ИТС 38-2022. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии

(утв. Приказом Росстандарта от 20.12.2022 № 3227)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ИТС 38-2017"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-its-38-2017" "ИТС 38-2017. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии (утв. Приказом Росстандарт"
  n1["ИТС 38-2022"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-its-38-2022" "ИТС 38-2022. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии (утв. Приказом Росстандарт"
  n2["ИТС 38-2024"]:::doc
  click n2 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-its-38-2024" "ИТС 38-2024. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии (утв. Приказом Росстандарт"
  n1 --> n2
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утвержден Приказом Росстандарта от 20 декабря 2022 г. № 3227

ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ

FOSSIL FUEL COMBUSTION FOR PRODUCTION OF ENERGY BY LARGE PLANTS

ИТС 38-2022

Дата введения 1 марта 2023 года

Введение

Цель разработки — обеспечение реализации перехода предприятий электроэнергетики на принципы наилучших доступных технологий для улучшения показателей экономической и экологической эффективности путем постепенного вытеснения устаревших технологических и технических решений, замены их современными образцами и обеспечения сбалансированного решения задач устойчивого экономического роста и улучшения качества окружающей среды [6, 7]. С этой целью предполагается внедрение инновационных технологий, создание отечественного современного оборудования в рамках программы импортозамещения, улучшение экологической обстановки в регионах, повышение энергетической и экологической эффективности различных отраслей промышленности, в том числе объектов электроэнергетики и, в особенности, угольных ТЭС, использование низкоуглеродных и ресурсосберегающих технологий производства, транспортировки, хранения и использования энергоресурсов, включая технологии «чистого угля», а также повышение эффективности использования топлива в процессе генерации электрической и тепловой энергии. Разработанный справочник НДТ 38-2022 содержит рекомендации для достижения поставленных целей.

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» (далее — Справочник НДТ 38-2022) разработан на основе анализа технологических, технических и управленческих решений, применяемых в области производства электроэнергии и теплоэнергии, и содержит описание используемых в настоящее время и перспективных технологических процессов, технических способов, методов предотвращения и сокращения негативного воздействия на окружающую среду, а также процессов, способов, методов, направленных на повышение энергоэффективности и экологической результативности, из числа которых выделены решения, признанные наилучшими доступными. Основные принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 23.12.2014 года № 1458 «О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям» в редакции от 31.12.2021 года, действующей с 01.03.2022 года.

Структура справочника НДТ 38-2022 соответствует ГОСТ Р 113.00.03-2019 «Наилучшие доступные технологии. Структура информационно-технического справочника».

Краткое содержание

Введение. Даны аннотация справочника НДТ, основные нормативные правовые акты, содержащие комплекс мер по переходу на принципы НДТ.

Предисловие. Указаны статус справочника и его взаимосвязь с аналогичными международными документами.

Область применения. Описаны основные виды деятельности, на которые распространяется действие справочника НДТ.

В разделе 1 представлена общая характеристика электроэнергетической отрасли России.

В разделе 2 представлены сведения о производстве энергии при сжигании каменных и бурых углей, включая:

• описание технологических процессов;
• текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС, сжигающих твердое топливо;
• определение наилучших доступных технологий при сжигании твердого топлива;
• наилучшие доступные технологии;
• экономические аспекты реализации НДТ;
• перспективные технологии.

В разделе 3 представлены сведения о производстве энергии при сжигании газообразных топлив, включая:

• описание технологических процессов;
• текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС при сжигании газообразного топлива;
• определение наилучших доступных технологий при сжигании газообразного топлива;
• наилучшие доступные технологии при сжигании газообразного топлива;
• экономические аспекты реализации НДТ;
• перспективные технологии.

В разделе 4 представлены сведения о производстве энергии при сжигании жидкого топлива:

• описание технологических процессов;
• текущие уровни эмиссии в окружающую среду на ТЭС при сжигании жидкого топлива;
• определение наилучших доступных технологий при сжигании жидкого топлива;
• наилучшие доступные технологии;
• экономические аспекты реализации НДТ;
• перспективные технологии.

В разделе 5 представлены сведения о системах охлаждения КТЭУ, в том числе НДТ.

В разделе 6 представлены сведения о воздействии КТЭУ (ТЭС) на водные объекты:

• описание технологических процессов;
• определение наилучших доступных технологий снижения воздействия на водные объекты;
• НДТ снижения воздействия на водные объекты.

В разделе 7 приведены:

• источники шума при работе ТЭС на угле;
• источники шума при работе ТЭС с использованием жидкого и газообразного топлива;
• НДТ для снижения шума на ТЭС.

В разделе 8 приведены сведения об организации производственного экологического контроля (далее — ПЭК) на КТЭУ, в том числе НДТ.

В разделе 9 даны заключительные положения и рекомендации:

• общие сведения;
• состав технической рабочей группы (ТРГ 38);
• рекомендации.

Приложения содержат информацию, раскрывающую все ключевые подробности, включая технологические показатели выбросов загрязняющих веществ настоящего Справочника.

Библиография. Приведен перечень источников информации и нормативных правовых актов, использованных при разработке настоящего справочника НДТ.

Нормативные акты

Справочник НДТ 38-2022 разработан в соответствии:

• с поручением Президента Российской Федерации от 14.12.2021 Пр-2519, п. 2 по обеспечению актуализации информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям в сфере производства электрической и тепловой энергии через сжигание топлива с учетом особенностей определения таких технологий для территорий проведения эксперимента по квотированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух на основе установленных национальными стандартами нормативов удельных выбросов для котельных установок и оборудования, предусмотрев при необходимости внесение изменений в законодательство Российской Федерации [19];
• с поручением Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Абрамченко от 08.09.2021 года № ВА-П11-124777 об обеспечении актуализации информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» [17];
• с поэтапным графиком актуализации информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям, утвержденным распоряжением Правительства РФ от 10.06.2022 года № 1537-р [18].

В основу Справочника НДТ 38-2022 положен ряд важных нормативно-правовых документов, предусматривающих комплекс мер по переходу на принципы НДТ и внедрению современных природоохранных технологий, в том числе:

• Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 09.06.2020 года № 1523-р [1];
• Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 09.06.2017 года № 1209-р [2];
• Федеральный закон от 10.01.2002 года № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» [3];
• Распоряжение Правительства РФ от 08.07.2015 года № 1316-р «Перечень загрязняющих веществ, в отношении которых применяются меры государственного регулирования в области охраны окружающей среды» [4];
• Приказ Министерства промышленности и торговли РФ от 23.08.2019 года № 3134 «Об утверждении Методических рекомендаций по определению технологии в качестве наилучшей доступной технологии» [5];
• Постановление Правительства РФ от 31.12.2020 года № 2398 «Критерии отнесения объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, к объектам I, II, III и IV категорий» [14];
• Приказ Минприроды России от 18.04.2018 года № 154 «Об утверждении перечня объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, относящихся к I категории, вклад которых в суммарные выбросы, сбросы загрязняющих веществ в Российской Федерации составляет не менее чем 60 процентов» [15];
• Постановление Правительства РФ от 09.03.2019 года № 250 «О внесении изменений в Правила определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям» [16].

Кроме того, при формировании Справочника учитывались рекомендации национальных стандартов, определяющих структуру и содержание информационно-технических справочников:

• ГОСТ Р 113.00.03-2019 Наилучшие доступные технологии. Структура информационно-технического справочника;
• ГОСТ Р 113.00.04-2020 Наилучшие доступные технологии. Формат описания технологий;
• ГОСТ Р 56828.10-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по актуализации информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям;
• ГОСТ Р 56828.11-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по разработке раздела информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям по описанию приоритетных проблем отрасли;
• ГОСТ Р 56828.8-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по описанию наилучших доступных технологий в информационно-техническом справочнике по наилучшим доступным технологиям;
• ГОСТ Р 56828.9-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации по проведению сравнительного анализа производств при разработке информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям;
• ГОСТ Р 56828.2-2015 Наилучшие доступные технологии. Методические рекомендации представления информации по экономическим аспектам реализации наилучших доступных технологий в информационно-техническом справочнике по наилучшим доступным технологиям;
• ГОСТ Р 56828.4-2015 Наилучшие доступные технологии. Подходы к проведению сравнительного анализа ресурсоэффективности и экологической результативности предприятий для предупреждения или минимизации негативного воздействия на окружающую среду.

В настоящем Справочнике применяются термины в соответствии со следующими национальными стандартами:

• ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения;
• ГОСТ 26691-85 Теплоэнергетика. Термины и определения;
• ГОСТ Р 54974-2012 Котлы стационарные паровые, водогрейные и котлы утилизаторы. Термины и определения;
• ГОСТ Р 51852-2001 (ИСО 3977-1) Установки газотурбинные. Термины и определения;
• ГОСТ 27065-86 Качество вод. Термины и определения;
• ГОСТ Р 56828.15-2016 Наилучшие доступные технологии. Термины и определения;
• РМГ 29-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения.

Предисловие

1 Статус документа

Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям является документом по стандартизации.

2 Информация о разработчиках

Справочник НДТ разработан технической рабочей группой «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» (ТРГ 38), согласно приказам Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 15.11.2021 г. № 4489 «О создании технической рабочей группы „Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии“ и от 16.05.2022 г. № 1942, от 05.08.2022 г. № 3269 „О внесении изменений в состав технической рабочей группы „Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии“. Перечень организаций, представители которых принимали участие в разработке справочника НДТ, приведены в разделе „Заключительные положения и рекомендации“.»

3 Взаимосвязь с международными, региональными аналогами

Справочник НДТ 38-2022 разработан в результате проведения экспертных оценок и консультаций со специалистами ведущих отечественных предприятий теплоэнергетики, научно-исследовательских, проектных и образовательных организаций с учетом материалов справочника Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants [8].

4 Сбор данных о применяемых в Российской Федерации технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах сжигания топлива на крупных установках в целях производства энергии осуществлялся Бюро НДТ в период с 29.12.2021 по 31.01.2022 в соответствии с положениями «Порядка сбора и обработки данных, необходимых для разработки и актуализации информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям» [9].

В результате опроса были получены анкеты по 130 ТЭС основных энергогенерирующих компаний, на которых эксплуатируется более 1000 КТЭУ. С учетом данных ГИС ТЭК Минэнерго России это составляет, в соотношении с базой данных ГИС ТЭК Минэнерго России, более 40% КТЭУ с входной тепловой мощностью более 50 МВт, эксплуатируемых в Российской Федерации на конец 2021 года.

Кроме того, при актуализации справочника ИТС 38 были использованы данные следующих источников:

• отчет АО «СОЕЭС» «О функционировании ЕЭС России» в 2021 году [10];
• «Схемы и программы перспективного развития ЕЭС России на 2021 — 2027 годы» [11];
• Доклад Минэнерго России «Теплоэнергетика и централизованное теплоснабжение» за 2020 год [12];
• отчетные данные по выбросам и сбросам загрязняющих веществ (ЗВ), отходам и выбросам парниковых газов, предоставленные энергокомпаниями по Приказу от 23.07.2012 № 340 Минэнерго России (ред. от 16.08.2019) «Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления» (Зарегистрировано в Минюсте России 06.09.2012 № 25386) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.05.2020).

5 Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

ИТС НДТ 38-2022 ссылается на действующие межотраслевые информационно-технические справочники НДТ:

• ИТС 8-2015 «Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях»;
• ИТС 17-2021 «Размещение отходов производства и потребления»;
• ИТС 20-2016 «Промышленные системы охлаждения»;
• ИТС 22-2016 «Очистка выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух при производстве продукции (товаров), а также при проведении работ и оказании услуг на крупных предприятиях»;
• ИТС 22.1-2021 «Общие принципы производственного экологического контроля и его метрологического обеспечения»;
• ИТС 48-2017 «Повышение энергетической эффективности при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности».

6 Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Справочник ИТС 38-2022 утвержден приказом Росстандарта от 20 декабря 2022 года № 3227, введен в действие с 1 марта 2023 года и официально опубликован в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru).

7 Взамен ИТС 38-2017

Область применения

Настоящий информационно-технический справочник по НДТ ИТС 38-2022 распространяется на деятельность по производству электрической и тепловой энергии посредством сжигания топлива действующими крупными топливосжигающими энергогенерирующими установками (КТЭУ) на объектах, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду (НВОС), соответствующих каждому из следующих критериев:

а) КТЭУ, предназначенные для производства (генерации) электрической энергии и (или) тепловой энергии в виде пара и (или) горячей воды, при этом типы потребителей (собственные нужды энергогенерирующего объекта или внешние потребители), объем производимой продукции при определении области применения справочника НДТ не учитываются;

б) стационарные КТЭУ, т.е. установки, прочно связанные фундаментом с землей и технологически присоединенные к сетям инженерно-технического обеспечения;

в) КТЭУ, потребляющие следующие виды топлива:

• твердые виды топлива: антрациты, каменные и бурые угли, в том числе обогащенные;
• газ природный и попутный;
• жидкие нефтяные топлива.

В справочнике ИТС 38-2022 не рассматриваются топливосжигающие установки, потребляющие следующие виды топлива:

• искусственные газы;
• жидкие производственные отходы и искусственные жидкие топлива;
• твердые отходы производства и потребления, сланцы, торф и биомасса.

г) КТЭУ, расположенные на объектах I и II категорий, с номинальной входной тепловой мощностью от 50 МВт и более, включая тепловую энергию, подводимую в режиме дожигания (например, в котлах-утилизаторах ПГУ или камерах сгорания промежуточного подогрева в газотурбинных установках), потребление топлива которых при номинальной нагрузке составляет от 6,15 тонн условного топлива в час (т.у.т./час) и более (по низшей рабочей теплотворной способности топлива).

Область применения справочника НДТ приведена в соответствии с классификаторами ОКПД 2 и ОКВЭД 2, утвержденными приказом Росстандарта от 31.01.2014 № 14-ст. 13 в действующих редакциях (таблица 0.1).

Таблица 0.1

Область применения справочника НДТ согласно ОКПД 2 и ОКВЭД 2

Дополнительные виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ приведены в таблице 0.2.

Таблица 0.2

Дополнительные виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

В область применения справочника НДТ 38-2022 не входят:

• энергоустановки, используемые в качестве привода механического оборудования, насосов, компрессоров и т.п., энерготехнологические топливосжигающие установки, предназначенные для нагрева, сушки, испарения рабочих сред, сырья и продукции, для производства холода в виде льда, охлажденного воздуха и (или) воды;
• энергоутилизационные установки, производящие тепло за счет утилизации энергии, образующейся в различных технологических процессах (энерготехнологические котлы, котлы-утилизаторы после металлургических печей, котлы для сжигания отходов производства и потребления и т.д.);
• передвижные электрогенерирующие установки, энергоустановки транспортных средств, вне зависимости от видов и объемов используемого ими топлива.

При описании технологий производства электрической и тепловой энергии с использованием крупных топливосжигающих установок рассматривается комплекс технологического оборудования, осуществляющий полный технологический цикл энергопроизводства и включающий в свой состав следующие операции, осуществляемые на площадках энергогенерирующих предприятий:

• разгрузка топлива из транспортных средств, его хранение и подготовка к сжиганию;
• сжигание топлива и производство электроэнергии, тепла в виде пара и (или) горячей воды с очисткой и отведением дымовых газов;
• преобразование энергии пара в электроэнергию, включая охлаждение технологического оборудования;
• водоподготовка для нужд энергообъектов;
• техническое водоснабжение энергообъекта для целей охлаждения технологического оборудования, компенсации пароводяных потерь, золошлакоудаления, прочих производственных нужд;
• обращение с отходами.

В Справочнике 38-2022 ранжирование КТЭУ производится по входной тепловой мощности на номинальной нагрузке и часовому расходу условного топлива. Входная тепловая мощность (МВт) топливосжигающей энергетической установки рассчитывается как произведение низшей теплоты сгорания топлива на рабочую массу Qri (МДж/кг, для твердого и жидкого топлива) или сухую массу Qdi (МДж/м3, для природного и попутного газов) на его массовый расход B (кг/с, м3/с) при работе с номинальной нагрузкой.

Таблица 0.3

Приблизительное соотношение входной тепловой мощности КТЭУ и часового расхода условного топлива с паропроизводительностью и тепловой мощностью котлов и электрической мощностью блоков КЭС

Для двухкорпусных котлов в составе дубль-блоков входная тепловая мощность рассчитывается на отдельный корпус.

В ГОСТ Р 50831-95 (для котлов), ГОСТ 29328-92 (для ГТУ) и других нормативных документах для корректного сопоставления выбросов из разных КТЭУ концентрации загрязняющих веществ (ЗВ) даются в пересчете на так называемые «стандартные условия», которые отличаются для конкретных ЗВ. При этом массовая концентрация оксидов азота NOx рассчитывается как сумма концентраций диоксида NO2 и монооксида азота NO в пересчете на NO2.

Стандартными условиями для котлов являются:

• для концентрации золы — концентрация в дымовых газах при нормальных условиях (0 °C, 101,3 кПа) и условной объемной концентрации кислорода 6%;
• для концентраций NOx, SO2 и CO — концентрация в осушенной пробе при нормальных условиях (0 °C, 101,3 кПа) и условной объемной концентрации кислорода 6%.

Стандартными условиями для ГТУ являются:

• для концентраций NOx, SO2 и CO в отходящих газах ГТУ — концентрация в осушенной пробе при нормальных условиях (0 °C, 101,3 кПа) и условной объемной концентрации кислорода 15%.

Обозначения и сокращения

Единицы измерения

В таблице 0.3 приведены единицы измерения, используемые в Справочнике НДТ 38-2022 согласно ГОСТам, указанным в разделе Введение.

Таблица 0.3

Единицы измерения

Раздел 1 Общая характеристика электроэнергетической отрасли России

1.1 Сведения о производственной структуре и ключевые показатели функционирования электроэнергетики России

В соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2035 года [1], основу электроэнергетики большинства стран мира в прогнозном периоде будут составлять существующие системы централизованного электроснабжения, базирующиеся на крупных электростанциях — традиционных (тепловые, атомные, гидроэлектростанции) или ветро- и солнечных электростанциях, функционирующих в составе энергетических систем. Российская Федерация характеризуется высоким уровнем централизации электроснабжения.

1.1.1 Зоны электроснабжения

По степени централизации электроснабжения в рамках электроэнергетики Российской Федерации выделяется несколько зон:

• зона централизованного электроснабжения России, охватывающая регионы страны в сфере действия Единой энергетической системы России (далее — ЕЭС России);
• зона функционирования технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем Сибири и Дальнего Востока;
• зона функционирования небольших изолированных энергоузлов на территории, главным образом, сельских населенных пунктов, не охваченных централизованным электроснабжением, удаленных от топливных баз и имеющих сложную и затратную схему доставки топлива (зоны децентрализованного электроснабжения). Изолированные системы энергоснабжения данной зоны в основном используют дизельные электростанции (ДЭС) в качестве генераторов электроэнергии, а также автономные системы энергоснабжения на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

В перечень технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, согласно Постановлению Правительства РФ от 27.12.2004 года № 854 в редакции от 30.01.2021 года «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике» [25], входят следующие:

• электроэнергетическая система Камчатского края, территория которой является зоной диспетчерской ответственности ПАО «Камчатскэнерго»;
• электроэнергетическая система Магаданской области, территория которой является зоной диспетчерской ответственности ПАО «Магаданэнерго»;
• электроэнергетическая система Сахалинской области, территория которой является зоной диспетчерской ответственности ПАО «Сахалинэнерго»;
• электроэнергетическая система Чукотского автономного округа, территория которой является зоной диспетчерской ответственности АО «Чукотэнерго»;
• электроэнергетическая система Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа, территория которой является зоной диспетчерской ответственности АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания».

1.1.2 ЕЭС России

Основой российской электроэнергетики является Единая энергетическая система России — уникальный, высокоавтоматизированный, единый технологический комплекс, являющийся крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением.

В настоящее время ЕЭС России состоит из 71 региональной энергосистемы, которые, в свою очередь, образуют 7 объединенных энергетических систем (ОЭС): Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220 — 500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно) [26].

1.1.3 Генерирующие мощности

1.1.3.1 Применяемые технологии производства электроэнергии

По особенностям технологического процесса преобразования энергии и видам природных источников энергии (твердое, жидкое, газообразное, ядерное топливо, возобновляемые источники энергии) электростанции подразделяются на следующие основные типы:

• тепловые электростанции (ТЭС), оборудованные паросиловыми установками, газовыми турбинами, парогазовыми установками (комбинирование паросиловых установок и газовых турбин),
• электростанции, оборудованные дизельными и газопоршневыми энергетическими установками;
• атомные электростанции (АЭС);
• гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);
• электростанции, использующие возобновляемые источники энергии (ВИЭ): солнечные (СЭС), ветровые (ВЭС), геотермальные (ГеоТЭС) и приливные (ПЭС) электростанции.

Большую часть электроэнергии в стране вырабатывают ТЭС, АЭС и ГЭС (п. 1.1.4.1).

ТЭС. Самым массовым источником электрической энергии в России являются паросиловые ТЭС. Оборудование электростанций этого вида может быть приспособлено для сжигания твердого, жидкого или газообразного топлива в качестве основного или резервного топлива. Большинство ТЭС в европейской части страны в качестве основного топлива используют природный газ, а в качестве резервного топлива — мазут (газомазутные ТЭС). В большинстве регионов азиатской части страны в качестве основного топлива ТЭС используется энергетический уголь (пылеугольные ТЭС). В соответствии с начальными параметрами пара различают паросиловое оборудование ТЭС с докритическими (котлы ДКД — давление перегретого пара до 13,8 МПа, температура до 560 — 570 °C), сверхкритическими (СКД — давление перегретого пара 25,5 МПа, температура до 545 °C) и суперсверхкритическими (ССКП — давление перегретого пара 30 МПа, температура до 600 — 630 °C) параметрами пара. КТЭУ на ССКП в России в эксплуатации нет.

