Раздел 3. Производство энергии при сжигании газообразных топлив

Раздел 3 Производство энергии при сжигании газообразных топлив

В топливном балансе российской тепловой энергетики за 2021 год доля природного газа составляет 73 %. В настоящее время на российских ТЭС находятся в эксплуатации 1554 газовых котла различной паропроизводительности. Основное их количество (около 70 %) было введено в эксплуатацию в период с 1961 по 1990 год. В последние двадцать лет ввод КТЭУ на природном газе осуществлялся за счет газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок.

3.1 Описание технологических процессов

3.1.1 Сжигание природного газа в топках котлов

Сжигание природного газа производится в камерных топках котлов, куда топливо (природный газ) и окислитель (воздух) подаются раздельно через горелочное устройство (горелку). Кроме подачи необходимых количеств топлива и воздуха в топку, назначением горелки является организация смесеобразования и создание у ее устья устойчивого фронта воспламенения для зажигания выходящей из горелки топливовоздушной смеси. В этом случае обеспечивается диффузионное горение, скорость которого определяется процессом молекулярного перемешивания природного газа с кислородом воздуха.

Рисунок 3.1 - Вихревая газовая горелка ВТИ-ЗиО:

1 - воздушные короба; 2 - аксиальные лопатки для закрутки воздушных потоков; 3 - газовые коллектора; 4 - газораздающие трубки

По характеру истекающих потоков воздуха горелки делятся на прямоточные и вихревые. Для сжигания природного газа в энергетических котлах обычно используют вихревые горелки. Закрутка воздушного потока на выходе из горелок обеспечивается за счет аксиальных лопаток, установленных в кольцевых каналах (рисунок 3.1) либо за счет тангенциального подвода воздуха в горелку.

Разработка и внедрение современных малоэмиссионных горелочных устройств позволяет существенно снизить негативное влияние ТЭС на окружающую среду при одновременном повышении эффективности использования органического топлива. Применение современных конструкций горелочных устройств дает возможность осуществить при сравнительно небольших затратах комплекс технических решений, обеспечивающих подавление образования, а в отдельных случаях и восстановление уже образовавшихся оксидов азота. Практический эффект достигается, в основном, за счет организации ступенчато-стадийного сжигания с пониженными локальными концентрациями кислорода и температуры газов на разных стадиях развития факела.

Малоэмиссионные горелочные устройства с пониженным выходом оксидов азота получили широкое распространение во всем мире. Они обладают наибольшей надежностью и эффективностью среди других внутритопочных мероприятий, направленных на снижение выхода оксидов азота. Независимость от квалификации обслуживающего персонала обеспечивает надежность работы горелочных устройств, а высокая эффективность достигается возможностью совместить в одном устройстве различные способы снижения образования NO _х, такие как ступенчатое (стадийное) сжигание топлива, ввод газов рециркуляции в зону горения и др.

В настоящее время известно большое количество различных горелок с пониженным образованием NO _х, которые по конструктивным признакам и принципам сжигания можно разделить на следующие типы [55]:

- горелки нестехиометрического сжигания;

- горелки ступенчатого сжигания;

- горелки стадийного сжигания;

- комбинированные горелочные устройства.

3.1.2 Сжигание природного газа в газотурбинных установках

На газотурбинных ТЭС рабочим телом является высокотемпературный продукт сгорания под давлением. Для его получения в газотурбинных установках (ГТУ) природный газ сжигается в камерах сгорания, куда также подается воздух из компрессора (рисунок 3.2). Далее рабочее тело поступает в газовую турбину, где его энергия преобразуется в кинетическую энергию ротора ГТУ, используемую для привода воздушного компрессора и электрогенератора. По данным анкетирования, на российских ТЭС применяются ГТУ с электрической мощностью от 18 МВт до более 400 МВт с электрическим КПД от 32-43 %.

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема ГТУ: вверху - одновальная, внизу - двухвальная ГТУ:

1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - газовая турбина высокого давления (ТВД); 4 - электрогенератор; 5 - воздух; 6 - турбина низкого давления (ТНД)

Энергетические ГТУ изготовляются одно- и двухвальными (рисунок 3.2), в корпусе с горизонтальным разъемом, воздушным охлаждением деталей горячего тракта в камере сгорания и турбине, соединением ГТУ с электрогенератором со стороны компрессора и осевым выхлопом из турбины [56].

