Раздел 2. Производство энергии при сжигании углей

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 °С) 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.

Дымовые газы, образующиеся при сжигании угля, содержат молекулярный азот N ₂ (более 70 %), водяной пар Н ₂О (в зависимости от состава и влажности угля - порядка 6 %), диоксид углерода СО ₂ (около 10 %), являющийся парниковым газом, и остаточный кислород воздуха О ₂ (около 6 %). Кроме того, в состав дымовых газов входят такие загрязняющие вещества (ЗВ), как диоксид серы SO ₂, оксиды азота NO _x, монооксид углерода (угарный газ) CO и зола твердого топлива, включающая твердые продукты неполного сгорания топлива, являющиеся для теплоэнергетики маркерными ЗВ.

Рисунок 2.2 - Схема взаимодействия ТЭС с окружающей средой

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.

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 °С. 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.

Рисунок 2.4 - Использование вагоноопрокидывателя для выгрузки угля

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.

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.

Рисунок 2.5 - Угольный склад на ТЭС

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 пересыпок 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 R ₉₀, 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 °С 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).

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 °С 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.

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

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.

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.

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

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 °С и длительном времени пребывания частиц известняка в реакционной зоне;

- низкие выбросы оксидов азота (менее 200-300 мг/м ³) 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/м ³ при нормальных условиях и содержании кислорода в уходящих газах 6 %. Для топлив с очень большим выходом летучих веществ возможно некоторое увеличение концентрации NO _х до 250 мг/м ³.

Одним из основных преимуществ сжигания в кипящем слое является возможность эффективного удаления диоксида серы SO ₂ 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" SO ₂ щелочными компонентами золы. Например, при сжигании Канско-Ачинских углей и Эстонских сланцев подачи известняка не требуется. В целом можно говорить о возможности снижения выбросов SO ₂ в ЦКС как минимум на 90 % при использовании обычного промышленного известняка и умеренном (около 2) соотношении Са/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 N 9 330 МВт Новочеркасской ГРЭС. Гарантийные показатели были обеспечены, концентрация оксидов азота была ниже 300 мг/м ³, при подаче известняка удавалось обеспечить эффективность удаления оксидов серы до 90 % при содержании диоксида серы в уходящих газах менее 300 мг/м ³.

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].

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

Рисунок 2.9 - Схема сжигания в низкотемпературном вихре (НТВ)

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 °С) 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 NO _x и диоксида серы SO ₂, а также повышают эффективность работы золоулавливающего оборудования.

Снижение генерации NO _x 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 °С. В этом интервале температур образуются в основном топливные NO _x, а количество термических NO _x 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 NO _x на 30-50 % по сравнению с технологией ПФ.

Низкий уровень температур в НТВ-топке позволяет связать SO ₂ 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 SO ₂ 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 СаО.

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 /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.

Ребёрнинговые мельницы и динамические сепараторы

В энергетике среднеходные валковые мельницы типа СВМ с динамическими сепараторами используются в качестве "ребёрнинговых". Тонкость готовой угольной пыли должна составлять R ₉₀ = 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 ребенинговой 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.

Ребёрнинговые 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 ребёрнинга позволяет повысить эффективность ступенчатого сжигания топлива.

Горелочные устройства с применением пристенного дутья

Данная схема сжигания с пристенным дутьём 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 NO _x. 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 Гусиноозёрской ГРЭС (котел БКЗ-640) и ряде других ТЭЦ. На котле БКЗ-640 Гусиноозёрской ГРЭС, оснащенном прямоточными пылеугольными горелками, при плазменной подсветке факела образовывались восстановительные газы (СО, Н), 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 электроионизационных 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.

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.

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

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 NO _x снижается на 20-25 %, или до 450-550 мг/м ³.

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 NО _х 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 NO _x составляют 470-550 мг/м ³ 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(а)пирен и сажа, бльшая 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 °С для угля АШ до 68 °С 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 м ³ 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 % СаО, 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.

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.

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

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 99,6 %) и на котлах N 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/м ³ газа.

Очищенные газы имеют температуру 40-50 °С 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 СаО 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/м ³). 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.

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 Ек (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.

Рисунок 2.20 - Принцип работы электрофильтра

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 Екр ток короны увеличивается и эффективность золоулавливания возрастает. Однако, при определенном значении Епр (пробойная напряженность) происходит дуговой либо искровой пробой межэлектродного промежутка. Таким образом, при очистке дымовых газов в ЭФ необходимо выполнение условия:

Екр < 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 м ³/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

Наименование объекта	Тип ЭФ, Н 0, мм	Объём дымовых газов, м 3/ч	КПД (%)/выходная запылённость (мг/м 3)
Омская ТЭЦ-5	ЭГБМ, 350	612 000	99,83/119
Краснокаменская ТЭЦ	ЭГБ1М, 400	256 000	99,70/37
Красноярская ТЭЦ-4	ЭГВ, 460	340 000	99,70/41
Котельная "КрасМаш"	ЭГАВ, 400	520 000	99,52/13
ТЭЦ "Вунг Анг", Вьетнам	ЭГАВ, 400	2 120 000	99,87/87
Ново-Иркутская ТЭЦ	ЭГВМ2-58-12-6-4	808 000	99,72/50

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.

Рисунок 2.22 - Рукавный фильтр с импульсной регенерацией

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].

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/м ³) 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/м ³.

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 N 4 и N 5 мощностью 300 МВт применяются два рукавных фильтра фирмы "Альстом", а на блоке N 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.

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/м ³) путем сохранения существующей структуры (части полей, конструктивных элементов).

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

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 СО в продуктах сгорания не превышает 200 мг/м ³, которое необходимо контролировать с помощью инструментальных средств непрерывных измерений. Уменьшение ниже определенного критического уровня приводит к резкому увеличению химического недожога топлива и возрастанию выбросов монооксида углерода СО и бенз(а)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 < 1) и окислительная (с избытком воздуха 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 NO _x 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].

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.

Рисунок 2.26 - Примеры организации топливовоздушного разбаланса при нестехиометрическом сжигании

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

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 ( < 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 NO _x 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 (Z _яр 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 °С.

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 NO _x 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 ( < 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   1,0 ( = 1,0 - 1,03 - для газа и мазута и  = 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 NO _x 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 NO _x 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 NO _x 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 NO _x. 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 NO _x 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. N 7, N 8 Тольяттинской ТЭЦ [38].

На основе опыта, полученного на котлах ТП-87, в 2011 году была разработана и внедрена полномасштабная установка СНКВ на энергоблоке N 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 1100 °С; 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 NO _x даже при нештатном режиме эксплуатации котла. Использование технологии СНКВ не осложняется выбросами других загрязняющих веществ (закись азота, окись углерода, бенз(а)пирен), что характерно для целого ряда топочных технологий.