ТЭС, оборудованная конденсационными турбоустановками, называется конденсационной электростанцией (КЭС). Коэффициент полезного действия (КПД) таких электростанций, ввиду производства на них преимущественно электрической энергии, определяется только электрической составляющей и, в зависимости от начальных параметров пара, может достигать для сверхкритических параметров пара 41% при работе на природном газе и 37% — при сжигании угля. Единичная электрическая мощность российских конденсационных блоков в основном составляет 200 — 1200 МВт (что соответствует входной тепловой мощности 500 — 3000 МВт).

К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относят ТЭС, оборудованные теплофикационными турбинами ДКД, в том числе в составе парогазовых установок, на которых осуществляется совместная выработка электрической и тепловой энергии. Для снижения потерь тепла и пара ТЭЦ сооружают вблизи потребителей. Паропроизводительность котлов ТЭЦ обычно составляет 90 — 670 т/час, что соответствует входной тепловой мощности 70 — 500 МВт. В основном теплоэлектроцентрали с агрегатами в тепловой части до 100 — 150 МВт включительно выполняют с поперечными связями по пару и воде, а в электрической части — со сборными шинами 6 — 10 кВ; ТЭЦ с агрегатами 100 — 250 МВт в электрической части выполняют по блочному типу. ТЭЦ по сравнению с КЭС более экономичны. Благодаря производству тепловой энергии, вырабатываемой в теплофикационных турбинах ТЭЦ, эффективность преобразования энергии топлива станции, оцениваемой коэффициентом использования теплоты топлива (КИТ), увеличивается до 60 — 85%.

ТЭС, оборудованная газотурбинными установками, использует газообразное или дизельное топливо (подробное описание — в разделе 3). Максимальный электрический КПД современных газотурбинных установок превышает 39% и постоянно возрастает с увеличением рабочих параметров ГТУ. Используются и тепловые схемы ГТУ с утилизацией тепла отработавших газов для нужд теплоснабжения (ГТУ ТЭЦ). В этом случае часть тепла продуктов сгорания утилизируется для нужд теплоснабжения, что в значительной мере увеличивает эффективность преобразования энергии.

Для повышения эффективности производства энергии газовые турбины используют в составе парогазовых энергетических установок (ПГУ). Основу ПГУ составляют газотурбинные (ГТУ) и паросиловые (ПСУ) установки, каждая из которых работает на свой электрический генератор. В ПГУ топливо сжигается в камере сгорания газовой турбины, после прохождения проточной части которой, продукты сгорания поступают в котел-утилизатор (теплообменник противоточного типа), где за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину. Принципиальная особенность ПГУ состоит в том, что в ней для получения пара утилизируется тепловая энергия продуктов сгорания на выходе из газовой турбины. Поэтому параметры пара и тепловая мощность паротурбинной установки, входящей в ПГУ, существенно ниже, чем в паросиловых установках ТЭС. При этом суммарный КПД ПГУ достигает высоких значений — так, КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной составляет 1450 °C, достигает 60%. У утилизационных ПГУ выбросы загрязняющих веществ в атмосферу существенно меньше, чем у паросиловых ТЭС, а потребление объемов охлаждающей воды значительно ниже в сравнении с паросиловыми установками аналогичной электрической мощности.

Дизельные электростанции в качестве первичного генератора используют двигатели внутреннего сгорания, работающие на жидком топливе. Они мобильны, автономны и поэтому широко используются в удаленных труднодоступных районах, а также для снабжения электроэнергией сельскохозяйственных потребителей. Для некоторых классов потребителей, требующих высокой надежности электроснабжения, ДЭС используются в качестве резервного или аварийного источника электропитания. Например, дизельные агрегаты используются в качестве резервных аварийных источников питания собственных нужд АЭС. Определяющими в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой ДЭС, являются затраты на топливо. Поэтому минимизация расхода топлива при эксплуатации ДЭС является важнейшим фактором повышения экономической эффективности этого типа электростанций.

АЭС. Атомные электростанции — это, по сути, тепловые электростанции, использующие ядерное топливо вместо органического. АЭС могут сооружаться в любом географическом районе страны при наличии источника водоснабжения. Атомные электростанции сооружаются по блочному принципу, как в тепловой, так и в электрической части. Наиболее выгодным решением является строительство АЭС с несколькими энергоблоками большой мощности, тогда по своим технико-экономическим показателям они приближаются к КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. КПД АЭС составляет 28 — 34%, а для энергоблоков с натриевыми реакторами на быстрых нейтронах (БН) достигает 39,4%. В 2022 году в Российской Федерации эксплуатируется 37 энергоблоков в составе 11 АЭС:

• 22 энергоблока с реакторами типа ВВЭР (в составе 4 энергоблоков — 1200, 13 энергоблоков — ВВЭР-1000 и 5 энергоблоков — ВВЭР-440 различных модификаций);
• 11 энергоблоков с канальными реакторами (8 энергоблоков с реакторами типа РБМК-1000 и 3 энергоблока с реакторами типа ЭГП-6);
• 2 энергоблока с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым охлаждением (БН-600 и БН-800);
• 2 реакторные установки типа КЛТ -40 °C электрической мощностью по 35 МВт в составе плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС).

ГЭС и ГАЭС. Гидроэлектростанции преобразуют механическую энергию водного потока в электроэнергию. КПД ГЭС определяется КПД гидротурбины и электрического генератора, образующих гидроагрегат. КПД преобразования энергии движения водяного потока в электрическую достаточно высок — 85 — 87%. Гидроагрегаты являются высокоманевренными: разворот, включение в сеть и набор нагрузки занимают 1 — 5 минут. Гидроэнергетика России состоит из 86 крупных гидроэлектростанций (установленной электрической мощностью 25 МВт и более), эксплуатирующих 435 гидроагрегатов различного типа. Помимо больших ГЭС, в России получили распространение малые ГЭС (МГЭС) — объекты мощностью менее 25 — 30 МВт. В стране эксплуатируется порядка сотни таких станций общей мощностью более 600 МВт.

ГАЭС предназначены для выравнивания суточного графика нагрузки энергосистемы. В здании ГАЭС устанавливаются обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины — в насосный. Агрегаты ГАЭС высокоманевренны и могут быть быстро переведены из насосного режима в генераторный и наоборот. КПД ГАЭС составляет 70 — 75%.

ВИЭ. Наибольшее распространение в России получили технологии солнечной (СЭС) и ветровой (ВЭС) генерации. В настоящее время в РФ функционируют 81 относительно крупная фотоэлектрическая СЭС и 38 относительно крупных ВЭС каждая мощностью 1 МВт и более.

На СЭС применяются фотоэлектрические солнечные модули (ФЭСМ) наземного типа, сетевые инверторы, автономные инверторы, аккумуляторы. На ВЭС используются самые востребованные в мире ветроустановки с прямым приводом (без редуктора) и мощностью от 2,5 МВт, турбины G132 — 3,465 МВт от Siemens Gamesa и ветрогенераторы с горизонтальной осью.

Геотермальная энергетика занимает третье место в структуре мощностей генерации, использующей ВИЭ, и имеет ограниченные масштабы развития. Суммарная установленная мощность геотермальных электростанций (ГеоТЭС) в России составляет порядка 77 МВт. При этом Россия имеет значительные потенциальные запасы высокотемпературных месторождений Камчатки и Курильских островов, достаточные для их полного энергообеспечения.

Приливные электростанции с так называемыми капсульными гидроагрегатами сооружаются там, где имеется значительный перепад уровней воды во время приливов и отливов. В России освоение этой технологии в значимых масштабах пока не происходит. На Кольском полуострове построена опытно-промышленная Кислогубская ПЭС мощностью 1,7 МВт, тогда как за рубежом построены и успешно функционируют крупные ПЭС установленной мощностью 200 — 300 МВт.

1.1.3.2 Генерирующие мощности в зоне централизованного электроснабжения (ЕЭС России)

В составе ЕЭС России работают 911 электростанций единичной мощностью от 5 МВт и более. Общая установленная мощность электростанций Единой энергосистемы (ЕЭС России) на 01.01.2022 составила 246 590,9 МВт.

В структуре генерирующих электроэнергию мощностей России преобладают тепловые электростанции (ТЭС), доля которых в суммарной установленной мощности ЕЭС России на 01.01.2022 составляет 66,14%, АЭС — 11,98%, ГЭС — 20,26%, ВЭС — 0,83%, СЭС — 0,79%.

Структура установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России и отдельных ОЭС на 01.01.2022

Структура установленной мощности тепловых электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2021 приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 — Структура установленной мощности ТЭС ЕЭС России [24]

В таблице 1.2 приведены данные, характеризующие использование установленной мощности электростанций ЕЭС России в разрезе ОЭС в 2021 году.

Таблица 1.2

Коэффициенты использования установленной мощности электростанций ЕЭС России и отдельных ОЭС в 2021 году, % <*>

1.1.3.3 Генерирующие мощности в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

Установленная мощность электростанций в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока составляет порядка 5022 МВт (ТЭС — 2502 МВт), в том числе:

• электроэнергетическая система Камчатского края (ПАО «Камчатскэнерго») — 455,3 МВт [27] (в т.ч. Камчатская ТЭЦ-1 — 204 МВт, Камчатская ТЭЦ-2 — 160 МВт);
• электроэнергетическая система Магаданской области (ПАО «Колымаэнерго» и ПАО «Магаданэнерго») — 1530,5 МВт на 01.01.2019 без учета ДЭЗ населенных пунктов. В свою очередь, ПАО «Колымаэнерго» состоит из Колымской ГЭС и Усть-Среднеканской ГЭС — 900 МВт и 310,5 МВт соответственно. А ПАО «Магаданэнерго» включает Аркагалинскую ГРЭС — 224 МВт и Магаданскую ТЭЦ — 75 МВт (с шестью резервными дизель-генераторами мощностью по 3,5 МВт — 96 МВт). При этом, с 1993 года большая часть оборудования Аркагалинской ГРЭС законсервирована, станция работает в зимний период с нагрузкой 7 — 10 МВт с целью теплоснабжения поселка, поддерживая оборудование в готовности для ввода в работу в случае аварийных ситуаций в энергосистеме;
• электроэнергетическая система Сахалинской области (ПАО «Сахалинэнерго») — 575,2 МВт на 31.12.2020 (в т.ч. Сахалинская ГРЭС-2 — 120 МВт, паросиловая часть Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 — 225 МВт, 5-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 — 91 МВт и 4-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 — 139 МВт);
• электроэнергетическая система Чукотского автономного округа (АО «Чукотэнерго» и филиал АО «Концерн Росэнергоатом») — 244,8 МВт на 31.12.2020 (в том числе Анадырская ТЭЦ — 50 МВт, Анадырская ГМТЭЦ — 18,3 МВт, Эгвекинотская ГРЭС — 30 МВт, Чаунская ТЭЦ — 30 МВт). Помимо станций АО «Чукотэнерго» в составе энергосистемы еще работают Билибинская АЭС и плавучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) в Чаун-Билибинском энергорайоне округа;
• электроэнергетическая система Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа (АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания») — 2216 МВт на 31.12.2020 (в том числе Норильские ТЭЦ-1, 2, 3 — 1115 МВт).

Крупнейшие ТЭС, работающие в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока:

• Норильские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 суммарной установленной мощностью 1115 МВт (основное топливо — газ);
• Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 — 455 МВт (основное топливо — газ/уголь);
• Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 суммарной установленной мощностью 364 МВт (основное топливо — мазут/газ);
• Аркагалинская ГРЭС — 224 МВт (основное топливо — уголь).

1.1.3.4 Структура генерирующих мощностей ТЭС по видам топлива

Суммарная установленная мощность ТЭС в ЕЭС России (зона централизованного электроснабжения) на 01.01.2022 составила 163,1 ГВт, а в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока — порядка 2,5 ГВт.

Подробная структура генерирующих мощностей ТЭС с разбивкой по типам оборудования и видам топлива в зоне централизованного электроснабжения представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Структура генерирующих мощностей ТЭС России по типам оборудования и видам топлива в зоне централизованного электроснабжения на 01.01.2020

1.1.3.5 Возрастная структура генерирующего оборудования ТЭС России

Средний возраст генерирующего оборудования электростанций России на конец 2020 года оценивался в 34,1 года (рассчитывался с учетом восстановления ресурса на ГЭС и ТЭС). Темпы его обновления за последние 10 лет превысили темпы естественного старения, что позволило стабилизировать возраст оборудования. С учетом прогнозной динамики ввода, модернизации и вывода оборудования с высокой вероятностью реализации, представленной в Схеме и программе развития ЕЭС России на 2021 — 2027 годы, средний возраст генерирующего оборудования вырастет к 2026 году до 37,9 лет (рисунок 1.2).

Фактические значения Прогнозные значения

Источник: расчеты на основе данных АО «СО ЕЭС России» и отраслевых данных

Рисунок 1.2 — Динамика среднего возраста генерирующего оборудования электростанций в Российской Федерации

Среди групп оборудования тепловой энергетики (рисунок 1.3) наиболее новое оборудование относится к группам ПГУ (средний возраст — 8,1 лет), ГТУ и ГПА (12,1 лет). Наибольший средний возраст оборудования приходится на группу «паросиловые ТЭС» (34,1 года в 2020 году с ожидаемым ростом до 37,9 лет в 2026 году, согласно Схеме и программе развития ЕЭС России на 2021 — 2027 годы).

ГЭС (факт)	ГЭС (прогноз)
АЭС (факт)	АЭС (прогноз)
Паросиловые ТЭС (факт)	Паросиловые ТЭС (прогноз)
ГТУ, ГПА (факт)	ГТУ, ГПА (прогноз)
ПГУ <*> (факт)	ПГУ <*> (прогноз)
ВИЭ (факт)	ВИЭ (прогноз)

Источник: расчеты на основе данных АО «СО ЕЭС России» и других отраслевых данных

Рисунок 1.3 — Динамика среднего возраста основного оборудования электростанций России (по группам оборудования)

В таблице 1.4 приведена возрастная структура основного оборудования по группам оборудования ТЭС по состоянию на конец 2020 года.

Таблица 1.4

Возрастная структура оборудования тепловых электростанций на конец 2020 года, МВт

За последние 20 лет обновление генерирующих мощностей тепловых электростанций происходило, главным образом, за счет ввода ПГУ и ГТУ, использующих газ в качестве основного топлива. По состоянию на конец 2020 года средний возраст оборудования, рассчитанного на сжигание газа, составил 32,4 года. Средний возраст оборудования, рассчитанного на использование угля, — 39,4 года (рисунок 1.4).

Источник: расчеты на основе данных АО «СО ЕЭС России» и ГИС ТЭК

Рисунок 1.4 — Возрастная структура оборудования тепловых электростанций России, использующих в качестве проектного топлива уголь и природный газ, по состоянию на конец 2020 года

Состояние основных фондов в тепловой генерации характеризуется высоким физическим износом. На конец 2020 года суммарная мощность турбоагрегатов, продолжительность эксплуатации которых превышает 30 лет (введены до 1991 года), составила около 107,6 ГВт, или свыше 65% мощности всего парка генерирующего оборудования ТЭС. При этом по группам теплофикационного и конденсационного паросилового оборудования эти показатели составляют 56,6 ГВт (81,6%) и 50,1 ГВт (85,9%), соответственно.

1.1.4 Производство электроэнергии в ЕЭС России

1.1.4.1 Производство электроэнергии в зоне централизованного электроснабжения (ЕЭС России)

В 2021 году электростанции ЕЭС России выработали 1 114,55 млрд кВт·ч (+6,5% к 2020 году) при потреблении электроэнергии 1 090,44 млрд кВт·ч (+5,5% к 2020 году).

По данным АО «СО ЕЭС России» [24], в объединенных энергосистемах ЕЭС России выработка электроэнергии в 2021 году составила (таблица 1.5):

• ОЭС Центра — 255,57 млрд кВт·ч (+10,7% к 2020 году);
• ОЭС Средней Волги — 110,89 млрд кВт·ч (+1,4% к 2020 году);
• ОЭС Урала — 259,66 млрд кВт·ч (+5,2% к 2020 году);
• ОЭС Северо-Запада — 115,41 млрд кВт·ч (+8,5% к 2020 году);
• ОЭС Юга — 110,18 млрд кВт·ч (+7,1% к 2020 году);
• ОЭС Сибири — 215,90 млрд кВт·ч (+4,3% к 2020 году);
• ОЭС Востока — 46,94 млрд кВт·ч (+6,9% к 2020 году).

Таблица 1.5

Выработка электроэнергии по ОЭС и ЕЭС России и по типам генерации в 2021 году в сравнении с 2020 годом

Выработка электроэнергии на всей территории Российской Федерации, включая электростанции промышленных предприятий, в 2021 году составила 1131,3 млрд кВт·ч (+6,4% к 2020 году).

В структуре общей выработки электроэнергии в ЕЭС России также преобладают тепловые электростанции, доля которых в 2021 году составила 60,73%, доля АЭС — 19,94%, ГЭС — 18,80%, ВЭС — 0,32%, СЭС — 0,20% (рисунок 1.5).

ТЭС АЭС ГЭС ВЭС СЭС

Источник: АО «СО ЕЭС России» [24]

Рисунок 1.5 — Структура выработки электроэнергии по типам электростанций ЕЭС

Наибольшую выработку электроэнергии во всех ОЭС, кроме ОЭС Сибири, обеспечивают тепловые электростанции (таблица 1.6.).

Таблица 1.6

Структура выработки электроэнергии по типам генерации в ОЭС в 2021 году

1.1.4.2 Производство электроэнергии в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока

Суммарная выработка электроэнергии в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах Сибири и Дальнего Востока составляет 14804 млн кВт·ч (ТЭС — 7335 млн кВт·ч), в том числе:

• в электроэнергетической системе Камчатского края (ПАО «Камчатскэнерго») — 1531,7 млн кВт·ч в 2020 году (в том числе на Камчатской ТЭЦ-1 — 284,9 млн кВт·ч, Камчатской ТЭЦ-2 — 821,9 млн кВт·ч);
• в электроэнергетической системе Магаданской области (ПАО «Колымаэнерго» и ПАО «Магаданэнерго») — 2546 млн кВт·ч в 2018 году, без учета выработки ДЭС (в том числе Аркагалинская ГРЭС — 31 млн кВт·ч и Магаданская ТЭЦ — 130 млн кВт·ч);
• в электроэнергетической системе Сахалинской области (ПАО «Сахалинэнерго») — 2406,5 млн кВт·ч в 2020 году (в том числе Сахалинская ГРЭС-2 — 361,9 млн кВт·ч, паросиловое оборудование Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 — 918,7 млн кВт·ч, 5-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 — 435,3 млн кВт·ч и 4-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 — 690,6 млн кВт·ч);
• в электроэнергетической системе Чукотского автономного округа (АО «Чукотэнерго» и филиал АО «Концерн Росэнергоатом») — 700 млн кВт·ч в 2020 году (в том числе Анадырская ТЭЦ — 71,3 млн кВт·ч, Анадырская ГМТЭЦ — 52,0 млн кВт·ч, Эгвекинотская ГРЭС — 69,2 млн кВт·ч, Чаунская ТЭЦ — 48,5 млн кВт·ч — станция работает в режиме технологического минимума, что связано с увеличением доли покупной электроэнергии после ввода в эксплуатацию ПАТЭС с 01.01.2020);
• в электроэнергетической системе Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа (АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания») — 7620 млн кВт·ч в 2020 году (в том числе Норильские ТЭЦ-1, 2, 3 — 3420 млн кВт·ч).

1.1.5 Использование топлива

1.1.5.1 Использование топлива на ТЭС и котельных электроэнергетической отрасли

Основными видами котельно-печного топлива на ТЭС и котельных отрасли Российской Федерации являются природный газ и уголь.

По данным 2021 года, в структуре расхода топлива на ТЭС преобладает газовое топливо (77,3% — природный как основной вид газового топлива, попутный и искусственный газ), далее следует уголь (21,4% — угли всех месторождений и марок России и Казахстана, используемые на ТЭС России). Наименьшие доли в структуре расхода топлива занимают нефтетопливо (0,76% — топочный мазут как основной вид нефтетоплива, дизельное топливо, а также прочие виды нефтетоплива), а также прочие виды топлива (торф, продукты переработки древесного сырья и иные виды).

Территориальная структура расхода топлива на ТЭС в различных федеральных округах РФ имеет свои особенности (таблица 1.7):

• в Центральном, Северо-Кавказском и Приволжском федеральных округах газ является фактически монотопливом;
• в Северо-Западном, Южном и Уральском федеральных округах газ является доминирующим видом топлива;
• в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах доминирующим видом топлива является уголь.

Таблица 1.7

Доли газового топлива и угля в общей структуре расхода топлива на ТЭС в федеральных округах России в 2020 году

1.1.5.2 Прогноз потребности ТЭС в топливе

Ниже приведен прогноз спроса на топливо организаций электроэнергетики ЕЭС России (без учета децентрализованных источников) для варианта развития генерирующих мощностей с учетом вводов генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации, предусмотренный в Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2021 — 2027 годы [22].

Таблица 1.8

Источник: СИПР ЕЭС России на 2021 — 2027 годы [22]

При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитывались режимы работы ТЭС, характеристики действующего и вводимого оборудования, виды установленного для ТЭС топлива, состояние топливоснабжения.

Оценка потребности ТЭС ЕЭС России в органическом топливе сформирована, исходя из намеченных уровней производства электрической энергии (таблица 1.8).