Одновальные схемы используются в ГТУ небольшой и средней мощности. В них все элементы газотурбинного агрегата - осевой компрессор, газовая турбина и электрогенератор - находятся на одном валу, и при работе все они имеют одну и ту же частоту вращения. Из-за этого ГТУ при снижении частоты теряет мощность быстрее, чем снижается мощность, потребляемая электрогенератором. Это приводит к тому, что одновальная ГТУ будет обеспечивать режим работы электрогенератора только в ограниченном диапазоне изменения частоты вращения.

Двухвальные схемы используются в ГТУ средней и большой мощности. В двухвальных ГТУ компрессор приводится в движение от турбины высокого давления (ТВД), которая не связана механически с турбиной низкого давления (ТНД). Такая ГТУ может работать практически с любой частотой вращения, необходимой генератору.

Кроме того, двухвальные ГТУ имеют несколько лучшие экономические характеристики не только на частичных нагрузках, но и на расчетной нагрузке. Благодаря этим особенностям двухвальные установки получили более широкое распространение.

В части достигнутых рабочих параметров ГТУ принято классифицировать по соответствующим поколениям (таблица 3.1).

Таблица 3.1 - Рабочие параметры ГТУ

Поколение/период	Температура газа перед турбиной, °C	Степень сжатия газа, к	КПД, %
1 поколение - 1943-1949 гг.	730-780	3-6	20-23
2 поколение - 1950-1960 гг.	880-980	7-13	25-27
3 поколение - 1960-1970 гг.	1030-1180	16-20	30-35
4 поколение - 1970-1980 гг.	1200-1400	21-25	36-40
5 поколение - 2000-2020 гг.	1500-1650	25-30	более 42

В ГТУ последних поколений зарубежного производства или их локализованных на территории РФ версий сжигание топлива организуется в так называемых малоэмиссионных камерах сгорания (МЭКС), обеспечивающих низкий выход оксидов азота (менее 50 мг/м ³ при 15 % О ₂) в широком диапазоне нагрузок [57].

В таких камерах сгорания (рисунок 3.3) основное количество топлива сжигается в виде предварительно подготовленной топливовоздушной смеси в закрученном потоке с избытками воздуха немного более 2. Для стабилизации процесса горения используется традиционная диффузионная (пилотная) горелка, в которой сжигается до 5 % топлива.

Конструктивно зона горения имеет ограниченный объем для сокращения времени пребывания продуктов сгорания в области высоких температур. В результате обеспечиваются высокая полнота сгорания топлива, удовлетворение экологических требований и устойчивая беспульсационная работа камеры сгорания в широком диапазоне изменения параметров (при разгрузке до 30-40 %).

Рисунок 3.3 - Принципиальная схема МЭКС [57]:

1 - пилотная горелка (ПГ); 2 - основная горелка (ОГ); 3 - жаровая труба (ЖТ); 4 - отверстия разбавления, 5 - распределительный кожух охлаждения; 6 - газосборник

Температура отходящих из ГТУ газов составляет 450-630 °С. Поэтому в ряде случаев их используют для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю в виде горячей воды или пара, получаемых в специальных газоводяных теплообменниках (подогревателях). Такие электростанции называются ГТУ-ТЭЦ - их коэффициент полезного использования теплоты топлива (КИТ) достигает 85 % (рисунок 3.3).

ГАРАНТ:

Нумерация рисунка приводится в соответствии с источником

Рисунок 3.3 - Схема ГТУ-ТЭЦ

Еще большая эффективность достигается при использовании ГТУ в составе парогазовых установок (ПГУ) - энергетических установок, в которых теплота отходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле (бинарные установки). ПГУ бывают двух типов: утилизационные и сбросные.

В утилизационных ПГУ отходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор (К-У) - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину (рисунок 3.4). Такая комбинация ГТУ и ПСУ позволяет обеспечить высокую экономичность и эффективность с электрическим КПД от 56 % до 60 % и выше.

Рисунок 3.4 - Принципиальная схема парогазовой установки:

К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; Г - электрогенератор; КУ - котел-утилизатор; ПТ - паровая турбина; К - конденсатор; ПН - питательный насос

Недостатком утилизационной ПГУ с котлом-утилизатором является невысокие параметры перегретого пара. Для устранения этого недостатка в ряде случаев применяются котлы-утилизаторы с дожиганием топлива в отходящих газах ГТУ, что приводит к повышению и стабилизации температуры газов перед поверхностями нагрева котла-утилизатора (рис. 3.5).

