ПНСТ 816-2023/ИСО 27919-1:2018. Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Часть 1. Методы оценки эффективности улавливания CO2 из отходящих газов установок по сжиганию топлива
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 15.02.2023 № 10-пнст)
Внимание
Документ утратил силу с 01.07.2024 в связи с истечением срока действия, установленного Приказом Росстандарта от 15.02.2023 № 10-пнст. Документ введен в действие с 01.07.2023 на период до 01.07.2024 (Приказ Росстандарта от 15.02.2023 № 10-пнст).
Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. № 10-пнст
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА
МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ УЛАВЛИВАНИЯ CO2 ИЗ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ УСТАНОВОК ПО СЖИГАНИЮ ТОПЛИВА
Carbon dioxide capture, transportation and storage. Part 1. Performance evaluation methods for post-combustion CO2 capture integrated with a power plant
(ISO 27919-1:2018, Carbon dioxide capture — Part 1: Performance evaluation methods for post-combustion CO2 capture integrated with a power plant, IDT)
ПНСТ 816-2023/ИСО 27919-1:2018
Срок действия с 1 июля 2023 года до 1 июля 2024 года
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. № 10-пнст
4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 27919-1:2018 «Улавливание углекислого газа. Часть 1. Методы оценки эффективности улавливания CO2 из отходящих газов установок по сжиганию топлива» (ISO 27919-1:2018 «Carbon dioxide capture — Part 1: Performance evaluation methods for post-combustion CO2 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)
Сокращение выбросов диоксида углерода (CO2) 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 CO2 из промышленных и энергетических источников, с последующим его размещением под землей в подходящих для этого геологических формациях. Улавливать CO2 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 CO2. Он ограничен оценкой ключевых показателей эффективности (KPI) для процесса улавливания CO2 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 N2, CO2, H2O и O2 с небольшим количеством других соединений. Процесс улавливания CO2 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.
Настоящий стандарт устанавливает методы измерения, оценки и отчетности по эффективности процесса улавливания CO2 после сжигания (PCC), интегрированного с электростанцией PCC с целью выделения CO2 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 CO2.
Технологии PCC, 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 CO2 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 CO2 (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).
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.
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 CO2 от океанов, озер, источников питьевой воды и других природных ресурсов.
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 CO2.
3.1.8 химическая абсорбция (chemical absorption): Процесс, при котором CO2 поглощается в результате химической реакции.
3.1.9 эффективность улавливания CO2 (CO2 capture efficiency): Эффективность удаления CO2, которую рассчитывают как количество уловленного CO2, деленное на общее количество CO2, содержащегося в дымовых газах на входе в улавливающую установку.
Примечание 1 — Эффективность улавливания CO2 выражают в процентах.
3.1.10 уловленный CO2 (CO2 captured): Абсолютное количество чистого CO2, выделенного на установке улавливания.
3.1.11 поток CO2 (CO2 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 flue gas desulfurization, FGD): Блок удаления SO2, расположенный после основного процесса десульфурации дымовых газов, предназначенный для снижения содержания SO2 до уровня, необходимого для установки по улавливанию CO2.
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 NOx (DeNOx): Процесс или оборудование, используемые для удаления NOx из дымовых газов.
3.1.17 сточные воды (effluent): Вода, отводимая в водоемы с территорий промышленных предприятий.
3.1.18 удельные выбросы топлива (fuel specific 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 A 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 B, 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 A определяется как оценка компонента неопределенности измерения путем статистического анализа значений измеряемой величины, полученных при определенных условиях измерения. Оценка неопределенности измерения типа B определяется как оценка компонента неопределенности измерения, определяемого другими способами, кроме оценки неопределенности измерения типа A.
[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 PM2,5, PM10 и/или общее количество взвешенных частиц.
3.1.25 удаление твердых частиц (particulate removal): Действия по удалению твердых частиц из потока дымовых газов.
3.1.26 установка PCC (PCC plant): Технологическое и сопутствующее оборудование для выделения потока CO2 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 CO2 после сжигания (post-combustion CO2 capture): Улавливание диоксида углерода из потока дымовых газов, образующихся при сжигании углеродсодержащего топлива.
[ISO/TR 27912:2016, 3.51, изменено — в определение добавлено обозначение «CO2», слова «сжигание топливно-воздушной смеси» заменены на «сжигание углеродсодержащего топлива»]
3.1.29 поток CO2 (product CO2 stream): Поток CO2, полученный в результате улавливания CO2 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 CO2.
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 CO2.
3.1.36 удельное снижение выбросов CO2 (specific reduction in CO2 emissions): Рассчитанное снижение выбросов CO2 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 PCC на основной электростанции»]
3.1.37 удельный расход химических реактивов (specific chemical consumption): Количество химических реактивов, потребляемых для улавливания и сжатия/сжижения тонны CO2.
3.1.38 удельный расход эквивалента электроэнергии (specific equivalent electrical energy consumption): Общее потребление электроэнергии, связанное с улавливанием и сжатием/сжижением тонны CO2.
3.1.39 удельный расход электроэнергии (specific electrical energy consumption): Электроэнергия, потребляемая для улавливания и сжатия/сжижения тонны CO2.
3.1.40 удельный расход тепловой энергии (specific thermal energy consumption): Тепловая энергия, затраченная на улавливание и сжатие/сжижение тонны CO2.
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 CO2 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.
<1> 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;
FGD — обессеривание дымовых газов;
FSE — удельные выбросы при использовании топлива;
GTCC — газовая турбина с комбинированном циклом;
HRSG — парогенератор с регенерацией тепла;
KPI — ключевой показатель эффективности;
LHV — низшая теплота сгорания;
PCC a - улавливание CO2 после сжигания;
a PCC часто используют для выделения CO2 при сжигании измельченного угля.
SAC — удельный расход абсорбента;
SCC — удельный расход химических реактивов;
SCWD — удельный расход охлаждающей воды;
SEC — удельный расход электроэнергии;
SEEC — удельный эквивалент расхода электроэнергии;
SRCE — удельное сокращение выбросов CO2;
STEC — удельный расход тепловой энергии.
3.3 Обозначения
В формулах разделов 5, 6 и 9 используют следующие обозначения:
cp CW — удельная теплоемкость охлаждающей воды, кДж/(кг·К);
\Delta E — увеличение затрат энергии установки на единицу продукции;
FSE — удельные выбросы при использовании топлива, кг/кДж;
hsteam — удельная энтальпия пара, кДж/кг;
hcondensate — удельная энтальпия конденсата, кДж/кг;
LHVfuel — низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;
PCW — потребляемая мощность насоса охлаждающей воды, МВт;
PLGP — изменение полной выработки электроэнергии за счет отбора пара из парового цикла, МВт;
PPCC — потребность в электроэнергии для установки по улавливанию CO2, МВт;
PNET,ref — полезная выходная мощность электростанции, МВт;
PNET,cap — полезная выходная мощность электростанции с установкой по улавливанию CO2, МВт;
pe — абсолютное давление газового потока, кПа;
pCWin — давление подаваемой охлаждающей воды, кПа;
pCWout — давление охлаждающей воды на выходе, кПа;
qmCO_comp_a — массовый расход потока CO2 после сжатия, т/ч;
qmCO_comp_b — массовый поток CO2 перед сжатием, т/ч;
q_{mCO_{2}} — массовый поток CO2, т/ч;
q_{mCO_{2},ref} — массовый поток выбросов CO2 от электростанции, т/ч;
q_{mCO_{2}e,cap} — массовый поток CO2 от электростанции с установки по улавливанию CO2, т/ч;
qm stream — массовый расход пара на установке по улавливанию CO2, кг/ч;
qm condensate — массовый расход конденсата на установке по улавливанию CO2, кг/ч;
qm absorbent — норма расхода абсорбента на установке по улавливанию CO2, кг/ч;
qm chemical — норма расхода химического реагента на установке по улавливанию CO2, кг/ч;
qV — объемный расход при измерении или конкретных условиях, м3/ч;
qVr — объемный расход при стандартных условиях температуры (273,15 К) и давления (100 кПа), м3/ч;
q_{VrCO_{2}in} — объемный расход CO2 на входе в установку PCC в пересчете на сухой CO2 при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
q_{VrCO_{2}out} — объемный расход CO2 на выходе из установки PCC (в пересчете на сухой CO2 при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
qVrflue gas in — объемный расход дымовых газов на установку PCC в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
qVrflue gas out — объемный расход дымовых газов на выходе из установки PCC в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
q_{VrCO_{2}comp_a} — объемный поток CO2 после сжатия в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
q_{VrCO_{2}comp_b} — объемный поток CO2 перед сжатием в пересчете на сухой газ при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
SAC — удельный расход абсорбента, кг/т;
SCC — удельный расход химических реактивов, кг/т;
SCWD — удельный расход охлаждающей воды, м3/т;
SEC — удельный расход электроэнергии, кВт·ч/т;
SEEC — удельный эквивалент расхода электроэнергии, кВт·ч/т;
SRCE — удельное сокращение выбросов CO2, т/МВт·ч;
STEC — удельный расход тепловой энергии, ГДж/т;
TCWin — температура охлаждающей воды на входе, К;
TCWout — температура охлаждающей воды на выходе, К;
TS — средняя температура газового потока, К;
wc — процент углерода по массе в топливе на момент сжигания;
\eta_{CO_{2}} — эффективность улавливания CO2, %;
\eta_{P} — КПД насоса охлаждающей воды, %;
\eta_{gastoPCC} — доля общего расхода дымовых газов на установку PCC, %;
\eta_{ref} — полезная выходная мощность электростанции, %;
\eta_{PCC} — полезная выходная мощность электростанции с PCC, %;
\rho_{CW} — плотность охлаждающей воды, кг/м3;
\Phi_{CW} — суммарная тепловая нагрузка на охлаждение на установке PCC, кДж/ч;
\phi_{CO_{2}in_cap} — объемная концентрация CO2 в дымовых газах, подаваемых на установку PCC в пересчете на сухой газ, %;
\phi_{CO_{2}out_cap} — объемная концентрация CO2 в дымовых газах на выходе из установки PCC в пересчете на сухую массу, %;
\phi_{CO_{2}out_comp_a} — объемная концентрация CO2 в потоке CO2 после сжатия в пересчете на сухой газ, %;
\phi_{CO_{2}out_comp_b} — объемная концентрация CO2 в потоке продукта CO2 перед сжатием в пересчете на сухой газ, %.
CO2 — газообразный продукт реакции взаимодействия кислорода воздуха (горения) с углеродом топлива.
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 CO2.
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 CO2, 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 PCC после улавливания CO2. Следует обратить внимание, что потоки дымовых газов, поступающие на установку PCC, не обязательно представляют собой все содержащие CO2 дымовые газы, образующиеся на основной электростанции или вспомогательных агрегатах. Установку PCC можно спроектировать для частичного улавливания, при этом определенный процент дымовых газов направляется на установку PCC для обработки, а оставшиеся дымовые газы и связанный с ними CO2 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 PCC 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 CO2 (см. таблицу 2), который мог бы использоваться для производства электроэнергии без улавливания CO2, 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 CO2, 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 CO2 (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.
c Только для энергоустановки на угле.