Вместе с тем, чрезмерное количество реагента может вызвать проскок аммиака NH ₃ 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 SO ₃ с образованием бисульфата (гидросульфата) аммония NH ₄HSO ₄ и сульфата аммония (NH ₄) ₂SO ₄, 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/м ³[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 °С), обеспечивающих заданное распределение реагента по сечению;

- определить экономические показатели и удельные затраты установки СНКВ при их реализации на действующих пылеугольных котлах (таблица 2.3).

ГАРАНТ:

Нумерация таблицы приводится в соответствии с источником

Таблица 2.3 - Экономические показатели и удельные затраты установки СНКВ при их реализации на действующих пылеугольных котлах

Сокращение выбросов NO x, %		Удельные капитальные затраты, руб./кВт		Время, необходимое для внедрения мероприятия, мес.		Дополнительные эксплуатационные затраты, коп./
min	max	min	max	min	max	min	max
30	70	900	1500	12	15	6,6	9,0

Данный метод целесообразно применять в совокупности с другими технологическими мероприятиями, направленными на снижение образования оксидов азота, тогда эффективность очистки газов от NO _x 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 SO ₂ до 30 % [29].

Применение скруббера Вентури по двойному щелочному способу позволяет повысить эффективность связывания SO ₂ 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 СаО 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.

Чисто пневматические системы ЗШУ на российских ТЭС не применяются.

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

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 N 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/м ³ до 1850 кг/м ³, 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 N 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.

Этап 4 Обоснование достижимых диапазонов технологических показателей выбросов загрязняющих веществ для КТЭУ при внедрении рекомендуемых НДТ

На четвертом этапе для каждой группы КТЭУ уточнялись диапазоны достижимых значений технологических показателей выбросов ЗВ в результате внедрения одной или совокупности НДТ из установленного перечня НДТ и сравнение их с нормативами удельных выбросов загрязняющих веществ, установленных ГОСТ Р 50831-95.

Этап 5 Определение значений технологических показателей НДТ выбросов загрязняющих веществ для различных групп КТЭУ

Все действующее оборудование разделялось на возрастные группы в зависимости от срока ввода в эксплуатацию. При этом под термин "оборудование" принимался "котел" или "ГТУ" для технологических показателей выбросов SO ₂ (в случае отсутствия сероочистки), NO _x и СО; "золоуловитель" для технологических показателей выбросов золы твердого топлива и "установка сероочистки" (при наличии) для технологических показателей выбросов диоксида серы. Для двухкорпусных котлов в составе дубль-блоков технологические показатели выбросов маркерных ЗВ устанавливаются на каждый отдельный корпус.

Для каждого маркерного загрязняющего вещества в качестве значения технологического показателя выброса для разных групп оборудования, действующих КТЭУ принимается максимальное значение выброса этого вещества, которое обеспечивается 70 % действующего оборудования соответствующей группы.

Такой подход позволяет одновременно обеспечить стимулы к технологическому обновлению установленного оборудования ТЭС и, в то же время, поэтапность и планомерность этого обновления.

В качестве значения технологического показателя выброса каждого маркерного загрязняющего вещества для разных групп оборудования новых КТЭУ принималось максимальное значение выброса маркерного вещества, которое обеспечивается 30 % действующего оборудования соответствующей группы.

Этот уровень следует считать наилучшим, достигнутым к настоящему времени достаточно большим числом объектов, применяющих наиболее технологически совершенное генерирующее оборудование, что обеспечивает достижимость этого уровня новыми (проектируемыми и строящимися) КТЭУ.

При определении технологических показателей выбросов загрязняющих веществ для угольных котлов были учтены следующие обстоятельства:

- технологические показатели выбросов золы устанавливались в зависимости от зольности топлива и эффективности НДТ золоулавливания вне зависимости от тепловой мощности КТЭУ;

- технологические показатели выбросов диоксида серы определялись в зависимости от содержания серы в топливе, вне зависимости от тепловой мощности КТЭУ;

- технологические показатели выбросов оксидов азота и оксида углерода устанавливались в зависимости от типа КТЭУ (котлы, ГТУ), вида углей (бурые, каменные) и типа шлакоудаления (ТШУ, ЖШУ) при сжигании твердых топлив.

2.3 Текущие уровни выбросов ЗВ в окружающую среду при сжигании твердого топлива

Для определения текущего негативного воздействия ТЭС на окружающую среду было проведено анкетирования ТЭС с целью сбора реальной информации о топливосжигающем и пылегазоочистном оборудовании, а также выбросах загрязняющих веществ. Далее была проведена оценка достоверности данных и исключены неполные и очевидно недостоверные записи.

На втором этапе, по итогам анкетирования ТЭС, была сформирована сводная база данных характеристик сжигаемого топлива, технических и экологических характеристик КТЭУ и примененных технологий сжигания и снижения выбросов ЗВ.

Полученные данные были классифицированы по видам сжигаемого топлива (угли, природный газ, мазут) и входной тепловой мощности (паропроизводительности) КТЭУ. Далее анкетные данные по срокам ввода оборудования в эксплуатацию (или срокам проведения реконструкции/модернизации) были классифицированы по двум возрастным группам: оборудование, введенное в эксплуатацию до 31.12.2000, и оборудование, введенное в эксплуатацию с 01.01.2001.

В первую возрастную группу (до 31.12.2000) вошли "старые" котельные установки со сроком эксплуатации от 22 до 70 лет, многие из которых планируется вывести из эксплуатации ввиду выработки рабочего ресурса. Проектирование данной группы котельных установок проводилось до введения ГОСТ Р 50831-95 без реализации в их конструкциях эффективных воздухоохранных технологий. Поэтому модернизация таких котельных установок с целью достижения современного уровня выбросов ЗВ не всегда оправдана по техническим и экономическим причинам и имеет смысл только за счет внедрения малозатратных и быстро реализуемых мероприятий.

Вторая возрастная группа оборудования (с 01.01.2001) состоит из КТЭУ, при проектировании которых уже был реализован ряд воздухоохранных технологий (технологические мероприятия, направленные на снижение выхода оксидов азота, и современные золоуловители) и их экологические показатели были ориентированы на нормативы удельных выбросов ГОСТ Р 50831-95.

Для котельных установок, сжигающих твердое топливо, маркерными загрязняющими веществами являются оксиды азота (диоксид азота NO ₂ и оксид азота NO в пересчете на NO ₂), двуокись серы (SO ₂), монооксид углерода СО и зола твердого топлива (см. Приложение Б). Содержание данных ЗВ в продуктах сгорания топлива характеризует экологичность процессов сжигания.

При анкетировании были получены данные по 357 угольным котлам, из них введенных в эксплуатацию: до 31.12.2000 - 345 котлов и с 01.01.2001 - 12 котлов. Обработка анкетных данных показала следующее.

Монооксид углерода СО. Выбросы СО для разных котлов в зависимости от сроков их ввода в эксплуатацию приведены на рисунке 2.35.