а)

б)

Рисунок 3.5 - Схема ПГУ с дожиганием топлива в котле-утилизаторе (а) и котел-утилизатор П-86 с дожигающим устройством (б)

Это дает возможность существенно повысить параметры паротурбинного цикла, увеличив при этом количество контуров до 2-3 и тем самым значительно увеличить мощность и эффективность паротурбинной установки. Мощность паротурбинной части ПГУ возрастает и может составлять 50-60 % от общей мощности ПГУ (против примерно 30 % в схеме без дожигания).

Сжигание топлива осуществляется в микрофакельных горелках с плохо обтекаемыми телами (рис. 3.6), позволяющих за счет создания рециркуляционных зон обеспечить воспламенение и выгорание топлива в отходящих газах ГТУ с объемной концентрацией кислорода 13-15 % (в противном случае в горелки камеры дожигания необходима подача дополнительного воздуха в зону горения). Горелки обычно устанавливаются на расстоянии 5 м от последующих конвективных поверхностей для исключения их пережога. При этом температура газов после дожигания как правило не должна превышать 750 °С во избежание повреждения корпуса котла-утилизатора и других его элементов.

Рисунок 3.6 - Микрофакельная горелка для сжигания природного газа в котле-утилизаторе в отходящих газах ГТУ

Внедрение утилизационных ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые не только обеспечили высокий КПД ГТУ, но и создали условия для реализации паротурбинного цикла с высокой экономичностью на основе высоких параметров пара. Для повышения КПД утилизационных ПГУ используются котлы-утилизаторы двух и даже трех контуров давлений (рисунок 3.7):

Рисунок 3.7 - Схема ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором

Как правило, современные утилизационные ПГУ состоят из двух ГТУ, двух котлов-утилизаторов и одной паровой турбины (рисунок 3.8).

Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПСУ являются высокая эффективность (КПД - 56-60 % и более), существенно меньшие капиталовложения и сроки ввода в эксплуатацию (18-24 месяца), а также малые выбросы оксидов азота (менее 50 мг/м ³ при 15 % О ₂).

Рисунок 3.8 - Принципиальная схема энергоблока ПГУ Северо-Западной ТЭЦ (Санкт-Петербург)

Еще большую эффективность имеют ПГУ ТЭЦ, на которых коэффициент использования тепла топлива (КИТ) за счет выработки дополнительно тепловой энергии достигает 84-86 % (рисунок 3.9).

Рисунок 3.9 - Принципиальная схема ПГУ-ТЭЦ

В сбросных ПГУ тепло отходящих газов ГТУ направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы (рисунок 3.10). Поэтому в сбросных ПГУ используются энергетические ГТУ с более низкими значениями температуры отходящих газов и с большим содержанием в них окислителя (О ₂ 15 %). Это позволяет сжигать в котле почти все виды органического топлива, но при этом снижается экономичность по сравнению с утилизационными ПГУ.

Преимуществами сбросной схемы являются 1) возможность использования в паротурбинном цикле не только природного газа, но и твердых топлив; 2) высокие параметры пара, включая его вторичный перегрев.

Рисунок 3.10 - Принципиальная схема сбросной ПГУ

Достаточно высокое содержание кислорода в отходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом традиционные коэффициенты избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому электрический КПД сбросной ПГУ находится в диапазоне 40-50 %, т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ.

Сбросные ПГУ обычно используют при модернизации действующих ТЭС за счет ввода (надстройки) ГТУ вместо выведенного из эксплуатации парового котла, что в 2-2,5 раза дешевле установки нового оборудования. В результате увеличиваются мощность и КПД энергоблока за счет мощности устанавливаемой ГТУ. При этом снижается удельная эмиссия NO _х.

3.1.3 Газовое хозяйство ТЭС

Газообразное топливо подается на ТЭС из газовых скважин либо из газовых хранилищ. Природный газ из различных скважин различается по качеству. Очищают газ на месте добычи для снижения проблем транспортировки по трубопроводам.

Транспортировка природного газа на ТЭС осуществляется по магистральным и распределительным газопроводам после предварительной обработки, которая включает следующие процессы:

- очистку газа от механических примесей;

- глубокую очистку от сернистых соединений (допустимое остаточное содержание H ₂S - не более 0,02 г/м ³ или 0, 0013 %);

- извлечение из газа высших углеводородов (в основном пропана и бутана), используемых как топливо;

- осушение газа;

- одоризацию газа (придание запаха, позволяющего обнаруживать присутствие газа в воздухе).

Газ, прошедший обработку и поступающий на ТЭС, имеет низкий уровень влажности и содержания высших углеводородов, практически не содержит серы. Подача газа на ТЭС осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций, понижающих давление при перекачке газа из магистральных газопроводов в газораспределительные сети и газопроводы-отводы. Газопроводы оборудуются сигнализацией максимального и минимального давлений газа, проверки исправности которой проводятся не реже 1 раза в месяц.