Примечание — Все различные потоки и оборудование для этого рисунка суммированы в порядке возрастания в приложении A. Используют только три надстрочных индекса. Эти надстрочные индексы указывают на различные варианты, связанные с типом топлива (c — для угля, g — 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 CO2. Может включать
удаление загрязняющих веществ, которые могут повредить
абсорбент, или регулирование температуры для оптимизации
эффективности абсорбента и т.д.; 3 — секция улавливания CO2;
4 — секция сжатия/сжижения потока CO2 (включая очистку
потока CO2); 5 — система транспортирования CO2; 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 CO2);
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 CO2) направляется в дымовую трубу; 13 — поток
CO2, отправленный на транспортирование; 14 — поток CO2
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 PCC, 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 PCC, или возврат
отработанного тепла установки PCC, используемого на основной
электростанции; поток может представлять собой отходящее
тепло основной электростанции, используемое в процессе
регенерации абсорбента на установке PCC, 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 PCC 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 CO2, выходящий из секции улавливания CO2
перед входом в компрессор из 3 в 4); 65 — топливо
для основной электростанции; 70 — котел или HRSG в случае
GTCC; 71 — Система удаления NOx; 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
Описание потоков и оборудования, указанных на рисунке 2, относящихся к SRCE
Описание потоков и оборудования, показанных на рисунке 2, относящихся к STEC
Описание потоков и оборудования, приведенных на рисунке 2, необходимых для расчета SEC и SEEC
Описание потоков и оборудования, показанных на рисунке 2, необходимых для расчета SAC и SCC
Описание потоков и оборудования, указанных на рисунке 2
| Номер потока/оборудования | Описание |
| Установка PCC | |
| 2 | Секция предварительной обработки дымовых газов — кондиционирование дымовых газов для подготовки к отделению CO2. Может включать удаление загрязняющих веществ, которые могут повредить абсорбент, или регулирование температуры для оптимизации эффективности абсорбента и т.д. |
| 3 | Секция улавливания CO2 |
| 4 | Секция сжатия/сжижения потока CO2 (включая очистку потока CO2) |
| 14 | Поток CO2 в атмосферу, необходимый для пуска, остановки, аварийных ситуаций и значительных нарушений в работе |
| 23 | Воздушный теплообменник, встроенный в установку PCC |
| 60 | Дымовой газ после предварительной обработки — этот 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 CO2, выходящий из секции улавливания CO2 перед входом в компрессор (из 3 в 4) |
| 100 b | Граница установки PCC |
| 1 b | Граница основной электростанции — конфигурация блочного потока типична для угольной энергоустановки котла и энергоустановки GTCC |
| Основная электростанция | |
| 6 g | 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 |
| 65 | Топливо для основной электростанции |
| 70 c/g | Котел или HRSG в случае GTCC |
| 71 | Система удаления NOx |
| 72 c | Предпусковой нагреватель воздуха и вентилятор с принудительной тягой (не применяют в случае GTCC) |
| 73 | Система регенерации тепла дымовых газов |
| 74 c | Система удаления твердых частиц (не применяют в случае GTCC) |
| 75 c | FGD (не применяют в случае GTCC) |
| 76 | Нагреватель дымовых газов, при необходимости |
| 77 | Дымовая труба и дымоход |
| 80 | Турбина высокого давления — турбина среднего давления |
| 81 | Турбина низкого давления |
| 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 |
| Вспомогательный блок | |
| 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 |
| 24 | Воздушный теплообменник, встроенный в установку PCC |
| 25 | Вспомогательная система производства пара (например, HRSG на вспомогательной газовой турбине или вспомогательном котле) |
| 26 | Система распределения пара |
| 27 | Вспомогательная газовая турбина |
| 28 | Вспомогательный генератор |
| 29 | Система очистки сточных вод |
| 30 | Система переработки отходов |
| 47 | Топливо для вспомогательной паросиловой установки |
| 59 | Использование сточных вод на установках PCC в FGD — сточные воды установки PCC потенциально могут использоваться в качестве подпиточной воды в системе FGD |
| 200 b | Граница вспомогательного блока |
| За схемой | |
| 5 | Система транспортирования CO2 |
| 101 | Атмосфера |
| 102 | Литосфера и/или гидросфера |
| b Граница. c Только для энергоустановки на угле. g Только в случае GTCC. | |
c Только для энергоустановки на угле.
Элементы измерения: C — концентрация; F — расход; P — давление; T — температура.
Примечание — Все различные потоки и оборудование для рисунка приведены в порядке возрастания в приложении A.
- газ (C, F, P, T); 
- поток (F, P, T);
- конденсат (F, P, T); 
- CW (F, P, T); 
- захват
CO2 (C, F, P, T); 1 — граница основной электростанции — эта
конфигурация блочного потока типична для угольной
энергоустановки котла и энергоустановки GTCC; 4 — секция
сжатия/сжижения потока CO2 (включая очистку потока CO2);
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; 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
CO2) направляется в дымовую трубу; 13 — поток CO2,
отправленный на транспортирование; 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; 30 — вспомогательная система выработки пара
и электроэнергии; 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 PCC, то она
учитывается в этом потоке); 43 — возврат охлаждающей
воды — возвращается от PCC на главную электростанцию и/или
на вспомогательный блок; 47 — топливо для вспомогательной
паросиловой установки; 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 PCC, или возврат
отработанного тепла установки PCC, используемого на основной
электростанции; поток может представлять собой отходящее
тепло основной электростанции, используемое в процессе
регенерации абсорбента на установке PCC, 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 PCC по потоку 37;
58 — возврат отработанного тепла электростанции с установки
PCC — поток представляет собой возврат отработанного тепла
из потока 57 на основную электростанцию; 61 — поток CO2,
выходящий из секции улавливания CO2 перед входом
в компрессор (из 3 в 4); 65 — топливо для основной
электростанции; 70 — котел или HRSG в случае GTCC;
71 — Система удаления NOx; 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
Рисунок 3 — Потоки/местоположения измерений, используемые для оценки KPI
Границы оценки потребления ресурсов в пределах границ станции PCC для тепловой энергии, охлаждающей воды и электроэнергии указаны на рисунках 4 - 6 соответственно, что соответствует рисунку 2. Все потоки, включенные в определения в разделе 5, пересекают границу установки PCC (позиция 100 в таблице 5). Раздел 6 включает некоторые потоки, которые не пересекают границу установки PCC. Некоторые из этих потоков важны при оценке производительности основной электростанции и установки PCC.
5 Определение базовой производительности установки PCC
5.1 Общие положения
В разделе приведены определения параметров, описывающих базовые характеристики установки PCC и интегрированной системы.
5.2 Входные и выходные потоки
Для расчета эффективности улавливания CO2 необходимо учитывать расход, температуру, давление и состав следующих входных потоков:
a) дымовой газ от принимающей электростанции (поток 10);
b) дымовые газы вспомогательной паросиловой установки (поток 11). Аналогичным образом должны учитываться следующие выходные потоки:
a) очищенный газ с установки PCC (поток 12);
b) необработанный отходящий газ электростанции, вспомогательного котла и/или вспомогательной газовой турбины, не проходящий через PCC;
d) отходящие газы и другие потери (поток 14).
5.3 Улавливающая способность поглотителя
Метод расчета, описанный в разделе, действителен только для потоков, пересекающих границу установки PCC, как показано на рисунке 2. Эффективность улавливания CO2 \eta CO_{2} определяют по следующим формулам:
\eta = \frac{q_{VrCO_{2}in} - q_{VrCO_{2}out}}{q_{VrCO_{2}in}} \cdot 100 , (1)
где g_{VrCO_{2}in} — объемный расход CO2 на входе в установку PCC в пересчете на сухую массу при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
g_{VrCO_{2}out} — объемный расход CO2 на выходе из установки PCC в пересчете на сухую массу при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
q_{VrCO_{2}in} = q_{Vrfluegasin} \cdot \frac{\phi_{CO_{2}in_cap}}{100} . (2)
Расходы на выходе могут изменяться как из-за улавливания CO2, так и из-за изменений скорости потока на входе. Если скорость на входе не измеряют одновременно, это изменение может быть незаметным. Чтобы избежать ошибок, которые могут возникнуть из-за использования двух разных независимых измерений скорости потока на входе и скорости потока на выходе, используют значения потока на входе и объемные концентрации CO2 на входе и выходе для выполнения фактического расчета, как указано в формуле
q_{VrCO_{2}out} = q_{Vrfluegasin} \cdot \frac{1 - \frac{\phi_{CO_{2}in_cap}}{100}}{1 - \frac{\phi_{CO_{2}out_cap}}{100}} - q_{Vrfluegasin} \cdot (1 - \frac{\phi_{CO_{2}in_cap}}{100}) , (3)
где qVrflue gas in — объемный расход дымовых газов на установку PCC в пересчете на сухую массу при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
\phi_{CO_{2}in_cap} — объемная концентрация CO2 в дымовых газах установки PCC в пересчете на сухую массу, %;
\phi_{CO_{2}out_cap} — объемная концентрация CO2 в дымовых газах на выходе из установки PCC в пересчете на сухую массу, %. Предполагается отсутствие поступления воздуха.
Концентрацию CO2 обычно измеряют как объемную концентрацию в пересчете на сухую массу.
5.4 Расход потока CO2 из установки PCC
Расход потока CO2 из установки PCC, т/ч, измеряют расходомером, установленным на линии потока CO2 (до или после сжатия потока CO2), с поправкой на условия эксплуатации
q_{mCO_{2}_comp_b} = q_{VrCO_{2}comp_b} \cdot \frac{\phi_{CO_{2}out_comp_b}}{100} \cdot \frac{44,0}{22,7 \cdot 1000} , (4)
где g_{VrCO_{2}comp_b} — объемный расход потока CO2 перед сжатием в пересчете на сухую массу при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
g_{mCO_{2}_comp_b} — массовый расход потока CO2 до сжатия, т/ч;
\phi_{CO_{2}out_comp_b} — объемная концентрация CO2 в потоке CO2 продукта перед сжатием в пересчете на сухую массу, %.
q_{mCO_{2}comp_a} = q_{VrCO_{2}comp_a} \cdot \frac{\phi_{CO_{2}out_comp_a}}{100} \cdot \frac{44,0}{22,7 \cdot 1000} , (5)
где g_{VrCO_{2}comp_a} — объемный расход потока CO2-продукта после сжатия в пересчете на сухую массу при стандартных условиях (температура 273,15 К, давление 100 кПа), м3/ч;
g_{mCO_{2}comp_a} — массовый расход потока CO2-продукта после сжатия, т/ч;
\phi_{CO_{2}out_comp_a} — объемная концентрация CO2 в потоке CO2-продукта после сжатия в пересчете на сухую массу, %.
5.5 Свойства потока CO2-продукта на выходе из системы сжатия CO2
5.5.1 Общие положения
Точка на входном клапане трубопровода определяет системную границу между улавливанием и транспортированием. Состав, температура и давление потока CO2 в этой точке должны находиться в диапазоне, соответствующем требованиям к транспортированию. Более подробная информация приведена в ИСО 27913.
5.5.2 Состав потока CO2-продукта
5.5.2.1 Измерение потока CO2-продукта
Поток CO2 определяют как уловленный и сжатый/сжиженный поток CO2 на границе с транспортированием CO2. Чистоту CO2 определяют как концентрацию CO2 в CO2-продукте с указанием влажности и измеряют методами, рекомендуемыми в разделе 8.
5.5.2.2 Примеси в потоке CO2
Примеси в потоке CO2 (в частности, H2O и O2) следует определять с учетом требований к транспортированию и размещению/использованию. Дополнительная информация о требованиях к потоку CO2 приведена в ИСО 27913:2016, приложение A. Выбросы CO2 от этих установок необходимо учитывать при определении общего баланса CO2 на установке PCC с учетом второстепенных входных потоков (при наличии). Если требуемые пределы концентраций влаги (H2O) и кислорода (O2) слишком строгие, чтобы соответствовать установке PCC, как показано на рисунке 2, может потребоваться установка дегидратора (системы удаления влаги) и/или системы удаления кислорода. Для этих дополнительных устройств могут потребоваться дополнительные ресурсы. Энергия, потребляемая этими установками, должна быть включена в расчеты энергопотребления, связанного с улавливанием и сжатием CO2.
5.5.2.3 Измерение примесей
Концентрацию примесей следует определять с использованием методов или приборов, указанных в разделе 8, или с помощью документально подтвержденных эквивалентных средств и методов. При установке дегидратора (системы удаления влаги) или блока удаления кислорода на линии потока CO2-продукта концентрацию примесей в потоке CO2-продукта следует измерять после этих блоков.
5.5.2.4 Определение состава потока CO2
Концентрацию потока CO2 в потоке CO2-продукта вычисляют как разность между 100% и измеренными концентрациями всех примесей, если трудно измерить концентрацию CO2, очень близкую к 100% (например, более 99%).
5.5.3 Давление на выходе из компрессора потока CO2
Давление на выходе из компрессора потока CO2 следует подтвердить, прежде чем использовать его для оценки потребления электроэнергии компрессором потока CO2. Точка измерения должна быть как можно ближе к точке сопряжения с системой транспортировки, чтобы потеря давления была незначительной.
5.5.4 Прочее
Важно применять меры контроля качества, применимые ко всем значениям свойств, которые измеряют для использования в расчетах в данном разделе. Измерение потока CO2 может потребоваться как средство демонстрации соблюдения требований третьих сторон, применимых к транспортированию и к секвестрации.
6 Потребление энергетических и других ресурсов
6.1 Общие положения
В разделе 6 приведена оценка потребления ресурсов установкой PCC. Определены характеристики инженерных систем, включая теплоносители; различные источники технической воды; химические вещества, в том числе абсорбенты; и электрическая энергия. Концентрация указанных примесей в дымовых газах различается в каждом проекте, что может повлиять на потребление ресурсов.
В случае, если для обеспечения дополнительной тепловой или электрической энергии требуется дополнительный источник выбросов CO2, такой как вспомогательный котел и/или вспомогательная газовая турбина, необходимая энергия и ресурсы для этих объектов не включаются. Однако они должны быть представлены, чтобы их можно было оценить в целом в разделе 9.
Детали оборудования с периодической работой, такие как регенератор, оцениваются по среднему значению в течение соответствующего периода времени, который включает среднее количество CO2, удаленного за тот же период.
Дополнительное потребление ресурсов, связанное с предварительной обработкой дымовых газов для установки PCC, должно быть включено в оценку общего энергопотребления, а также дополнительные меры по снижению выбросов оксидов азота, соединений серы и твердых частиц.
