Раздел 4. Производство энергии при сжигании жидкого топлива

Раздел 4 Производство энергии при сжигании жидкого топлива

Согласно результатам анкетирования ТЭС, мазут используется в качестве основного топлива в основном на водогрейных котлах мощностью до 135 Гкал/час и на барабанных котлах паропроизводительностью до 50 т/час. На ряде отдельных ТЭС мазут используется в качестве резервного топлива, а также в качестве дополнительного топлива для подсветки пылеугольного факела.

На Нарьян-Марской электростанции, Норильской ТЭЦ-2 и Магаданской ТЭЦ в дополнение к природному газу используется дизельное топливо.

В связи с ограничением экспорта нефтепродуктов и снижением цен на мазут в последние время наметилась тенденция к некоторому повышению доли мазута в топливном балансе российских ТЭС.

4.1 Описание технологических процессов

В качестве жидких топлив для КТЭУ используются топочные мазуты марок М-40 и М-100 (ГОСТ 10585-2013) - для сжигания в котлах и газотурбинное топливо (ГОСТ 10433-75) - для сжигания в ГТУ.

Жидкое топливо поставляется на ТЭС обычно железнодорожным транспортом в специальных цистернах и хранится в вертикальных стальных цилиндрических резервуарах, расположенных по противопожарным условиям на достаточном удалении от главного корпуса ТЭС. В зависимости от климатических условий, в месте расположения объекта и типа хранимого топлива резервуары могут потребовать оснащения системой нагрева для того, чтобы довести жидкое топливо до необходимой температуры с целью осуществить его перекачку и качественное распыление в форсунках. Перекачка топлива из резервуаров хранения к устройствам сжигания (котлам и ГТУ) осуществляется по наземным трубопроводам [63].

Жидкое топливо должно отвечать следующим требованиям [64]:

- устойчиво и полностью сгорать с достаточным тепловыделением в широком диапазоне избытка воздуха;

- хорошо перекачиваться насосами и распыляться форсунками, не изнашивать топливное оборудование;

- не вызывать коррозии и загрязнения поверхностей нагрева;

- при хранении и многократных нагревах не образовывать смолистых осадков и отложений, свидетельствующих об изменении их физико-химических свойств;

- удовлетворять требованиям безопасного обращения с топливом.

На паротурбинных ТЭС в качестве жидкого топлива в основном сжигается мазут марок М-40 и М-100. В отдельных редких случаях в качестве жидкого топлива может использоваться сырая или отбензиненная нефть.

Доставленный на ТЭС железнодорожным транспортом мазут сливают из цистерн самотеком после предварительного разогрева с обеспечением температуры мазута на всасе насосов приемной емкости не ниже 60 °С. Нагревание мазута в цистернах осуществляют:

- в специальных камерах (тепляках) с помощью перегретого или насыщенного пара, подаваемого к днищу цистерны;

- циркуляционным способом - прокачкой через цистерны предварительно нагретого в специальных теплообменниках мазута через закрытые устройства нижнего слива без контакта с наружной средой;

- способом индукционного разогрева.

Емкость приемного резервуара для топлива, доставляемого железнодорожным транспортом, должна обеспечивать при аварийной остановке перекачивающих насосов прием топлива в течение 30 минут.

Для предотвращения загрязнения воды и почвы площадки для сливного оборудования должны быть забетонированы и иметь канавы для отвода пролитого мазута в специальные ловушки.

Перекачивание мазута по трубопроводам осуществляется только в нагретом состоянии. Это связано со способностью мазута застывать при температуре окружающей среды.

Хранение мазута осуществляется в металлических или железобетонных резервуарах. Крышки люков в резервуарах должны быть всегда плотно закрыты на болты с прокладками. Для предотвращения растекания мазута надземные баки-резервуары хранения мазута должны обваловываться. Объем обвалования должен быть равен объему наибольшего резервуара.