На электростанциях, работающих на газе, должен быть предусмотрен газорегуляторный пункт (ГРП), производительность которого рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котлов выполняется исключительно наземным способом, причем на газопроводах должна применяться только стальная арматура. Газопроводы ГРП, в том числе наружные входные, на длине не менее 20 м должны быть покрыты звукопоглощающей изоляцией [58].

Помещения ГРП должны иметь естественное и электрическое освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую воздухообмен в 1 ч не менее трехкратного; они должны отапливаться при температуре не ниже 5 °С.

При работе ТЭС на природном газе необходимы строгий контроль взрывоопасности газововоздушных смесей и меры по предотвращению отравления персонала токсичными компонентами газового топлива.

Давление газа в ГРП снижается регуляторами двух разновидностей: мембранными прямого действия и электронными.

Электронные регуляторы представляют собой поворотную заслонку с приводом от электрического исполнительного механизма, установленного вне регуляторного зала и связанного с ней тягами длиной не более 6 м. Производительность таких регуляторов зависит от принятого стандартом диаметра, что позволяет ограничиться двумя нитками регулирования - рабочей и резервной. За регуляторами давления пружинного действия должно стоять не менее двух предохранительных сбросных устройств пропускной способностью от 10 % расчетного расхода наибольшего из регуляторов давления.

Для продувки газопроводов устанавливают продувочные свечи. Газопроводы при заполнении газом должны продуваться до полного вытеснения воздуха, а при освобождении от газа - до полного вытеснения газа. Необходимость этого обусловлена способностью газа образовывать взрывоопасную смесь в определенной пропорции с воздухом. Трубопроводы для продувки газопроводов (свечи) и трубопроводы от предохранительных сбросных устройств ГРП должны выводиться наружу в местах, обеспечивающих условия для рассеивания газа, выше корпуса здания на 1 м и выше.

Если давление в питающем трубопроводе превышает нужную величину давления на входе в энергетические установки (котлы), нужно провести декомпрессию газа. Это обычно происходит в дополнительной турбине (детандере) для возврата некоторой части энергии, использованной для его сжатия. Затем газ подается по трубам на топливосжигающую энергетическую установку.

В газовых турбинах для прямого сжигания используются только очищенные газы. Газообразное топливо для ГТУ, поступающее при давлении ниже рабочего, должно пройти компрессию (сжатие) до повышения давления на входе камеры сгорания конкретной газовой турбины до необходимой величины. Для этого используются дожимные компрессоры, устанавливаемые на ТЭС.

3.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

Для энергетических установок, сжигающих природный газ, маркерными загрязняющими веществами являются оксиды азота (диоксид азота NO ₂ и оксид азота NO в пересчете на NO ₂), диоксид серы SO ₂ (в случае наличия сернистых соединений в составе газа) и монооксид углерода CO (Приложение Б).

При анкетировании были получены данные на 611 газовых котлов, из них были введены в эксплуатацию:

- до 31.12.2000 - 568 котлов;

- с 01.01.2001 - 43 котла.

Общая методология определения технологических показателей выбросов ЗВ в атмосферу при сжигании разных видов топлив в целях производства энергии на КТЭУ приведена в разделе 2.2. Значения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ, определенные в соответствии с описанной методологией, представлены в Приложении Г. Обработка анкетных данных показала следующее.

Выбросы маркерных загрязняющих веществ из газовых котлов

Анализ результатов анкетирования газовых ТЭС показал, что сжигание газа в котельных установках осуществляется в основном с минимальным химическим недожогом топлива, о чем свидетельствуют низкие концентрации CO в уходящих газах как на "старых" (введенных в эксплуатацию до 31.12.2000), так и на "новых" (введенных в эксплуатацию с 01.01.2001) котлах (рисунок 3.11). Максимальное значение выбросов оксида углерода на "старых" котлах не превышает 250 мг/м ³. Такие значения характерны для котлов со сроками ввода в эксплуатацию в период с 1970 по 1990 год, что объясняется активным внедрением на данных котлах первичных (внутритопочных) мероприятий по снижению выбросов оксидов азота (ступенчатое сжигание, рециркуляция газов и проч.), которые сопровождались увеличением выхода СО.

По мере накопления опыта внедрение внутритопочных мероприятий практически не сопровождалось увеличением химического недожога топлива, особенно на "новых" котлах, выбросы CO не превышали 50 мг/м ³ вне зависимости от входной тепловой мощности газовых котлов, что значительно ниже нормативных значений (300 мг/м ³), установленных в ГОСТ Р 50831-95.