6.2 Пар низкого, среднего и высокого давления
6.2.1 Определение потребления
Определение потребности пара включает следующее:
a) требуемый пар или тепловая энергия для установки PCC извлекают из парового цикла основной электростанции или из отдельной установки, такой как вспомогательный котел или HRSG на вспомогательной газовой турбине;
b) учитывают тепловую энергию в конденсате установки PCC, которая возвращается в конденсатную систему основной электростанции;
c) для вращающихся механизмов, таких как насосы, воздуходувки, компрессоры или паровые турбины, вместо электродвигателей в качестве привода допускается использовать пар среднего (MP) или высокого давления (HP). Когда пар прошел через привод паровой турбины, выходящий пар можно снова использовать для установки PCC, и этот случай должен быть включен для оценки;
d) для процесса десорбции CO2 можно использовать другие тепловые источники, такие как горячая вода или горячая нефть, и это должно учитываться.
Границей расчета расхода пара являются точки пересечения подводящих и обратных линий тепловой энергии, в т.ч. пара и его конденсата, с границей установки PCC, в пределах которой потребляется тепловая энергия, и обозначенной на рисунке 4.
1 — граница основной электростанции — конфигурация блочного потока типична для угольного котла и станции GTCC; 2 — предварительная обработка — кондиционирование дымовых газов при подготовке к отделению CO2. Может включать удаление загрязняющих веществ, которые могут повредить абсорбент, или регулирование температуры для оптимизации эффективности работы абсорбента и т.д.; 3 — секция улавливания CO2; 4 — секция сжатия/сжижения потока CO2 (включая очистку потока CO2); 10 — дымовой газ от принимающей электростанции; 11 — дымовые газы вспомогательного блока (вспомогательная паросиловая установка 30); 12 — очищенный дымовой газ (содержит в основном азот, но может содержать остаточный CO2) для отправки в дымовую трубу; 13 — поток CO2, отправленный на транспортирование; 24 — вспомогательная система производства пара (например, HRSG на вспомогательной газовой турбине или вспомогательном котле); 25 — система распределения пара; 35L — пар низкого давления от основной электростанции, также может быть другой теплоноситель (например, горячая нефть); 35H — пар среднего или высокого давления от главной электростанции, также может быть другой теплоноситель (например, горячая нефть); 36L — пар низкого давления из вспомогательной системы парогенерации, также может быть другой теплоноситель (например, горячая нефть); 36H — пар среднего или высокого давления из вспомогательной системы парогенерации, также может быть другой теплоноситель (например, горячая нефть); 37L — пар низкого давления, подаваемый с главной электростанции на PCC для запуска регенерации абсорбента и других процессов, также может быть другая среда для передачи тепловой энергии (например, горячая нефть); 37H — пар среднего или высокого давления, подаваемый с главной электростанции на 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, любой отработанный пар может быть возвращен на основную электростанцию; 39 — паровой конденсат из PCC на основную электростанцию, если пар используется и конденсируется в PCC, этот поток возвращает конденсат на основную электростанцию; 40 — возврат парового конденсата на принимающую электростанцию; 41 — возврат парового конденсата во вспомогательную систему парообразования; 57 — теплоноситель, передающий отработанное тепло от основной электростанции к установке PCC. Распространенным источником сбросного тепла на принимающей электростанции является тепло, содержащееся в дымовых газах. Этот поток интегрирует тепло, подаваемое на установку PCC по потоку 37; 58 — возврат отработанного тепла электростанции с установки PCC — этот поток представляет собой возврат отработанного тепла из потока 57 на основную электростанцию; 100 — граница установки PCC; 115 — утилизация отработанного тепла парораспределительной системы на PCC (возврат); 116 — утилизация сбросного тепла парораспределительной системы с помощью PCC (подача)
Рисунок 4 — Граница расчета расхода пара установки PCC
6.2.2 Расчет расхода
Для расчета потребления пара необходимо следующее:
a) для каждой точки входа следует измерить и зарегистрировать скорость потока, давление и температуру, а также рассчитать энтальпию каждого потока;
b) точки входа должны быть расположены близко к установке PCC, чтобы потери давления и потери тепла при транспортировании от источника, которые могут вызвать снижение теплопередачи из-за вызванного перепада температуры или увеличения потребления тепловой энергии соответственно, считать незначительными;
c) в случае периодического использования пара следует применять средний расход в течение соответствующего периода времени, если нет технических причин для использования дискретных значений;
d) если другие теплоносители, такие как горячая вода и горячая нефть, используют в комбинации или попеременно, должны быть измерены и зарегистрированы указанные выше элементы этих теплоносителей.
6.3 Охлаждающая вода
6.3.1 Определение потребления
Охлаждающую воду используют в нескольких точках. На объем и температуру охлаждающей воды могут влиять конструкция, параметры и производительность PCC.
Если недостаточно прямоточной воды для охлаждения, допускается использовать градирню с естественной или механической тягой. Если трудно обеспечить необходимый поток охлаждающей воды, альтернативой является воздушное охлаждение. Если для достижения требуемых температур абсорбции в дополнение требуется охлажденная вода, ее включают в границы оценки потребления установки PCC. Отклоненная тепловая нагрузка может быть преобразована в потребление электроэнергии, эквивалентное однопроходной системе водяного охлаждения, как указано в 6.4.1. Границей расчета расхода охлаждающей воды являются точки пересечения подводящих и обратных линий охлаждающей воды, включая сбросное тепло, рассеиваемое в атмосферу, если таковые имеются, с границей установки PCC, в пределах которой вырабатывается сбросное тепло, и обозначенной на рисунке 5, с источником его подвода в возвратный приемник.
1 — граница основной электростанции — конфигурация блочного потока типична для угольного котла и станции GTCC; 2 — предварительная обработка — кондиционирование дымовых газов при подготовке к отделению CO2. Может включать удаление загрязняющих веществ, которые могут повредить абсорбент, или регулирование температуры для оптимизации эффективности работы абсорбента и т.д.; 3 — секция улавливания CO2; 4 — секция сжатия/сжижения потока CO2 (включая очистку потока CO2); 10 — дымовой газ от принимающей электростанции; 12 — очищенный дымовой газ (содержит в основном азот, но может содержать остаточный CO2) для отправки в дымовую трубу; 13 — поток CO2, отправленный на транспортирование; 20 — система генерации охлаждающей воды — система охлаждения может включать градирни, прямоточную систему или воздушные теплообменники; 23A — воздушный теплообменник, встроенный в систему предварительной обработки; 23B — воздушный теплообменник, встроенный в систему улавливания CO2; 23C — воздушный теплообменник, встроенный в систему сжатия потока CO2; 42A — подача CW на предварительную обработку; 42B — подача охлаждающей воды для улавливания CO2; 42C — подача охлаждающей воды для сжатия потока CO2; 43A — возврат охлаждающей воды с предварительной обработки в систему генерации охлаждающей воды; 43B — возврат охлаждающей воды от улавливания CO2 в систему генерации охлаждающей воды; 43C — возврат охлаждающей воды от сжатия потока CO2 в систему генерации охлаждающей воды; 44A — отведенное тепло из технологического теплообменника, встроенного в систему предварительной обработки; 44B — отходящее тепло из технологического теплообменника, встроенного в систему улавливания CO2; 44C — отходящее тепло из технологического теплообменника, интегрированное с компримированием потока CO2; 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 PCC, или возврат отработанного тепла установки PCC, используемого на основной электростанции, этот поток может представлять собой отходящее тепло главной электростанции, которое используется в процессе регенерации абсорбента в PCC, или возврат отработанного тепла, которое было произведено в PCC и использовано на главной электростанции (например, для предварительного подогрева питательной воды котла); 100 — граница установки PCC; 110 — подача охлаждающей воды от системы охлаждающей воды главной электростанции; 111 — возврат охлаждающей воды в систему охлаждающей воды главной электростанции; 115 — утилизация отработанного тепла парораспределительной системы на PCC (возврат); 116 — утилизация сбросного тепла парораспределительной системы с помощью PCC (подача)
Рисунок 5 — Граница расчета потребления охлаждающей воды
6.3.2 Расчет расхода
Тепло, отводимое охлаждающей водой, рассчитывают отдельно для трех блоков, показанных на рисунке 5, чтобы учесть отклонение от расчетных характеристик и расчетных условий.
Если используют охладитель, он должен быть включен в расчет потребления охлаждающей воды. Если используют другие охлаждающие среды, такие как питательная вода котла или конденсат, то не следует учитывать отвод ими тепла. На основании тепловой нагрузки рассчитывают эквивалентный расход электроэнергии на получение охлаждающей воды для оценки, указанной в разделе 9.
6.4 Электрическая энергия
6.4.1 Определение потребления электроэнергии
Потребление электроэнергии следует измерять отдельно; оно состоит из следующих элементов:
a) предварительная обработка дымовых газов;
d) получение других энергетических ресурсов.
Потребление электроэнергии следует оценивать при тех же граничных и рабочих условиях, что и общий материальный и энергетический балансы.
Определение расхода электроэнергии на выработку охлаждающей воды не входит в границы оценки. Потребление электроэнергии для насосов охлаждающей воды можно определить вычислением электрической мощности PCW, МВт, необходимой для CW
P_{CW} = \frac{\frac{\Phi_{CW}}{3600 \cdot 1000}}{c_{pCW} \cdot \rho_{CW} \cdot (T_{CWout} - T_{CWin})} \cdot (p_{CWin} - p_{CWout}) \cdot \frac{100}{\eta_{P}} \cdot \frac{100}{\eta_{M}} , (6)
где \Phi_{CW} — общая тепловая нагрузка на установки PCC, кДж/ч;
cpCW — удельная теплоемкость охлаждающей воды, кДж/(кг·К);
\rho_{CW} — плотность охлаждающей воды, кг/м3;
TCWout — температура охлаждающей воды на выходе, К;
TCWin — температура охлаждающей воды на входе, К;
pCWin — давление охлаждающей воды на входе, кПа;
pCWout — давление охлаждающей воды на выходе, кПа;
\eta_{P} — КПД насоса охлаждающей воды, % (по умолчанию 80%);
\eta_{M} — КПД двигателя, % (по умолчанию 95%).
Если пар извлекают из основной электростанции, потребность базовой электростанции в охлаждающей воде может быть значительно снижена. В случае необходимости дополнительного насоса для подачи охлаждающей воды от электростанции на установку PCC его электропотребление должно быть включено в общий расчет.
Потребление электроэнергии системой подачи пара выходит за границы оценки. Границей расчета потребления электрической энергии являются точки пересечения питающих линий с границей установки PCC, в пределах которой потребляется электрическая энергия, обозначенная на рисунке 6.
1 — граница основной электростанции — конфигурация блочного потока типична для угольного котла и станции GTCC; 2 — предварительная обработка — кондиционирование дымовых газов при подготовке к отделению CO2. Может включать удаление загрязняющих веществ, которые могут повредить абсорбент, или регулирование температуры для оптимизации эффективности работы абсорбента и т.д.; 3 — секция улавливания CO2; 4 — секция сжатия/сжижения потока CO2 (включая очистку потока CO2); 10 — дымовой газ от принимающей электростанции; 12 — очищенный дымовой газ (содержит в основном азот, но может содержать остаточный CO2) для отправки в дымовую трубу; 13 — поток CO2, отправленный на транспортирование; 20 — система генерации охлаждающей воды — система охлаждения может включать градирни, прямоточную систему или воздушные теплообменники; 23A — воздушный теплообменник, встроенный в систему предварительной обработки; 23B — воздушный теплообменник, встроенный в систему улавливания CO2; 23C — воздушный теплообменник, встроенный в систему сжатия потока CO2; 27 — вспомогательный генератор; 30 — вспомогательная система выработки пара и электроэнергии; 31 — система распределения мощности — контролирует количество энергии, отводимой на установку PCC для работы вентиляторов, насосов, воздуходувок и системы сжатия; 45 — электроэнергия от вспомогательной системы выработки электроэнергии; 46 — электроэнергия от главной электростанции; 50A — электроэнергия, отведенная на питание оборудования и систем, связанных с предварительной обработкой, включая вентиляторы, насосы и систему сжатия; 50B — электроэнергия отводится на электрооборудование и системы, связанные с улавливанием CO2, включая вентиляторы, насосы и систему сжатия; 50C — электроэнергия, отведенная на питание оборудования и систем, связанных со сжатием потока CO2, включая вентиляторы, насосы и систему сжатия; 100 — граница установки PCC; 120 — электроснабжение вспомогательных объектов
Рисунок 6 — Граница оценки энергопотребления
6.5 Деминерализованная вода и техническая вода
На установке PCC деминерализованная вода требуется для подпитки абсорбента. В системе подготовки и получения охлаждающей воды используют техническую воду. Расход технической воды не используют для оценки производительности в разделе 8, однако следует указать использование деминерализованной или технической воды, поскольку это может повлиять на потребление или производительность системы охлаждающей воды.
6.6 Абсорбенты и химические реактивы
Использование абсорбентов и химических реактивов важно для эксплуатации электростанции, а также для оценки воздействия на окружающую среду. Расход абсорбента и химических реактивов следует суммировать в форме, представленной в таблице 6. Температура охлаждающей воды может влиять на расход абсорбента. В таблицу следует добавить абсорбенты газовых компонентов и реагенты, необходимые для работы в зависимости от применяемой технологии, такие как присадки, пеногаситель и антикоррозионный реагент, фильтры, деминерализованная вода. Данный перечень не является исчерпывающим.