Рисунок 2.35 - Максимальная концентрация СО в уходящих газах котлов на номинальной нагрузке в зависимости от сроков ввода в эксплуатацию

Максимальное значение концентраций оксидов углерода в дымовых газах котельных установок, сжигающих твердое топливо, на рабочих режимах, как правило, не превышает 200-250 мг/м ³. При этом среднее значение концентрации СО для "старых" котлов составляет 130 мг/м ³, а для "новых" котлов (со сроком ввода в эксплуатацию с 01.01.2001) - 81 мг/м ³. Доля котлов, выбросы СО на которых превышают средние значения, составило всего 12 %.

Относительно высокие значения ТП выбросов СО (300-400 мг/м ³) в ИТС 38-2017 и в ГОСТ Р 50831-95 были установлены в связи с масштабным внедрением на действующих котлах внутритопочных мероприятий по снижению выбросов оксидов азота, которые сопровождались повышенным химическим и механическим недожогом топлива. В настоящее время содержание СО в уходящих газах при сжигании различных топлив редко превышает 300 мг/м ³ (рисунок 2.35) и уже сейчас соответствует требованиям ГОСТ Р 50831-95: 300 мг/м ³ - при сжигании углей в топках с ЖШУ и 400 мг/м ³ - при сжигании углей в топках с ТШУ.

Оксиды азота. Основную долю оксидов азота при сжигании твердых топлив в топочных устройствах с твердым шлакоудалением составляют топливные оксиды азота, образующиеся в зоне горения за счет окисления материнского азота топлива. В топках с жидким шлакоудалением из-за повышенных температур продуктов сгорания, дополнительно к топливным, образуются также термические оксиды азота. При этом суммарный выход NO _x зависит как от технологии сжигания (тип горелочных устройств, их компоновка и расположение), так и от режимных условий (температура продуктов сгорания, избытки воздуха и время пребывания в зоне активного горения - ЗАГ), и потому для действующих котлов варьируется в достаточно широком диапазоне.

Повышенной эмиссией оксидов азота отличаются кузнецкие угли, в составе которых материнский азот N ^r, как правило, превышает 1,5 %, а также АШ при сжигании в топках с ЖШУ. Наименьшая эмиссия NO _x имеет место при использовании канско-ачинских бурых углей, сжигание которых из-за их склонности к шлакованию организуется при относительно невысоких температурах факела (менее 1350-1400 °С).

Максимальные концентрации оксидов азота в уходящих газах котлов, полученные в результате анкетирования, представлены на рисунке 2.36. Средние концентрации NO _x для "старых" котлов составляют 700 мг/м ³, для "новых" котлов - 450 мг/м ³. Доля котлов, выбросы NO _x на которых превышают средние значения, составило 37 %.

Рисунок 2.36 - Максимальная концентрация оксидов азота в уходящих газах котлов на номинальной нагрузке в зависимости от сроков ввода в эксплуатацию

Все "новые" котлы, выпущенные отечественными заводами после 2001 года, реализуют различные технологии, обеспечивающие снижение выбросов NO _x.

Снижение выбросов оксидов азота при сжигании твердых топлив на "старых" котлах возможно за счет внедрения как малозатратных внутритопочных мероприятий (нестехиометрическое сжигание, низкие избытки воздуха, упрощенное ступенчатое сжигание), так и их сочетания с недорогими установками селективной некаталитической азотоочистки газов (СНКВ).

Требования ГОСТ Р 50831-95 по выбросам оксидов азота на "новых" котлах могут быть обеспечены за счет внедрения малоэмиссионных горелочных устройств и их компоновки в топочной камере, реализующих различные виды малоэмиссионных ступенчато-стадийных режимов сжигания. Внедрение таких режимов сжигания на современных пылеугольных ТЭС Германии позволило обеспечить европейские нормативы выбросов NO _x без применения установок селективной каталитической (СКВ) или некаталитической (СНКВ) азотоочистки дымовых газов.

Зола твердого топлива. В результате анкетирования ТЭС были получены данные по 357 пылеугольным котлам разной тепловой мощности и сроков ввода в эксплуатацию. Доли установленных за этими котлами разных типов золоуловителей составили:

- мокрые золоуловители - 42,9 %;	- эмульгаторы - 5,4 %;
- электрофильтры - 27,8 %;	- рукавные фильтры - 1,5 %.
- батарейные циклоны - 22,4 %;

В таблице 2.5 проведено сравнение углей, сжигаемых на российских ТЭС, по содержанию в них минеральной части (золы). При сжигании углей минеральная часть в основном переходит в летучую золу (95 % - для топок с твердым шлакоудалением ТШУ и 85 % - для топок с жидким шлакоудалением ЖШУ), содержащуюся в дымовых газах. Оставшаяся часть удаляется из топки котлов в виде шлака и не выбрасывается в атмосферу. Поэтому содержание золы в дымовых газах практически не зависит от режимных условий сжигания и определяется составом топлива: содержанием золы на рабочую массу топлива A ^r.

Угли по содержанию золы в топливе (Ar, %) и расчетному содержанию летучей золы в дымовых газах (С_зл, мг/м³) можно условно разделить на малозольные (A^r 10 %, С_зл 20000 мг/м³), среднезольные (10 Аr 20 %, 20000 С_зл 30000 мг/м³) и высокозольные (А^r > 20 %, С_зл > 30000 мг/м³). Средние характеристики наиболее широко применяемых в РФ углей и расчетные концентрации золы при их сжигании до очистки дымовых газов представлены в таблице 2.5.

Анкетные данные показали существенную зависимость выбросов золы от содержания золы на рабочую массу топлива A ^r (рисунок 2.37), типа золоуловителей (ЗУ) и даты их ввода в эксплуатацию или реконструкции (рисунок 2.38).

Рисунок 2.37 - Концентрация золы твердого топлива в зависимости от сроков ввода оборудования в эксплуатацию и содержания золы в топливе

ГАРАНТ:

Нумерация таблицы приводится в соответствии с источником

Таблица 2.5 - Классификация углей по содержанию золы [41, 52]

	Марка угля	Теплота сгорания, , МДж/кг	Зольность А р, %	Расчетное содержание золы, С зл, мг/м 3	Характеристики зольности
Бурые угли	Березовский 2Б	15,66	4,7	7990	Малозольные Аr 10 %
	Ирша-Бородинский 2Б	15,28	7,4	12720
	Назаровский 2Б	12,85	7,9	15640
	Переяславский 3БР	17,20	12	22140	Среднезольные 10 А r 20 %
	Ерковецкий 2Б	11,51	12,4	26970
	Харанорский 1Б	11,39	13,2	29150
	Майкубинский 3Б	15,62	24,6	43640	Высокозольные А r > 20 %
	Бикинский 1Б	7,83	23,0	70800
	Артемовский 3Б	11,14	33,1	81390
Каменные угли	Кузнецкий Г	23,57	16,9	20110	Среднезольные 10 А р 20 %
	Кузнецкий Д	21,90	15,9	20640
	Кузнецкий СС	23,40	18,2	21440
	Нерюнгинский 3СС	22,48	19,8	23990
	Нерюнгинский К	21,86	25,8	31870	Высокозольные А r > 20 %
	Воркутинский Ж	20,77	29,4	41500
	Интинский Д	16,87	28,8	46070
	Экибастузский СС	17,38	36,9	58020
А	Донецкий АШ	18,23	34,8	59680