Подача мазута из хранилища в котельную осуществляется по магистральным трубопроводам, снабженным параллельно проложенными трубами с паром, имеющим общую теплоизоляцию. Одной из важнейших характеристик мазута является вязкость. Для обеспечения текучести мазута по трубопроводам его необходимо подогревать до температуры 80-130 °C в зависимости от количества парафиносодержащих соединений в топливе. Для этого мазут перед поступлением в магистральный трубопровод проходит через паровой подогреватель, на выходе из которого обеспечиваются оптимальная температура и вязкость мазута. Затем мазут проходит через фильтры грубой и тонкой очистки, в которых очищается от примесей с целью предотвращения забивания узких каналов мазутных форсунок.

Система подготовки мазута к сжиганию может включать устройства для его гомогенизации и ввода в мазут жидких присадок, повышающих однородность топлива и уменьшающих интенсивность коррозии котлов [64].

Для обеспечения пожаробезопасности температура подогрева мазута в открытых емкостях и при сливе из цистерн должна быть на 15 °C ниже температуры вспышки. Кроме того, все сливное оборудование, насосы и трубопроводы должны быть заземлены для отвода статического электричества, возникающего при перекачке мазута, и для защиты от воздействия молний. Также предусматривается сигнализация предельного повышения и понижения давления и повышения температуры топлива, подаваемого в котельную на сжигание. Контроль температуры мазута в разных точках мазутного хозяйства осуществляется при помощи термометров сопротивления типов ТСМ и ТСП [63].

Сжигание жидких топлив осуществляется в факеле топок котлов [65]. Для этого топливо распыляется в топке посредством форсунок до мелких капель (в диапазоне 30-150 мкм). По принципу действия форсунки разделяются на: центробежные механические, пневмомеханические (паровые, воздушные) и пневматические.

Форсунки устанавливаются в горелки, через которые в топочную камеру подается предварительно подогретый до температуры 280-320 °С горячий воздух в количестве, необходимом для полного сгорания жидкого топлива. При сжигании жидких и газообразных топлив используют в основном вихревые горелки, установленные в 2-3 яруса на фронтовой стене топочной камеры или встречно на противоположных стенах топки.

При сжигании мазута должны быть учтены следующие проблемы:

- необходимость дополнительного нагрева перед распылением из-за высокой вязкости;

- склонность топлива к формированию коксовых частиц;

- формирование отложений на конвективных поверхностях нагрева;

- низкотемпературная сернистая коррозия воздухоподогревателей.

Две первые проблемы вызваны высоким молекулярным весом и асфальтеновой природой некоторых элементов, входящих в состав топлива. Вторая и третья проблемы возникают из-за присутствия в топливе серы, азота, ванадия.

Основным жидким топливом для стационарных энергетических ГТУ служит газотурбинное топливо, являющееся дистиллятом нефти или остаточных нефтепродуктов. Некоторые виды дизельного топлива, непригодные для использования в дизельных двигателях, также могут использоваться в ГТУ.

Жидкое топливо, предназначенное для использования в газовых турбинах, должно быть очищено с целью уменьшения концентрации натрия, калия и кальция, а также удаления твердых примесей, присутствие которых являются губительным для лопаток газовой турбины, и удовлетворять следующим требованиям:

- высокая степень чистоты;

- низкая степень коррозионной активности по отношению к вспомогательным частям и узлам и к горячим лопастям турбины;

- низкая степень осадкообразования, особенно на лопатках горячей ступени турбины.

На газотурбинной ТЭС установка подготовки жидкого топлива включает в себя нагреватели топлива (электрического типа или с паровым контуром), а также необходимые насосы и трубопроводы. Перед подачей на сжигание в ГТУ топливо должно быть доведено до необходимого давления, превышающего рабочее давление в камере сгорания.

Эффективность сжигания жидкого топлива в камерах сгорания ГТУ определяется полнотой сгорания топлива, которая зависит от температуры в зоне горения и давления. Однако сжигание жидкого топлива может сопровождаться механическим и химическим недожогом.

Механический недожог, сопровождающийся образованием твердых частиц (в том числе золы), не только снижает экономичность камер сгорания, но и влияет на их надежность. Наличие твердых несгоревших частиц вызывает эрозию проточной части газовой турбины. При этом липкая зола откладывается на лопатках турбины, в результате чего снижаются ее мощность и КПД, а также появляется небаланс ротора. Возникающие иногда отложения в самой камере сгорания приводят к неравномерному нагреву пламенных труб, их короблению и растрескиванию, а отрывы наростов могут повредить проточную часть турбины.