Сводная информация о потреблении абсорбентов и химических реактивов
7 Руководящие принципы. Оценка эффективности установки PCC
7.1 Общие положения
В разделе содержится руководство по проведению испытаний установки PCC и излагаются шаги, необходимые для планирования и проведения проверки рабочих характеристик установки PCC. Соблюдение требований настоящего стандарта рекомендуется для обеспечения получения высококачественных результатов.
Существуют различные подходы в отношении поставки тепловой энергии и связанной с этим эффективности. Влияние отбора пара на эффективность электростанции можно определить с помощью стандартов, таких как стандарты серии МЭК 60953, в которых рассматриваются вопросы, относящиеся к интеграции установки PCC, с использованием серии стандартов МЭК 60953 для определения влияния на основную электростанцию.
Тестирование производительности следует проводить с репрезентативной конфигурацией нормальных рабочих показателей. Во время любых эксплуатационных испытаний выбросы, кроме CO2, и любые сбросы в окружающую среду должны как минимум соответствовать требованиям органов, выдающих разрешения. Определение выбросов, отличных от CO2, выходит за рамки данного стандарта, и поэтому не указаны ограничения выбросов или требуемые для этого измерения.
В плане испытаний должны быть указаны любые другие уровни выбросов, кроме выбросов CO2, которые влияют на результат оценки.
7.2 Руководящий принцип проверки производительности
7.2.1 Общие положения
Испытания следует проводить при заданной нагрузке по выделению CO2. Независимо от цели испытаний, результаты испытаний должны быть скорректированы с учетом стандартных условий. Если условия испытаний отличаются от эталонных условий, при оценке следует применять поправочные коэффициенты. Испытания должны быть разработаны с учетом соответствующей цели, чтобы гарантировать, что надлежащие процедуры достигают требуемого рабочего режима во время испытания.
Ниже перечислены действия, которые следует рассмотреть и/или осуществить.
a) Соглашение между заинтересованными сторонами по объему, точности измерения, срокам и типичным элементам, относящимся к эксплуатационным испытаниям, должно быть достигнуто заранее. Соглашение должно включать конкретные цели, программы испытаний и методы измерения, включая калибровку и метод эксплуатации установки.
b) Процедура испытания (тестирования) должна быть подготовлена и согласована заинтересованными сторонами до начала тестирования, чтобы было достаточно времени для подготовки к испытанию. Методы или кривые корректировки исходных условий станции должны быть предварительно согласованы в процедуре испытаний.
c) График проведения испытаний и детали процедуры испытаний должны быть дополнительно согласованы заинтересованными сторонами как можно раньше.
d) Любое отклонение от процедуры испытания и указаний, приведенных в стандарте, должно быть идентифицировано и записано, а заинтересованные стороны должны согласовать решение для каждого зарегистрированного отклонения, чтобы избежать прерывания тестового прогона.
e) Обязанности испытательного персонала и организации, проводящей испытание производительности, должны быть согласованы заинтересованными сторонами, и представители всех сторон, вовлеченных в испытание, должны присутствовать для проверки того, что испытания проводят в соответствии с процедурой испытания и руководящими принципами, приведенными в стандарте. Следует назначить руководителя и возложить на него ответственность за проведение испытания.
f) Должен быть подтвержден предварительный анализ неопределенности. Процедура включает в себя расчет и интегрирование всех отклонений параметров, полученных из измеренных значений в соответствии с JCGM 100. Согласование заданной неопределенности может быть обеспечено путем выбора приборов с соответствующей степенью точности и подтверждения степени точности каждой системы приборов.
g) Места измерения, которые должны быть подготовлены на стадии проектирования, должны быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить самый низкий уровень неопределенности измерений. Предпочтительное место — на границе теста, но его можно переместить, если это лучшее место для определения требуемых параметров.
7.2.2 Состояние энергоустановки и блока улавливания
До начала испытаний оборудование энергоустановки и установки PCC, включая вспомогательные агрегаты, должны быть в исправном состоянии. В каждом из них не должно быть утечек, отказов и любых других неисправностей, которые могут повлиять на работу установки PCC. Оборудование, которое не работает должным образом, должно быть идентифицировано, и должно быть оценено возможное влияние любых таких сбоев.
Необходимо определить чистоту, состояние и возраст оборудования. Очистка должна быть завершена до проведения испытаний и согласования чистоты оборудования.
Любые условия, которые могут повлиять на результаты испытаний, должны оставаться постоянными до начала испытаний и должны поддерживаться в течение всего испытания в пределах допустимых отклонений, чтобы можно было считать, что установки находятся в установившемся режиме работы.
Все химические вещества, связанные с работой установки PCC, должны быть проанализированы для определения и подтверждения требуемой концентрации в соответствии с проектными значениями. Если какая-либо концентрация выходит за пределы допустимого диапазона, соответствующее химическое вещество должно быть заменено.
Следует приложить все усилия, чтобы провести испытание как можно ближе к референтным условиям. Исходное состояние энергоустановки определяется оператором станции как стабильное рабочее состояние электростанции при работе с номинальной нагрузкой или при обычной нагрузке. Рабочие параметры должны находиться в пределах диапазонов, указанных в таблице B.2, в графе «Допустимое максимальное отклонение от стандартных условий установки».
Испытание следует проводить в таких условиях, чтобы были выполнены все требуемые измерения, указанные в разделе 5.
Результаты тестового прогона можно использовать для определения KPI, определенных в разделе 9.
Дополнительная информация приведена в приложении B и в серии стандартов МЭК 60953.
8.1 Общие требования
8.1.1 Введение
В разделе представлены требования к контрольно-измерительным приборам, которые должны быть установлены или использованы, а также рекомендуемые методы измерения.
По согласованию заинтересованных сторон, участвующих в испытаниях, более совершенные приборы могут заменить рекомендуемые приборы при условии, что применение таких приборов продемонстрировало точность и надежность.
Приборы и методы измерения должны соответствовать стандартам или методам, признанным на международном уровне (см. приложение C). Поскольку эти стандарты предназначены для различных эксплуатационных испытаний электростанций, они также могут быть применены для электростанций с PCC.
Расположение точек измерения приведено на рисунке 3.
Ниже указаны общие требования к приборам и методам измерений для эксплуатационных испытаний установки PCC. Подробное описание и дополнительная информация представлены в приложении C.
8.1.2 Классификация приборов
Приборы классифицируют как в соответствии с использованием измеряемых переменных, так и в зависимости от того, как измеряемые переменные влияют на конечный результат.
a) Первичные переменные: переменные, которые используют при расчетах результатов испытаний. Первичные переменные подразделяют следующим образом:
- первичные переменные класса 1: те, которые имеют коэффициент относительной чувствительности 0,2 (%/%) или выше, для которых требуются приборы более высокой точности, чем для класса 2.
Примечание - Коэффициент относительной чувствительности определяют, как относительное изменение результата, деленное на относительное изменение параметра (или переменной), оцениваемого вблизи желаемой контрольной точки, и выражают в процентах;
- первичные переменные класса 2: те, которые имеют коэффициент относительной чувствительности менее 0,2 (%/%).
b) Вторичные переменные: переменные, которые измеряют, но не учитывают при расчете результатов испытаний. Эти переменные измеряют в течение всего периода испытаний, чтобы убедиться, что выполнены требуемые условия испытаний.
8.1.3 Неопределенность измерения
Измерение каждой величины, используемой для расчета результата испытания, подвержено некоторой степенью погрешности, а результат испытания подвержен степени неопределенности, зависящей от комбинированного эффекта неопределенностей измерения (см. Руководство ИСО/МЭК 98-3:2008, 5.1.3).
Неопределенность измерения и процедура расчета общей неопределенности результатов испытаний должны быть четко описаны, включая все входные данные и допущения, формулировки и процедуру расчета. Неопределенность измерения, а также общие неопределенности результатов испытаний можно рассчитать на основе неопределенностей отдельных измерений в соответствии с Руководством ИСО/МЭК 98-3 и стандартами на приборы и измерения.
Для предтестового анализа неопределенности уровень неопределенности для каждого отдельного измерения должен быть выбран на основе общего требования к неопределенности и классификации прибора. Типовой уровень точности приведен в таблице C.1 для систематической неопределенности, которую следует ожидать для отдельных измеряемых переменных.
8.1.4 Калибровка прибора
Первичную калибровку приборов следует проводить перед испытанием и не более чем за один год до испытания. Руководство по калибровке приведено в приложении C. Решение о любой калибровке после испытания принимают по согласованию заинтересованных сторон, участвующих в испытании. Степень калибровки должна быть выбрана в разумной зависимости от влияния показаний на основе классификации прибора, как указано в приложении C.
8.1.5 Приборы для стационарных измерений
Использование стационарных контрольно-измерительных приборов для первичных переменных допустимо только в том случае, если можно продемонстрировать, что они удовлетворяют требованиям к общей неопределенности. В случае измерения расхода все измерения прибора (давление процесса, температура, дифференциальное давление или импульсы от измерительного устройства) должны быть доступны, потому что потоки на заводе часто недостаточно точны для требуемой точности.
Рекомендуется использовать постоянные контрольно-измерительные приборы для контроля изменений уровня в резервуаре или любой тип перекрестной проверки с использованием временных контрольно-измерительных приборов. В случае, если для измерения первичных переменных используют стационарные контрольно-измерительные приборы, оборудование должно быть проверено до начала испытаний.
Верификация стационарных контрольно-измерительных приборов включает в себя ряд проверок, подтверждающих (путем калибровки или осмотра) выполнение установленных требований. Он обеспечивает средство для проверки дрейфа между значениями, показанными измерительным прибором, и соответствующими известными значениями, которые постоянно меньше, чем допуск или допустимые пределы, определенные в стандарте, процедуре испытаний или спецификации.
8.1.6 Резервные приборы
Резервные приборы — это два или более устройств, измеряющих один и тот же параметр в одном и том же месте.
Для измерения всех первичных переменных (класса 1 или 2) следует использовать дублирующие приборы.
8.2 Метод измерения
8.2.1 Дымовой газ
Эффективность улавливания CO2, определенную по формуле (1), проверяют в отношении условий дымовых газов в стандартных условиях или близких к ним.
ИСО 10780 требует многоточечного пересечения дымовой трубы или воздуховода во время отбора проб для учета компонентов или предметов, распределенных по стороне диаметра, может использоваться для определения скорости потока дымовых газов. Это можно сделать в местах отбора проб дымовых газов на входе PCC, используя определенные методы измерения, подробно описанные в ИСО 10780.
Признанные методы, применимые для определения содержания влаги в дымовых газах на входе дымовых газов в PCC и на выходе со стороны выброса:
- метод абсорбционного взвешивания, при котором проба газа проходит через абсорбционную трубку и измеряется увеличение его массы;
- технология охлаждаемых зеркал, в которой используется зеркало, охлажденное до точки росы, чтобы влага начала конденсироваться на нем (ИСО 6327);
- методы емкостных или диэлектрических приборов, в которых используют материал, изменяющий свои диэлектрические свойства и увеличивающий свою емкость за счет поглощения влаги.
Существует много технологий для измерения влажности, которые можно применять при условии, что такие приложения имеют подтвержденную точность, эквивалентную требуемой в настоящем стандарте. Применение такое же, как и для содержания влаги в потоке CO2-продукта.
c) Измерения кислорода и монооксида углерода
Допускается использовать методы измерения, основанные на онлайн-анализе с помощью недисперсионных инфракрасных датчиков или основанные на отборе проб и ручном анализе (титровании), например на анализаторе Orsat. Следует учитывать возможное присутствие NH3 и его влияние должно быть проверено путем оценки уровня неопределенности в зависимости от процесса PCC. Применимые общепризнанные эквивалентные стандарты приведены в C.8.2, и их допускается использовать для определения уровней кислорода и CO2 на входе дымовых газов PCC и на выходе.
8.2.2 Поток CO2-продукта на выходе компрессора CO2
a) Чистота потока CO2-продукта
Чистоту CO2 измеряют в соответствии с рекомендациями, установленными серией стандартов ИСО 6974, с использованием газовой хроматографии, оптимизированной для высокочистого CO2, преобразованного из природного газа, с использованием общих правил газовой хроматографии в соответствии.
Если составы примесей известны, можно измерить уровни O2, влаги и N2, и вычесть их сумму из 100%, также используя ИСО 6974, оптимизированный для этой цели. При отборе проб следует полностью исключить попадание воздуха в пробу, который является причиной повышенной неопределенности.
Также можно измерять CO2 с помощью титр-анализатора (эквивалентного анализатору Orsat); но этот метод может потребовать высокого уровня квалификации персонала.