На российских угольных ТЭС за КТЭУ с входной тепловой мощностью от 700 МВт (паропроизводительностью от 950 т/час), как правило, устанавливались электрофильтры. В ряде случаев электрофильтры также устанавливались за котлами меньшей мощности. Поскольку электрофильтры обеспечивают наибольшую степень золоулавливания, то содержание золы в уходящих газах, выбрасываемых в атмосферный воздух, в меньшей степени зависит от зольности топлива (рисунок 2.38).

В свою очередь, наименее эффективными ЗУ являются батарейные циклоны, которые ввиду значительных сроков их эксплуатации (30-60 лет) уже не соответствуют паспортным данным по эффективности золоочистки.

Рисунок 2.38 - Концентрация золы в уходящих газах в зависимости от типа золоуловителя и сроков ввода оборудования в эксплуатацию

По результатам анкетирования средние концентрации золы в уходящих газах для "старых" котлов составили 755 мг/м ³, а для "новых" - 158 мг/м ³. При этом для "старых" котлов средние концентрации золы заметно зависят от зольности топлива (620 мг/м ³ - для малозольных углей и 829 мг/м ³ - для средне- и высокозольных углей), что объясняется большим разнообразием типов золоуловителей с различной эффективностью золоудаления. Доля котлов, выбросы золы на которых превышают средние значения, составило всего 24 %. Для "новых" котлов, независимо от зольности углей, содержание золы в уходящих газах не превышают 160 мг/м ³ благодаря установке за котлами более совершенных ЗУ, в первую очередь - электрофильтров и рукавных фильтров.

Диоксид серы. В связи с практическим отсутствием на российских ТЭС установок сероочистки дымовых газов выбросы диоксида серы полностью определяются абсолютным S ^r и приведенным S ^пр содержанием серы в топливе и не зависят от тепловой мощности КТЭУ и условий сжигания топлива (исключение составляют только котлы с ЦКС) (рисунок 2.39). В этой связи технологические показатели ТП для выбросов SO ₂ в ИТС 38-2017 были установлены практически на уровне расчетных (фактических образующихся) количеств для самых сернистых углей, т.е. с большим запасом.

В таблице 2.6 приведены расчетные концентрации диоксида серы в дымовых газах при сжигании различных российских углей без их сероочистки. В зависимости от содержания в их составе серы S ^r, все угли разделяются на малосернистые (S ^r 0,5 %) с расчетным содержанием диоксида серы в дымовых газах не более 1400 мг/м ³ и высокосернистые (Sr > 0,5 %) с содержанием SO ₂ в дымовых газах более 1400 мг/м ³.

Рисунок 2.39 - Содержание SO ₂ в уходящих газах пылеугольных котлов в зависимости от сернистости топлива на рабочую массу S ^r и сроков ввода в эксплуатацию

Анализ содержания ЗВ от различных факторов

Анализ фактических концентраций маркерных ЗВ в уходящих газах действующих котлов показал их слабую зависимость от входной тепловой тепловой мощности (паропроизводительности) КТЭУ по указанным ниже причинам. Однако данный параметр необходимо учитывать, так как он оказывает непосредственное влияние на выбор золоуловителя.

Выбросы золы не зависят от входной тепловой мощности КТЭУ и определяются эффективностью установленного пылеочистного оборудования (ЗУ) и, в некоторой степени, видом шлакоудаления из топочной камеры (твердое или жидкое).

Как правило, более простые и менее дорогие ЗУ (батарейные циклоны, мокрые скрубберы и эмульгаторы) устанавливаются за котлами малой (50-150 МВт/75-220 т/час) и средней (200-500 МВт/320-670 т/час) входной тепловой мощности/паропроизводительности. Более дорогие и эффективные электрофильтры и рукавные фильтры устанавливают за котлами большой (более 500 МВт/более 670 т/час) входной тепловой мощности. В ряде случаев, при сжигании высокозольных экибастузских и других углей, электрофильтры и рукавные фильтры устанавливаются за котлами меньшей мощности.

В этой связи принято решение ранжировать фактические выбросы золы в зависимости только от зольности топлива. С этой целью все угли разделены на малозольные (Ar 10 %), среднезольные (10 А^r 20 %) и высокозольные (А^r > 20 %). В котлах входной тепловой мощностью от 500 МВт, за которыми установлены электрофильтры с высокой степенью золоулавливания, зольность топлива на конечный выброс золы влияет в меньшей степени. Поэтому такие КТЭУ выделены в отдельную группу (рисунок 2.40).

Таблица 2.6 - Классификация углей по содержанию серы [52]

	Марка угля	Теплота сгорания, МДж/кг	Сернистость S r, %	Расчетное содержание SO 2, мг/м 3	Характеристики сернистости углей
Бурые угли	Березовский 2Б	15,66	0,2	340	Малосернистые S r 0,5 %
	Ирша-Бородинский 2Б	15,28	0,2	620
	Переяславский 3БР	17,20	0,4	1350
	Ерковецкий 2Б	11,51	0,3	1190
	Харанорский 1Б	11,39	0,3	1210
	Артемовский 3Б	11,14	0,3	1340
	Назаровский 2Б	12,85	0,4	1290
Каменные угли	Нерюнгинский 3СС	22,48	0,2	440	Малосернистые S r 0,5 %
	Нерюнгинский К	21,86	0,3	680
	Кузнецкий СС	23,40	0,4	900
	Кузнецкий Д	21,90	0,4	910
	Кузнецкий Г	23,57	0,4	910
	Экибастузский СС	17,38	0,7	2190	Высокосернистые S r > 0,5 %
	Воркутинский Ж	20,77	1,0	2550
	Интинский Д	16,87	2,5	7260
А	Донецкий АШ	18,23	1,5	3950

Рисунок 2.40 - Концентрация золы на номинальной нагрузке за ЗУ для котлов разной паропроизводительности, мг/м ³

Выбросы диоксида серы также не зависят от входной тепловой мощности КТЭУ и определяются только содержанием серы в исходном топливе и эффективностью сероочистки дымовых газов (при ее наличии). Поэтому ранжирование фактических выбросов диоксида серы предложено проводить раздельно для малосернистых (S ^r 0,5 %) и высокосернистых (S ^r > 0,5 %) углей. Для малосернистых углей выбросы диоксида серы находятся в диапазоне 400-1400 мг/м ³, для высокосернистых углей - в диапазоне 1400-4000 мг/м ³. Исключение составляют 2-3 высокосернистых марки угля, при сжигании которых содержание диоксида серы может превышать указанные значения.