Химический недожог связан с недостаточным временем пребывания газа в зоне горения, т.е. за этот период не успевает произойти химическая реакция горения. Химический недожог возникает при недостаточной длине камеры сгорания и переохлаждении ее отдельных участков, а также при низкой температуре горения, др.

Несмотря на это, в камерах сгорания ГТУ обеспечивается достаточно высокая полнота сгорания топлива, которая в расчетных режимах достигает уровня 0,96-0,98.

Ниже в таблице 4.1 приведены первичные (внутритопочные) мероприятия снижения выбросов оксидов азота и диоксида серы, не требующие реконструкции котла или установки дополнительного газоочистного оборудования.

Таблица 4.1 - Применяемые методы снижения выбросов ЗВ в атмосферу, не требующие технического переоснащения и реконструкции при сжигании мазута

Метод	Описание
Выбор топлива	Использование мазута с низким содержанием серы
Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла (упрощенное двухступенчатое сжигание)	Метод основывается на использовании одной или нескольких горелок (предпочтительно в верхнем ярусе горелок) для подачи только воздуха с перераспределением топливной нагрузки на остальные горелки. Необходим запас мощности у горелок, которые остаются в работе
Впрыск воды/пара	Вода или пар подаются в зону горения топлива через отдельные форсунки или предварительно смешивается с топливом до его сжигания в специальных устройствах (эмульгаторах) и в виде водомазутной эмульсии подаются через топливные форсунки для снижения температуры горения в топке котла и подавления образования термических NO х. Сопровождается снижением КПД котла и усилением низкотемпературной сернистой коррозии воздухоподогревателя
Умеренный контролируемый недожог (низкие избытки воздуха)	Метод основывается на следующих основных признаках: - сведение к минимуму присосов воздуха в топку; - тщательный контроль подачи воздуха для сжигания; - сжигание топлива с умеренным регулируемым химнедожогом
Нестехиометрическое сжигание	Метод основывается на разбалансе топливовоздушного соотношения в горелочных устройствах или по ярусам горелок. Необходимо проведение наладочных испытаний с целью определения оптимальной величины разбаланса и недопущения резкого возрастания химического недожога топлива
Снижение температуры воздуха горения	Байпасирование части воздуха, помимо воздухоподогревателя, приводит к снижению температуры воздуха, подаваемого на горение, и снижению образования термических NO х. Возможны увеличение химического недожога и снижение КПД
Одновременное сжигание мазута и газа	Позволяет сократить выбросы оксидов серы и снижает образование топливных оксидов азота

4.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

Маркерными загрязняющими веществами при работе КТЭУ на жидком топливе являются оксиды азота (диоксид азота NO ₂ и оксид азота NO в пересчете на NO ₂), диоксид серы, зола мазутная (в пересчете на ванадий) и монооксид углерода (Приложение Б). Результаты анкетирования ТЭС за 2020 год показали, что сжигание мазута в КТЭУ с входной тепловой мощностью от 50 МВт и выше производится только в водогрейных котлах типа ПТВМ-50, КВГМ-100 и ПТВМ-180. Среднегодовое число часов работы оборудования за 3 последних года колеблется в диапазоне 64-3562 час/год. Таким образом, мазутные котлы используются для пусков основного энергетического оборудования и работы в отопительном режиме в зимний период.

Выбросы маркерных ЗВ из таких котлов составили (рис. 4.1-4.3):

- оксиды азота - 305-660 мг/м ³;

- диоксида серы	- 1015-1150 мг/м 3 (при S r = 1,5 %)
	- 3040-3750 мг/м 3 (при S r = 2,5 %);

- монооксида углерода - 10-245 мг/м ³.

Методология определения технологических показателей выбросов ЗВ в атмосферу при сжигании топлива в целях производства энергии на КТЭУ приведена в разделе 2.2.2.