Как правило, для измерения потоков CO2 в различных приложениях, включая системы CCS, использовали различные типы технологий измерения расхода. Следует учитывать перепад давления, вызванный установкой расходомеров в трубопроводе, чтобы проверить, не может ли это непреднамеренно изменить фазовые и флюидные свойства потока CO2 (особенно если условия потока близки к границам фаз CO2). Это потребует точного понимания условий потока в заданных местах расположения анализаторов. Также требуется четкое знание плотности и вязкости жидкостей.
Расходомеры типа DP представляют собой наиболее распространенное устройство для измерения расхода, в частности, в приложениях по добыче нефти с повышенным содержанием CO2. Его использование должно основываться на серии стандартов ИСО 5167 при условии, что поток CO2 должен быть почти чистым и оставаться в виде единой стабильной фазы для поддержания точности измерения. В этом случае необходимо соблюдать особую осторожность при прокладке трубы, соединяющей кран счетчика типа DP, как указано в стандартах серии ИСО 5167. Одним из основных недостатков диафрагм является их низкий динамический диапазон, что означает, что они имеют ограниченный диапазон скорости потока, в котором они могут точно работать.
Турбинные счетчики десятилетиями использовались в промышленности в качестве метода измерения расхода как жидкого, так и сверхкритического CO2 в трубопроводах. Эти счетчики будут работать с однофазным газом, жидкостью или сверхкритической жидкостью, если они имеют правильную конструкцию. В газовой фазе можно использовать ИСО 10780. Применимые стандарты приведены в C.8.
Трубопроводы должны иметь значительный диаметр для экономичного транспортирования больших объемов CO2. Это может повлиять на выбор расходомера, поскольку некоторые типы расходомеров могут работать только при ограниченном диаметре трубопровода.
Углекислый газ может создавать значительные проблемы при измерении расхода в сверхкритических условиях из-за сложности определения плотности. Существует ряд вариантов, таких как электронные устройства, ультразвуковые расходомеры и методы массового расхода (типа Кориолиса), которые можно использовать, если применение такого прибора продемонстрировало точность, эквивалентную требуемой в настоящем стандарте. Для обеспечения точности измерения расхода расходомеры должны иметь необходимую длину прямолинейного трубопровода до и после расходомера в зависимости от типа расходомера.
Если счетчик типа DP применяют к линии CO2 низкого давления, это может увеличить потребление электроэнергии в зависимости от применяемого счетчика типа DP.
8.2.3 Пар и паровой конденсат
Общее измерение расхода основано на положениях ИСО 5167 и ASME PTC 19.5. Измерение пара и парового конденсата основано на МЭК 60953-1. Измерение температуры и давления интегрировано в вышеупомянутое измерение, также можно применять МЭК 60953-1.
Другие применимые стандарты приведены в приложении C.
8.2.4 Охлаждающая вода
Возможные варианты измерения приведены в МЭК 60953-1:1990, 4.3.9, другие применимые стандарты приведены в приложении C.
МЭК 60953-1 можно применять для измерения температуры и давления.
8.2.5 Измерение электрической мощности
Измерение электрической мощности должно основываться на стандартах серии МЭК 60044, МЭК 61869 или ANSI/IEEE 120. Дополнительная информация о ваттметрах, которые являются одним из вариантов измерения, приведена в приложении C.
8.2.6 Измерение давления и температуры
Измерение давления и температуры основано на МЭК 60953-1.
Применимые признанные эквивалентные стандарты рекомендованы в приложении C.
8.2.7 Сбор и обработка данных
Систему сбора данных используют для максимально возможного сбора тестовых данных. Другие параметры будут записаны вручную, например настройки оборудования и важные наблюдения во время тестирования. Записи должны включать дату и время суток, условия окружающей среды (температура, давление и относительная влажность). Положение каждого измерения должно быть четко отмечено на технологической карте. Это должны быть фактические показания без применения каких-либо приборных поправок.
Автоматическое оборудование для сбора данных должно быть откалибровано для обеспечения требуемой точности. Если калибровка нецелесообразна, каждая единица оборудования в измерительном контуре должна быть откалибрована индивидуально с учетом всего измерительного контура.
Входные сигналы от приборов должны быть сохранены, чтобы можно было скорректировать данные после испытаний для применения новых калибровочных поправок.
Для достижения требуемой точности следует учитывать одновременное считывание некоторых контрольных точек в одних и тех же условиях с нескольких входов прибора.
9 Оценка ключевых показателей эффективности
9.1 Введение
В разделе показано как определяют показатели для оценки эффективности процесса установки PCC, интегрированной с электростанцией. Потребление утилит (потребление пара и электроэнергии) оказывает большое влияние на производительность процесса установки PCC и его оценивают с использованием показателей, описанных в этом разделе. Рабочие характеристики процесса следует оценивать при проектных стандартных условиях, указанных в приложении E. Символы, используемые в данном разделе, определены в разделе 3.
При расчете показателей важно количество энергии (тепловой и электрической), но источник энергии не имеет значения, даже если имеют значение любые сопутствующие выбросы CO2. Таким образом, полезность, генерируемая возобновляемыми источниками энергии, такими как солнце, ветер, вода, биомасса и геотермальная энергия, можно рассматривать так же, как и ископаемый источник. Допускается компенсировать потребности энергии установки PCC за счет утилизации отработанной энергии. Например, можно использовать рекуперацию тепловой энергии из дымовых газов электростанции для частичного удовлетворения потребности в тепле установки PCC.
В дополнение к ключевым показателям эффективности, указанным в разделе, в приложении D представлены другие показатели эффективности для оценки эффективности процесса улавливания CO2 после сжигания, интегрированного с электростанцией.
9.2 Удельный расход тепловой энергии STEC
STEC — тепловая энергия, потребляемая для улавливания и сжатия/сжижения тонны CO2. Удельный расход тепловой энергии STEC, ГДж/т, вычисляют по формуле
STEC = \frac{q_{mstream} \cdot h_{steam} - q_{mcondensate} \cdot h_{condensate}}{q_{mCO_{2}}} \cdot \frac{1}{10^{6}} , (7)
где qm stream — массовый расход пара на установку PCC, кг/ч;
hsteam — удельная энтальпия пара, кДж/кг;
qm condensate — массовый расход конденсата из установки КПК, кг/ч;
hcondensate — удельная энтальпия конденсата, кДж/кг;
q_{mCO_{2}} — массовый расход потока CO2, т/ч;
q_{mCO_{2}} = q_{mCO_{2}_comp_b} или q_{mCO_{2}} = q_{mCO_{2}_comp_a} .
Тепловая энергия также может быть обеспечена другим теплоносителем, отличным от пара, с возвратом в виде конденсата, и в этом случае формула (7) должна быть изменена.
Расход уловленного потока CO2 (q_{mCO_{2}}) определяют на линии потока CO2 до или после сжатия/сжижения потока CO2 (q_{mCO_{2}_comp_a}q_{mCO_{2}_comp_b}) как описано в 5.4.
Если для компрессоров или насосов вместо электродвигателя применяют привод паровой турбины, то расход пара должен учитываться при расчете STEC.
9.3 Удельный расход электроэнергии SEC
SEC — электрическая энергия, потребляемая для улавливания и сжатия/сжижения тонны CO2. Потребление электроэнергии состоит из всего потребления на таких объектах, как предварительная обработка дымовых газов, улавливание CO2, сжатие CO2 и другие системы (например, система подачи охлаждающей воды). Они описаны в 6.4, а процедуры получения PPCC приведены в таблице F.3. На основе суммирования всех источников потребления электрической энергии удельный расход электроэнергии SEC, кВт·ч/т, вычисляют по формуле
SEC = \frac{P_{PCC}}{q_{mCO_{2}}} \cdot 1000 , (8)
где PPCC — потребность в электроэнергии установки PCC, МВт;
q_{mCO_{2}} — массовый расход потока CO2, т/ч.
Примечание — Потребление электроэнергии на установке PCC определяется границей на рисунке 2, а требуемое потребление электроэнергии для снабжения охлаждающей водой установки PCC вычисляют по формуле (6). Этот расчет должен учитывать любые сокращения подачи охлаждающей воды на главную электростанцию и вспомогательный блок, как описано в 6.4.1.
Расход уловленного потока CO2 (q_{mCO_{2}}) следует измерять расходомерами, установленными на линии CO2 до или после сжатия/сжижения потока CO2 ( q_{mCO_{2}_comp_a} и q_{mCO_{2}_comp_b} ), как описано в 5.4.
9.4 Удельное эквивалентное потребление электрической энергии SEEC
SEEC — общее потребление электроэнергии, связанное с улавливанием и сжатием/сжижением тонны CO2. Удельный эквивалентный расход электроэнергии SEEC, кВт·ч/т, вычисляют как общее изменение валовой выработки электроэнергии за счет установки PCC, деленное на количество уловленного CO2.
SEEC = \frac{P_{LGP} + P_{PCC}}{q_{mCO_{2}}} \cdot 1000 , (9)
где PLGP — изменение общей выработки электроэнергии за счет отбора пара из парового цикла главной электростанции и/или вспомогательного агрегата, МВт;
PPCC — потребность установки PCC в электроэнергии, МВт;
q_{mCO_{2}} — массовый расход потока CO2, т/ч.
Примечание - Для новой электростанции может быть разработана эталонная установка, использующая ту же технологию генерации, но без установки улавливания CO2.
9.5 Удельное снижение выбросов CO2 (SRCE)
SRCE — расчетное чистое снижение выбросов CO2 на единицу мощности эталонной электростанции за счет внедрения процесса PCC. Удельное сокращение выбросов CO2 SRCE, т/МВт·ч, вычисляют по формуле
SRCE = \frac{q_{mCO_{2},ref}}{P_{NET,ref}} - \frac{q_{mCO_{2}e,cap}}{P_{NET,cap}} , (10)
где q_{mCO_{2},ref} — массовый расход выбросов CO2 от эталонной электростанции, т/ч;
PNET,ref — полезная выходная мощность эталонной электростанции, МВт;
q_{mCO_{2}e,cap} — массовый расход выброса CO2 от электростанции с установкой PCC, т/ч;
PNET,cap — полезная выходная мощность электростанции с установкой PCC, МВт.
При подаче пара и/или электроэнергии от вспомогательного агрегата переменные в формуле (10) включают общую эмиссию и выходную мощность основной электростанции и вспомогательного блока.
9.6 Удельный расход абсорбента и удельный расход реагентов SAC и SCC
SAC и SCC — это количество абсорбента и реагентов соответственно, которые расходуются для улавливания и сжатия/сжижения тонны CO2. SAC и SCC вычисляют по следующим формулам:
SAC = \frac{q_{mabsorbent}}{q_{mCO_{2}}} , (11)
SCC = \frac{q_{mchemical}}{q_{mCO_{2}}} , (12)
где SAC — удельный расход абсорбента, кг/т;
qm absorbent — расход абсорбента на установке ПКК, кг/ч;
q_{mCO_{2}} — массовый расход потока CO2, т/ч;
SCC — удельный расход реагента, кг/т;
qm chemical — расход химического соединения на установке PCC, кг/ч.
Абсорбент, который регенерируется в системе регенерации, не должен включаться в расход абсорбента, но должен включаться абсорбент, выбрасываемый с установки PCC в виде отходов. Другие химические вещества, используемые на установке PCC, которые не могут быть регенерированы, должны быть включены в расход химических веществ.
СВОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПО ПОТОКАМ И НОМЕНКЛАТУРЕ ОБОРУДОВАНИЯ
В приложении обобщены различные потоки и оборудование, с которыми можно столкнуться при использовании настоящего стандарта.
A.2 Краткое изложение номенклатуры потоков и оборудования
Информация касается раздела 4 (см. рисунки 2 и 3). В таблице A.1 приведены различные потоки и номера оборудования (в порядке возрастания), как указано в таблицах 1 - 5 в разделе 4.