Прогнозная динамика потребности в органическом топливе ТЭС ЕЭС России для рассматриваемого варианта приведена в таблице 1.9.

Таблица 1.9

Источник: СИПР ЕЭС России на 2021 — 2027 годы [22]

Структура используемого топлива в течение периода прогнозирования остается практически без изменений: на долю газа приходится около 71%, на долю угля — около 24%, на долю нефтетоплива и прочего топлива — менее 5%.

При маловодных условиях в ОЭС Сибири и ОЭС Востока может возникнуть дополнительная потребность в топливе для ТЭС с целью покрытия прогнозируемого уровня электропотребления (таблица 1.10).

Таблица 1.10

Прогноз потребности в дополнительном топливе для ТЭС при маловодных условиях, млн т у.т.

Прогноз потребности ТЭС в различных видах органического топлива по ОЭС приведен в таблице 1.11.

Таблица 1.11

Структура органического топлива в прогнозе его потребления ТЭС по ОЭС, тыс. т у.т.

1.1.6 Показатели энергетической эффективности ТЭС

Ключевыми характеристиками энергетической эффективности ТЭС являются удельные расходы условного топлива (УРУТ) на отпуск электрической и тепловой энергии.

Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск электрической энергии на тепловых электростанциях России в 2017 — 2021 годах приведена на рисунке 1.6.

Источник: на базе данных ГИС ТЭК

Рисунок 1.6 — Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии (пропорциональный метод) на ТЭС России в 2017 — 2021 годах, г у.т./кВт·ч

Наиболее эффективным оборудованием является ПГУ. Наименее эффективные — ТЭС с параметрами свежего пара до 90 кгс/см2.

Динамика удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии на ТЭС России и котельных на балансе станций приведена в таблице 1.12.

Таблица 1.12

Удельные расходы топлива ТЭС и котельных на балансе электростанций по Российской Федерации

Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по группам установленного оборудования ТЭС приведена в таблице 1.13.

Таблица 1.13

Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по группам установленного оборудования ТЭС в 2018 — 2020 годах

Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по Российской Федерации в целом и субъектам Российской Федерации в 2018 — 2020 годах приведена в таблице 1.14.

Таблица 1.14

Динамика удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по субъектам Российской Федерации

1.2 Экологические показатели ТЭС

1.2.1 Воздействие электростанций отрасли на атмосферный воздух

Выбросы загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферу от ТЭС отрасли составляют около 11,6% от общероссийского объема выбросов от стационарных источников. Наиболее значимыми видами выбросов ЗВ в атмосферу при сжигании на электростанциях органического топлива являются диоксид серы, оксиды азота, оксид углерода и зола твердого топлива, которые приняты в качестве маркерных веществ, а также парниковый газ — диоксид углерода CO2. Другие загрязняющие вещества — бенз(a)пирен, сажа, твердые (коксовые) частицы несгоревшего топлива, являющиеся продуктами недожога топлива, образуются в незначительных количествах, как правило, при кратковременной работе КТЭУ на переходных режимах и не оказывают заметного влияния на здоровье населения и состояние окружающей среды.

Объем загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу ТЭС, за 10-летний период заметно снизился при росте объема выработки электроэнергии. В 2020 году суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу электростанциями и предприятиями отрасли составили 1991 тыс. т — на 250 тыс. т (11,2%) меньше, чем в 2019 году, и на 1148 тыс. т (36,6%) меньше, чем в 2010 году.

Объемы выбросов основных видов ЗВ в атмосферный воздух в 2010 году, в сравнении с 2019 и 2020 годами, приведены в таблице 1.15.

Таблица 1.15

Объемы выбросов основных видов загрязняющих веществ в атмосферный воздух в 2010, 2019 и 2020 годах

Причинами снижения объемов выбросов ЗВ в атмосферный воздух, наблюдавшегося за указанный период, являются:

• изменение структуры генерирующих мощностей, в том числе внедрение комбинированной парогазовой технологии производства энергии;
• существенное сокращение использования жидкого топлива и сжигания угля и увеличение доли более экологически чистого природного газа;
• изменение качественных характеристик сожженного топлива;
• повышение эффективности золоулавливания в результате использования более эффективного оборудования по очистке уходящих газов;
• проведение эксплуатационно-наладочных мероприятий, обеспечивших оптимизацию режимов горения топлива.

В таблице 1.16 приведены суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу по федеральным округам (ФО) России в 2019 — 2020 годах.

Таблица 1.16

Суммарные объемы выбросов ЗВ в атмосферу по ФО

Анализ отраслевой отчетности за 2019 год показывает:

1. доля выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от суммарных выбросов ТЭС и котельных отрасли (на отпуск электрической и тепловой энергии) составляет:

• На ТЭС и котельных, использующих уголь: валовые выбросы — 71%, в том числе твердые вещества — 90%, газообразные и жидкие вещества — 66,5% (группировка ТЭС и котельных для расчета показателей проведена по видам используемого основного топлива (уголь, газообразное топливо, нефтетопливо));
• на ТЭС и котельных, использующих газообразное топливо: валовые выбросы — 29,2%, в том числе газообразные и жидкие вещества — 33,6%;
• на ТЭС и котельных, использующих нефтетопливо, — 0,88%, в том числе твердые вещества — 0,16%, газообразные и жидкие вещества — 1,04%;

2. основная масса валовых выбросов ЗВ в атмосферу (свыше 87%) приходится на крупные угольные и мазутные ТЭС с установленной электрической мощностью свыше 250 МВт, доля которых составляет около 94% установленной мощности всех угольных и мазутных ТЭС отрасли. Проведенные оценки применяемых в российской энергетике видов энергетических топлив показывают, что в 2019 году удельная масса выбросов ЗВ в атмосферу, образующихся при сжигании 1 тонны газообразного топлива (т у.т.), составляет примерно 3,1 кг/т у.т., 1 т у.т. нефтетоплива — 15,6 кг/т у.т., а 1 т у.т. угля — 23,8 кг/т у.т.

1.2.2 Воздействие электростанций отрасли на водные объекты

1.2.2.1 Забор воды

Забор природных вод электростанциями отрасли достигает 45% в общем объеме использования водных ресурсов России. Источниками водоснабжения тепловых электростанций являются реки и крупные поверхностные водоемы (пруды, озера, моря). Подземная вода (за редкими исключениями) используется только для снабжения ТЭС питьевой водой. На ТЭС вода используется для следующих основных нужд:

• конденсации пара в конденсаторах турбин, которые потребляют основной объем (до 95%) всей воды;
• обеспечения работы и охлаждения систем маслоснабжения турбин, турбогенераторов и различного вспомогательного оборудования;
• подготовки воды для обеспечения работы ПСУ, тепловых сетей, для восполнения пароводяных потерь;
• обеспечения работы газоочистного оборудования;
• золошлакоудаления на угольных станциях.

Величина перечисленных выше расходов воды зависит от типа электростанции, рода и количества сжигаемого топлива, типа и мощности установленного основного и вспомогательного котельного и турбинного оборудования, температуры воды, используемой для охлаждения, а также от условий эксплуатации электростанции. Кроме того, вода расходуется для хозяйственных и бытовых нужд.

В 2020 году объем забора воды (на производственные, хозяйственно-бытовые и иные нужды) в отрасли составил 21 607 млн м3 и по сравнению с 2019 году уменьшился на 2 593 млн м3 (на 10,7%).

В таблице 1.17 приведены данные об объемах забора воды всего (на производственные, хозяйственно-бытовые и иные нужды электростанций отрасли) в 2019 — 2020 годах по Российской Федерации и отдельным федеральным округам.

Таблица 1.17

Объемы забора воды электростанциями отрасли всего по Российской Федерации и федеральным округам в 2019 — 2020 годах

1.2.2.2 Сброс загрязненных сточных вод

На ТЭС могут образовываться следующие виды сточных вод:

• возвратные воды систем охлаждения технологического оборудования;
• воды, загрязненные нефтепродуктами (мазутом, маслами и пр.);
• воды от обмывки конвективных поверхностей нагрева мазутных котлов и регенеративных воздухоподогревателей (РВП);
• сбросные воды водоподготовительных установок;
• воды от консервации и химических промывок основного оборудования;
• воды, сбрасываемые системами гидрозолоудаления (ГЗУ);
• поверхностный сток с территории ТЭС.

В условиях ограниченности свободных водных ресурсов и ухудшения качественного состояния водных объектов, при ужесточении требований контролирующих органов к качеству воды, резко возрастают экологические риски для предприятий электроэнергетики, связанные с попаданием в грунтовые и поверхностные воды загрязняющих веществ.

Ежегодный объем водоотведения электрогенераторами составляет 17 — 18 млрд м3, из которых 92 — 95% относится к возвратным теплообменным водам систем охлаждения ТЭС и АЭС в категории нормативно чистых вод без очистки. Объем отведения загрязненных сточных вод (без очистки и недостаточно очищенных) предприятиями электроэнергетики составляет 4,7% в общем объеме сброса таких сточных вод в стране. В таблице 1.18 представлены данные об объемах сброса загрязненных сточных вод предприятиями электроэнергетики в 2019 — 2020 годах.

Таблица 1.18

Объемы отведения загрязненных сточных вод предприятиями электроэнергетики всего по Российской Федерации и федеральным округам в 2019 — 2020 годах

1.2.3 Образование отходов на электростанциях отрасли

Объем отходов, образующихся на объектах электроэнергетики, составляет примерно 2,5% от общероссийского показателя.

В 2020 году на долю опасных отходов (1 — 4-го классов опасности, за исключением золошлаковых отходов (ЗШО) 4-го класса опасности) приходилось лишь 1,5% общего объема образования отходов на предприятиях отрасли. ЗШО являются наиболее массовым видом отходов в отрасли. Большие объемы выхода ЗШО приводят к обострению ситуации в области их складирования и хранения и ухудшению экологической обстановки в районе действия угольных ТЭС. Ежегодные расходы только на хранение ЗШО (плата за размещение и аренду земли) существенно влияют на себестоимость производства электрической и тепловой энергии. Золошлакоотвалы занимают большие площади, являются источниками загрязнения окружающей среды и требуют значительных капитальных и эксплуатационных затрат. Ежегодно увеличивается стоимость транспортировки золы и шлаков ТЭС в отвалы, строительства золошлакоотвалов и их реконструкции.

В то же время ЗШО в качестве минерального сырья определенного химического, минералогического и гранулометрического состава при оформлении необходимой технической документации, контроле качества, сепарации и обеспечении условий хранения и отгрузки может быть таким же товарным продуктом, как электроэнергия и тепло.

Объем образования золошлаковых отходов угольных ТЭС в Российской Федерации зависит в основном от трех факторов:

• эффективности золоулавливания;
• характеристик угля (зольность, калорийность);
• физических объемов потребленного угля на производство тепла и электроэнергии.

Данные по динамике образования и использования золошлаковых отходов угольных ТЭС представлены в таблице 1.19.

Таблица 1.19

Динамика образования и утилизации золошлаковых отходов угольных ТЭС в Российской Федерации и федеральных округах в 2010, 2019 и 2020 годах

За период 2010, 2019 и 2020 годов среднегодовой объем образования ЗШО составил 20,4 млн т в год. При этом:

• минимальное значение — 16,5 млн т в 2020 году;
• максимальное значение — 26,8 млн т в 2010 году.

Объемы накопления ЗШО в золошлакоотвалах угольных ТЭС в различных федеральных округах страны отличаются на порядок. Так, объем накопления ЗШО в Уральском федеральном округе почти в 9,8 раз превосходит аналогичный показатель по Приволжскому федеральному округу. Объем накопления ЗШО в Сибирском федеральном округе в 8,7 раз превосходит аналогичный показатель по Северо-Западному федеральному округу. Суммарно на долю объемов ЗШО, размещенных в золошлакоотвалах угольных ТЭС Уральского, Сибирского и Дальневосточного федеральных округов, приходится 77,1% общего объема ЗШО, размещенных в золошлакоотвалах угольных ТЭС страны.

Практически весь объем ЗШО, потребляемый непосредственно на ТЭС, используется в виде золошлаковой смеси и шлака для следующих нужд:

• рекультивации нарушенных земель, объектов размещения отходов (60 — 65%);
• строительства, ремонта золошлакоотвалов (около 25%).
• ликвидации отработанных горных выработок (около 8%).

Объемы потребления ЗШО для собственных нужд ТЭС имеют тенденцию к снижению, так как ЗШО не применяются в основных производственных процессах ТЭС, а потребности ТЭС в строительстве, реконструкции, ремонте золоотвалов, рекультивации земель и ликвидации горных выработок носят непостоянный, эпизодический характер.

Основной объем утилизируемых ЗШО приходится на сторонние организации. Сертифицированные материалы на основе сухой золы, как правило, используются ими для производства строительных материалов: цемента, бетонных смесей и изделий (в качестве заменителя части цемента и песка), кирпича. Объемы сбыта сухой золы для этих целей в среднем составляют около 600 тыс. т/год, динамика этого показателя не имеет явно выраженной тенденции.

Материалы на основе ЗШС из золоотвалов применяются сторонними организациями в основном для:

• строительных нужд, производства стройматериалов;
• ликвидации отработанных горных выработок;
• рекультивации нарушенных земель и объектов размещения отходов.

Общая масса сбыта золошлаковой смеси заметно снижается. Наибольшее снижение происходит за счет падения потребления ЗШО для производства строительных материалов, что, наиболее вероятно, связано с общим экономическим кризисом в стране, снижением экономической активности, включая строительство. Однако обращает на себя внимание снижающийся уровень потребления ЗШО и по другим перспективным направлениям:

• для рекультивации и изоляции отходов на полигонах ТКО;
• для рекультивации нарушенных земель;
• для ликвидации отработанных горных выработок.

По использованию золошлаковых отходов в стране лидирует Сибирский федеральный округ. В СФО объемы годового использования ЗШО угольных ТЭС наибольшие среди всех федеральных округов страны. В 2020 году на долю СФО пришлось почти 60% годового использования ЗШО на угольных ТЭС страны.

1.2.4 Акустическое воздействие (шум)

Источниками шума при работе ТЭС являются:

• системы транспортировки угля и углеразмольное оборудование;
• шум, излучаемый из устьев дымовых труб, воздухозаборов дутьевых вентиляторов, от корпусов тягодутьевого оборудования, от газовоздушных трактов, компрессорной, трансформаторов, от зданий ТЭС, градирен, ГРП, газопроводов;
• шум от турбин, особенно газовых, котлов, редукционно-охладительных установок, насосов, деаэраторов, паропроводов, синхронных компенсаторов, приточно-вытяжной вентиляции.

Источником наиболее интенсивного шума является сброс пара в атмосферу.

Шум, излучаемый от высотного источника, мало снижается естественными и искусственными препятствиями. Шум от энергетических газовоздухопроводов имеет тональные составляющие в спектре шума и излучается от срезов дымовых труб с большой высоты.

Превышение допустимых норм для рабочих зон по уровню звука при работе различного оборудования ТЭС по результатам измерений на расстоянии 1 метра следующее:

• аварийные сбросы пара в атмосферу — 36 — 58 дБA;
• переключатели открытых распределительных устройств (ОРУ) — до 40 дБA;
• паровые турбины — до 20 дБA;
• тягодутьевые машины — 5 - 15 дБA;
• редукционно-охладительные установки (РОУ) — 28 — 32 дБA;
• градирни — до 7 дБA;
• трансформаторы — до 5 дБA;
• углеразмольное оборудование — 7 - 21 дБA;
• ГРП — 20 — 25 дБA;
• насосы — 9 - 17 дБA;
• компрессоры — 6 - 15 дБA;
• котлы — до 9 дБA.

Энергетическое оборудование при работе в расчетных режимах возбуждает постоянный широкополосный и непостоянный, колеблющийся во времени, шум с непрерывным спектром в октавных полосах со среднегеометрическими частотами 31,5, 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 Гц.

В ситуациях, связанных с выбросами пара в атмосферу или при срабатывании переключателей ОРУ, возбуждается непостоянный прерывистый шум. В аварийных ситуациях, связанных с образованием свищей, возбуждается тональный шум. Оборудование механических мастерских возбуждает импульсный и прерывистый шум.

1.2.5 Выбросы парниковых газов в электроэнергетике

Для электростанций и котельных отрасли основным парниковым газом, образующимся при сжигании топлива, является диоксид углерода (CO2). Незначительные выбросы другого парникового газа — закиси азота (N2O) — имеют место только при пуске газотурбинных установок. Более 99,9% всех выбросов приходится на CO2.

В 2020 году выбросы CO2 на электростанциях отрасли составили около 470 млн т, по данным ГИС ТЭК. По сравнению с 2019 годом выбросы диоксида углерода снизились на 25 млн т (на 5,2%). Необходимо иметь в виду, что в данных 2019 года учтены выбросы от котельных на балансе электростанций отрасли в сумме 5,8 млн т, которые не вошли в отчетность в 2020 году, а в данных 2020 года содержатся выбросы по электростанциям ряда промышленных предприятий в сумме 23,5 млн т, которые отсутствовали в отчетности 2019 года.

В 2020 году на 144 электростанциях отрасли выбросы углекислого газа превысили 1 млн т, а на 369 электростанциях выбросы были выше 50 тыс. т CO2.

В 2020 году выбросы CO2 от сжигания газа составили 305 млн т, от сжигания угля — 159 млн т, от сжигания нефтетоплива — 4,5 млн т (в 2015 году — 296,5, 204,1, 3,1 млн т соответственно).

Снижение выбросов парниковых газов в 2020 году по сравнению с 2015 и 2019 годами обусловлено, в основном, снижением объемов потребления угля.

К основным применяемым и перспективным мероприятиям по снижению эмиссии парниковых газов на электростанциях можно отнести:

• снижение удельных расходов топлива путем строительства энергетических установок с высоким КПД (например, на основе комбинированного парогазового цикла);
• перевод котлов теплоэнергетических установок с угля на сжигание газообразного топлива (обеспечивает снижение коэффициента эмиссии двуокиси углерода);
• мероприятия, направленные на повышение экономичности и снижение удельных расходов топлива (внедрение частотно-регулируемых приводов собственных нужд, применение детандер-генераторных агрегатов для утилизации избыточного давления транспортируемого природного газа и др.);
• вывод из эксплуатации и демонтаж устаревшего оборудования;
• внедрение на угольных станциях установок с паровым циклом со суперсверхкритическими параметрами пара (до 600 °C и выше и более 30 МПа) и КПД более 45%;
• повышение доли совместной выработки электрической и тепловой энергии за счет когенерации электроэнергии, теплоты и холода; строительство ветро- и гидроэнергетических, геотермальных и приливных установок, тепловых и фотоэлектрических гелиоустановок, установок по сжиганию древесной и прочей биомассы;
• внедрение водородных установок (при условии снижения до приемлемого уровня стоимости производства, транспортировки и хранения водорода);
• внедрение технологий улавливания и хранения CO2.

1.3 Характеристика системы централизованного теплоснабжения России

1.3.1 Источники теплоснабжения

Российская система централизованного теплоснабжения является самой большой в мире. В Российской Федерации в 2020 году [23] всего работало 572 тепловых электростанций мощностью от 500 кВт и выше и 77,3 тыс. отопительных котельных, в том числе 59,3 тыс. — мощностью до 3 Гкал/ч и 13,5 тысяч — мощностью от 3 до 20 Гкал/ч, а также 4,2 тыс. специальных газовых отопительных котлов мощностью до 0,001 Гкал/ч, используемых бюджетофинансируемыми организациями. В системах централизованного теплоснабжения, кроме ТЭС, работало 2,5 тыс. котельных мощностью от 20 до 100 Гкал/ч и 620 котельных мощностью более 100 Гкал/ч.

Число ТЭС увеличилось с 2016 года на 60 единиц, котельных мощностью 20 — 100 Гкал/ч сократилось на 149 единиц, котельных мощностью свыше 100 Гкал/час увеличилось на 165 единиц.

Суммарная мощность всех источников теплоснабжения с 2016 года снизилась с 844,7 тыс. Гкал/ч до 839,3 тыс. Гкал/ч. Мощность ТЭС увеличилась на 4%, а мощность котельных снизилась на 3%. В общей структуре тепловой мощности доля ТЭС составляет 31%, а доля котельных — 69%.

Наибольшее количество котельных находится в ЦФО, ПФО и СФО, из них значительную долю составляют котельные мощностью до 3 Гкал/час, от 64,5% в СЗФО до 84% в ЮФО. Число котельных свыше 20 Гкал/час распределились от 2,7% в ЮФО до 6,7% в УФО от общего числа котельных.

1.3.2 Отпуск тепловой энергии

Отпуск тепловой энергии от источников тепла в системах централизованного теплоснабжения снизился за последние 15 лет на 18%. Минимальное значение отпуска отмечено в 2020 году — 1 221 млн Гкал. В структуре отпуска тепла доли ТЭС и котельных составили по 46%.

В 2020 году отпуск тепловых электростанций составил 563,7 млн Гкал. Максимальный отпуск тепла от ТЭС наблюдался в 2018 году (655,6 млн Гкал), в 2020 году — почти на 14% меньше. Во многом такое снижение связано с переходом к сбору отраслевой статистической отчетности в ГИС ТЭК, в рамках которого при выверке данных была исправлена ошибка Росстата по учету районных котельных в форме 6-ТП.

Отпуск котельных мощностью свыше 100 Гкал/ч в последние годы вырос с 468,9 млн Гкал в 2016 году до 517,9 млн Гкал в 2020 году. Отпуск котельных мощностью от 20 Гкал/ч до 100 Гкал/ч постепенно снижается — в 2016 году он составлял 176,5 млн Гкал, а в 2020 году снизился до 139,8 млн Гкал.