Рисунок 4.1 - Максимальные концентрации оксидов азота на номинальной нагрузке (мг/м ³) в зависимости от сроков ввода оборудования в эксплуатацию

Все указанные в анкетах водогрейные котлы оборудованы вихревыми горелками со встречным расположением на противоположных стенах топки. Рециркуляция дымовых газов в зону горения, так же, как и другие внутритопочные мероприятия, направленные на снижения выбросов оксидов азота, отсутствуют. Этим объясняется повышенные концентрации NO _х свыше 400 мг/м ³ у 30 % котлов. Выбросы оксидов азота на этих котлах могут быть уменьшены ниже нормативных значений путем реализации малозатратных первичных режимно-наладочных мероприятий, таких как пониженные избытки воздуха, нестехиометрическое сжигание, не требующих реконструкции котлов.

На практически всех энергетических газомазутных котлах, введенных в эксплуатацию до 31.12.2000, были внедрены внутритопочные мероприятия, направленные на подавление образования NO _х. Поэтому технологические показатели выбросов оксидов азота при сжигании мазута предлагается установить на уровне 400 мг/м ³, что выше, чем при сжигании природного газа.

Рисунок 4.2 - Максимальные концентрации диоксида серы на номинальной нагрузке (мг/м ³) в зависимости от сроков ввода оборудования в эксплуатацию

Выбросы диоксида серы в отсутствии установок сероочистки дымовых газов полностью определяются серосодержанием мазута. Поэтому для оборудования, введенного в эксплуатацию до 31.12.2000, в качестве технологических показателей выбросов SO ₂ могут быть приняты концентрации, рассчитанные по балансовым уравнениям в зависимости от содержания серы в топливе. Для упрощения определения технологических показателей выбросов диоксида серы из КТЭУ предлагается установить для следующих диапазонов содержания серы в мазуте:

- для S ^r 1 %: 1300 мг/м ³;

- для 1 % < S ^r 2 %: 2550 мг/м ³;

- для 2 % < S ^r 3 %: 3400 мг/м ³.

Введение более строгих ограничений для КТЭУ данной группы нецелесообразно по причинам технических ограничений (отсутствие площади) для применения на них установок сероочистки и малой доли мазута в топливном балансе российских ТЭС.

Для котлов с вводом в эксплуатацию с 01.01.2001 по 31.12.2025, с учетом предложенных НДТ снижения выбросов SO ₂, технологические показатели должны быть установлены на уровне, достигнутом существующими технологиями в отрасли.

Рисунок 4.3 - Максимальные концентрации монооксида углерода на номинальной нагрузке (мг/м ³) в зависимости от сроков ввода оборудования в эксплуатацию

Максимальное значение выбросов монооксида углерода не превышает нормативных значений (300 мг/м ³) и для большинства котлов, как правило, составляет менее 100 мг/м ³. Технологические показатели выбросов СО при сжигании мазута могут быть приняты в соответствии с ГОСТ Р 50831-95.

В соответствии с ГОСТ Р 50831-95, норматив удельных выбросов золы жидкого топлива не устанавливается. Нормирование массовых выбросов мазутной золы ТЭС и котельных в атмосферу производится только по содержанию в ней ванадия из расчета предельно допустимой среднесуточной концентрации мазутной золы (в пересчете на элемент ванадий) ПДКСС = 0,002 мг/м ³.

Жидкое топливо в ГТУ в настоящее время используется только в качестве резервного. Результаты по выбросам маркерных ЗВ из ГТУ при работе на жидком газотурбинном топливе в анкетах отсутствуют. Жидкое газотурбинное топливо содержит в своем составе "материнский" азот, который при сжигании дает эмиссию топливных оксидов азота дополнительно к образованию термических NO _x. В этой связи предлагается для ГТУ и ПГУ установить технологический показатель выбросов оксидов азота в атмосферу выше, чем при сжигании природного газа, и равным 100 мг/м ³. Технологический показатель выбросов СО можно принять на уровне 300 мг/м ³.

Предельные значения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ, определенные по описанной методологии, представлены в Приложении Г.