Описание потоков и оборудования, приведенных на рисунках 2 и 3 (см. раздел 4)
| Номер потока/оборудования | Описание | Источник потока/расположение оборудования | Оценка KPI |
| 1 b | Граница основной электростанции — эта конфигурация блочного потока типична для угольной энергоустановки котла и энергоустановки GTCC | Основная электростанция | - |
| 2 | Секция предварительной обработки дымовых газов — кондиционирование дымовых газов для подготовки к отделению CO2. Может включать удаление загрязняющих веществ, которые могут повредить абсорбент, или регулирование температуры для оптимизации эффективности абсорбента и т.д. | Установка PCC | - |
| 3 | Секция улавливания CO2 | Установка PCC | - |
| 4 | Секция сжатия/сжижения потока CO2 (включая очистку потока CO2) | Установка PCC | - |
| 5 | Система транспортирования CO2 | (За границей) | - |
| 6 g | 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 | Основная электростанция | - |
| 7 | Поток в дымовую трубу, если требуется (может содержать остаточный CO2) | Установка PCC | SRCE |
| 10 | Дымовой газ от основной электростанции | Основная электростанция | SRCE |
| 11 | Дымовые газы вспомогательного блока (вспомогательная система выработки пара и электроэнергии — 30) | Вспомогательный блок | SRCE |
| 12 | Очищенный дымовой газ (содержащий в основном азот, но может содержать остаточный CO2) направляется в дымовую трубу | Установка PCC | SRCE |
| 13 | Поток CO2, отправленный на транспортирование | Установка PCC | SRCE |
| 14 | Поток CO2 в атмосферу, необходимый для пуска, остановки при аварийных ситуациях и при значительных нарушениях в работе | Установка PCC | - |
| 15 | Сточные воды, направляемые на очистку | Установка PCC | SCC |
| 16 | Отходы, направляемые в систему переработки отходов | Установка PCC | SAC и SCC |
| 17 | Побочный продукт | Установка PCC | SAC и SCC |
| 18 | Чистый абсорбент | Установка PCC | SAC и SCC |
| 20 | Система генерации охлаждающей воды — система охлаждения может включать градирни, прямоточную систему или воздушные теплообменники | Вспомогательный блок | - |
| 21 | Вход охлаждающей воды — может быть общим для основной электростанции и установки PCC | Вспомогательный блок | - |
| 22 | Выход охлаждающей воды — может быть общим для основной электростанции и установки PCC | Вспомогательный блок | - |
| 23 | Воздушный теплообменник, встроенный в установку PCC | Установка PCC | - |
| 24 | Вспомогательная система производства пара (например, HRSG на вспомогательной газовой турбине или вспомогательном котле) | Вспомогательный блок | - |
| 25 | Система распределения пара | Вспомогательный блок | - |
| 26 | Вспомогательная газовая турбина | Вспомогательный блок | - |
| 27 | Вспомогательный генератор | Вспомогательный блок | - |
| 28 | Система очистки сточных вод | Вспомогательный блок | - |
| 29 | Система переработки отходов | Вспомогательный блок | - |
| 30 | Вспомогательная система выработки пара и электроэнергии | Вспомогательный блок | - |
| 31 | Система распределения электроэнергии — контролирует количество энергии, отводимой на установку PCC, для работы вентиляторов, насосов, воздуходувок и компрессоров | Вспомогательный блок | SEC и SEEC |
| 35 | Пар от основной электростанции — обозначен как пар, это также может быть другой теплоноситель (например, горячее масло) | Основная электростанция | STEC |
| 36 | Пар из вспомогательной системы парогенерации — обозначен как пар, это также может быть другой теплоноситель (например, горячее масло) | Вспомогательный блок | STEC |
| 37 | Пар, подаваемый с основной электростанции на установку PCC для запуска регенерации абсорбента и других процессов — обозначен как пар, это также может быть другая среда для передачи тепловой энергии (например, горячее масло) | Вспомогательный блок | STEC |
| 38 | Отработанный пар из PCC на основную электростанцию — если пар является теплоносителем, используемым в PCC, он может быть возвращен на основную электростанцию | Установка PCC | STEC |
| 39 | Конденсат пара из PCC на основную электростанцию — если пар используется и конденсируется в PCC, этот поток возвращает конденсат на основную электростанцию | Установка PCC | STEC |
| 40 | Возврат парового конденсата на основную электростанцию | Вспомогательный блок | STEC |
| 41 | Возврат парового конденсата в систему вспомогательного парообразования | Вспомогательный блок | STEC |
| 42 | Подача охлаждающей воды — если система охлаждающей воды основной электростанции и/или вспомогательного блока используется для подачи охлаждающей воды на установку PCC, то она учитывается в этом потоке | Основная электростанция Вспомогательный блок | STEC |
| 43 | Возврат охлаждающей воды — охлаждающая вода возвращается от PCC на главную электростанцию и/или на вспомогательный блок | Установка PCC | STEC |
| 44 | Отработанное тепло от технологического теплообменника, встроенного в установку PCC (23) | Установка PCC | STEC |
| 45 | Электроэнергия от вспомогательной системы выработки электроэнергии | Вспомогательный блок | SEC и SEEC |
| 46 | Электроэнергия от основной электростанции на установку PCC | Основная электростанция | SEC и SEEC |
| 47 | Топливо для вспомогательной паросиловой установки | Вспомогательный блок | - |
| 48 | Химические реактивы | Установка PCC | SAC и SCC |
| 49 | Деминерализованная вода, техническая вода | Установка PCC | SAC и SCC |
| 50 | Электроэнергия перенаправляется на питание оборудования и систем, связанных с установкой PCC, включая вентиляторы, насосы и компрессоры | Вспомогательный блок | SEC и SEEC |
| 51 | Экспорт мощности | Основная электростанция | SEC и SEEC |
| 52 | Электроэнергия, отведенная от основной электростанции или вспомогательной системы выработки электроэнергии для питания другого оборудования на той же станции или установке | Основная электростанция Вспомогательный блок | SEC и SEEC |
| 55 | Теплоноситель, передающий отработанное тепло от установки PCC к основной электростанции, например питательная вода котла для предварительного нагрева | Установка PCC | STEC |
| 56 | Отходящее тепло главной электростанции, используемое на установке PCC, или возврат отработанного тепла установки PCC, используемого на основной электростанции, — этот поток может представлять собой отходящее тепло основной электростанции, которое используется в процессе регенерации абсорбента на установке PCC, или возврат отходящего тепла, которое было произведено на установке PCC и использовано на основной электростанции (например, предварительный подогрев питательной воды котла) | Основная электростанция | STEC |
| 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 PCC по потоку 37 | Основная электростанция | STEC |
| 58 | Возврат отработанного тепла электростанции с установки PCC — этот поток представляет собой возврат отработанного тепла из потока 57 на основную электростанцию | Установка PCC | STEC |
| 59 | Использование сточных вод на установках PCC в FGD — сточные воды установки PCC потенциально могут использоваться в качестве подпиточной воды в системе FGD | Вспомогательный блок | - |
| 60 | Дымовой газ после предварительной обработки — представляет собой поток дымового газа после удаления загрязняющих веществ и корректировки температуры при подготовке к входу в абсорбер (из 2 в 3) | Установка PCC | - |
| 61 | Поток CO2, выходящий из секции улавливания CO2 перед входом в компрессор (из 3 в 4) | Установка PCC | - |
| 65 | Топливо для основной электростанции | Основная электростанция | - |
| 70 c/g | Котел или HRSG в случае GTCC | Основная электростанция | - |
| 71 | Система удаления NOx | Основная электростанция | - |
| 72 c | Предпусковой нагреватель воздуха и вентилятор с принудительной тягой (не применим в случае GTCC) | Основная электростанция | - |
| 73 | Система регенерации тепла дымовых газов | Основная электростанция | - |
| 74 c | Система удаления твердых частиц (не применима в случае GTCC) | Основная электростанция | - |
| 75 c | FGD (не применим в случае GTCC) | Основная электростанция | - |
| 76 | Нагреватель дымовых газов, при необходимости | Основная электростанция | - |
| 77 | Дымовая труба и дымоход | Основная электростанция | - |
| 80 | Турбина высокого давления — турбина среднего давления | Основная электростанция | - |
| 81 | Турбина низкого давления | Основная электростанция | - |
| 82 | Нагреватели высокого давления | Основная электростанция | - |
| 83 | Деаэраторы | Основная электростанция | - |
| 84 | Нагреватели низкого давления | Основная электростанция | - |
| 85 | Паровой конденсатор | Основная электростанция | - |
| 86 | Система питания охлаждающей водой электростанции | Основная электростанция | - |
| 87 | Вход охлаждающей воды на электростанцию | Основная электростанция | - |
| 88 | Выход охлаждающей воды с электростанции | Основная электростанция | - |
| 89 | Генератор электростанции | Основная электростанция | - |
| 100 b | Эта линия представляет собой границу установки PCC | Установка PCC | - |
| 101 | Атмосфера | (За границей) | - |
| 102 | Литосфера и/или гидросфера | (За границей) | - |
| 200 b | Граница вспомогательного блока | Вспомогательный блок | - |
| b Схема. c Только для угольной энергоустановки. g Только в случае GTCC. | |||
ПРИНЦИПЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕСТИРОВАНИЮ
B.1 Воздействие на окружающую среду во время испытаний
По мере улавливания CO2 на установке PCC концентрация примесей в дымовых газах (SOx, NOx, PM, HCl, HF, N2O, Hg и NH3) будет увеличиваться на выходе из установки PCC. Для существующих местных природоохранных норм это может быть проблемой, т.к. примеси дымовых газов могут превышать допустимые пределы.
Температура, при которой выбрасываются очищенные дымовые газы, также может быть проблемой. В зависимости от технологии температура очищаемых дымовых газов может снижаться. Это может привести к плохому рассеиванию его компонентов.
Уровень выбросов абсорбента и продуктов разложения абсорбента может оказать влияние на оценку ключевых показателей эффективности.
Должны быть четко указаны: количество сточных вод, pH, состав, концентрация взвешенных твердых частиц, биологическая потребность в кислороде и химическая потребность в кислороде, а также включение регулируемых веществ.
Должно быть указано количество образующихся отходов и их общие характеристики в отношении обращения (содержание воды, вязкость), метод обработки и категория (независимо от того, является ли это опасным веществом или нет, в соответствии с местными правилами).
Владелец (владельцы) электростанции и установки PCC может (могут) провести дополнительные испытания для определения производительности станции и/или собрать данные в других условиях, таких как отслеживание нагрузки или отключения станции. Сроки испытаний и критерии эффективности должны быть определены заранее и включены в утвержденный документ. Данное приложение допускается использовать в качестве шаблона для такого тестирования.
B.3 Продолжительность и количество тестовых прогонов
Тестовый запуск представляет собой полный набор показаний при работе силовой установки и установки PCC в стабильных условиях эксплуатации. Тест может состоять из одного тестового прогона или серии тестовых прогонов. Для обеспечения воспроизводимости результатов рекомендуется, чтобы каждый тест состоял как минимум из двух или более тестовых прогонов. Тест, состоящий из различных тестовых прогонов, может предоставить данные для проверки и/или отклонения выпадающих измерений. Окончательные результаты, используемые для расчета KPI, должны быть средними из различных принятых результатов выполнения тестов.
Продолжительность каждого испытательного запуска следует определять эксплуатационными критериями и требованиями заинтересованных сторон. Рекомендуется минимальная продолжительность каждого испытательного пуска в соответствии с типологией системы сгорания, используемой на электростанции, как указано в таблице B.1.
Минимальная продолжительность каждого испытательного прогона
Перед началом тестирования можно провести несколько предварительных тестов, чтобы настроить параметры управления для достижения требований по условиям тестирования. Они также помогают определить любой тип отклонений или неисправности оборудования. Чтобы учесть любые корректирующие действия, рекомендуется проводить предварительные испытания до начала тестирования.
B.5 Начало и остановка испытания
Как только условия тестирования установлены и критерии стабильности достигнуты, руководитель тестирования должен принять решение о начале тестирования, записав и сообщив время и дату всем заинтересованным сторонам. Испытание будет продолжаться в течение согласованного с заинтересованными сторонами времени. В течение этого времени установка должна работать в автоматических стабильных условиях. Настройки управления не должны изменяться в течение этого периода. В конце каждого прогона теста должно быть зафиксировано время, а руководитель теста должен объявить об окончании теста всем сторонам.
Если стабильность или условия тестирования не соответствуют заданным требованиям во время выполнения теста, руководитель тестирования может принять решение об остановке и прерывании теста. Данные, полученные на той части тестового прогона, которая соответствует требованиям, можно считать приемлемыми для оценки производительности; тестовый прогон может оставаться действительным, за исключением случаев, когда он отклоняется во время тестирования.
B.6 Соотношение электрического и теплового потребления
Перед началом тестирования все потребители электроэнергии должны быть выровнены в соответствии с проектной конфигурацией станции. Каждый потребитель электроэнергии должен быть идентифицирован и питаться от источника электростанции, указанного в плане (программе) испытаний. Все избыточные потребители должны быть отключены. В случае, если резервный потребитель не может быть отключен, между сторонами, участвующими в тестировании, должно быть достигнуто взаимное соглашение об измерении и вычете любого дополнительного потребления во время оценки производительности.
Все потоки теплопотребления или отбора пара от электростанции должны быть согласованы до начала тестирования. Отбор пара для установки PCC, питаемой электростанцией, должен быть согласован в соответствии с проектной конфигурацией станции. Любой источник тепла, поступающий от другой установки или парогенератора за пределы границы, должен быть изолирован; если это невозможно, его следует измерить и учесть во время оценки эффективности.
Перед началом тестирования необходимо провести согласование электрического и теплового потребления.
B.7 Принцип проведения тестирования и оценки
В течение всего времени тестирования необходимо снять достаточное количество показаний для каждого измеряемого параметра, чтобы максимально снизить неопределенность измерений. При использовании системы сбора данных для каждого тестового прогона должно быть зарегистрировано не менее 30 показаний для каждого основного параметра.
