые годы. Это облегчит контроль результатов расчетов выбросов ПГ.
В отчет следует включать:
- краткое описание источников получения данных по топливу;
- ссылки на источники и описание методики, если она отличается от данных Методических указаний.
Результаты расчетов должны быть представлены в виде промежуточных таблиц, которые приведены в примере, а также таблиц с суммарными результатами по предприятию на основе данных промежуточных расчетов.
Список используемых источников
1. FCCC/CP/1999/7. Review of the implementation of commitments and of other provisions of the Convention. UNFCCC guidelines on reporting and review. UNFCC Conference of the Parties, Marrakech, Fifth session, Bonn, 25 October - 5 November 1999.
2. FCCC/CP/2001/20. Guidelines for national systems under Article 5, paragraph 1, of the Kyoto Protocol. UNFCC Conference of the Parties, Seventh session, 10 November 2001.
3. Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-1999. U.S. Environmental Protection Agency, 8 April 15, 2001, Washington, DC, USA.
4. Web-site Food and Agriculture Organization: http://apps.fao.org.
5. Web-site Агентства по статистике Республики Казахстан: http:/ www.statbase.kz
6. Руководство «Good Practice Guidance for Land Use, Land-Use Change and Forestry» (GPG-LULUCF 2003),
7. Пересмотренные Руководящие принципы национальных инвентаризаций парниковых газов. МГЭИК, 1996: т. 1. Справочное руководство.
8. Пересмотренные Руководящие принципы национальных инвентаризаций парниковых газов. МГЭИК, 1996: т. 2. Рабочая книга.
9. Пересмотренные Руководящие принципы национальных инвентаризаций парниковых газов. МГЭИК, 1996: т. 3. Руководство по отчетности.