Наибольшую долю в структуре отпуска тепла составляют турбоагрегаты (около 78%), на пиковые водогрейные котлы и редукционно-охладительные установки (РОУ) приходится по 7% на каждую категорию. Доля отпуска с коллекторов котельных и прочих источников (котельные на балансе и утилизационное тепло) составляет по 4% на каждую категорию.

1.3.3 Использование топлива

Основным видом топлива в теплоснабжении является природный и попутный газ (76% на котельных, 72% на ТЭС). Доля угля составляет 22% на ТЭС и 15% в котельных, мазута — менее 1% и около 4% соответственно.

Совокупные объемы потребления топлива в теплоэнергетике и теплоснабжении России в 2020 году составили 358,3 млн т у.т., что на 21,8 млн т у.т. (на 5,7%) меньше уровня 2019 года и на 31,2 млн т у.т. (на 8%) меньше уровня 2016 года. Снижение объемов расхода топлива в теплоэнергетике и теплоснабжении по России в целом в 2020 году в большей степени связано со снижением производства электроэнергии на ТЭС из-за влияния на потребление электроэнергии пандемии коронавируса и в меньшей — с объемами отпуска тепла (уменьшение объема топлива на нужды теплоснабжения сократилось всего на 4 млн т у.т.).

На цели производства тепла в СЦТ было израсходовано 176,5 млн т у.т., которое почти поровну поделилось между ТЭС и котельными.

Совокупное потребление топлива для производства тепла с 2016 года за пять лет на ТЭС снизилось на 4,7%, на котельных — на 7,7%. Наиболее сильное снижение объемов расхода топлива произошло в СФО (на 14%), как за счет ТЭС, так и котельных. В ЦФО и ЮФО снижение составило 10 — 11% (в ЦФО — за счет котельных, в ЮФО — за счет ТЭС). Расход топлива увеличился только в ДФО — на 16% за счет ТЭС и котельных.

Раздел 2 Производство энергии при сжигании углей

2.1 Описание технологических процессов

На ТЭС происходит преобразование химической энергии органического топлива в электрическую энергию и тепло, отпускаемое потребителю в виде горячей воды или пара. На паротурбинной ТЭС, реализующей тепловой цикл Ренкина, источником тепловой энергии является сжигание топлива. При этом в котле химическая энергия топлива превращается в тепловую энергию высокотемпературных продуктов сгорания (теплоносителя) и затем в тепловую энергию пара высокой температуры и давления (рабочего тела), далее в паровой турбине — в кинетическую энергию ротора турбины, являющейся приводом электрогенератора, и затем в электрогенераторе — в электрическую энергию (рисунок 2.1). Показателем эффективности такого парового цикла является коэффициент полезного действия.

Рисунок 2.1 — Паротурбинная ТЭС

1 — электрический генератор; 2 — паровая турбина; 3 — пульт управления; 4 — деаэратор; 5 и 6 — бункеры; 7 — сепаратор; 8 — циклон; 9 — котел; 10 — поверхности нагрева; 11 — дымовая труба; 12 — дробильное помещение; 13 — склад резервного топлива; 14 — вагон; 15 — разгрузочное устройство; 16 — конвейер; 17 — дымосос; 18 — канал; 19 — золоуловитель; 20 — вентилятор; 21 — топка; 22 — мельница; 23 — насосная станция; 24 — источник воды; 25 — циркуляционный насос; 26 — регенеративный подогреватель высокого давления; 27 — питательный насос; 28 — конденсатор; 29 — установка химводоподготовки; 30 — повышающий трансформатор; 31 — регенеративный подогреватель низкого давления; 32 — конденсатный насос

В зависимости от параметров рабочего тела (давления и температуры перегретого пара) различают паротурбинные ТЭС докритического давления (ДКД — 9,8 МПа/540 °C и 13,8 МПа/560 °C) с КПД до 35 — 36%, сверхкритического давления (СКД — 23,5 МПа/545 °C) с КПД 36 — 40% и суперкритических параметров (ССКП — до 30 МПа/580 — 620 °C) с КПД 42 — 45% [28].

Производство электрической и тепловой энергии на угольной ТЭС сопровождается негативным воздействием на окружающую среду в виде выбросов газообразных продуктов сгорания и твердых частиц в атмосферу, что является одной из основных экологических проблем [29] (рисунок 2.2), сбросом загрязненных стоков в гидросферу и изъятием земельных площадей под золошлаковые отходы.

Рисунок 2.2 — Схема взаимодействия ТЭС с окружающей средой

Дымовые газы, образующиеся при сжигании угля, содержат молекулярный азот N₂ (более 70%), водяной пар H₂O (в зависимости от состава и влажности угля — порядка 6%), диоксид углерода CO2 (около 10%), являющийся парниковым газом, и остаточный кислород воздуха O2 (около 6%). Кроме того, в состав дымовых газов входят такие загрязняющие вещества (ЗВ), как диоксид серы SO2, оксиды азота NOx, монооксид углерода (угарный газ) CO и зола твердого топлива, включающая твердые продукты неполного сгорания топлива, являющиеся для теплоэнергетики маркерными ЗВ.

2.1.1 Транспортировка, разгрузка и хранение твердого топлива

Твердое топливо хранится на угольных складах. Доставка топлива на ТЭС может осуществляться железнодорожным, водным, автомобильным, трубопроводным и конвейерным видами транспорта. Использование автомобильного и конвейерного видов экономически целесообразно на небольшие расстояния до 10 км. Самым дешевым способом транспортировки является водный. При этом наибольшее распространение в России получила доставка угля железнодорожным транспортом.

Топливное хозяйство угольной ТЭС, вне зависимости от характеристик твердого топлива, включает системы для приема, размораживания и разгрузки топлива, вагоноопрокидыватели, конвейерные линии, дробильные устройства первой очереди, склады длительного хранения, средства механизации разгрузки и погрузки, системы ленточных транспортеров для его подачи в котельный цех [30].

Топливное хозяйство является загрязнителем окружающей среды в связи с пылением угля при его транспортировке, перевалке и обработке, выбросами ЗВ при аварийном возгорании угля, образованием загрязненных сточных вод. С этой точки зрения особого внимания требуют угли с повышенным содержанием летучих веществ на горючую массу, например, канско-ачинские угли. Поэтому в комплектацию топливно-транспортного цеха входят предусмотренные правилами технической эксплуатации тепловых электростанций средства пожаротушения, а на используемую технику накладываются определенные ограничения.

Все процессы, связанные с транспортировкой, разгрузкой, хранением, подготовкой к сжиганию и подачей в бункера котлов и в топки, должны быть механизированы и автоматизированы. Принципиальная схема топливоподачи ТЭС показана на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 — Принципиальная схема топливоподачи ТЭС:

1 — вагонные весы; 2 — устройство для размораживания топлива; 3 — приемно-разгрузочное устройство; 4 — дробильные установки предварительного дробления; 5 — узел деления потока топлива; 6 — склад топлива; 7 — дробильные установки второй ступени дробления; 8 — бункер сырого топлива; 9 — система пылеприготовления

Как показано на рисунке ₂.3, все поступающее топливо, пройдя вагонные весы 1, устройство 2 для размораживания топлива в зимнее время, поступает в приемно-разгрузочное устройство 3, откуда подается системой ленточных конвейеров через дробильную установку предварительного дробления 4 на узел деления потока топлива 5. Далее поток топлива может быть направлен на склад топлива 6 или напрямую на дробильные установки второй ступени 7 и в бункер сырого топлива 8. Питание бункера сырого топлива в зависимости от используемого типа сжигания также может вестись со склада 6 непосредственно или после прохождения дробильных установок 7. Из бункера 8 топливо поступает в систему пылеприготовления.

При сжигании твердого топлива в кипящем слое система пылеприготовления на ТЭС отсутствует.

При железнодорожном способе транспортировки топливо доставляется непосредственно на ТЭС в открытых полувагонах, оснащенных нижними люками с дистанционным управлением для механизированной разгрузки. Угол открытия таких люков, как правило, не превышает 36 градусов. Это затрудняет свободное высыпание топлива, поэтому полувагоны разгружаются на ТЭС большой мощности с помощью вагоноопрокидывателей (рисунок 2.4). Груженый углем полувагон заходит в вагоноопрокидыватель и закрепляется на платформе с рельсами, которая наклоняется примерно на 160 градусов, ссыпая уголь в подземные бункеры. Вагон в это время безопасно удерживается с помощью привалочной стенки и гидрозажимов. Применение вагоноопрокидывателей позволяет решить проблему пыления при разгрузке угля.

Рисунок 2.4 — Использование вагоноопрокидывателя для выгрузки угля

В холодное время года смерзшееся топливо перед разгрузкой размораживают в размораживающих устройствах (РУ). Для размораживания полувагонов используются конвективные, радиационные (РРУ) и комбинированные устройства. В конвективных размораживающих устройствах теплоносителем является горячий воздух с температурой до 120 °C. РРУ оборудовано панелями инфракрасного излучения.

Для ТЭС небольшой мощности, на которых разгрузка топлива осуществляется через нижние люки полувагонов, разогрев слоя угля оказывается недостаточным, поэтому вместе с размораживающими устройствами применяют бурорыхлительные машины и накладные вибраторы.

Хранение твердого топлива на ТЭС осуществляется, как правило, на открытых складах (рисунок 2.5). Закрытые склады используются для электростанций в больших городах в условиях стесненной территории, а также в отдаленных северных районах.

Рисунок 2.5 — Угольный склад на ТЭС

Вместимость складов твердого топлива, как правило, принимается равной 30-суточному расходу топлива. При расположении ТЭС на расстоянии до 40 км от района угольных разрезов и шахт вместимость склада должна соответствовать 7-суточному расходу, а при расстояниях от 41 км до 100 км — 15-суточному расходу топлива.

Территория, на которой размещается склад топлива, должна исключать затопляемость паводковыми и грунтовыми водами или защищать от них. Ее планировка предусматривает уклон не менее 0,005 и наличие дренажных устройств.

Для бурых углей максимальный срок хранения составляет 0,4 — 0,5 года. Для каменных углей I и II групп по склонности к окислению максимальный срок хранения варьируется в пределах 1,5 — 2 лет при вместимости штабеля менее 100 тыс. т и в пределах 4 — 6 лет при вместимости штабеля более 100 тыс. т. Для каменных углей III и IV групп этот срок составляет 0,5 — 1 год при вместимости менее 100 тыс. т и 2 — 3 года при вместимости более 100 тыс. т.

Хранение угля на открытых складах сопровождается изменением его первоначальных свойств. Выветривание при хранении угля сопровождается, с одной стороны, уменьшением массы хранимого топлива, а с другой — снижением его удельной теплоты сгорания. Для предотвращения смерзания штабелей угля на ТЭС используется: рыхление поверхности штабеля с помощью бульдозеров; покрытие штабеля сухим углем; покрытие поверхностно-активными и маслоподобными веществами, вытесняющими водяную пленку с поверхности угля; реагентное размораживание и др. Для изоляции запасов твердого топлива от атмосферного кислорода может применяться поверхностная герметизация штабелей или создание уплотненного слоя на поверхности штабеля.

Для достижения постоянного качества топлива, что помогает оптимизировать процесс горения, уголь иногда шихтуют или смешивают в зависимости от потребности сжигательной установки. Смешивание может быть достигнуто простым отбором угля со склада в последовательности, отличающейся от фактической последовательности разгрузки, или смешиванием различных видов угля в силосах между угольным складом и бункерами сырого угля.

Для безопасного и эффективного сжигания угля в пылевидном состоянии требуется его подготовка. В зависимости от вида угля и способа сжигания подготовка его включает в себя дробление, сушку и размол до пылевидного состояния с размерами частиц в несколько десятков или сотен мкм в зависимости от марки и способа сжигания угля. При сжигании угля в слое стадия размола отсутствует, вместо размола применяется дробление до размера 5 — 10 мм.

Сначала уголь подвергается дроблению, затем транспортируется к котельным установкам [30, 31].

Топливо транспортируется со склада при помощи ленточных транспортеров в главный корпус ТЭС.

Дробление угля второй ступени производится в основном с использованием молотковых дробилок. Такие устройства обеспечивают дробление до размера 25 мм. Для снижения нагрузки на дробилку мелкий уголь отсеивается в грохоте перед дробилкой и, минуя ее, направляется на конвейер. Стадия предварительного (грубого) дробления твердого топлива предназначена для дробления крупных кусков топлива непосредственно в приемно-разгрузочных устройствах. Для этой цели используются дробильно-фрезерные машины, которые измельчают топливо на решетках приемных бункеров.

При транспортировке топлива от приемных бункеров до бункеров сырого угля (БСУ) котельной осуществляются его очистка от посторонних предметов (от металлических с помощью металлоискателей и металлоуловителей, от древесной щепы и прочего с помощью щепоуловителей) и дробление, а также могут выполняться подсушивание и смешение различных марок угля.

Для обеспечения бесперебойной и безопасной работы системы топливоподачи ТЭС предусматриваются системы обеспыливания, дистанционного управления, обеспечения пожаробезопасности.

Обеспыливание выполняется в разгрузочных устройствах, узлах пересыпки, дробилках, бункерах сырого угля (БСУ) и готовой пыли (БГП). Для обеспечения эффективного обеспыливания проводятся следующие мероприятия:

• полная герметизация очагов пылеобразования, постоянный контроль за состоянием укрытий, уплотнение узлов пересылок с устранением неплотностей, возникающих в процессе эксплуатации;
• использование эффективных пылеулавливающих устройств;
• обеспечение разрежения в системе пылеприготовления;
• механизация уборки пыли с использованием гидросмыва.

Процесс загрузки бункеров автоматизирован. Дистанционное управление механизмами осуществляется с центрального щита управления.

В бункерах, предназначенных для хранения угля, выделяющего воспламеняющиеся летучие газы, конструкция перекрытия выполняется из несгораемых материалов с проемами для разгрузки. Для обеспечения требований взрывобезопасности бункера оснащается:

• сигнализацией предельного нижнего уровня топлива;
• сигнализацией о возгорании топлива;
• блокировкой, отключающей питатель сырого угля при снижении уровня топлива ниже 2 м от входного патрубка питателя;
• блокировкой, действующей на включение средств побуждения к движению топлива в бункере при обрыве подачи топлива в СП;
• системой пожаротушения.

Максимальная продолжительность хранения топлива в бункерах составляет: для топлив IV группы взрывоопасности 10 суток, для топлив II и III групп — 20 суток; для I группы — 30 суток.

Предварительная сушка угля может осуществляться в дробилках тракта топливоподачи, в паровых или газовых барабанных сушилках.

Сушка и измельчение угля перед его сжиганием производятся в системах пылеприготовления, которые выбираются с учетом характеристик топлива (величина влагосъема, выход летучих, коэффициент размолоспособности, способ шлакоудаления и др.). Измельчение угля до пылевидного состояния обеспечивает быстрый выход летучих, воспламенение и устойчивое горение с максимальной эффективностью и минимальным уровнем шлакования поверхностей нагрева котла.

На крупных ТЭС в основном применяются индивидуальные сушильно-мельничные системы (СМС), в которых приготовление пыли осуществляется непосредственно у котла с использованием горячего воздуха или топочных газов для сушки угля, или топочных газов в смеси с горячим воздухом. Наиболее сложными и дорогостоящими из них являются системы пылеприготовления для сжигания углей в режиме жидкого шлакоудаления, а также высоковлажных низкосортных углей при использовании в качестве сушильного агента дымовых газов.

В мельницах происходит размол твердого топлива от кусков дробленки с размером порядка 25 мм до пылевидного состояния, характеризуемого рекомендуемым значением R90, и, в большинстве случаев, одновременно протекает процесс сушки. Их можно классифицировать по механизму измельчения частиц и по частоте вращения подвижной части мельницы.

Выбор системы пылеприготовления (СП) зависит от вида топлива и типа топки котла. В замкнутых СП с прямым вдуванием используются молотковые мельницы (ММ) и мельницы-вентиляторы (М-В), в системах с промежуточными пылевыми бункерами — шаровые барабанные (ШБМ), среднеходные валковые мельницы (СВМ) и ММ. Для высоковлажных бурых углей используются разомкнутые индивидуальные системы пылеприготовления с применением ММ или мельниц-вентиляторов (М-В).

ММ применяют для размола высокореакционных бурых и каменных углей с невысокой абразивностью.

М-В, кроме размола, осуществляет вентиляционный процесс в СП — подачу к мельнице сушильного агента с температурой 900 — 1000 °C и подачу пылегазовой смеси к горелкам. Такие мельницы используют для легко размалываемых влажных бурых углей.

ШБМ универсальны по топливу (включая угли с большим содержанием серы и золы), в них возможно получение пыли любой тонкости.

Применение СВМ ограничивается относительно мягкими сухими (влажность до 20% с учетом возможной предварительной сушки угля до мельницы) каменными углями с зольностью до 45%.

Процесс пылеприготовления в мельницах совмещается с сушкой пыли.

Объем бункера пыли определяется с учетом необходимости обеспечения 2 — 3-х часового запаса потребности котла.

Бункер пыли оснащается приборами и устройствами для:

• измерения температуры в углах верхней части бункера на расстоянии 1,0 — 1,5 м от стен и потолочного перекрытия;
• измерения уровня пыли не менее, чем в 4-х точках по высоте бункера;
• измерения разрежения в верхней части бункера;
• контроля максимального и минимального уровней пыли;
• сигнализации возгорания пыли.

После измельчения в мельницах угольная пыль, в зависимости от типа системы пылеприготовления, может выноситься газом или потоком воздуха из мельниц и по пылепроводам направляться непосредственно в горелки котла (системы пылеприготовления с прямым вдуванием) или в промежуточные бункера пыли (системы пылеприготовления с промбункером). Из промбункера пыль питателями подается в трубопроводы и затем транспортирующей средой (горячим воздухом или смесью горячего воздуха и дымовых газов) подается в горелки на сжигание.

2.1.2 Сжигание твердого топлива

На паротурбинных ТЭС реализуются две технологии сжигания твердого топлива: в потоке горячего воздуха (факельное сжигание) и в циркулирующем кипящем слое (ЦКС).

При факельном сжигании заранее приготовленное пылевидное топливо и воздух (предварительно подогретый в воздухоподогревателе котельной установки) подаются на сжигание в топку котла раздельными прямоточными или закрученными струями через специальные горелочные устройства [31]. Кроме основных, при сжигании твердого топлива могут использоваться сбросные горелки, куда подаются угольная пыль тонкого помола, неуловленная в циклоне, и транспортирующий ее сушильный агент (воздух).

При необходимости во время пусков, при остановах и в ситуациях неустойчивого горения для подсветки пылеугольного факела используются дополнительные газовые или мазутные горелки.

Существуют различные конструктивно-компоновочные решения топочных камер котлов: призматические открытые (с П-образной и Т-образной компоновками газоходов), башенные, кольцевые, вихревые (с низкотемпературным вихрем НТВ) и другие.

В факеле можно сжигать любые топлива (газ, мазут и пылевидный уголь) без ограничения тепловой мощности котла. Поэтому технология факельного сжигания является наиболее распространенной на ТЭС. В пылеугольных котлах используются фронтальное, встречное и тангенциальное (или угловое) расположение горелок в один или несколько ярусов (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 — Компоновка горелок

При сжигании углей минеральная часть топлива (зола) переходит в летучую золу (микронные фракции), удаляемую из котла вместе с дымовыми газами, и шлак, удаляемый из топки котла в нижней ее части. Количество золы топлива, переходящее в летучие фракции и в шлак, зависит от системы шлакоудаления. Дымовыми газами из котла выносятся мельчайшие твердые частицы (коксовый остаток) несгоревшего твердого топлива, которые являются продуктами механического недожога, вместе с летучей золой. Их количество незначительно по сравнению с количеством летучей золы.

Пылеугольные топки с факельным сжиганием в зависимости от способа удаления шлака из топки котла бывают с твердым (ТШУ) и жидким (ЖШУ) шлакоудалением (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 — Топки с ТШУ (а) и ЖШУ (б)

В топках с твердым шлакоудалением (ТШУ) сжигание топлива производится при температурах ниже точки плавления шлака возле стен топки или поверхностей нагрева. Для предотвращения шлакования экранов топки температура золы должна быть достаточно низкой, чтобы зола не налипала на стенки топки и шлак, собирающийся в нижней части топки котла, оставался твердым. В центре факела температуры часто выше точки плавления золы. В таких топках 5 — 10% минеральной части угля в виде шлака с температурой около 600 °C выводятся из топки через специальные отверстия (летки) в ее нижней части. Оставшиеся 90 — 95% в виде летучей золы выносятся продуктами сгорания из топки и затем удаляются в золоуловителях, установленных за котлом.

В топках с жидким шлакоудалением (ЖШУ) топливо сжигается при температурах выше точки плавления шлака, чтобы обеспечивать жидкое состояние шлака с достаточной текучестью. Такие топки требуют специальной обмуровки, чтобы выдерживать температуры плавления золы в химически активной среде. Большое количество золы переносится на стенки и стекает в жидкой форме вниз по стенкам через нижнее выходное отверстие.

При этом доля золы в уносе составляет 80 — 85% и, соответственно, 15 — 20% удаляется в виде жидкого шлака. Жидкий шлак охлаждается в наполненной водой ванне, установленной под топку котла.

Котлы с жидким шлакоудалением используются для сжигания каменного угля с низким выходом летучих веществ.

На ТЭС может также использоваться технология сжигания топлива в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) (рисунок 2.8). Дробленый уголь с исходными размерами частиц 5 — 8 мм поступает на воздухораспределительную решетку, через которую под давлением подается горячий воздух. В слой также подается дробленый известняк или доломит для связывания образующихся при сжигании сернистых топлив оксидов серы.