Анализ результатов фактического содержания CO показал, что для "новых" газовых котлов технологический показатель выбросов CO может быть установлен на уровне 200 мг/м ³, а для "старых" котлов сохранен в соответствии с ГОСТ Р 50831-95.

Однако предельные значения выбросов CO должны устанавливаться с учетом того, что применение практически всех технологических методов подавления образования оксидов азота сопровождается ростом выбросов СО. Поэтому значение технологического показателя выбросов CO 300 мг/м ³ рекомендовано для всех типов КТЭУ.

Рисунок 3.11 - Максимальные концентрации CO при сжигании природного газа на номинальной нагрузке в зависимости от сроков ввода котлов в эксплуатацию, мг/м ³

Анализ результатов инструментальных измерений содержания оксидов азота в уходящих газах газовых котлов показал их слабую зависимость от входной тепловой мощности котлов (рисунок 3.12). Фактические концентрации NO _х для "старых" котлов в основном изменялись в диапазоне от 100 мг/м ³ до 800 мг/м ³ (при 6 % О ₂). Наибольшие значения выбросов оксидов азота имели место в случаях установки на котлах мощных горелочных устройств, в результате чего горение топлива происходило при повышенных температурах.

Рисунок 3.12 - Содержание NO _х в газовых котлах в зависимости от их паропроизводительности, мг/м ³

С целью снижения выбросов оксидов азота на большинстве "старых" котлов были внедрены режимные мероприятия, не требующие реконструкции котельной установки: упрощенное ступенчатое сжигание, нестехиометрическое сжигание и работа с минимальными избытками воздуха (таблица 3.2). На ряде таких котлов внедрены также конструктивные внутритопочные мероприятия.

Таблица 3.2 - Методы снижения выбросов NO _х и CO в атмосферу, не требующие технического переоснащения и реконструкции

Метод	Описание
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
Умеренный контролируемый недожог (низкие избытки воздуха)	Метод основывается на следующих признаках: - сведение к минимуму присосов воздуха в топку; - тщательный контроль подачи воздуха, используемого 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	Байпасирование части воздуха помимо воздухоподогревателя приводит к снижению температуры воздуха, подаваемого на горение, и снижению образования термических NO x. Возможны увеличение химического недожога и снижение КПД

На всех "новых" котлах, выпущенных отечественными заводами в период с 2001 года, в обязательном порядке внедрены внутритопочные конструктивные мероприятия, рассчитанные на снижение выбросов NO _х. Это позволило снизить содержание NO _x в уходящих газах до уровня менее 200 мг/м ³ (при 6 % О ₂) (рисунок 3.13).

Рисунок 3.13 - Максимальная концентрация NO _х при сжигании природного газа на номинальной нагрузке в зависимости от ввода котлов в эксплуатацию, мг/м ³

Очевидно, что "старые" котлы проектировались без учета ограничения выбросов маркерных ЗВ. В этой связи для таких котлов значения технологических показателей по выбросам оксидов азота при сжигании природного газа устанавливаются на уровне, который возможно обеспечить за счет применения режимно-наладочных и малозатратных конструктивных мероприятий. Анализ анкетирования показал, что эти значения не превышают 70 % КТЭУ данной группы (по мощности) и составляют 350 мг/м ³ (рисунок 3.13).

Введение более строгих ограничений для КТЭУ данной группы нецелесообразно по причине технических ограничений (в том числе, отсутствие площади) для применения на этих КТЭУ современных технологий по снижению выбросов ЗВ. Кроме того, данные КТЭУ в обозримом будущем планируется выводить из эксплуатации или реконструировать (например, в рамках "Программы ДПМ-2") в связи с относительно низкими показателями энергоэффективности, надежности, промышленной безопасности или экономической рентабельности.

Для "новых" котлов, с учетом внедренных "заводских" внутритопочных мероприятий по снижению выбросов NO _х и реально достигнутых за счет этого выбросов, технологические показатели устанавливаются на уровне 180 мг/м ³ (при 6 % О ₂).

Выбросы маркерных ЗВ из ГТУ

ГОСТ Р 50831-95 не нормирует выбросы ЗВ от ГТУ. Действующий в настоящее время Межгосударственный стандарт ГОСТ 29328-92 "Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия" определяет, что содержание оксидов азота в отработавших газах ГТУ, введенных в эксплуатацию до 31.12.1995, при работе с 0,5-1,0 номинальной нагрузки не должно превышать 150 мг/м ³ на газообразном и жидком топливах, а для ГТУ, введенных в эксплуатацию с 01.01.1995, - 50 мг/м ³ на газообразном топливе и 100 мг/м ³ на жидком топливе. При этом никаких указаний на ограничения выбросов монооксида углерода с отходящими газами ГТУ в ГОСТ 29328-92 не содержится.