Суммарный выход оксидов азота складывается из эмиссий термических и топливных оксидов азота. Выход термических оксидов азота при сжигании углей определяется температурой газов (теплонапряжением) в зоне активного горения (ЗАГ). В случае жидкого шлакоудаления (ЖШУ) с повышенными температурами газов выход термических оксидов азота больше, чем при твердом шлакоудалении (ТШУ).

Эмиссия топливных оксидов азота происходит в результате окисления азотсодержащих составляющих топлива на стадии выхода и горения летучих. Поэтому их выход в основном зависит от содержания материнского азота топлива. Содержание азота в составе каменных углей существенно выше по сравнению с бурыми углями.

При сжигании углей в топках с ТШУ образуются, в основном, топливные оксиды азота. При сжигании в топках с ЖШУ необходимо учитывать вклад термических NO _x.

В этой связи имеет смысл ранжировать выход оксидов азота в зависимости от типа углей (каменные, бурые) и способа шлакоудаления (ТШУ, ЖШУ).

В таблице 2.7 приведены диапазоны фактических значений выбросов маркерных загрязняющих веществ при сжигании бурых и каменных углей, полученные в результате анкетирования ТЭС.

Таблица 2.7 - Диапазон фактических значений содержания ЗВ в дымовых газах КТЭУ при сжигании твердого топлива

Паропроизводительность, т/час	Входная тепловая мощность котлов, МВт	Массовая концентрация твердых частиц, мг/м 3 *)	Массовая концентрация SO х, мг/м 3 **)	Массовая концентрация NO x, мг/м 3 **)
Котельные установки, введенные по 31.12.2000
от 100 до 670	от 50 до 500	330-2000	300-5000	75-1520 - ТШУ 330-1720 - ЖШУ
от 670 и более	от 500 и более	50-1200
Котельные установки, введенные с 01.01.2001
от 100 до 670	от 50 до 500	80-560	140-1600	95-770 - ТШУ
от 670 и более	от 500 и более	40-185
*) При нормальных условиях (температура 0 °С, давление 101,3 кПа) и содержании О 2 = 6 %. **) При нормальных условиях (температура 0 °С, давление 101,3 кПа) и содержании О 2 = 6 %, рассчитанная на сухие газы.

2.4 Определение НДТ при сжигании твердого топлива

В рамках третьего этапа проводилась актуализация перечня рекомендуемых НДТ в соответствии с критериями, установленными статьей 28.1 Федерального Закона 7-ФЗ "Об охране окружающей среды", Постановлением Правительства РФ N 250 от 9 марта 2019 года и приказом Министерства промышленности и торговли РФ N 3134 от 23 августа 2019 года:

- наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду в расчете на единицу времени или объем производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги;

- экономическая эффективность ее внедрения и эксплуатации;

- применение ресурсо- и энергосберегающих методов;

- период внедрения;

- промышленное внедрение этой технологии на двух и более объектах в РФ, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду.

В соответствии с последним критерием были рассмотрены технологии, которые были внедрены не только на российских ТЭС, но и на российских промышленных предприятиях и показали свою эффективность. В частности, были рассмотрены технологии, включенные в перечень НДТ в "горизонтальном" (межотраслевом) справочнике 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".

За последние годы на разных российских ТЭС были внедрены следующие воздухоохранные технологии:

- рукавные фильтры (внедрение на Рефтинской ГРЭС, Омская ТЭЦ-4);

- аппараты сероочистки (планируется внедрение на Черепетской и Троицкой ГРЭС);

- сжигание в ЦКС (внедрение на Новочеркасской ГРЭС);

- способы азотоочистки дымовых газов (СНКВ был ранее внедрен на котлах Тольяттинской ТЭЦ и Каширской ГРЭС).

Все эти технологии уже были ранее включены в качестве НДТ в горизонтальный (межотраслевой) ИТС 22-2016.

2.4.1 Определение НДТ разгрузки, хранения и предварительной подготовки твердого топлива

Технологии, подлежащие рассмотрению при определении НДТ для разгрузки и хранения твердого топлива, представлены в таблице 2.8.

Технологии, подлежащие рассмотрению при определении НДТ для предварительной подготовки твердого топлива, представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.8 - Технологии разгрузки и хранения твердого топлива, подлежащие рассмотрению