Рисунок 2.8 — Схема котла с ЦКС:

1 — бункер известняка; 2 — бункер угольной дробленки; 3 — топка; 4 — циклон; 5 — опускная шахта котла; 6 — конвективные поверхности нагрева; 7 — электрофильтр; 8 — дымовая труба; 9 — дымосос; 10 — воздухораспределительная решетка. I — подвод воздуха под слой; II — отвод золы из слоя; III — отвод золы из электрофильтра; IV — выход очищенных газов из циклона; V — отвод твердой фазы в слой; VI — отвод газов в дымовую трубу

В слое в качестве инертного материала находится зола сгоревшего топлива (иногда мелкий кварцевый песок). Масса топлива в слое в пересчете на углерод составляет 1 — 3% [32].

Часть воздуха для горения подается с пода топки: как первичный воздух — через решетку, а часть — как вторичный воздух в нескольких метрах выше решетки. Скорость воздуха достаточно высока для подъема твердых частиц (ожижения) слоя. Под воздействием потока воздуха слой распространяется на всю высоту топки, заполняя весь объем камеры сгорания, где и происходит выгорание топлива с температурами 800 — 900 °C.

После выхода из топки поток поступает в циклоны, в которых происходит отделение газообразных продуктов сгорания от твердой массы слоя (несгоревшего топлива и инертной массы). Дымовые газы направляются в конвективные поверхности нагрева, а твердая фаза возвращается в топку для дожигания и циркулирует таким образом до полного выгорания.

Системы с циркулирующим слоем увеличивают время потенциальной реакции и уровень смешивания газов, что обычно приводит к более эффективному сжиганию и улавливанию серы. В процессе сжигания лишняя зола выводится из слоя в нижней части топки через специальные охлаждаемые каналы.

В настоящее время технология сжигания и газификации топлив в ЦКС является общепризнанной промышленной технологией, реализованной на тысячах объектов. Технология сжигания топлив в ЦКС разрабатывалась и развивалась как технология низких выбросов, в первую очередь оксидов азота и серы. В мире эксплуатируется более 3000 котлов с ЦКС, больше всего в Китае. В 2013 году пущен первый в мире блок мощностью 600 МВт с котлом ЦКС. Основными экологическими преимуществами технологии ЦКС являются:

• возможность эффективного (более 90%) связывания оксидов серы путем относительно дешевого способа подачи известняка в топку при оптимальной температуре слоя около 870 °C и длительном времени пребывания частиц известняка в реакционной зоне;
• низкие выбросы оксидов азота (менее 200 — 300 мг/м3) без использования специальных средств азотоочистки, которые обусловлены низкой и стабильной температурой слоя и надслоевого пространства при организации ступенчатого подвода воздуха;
• компактность котельной установки, связанная с отсутствием средств серо- и азотоочистки, что позволяет разместить котел ЦКС в существующих котельных ячейках.

К недостаткам технологии ЦКС относятся усложнение конструкции котла, наличие большой массы футерованных элементов и длительный пуск из «холодного» состояния, усложнение вспомогательных систем котла (дренаж слоя, возврат золы, подвод известняка и др.), повышенные расходы на собственные нужды за счет использования высоконапорных вентиляторов, за исключением случаев с крайне высоким содержанием серы.

Типичными для котлов с ЦКС при сжигании каменных углей и антрацитов являются концентрации 100 — 200 мг/м3 при нормальных условиях и содержании кислорода в уходящих газах 6%. Для топлив с очень большим выходом летучих веществ возможно некоторое увеличение концентрации NOx до 250 мг/м3.

Одним из основных преимуществ сжигания в кипящем слое является возможность эффективного удаления диоксида серы SO2 путем подачи в слой известняка. Условия в топке (температура и время пребывания частиц извести) обычно весьма подходящие для процесса абсорбции диоксида серы известняком. Поэтому в кипящем слое сера улавливается гораздо эффективнее, чем при впрыскивании извести в традиционных пылеугольных котлах. Условия в топке котла ЦКС благоприятны и для весьма эффективной «самоабсорбции» SO2 щелочными компонентами золы. Например, при сжигании Канско-Ачинских углей и Эстонских сланцев подачи известняка не требуется. В целом можно говорить о возможности снижения выбросов SO2 в ЦКС как минимум на 90% при использовании обычного промышленного известняка и умеренном (около 2) соотношении Ca/S.

Первый в России отечественный котел с циркулирующим кипящим слоем типа Пп-1000-24,5-565 АКТФ (ТПП-357/С7) производства корпорации «ЭМАльянс» был пущен в 2016 году в составе блока № 9 330 МВт Новочеркасской ГРЭС. Гарантийные показатели были обеспечены, концентрация оксидов азота была ниже 300 мг/м3, при подаче известняка удавалось обеспечить эффективность удаления оксидов серы до 90% при содержании диоксида серы в уходящих газах менее 300 мг/м3.

Использование технологии ЦКС наиболее выгодно в условиях сжигания низкосортных, высокозольных топлив с повышенным содержанием серы. Ее целесообразно применять также при изменяющихся характеристиках топлива и совместном сжигании различных топлив, включая биомассу.

Ниже описаны некоторые технологии факельного сжигания, применяемые для повышения технико-экономических и экологических характеристик КТЭУ, сжигающих твердые виды топлива.

Низкотемпературное вихревое сжигание угля

Низкотемпературная вихревая (НТВ) технология сжигания — отечественная разработка. В основу НТВ-технологии положено ступенчато-вихревое сжигание груборазмолотого топлива в условиях многократной циркуляции частиц топлива в камерной топке (рисунок 2.9) [50].

Рисунок 2.9 — Схема сжигания в низкотемпературном вихре (НТВ)

Главные преимущества НТВ-технологии: стабильное воспламенение низкосортных топлив, отсутствие шлакования поверхностей нагрева и сравнительно низкий уровень выбросов загрязняющих веществ [50].

В отличие от традиционной технологии пылевого сжигания в прямоточном факеле (ПФ), где основная часть топлива (до 92 — 96%) сгорает в так называемой «зоне активного горения» (ЗАГ), расположенной вблизи горелок и занимающей относительно небольшой объем камерной топки, в НТВ-топке в ЗАГ вовлечено значительно большее пространство (в том числе, весь объем топочной воронки). Поэтому тепловое напряжение объема ЗАГ в НТВ-топке при равной мощности котлов в 1,5 — 2 раза ниже. Это позволяет снизить максимальную температуру в вихревой топке (примерно на 100 — 300 °C) и за счет активного перемешивания выровнять температуру в ЗАГ. И тепловая эффективность НТВ-топки возрастает за счет снижения загрязнения поверхностей нагрева и усиления конвективного теплообмена, что дает возможность увеличить паропроизводительность котла на 15 — 20%.

Пониженный уровень температур, ступенчатый ввод окислителя через систему рассредоточенных сопл, многократная циркуляция горящих частиц и угрубление гранулометрического состава золы в совокупности обеспечивают улучшенные показатели вихревых топок по выбросам оксидов азота NOx и диоксида серы SO2, а также повышают эффективность работы золоулавливающего оборудования.

Снижение генерации NOx в НТВ-топке связано с особенностями топочного процесса: низким уровнем температур в ЗАГ и ступенчатым подводом окислителя к топливу. Максимальная температура продуктов сгорания в НТВ-топке зависит от марки топлива, системы пылеприготовления, особенностей конструкции горелочно-сопловых устройств и режима сжигания топлива — для высоковлажных топлив не превышает 1050 — 1200 °C. В этом интервале температур образуются в основном топливные NOx, а количество термических NOx ничтожно мало. Коэффициент избытка воздуха в горелках при НТВ-сжигании зависит от марки топлива и, как правило, не превышает 0,8 — 0,9. Остальной воздух, необходимый для полного выгорания топлива, подается через систему сопл. В результате удается снизить выбросы NOx на 30 — 50% по сравнению с технологией ПФ.

Низкий уровень температур в НТВ-топке позволяет связать SO2 основными оксидами (в основном CaO) минеральной части топлива. Этому способствует увеличение времени пребывания связывающих компонентов в вихревой зоне, а также меньшая оплавленность (и большая поверхность реагирования) частиц золы. Применение НТВ-технологии повышает связывание SO2 на 20 — 50% (в зависимости от марки топлива) по сравнению с технологией ПФ. Кроме того, условия вихревой топки позволяют эффективно использовать различные сорбенты на основе CaO.

Укрупнение помола топлива при НТВ-сжигании приводит к укрупнению летучей золы уноса, что повышает эффективность работы золоулавливающих установок как циклонного типа, так и электрофильтров.

НТВ-топка обеспечивает высокую устойчивость воспламенения, что особенно актуально при сжигании низкосортных топлив. Несмотря на пониженный уровень температур, многократная циркуляция горящих коксовых частиц топлива и ступенчатый подвод воздуха в ЗАГ стабилизируют воспламенение и обеспечивают выгорание топлива. НТВ-топка позволяет эффективно сжигать низкосортные топлива без использования «подсветки» пылеугольного факела газом и мазутом, практически полностью исключает шлакование поверхностей нагрева и повышает надежность работы котла.

Применение НТВ-технологии позволяет упростить систему пылеприготовления, увеличить ее производительность, обеспечить взрывобезопасность, снизить затраты на подготовку топлива к сжиганию, увеличить срок службы размольного оборудования.

НТВ-технология сжигания апробирована на широкой гамме твердых топлив, включая бурые и каменные угли. Среди реализованных проектов можно отметить модернизацию в 2008 году котла БКЗ-210 на Кировской ТЭЦ-4 и техническое перевооружение в 2013 году котла П-49, входящего в состав энергоблока 500 МВт, на Назаровской ГРЭС.

Сжигание пыли различного фракционного состава с применением мельниц-активаторов

В мельницах-активаторах реализуется процесс механоактивации — образования более химически активного вещества с помощью предварительной механической обработки. В отличие от простого измельчения, в процессе механоактивации достигается максимальная поверхность угольных частиц с накоплением энергии в виде дефектов и других изменений в твердом веществе, которые позволяют снизить энергию активации его последующего химического превращения.

В результате механоактивации происходят изменения физико-химических свойств угольной пыли с увеличением ее реакционной способности, что позволяет снизить температуру воспламенения угольной пыли и организовать стабильный процесс горения пылеугольного факела на пусковых режимах.

Средний размер частиц угля в результате его механоактивации составляет 35 (5 — 40) мкм при энергозатратах около 25 кВт·ч/т.

Пылеугольный факел механоактивированной пыли по своим характеристикам приближается к мазутному факелу (по размерам, теплонапряженности и интенсивности выгорания). Таким образом, появляется возможность производить замещение мазута при растопке и подсветке без изменения существующей схемы сжигания топлива.

Система включает в себя мельницу-дезинтегратор, запально-защитное устройство, систему подвода и подачи угольной пыли, систему источников электропитания, систему контроля и управления розжигом котла.

Основными преимуществами технологии являются: снижение расходов на жидкое, газообразное топливо и на эксплуатационное обслуживание мазутного хозяйства; минимальная реконструкция топочно-горелочного устройства; воспламенение и горение угольной пыли происходит непосредственно в топочном объеме котла; полная автоматизация процесса розжига котла; малый срок окупаемости (2 — 5 лет).

Промышленные испытания безмазутного розжига и подсветки факела механоактивированным углем микропомола проводились на котле ПК-40 Беловской ГРЭС в Кузбассе.

Ребернинговые мельницы и динамические сепараторы

В энергетике среднеходные валковые мельницы типа СВМ с динамическими сепараторами используются в качестве «ребернинговых». Тонкость готовой угольной пыли должна составлять R90 = 8%.

Особенностью работы мельницы типа СВМ с динамическим сепаратором является то, что угольная пыль после размола выносится воздушным потоком в сепаратор, где за счет вращения ротора разделяется на мелкие и крупные фракции. Мелкие фракции выносятся к горелкам, а крупные возвращаются на домол в мельницу. Изменение тонины помола осуществляется за счет поворота лопаточного аппарата и изменения частоты вращения динамического сепаратора для обычной и ребернинговой мельницы соответственно.

Более тонкий размол угля требуется для дожигания топлива в условиях внедрения трехступенчатого сжигания (Reburning) для подавления оксидов азота. При этом восстановительная зона в топке организуется не за счет природного газа, а за счет утоненной пыли от ребернинговой мельницы. Именно для получения столь тонкой пыли в мельницах с прямым вдуванием применяется динамический сепаратор, который обладает меньшим аэродинамическим сопротивлением по сравнению со стандартным центробежным сепаратором.

Ребернинговые мельницы применены на третьем блоке Харанорской ГРЭС и двух пылеугольных блоках мощностью 225 МВт Черепетской ГРЭС. Тонкая пыль из этих мельниц подается в сопла, расположенные выше основных горелок. В основных горелках сжигание пыли организовано с уменьшенными, против стехиометрических значений, избытками воздуха, то есть с запланированным недожогом. В результате подачи тонкой пыли через сопла с избытками воздуха больше стехиометрических значений, в этой зоне образуется область дожигания топлива. Следствием этого становится уменьшение выбросов оксидов азота за счет подавления их образования в зоне основных горелок и частичного восстановления в зоне дожигания. Применение ребернинга позволяет повысить эффективность ступенчатого сжигания топлива.

Горелочные устройства с применением пристенного дутья

Данная схема сжигания с пристенным дутьем отличается от традиционного концентрического сжигания тем, что воздух, обеспечивающий ступенчатость сжигания по горизонтали, подается не только через основные горелки, но и через дополнительные сопла (рисунок 2.10). При этом часть вторичного воздуха подается в топку с отклонением от направления основного воздушного потока и аэросмеси. В этом случае происходит затягивание подмешивания воздуха к первичному факелу за счет ступенчатой подачи вторичного воздуха через концентрические каналы горелки и ступенчатости по горизонтали (за счет направления струй вторичного воздуха к топочным экранам).

Рисунок 2.10 — Горелочное устройство с пристенным дутьем:

1 — поток аэросмеси; 2 — поток вторичного воздуха (20 — 40%); 3 — поток вторичного воздуха (60 — 80%)

В результате горение топлива на стадии выхода летучих происходит в среде, обедненной кислородом, что приводит к снижению образования топливных NOx. Далее, после смешения с потоками вторичного воздуха, обеспечиваются условия для догорания коксового остатка. Это позволяет снизить образование оксидов азота на 30 — 40%. Одновременно за счет пристенного воздушного дутья уменьшается шлакование топочных экранов. Роста недожога при этом почти не происходит: необходимый для горения воздух просто подмешивается к факелу чуть позже, на стадии воспламенения и горения коксового остатка [29, 34].

Применение плазменных систем безмазутного розжига

Угольная пыль по сравнению с газом и мазутом требует более высокой температуры воспламенения и более длительного температурного воздействия. Поэтому пылеугольные котлы обычно разжигают с помощью природного газа или мазута. Эта технология обеспечивает стабилизацию процессов горения. В мире на эти цели расходуют десятки миллионов тонн мазута в год.

Кроме того, совместное сжигание угля и обладающего более высокой реакционной способностью мазута ухудшает эколого-экономические показатели котлов: на 10 — 15% повышается мехнедожог топлива и на 2 — 5% снижается КПД-брутто, возрастает скорость высокотемпературной коррозии экранных поверхностей, снижается надежность эксплуатации котельного оборудования, на 30 — 40% увеличивается выход оксидов азота и серы (за счет более высокого содержания серы в мазуте), появляются выбросы канцерогенной пятиокиси ванадия.

Одним из способов стабилизации воспламенения угольной пыли является использование плазмотронов (рисунок 2.11), которые обеспечивают термохимическую подготовку топлива к сжиганию. Кратковременная работа плазмотрона за счет генерирования в нем низкотемпературной плазмы позволяет произвести растопку котла и осуществить достижение всех необходимых растопочных параметров. Под воздействием плазмы частицы угля дробятся на более мелкие компоненты и происходит их интенсивная газификация. Все это повышает реакционные свойства топлива, и горение протекает более устойчиво.

Рисунок 2.11 — Принципиальная схема плазменной технологии растопки пылеугольных котлов:

1 — плазмотрон; 2 — аэросмесь; 3 — вторичный воздух; 4 — стенка топки котла; 5 — топка

Для практической реализации плазменной технологии на ТЭС организуются плазмохимические процессы, при которых только часть реагентов проходит через область плазмы и выступает инициаторами химических превращений, существенно улучшающих характеристики процесса. Предвключенный муфель с плазмотроном обеспечивает самовоспламенение и интенсивное выгорание аэросмеси (угольная пыль + воздух) после смешения со вторичным воздухом в объеме топки (рис. 2.12).

Рисунок 2.12 — Схема компоновки плазмотрона с муфелизированным участком пылепровода горелки:

1 — плазмотрон; 2 — муфель; 3 — пылепровод к горелке; 4 — сопло пылеугольной горелки; 5 — источник электропитания; 6 — трансформатор; 7 — системы водовоздухоснабжения

Испытания технологии плазменной подсветки и стабилизации горения факела проводились на Гусиноозерской ГРЭС (котел БКЗ-640) и ряде других ТЭЦ. На котле БКЗ-640 Гусиноозерской ГРЭС, оснащенном прямоточными пылеугольными горелками, при плазменной подсветке факела образовывались восстановительные газы (CO, H), что снижало образование оксидов азота в 1,2 — 1,3 раза.

По разным оценкам, электрическая мощность, потребляемая плазмотроном, в зависимости от типа углей и горелки составляет 0,5 — 2,0% от тепловой мощности пылеугольной горелки.

Для растопки могут применяться электродуговые и СВЧ-плазмотроны.

Еще одной технологией безмазутного розжига пылеугольных котлов является устройство с использованием электро-ионизационных воспламенителей (УВЭИ), которое позволяет с минимальными удельными затратами энергии создать максимальную скорость разогрева факела и элементов конструкции горелки, обеспечивающих стабильное и полноценное сжигание топливной смеси с низкой реакционной способностью на этапе разогрева из холодного состояния, минимизируя механический унос в топку, при этом исключая опасность хлопка или взрыва в котле.

Розжиг с использованием УВЭИ осуществляется в циклонной ступенчатой горелке за счет воспламенения пылеугольного топлива из холодного состояния в среде среднечастотной диффузной низкотемпературной плазмы с высокой химической активностью (рисунок 2.13). Такая технология является альтернативой технологии ПТС (плазменно-топливные системы), где используются так называемые «горячие» электродуговые плазматроны, имеющие невысокий ресурс работы и большое энергопотребление.

Рисунок 2.13 — Циклонная горелка с выносом электродных блоков воспламенителей из пылевого потока

1 — корпус; 2 — фланец; 3 — топливный ввод; 4 — муфель; 5 — блок электродов; 6 — электрический разряд; 7 — воздухопровод третичного воздуха; 8 — блок электродов; 9 — электрический разряд; 10 — зона воспламенения; 11 — факел; 12 — источник питания; 13 — фланец

Применение УВЭИ позволяет решить проблему взрывобезопасности при растопке из холодного состояния путем минимизации механического уноса на старте процесса и существенного увеличения тепловой мощности горелки по мере растопки. Электродные блоки размещаются в независимых воздушных каналах ионизирующего плазменного потока, вне потока угольной пыли, что дополнительно увеличивает эксплуатационную надежность работы горелки. Устройство оснащено развитой системой диагностики и управления с реализацией необходимых защит и блокировок, включая непосредственное управление пылепитателями.

Технология безмазутного розжига с применением УВЭИ внедрена на Новосибирской ТЭЦ-3.

Горелки с подачей пыли высокой концентрации (ППВК)

На отечественных котлах, оборудованных пылесистемами с промбункером пыли, заметное распространение получила система транспорта пыли с высокой концентрацией (ПВК) 20 — 40 кг топлива/кг воздуха вместо традиционных 0,3 — 0,8 кг/кг. Такое решение при рациональной конструкции горелки, в том числе, позволяет снизить выбросы оксидов азота (ПВК обеспечивает более быстрый прогрев концентрированной пыли, выход и воспламенение летучих при недостатке воздуха).

На котлах с жидким шлакоудалением (ЖШУ) при сжигании кузнецких углей, характеризующихся высоким содержанием азота в топливе, с использованием таких горелок уровень NOx снижается на 20 — 25%, или до 450 — 550 мг/м3.

В горелках систем пылеприготовления с прямым вдуванием или традиционным транспортом пыли повышение концентрации потока аэросмеси решается применением пылеконцентраторов или разделением потока на отдельные потоки при помощи вставок в тракте аэросмеси и профилированных обечаек.

Котел с кольцевой топкой

Опыт опытно-промышленной эксплуатации котла Е-820-13, 8-560БТ с кольцевой топкой на Ново-Иркутской ТЭЦ и проработка профиля котлов для блоков 330 МВт на бурых и каменных углях указывают на принципиальную возможность эффективного использования котлов с кольцевыми топками как для строительства новых станций, так и для замещения отработавших крупных энергоблоков с установкой их в существующих ячейках главного корпуса. При этом мощность и параметры пара нового блока могут быть сохранены или повышены [49].

Особенностью кольцевой топки является отсутствие активного касания факелом внутреннего и наружного экранов. При этом обеспечивается устойчивое зажигание топлива без видимой сепарации невоспламенившихся частиц в холодную воронку.

Выполненные совместно с АО «Подольский машиностроительный завод» (ЗиО) проработки профиля мощных котлов с кольцевой топкой показывают, что их заводское изготовление не вызывает принципиальных конструкторских и технологических сложностей. Применение кольцевых топок при создании котлов крупных энергоблоков позволяет:

• уменьшить высоту котлов на 30 — 40%;
• снизить их металлоемкость и стоимость на 5 — 10%;
• обеспечить бесшлаковочное и высокоэкономичное сжигание шлакующих каменных и бурых углей;
• уменьшить выбросы NOx за счет технологических методов сжигания на 10 — 30%.