Следует рассчитать среднее арифметическое каждого показания и проверить критерии стабильности. Данные, полученные во время каждого тестового прогона, должны быть проверены и отклонены частично или полностью, если они не соответствуют требованиям в рамках критериев стабильности.
B.8 Критерии устойчивости для энергоустановки и установки PCC
Установка PCC должна работать в стабильных условиях, чтобы обеспечить хорошее качество измерений и результаты работы. Для этого электростанция должна соответствовать критериям стабильности и требованиям, указанным в применимых международных стандартах (например, серии МЭК 60953 и ASME PTC 6 и ASME PTC 4). Это обеспечит стабильность всех интерфейсов между электростанцией и установкой PCC (например, поток дымовых газов, отвод пара и электроснабжение).
Параметры станции PCC, которые не взаимодействуют с электростанцией и условиями окружающей среды, также должны соответствовать критериям стабильности, изложенным в таблице B.2, до и во время эксплуатационных испытаний.
Критерии устойчивости энергоустановки и установки PCC
| Параметр | Допустимое стандартное отклонение | Допустимое максимальное отклонение от стандартных условий установки |
| Выходная мощность | +/- 0,25% | Примечание 1 |
| Коэффициент мощности | +/- 1,0% | Примечание 3 |
| Частота | +/- 0,25% | +/- 2,0% |
| Напряжение | - | +/- 5,0% |
| Характеристики твердого топлива | - | Примечание 2 |
| Теплотворная способность природного газа | - | Примечание 2 |
| Кислород на выходе из котла/нагревателя (жидкотопливные/газовые аппараты) | 0,2% об. | - |
| Кислород на выходе из котла/нагревателя (угольные аппараты) | 1,0% об. | - |
| Чистота потока CO2 | +/- 0,5% об. | +/- 1,0% об. |
| Расход CO2 | +/- 1,0% | +/- 5,0% |
| Расход конденсата из установки PCC | +/- 1,0% | +/- 5,0% |
| Температура охлаждающей жидкости и воды | +/- 1,0 К | +/- 5,0 К |
| Расход охлаждающей жидкости и воды | +/- 1,5% | +/- 15,0% |
| Расход топлива | +/- 1,3% | Примечание 3 |
| Давление топливного газа | +/- 0,65% | Примечание 2 |
| Температура топливного газа | +/- 3,0 К | Примечание 2 |
| Температура дымовых газов | +/- 2,0 К | Примечание 3 |
| Давление пара (примечание 4) | +/- 0,5% | +/- 3,0% |
| Температура пара (примечание 4) | +/- 2,0 К | +/- 8,0 К |
| Температура окружающей среды (сухой термометр) | +/- 2,0 К | Примечание 3 |
| Температура окружающей среды (жидкий термометр) | +/- 2,0 К | Примечание 3 |
| Давление окружающей среды | +/- 0,5% | Примечание 3 |
| Примечание 1 — Относится к применимому стандарту для паровой турбины. Примечание 2 — Значения могут быть взяты из технических условий на топливо. Если характеристики топлива не находятся в этих пределах, заинтересованные стороны должны договориться о том, какую поправку следует применить, или отложить запуск. Примечание 3 — Это значение зависит от максимального или минимального заданного значения в исходных условиях. При отклонениях должно быть достигнуто взаимное согласие для корректировки. Примечание 4 — Параметры находятся внутри границ тестирования. Они контролируются для обеспечения стабильности работы основной установки. Значения могут быть изменены в зависимости от применимых стандартов эксплуатационных испытаний паровой турбины. | ||
Стабильность рассчитывают по стандартному отклонению измерений при каждом испытании. Для расчета KPI требуется период стабилизации перед каждым тестовым запуском, чтобы убедиться, что он является репрезентативным.
Для настоящего стандарта определяют следующие показатели:
a) эффективность улавливания (см. 5.3);
b) поток уловленного CO2 установки PCC (см. 5.4);
c) свойства потока CO2 на выходе из системы сжатия CO2 (см. 5.5);
d) удельный расход тепловой энергии (см. 9.2);
e) удельный расход электроэнергии (см. 9.3);
f) удельное эквивалентное потребление электроэнергии (см. 9.4);
g) удельное снижение выбросов CO2 (см. 9.5);
h) удельный расход абсорбента и удельный расход реагентов (см. 9.6).
Значения показателей по a) - e) получают непосредственно по результатам измерений. Для показателей f) - g) потери полной мощности при отборе пара из паровой турбины следует измерять по МЭК 60953-1 или МЭК 60953-2 в зависимости от типа принимающей электростанции. Значение показателя по h) вычисляют по удельному расходу абсорбента и удельному расходу реагентов, предоставленным разработчиками технологий.
Соответствующее измерительное оборудование должно быть установлено в разных точках установки PCC при оценке производительности установки PCC, интегрированной с электростанцией. Перед началом измерений следует подтвердить количество и положение всех приборов, которые будут установлены и использованы во время измерений. Для этой цели рекомендуется подготовить схему расположения точек измерения и включить ее в процедуру измерений.
На схеме должны быть указаны установка PCC и все ее части, включая потоки, которые связывают оборудование как с электростанцией, так и с установкой PCC. Тип датчика (например, датчик давления, температуры, расходомер), который будет использован для проверки работоспособности, также должен быть представлен на соответствующей линии и оборудовании. На рисунке 3 показан типичный пример схемы точек измерения.
Должно быть подтверждено любое отклонение, если все оборудование или его часть не соответствуют приведенным ниже рекомендациям.
В следующих разделах даны рекомендации по точности приборов в зависимости от типа измеряемого физического параметра.
Тип приборов устанавливается временно перед началом испытаний, каждый прибор должен быть откалиброван в сертифицированной лаборатории в соответствии с рекомендациями, приведенными в ИСО 17025, и в соответствии с C.4.
Если существует высокая вероятность наличия определенного профиля температуры, давления или скорости в конкретной точке измерения, в данный стандарт рекомендуется включить достаточные измерения, чтобы учесть все возможные профили. Средние значения могут быть рассчитаны как средневзвешенное значение в зависимости от физического параметра согласно соответствующим международным стандартам.
В таблице C.1 приведены типовой уровень точности и допустимые систематические погрешности для первичных измерительных приборов.
Типовой уровень точности для контрольно-измерительных приборов
| Измеряемый параметр | Рекомендуемое устройство | Диапазон | Максимально допустимая систематическая неопределенность (точность) |
| Давление | Абсолютное, манометрическое и дифференциальное | Весь | +/- 0,3% |
| Температура | Резисторный датчик температуры | < 150 °C | +/- 0,3 °C |
| Термопара | > 150 °C | +/- 0,6 °C | |
| Расход (вода и пар) | Расходомер Вентури | - | Калиброванный: +/- 0,5% по пару, +/- 0,4% по воде; некалиброванный +/- 0,75% по пару, +/- 0,70% по воде |
| Диафрагменный расходомер | - | Калиброванный: +/- 0,5% по пару, +/- 0,4% по воде; некалиброванный +/- 0,75% по пару, +/- 0,70% по воде | |
| Расход (поток дымовых газов и CO2) | Многоточечная трубка Пито | - | Калиброванная: +/- 5,0%; некалиброванная: +/- 8,0% |
| Кориолисов расходомер | - | См. C.8.2 | |
| Ультразвуковой расходомер | - | См. C.8.2 | |
| Расходомер Вентури | - | +/- 1,5% | |
| Анализ дымовых газов | Портативный анализатор кислорода | - | +/- 5,0% |
| Анализатор монооксида углерода | - | +/- 0,2 пунктов | |
| Анализатор оксидов азота | - | +/- 10 ppm(v) | |
| Анализ дымовых газов | Анализатор аммиака | - | Требования не установлены |
| Электроэнергия | Ваттметр | - | +/- 0,5% |
| Прибор для измерения тока без разрыва цепи | - | +/- 2,0% | |
| Счетчик ватт-часов | - | +/- 0,03% | |
| Электрический ток | Амперметр | - | +/- 0,3% |
| Напряжение | Вольтметр | - | +/- 0,3% |
| Частота | Электронный датчик частоты | - | +/- 0,1% |
| Давление окружающей среды | Датчик абсолютного давления | - | +/- 0,075% |
| Влажность | Гигрометр | - | +/- 2,0% |
| Психрометр | - | +/- 0,5% | |
| Регистрация измеренных значений | Цифровой регистратор данных | - | +/- 0,1% |
Рекомендуется использовать стационарные контрольно-измерительные приборы.
В таблице C.1 показан типичный уровень точности приборов, которые используют для проверки работы установки PCC. Процедура калибровки и критерии приемлемости должны соответствовать ASME PTC 19.5, ANSI/IEEE 120, ACTM E2744-16, BS 1041 и ИСО/МЭК 17025. Любые другие признанные международные стандарты должны быть согласованы и приняты сторонами, участвующими во время испытания.
Параметры, необходимые для базовой производительности установки PCC, описанной в разделе 5, будут измеряться в соответствии с методом измерения по 8.2. Это должно соответствовать требованиям к приборам с ручным управлением или к комбинации онлайн-приборов основного класса приборов.
C.6 Онлайн-измерение с помощью временных или постоянных контрольно-измерительных приборов
Если инструменты или методы измерения, которые необходимо использовать, не приведены в настоящем стандарте, они должны быть предметом соглашения между соответствующими сторонами для определения уровня точности, который должен применяться к каждому соответствующему инструменту или методу измерения.
Все потоки, пересекающие границу установки PCC и используемые для оценки производительности установки PCC, должны быть измерены или определены косвенными методами (например, тепломассовым балансом) в случаях, когда невозможно установить расходомер.
Рекомендуемые расходомеры для измерения расхода приведены в BS 7405 и соответствуют рекомендациям ISO/TR 9464. Все измерения и оценки с использованием расходомеров с перепадом давления должны соответствовать ИСО 5167.
Рекомендуется обращаться к ISO/TR 15377, если измеренный расход пара превышает указанный в ИСО 5167.
Ниже приведены основные измерения производительности установки PCC.
C.8 Измерения потока дымовых газов и CO2
Для определения объемного расхода следует измерять скорость в нескольких точках в плоскости, перпендикулярной потоку, для труб большого диаметра или в закрытых трубопроводах, где могут быть определены профиль давления, скорости и температуры.
Отбор проб проводят на участке прямого канала постоянной формы и площади поперечного сечения как можно дальше от любого препятствия, которое может вызвать помехи и вызвать изменение направления потока. Согласно ИСО 10780 прямолинейный воздуховод, включающий плоскость отбора проб, должен иметь длину прямого участка не менее семи гидравлических диаметров, а плоскость отбора проб должна располагаться на расстоянии пяти гидравлических диаметров от входного отверстия прямолинейного воздуховода, чтобы обеспечить погрешность в 3%. Другие указанные условия включают число Рейнольдса, которое должно быть выше 1200, что соответствует скорости потока дымовых газов от 5 до 50 м/с.
Измерения следует проводить в соответствии с ИСО 3966 и ИСО 14164. Эти измерения должны включать как минимум скоростное давление, статическое давление и температуру в нескольких точках, соответствующих центрам равных площадей с зондом, вставленным в воздуховод.
На практике большие кабелепроводы могут не соответствовать этим требованиям к воздуховодам в соответствии с ИСО 3966 и ИСО 14164. Если это так, количество точек измерения должно быть увеличено (до 30) в соответствии с рекомендацией ASME PTC 19.5 в зависимости от фактической прямой длины. Измерительное оборудование и количество точек отбора проб также указаны в ИСО 3966 и ASME PTC 19.5.
Расход можно вычислить по скорости, площади поперечного сечения воздуховода и плотности газа, рассчитанным на основе анализа основных компонентов дымовых газов. Площадь поперечного сечения воздуховода может быть трудно определить точно из-за препятствий внутри воздуховода или неточных размеров. В зависимости от качества дымовых газов следует учитывать засорение зондов туманом или каплями.
В качестве альтернативного метода или для перекрестной проверки скорость потока дымовых газов можно определить расчетами горения. Если весь дымовой газ извлекают для переработки, то необходимо учитывать некоторое попадание воздуха.
Рекомендуется постоянно контролировать на протяжении всего испытания соответствующие компоненты дымовых газов (CO2, SOx, NOx или O2), чтобы гарантировать, что состояние дымовых газов поддерживается в пределах допустимого диапазона отклонений. Распределение концентраций компонентов считают равномерным, если удаление или смешивание компонентов не происходит вблизи входа в установку PCC.
Компоненты примесей (SO2, SO3, NO2, HCl, HF, NH3, CO) и твердые частицы могут повлиять на конструкцию, производительность и погрешность измерения. Методы измерения примесей дымовых газов в настоящем стандарте не указаны и должны быть перепроверены и уточнены путем предоставления информации со стороны источника дымовых газов.
В ИСО 10396 описан метод и приведены рекомендации по определению примесей (т.е. O2, CO, NOx и NH3), которые могут быть обнаружены в потоке CO2-продукта. Также рекомендуются следующие стандарты: ИСО 12039, ИСО 17179, ИСО 10849, ЕН 1911, ИСО 7935 и ИСО 15713.