Технологии	Цель применения технологии	Применимость		Промышленное внедрение на действующих объектах	Перекрестные эффекты, ограничения применяемости	Используемое оборудование	Примечания
		Новые установки	Существующие установки
Разгрузка топлива в закрытых помещениях с системой аспирации	Предотвращение образования и распространения пыли. Эффективность очистки воздуха 70-90 %	Возможно	Возможно	Да	Нет	Здания, оборудование для разгрузки авто или ж/д транспорта с системой аспирации и газоочистки	-
Использование механических способов рыхления угля в полувагонах, индукционного и радиационного способа разогрева полувагонов в тепляках	Снижение организованных выбросов за счет уменьшения расхода пара и снижения энергопотребления	Возможно	Возможно	Да	Нет	Системы индукционного оборудования. Электрические панели	Требуются только металлические вагоны
Выбор места размещения открытых складов твердого топлива в защищенном от ветра месте	Предотвращение образования и распространения пыли	Возможно	Возможно	Да	Нет	-	-
Размещение конвейеров топливоподачи и узлов пересыпки в крытых галереях и закрытых помещениях с пылеулавливающим оборудованием	Снижение выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Нет	Закрытые галереи топливоподачи с системами аспирации и пылеулавливающим оборудованием	-
Гидроуборка помещений топливоподачи	Снижение неорганизованных выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Загрязнение воды	Насосы, системы трубопроводов с арматурой, канализационные сети, очистные сооружения	При наличии ГЗУ возможно использование осветленной воды ГЗУ с последующим ее сбросом в каналы ГЗУ. При отсутствии ГЗУ использование воды из оборотной системы водоснабжения с последующей ее очисткой в отстойнике
Пневмовакуумная централизованная система уборки помещений топливоподачи с помощью аспирационных установок	Снижение выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Нет	Компрессоры, сеть пневмопроводов, пылеулавливающее оборудование	Необходима очистка воздуха
Гидроизоляция основания угольного склада, устройство дренажной системы для сбора стока	Предотвращение загрязнения почвы и грунтовых вод	Возможно	Возможно	Да	Нет	Гидроизолирующие покрытия различных конструкций	Собранная дренажная вода может быть сброшена в ГЗУ
Поверхностная герметизация штабелей твердого топлива мелким углем, глиной, битумом и композициями на их основе	Снижение неорганизованных выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Нет	Катки	Для складов длительного хранения
Использование высотных ограждений (заборов), препятствующих выветриванию и распространению угольной пыли	Снижение неорганизованных выбросов пыли	Возможно	Возможно	Нет	Нет	Специализированные ветрозащитные сооружения: стены, ограждения, древесные посадки	-
Использование подпорных стенок, препятствующих растеканию угля за пределы проектной площадки	Предотвращение загрязнения почвы и грунтовых вод	Возможно	Возможно	Да	Нет	Подпорная стенка	-
Использование погрузочно-разгрузочного оборудования, которое минимизирует высоту падения топлива для снижения пыления	Снижение неорганизованных выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Нет	Краны-перегружатели, роторные разгрузчики-погрузчики, пути их передвижения	-
Создание уплотненного слоя на поверхности штабеля	Снижение неорганизованных выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Нет	Катки	-
Использование увлажнения поверхности штабелей	Снижение неорганизованных выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Загрязнение воды	Брызгальные устройства	Затраты на распыление воды
Применение стакеров, укладчиков	Снижение выбросов пыли	Возможно	Возможно	Достаточный	Нет	Штабелеукладчик	Возможно использование в составе комплекса и индивидуально в порту и на обычном складе
Применение телескопических рукавов	Снижение выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Нет	Телескопические рукава	Низкая производительность
Применение технологий пылеподавления, основанных на применении пены, распыленной воды, реагентов, препятствующих пылению	Снижение выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Загрязнение дренажных вод	Специальное оборудование	Появляется необходимость в утилизации отработанных (загрязненных) потоков вод
Использование ограждений и устройств для пылеподавления или пылеулавливания на узлах пересыпки	Снижение выбросов пыли	Возможно	Возможно	Да	Снижение потерь топлива	Дополнительные сооружения	-
Устройство дренажной системы для сбора поверхностного стока с территории угольных складов с организацией повторного использования собранного фильтрата	Уменьшение неорганизованных сбросов	Возможно	Возможно	Да	Снижение водопотребления	Дополнительные сооружения	-
Оснащение мест хранения угля системами непрерывного обнаружения очагов возгорания и нагрева или организация периодического, не реже 1 раза в сутки, тепловизионного обследования складов	Снижение выбросов продуктов горения	Возможно	Возможно	Да	Обеспечение безопасности снижение потерь топлива	Специальное оборудование	-

Таблица 2.9 - Технологии предварительной подготовки твердого топлива, подлежащие рассмотрению

Технология	Потенциальное сокращение выбросов	Применимость		Промышленное внедрение на действующих объектах	Перекрестные эффекты, ограничения применяемости	Примечания
		Новые установки	Существующие установки
Замена топлива	Лучшие экологические характеристики топлива (меньшее содержание серы, золы), снижение количества загрязняющих примесей	Не практикуется	Зависит от конструктивных характеристик конкретной котельной установки	Да	Снижение выбросов загрязняющих примесей, снижение твердых отходов, подлежащих утилизации	Возможность замены топлива может быть ограничена технической возможностью основного и вспомогательного оборудования и экономическими и местными условиями
Обогащение топлива	Снижение выбросов	Возможно	Ограничено	Нет	Устойчивый режим работы. Повышение КПД	Возможно только на обогатительных фабриках. Возможность применения может быть ограничена техническими возможностями основного и вспомогательного оборудования. Цена топлива выше
Усреднение и смешивание углей	Предотвращение максимальных выбросов	Возможно	Возможно	Да	Устойчивый режим работы	Для качественного усреднения топлива на электростанциях необходимо проведение модернизации с применением усреднительных комплексов
Предварительная подсушка топлива	Повышение КПД	Возможно	Возможно	Да	Повышение КПД	-
Организация входного контроля качества поставляемого угля	Предотвращение максимальных выбросов	Возможно	Возможно	Да	Устойчивый режим работы с расчетным КПД	Позволяет предотвратить сжигание угля, не соответствующего требованиям применяемого оборудования

2.4.2 Определение НДТ снижения выбросов золы твердого топлива

Таблица 2.10 - Технологии снижения выбросов золы твердого топлива при сжигании углей, подлежащие рассмотрению

Технология	Потенциальное сокращение выбросов, %	Применимость		Промышленное внедрение на действующих объектах	Перекрестные эффекты, ограничения применимости
		Новые установки	Существующие установки
Электрофильтр (ЭФ)	99-99,9	Возможно	Возможно	Да	Снижение эффективности удаления высокоомной золы с удельным электрическим сопротивлением (УЭС) > 10 8
Рукавный фильтр (РФ)	99,99	Возможно	Возможно	Небольшой	Увеличение затрат на собственные нужды за счет увеличения сопротивления газового тракта и затрат на замену рукавов. Тканевые фильтры преимущественно используют для удаления твердых частиц размером до 2,5 мкм и опасных веществ в виде твердых частиц, например, металлов (за исключением ртути), а также за установками сухой и полусухой сероочистки. Производство рукавных фильтров пока не локализовано
Батарейные циклоны	85-92	Ограничено, только как предварительная ступень	Ограничено, только в качестве предварительной ступени	Да	Невысокая степень золоулавливания. Ограниченное улавливание тонкодисперсных фракций. Циклоны могут использоваться в качестве предварительной очистки дымовых газов
Скруббер с трубой Вентури	95-98	Не обеспечивают технологические показатели выбросов для новых КТЭУ	Ограничено при сжигании мало- и среднезольных углей в КТЭУ, введенных в эксплуатацию до 31.12.2000	Да	Дополнительный эффект снижения выбросов SO 2 до 10-12 %. Не рекомендуется для углей с приведенной сернистостью более 0,3 % x кг/МДж и содержанием в золе СаО больше 15 %. Жесткость оросительной воды должна быть менее 15 мг-экв/л. Коррозия газоходов и снижение температуры уходящих газов
Эмульгатор	98,3-99,5	Не обеспечивают технологические показатели выбросов для новых КТЭУ	Ограничено при сжигании мало- и среднезольных углей в КТЭУ, введенных в эксплуатацию до 31.12.2000	Да	Дополнительный эффект снижения выбросов SO 2 до 18-22 %. Не рекомендуется для углей с содержанием СаО больше 15 % и приведенной сернистости 0,3 % x кг/МДж. Жесткость оросительной воды должна быть менее 15 мг-экв/л. Коррозия газоходов и снижение температуры уходящих газов

2.4.3 Определение НДТ снижения выбросов оксидов азота NO _x при сжигании твердого топлива

Таблица 2.11 - Технологии снижения выбросов NO _x при сжигании твердого топлива, подлежащие рассмотрению