Котел Е-820-13,8-560БТ с кольцевой топкой (рисунок 2.14) был пущен в 1998 году на Ново-Иркутской ТЭЦ и за время эксплуатации подтвердил надежность, эффективность и экологические показатели при сжигании шлакующих бурых углей. КПД котла достигает 93 — 93,8%. Максимальная наработка котла в отопительный период — более 4100 часов. Максимальная непрерывная работа котла — 2405 часов.

Рисунок 2.14 — Схема котла с кольцевой топкой

Тепловосприятие экранов в кольцевой топке на 15 — 20% выше, чем в обычных топках. Низкий температурный уровень в ядре факела и в верху топки обеспечивает практически бесшлаковочный режим работы топки, ширмовых и конвективных пароперегревателей.

Котел легко управляем как в стационарных, так и в переходных режимах.

Согласно информации Ново-Иркутской ТЭЦ, выбросы NOx составляют 470 — 550 мг/м3 и принципиально могут быть снижены за счет применения технологических (внутритопочных) мероприятий [49]. Однако исполнение котла с кольцевой топкой в единственном экземпляре в России и мире не позволяет определить данную перспективную технологию в качестве НДТ на текущий момент.

2.1.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов маркерных загрязняющих веществ

2.1.3.1 Технологии, применяемые для снижения выбросов золы твердого топлива

Для очистки дымовых газов от твердых частиц перед их выбросом в атмосферный воздух используются различные золоуловители. Подавляющее количество твердых частиц в продуктах сгорания (как правило, более 99%) составляет летучая зола твердого топлива, которая является маркерным ЗВ (Приложение Б). Кроме нее, в дымовых газах перед золоуловителями в незначительных количествах могут содержаться такие продукты недожога топлива, как коксовые частицы несгоревшего топлива, бенз(a)пирен и сажа, бульшая часть которых вместе с летучей золой удаляются из дымовых газов в золоуловителях.

Батарейные циклоны

В качестве инерционных золоуловителей на ТЭС получили применение циклоны, в которых осаждение твердых частиц происходит за счет центробежных сил при вращательном движении потока.

Газ поступает в циклон тангенциально и движется по окружности в канале, образованном внешней и внутренней цилиндрическими поверхностями циклона. Под действием центробежных сил зола оттесняется к внешней стенке циклона и под действием силы тяжести ссыпается вниз в коническую воронку и далее — в общий бункер. Очищенный газ удаляется через внутренний цилиндр вверх (рисунок 2.15).

Рисунок 2.15 — Принцип работы центробежного циклона

Циклоны, как правило, используются для удаления достаточно крупных частиц золы из дымовых газов. При этом мелкие частицы практически не улавливаются в таких аппаратах. Поэтому циклоны не рекомендуется использовать для очистки газа, содержащего частицы размером менее 5 — 10 мкм или обладающих сильным абразивным действием, а также для очистки газов от частиц слипающейся золы. Эффективность улавливания твердых частиц в циклоне возрастает при увеличении размеров частиц золы, их плотности, скорости газов и уменьшении радиуса циклона.

Для золоочистки больших объемов дымовых газов на ТЭС применяются батарейные циклоны, состоящие из большого количества одиночных циклонных элементов, которые включены параллельно и имеют общий корпус, входной патрубок, газораспределительную камеру, сборную выхлопную камеру, сборный бункер золы, а также выходной патрубок для отвода очищенных газов (рисунок 2.16).

Рисунок 2.16 — Батарейный циклон

Циклонные элементы имеют малый диаметр (внутренний диаметр 40 — 250 мм или 512 мм) и герметично установлены в трубных досках. Они состоят из полых корпусов цилиндрической формы с размещенными на ней входными патрубками и нижней конической части для отвода золы. Вращательное движение потока газа в циклоне обеспечивается посредством специальных устройств безударного входа — винта, розеток, полуулиток.

Эффективность улавливания твердых частиц в батарейных циклонах не превышает 92 — 93%, поэтому они применяются на котлах малой и средней паропроизводительности (паропроизводительностью до 500 т/ч) и как предочистка, при высокой запыленности дымовых газов — на входе в электрофильтр. Гидравлическое сопротивление батарейных циклонов составляет около 1200 Па. И чем выше гидравлическое сопротивление в циклоне, тем больше степень очистки [35].

Достоинствами циклонов являются простота конструкции, относительно невысокая стоимость, надежность работы. Основной их недостаток — низкая эффективность золоулавливания тонких частиц. За рубежом механические циклоны используются только в качестве предварительного обеспыливания в сочетании с другими методами: электрофильтрами или рукавными фильтрами.

Мокрый скруббер

Мокрый способ очистки газов от твердых частиц широко применяется на российских угольных ТЭС.

В зависимости от физико-химических свойств золы и очищаемых газов, от назначения и необходимой степени очистки, разработаны различные типы мокрых золоуловителей, отличающихся принципом действия и конструктивным оформлением. Основная часть мокрых золоуловителей представлена наиболее эффективными аппаратами типа МВ УО ОРГРЭС и МВ-ВТИ (рисунок 2.17), использующими принцип инерционного осаждения взвешенных частиц на каплях распыленной воды при обтекании их запыленным потоком в трубе-коагуляторе Вентури (КВ) в сочетании с каплеуловителем (скруббером) центробежного типа. Установка труб Вентури может осуществляться вертикально (рисунок 2.17, а) или горизонтально (рисунок 2.17, б) - в зависимости от типа аппаратов.

а)	б)
Рисунок 2.17 — Мокрые скрубберы с коагуляторами Вентури:
а) аппарат типа МВ;	б) аппарат типа МС

Труба Вентури включает в себя конфузор, горловину и диффузор. Запыленный газовый поток поступает в конфузор, где происходит ускорение газов с преобразованием части потенциальной энергии газов в кинетическую. При этом частицы золы приобретают значительные скорости. В зону конфузора или горловины с помощью устройства орошения 2 подается вода, которая эффективно диспергируется скоростным газовым потоком.

В трубе Вентури осуществляется процесс осаждения частиц золы на каплях распыленной орошающей воды. Высокой интенсивности этого процесса способствуют распыление воды на большое число мелких капель и наличие значительной разности скоростей частиц и капель в газовом потоке. В диффузоре обеспечиваются восстановление части статического напора и одновременно улавливание частиц каплями воды. Насыщенный каплями с уловленной ими золой газовый поток поступает в центробежный скруббер-каплеуловитель, в котором, вращаясь, движется к выходному патрубку. Внутренняя поверхность корпуса каплеуловителя непрерывно орошается из сопел, установленных по окружности. Струя воды, вытекающая из сопла, направлена в сторону вращения дымовых газов тангенциально к внутренней футерованной поверхности корпуса каплеуловителя и должна смачивать ее без образования брызг. Равномерное распределение воды по отдельным соплам обеспечивается применением распределительного кольца с подводом к нему воды из магистрали.

Возникающая при вращении дымовых газов центробежная сила отбрасывает капли воды, образовавшиеся в трубе Вентури с уловленной ими золой, а также частицы золы, не попавшие в капли воды в трубе Вентури, к орошаемой поверхности каплеуловителя. Большинство капель и частиц достигает водяной пленки, образующейся на поверхности корпуса каплеуловителя, и улавливается ею. Вода с частицами золы стекает по стенке корпуса вниз и через гидравлический затвор сбрасывается в канал гидрозолоудаления.

В отличие от других типов золоуловителей, как мокрых, так и сухих, использующих принцип инерционного осаждения частиц, и в которых фракционная степень очистки газов тем больше, чем крупнее размер частиц, капли распыленной в коагуляторе Вентури (КВ) воды, наоборот, более эффективно улавливают тонкие фракции в характерном для полидисперсной летучей золы диапазоне размеров частиц. В корпусе же скруббера достаточно эффективно улавливаются не только капли воды, но и крупные частицы золы, в результате чего достигаются примерно одинаковые степени очистки газов для различных фракций летучей золы.

Одновременно с улавливанием твердых частиц в мокрых золоуловителях с КВ протекают процессы теплообмена между дымовыми газами и орошающей водой. При этом дымовые газы охлаждаются, а орошающая вода, как в виде капель, так и в виде пленки на стенках коагулятора Вентури и корпуса скруббера, нагревается и частично испаряется, увеличивая влагосодержание очищенных газов. Температура отработавшей воды (пульпы) в таких золоуловителях практически равна температуре точки росы водяных паров. В зависимости от вида сжигаемого топлива температура пульпы колеблется от 45 °C для угля АШ до 68 °C для фрезерного торфа.

Мокрые золоуловители с трубами (коагуляторами) Вентури получили широкое распространение на отечественных электростанциях. Они применяются на котлах паропроизводительностью до 670 т/час. При этом, в зависимости от типа, удельные расходы воды на орошение и электроэнергии составляют соответственно 0,08 — 0,15 л и 1,2 — 2,0 КДж на 1 м3 дымовых газов.

Основными достоинствами этих аппаратов являются относительно небольшие капитальные и эксплуатационные затраты, возможность при ряде условий обеспечить надежность работы на оборотной воде, отсутствие влияния удельного электрического сопротивления (УЭС) золы на эффективность работы, малые габариты.

К недостаткам скрубберов с коагуляторами Вентури можно отнести относительно невысокую эффективность золоулавливания (по результатам анкетирования в диапазоне 92 — 98%) и невозможность получения золы в сухом виде. Их использование сопровождается повышенной коррозией газоходов вследствие брызгоуноса, увеличения влажности и значительного снижения температуры уходящих газов. Существенно ограничивает область применения указанных аппаратов на ТЭС возможность образования минеральных отложений на внутренних поверхностях золоуловителей [34, 35]. Поэтому мокрые золоуловители не рекомендуется применять для топлив, содержащих в составе золы более 15% CaO, и при приведенной сернистости топлива выше 0,03% кг/МДж. Жесткость орошающей воды не должна превышать 15 мг-экв./л.

Эмульгаторы

Эмульгаторы являются еще одним типом мокрых золоуловителей, применяемых на ТЭС. В настоящее время применяются два основных типа эмульгаторов: батарейные II поколения и кольцевые (рисунок 2.18). Конструкция современного батарейного эмульгатора II поколения представлена на рисунке 2.18, а.

Рисунок 2.18, а — Батарейный эмульгатор:

1 — корпус; 2 — патрубок ввода газов; 3 — патрубок вывода газов; 4 — завихритель; 5 — коллектор узла орошения; 6 — лопастной каплеуловитель; 7 — гидрозатвор; 8 — водораспределительные стаканы; 9 — козырьки патрубка ввода газов; 10 — отбойное кольцо; 11 — водораспределительные трубы; 12 — лопасти

Запыленные дымовые газы поступают через патрубок ввода газов 2 в нижнюю часть корпуса 1 и входят в параллельно расположенные орошаемые секции (насадки) завихрителя 4, где они интенсивно закручиваются лопастями 12.

Орошающая вода подается в коллектор 5 и далее, через водораспределительные трубы 11, поступает в водораспределительные стаканы 8, с помощью которых разбрызгивается в параллельных секциях завихрителя 4.

При взаимодействии орошающей воды с закрученным газовым потоком происходит образование пенного вращающегося слоя, который накапливается над лопастями 12. За счет вращения слоя увеличивается его турбулизация, при этом повышаются межфазная контактная поверхность и ее обновляемость. В слое пены с высокоразвитой поверхностью контакта улавливаются мелкие частицы золы, оставшиеся после прохождения газового потока через лопасти 12 секций (насадок) завихрителя 4.

Отработанная жидкость с уловленной золой (пульпа) сливается через лопасти 12 секций завихрителя 4 в сборный бункер в нижней части корпуса и далее удаляется через гидрозатвор 7.

Дымовые газы после очистки в эмульсионном слое поступают в лопастной каплеуловитель 6, где потерявшие вращательную скорость газы дополнительно закручиваются для сепарации из них водяных капель. Оставшиеся на выходе из каплеуловителя несепарированные водяные капли собираются под отбойным кольцом 10 и сливаются через лопасти каплеуловителя для дальнейшего участия в процессе очистки газов.

Батарейные эмульгаторы II поколения внедрены и успешно эксплуатируются на пяти котлах Серовской и Верхнетагильской ГРЭС (эффективность золоочистки 99,5 \div 99,6\% ) и на котлах № 11 — 15 Усть-Каменогорской ТЭЦ (эффективность золоулавливания превышает 99,0%).

Конструкция кольцевого эмульгатора приведена на рисунке 2.18, б.

Рисунок 2.18, б — Кольцевой эмульгатор

1 — корпус; 2 — завихритель; 3 — раскручиватель; 4 — труба орошения; 5 — козырек; 6 — кронштейны; 7 — перфорированная труба (для смыва золы с раскручивателя); 8 — гидрозатвор; 9 — смотровые лючки; 10 — напорный бак; 11 — смывное устройство (для очистки входного газохода); 12 — труба для подвода горячего воздуха; 13 — светильники для освещения объема корпуса; 14 — ремонтный люк; 15 — входной газоход; 16 — выходной газоход

Запыленные газы через тангенциальный вход поступают в нижнюю часть корпуса 1 под завихритель 2 и через него входят в закрученном виде в верхнюю часть корпуса. По трубе орошения 4 на тарелку завихрителя 2 подается орошающая вода, образуя вращающуюся ванну жидкости. При определенной скорости газа жидкость в виде пленки и струй начинает срываться с тарелки и смешиваться с дымовыми газами, образуя газожидкостную эмульсию, которая со временем накапливается в пристенной зоне корпуса непосредственно над завихрителем 2. При выходе на стационарный режим возникает противоток газ-жидкость, и пульпа с уловленной золой сливается под действием силы тяжести на коническое днище корпуса, откуда через гидрозатвор 8 удаляется в канал ГЗУ. Дымовые газы после промывки в эмульсионном слое, продолжая вращательное движение в объеме над завихрителем, проходят через раскручиватель 3, где дополнительно подкручиваются. За счет этого вращения капли пульпы, образуемые при всхлопывании пузырей на верхней границе эмульсионного слоя и вылетающие из него под действием центробежных сил, сепарируются на стенку скруббера до козырька 5. За счет высокого уровня тепло- и массообмена между жидкостью и газом во вращающемся пенном слое (режим инверсии фаз) с высокой эффективностью улавливаются твердые частицы (зола, пыль). Очищенные от твердых частиц и капель газы удаляются из эмульгатора в выходной газоход 16.

Определяющими для данного устройства факторами эффективности очистки газов являются высота и равномерность распределения слоя эмульсии над завихрителем. Повышенное давление во вращающемся пенном (эмульсионном) слое за счет действия центробежных сил обусловливает устойчивое существование только мелких пузырей пены, что многократно увеличивает поверхность контакта фаз и интенсифицирует процессы тепло- массообмена, чему также способствует противоточное движение газа и жидкости. Примерный расход орошающей жидкости составляет 0,2 л/м3 газа.

Очищенные газы имеют температуру 40 — 50 °C и относительную влажность, близкую к 100%, поэтому для исключения образования конденсата на стенках газохода, в дымососе и дымовой трубе и предотвращения коррозии в газоход между эмульгатором и дымососом подается горячий воздух со второй ступени воздухоподогревателя, который повышает температуру очищенных газов [33 - 36].

Примером успешного применения кольцевых эмульгаторов для очистки дымовых газов ТЭС является проведенная в 2005 — 2009 годах замена мокрых скрубберов Южноуральской ГРЭС на кольцевые эмульгаторы. В результате эффективность золоулавливания поднялась до 99,5 — 99,7%.

Достоинствами эмульгаторов являются:

• высокая эффективность очистки дымовых газов (по результатам анкетирования в диапазоне 98,3 — 99,5%);
• малые габариты;
• относительно невысокая стоимость (эмульгатор примерно в 2 раза дешевле, чем ЭФ для одинаковых условий работы и эффективности очистки);
• высокая эффективность улавливания тонких частиц.

К недостаткам эмульгаторов относятся:

• невозможность получения сухой золы;
• чувствительность к изменению режимов работы котла;
• брызгоунос, приводящий к появлению коррозии и отложений в газоходах и дымовой трубе;
• необходимость подогрева выходящих из эмульгатора дымовых газов;
• невозможность использования эмульгаторов при содержании CaO в золе более 10%.

Электрофильтры

Наиболее эффективными отечественными золоуловителями на ТЭС являются электрофильтры. Современные ЭФ по большей части используются крупными котельными установками (от 300 МВт) и могут эксплуатироваться в широком диапазоне давлений (под давлением или под разрежением) и пылевой нагрузки (свыше 70 г/м3). Степень очистки газов от твердых частиц в ЭФ достигает 99 — 99,9% при гидравлическом сопротивлении не более 200 Па.

Конструктивно электрофильтр (рисунок 2.19) состоит из корпуса 1, газораспределительных решеток 6, бункера 2 для сбора уловленной золы, ряда плоских осадительных электродов 3, формирующих проходы для движения дымовых газов. По центру каждого прохода расположены коронирующие электроды 4, питаемые постоянным током высокого напряжения. Они подвешиваются на опорно-проходных изоляторах 5 и размещаются на равных расстояниях друг от друга (160 — 200 мм по ходу газов) по осевой линии между осадительными электродами. Осадительные электроды выполняются из пластин спецпрофиля, закрепляются на балках подвеса и заземляются. Ширина межэлектродного промежутка (расстояние между соседними осадительными электродами) H0 — 250 — 500 мм.

Рисунок 2.19 — Конструкция электрофильтра

Процесс улавливания пылевых частиц в любых электрофильтрах состоит из трех последовательных стадий: зарядки взвешенных твердых частиц, осаждения заряженных частиц на электродах и удаления осажденного материала в бункер.

Принцип работы ЭФ заключается в следующем. Запыленный газ движется в каналах, образованных осадительными электродами, между которыми на определенных расстояниях располагаются коронирующие электроды (рисунок 2.20). Обычно ширина межэлектродного промежутка (расстояние между соседними осадительными электродами) составляет 250 — 500 мм.

Рисунок 2.20 — Принцип работы электрофильтра

К коронирующим электродам подводится высокое напряжение отрицательной полярности, а осадительные электроды заземляются. В зависимости от межэлектродного расстояния и физико-химических свойств золы и дымового газа величина напряжения составляет 30 — 100 кВ. При напряженности электрического поля выше определенного значения Eк (так называемого критического значения) происходит ионизация дымовых газов вблизи коронирующих электродов, сопровождающаяся зажиганием коронного разряда. Коронный разряд не распространяется на весь промежуток, а затухает по мере уменьшения напряженности электрического поля в направлении осадительного электрода.

Газовые ионы различной полярности и электроны, образующиеся в зоне коронного разряда, под действием сил электрического поля движутся к разноименным электродам, вследствие чего в межэлектродном пространстве возникает электрический ток, называемый током короны. Твердые частицы, на которых адсорбируются ионы, приобретают электрический заряд и движутся по направлению к электродам под действием сил электрического поля. При этом основная масса частиц заряжается отрицательно, так как положительные ионы, образующиеся вблизи коронирующих электродов, под действием сил электрического поля уходят на эти электроды, не успевая адсорбироваться на поверхности частиц золы. Таким образом, основное количество частиц золы осаждается на осадительных электродах, а незначительная часть — на коронирующих.

Через определенные промежутки времени с помощью ударного или импульсного механизма происходит встряхивание электродов. Под действием силы тяжести частицы золы падают в бункер, находящийся под осадительными электродами, из которого зола транспортируется на склад или золоотвал.

При увеличении напряженности электрического поля выше Eкр ток короны увеличивается и эффективность золоулавливания возрастает. Однако, при определенном значении Eпр (пробойная напряженность) происходит дуговой либо искровой пробой межэлектродного промежутка. Таким образом, при очистке дымовых газов в ЭФ необходимо выполнение условия:

Eкр < E < Eпр.

Применяемые в настоящее время на ТЭС электрофильтры имеют горизонтальную конструкцию, преимущество которой состоит в том, что достижение высокой эффективности обеспечивается несколькими отдельными электрическими полями, которые можно легко расположить последовательно. Число полей зависит от требуемой общей эффективности и обычно составляет 3 — 5. Кроме разбиения ЭФ на электрополя по длине, каждое электрополе часто делят на секции по ширине [34, 35].

ЭФ по конструкции делятся на несколько групп:

• по направлению потока: горизонтальные и вертикальные;
• по числу последовательно расположенных полей: на однополевые (n = 1) и многополевые (n = 2 — 5);
• по числу параллельно включенных аппаратов: на односекционные и многосекционные (в основном 2; 4).

Вид двухсекционного трехпольного электрофильтра представлен на рисунке 2.21.

Рисунок 2.21 — Двухсекционный трехпольный электрофильтр:

1 — корпус; 2 — газораспределительная решетка; 3 — осадительный электрод; 4 — механизм встряхивания осадительных электродов; 5 — коронирующий электрод; 6 — рама подвеса коронирующих электродов; 7 — механизм встряхивания коронирующих электродов; 8 — привод встряхивания осадительных электродов; 9 — привод встряхивания коронирующих электродов; 10 — токоподвод; 11 — вибратор; 12 — опора

Электрофильтры имеют следующие достоинства:

• возможность получения уловленной золы в сухом виде;
• низкое гидравлическое сопротивление (не более 0,4 кПа);
• надежность работы и простота обслуживания;
• возможность обработки больших объемов дымовых газов (до 1 000 000 м3/ч);
• низкие эксплуатационные затраты.