В анкетах по действующим на российских ТЭС КТЭУ была представлена информация по 76 ГТУ, из них отечественных - 4, локализованных в РФ зарубежных производителей - 24 и зарубежных - 48. Все ГТУ были введены в эксплуатацию после 01.01.2001. Фактические концентрации оксидов азота NO _х и монооксида углерода CO в зависимости от сроков их ввода в эксплуатацию приведены соответственно на рисунках 3.14 и 3.15.

Выбросы оксидов азота из зарубежных и локализованных в РФ зарубежных ГТУ в основном соответствуют установленным ГОСТ 29328-92 значениям не выше 50 мг/м ³. Однако выбросы NO _x при эксплуатации отечественных ГТУ превышают 180 мг/м ³.

В этой связи предлагается установить технологический показатель выбросов оксидов азота для ГТУ, введенных в эксплуатацию с 01.01.2001 по 31.12.2025, также на уровне 50 мг/м ³. Содержание оксидов азота определяют в осушенной пробе при 0 °С, 101,3 кПа и концентрации кислорода 15 % (при пересчете на NO ₂).

Рисунок 3.14 - Максимальные концентрации NO _х на номинальной нагрузке в зависимости от года ввода ГТУ в эксплуатацию, мг/м ³

Для отечественных ГТУ, введенных в эксплуатацию до 31.12.2025 и выбросы оксидов азота которых превышают данный технологический показатель, в принципе допускается по согласованию с заказчиком и территориальными отделениями Росприроднадзора отклонение технологических показателей в худшую сторону, так как такая возможность предусмотрена ГОСТ 29328-92. В этом случае для них должна быть разработана и утверждена программа повышения экологической эффективности (ППЭЭ) объекта НВОС и установлены временно разрешенные выбросы (ВРВ) на период реализации ППЭЭ.

Для всех ГТУ, введенных в эксплуатацию с 01.01.2026, значение технологического показателя выбросов оксидов азота устанавливается на уровне 50 мг/м ³.

Рисунок 3.15 - Максимальные концентрации CO на номинальной нагрузке в зависимости от года ввода ГТУ в эксплуатацию, мг/м ³

Содержание CO в отходящих газах всех ГТУ, установленных на российских ТЭС, не превышают технологических показателей 300 мг/м ³, предложенных в ИТС 38-2017 (рисунок 3.15). Поэтому для ГТУ и ПГУ предлагается установить технологический показатель выбросов монооксида азота в атмосферу на уровне 300 мг/м ³.

ГТУ аварийного резерва, которые работают менее 500 часов в год, не подпадают под действие технологических показателей выбросов ЗВ.

3.3 Определение НДТ снижения выбросов при сжигании газообразного топлива

Таблица 3.3 - Технологии снижения выбросов NO _х при сжигании газообразного топлива в КТЭУ, 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 CO в дымовых газах за котлом	Да	Допустимое увеличения содержания CO в уходящих дымовых газах до 100-200 мг/м 3	Не требует реконструкции котла
Нестехиометрическое сжигание	30-45	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)	20-35	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	30-60	На всех котлах	Да	Повышение избытка воздуха. Повышение температуры на выходе из топки	Требуется монтаж сопел вторичного воздуха
Малоэмиссионная горелка	30-60	На всех котлах	Да	-	Требуется замена горелок
Рециркуляция дымовых газов	30-60	На всех котлах	Да	Рост температуры перегрева. Снижение КПД	Требуется организация подачи газов в топку
Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота (СНКВ)	30-50	Да	Да	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 двухступенчатое или нестехиометрическое сжигание с рециркуляцией	50-70	При наличии двух или большего числа ярусов	Да	Возможно увеличение выхода CO и снижение КПД	Требуется реконструкция
Комплексный метод, сочетающий одно из внутритопочных мероприятий 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	-	-

3.4 НДТ снижения выбросов NO _x при сжигании газообразного топлива

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

НДТ 3.1 Режимно-наладочные методы:

НДТ 3.1.1 Контролируемое снижение избытка воздуха.

НДТ 3.1.2 Нестехиометрическое сжигание.

НДТ 3.1.3 Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

НДТ 3.2 Технологические методы, требующие изменения конструкции КТЭУ:

НДТ 3.2.1 Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла.