4.3 Определение НДТ при сжигании жидкого топлива

4.3.1 Определение наилучших доступных технологий для разгрузки, хранения и подготовки жидкого топлива

Технологии, подлежащие рассмотрению при определении НДТ для разгрузки, хранения, обработки и подготовки жидкого топлива, представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технологии предотвращения эмиссий в окружающую среду при разгрузке, хранении, обработки и подготовки жидкого топлива, подлежащие рассмотрению

Технология	Потенциальное снижение выбросов	Применение		Уровень опыта эксплуатации	Перекрестные влияния, ограничения применимости
		Новые установки	Модернизированные
Обваловка наземных резервуаров	Снижение риска загрязнения воды и почвы	Возможно	Возможно	Да	Нет
Системы автоматического контроля для предотвращения перелива	Снижение риска загрязнения воды и почвы	Возможно	Возможно	Да	Нет
Регулярные проверки резервуаров хранения и трубопроводов	Снижение риска загрязнения воды и почвы	Возможно	Возможно	Да	Нет

4.3.2 Определение наилучших доступных технологий снижения выбросов диоксида серы SO ₂ при сжигании жидкого топлива

Технологии снижения выбросов SO ₂ при сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению при определении НДТ, приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Технологии снижения выбросов SO ₂ при сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению

Технология	Потенциальное сокращение выбросов, %	Применение		Эксплуатационный опыт	Перекрестные влияния, ограничения применимости
		Новые установки	Модернизированные
Использование мазутного топлива с низким содержанием серы	Снижение выбросов SO 2 в источнике	Возможно	Возможно	Да	-
Совместное сжигание жидкого топлива и природного газа	Снижение выбросов SO 2 в источнике	Возможно	Возможно	Да	Одновременное снижение выбросов NO x и CO

4.3.3 Определение наилучших доступных технологий снижения выбросов оксида азота NOx при сжигании жидкого топлива

Технологии снижения выбросов NO _х при сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению при определении НДТ, приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Технологии снижения выбросов NO _x при сжигании жидких топлив, подлежащие рассмотрению

Метод	Потенциальное сокращение выбросов, %	Применимость	Эксплуатационный опыт	Перекрестные эффекты, ограничение применимости	Примечания
Контролируемое снижение избытка воздуха	15-30	При наличии контроля за содержанием СО в дымовых газах за котлом	Да	Допустимое увеличение содержания СО в уходящих дымовых газах до 100-200 мг/м 3	Не требует реконструкции котла
Нестехиометрическое сжигание	20-40	При наличии нескольких горелок (минимум двух горелок на разных ярусах) и контроля СО	Да	Повышение избытка воздуха	Не требует реконструкции котла
Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла (упрощенное двухступенчатое сжигание)	20-30	При наличии двух или более ярусов горелок	Да	Повышение избытка воздуха. Повышение температуры на выходе из топки	Не требует реконструкции котла, воздух подается через отключенные по топливу горелки
Двухступенчатое сжигание	30-50	На всех котлах	Да	Повышение избытка воздуха. Повышение температуры на выходе из топки. Не рекомендуется на котлах СКД	Требуется монтаж сопел вторичного воздуха
Малоэмиссионная горелка *)	30-50	На всех котлах	Да	-	Требуется замена горелок
Рециркуляция дымовых газов	20-50	На всех котлах	Да	Рост температуры перегрева. Снижение КПД	Требуется организация подачи газов в топку
Комплексный метод, сочетающий двухступенчатое сжигание или нестехиометрическое сжигание с рециркуляцией	50-70	При наличии двух или большего числа ярусов	Да	Повышение избытка воздуха. Снижение КПД. Возможно увеличение выхода СО	Требуется реконструкция
Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота (СНКВ)	30-50	Да	Ограниченный	Возможен вынос аммиака до 20 мг/м 3 с уходящими газами	Требуется монтаж узла ввода реагента и оборудования для его хранения и подачи
Комплексный метод, сочетающий внутритопочные мероприятия с СНКВ	50-80	Да	Ограниченный	Возможен вынос аммиака до 20 мг/м 3 с уходящими газами	-
Малоэмиссионная камера сгорания ГТУ (МЭКС)	Эмиссия NO х менее 50 мг/м 3	Да	Ограниченный	Возможно увеличение выхода СО	Горелки предварительного смешения
Эмульгирование мазута (водомазутная эмульсия)	10-20	На всех котлах	Ограниченный	Повышение устойчивости горения факела. Увеличение потерь с уходящими газами, снижение КПД, увеличение интенсивности низкотемпературной коррозии воздухоподогревателя	Требуется реконструкция схемы мазутопровода в пределах мазутонасосной станции
* Малоэмиссионными являются горелочные устройства, конструкция которых позволяет подавлять образование NO х непосредственно в процессе горения.