Недостатками электрофильтров являются:

• невысокая степень улавливания тонких частиц;
• зависимость эффективности золоулавливания от УЭС золы;
• возможность снижения эффективности работы при изменении состава угля.

В таблице 2.1 приведены технические характеристики некоторых отечественных электрофильтров.

Таблица 2.1

Эффективность очистки дымовых газов ТЭС электрофильтрами

Рукавные фильтры для очистки дымовых газов

Принцип работы рукавных фильтров заключается в фильтрации запыленных газов через пористую перегородку из фильтровальной ткани, изготовленной из тонких нитей диаметром 100 — 300 мкм.

При фильтрации через пористый материал твердые частицы с диаметром, превышающим диаметр сквозных пор этого материала, задерживаются на его поверхности, образуя слой уловленных частиц. В дальнейшем фильтрация газов происходит и через этот слой, который может задерживать более мелкие частицы. Уловленные частицы периодически удаляются с поверхности фильтрующего материала продувкой очищенных дымовых газов через этот материал в обратном направлении или путем механического воздействия на слой ударной волны воздуха от специального импульсного источника. Соответственно, по способу удаления пылевого слоя рукавные фильтры разделяют на фильтры с обратной продувкой (ФРО) и фильтры с импульсной регенерацией (ФРИР). В ФРО, по сравнению с ФРИР, меньше затраты на оборудование системы продувки и на рукава. Однако габариты фильтров ФРО при очистке одинаковых объемов загрязненных газов значительно превосходят габариты ФРИР. Поэтому в энергетике, где требуется очистка больших объемов дымовых газов, как правило, применяются ФРИР (рисунок 2.22) [33 - 36].

Рисунок 2.22 — Рукавный фильтр с импульсной регенерацией

Устройство и принцип действия одной камеры (секции) рукавного фильтра показаны на рисунке 2.23. Фильтр выполняется в многокамерном исполнении. Число рукавов в одной камере может составлять от нескольких десятков до 100 и более.

Рисунок 2.23 — Схема работы рукавного фильтра:

а) очистка газов; б) регенерация фильтра сжатым воздухом

Преимуществами рукавных фильтров по сравнению с другими золоуловителями являются высокая степень очистки дымовых газов (концентрация золы на выходе современных образцов не превышает 10 — 20 мг/м3) и независимость эффективности очистки от удельного электрического сопротивления улавливаемой золы.

К их недостаткам относятся высокие эксплуатационные затраты и повышенное гидравлическое сопротивление (до 2000 Па). Несмотря на это, рукавные фильтры являются основным типом золоуловителей, применяемых в зарубежных развитых странах на ТЭС, поскольку обеспечивают концентрацию твердых частиц на выходе из аппарата до 10 мг/м3.

В России рукавные фильтры установлены на двух ТЭС, сжигающих экибастузский уголь: на Рефтинской ГРЭС и Омской ТЭЦ-5. На Рефтинской ГРЭС для очистки дымовых газов энергоблоков № 4 и № 5 мощностью 300 МВт применяются два рукавных фильтра фирмы «Альстом», а на блоке № 7 мощностью 500 МВт используется один рукавный фильтр фирмы «Клайд Бергеманн». Рукавный фильтр фирмы «Люхр Фильтр» установлен на котле мощностью 150 МВт Омской ТЭЦ-5 [35].

Опыт применения рукавных фильтров для улавливания высокоомной золы высокозольных экибастузских углей представляет особый интерес для российских ТЭС, что является основанием для включения данных золоуловителей в информационно-технический справочник как НДТ.

Согласно оценкам, капитальные затраты на внедрение рукавных фильтров несколько ниже, чем на внедрение электрофильтров. В то же время эксплуатационные затраты больше, чем у электрофильтров, в связи с необходимостью периодической замены фильтровальных картриджей (рукавов) и их более высоким сопротивлением.

Двухступенчатые золоуловители

Наибольшей проблемой для энергоблоков угольных ТЭС является очистка продуктов сгорания высокозольных углей и углей с неблагоприятными электрофизическими свойствами золы (таких, как Экибастузский, Кузнецкий, Нерюнгринский) от летучей золы до уровня технологических показателей. На некоторых российских (Новочеркасская ГРЭС, Омские ТЭЦ-4 и 5) и зарубежных ТЭС для снижения выбросов золы твердого топлива применяются двухступенчатые золоуловители.

В качестве первой ступени обычно применяются батарейные циклоны, а второй — электрофильтры. Это дает возможность предварительно удалить самые крупные золовые частицы и продлить срок эксплуатации электрофильтра.

Комбинация мокрого скруббера с трубой Вентури в качестве первой ступени и электрофильтра в качестве второй позволяет не только удалить самые крупные фракции золы, но и организовать влажностное кондиционирование потока дымовых газов перед электрофильтром. Это уменьшает электрическое сопротивление слоя золы, осаждающейся на электродах электрофильтра, и увеличивает эффективность улавливания высокоомной золы за счет снижения эффективности или предотвращения образования обратной короны. Однако, опыт использования мокрого скруббера с коагулятором Вентури перед электрофильтром, как правило, приводил к коррозии электродов.

Более эффективной является технология двухступенчатой сухой комбинированной золоочистки газов методом электростатического осаждения с последующей фильтрацией. В первой ступени используется электрический фильтр, который одновременно служит для зарядки частиц золы и предочистки. Вторая ступень — рукавный фильтр, для окончательной очистки дымовых газов (рисунок 2.24). Это позволяет интенсифицировать процессы очистки в обеих ступенях и сократить габариты оборудования.

Рисунок 2.24 — Принцип действия комбинированного двухступенчатого золоуловителя (ЭФ + рукавные фильтры)

Достоинством данных комбинированных золоуловителей является экономия средств на реконструкцию ранее установленных электрофильтров с внедрением рукавных фильтров для достижения более жестких экологических нормативов (30 — 50 мг/м3) путем сохранения существующей структуры (части полей, конструктивных элементов).

По сравнению с электрофильтрами, аппараты с комбинированной очисткой позволяют значительно снизить выбросы тонких частиц, исключают проскок частиц и их вторичный унос, эффективно улавливают золы с высоким удельным электрическим сопротивлением (УЭС) и имеют меньшие габаритные размеры. Эффективность улавливания частиц размером 0,01 — 50 мкм составит 99,99%.

Кроме того, в таких комбинированных золоуловителях увеличивается срок службы рукавов по сравнению с обычным рукавным фильтром и появляется возможность отбора сухой золы по фракциям для ее дальнейшей коммерческой утилизации.

Технология двухступенчатой очистки дымовых газов от золы твердого топлива может быть особенно востребована при реконструкции действующих российских ТЭС ввиду отсутствия необходимой площади для размещения электрофильтров требуемых размеров, а также в случае, когда неблагоприятные электрофизические свойства золы вынуждают устанавливать электрофильтры из большого количества электрических полей.

2.1.3.2 Технологии, применяемые для снижения выбросов оксидов азота

Умеренный контролируемый недожог топлива

Сжигание топлива с малым избытком воздуха позволяет снизить как термические, так и топливные оксиды азота, поэтому это мероприятие может быть применено при сжигании любого вида органического топлива.

Суть данного малозатратного способа сжигания состоит в снижении содержания кислорода в зоне активного горения за счет уменьшения количества организованно подаваемого в топку котла воздуха до появления умеренного недожога. Умеренным считается такой химический недожог, при котором фактическое содержание CO в продуктах сгорания не превышает 200 мг/м3, которое необходимо контролировать с помощью инструментальных средств непрерывных измерений. Уменьшение \alpha ниже определенного критического уровня \alpha_{\text{кр}} приводит к резкому увеличению химического недожога топлива и возрастанию выбросов монооксида углерода CO и бенз(a)пирена (рисунок 2.25).

Рисунок 2.25 — Снижение выхода оксидов азота в результате реализации умеренного контролируемого недожога

Поэтому перед внедрением данного мероприятия обычно производят уплотнение топки, поверку приборов и устранение перекосов в топливовоздушных трактах. Для большинства отечественных пылеугольных котлов предельный коэффициент избытка воздуха в горелках равен 1,15. При этом достигается снижение выхода оксидов азота на 15 — 30%, а также некоторое увеличение КПД котла до 0,5% за счет снижения потерь с уходящими газами [33, 37].

Нестехиометрическое сжигание

При нестехиометрическом сжигании в топочной камере организуются две раздельные зоны горения — восстановительная (с избытком воздуха \alpha<1 ) и окислительная (с избытком воздуха \alpha более, чем на выходе из топки) при сохранении традиционных избытков воздуха на выходе из топки. В этом случае в восстановительной зоне происходит подавление образования термических и топливных оксидов азота из-за недостатка кислорода, а в окислительной зоне образование термических NOx сдерживается в результате снижения температуры горения за счет больших избыточных объемов воздуха.

Нестехиометрическое сжигание топлива в топках котлов реализуется путем разбаланса топливовоздушного соотношения в горелочных устройствах или по ярусам горелок. Для этого осуществляется перераспределение подачи воздуха или топлива по горелочным устройствам (рисунок 2.26). На практике существует большое разнообразие возможных схем организации нестехиометрического сжигания, выбор которых зависит от габаритов топки, типа и числа горелочных устройств [29].

Рисунок 2.26 — Примеры организации топливовоздушного разбаланса при нестехиометрическом сжигании

а) за счет разбаланса воздуха; б) за счет разбаланса топлива

Внедрение способа нестехиометрического сжигания твердого топлива позволяет снизить выбросы оксидов азота на 20 — 35%. При соответствующей наладке его установка на действующих котлах не приводит к ухудшению технико-экономических показателей.

Преимуществами данного способа сжигания являются простота реализации на действующих котлах, независимо от конструкций топочной камеры и горелочных устройств без проведения их реконструкции и замены тягодутьевых машин, а также отсутствие дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат.

Двухступенчатое сжигание

Одним из наиболее эффективных и универсальных технологических мероприятий, подавляющих эмиссию оксидов азота при сжигании всех видов топлива, является двухступенчатое сжигание. При двухступенчатом сжигании через основные горелки в топочную камеру подается топливо с недостатком воздуха (\alpha<1) , а остальная (необходимая для полного сгорания топлива) часть воздуха подается далее по факелу через специальные сопла, шлицы или отключенные по топливу горелки верхних ярусов.

Уменьшение избытка воздуха на начальном участке факела обеспечивает снижение выхода термических и топливных оксидов азота за счет недостатка свободного кислорода. Во второй ступени подавление образования NOx происходит вследствие низкого уровня максимальных температур в факеле на стадии дожигания.

Существует довольно много схем реализации двухступенчатого сжигания. Простейшей из них является организация воздушного дутья над основными горелками (рисунок 2.27). Реализация ступенчатого сжигания с установкой дополнительных сопел вторичного дутья, как правило, не требует значительных средств. Капитальные затраты сводятся к затратам на ограниченную реконструкцию экранных панелей, установку сопел и подвод дополнительных коробов горячего воздуха с регулирующими шиберами. Для этих же целей можно использовать и сопла сбросного воздуха.

Рисунок 2.27 — Организация двухступенчатого сжигания с подачей воздуха над основными горелками

При многоярусной компоновке горелок (Zяр >= 2) для воздушного дутья могут использоваться все или несколько горелочных устройств верхнего яруса, которые полностью отключаются по топливу. Такой способ характеризуется простотой и отсутствием капитальных затрат на его реализацию. Однако, его можно реализовать лишь при достаточном запасе по производительности горелочных устройств.

Реализация двухступенчатого сжигания на действующих котлах в большинстве случаев сопровождается затягиванием процесса горения топлива и повышением температуры продуктов сгорания на выходе из топочной камеры на 20 — 60 °C.

К настоящему времени накоплен большой опыт промышленного использования двухступенчатого сжигания на различных котлах. В зависимости от вида сжигаемого топлива, способа и условий реализации, снижение выбросов NOx для данного внутритопочного мероприятия может достигать от 15 — 25% до 40 — 50% на пылеугольных и до 60 — 75% — на газомазутных котлах [29, 33].

Двухступенчатое сжигание не рекомендуется внедрять на котлах СКД, сжигающих сернистые топлива, в связи с интенсификацией высокотемпературной сульфидной коррозии экранов НРЧ в зоне с недостатком воздуха (\alpha<1) .

Трехступенчатое сжигание

Для котлов сверхкритического давления (СКД), где двухступенчатое сжигание, как правило, неприемлемо из-за возможности появления высокотемпературной сульфидной коррозии экранных панелей НРЧ, возможно использование трехступенчатого сжигания (за рубежом известно под названием Reburning Technology). Оно может внедряться и на котлах ДКД.

При трехступенчатом сжигании основное количество топлива (75 — 90%) сжигается в нижней части топки (первая ступень) с пониженными избытками воздуха, близкими к стехиометрическому значению \alpha_{I} \geq 1,0 ( \alpha_{I} = 1,0 - 1,03 — для газа и мазута и \alpha_{I} = 1,0 - 1,1 — для твердых топлив) (рисунок 2.28). Это подавляет образование топливных и термических оксидов азота в данной зоне.

Рисунок 2.28 — Схема реализации трехступенчатого сжигания

Практическая реализация метода трехступенчатого сжигания возможна лишь при наличии нескольких ярусов горелок в топках котлов как с твердым, так и с жидким шлакоудалением. Для усиления эффективности снижения выбросов оксидов азота и уменьшения недожога топлива на пылеугольных котлах при реализации трехступенчатого сжигания во вторую (восстановительную) ступень вместо твердого топлива подается природный газ в количестве 10 — 25% по теплу.

Организация трехступенчатого сжигания твердого топлива обеспечивает снижение выбросов оксидов азота на 40 — 60%.

Затраты на реализацию классической схемы являются довольно значительными. Поэтому, кроме классической, в ряде случаев используются упрощенные схемы трехступенчатого сжигания, появление которых было вызвано стремлением к уменьшению объема реконструкции. Такие схемы внедрены на котле ПК-24 Иркутской ТЭЦ-10 при сжигании азейского бурого угля, на котле ТП-230 Ступинской ТЭЦ-17 Мосэнерго, сжигающем подмосковный бурый уголь с ТШУ [29, 34].

При внедрении упрощенной схемы достигается снижение выбросов NOx примерно в 1,5 раза. Затраты на реализацию незначительно превосходят обычные затраты на проведение капитального ремонта котла.

Рециркуляция продуктов сгорания в зону горения

Рециркуляция дымовых газов — это возврат части продуктов сгорания, отбираемых за водяным экономайзером, обратно в топочную камеру. Это обеспечивает снижение температуры факела и выравнивание температурных полей.

В результате происходит подавление образования термических оксидов азота. Выход же топливных NOx снижается незначительно, только благодаря снижению действующих концентраций.

Максимальный эффект достигается при вводе продуктов сгорания вместе с воздухом или по отдельным каналам горелок. При сжигании твердых топлив ввод газов рециркуляции в количестве 10 — 15% снижает выход оксидов азота на 10 — 20% в топках с ТШУ и до 30% в топках с ЖШУ. Дальнейшее повышение степени рециркуляции приводит к незначительному дополнительному снижению выхода NOx при одновременном ухудшении экономичности установки и возрастанию потерь с химическим недожогом.

Малоэмиссионные горелки

Применение современных малоэмиссионных горелок позволяет существенно снизить выход оксидов азота при одновременном повышении эффективности использования органического топлива. Применение современных конструкций горелочных устройств дает возможность осуществить комплекс технических решений, обеспечивающих подавление образования, а в отдельных случаях — и восстановление уже образовавшихся оксидов азота.

Уменьшение образования оксидов азота достигается снижением максимальных температур в ядре горения и организацией ступенчатого сжигания топлива. Это обеспечивается сжиганием топлива при минимально возможной доле первичного воздуха, торможением подмешивания богатого кислородом вторичного воздуха, интенсификацией тепло- и массообмена между факелом и топочными газами.

В настоящее время разработано большое число разнообразных конструкций вихревых и прямоточных горелок, обеспечивающих значительное снижение выбросов NOx. При этом снижение выбросов оксидов азота составляет 30 — 50% [33 - 35].

Установки азотоочистки по технологии селективного некаталитического восстановления оксидов азота аммиаком (СНКВ)

Технология селективного некаталитического восстановления оксидов азота (СНКВ) нашла широкое применение в мировой практике как эффективный путь ограничения выбросов оксидов азота NOx и потому была включена в европейский справочник (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants) в качестве одной из НДТ. Технология СНКВ относится ко вторичным мероприятиям, реализующим удаление загрязняющих веществ из продуктов сгорания после завершения процесса сгорания топлива.

Первые установки по очистке дымовых газов от оксидов азота по технологии селективного некаталитического восстановления оксидов азота аммиаком (СНКВ) были введены в эксплуатацию в 1984 году на двух энергетических котлах ТП-87, ст. № 7, № 8 Тольяттинской ТЭЦ [38].

На основе опыта, полученного на котлах ТП-87, в 2011 году была разработана и внедрена полномасштабная установка СНКВ на энергоблоке № 3 мощностью 330 МВт Каширской ГРЭС. В качестве восстановителя в этой установке вместо аммиачной воды был использован карбамид. Применение карбамида (не является токсичным соединением), по сравнению с аммиаком, существенно снижает стоимость сооружения установки СНКВ и позволило решить ряд серьезных проблем, связанных с размещением на территории объекта аммиачного хозяйства, повысить надежность и безопасность эксплуатации установки СНКВ. Эксперименты, проведенные в процессе пусконаладочных работ, показали перспективность применения технологии на пылеугольных котлах большой мощности. Эффективность улавливания оксидов азота в данной установке при номинальной нагрузке котла составила 51% [39].

По своему назначению оборудование СНКВ-установки разделено на три основных технологических узла:

• узел хранения реагента;
• узел приготовления восстановительной смеси;
• узел раздачи восстановительной смеси по сечению котла (при проектировании установки могут быть разработаны, в зависимости от условий, различные варианты ввода смеси в дымовые газы).

Концептуально технологическая схема установки СНКВ приведена на рисунке 2.29.

Рисунок 2.29 — Принципиальная схема установки СНКВ с применением карбамида:

1 — бункер хранения карбамида; 2 — бак приготовления раствора карбамида; 3 — бак расходный; 4 — питатель винтовой; 5 — смеситель; 6 — насос перекачивающий; 7 — насос-дозатор; 8 — устройство для распределения восстановительной смеси в дымовых газах котла при температуре 900 \div 1100^{\circ}C ; 9 — шибер отсечной

Разработанная технология пригодна для всех видов топлив. В отличие от топочных технологий, установки СНКВ могут быть полностью автоматизированы, что позволяет обеспечить заданный выброс NOx даже при нештатном режиме эксплуатации котла. Использование технологии СНКВ не осложняется выбросами других загрязняющих веществ (закись азота, окись углерода, бенз(a)пирен), что характерно для целого ряда топочных технологий.

Вместе с тем, чрезмерное количество реагента может вызвать проскок аммиака NH3 с дымовыми газами, который относится к 4-му классу опасности. Кроме того, не полностью прореагировавший аммиак при сжигании сернистых топлив может вступать в реакцию с присутствующим в продуктах сгорания сернистым ангидридом SO3 с образованием бисульфата (гидросульфата) аммония NH4HSO4 и сульфата аммония (NH4)2SO4, которые в виде стекловидной массы могут откладываться на низкотемпературных конвективных поверхностях нагрева.

На практике оптимальное значение подаваемого аммиака контролируется при условии, что проскок аммиака не превышает 10 — 15 мг/м3 [38, 39].

Применимость и эффективность СНКВ могут быть ограничены в случае котлов с переменной нагрузкой или с переменным качеством топлива. Для решения этой проблемы может применяться использование нескольких уровней впрыска реагента.

Разработанные технологические решения по применению технологии СНКВ на энергетических котлах позволили:

• обеспечить эффективность очистки дымовых газов от оксидов азота 40 — 60% в широком интервале паровых нагрузок котла;
• оптимизировать технологическую схему установки, которая может быть использована при проектировании установок СНКВ для большинства типов котлов;
• спроектировать и опробовать несколько типов конструкций устройств для раздачи восстановительной смеси в оптимальной температурной зоне (900 — 1100 °C), обеспечивающих заданное распределение реагента по сечению;
• определить экономические показатели и удельные затраты установки СНКВ при их реализации на действующих пылеугольных котлах (таблица 2.3).

Таблица 2.3

Экономические показатели и удельные затраты установки СНКВ при их реализации на действующих пылеугольных котлах

Данный метод целесообразно применять в совокупности с другими технологическими мероприятиями, направленными на снижение образования оксидов азота, тогда эффективность очистки газов от NOx может достигать 85%.

2.1.3.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов оксидов серы

При сжигании сернистых углей мокрые золоуловители могут применяться не только для очистки дымовых газов от мелкодисперсной золы, но и как аппараты сероочистки без значительных капитальных затрат. В этом случае в качестве воды для орошения дымовых газов используют частично осветленную щелочную воду из бака-выщелачивателя (рисунок 2.30, а), что позволяет обеспечить степень улавливания диоксида серы SO2 до 30% [29].

Применение скруббера Вентури по двойному щелочному способу позволяет повысить эффективность связывания SO2 до 50%. Для этого в качестве сорбента используется смесь щелочных соединений золы с добавкой реагента (раствор гашеной извести). С этой целью скруббер оснащается специальными форсунками для подачи раствора сорбента и брызгоуловителем на выходе (рисунок 2.30, б).

Рисунок 2.30 а, б — Реализация сероочистки дымовых газов в мокрых скрубберах Вентури

При совмещении процессов золо- и сероулавливания в одном скруббере эффективность улавливания летучей золы повышается не менее, чем до 98%. Стоимость реконструкции действующих скрубберов существенно ниже любых применяемых технологий сероочистки при сопоставимой эффективности сероулавливания. Способ применим при невысокой концентрации твердых частиц в дымовых газах [33, 34].