Метод	Потенциальное сокращение выбросов, %	Применимость		Эксплуатационный опыт	Перекрестные эффекты, ограничение применимости
		Новые установки	Существующие установки
Нестехиометрическое сжигание	20-35	Возможно	Возможно	Да	Возможно увеличение содержания СО и рост горючих в уносе. Предпочтительно для котлов с двумя или большим количеством ярусов горелок
Умеренный контролируемый недожог	10-25	Возможно	Возможно	Да	Контролируемое увеличение содержания СО, рост горючих в уносе
Рециркуляция дымовых газов	10-25	Возможно	Возможно	Да	Увеличение содержания СО. Возможно уменьшение КПД котла. Рост температуры промперегрева на барабанных котлах
Малоэмиссионная горелка *	30-50	Возможно	Возможно	Да	Контроль стабильности факела и полноты сгорания топлива из-за возможности увеличения СО и роста горючих в уносе. Для ступенчатого ввода воздуха или топлива в отдельной горелке требуется определенное расстояние до противоположного экрана
Двухступенчатое сжигание	20-45	Возможно	Возможно	Да	Увеличение химического и механического недожогов. Повышение содержания горючих в уносе, коррозия НРЧ. При сжигании высокосернистого угля в котлах СКД в отсутствие пристенного дутья появляется опасность высокотемпературной коррозии топочных экранов
Трехступенчатое сжигание	30-60	Возможно	Возможно	Да	Возможно появление СО при плохом перемешивании третичного воздуха с продуктами неполного сгорания и рост горючих в уносе (в случае использования пыли грубого помола)
Концентрическое сжигание	20-50	Возможно	Возможно	Да	Появление СО и рост горючих в уносе. Снижаются шлакование и коррозия топочных экранов. Предпочтительно для углей с высоким выходом летучих. При реконструкции тангенциальных топок можно ограничиться заменой горелок
Перевод топки котла с ЖШУ на ТШУ	30-50	Возможно	Возможно	Да	Снижение паропроизводительности котла. Рост недожога. Неприменимо для низкореакционных углей
Сжигание в ЦКС	50-80	Возможно	Нет	Ограниченный	Повышение эксплуатационных расходов
Низкотемпературная вихревая технология сжигания (НТВ-технология)	30-50	Возможно	Возможно	Имеется	Применяется в основном для сжигания низкосортных углей. Требуется реконструкция топочной камеры. Дополнительная подача воздуха под топки. Увеличение механического недожога топлива. Повышенный абразивный износ из-за укрупнения летучей золы
Котел с кольцевой топкой	10-30	Возможно	Имеется в 1 экз.	Ограниченный	Усложнение конструкции, отличной от традиционных призматических топок
СНКВ	30-50	Возможно	Возможно	Ограниченный	Возможен проскок NH 3 (до 20 мг/м 3). Предпочтителен для котельных установок мощностью до 330 МВт, когда возможности внутритопочных мероприятий исчерпаны
Сжигание пыли высокой концентрации	10-15	Возможно	Возможно	Ограниченный	Появление СО и рост горючих в уносе. Снижение ремонтных и эксплуатационных затрат системы топливоподачи. Применимо только для пылесистем с промбункером
Сжигание пыли различного фракционного состава с применением мельниц-активаторов	10-15	Возможно	Возможно	Ограниченный	Усложнение и удорожание схемы пылеприготовления, топливоподачи. Повышение эксплуатационных издержек
Ребернинговые мельницы и динамические сепараторы	10-15	Возможно	Возможно	Ограниченный	Усложнение и удорожание схемы пылеприготовления, топливоподачи. Повышение эксплуатационных издержек
Горелочные устройства с применением пристенного дутья	10	Возможно	Возможно	Ограниченный	Повышение температуры на выходе из топки
Плазмотроны	10	Возможно	Возможно	Ограниченный	Низкий ресурс использования
Электроионизационные воспламенители (УВЭИ)	10	Возможно	Возможно	Ограниченный	Ресурс работы выше, а энергопотребление ниже, чем у плазмотронов. Позволяет решить проблему взрывобезопасности при растопке из холодного состояния путем минимизации механического уноса на старте процесса
* Малоэмиссионные горелки - горелочные устройства, реализующие принципы ступенчато-стадийного сжигания топлива с организацией подавления образования топливных и термических оксидов азота на разных стадиях развития факела.

2.4.4 Определение НДТ снижения выбросов SO _х при сжигании твердого топлива

Таблица 2.12 - Технологии снижения выбросов SO _х при сжигании углей, подлежащие рассмотрению

Технология	Потенциальное сокращение выбросов, %	Применимость		Промышленное внедрение на действующих объектах	Перекрестные эффекты, ограничение применимости
		Новые установки	Существующие установки
Применение топлива с низким содержанием серы	Эффективное снижение выбросов SO х	Возможно	Возможно	Да	Возможно повышение выбросов золы и NO x. Имеются ограничения по сушильно-мельничным системам и по условиям шлакования
Мокрая известковая или известняковая сероочистка	94-98	Ограничено	Ограничено	Нет	Обеспечивает дополнительное снижение выбросов мелких твердых частиц. Повышаются выбросы CO 2 и сбросы сточных вод. Снижение температуры дымовых газов до температуры точки росы. Получение товарного продукта - гипса с возможностью его коммерческой реализации. Из-за высокой стоимости процесса мокрой очистки технология подходит только для крупных энергетических установок
Аммиачно-сульфатная технология сероочистки	96-99	Возможно	Нет	Нет	Получение товарного продукта - сульфата аммония с возможностью его коммерческой реализации. Дополнительное снижение выбросов мелких твердых частиц. Снижение температуры дымовых газов до температуры точки росы. Технология подходит только для крупных энергетических установок, сжигающих высокосернистые топлива
Упрощенная мокро-сухая очистка	50-60	Возможно	Возможно	Нет	Применима только при использовании в качестве золоуловителя электрофильтра или рукавного фильтра. Более глубокая сероочистка ограничена температурой газов, которая должна быть выше водяной точки росы на 25_30 °С. Побочный продукт мокро-сухой сероочистки (сульфидно-сульфатная смесь) может быть частично использован при производстве цемента, гипсокартонных изделий, минеральных удобрений, в технологиях грануляции золошлаков и др.
Использование мокрых золоуловителей по двойному щелочному способу	50	Возможно	Возможно	Нет	Применимо только при использовании мокрых золоуловителей. Не рекомендуется для топлив с приведенной сернистостью выше 0,03 % кг/МДж
Сжигание в циркулирующем кипящем слое	85-95	Возможно	Нет	Нет	Повышение эксплуатационных расходов. Изменение состава золы с увеличением оксидов кальция

2.4.5 Определение НДТ обращения с золошлаками

В соответствии с государственной природоохранной политикой, российским и мировым опытом, наилучшим методом удаления золошлаков на угольных ТЭС является их утилизация (полезное применение для производства продукции, выполнения работ, оказания услуг). В настоящее время разработано и практически применяется значительное количество методов и технологий утилизации золошлаков, представляющих собой, главным образом, замену природного сырья и материалов. Общие условия производства золошлаковых продуктов (ЗШП) в РФ установлены ГОСТ 25818-2017 "Золы-уноса тепловых электростанций для бетонов. Технические условия" и ГОСТ 25592-2019 "Смеси золошлаковые тепловых электростанций для бетонов. Технические условия".