4.4 НДТ при сжигании жидкого топлива

4.4.1 НДТ разгрузки, хранения и транспортировки жидкого топлива

НДТ для предотвращения эмиссий в окружающую среду при разгрузке, хранении и транспортировке жидкого топлива приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - НДТ для предотвращения эмиссий в окружающую среду при разгрузке, хранении и транспортировке жидкого топлива

Влияние	Номер НДТ	Наилучшие доступные технологии
Загрязнение воды	НДТ 4.1	Использование систем хранения жидкого топлива, которые размещаются в герметичной обваловке емкостью, как минимум, максимального объема самого большого резервуара. Зоны хранения должны быть спроектированы таким образом, чтобы утечки из верхней части резервуара и из систем перелива могли бы быть перехвачены и находиться внутри обваловки. Должна быть предусмотрена сигнализация предельного повышения давления и повышения температуры и понижения давления топлива, подаваемого в котельную на сжигание
	НДТ 4.2	Площадки для сливного оборудования должны быть забетонированы и иметь канавы для отвода в ловушки пролитого мазута
	НДТ 4.3	Ливневые и талые воды должны быть собраны и обработаны в системах очистки перед сбросом или утилизироваться на ТЭС
Пожаробезопасность	НДТ 4.4	Температура подогрева мазута в открытых емкостях и при сливе из цистерн должна быть на 15 °С ниже температуры вспышки, но не выше 90 °С
	НДТ 4.5	Все сливное оборудование, насосы и трубопроводы должны быть заземлены для отвода статического электричества, возникающего при перекачке мазута, и для защиты от воздействия молний

4.4.2 НДТ снижения выбросов оксидов азота NO _x при сжигании жидкого топлива

НДТ снижения выбросов NO _x при сжигании жидкого топлива - применение одного или нескольких из перечисленных технологических методов:

НДТ 4.6 Режимно-наладочные методы:

НДТ 4.6.1 Контролируемое снижение избытка воздуха.

НДТ 4.6.2 Нестехиометрическое сжигание.

НДТ 4.6.3 Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

НДТ 4.7 Технологические методы, требующие изменения конструкции КТЭУ:

НДТ 4.7.1 Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла.

НДТ 4.7.2 Малоэмиссионная горелка.

НДТ 4.7.3 Рециркуляция дымовых газов.

НДТ 4.7.4 Технология сжигания водомазутной эмульсии.

НДТ 4.7.5 Малоэмиссионная камера сгорания ГТУ (МЭКС).

НДТ 4.8 Азотоочистка газов:

НДТ 4.8.1 Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота (СНКВ).

4.4.3 НДТ снижения выбросов оксидов серы SO ₂ при сжигании жидкого топлива

НДТ снижения выбросов SO ₂ при сжигании жидкого топлива:

НДТ 4.9.1 Использование топлива с низким содержанием серы.

НДТ 4.9.2 Уменьшение доли сжигаемого мазута за счет сжигания газа.

4.4.4 НДТ ликвидации продуктов очистки оборудования мазутного хозяйства

НДТ 4.10.1 Оборудование мест временного хранения (накопления) отходов, образовавшихся в результате зачистки и промывки оборудования.

НДТ 4.10.2 Утилизация (ликвидация) продуктов зачистки путем сжигания в котлах или специальных утилизационных печах или передачи для вторичного использования.

НДТ 4.10.3 Ликвидации твердых и сгустившихся продуктов очистки путем выгрузки их на угольный склад и дальнейшего сжигания в котлах.

НДТ 4.10.4 Захоронение продуктов очистки в специально выбранных местах по согласованию с пожарной и санитарной инспекциями.