Аналогичным образом для сероочистки дымовых газов могут использоваться батарейные и кольцевые эмульгаторы. При прочих равных условиях степень сероочистки в кольцевых эмульгаторах будет несколько выше, чем в батарейных, за счет фильтрации газов через больший объем вспененной золопульпы [51].

Степень сероочистки газов в мокрых золоуловителях возрастает с увеличением содержания CaO в составе золы.

2.1.4 Обращение с золошлаками

Основная функция систем золошлакоудаления угольных ТЭС — надежное удаление из котельной установки твердой негорючей части твердого топлива — золошлаков. В зависимости от выбора способа конечного удаления золошлаков в функцию системы может входить отпуск золошлаков внешним потребителям при их наличии и/или хранение невостребованной части золошлаков с учетом требований экологической и промышленной безопасности [36].

К системам золошлакоудаления предъявляются следующие требования:

• надежность удаления золошлаков для обеспечения работы генерирующего оборудования;
• минимальное потребление энергетических ресурсов, воды, земли;
• промышленная и экологическая безопасность, приемлемый уровень рисков аварий и потенциального ущерба, минимальный уровень воздействий на окружающую среду;
• минимальные капитальные и эксплуатационные затраты.

Системы золошлакоудаления могут включать в себя, в зависимости от потребностей конкретных ТЭС, взаимосвязанные технологические участки, выполняющие следующие отдельные функции:

• участок внутреннего шлакоудаления — выполняет отбор шлака из-под котлов, измельчение, транспортировку в пределах котельных отделений и передачу его в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления шлака;
• участок внутреннего золоудаления — выполняет функцию отбора золы от золоуловителей и ее транспортировку в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления золы;
• участок временного накопления шлака, который может включать накопители шлака и оборудование для его отгрузки потребителям или в места постоянного хранения;
• участки временного накопления и отгрузки сухой золы потребителям;
• участки внешнего транспорта золы и шлака до мест постоянного хранения или захоронения;
• золошлакохранилища — сооружения для хранения невостребованной части золы и шлаков совместно или по отдельности;
• участки отгрузки золошлаков с золошлакохранилищ.

На каждой конкретной ТЭС состав системы обращения с золошлаками определяется местными условиями, объемами образования и свойствами золошлаков, потребностями в отгрузке золошлаков или их отдельных компонентов внешним потребителям.

На российских ТЭС применяются механические, гидравлические, пневматические и комбинированные системы золошлакоудаления. Выбор типа системы золошлакоудаления (ЗШУ) определяется:

• технологическими особенностями энергетического производства (вид выводимого шлака из топки котла, способ очистки дымовых газов, расход и свойства золы и шлака, необходимость использования и наличие достаточного количества воды);
• возможностью организации сбыта золошлаков или их отдельных фракций для утилизации сторонними организациями;
• климатическими условиями мест для размещения ЗШХ, их удаленностью от промплощадки ТЭС и рельефом местности для транспорта невостребованной части золошлаков на ЗШХ;
• требованиями по надежности и экономичности работы системы ЗШУ.

Наиболее распространенной на российских угольных ТЭС являются системы ЗШУ совместного внешнего удаления золы и шлака с оборотным водоснабжением и отгрузкой ЗШО из карт ЗШХ в автомобильный и/или железнодорожный транспорт, блок-схема которой представлена на рисунке 2.31 [36].

Рисунок 2.31 — Блок-схема традиционной системы ГЗУ ТЭС при совместном транспортировании золы и шлака на ЗШХ и отгрузке ЗШО из карт ЗШХ автомобильным и ж/д транспортом

На некоторых ТЭС эксплуатируются системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием и отгрузкой золы и шлака (рисунок 2.32). В таком случае на оперативном шлакохранилище создаются узлы отгрузки шлака, а также могут размещаться установки по обезвоживанию шлака и насосная станция возврата осветленной воды в случае необходимости. Оперативные шлакохранилища могут располагаться как на промплощадке ТЭС, так и за ее пределами.

Рисунок 2.32 — Блок-схема системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием и отгрузкой золы и шлака

Чисто пневматические системы ЗШУ на российских ТЭС не применяются.

Пневмогидравлические (комбинированные) системы ЗШУ чаще всего применяются на ТЭС, оснащенных сухими золоуловителями. В 70-х годах XX века преимущественно на блочных ТЭС России было начато сооружение установок по отгрузке сухой золы (УОСЗ) потребителям. Нормами технологического проектирования ВНТП-81 на ТЭС с сухими золоуловителями предусматривается внутристанционное пневмогидравлическое золоудаление: зола из-под золоуловителей собирается пневмосистемами в промежуточный бункер и далее транспортируется в УОСЗ по пневмозолопроводам (ПЗП) или, при отсутствии потребителей сухой золы, подается по каналам ГЗУ в насосную станцию, откуда совместно со шлаком в виде пульпы транспортируется на ЗШХ. Потребителям сухая зола может отгружаться непосредственно из промежуточных бункеров и/или со склада сухой золы. При этом на ЗШХ также могут сооружаться узлы отгрузки гидратированных ЗШС потребителям.

Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ представлена на рисунке 2.33 [40].

Рисунок 2.33 — Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ

Внутреннее шлакоудаление

В настоящее время на российских угольных ТЭС в пылеугольных энергетических котлах применяются гидравлические системы внутреннего шлакоудаления. При использовании гидравлического шлакоудаления шлак из котла поступает в дробилки, где он измельчается, и дробленый шлак сбрасывается в самотечные каналы с побудительными соплами и в виде шлаковой пульпы подается в багерную насосную станцию. На энергоблоке № 1 Березовской ГРЭС применяется полувлажная технология шлакоудаления, в которой для транспортировки шлака используется лотковый скребковый транспортер с водяной ванной. В малых котельных используются механические системы ЗШУ.

Внутреннее золоудаление

В качестве установок внутреннего транспорта золы в российской энергетике используются:

• установки гидротранспорта;
• самотечные установки;
• аэрожелоба;
• вакуумные установки;
• низконапорные установки со струйными насосами;
• высоконапорные установки с пневмовинтовыми и пневмокамерными насосами;
• двухступенчатые пневмотранспортные установки.

Установки внутреннего гидротранспорта золошлаков включают золосмывные аппараты (ЗСА, «чайники») под бункерами золоуловителей или промбункерами и каналы с побудительными соплами, которые предназначены для транспортировки золовой пульпы (или совместного золовой и шлаковой пульпы) в приемную емкость багерной насосной станции. Эта технология применяется на российских ТЭС наиболее широко.

Самотечные установки сбора и отгрузки сухой золы применяются для отгрузки сухой золы в транспортные средства непосредственно в зольных помещениях ТЭС из промбункеров под золоуловителями, если это возможно по условиям компоновки золоуловителей. Известен опыт эксплуатации таких установок с отгрузкой в автоцементовозы и/или в железнодорожные хопперы производительностью до 300 тысяч тонн сухой золы в год. Такие установки, как правило, ограничены по максимальной производительности, но могут обеспечить отгрузку сухой золы потребителям в объеме до 100% от общего выхода и могут быть частью системы ПЗУ в случае их экономической целесообразности.

Аэрожелоба, применяемые для подачи золы из бункеров золоуловителей в промбункера, представляют собой низконапорные устройства для транспортировки сухой золы в псевдоожиженном состоянии от бункеров золоуловителей до промежуточных сборных бункеров. Работают достаточно надежно и эффективно при соблюдении следующих ограничений:

• длина не более 25 м без узлов пересыпки и наличие уклона;
• неприменимы для транспортировки высококальциевых зол из-за быстрого забивания пор аэрирующих элементов мелкофракционными частицами, сопровождающегося цементацией отдельных участков этих элементов в случае наличия влаги в транспортирующем воздухе;
• низкая ремонтопригодность и высокие затраты на восстановление аэрожелобов в связи с отсутствием серийного их производства;
• очень высокие требования к монтажу и наладке.

Вакуумные установки ПЗУ технологически более сложны и дороги по сравнению с низконапорными установками ПЗУ со струйными насосами, хотя обеспечивают лучшие санитарные условия в зольных помещениях.

К их недостаткам можно отнести:

• небольшую предельную дальность транспортировки — не более 300 м;
• необходимость периодических переключений в связи с режимом работы вакуумных насадок по жестко соблюдаемым циклограммам «заполнение-опорожнение бункеров» при практическом отсутствии автоматизации, что влечет за собой неоправданное увеличение численности обслуживающего персонала и снижает надежность работы вакуумных систем ПЗУ в связи с возрастанием роли человеческого фактора;
• небольшое число опорожняемых бункеров золоуловителей или оборудование установки вакуумного пневмотранспорта предвключенной системой для подачи золы от бункеров золоуловителей в приемный бункер вакуумной пневмотранспортной установки;
• большинство вакуумных схем пневмотранспорта золы, в соответствии с рекомендациями Уралэнергочермета, работает с накоплением золы в осадительной камере и со срывом вакуума для ее разгрузки. Это снижает возможную производительность систем ПЗУ в 2 — 4 раза. Применяемые для очистки отработанного воздуха осадительные станции не обеспечивают необходимый уровень очистки, что является причиной интенсификации абразивного износа эжекторов и вакуум-насосов.

Низконапорные установки ПЗУ со струйными насосами (ПСН) применяются для эвакуации золы от бункеров золоуловителей до промбункеров в двухступенчатых схемах внутреннего пневмотранспорта золы. Каждая установка удаляет золу из одного бункера сухого золоуловителя. Это связано с тем, что одна установка со сбором золы от нескольких бункеров работает неустойчиво или с неоправданно большими энергозатратами. Эти установки просты в изготовлении и монтаже, имеют удовлетворительные надежность и межремонтные сроки эксплуатации, просты в ремонте.

Для пневмотранспорта золы от промбункеров до силосных складов используются более производительные низконапорные пневмотранспортные установки с ПСН (при приведенной дальности транспортирования до 400 м и производительности до 20 т золы в час) или высоконапорные пневмотранспортные установки с пневмовинтовыми (ПВН) или пневмокамерными насосами (ПКН).

Высоконапорные установки с ПВН используются для пневмотранспорта золы от промбункеров до силосных складов и от силосных складов до потребителей сухой золы. Максимальная приведенная дальность транспортирования — до 1000 м с производительностью до 40 т золы в час.

Основные недостатки:

• отсутствие автоматического регулирования производительности;
• максимальная приведенная дальность транспортирования — до 1000 м;
• повышенные финансовые и временные затраты на восстановление эксплуатационной пригодности ПВН вследствие необходимости выполнения их ремонтов из-за абразивного износа деталей шнекового питателя, уплотнений и смесительной камеры ПВН.

Высоконапорные установки с ПКН применяются для пневмотранспорта золы:

• от бункеров сухих золоуловителей до силосных складов;
• от промбункеров до силосных складов в двухступенчатых схемах внутреннего пневмотранспорта золы;
• от силосных складов до потребителей сухой золы. Максимальная приведенная дальность транспортирования — до 1000 м с производительностью до 100 т золы в час.

Возможная приведенная дальность транспортирования — до 3000 м. В установках с ПКН удельные энергозатраты на пневмотранспорт золы при прочих равных условиях ниже примерно на 25 — 30% по сравнению с установками с ПВН. Производительность ПКН практически не снижается из-за абразивного износа в процессе эксплуатации: вследствие отсутствия вращающихся или трущихся с большим усилием о золу деталей, в отличие от ПВН, производительность которых существенно зависит от изменения геометрических размеров шнека и гильзы питателя в результате абразивного износа.

Двухступенчатые пневмотранспортные установки внутреннего золоудаления. Комбинация самотечных установок, аэрожелобов или низконапорных пневмотранспортных установок с ПСН или ПКН и высоконапорных установок с ПВН или ПКН в двухступенчатых схемах внутреннего транспорта золы на ТЭС России встречается наиболее часто, так как большинство систем ЗШУ ТЭС с УОСЗ являются пневмогидравлическими, в которых зола из электрофильтров поступает в промбункера и далее она второй ступенью пневмотранспортной установки подается в УОСЗ или в ЗСА установки ГЗУ.

Основные достоинства двухступенчатых пневмотранспортных установок:

• самотечные установки или низконапорные пневмотранспортные установки с ПСН обеспечивают надежную эвакуацию сухой золы из золоуловителей в промбункера по трассе любой конфигурации и нечувствительны к изменению влажности транспортирующего воздуха, что очень важно при перемещении высококальциевых зол;
• достаточно длительный межремонтный срок эксплуатации самотечных установок и низконапорных пневмотранспортных установок и возможность восстановления их работоспособности без остановки котлоагрегатов в случае отказа отдельных их элементов;
• низкая стоимость в сравнении с высоконапорными самотечными установками, аэрожелобами и низконапорными пневмотранспортными установками с ПСН и ПКН и относительно низкие эксплуатационные затраты;
• обеспечение транспортирования сухой золы от промбункеров до силосных складов на расстояние до 3000 м при применении высоконапорных ПКН;
• оптимальные энергозатраты на пневмотранспорт золы во второй ступени за счет возможности обеспечения работы высоконапорных установок с ПКН в режимах с максимальной золовой загрузкой.

Основной недостаток — необходимость очистки транспортирующего воздуха из промбункеров.

Накопление и отгрузка сухой золы

Установки отгрузки сухой золы (УОСЗ) состоят из силосного склада, устройств кондиционирования и отгрузки сухой золы потребителям, устройств подготовки невостребованной части сухой золы к транспортированию на ЗШХ. УОСЗ может включать в себя устройства приема и отгрузки сухого шлака с соответствующими силосами. Для УОСЗ применяется, за редким исключением, стандартное оборудование для хранения и транспортирования сыпучих материалов, широко применяемое в цементной промышленности и производстве других строительных материалов.

Внешний транспорт золошлаков

В качестве установок внешнего транспорта золошлаков используются:

• установки гидротранспорта;
• пневмотранспортные установки (вакуумные, низко- и высоконапорные установки с ПСН; высоконапорные установки с ПВН и ПКН);
• автотранспорт;
• конвейерный транспорт.

Установки гидротранспорта. Эти установки предназначены для транспорта невостребованной потребителями части золы и шлаков на ЗШХ в виде золовой и/или шлаковой пульпы (совместно или раздельно) и состоят из приемного приямка пульпы, багерных насосов, золошлакопроводов и выпускных устройств на ЗШХ. Водозоловое отношение в пульпе изменяется в пределах от 10:1 до 100:1. В зависимости от изменения высотных отметок расположения багерных насосов на промплощадке ТЭС и приемных устройств золошлакоотвалов, длины и перепадов высот по трассе трубопроводов, массы транспортируемых золошлаков, принятой схемы сбора золошлаков, технологий подготовки пульпы и других факторов могут быть установлены дополнительно багерные насосные на трассе для гарантированного преодоления гидравлического сопротивления трубопроводов.

Основные недостатки установок внешнего гидротранспорта золошлаков:

• отсутствие возможности плавного регулирования производительности установок ГЗУ в зависимости от массы транспортируемых золошлаков, имеется возможность только ступенчатого регулирования за счет включения/отключения золошлакопроводов и багерных насосов;
• золошлакопроводы могут быть подвержены абразивному и коррозионному износу;
• при высоком содержании в золошлаках соединений кальция производительность установок ГЗУ может снижаться вследствие образования твердых отложений в золошлакопроводах и трубопроводах возврата осветленной воды.

Вакуумные, низко- и высоконапорные пневмотранспортные установки применяются для отгрузки сухой золы на собственное производство товарной продукции и/или сторонним потребителям. Решение о применении пневмотранспортных установок принимается в зависимости от приведенной дальности транспортировки и требуемой производительности установок с использованием методических указаний [36, 40].

Автотранспорт эффективен, когда прокладка гидрозолошлакопроводов невозможна или гидравлическое сопротивление пульпопроводов слишком велико из-за необходимости транспортирования золошлаков на большие расстояния. Вывоз сухой золы, увлажненной до 25% по массе, осуществляется автосамосвалами на ЗШХ, где послойно укладывается с уплотнением дорожно-строительной техникой или без него. На Абаканской ТЭЦ имеется опыт доставки высококальциевой золы автобетоносмесителями в виде пульпы высокой концентрации с водозольным отношением 0,5 — 0,8, которая выливалась в подготовленные карты золоотвала. Также применяется технология вывоза автотранспортом обезвоженных золошлаков из осушенной секции ГЗО в новый сухой отвал, на котором они послойно укладываются, с уплотнением дорожно-строительной техникой. Автотранспортировка золошлаков широко применяется за рубежом.

Конвейерный транспорт широко используется на ТЭС стран — членов ЕС и других государств ОЭСР. В России опыт применения таких систем небольшой — Рефтинская ГРЭС. В мире успешно применяются автоматизированные установки с трубными ленточными и лотковыми ленточными транспортерами золы от бункеров золоуловителей до места укладки в ЗШХ, в том числе в районах с достаточно суровыми зимами.

Золошлакохранилища

Золошлакохранилища (ЗШХ) предназначены для длительного размещения невостребованной потребителями части золы и шлака. Золошлаки складируют в виде пульпы в поверхностных гидрозолошлакоотвалах (ГЗО) или сухих хранилищах. В качестве ЗШХ могут также использоваться отработанные шахтные и карьерные выработки, овраги. В российской энергетике наибольшее применение нашли поверхностные ГЗО.

Складирование высококальциевой золы в виде пульпы высокой концентрации впервые было осуществлено на Абаканской ТЭЦ. Укладка пульпы производилась автобетоносмесителями. Плотность образующегося зольного камня изменялась от 1400 кг/м3 до 1850 кг/м3, прочность при сжатии — от 2,0 до 4,5 МПа, а коэффициент фильтрации — 10-6 — 10-7 см/сут. Широкого распространения эта технология складирования не получила.

При применении сухих методов внутреннего и внешнего золошлакоудаления возможно складирование золошлаков на сухих золоотвалах. В качестве преимуществ такого метода долговременного хранения золошлаков отмечают возможность более высокой плотности укладки и, соответственно, сокращения площадей ЗШХ; снижение водопотребления на ТЭС, снижение рисков загрязнения грунтовых вод. В то же время применение такой технологии требует использования специального оборудования для увлажнения, укладки, уплотнения ЗШО. Впервые в России был осуществлен проект модернизации системы ЗШУ с внешним конвейерным транспортом золы и сухим золоотвалом на Рефтинской ГРЭС с выходом золы до 6 млн т/год, блок-схема которой представлена на рисунке 2.34.

Рисунок 2.34 — Блок-схема системы отгрузки, транспортирования и складирования невостребованной части сухой золы на сухом золохранилище и шлака на гидрошлакоотвале Рефтинской ГРЭС.

2.2 Методология определения технологических показателей выбросов загрязняющих веществ при сжигании твердого топлива

В данном подразделе описана методология определения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ в атмосферу при сжигании топлива в целях производства энергии на КТЭУ. В соответствии с методическими указаниями, определение технологических показателей выбросов проводится в пять этапов.

Этап 1 Сбор исходных данных (анкетирование)

В процессе анкетирования действующего на ТЭС оборудования собиралась следующая информация:

• тип энергетической установки и применяемой технологии сжигания (водогрейные котлы, паровые котлы с ТШУ, паровые котлы с ЖШУ, котлы с ЦКС, ГТУ открытого цикла, ГТУ в составе ПГУ и др.), марка и завод-производитель КТЭУ;
• характеристика установленной мощности КТЭУ (электрическая, тепловая мощность, паропроизводительность, входная тепловая мощность, потребление условного топлива при номинальной нагрузке);
• год ввода КТЭУ в эксплуатацию;
• вид используемого топлива (газ, угли: бурые, каменные, антрациты, мазут, характеристики топлив (низшая теплота сгорания, для углей и нефтетоплив — содержание золы, серы, азота);
• среднегодовое число часов работы;
• сведения о применяемых методах снижения выбросов по каждому маркерному загрязняющему веществу;
• тип, марка, завод-производитель, год ввода в эксплуатацию и среднегодовая эффективность пылегазоочистного оборудования;
• максимальное значение показателей выбросов загрязняющих веществ на номинальной нагрузке.

Собранные данные проверялись на полноту и достоверность.

Этап 2 Определение фактических диапазонов выбросов загрязняющих веществ в зависимости от вида топлива, мощности, типа ГОУ и сроков ввода в эксплуатацию

На втором этапе анализировалась зависимость выбросов загрязняющих веществ от:

• типа энергетической установки (котел, ГТУ) и технологии сжигания;
• сроков ввода КТЭУ и ПГОУ в эксплуатацию;
• входной тепловой мощности оборудования;
• характеристик топлива;
• типа и эффективности ПГОУ;
• применения различных технологий снижения выбросов ЗВ.

По результатам анализа КТЭУ были объединены в группы по видам топлива, технологиям сжигания топлива и очистки дымовых газов. Кроме того, при наличии существенных зависимостей выбросов от других параметров (мощность котлов, характеристики топлив) группы КТЭУ дополнительно разбивались на подгруппы.

Этап 3 Актуализация перечня НДТ

На третьем этапе проводилась актуализация перечня НДТ на основе данных, полученных в результате анкетирования, с целью:

• исключения технологий, не соответствующих установленным Федеральным законом от 10 января 2002 года № 7 ФЗ «Об охране окружающей среды» (с изменениями на 26 марта 2022 года) критериям НДТ;
• исключения устаревших или не подтвердивших на практике свою эффективность технологий, а также ставших недоступными для внедрения;
• расширения перечня НДТ на основании данных о положительном опыте внедрения перспективных технологий;
• анализа соотношения локализованных и импортных НДТ.