Измеряя или определяя количество примесей, концентрацию CO2 также можно определить по разнице. Все примеси (т.е. O2, CO, NOx и NH3) можно измерить в соответствии с указанными стандартами. Затем можно определить концентрацию CO2, вычитая процентное содержание каждой примеси из 100%.
C.8.3 Состав очищенных дымовых газов установки PCC
В таблице C.2 указаны применяемые стандарты. Если в дымовых газах присутствует определяемый компонент и его измерение не входит в область применения стандарта, то он должен быть измерен в ходе эксплуатационных испытаний.
C.9 Состав потока CO2 перед сжатием
Чистоту потока CO2 можно определить путем анализа концентрации влаги, кислорода, азота и CO2 с использованием ИСО 6974 в соответствии со стандартом, объясняющим характеристики газовой хроматографии, например JIS K 0114 или эквивалентным стандартом. Следует соблюдать общие правила газовой хроматографии. Измерение кислорода следует проводить в режиме онлайн, чтобы избежать попадание воздуха, что приводит к большим неопределенностям. Метод 3A Агентства по охране окружающей среды (EPA) эквивалентен описанной выше технологии. Поток CO2 может также включать CO, NOx и NH3, которые измеряют с помощью газовой хроматографии. Содержание влаги можно определить по методу 4 Агентства по охране окружающей среды или рассчитать по измерениям температуры и давления, поскольку поток CO2-продукта насыщен водой (в зависимости от процесса).
Для этого типа измерений рекомендуются устройства снижения давления. Следует принять меры предосторожности, чтобы избежать высокого перепада давления в трубах, который может повлиять или непосредственно повлиять на процесс PCC.
Если паротурбинный отбор невозможно измерить из-за отсутствия или невозможности установки измерительного прибора, то для определения требуемого расхода пара необходимо провести тепловой и массовый баланс паротурбинного цикла. В этом случае все контрольно-измерительные приборы, установленные вокруг паротурбинного цикла (со стороны электростанции), должны соответствовать требованиям и рекомендациям МЭК 60953-2.
C.11 Измерение расхода конденсата, охлаждающей воды или другого хладагента
Все измерения и оценки должны проводиться в соответствии с ИСО 5167 для измерения расхода конденсата.
Измерения расхода конденсата, охлаждающей воды или другого хладагента можно проводить с помощью ультразвукового расходомера в соответствии с рекомендациями, приведенными в ИСО 12242.
Если требуется калибровка расходомера, калибровка должна проводиться в соответствии с ASME PTC 19.5, а установка должна выполняться в соответствии с C.7.
C.12 Измерение электрической мощности
Временные однофазные или многофазные прецизионные ваттметры или счетчики ватт-часов следует использовать и подключать к соответствующим трансформаторам напряжения для измерения потребления электроэнергии установкой PCC. Метод трех ваттметров рекомендуется для измерения трехфазного потребления электроэнергии в соответствии с ANSI/IEEE 120.
Временные ваттметры и/или ваттметры должны измерять ток, напряжение, коэффициент мощности, частоту и активную мощность. Погрешность каждого ваттметра или счетчика не должна превышать 0,2%. Запись показаний ваттметров должна производиться таким образом, чтобы любая погрешность не превышала 0,03%. Показания ваттметра должны регистрироваться во время испытания через равные промежутки времени (не реже, чем через каждые 5 мин).
В зависимости от типа проверки работоспособности точность измерительного прибора может различаться. Если необходимо проверить потребление электроэнергии всей установкой PCC, требуются приборы для измерения тока и напряжения класса 0.2. Если должны быть проверены рабочие характеристики всей электростанции, включая установку PCC, допустим класс 0.2 или выше.
Измерения давления должны выполняться в соответствии с МЭК 60953-1 и ASME PTC 19.2. Значения точности и диапазона указаны в таблице C.1. Установка преобразователя давления и коллекторов должны соответствовать рекомендациям, приведенным в ИСО 2186.
Дымовой газ, проходящий по воздуховоду, может иметь неравномерную скорость, температуру и состав, особенно вблизи возмущения потока, такого как изгиб или переход. Как правило, температурную неопределенность можно уменьшить за счет выборки большего количества точек или использования более сложных методов расчета. Если внутри трубопроводов присутствует профиль давления или скорости (динамическое давление), рекомендуется следовать рекомендациям, приведенным в ИСО 3966 и ИСО 10780, при измерении расхода дымовых газов.
Выбор датчиков температуры, количество и распределение точек измерения должны соответствовать BS 1041 (все части).
Если в трубопроводах или на поверхностях присутствует температурный профиль, рекомендуется следовать рекомендациям, приведенным в ИСО 3966 и ИСО 10780.
Типовой уровень точности должен соответствовать таблице C.1, а калибровка должна соответствовать требованиям, указанным в C.4.
Расход химических реагентов следует проводить с использованием лучших практик технологий PCC, чтобы получить наилучший уровень точности и точности измерений. Это измерение включает расход и химический состав.
Для определений химического состава (и чистоты) испытания проводят признанные и/или сертифицированные лаборатории на соответствие национальным стандартным методам и процедурам.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ УСТАНОВКИ PCC, ИНТЕГРИРОВАННОЙ С ЭЛЕКТРОСТАНЦИЕЙ
D.1 Дополнительное потребление топлива и эквивалентное потребление электроэнергии для PCC
Потребность в энергии для установки PCC, интегрированной с электростанцией, приведет к изменению чистой эффективности установки по сравнению с эталонной электростанцией. Это приводит к частичному увеличению расхода топлива (или подводимой энергии) на единицу выходной мощности \Delta E , определяемому по формуле
\Delta E = \frac{\eta_{ref}}{\eta_{PCC}} - 1 , (D.1)
где \eta_{PCC} и \eta_{ref} — чистая выходная мощность электростанции с PCC и эталонной электростанцией, соответственно.
Дополнительное использование топлива можно интерпретировать как меру воздействия на использование ресурсов для производства электроэнергии.
Потребность в энергии PCC также приводит к изменению эквивалентного потребления электроэнергии, которое определяют как частичное снижение мощности электростанции при фиксированном использовании топлива (или подводимой энергии) \Delta E^{*} :
\Delta E^{*} = \frac{\eta_{PCC}}{\eta_{ref}} . (D.2)
Эквивалентное потребление электроэнергии можно интерпретировать как меру воздействия на уровень мощности электростанции.
D.2 Ориентировочный расчет удельного эквивалентного потребления электрической энергии
Когда оценка производительности сосредоточена исключительно на установке PCC, наиболее практичным является простой способ проектирования моделей как для электростанции с PCC, так и для эталонной электростанции.
Удельное эквивалентное потребление электроэнергии (SEEC), определенное в 9.4, представляет собой общее потребление электроэнергии, связанное с улавливанием и сжатием/сжижением тонны CO2. Определение SEEC должно быть основано на практических измерениях или математическом моделировании. Приблизительное значение может быть получено с помощью ключевых параметров и формулы (D.3):
SEEC = \frac{100}{\eta_{CO_{2}}} \cdot \frac{100}{\eta_{gastoPCC}} \cdot \frac{\eta_{ref} - \eta_{PCC}}{100 \cdot FSE \cdot 3,6} , (D.3)
где \eta_{CO_{2}} — эффективность улавливания CO2 установкой PCC;
\eta_{gastoPCC} — доля общего потока дымовых газов на установку PCC;
\eta_{ref} — чистый КПД выработки эталонной электростанции;
FSE — удельные выбросы топлива, вычисляется по формуле
FSE = \frac{44}{12} \cdot \frac{w_{c}}{100} \cdot \frac{1}{LHV_{fuel}} , (D.4)
где wc — массовая доля углерода в топливе на момент сжигания;
LHVfuel — низшая теплотворная способность топлива.
D.3 Удельное потребление первичной энергии для предотвращения выбросов CO2 (SPECCA)
Удельное потребление первичной энергии для предотвращения выбросов CO2 в результате интеграции PCC с электростанцией можно выразить значением SPECCA. Это количество энергетических ресурсов, используемых на единицу предотвращенных выбросов CO2. SPECCA, кДж/кг, определяют по формуле
, (D.5)где HRPCC — тепловая мощность электростанции с PCC, кДж/кВт·ч;
HRref — тепловая мощность эталонной электростанции, кДж/кВт·ч;
Eref — удельный выброс CO2 от эталонной электростанции, кг/кВт·ч;
EPCC — удельный выброс CO2 электростанции с PCC, кг/кВт·ч;
\eta_{PCC} — КПД электростанции с PCC, %;
\eta_{ref} — КПД эталонной электростанции, %.
D.4 Удельное потребление охлаждающей воды (SCWD)
SCWD — это охлаждающая вода, необходимая для улавливания и сжатия/сжижения тонны CO2. SCWD, м3/т; вычисляют по формуле
SCWD = \frac{\Phi_{CW}}{c_{pCW} \cdot \rho_{CW} \cdot (T_{CWout} - T_{CWin})} \cdot \frac{1}{q_{mCO_{2}}} , (D.6)
где \Phi_{CW} — общее потребление холода на установке PCC, кДж/ч;
cpCW — удельная теплоемкость охлаждающей воды, кДж/(кг·К);
\rho_{CW} — плотность охлаждающей воды, кг/м3;
TCWout — температура охлаждающей воды на выходе, К;
TCWin — температура охлаждающей воды на входе, К;
g_{mCO_{2}} — это массовый поток CO2, т/ч.
Общий режим охлаждения включает любое снижение расхода охлаждающей воды для основной электростанции и любых вспомогательных агрегатов в результате работы установки PCC.
Примечание - Система охлаждения зависит от проекта PCC. Это могут быть градирни, прямоточная система охлаждающей воды или воздушные теплообменники.
Желательно проводить оценку производительности в стандартных условиях. Стандартные условия обычно используют в качестве контрольной точки для корректировки результатов оценки эффективности, по мере необходимости, с целью обеспечения сопоставимости в отчетах и сравнительном анализе.
В данном приложении приведены возможные условия для оценки производительности установки PCC.
Для определения оптимальных условий для стандартизации оценки производительности установки PCC рекомендуется регулярно пересматривать данное приложение при введении в эксплуатацию новых установок PCC.
Стандартные условия для факторов окружающей среды:
E.3 Концентрация CO2 в дымовых газах
Концентрация CO2 в дымовых газах может зависеть от таких факторов, как состав топлива или количество подаваемого воздуха. Следует отметить, что на энергетические характеристики установки PCC может сильно влиять концентрация CO2 в дымовых газах.
При проведении сравнительных оценок основой могут служить следующие объемные концентрации CO2:
- для угольной электростанции, работающей на каменном угле — 14% об. (в пересчете на сухой газ);
- для электростанции комбинированного цикла на природном газе (NGCC) — 4% об. (в пересчете на сухой газ).
E.4 Условия определения содержания CO2 в потоке CO2
Давление на выходе (Ex-компрессор): 14 МПа (избыточное давление).
Температура на выходе (Ex-компрессор): 40 °C (313,15 К).
Температура охлаждающей воды: 15 °C (288,15 К).
Разность температур охлаждающей воды: 10 К.
Электричество и параметры пара в соответствии с требованиями станции PCC обеспечиваются основной электростанцией или вспомогательным блоком.
E.6 Эффективность улавливания CO2
Эффективность улавливания CO2 определяют как отношение количества уловленного CO2 к общему количеству CO2, присутствующего в перерабатываемых дымовых газах.
Общее количество перерабатываемых дымовых газов может представлять собой полный объем дымовых газов электростанции или часть общего объема (т.е. фракционный поток).
Для стандартных условий обычно рекомендуются следующие значения эффективности улавливания CO2 (\eta_{CO_{2}}) :
- угольная электростанция, работающая на каменном угле, — 90%;
- электростанция комбинированного цикла на природном газе (NGCC) — 85%.
ЧЕК-ЛИСТ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Процедура для оценки производительности объясняется ниже и относится к таблицам F.1 — F.7, которые приведены ниже:
a) сначала необходимо уточнить границы проекта; информация о главной электростанции, которая имеет установку PCC; требования к установке PCC;
b) для оценки удельного эквивалентного потребления электроэнергии установкой PCC связанные вспомогательные параметры, подлежащие проверке, перечислены вместе в таблице F.7. Эти параметры идентифицируются по цвету ячеек в соответствии с правилом «цветового кода», показанным ниже;
c) на основании таблиц F.4 и F.5 приводят параметры, относящиеся к тепловой энергии и охлаждающей воде;
d) данные в таблице F.3 являются исходной информацией, указанной в разделе 9;
e) сточные воды и выбросы являются параметрами конструкции установки PCC, которые следует рассматривать вместе с таблицей F.6 и которые должны быть представлены в таблице F.2.
Электронная версия таблиц, представленных в этом приложении, доступна по адресу: standards.iso.org/iso/27919/-1/ed-1/en
Пользователю разрешается использовать таблицы в их исходном формате без каких-либо изменений для целей, указанных в стандарте.