НДТ 3.2.2 Малоэмиссионная горелка.

НДТ 3.2.3 Рециркуляция дымовых газов.

НДТ 3.2.4 Малоэмиссионная камера сгорания (МЭКС) ГТУ.

НДТ 3.3 Азотоочистка газов:

НДТ 3.3.1 Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота (СНКВ).

3.5 Экономические аспекты реализации НДТ

Анализ экономических аспектов реализации НДТ проводится с применением ГОСТ Р 113.38-2-2019 Методические рекомендации по оценке затрат предприятий электроэнергетики по снижению выбросов загрязняющих веществ для достижения ими технологических показателей наилучших доступных технологий. Данный стандарт распространяется на деятельность по производству электрической и тепловой энергии на тепловых электростанциях (ТЭС), отнесенных к I категории предприятий, то есть к предприятиям, оказывающим значительное негативное воздействие на окружающую среду.

При анализе экономических аспектов выбора мероприятий по сокращению выбросов оксидов азота на ТЭС, в первую очередь, рассматривались технологические методы подавления оксидов азота - первичные методы (ПМ). Они были ранжированы (определены приоритеты) с учетом минимизации затрат и требуемого снижения фактической концентрации в следующем порядке:

- рециркуляция дымовых газов;

- установка малоэмиссионных горелок в существующие амбразуры без изменения поверхностей нагрева под давлением;

- ступенчатый ввод воздуха;

- селективное некаталитическое восстановление оксидов азота;

- комбинированный метод, включающий 2 или 3 из перечисленных выше технологических методов.

Проверенные на большом числе газовых котлов первичные методы (ПМ) отличаются как эффективностью, так и затратами при их реализации на действующих котлах. В таблицах 3.4 и 3.5 приведены данные по эффективности как отдельных, так и комбинаций ПМ.

Таблица 3.4 - Эффективность отдельных ПМ подавления NOx (в расчете на моноблок 300 МВт)

Технология	Потенциальное сокращение выбросов NO x, %		Время, необходимое для внедрения мероприятия, годы *
	min	max	min	max
Рециркуляция дымовых газов	30	60	1,0	2,0
Двухступенчатое сжигание	30	60	1,5	2,0
Малоэмиссионные горелки	30	60	2,5	3,0
* Включая проектирование, изготовление и монтаж.

Таблица 3.5 - Эффективность комбинации ПМ подавления NO _х (в расчете на моноблок 300 МВт)

Технология	Потенциальное сокращение выбросов NO x, %		Время, необходимое для внедрения мероприятия, годы *
	min	max	min	max
Малотоксичные горелки и ступенчатый ввод воздуха	45	75	1,5	2,5
Малотоксичные горелки и рециркуляция дымовых газов	40	60	1,5	2,5
Малотоксичные горелки, двухступенчатое сжигание и рециркуляция дымовых газов	50	80	2,0	3,0
* Включая проектирование, изготовление и монтаж.

3.6 Перспективные технологии

В России технологическое развитие газовой электрогенерации с 2000-х годов шло в направлении строительства газотурбинных (ГТУ) и парогазовых установок (ПГУ), имеющих более высокий КПД. В настоящее время доля современных газотурбинных и парогазовых установок на российских ТЭС составляет порядка 19 %.

Единичная мощность ГТУ и ПГУ неуклонно растет. КПД современных мощных энергетических газотурбинных установок (ГТУ) простого цикла доведен до 43-44 %, а их единичная мощность приближена к 600 МВт. КПД парогазовых установок (ПГУ) достиг 63-64 % при единичной мощности моноблоков 760-870 МВт и дубль-блоков - 1520-1740 МВт. Такие показатели обеспечили им экономию топлива в полтора раза по сравнению с ПСУ с соответствующим уменьшением выбросов СО ₂[59].

Дальнейшее увеличение КПД ПГУ сопряжено с большими трудностями. Повышение максимальной температуры газотурбинного цикла требует применения новых, более дорогих материалов и дает все меньший эффект. При этом труднее обеспечить контроль выбросов загрязняющих веществ. Активно разрабатываются ГТУ на базе более сложных термодинамических циклов и технологических схем. Их комбинирование с высокоэффективными паросиловыми установками обещает достижение для ПГУ предельных значений КПД 65-66 %.

В кратко- и среднесрочной перспективе при технологическом обновлении газовых ТЭЦ (доля которых превышает 75 % мощности всех ТЭЦ) целесообразно рассмотреть вопрос об использовании ГТУ на небольших ТЭЦ и ПГУ на крупных ТЭЦ.

Для модернизации действующих и сооружения новых газовых электростанций нужны отечественные ГТУ средней и большой мощности. Разрабатываемые в стране при господдержке ГТУ единичной электрической мощностью 65-180 МВт позволят создавать ПГУ мощностью 80-250 МВт (моноблоки) и 160-500 МВт (дубль-блоки).

В этой связи перед российской газовой генерацией стоят следующие задачи [60]:

- максимальная унификация создаваемого оборудования, применение типовых проектных решений на базе серийного отечественного оборудования;

- ускорение разработки и внедрения отечественных газовых турбин средней и большой мощности и разработка на их основе типовых проектов ПГУ для замещения выводимых газовых паросиловых блоков мощностью 100-800 МВт на КЭС и 100-250 МВт на ТЭЦ;

- разработка отечественных газовых турбин средней и большой мощности, конкурентоспособных с лучшими зарубежными аналогами;

- совершенствование отечественных ГТУ малой мощности, в т. ч. с использованием регенеративных схем; создание и освоение производства высокотехнологичных микротурбин. Для обеспечения технологической независимости отечественной энергетики актуальной является организация в стране производства отечественных современных газовых турбин средней (30-80 МВт) и большой (100-120 МВт, 150-180 МВт и 270-300 МВт) мощности.

Проекты локализации производства иностранного высокотехнологичного оборудования на отечественных предприятиях к настоящему времени можно признать только относительно успешными. Несмотря на достижение уровня локализации в 80-95 %, зарубежные компании сохранили за собой изготовление и поставку наиболее высокотехнологичных и критически важных элементов "горячего тракта" ГТУ (лопатки для турбины высокого давления, горелок и элементов камеры сгорания). К тому же все произведенные в России по лицензии установки относятся к предыдущему поколению турбин.

Важнейшей задачей на ближайшее время следует считать организацию собственного производства высокотехнологичных компонентов ГТУ (турбинных лопаток, элементов камеры сгорания и др.) для обеспечения ремонта установленных газовых турбин средней и большой мощности зарубежного производства.

Новые и усовершенствованные ГТУ должны быть специально разработаны для энергетического применения, оборудованы малоэмиссионными камерами сгорания (с выбросами оксидов азота не более 50 мг/м ³), иметь большой рабочий ресурс (до 150-200 тыс. часов). Котлы-утилизаторы для крупных ПГУ должны иметь контуры двух-трех давлений для эффективной работы при различных нагрузках. Продолжение совершенствования отечественных паровых турбин позволит повысить КПД.

Для совершенствования ГТУ и ПГУ необходимы новые жаропрочные материалы и барьерные покрытия при конструировании горячей части ГТУ, использование цифровых технологий и оптимизационных алгоритмов при проектировании основного и вспомогательного оборудования, внедрение аддитивных производственных технологий при изготовлении элементов компрессоров и теплообменных аппаратов, применение эффективных систем управления.

Целесообразно наращивать усилия по разработке отечественных технических средств и интеллектуальных систем диагностики состояния основного и вспомогательного оборудования энергетических установок в режиме реального времени - высокочувствительных и надежных сенсоров, в т. ч. бесконтактных.

В долгосрочной перспективе необходимо учитывать реализацию климатических целей в рамках Парижского соглашения [61] и политики декарбонизации. Прогнозируется энергетическое применение водорода и широкое использование природного газа в качестве основного топлива [62].

Реализация политики декарбонизации вызовет новую волну электрификации экономики и общества, включая переход на электротранспорт и электроотопление, что существенно увеличит спрос на электроэнергию и мощность. В связи с этим актуальными является разработка отечественных:

- ГТУ большой мощности (300 МВт и более), конкурентоспособных на внутреннем и внешних рынках энергетического оборудования, и на их основе - утилизационных ПГУ предельной эффективности (с КПД до 65-66 %);

- энергетической ГТУ на водороде;

- гибридных электрогенерирующих установок на основе высокотемпературных топливных элементов и ГТУ или ПГУ с КПД до 65-75 %.

Разработка в стране сверхмощных газовых турбин (выше 300 МВт) и ПГУ (800-1200 МВт) требует соответствующего технико-экономического обоснования, что обусловлено потенциально большими затратами. Задачу разработки отечественных газовых турбин большой мощности с перспективными техническими характеристиками следует рассматривать как стратегическую, гарантирующую сохранение и развитие научно-технологического потенциала страны. Владение технологиями производства мощных газовых турбин позитивно характеризует научно-технологический уровень энергетического машиностроения страны.