В качестве наиболее массовых применений золошлаков можно отметить:

- ликвидацию горных выработок;

- ландшафтное строительство, общестроительные работы, устройство насыпей, обратную засыпку траншей и т.п.;

- производство цемента;

- производство бетонных изделий и смесей, причем как облегченных бетонных изделий (газопенобетон, ячеистый бетон), так и тяжелых бетонов, применяемых при строительстве особо ответственных и сложных сооружений - тоннелей, плотин, аэродромных сооружений, автодорог и т.д.;

- производство кирпича;

- улучшение качества почв;

- фильтрующий материал для очистки сточных вод;

- изолирующий материал на полигонах ТКО и других отходов;

- применение в дорожном строительстве для устройства дорожных оснований и дорожных одежд.

Кроме того, отдельные фракции золошлаков могут применяться для создания:

- микросферы - для производства красок и высококачественных теплоизоляционных материалов;

- магнитной фракции - в металлургии;

- алюмосиликатной фракции в качестве сырья в алюминиевой промышленности и т.д.

В большинстве случаев технологии утилизации золошлаков и требования к золошлакам для применения данных технологий описаны в нормативно-технической документации (ГОСТ, ТУ, строительных правилах и т.п.).

В то же время, несмотря на столь широкую область применения золошлаков, практическая возможность и целесообразность мероприятий, направленных на утилизацию золошлаков конкретных ТЭС с определенной целью, обосновано рядом факторов:

- составом и свойствами золошлаков, в том числе зависящими от применяемой технологии сжигания, и их соответствием требованиям технических регламентов (ГОСТ, ТУ), согласованных с потенциальными потребителями;

- доступностью и стоимостью природных материалов, которые могут быть заменены золошлаками;

- наличием надежных потенциальных потребителей золошлаков, заинтересованных экономически, что определяется соотношением цен на золошлаки и затрат на их транспортировку, и стоимости материалов, замещаемых золошлаками;

- экономической целесообразностью применения технологий обработки золошлаков (грануляции, сепарации, фракционирования и т.п.) для ТЭС с целью доведения их до уровня требований технических регламентов (ГОСТ, ТУ).

Применение на ТЭС технологий, направленных на организацию сбыта золошлаков сторонним потребителям, может быть рекомендовано только в случае гарантированного сбыта всех или основной части образующихся золошлаков и должно определяться на основании результатов ТЭО при сравнении с затратами на золошлакоудаление на отвалы, включая затраты на строительство, эксплуатацию и рекультивацию золошлакохранилищ, платежи за размещение отходов. Поскольку в России отсутствует масштабный рынок золошлаков с высоким спросом, для ТЭС, как правило, невыгодно внедрение оборудования, предназначенного для сбора и отгрузки или предпродажной подготовки золошлаков.

Появление золошлаковых продуктов соответствующего качества вкупе с утверждением Правительством РФ "Комплексного плана по повышению объемов утилизации золошлаковых отходов V класса опасности" (распоряжение Правительства РФ N 1557-р от 15.06.22), разрабатываемыми мерами государственного регулирования, направленными на стимулирование производителей и потенциальных потребителей золошлаков к их утилизации, приведет к развитию рынка золошлаковых продуктов в России и росту экономической эффективности внедрения оборудования, предназначенного для сбора и отгрузки или предпродажной подготовки золошлаков на угольных ТЭС [36, 42, 53, 54].

При идентификации НДТ внутренней и внешней транспортировки и хранения золошлаков необходимо учитывать следующее.

1. Гидравлические системы обладают рядом преимуществ по сравнению с другими видами золошлакоудаления:

- являются традиционным, наиболее распространенным и отработанным на российских ТЭС видом систем ЗШУ;

- накоплен значительный опыт их создания и эксплуатации, имеется широкий рынок оборудования для систем ГЗУ;

- обеспечивают возможность надежного непрерывного удаления большого количества ЗШО на значительные расстояния (до нескольких десятков километров);

- обеспечивают механизацию процессов транспортирования и укладки ЗШО в отвалы;

- используют сравнительно простое и надежное оборудование;

- в оборотных системах ГЗУ могут быть утилизированы производственные сточные воды (без очистки или после очистки), очищенные и обеззараженные хозяйственно-бытовые сточные воды. Учитывая, что требования к подпиточной воде для систем ГЗУ минимальны, это позволяет существенно снизить общие затраты ТЭС на водоотведение. Необходимо отметить, что золошлаки являются эффективным абсорбентом и иногда применяются на очистных сооружениях в качестве фильтрующего материала.

Основные недостатки систем ГЗУ:

- ГЗУ имеют ограничения по транспортировке золошлаков с высоким содержанием кальция и других растворимых соединений, образующихся при сжигании, прежде всего, бурых углей. При транспортировке таких золошлаков происходит интенсивное образование твердых минеральных отложений в трубопроводах системы ГЗУ, что требует либо замены, либо очистки трубопроводов. Очистка пульпопроводов и трубопроводов осветленной воды может осуществляться механически или горячей водой;

- ГЗУ плохо приспособлены к плавному регулированию производительности в зависимости от массы транспортируемых золошлаков - из-за необходимости поддерживать минимально допустимую скорость потока в трубопроводах во избежание оседания золошлаков. В связи с этим возможны неоправданно высокие удельные энергозатраты на гидротранспорт золошлаков. Ступенчатое регулирование возможно только включением и отключением отдельных золошлакопроводов;

- в системах ГЗУ происходит безвозвратное потребление воды на испарение с поверхностей открытых отстойных прудов, заполнение пор золошлаков, компенсацию дренажных потерь. Это требует подпитки систем водой. Однако использование для этих целей сточных вод снижает значимость этой проблемы;

- необходимость принятия специальных мер по предотвращению пыления ЗШХ и загрязнения грунтовых вод, которые могут быть достаточно высокозатратными;

- системы ГЗУ должны быть замкнутыми оборотными. При контакте с золошлаками вода систем ГЗУ загрязняется растворимыми веществами, очистка от которых практически невозможна. При действующей системе экологического нормирования выпусков сточных вод маловероятно получение разрешения на сброс сточных вод из системы ГЗУ в водные объекты;

- снижение потребительских свойств золы при взаимодействии с водной средой и, как следствие, сокращение возможных областей полезного использования;

- изъятие из рационального землепользования значительных площадей для размещения ЗШХ и трубопроводов внешнего ЗШУ;

2. Гидравлические золошлакохранилища, как правило, относятся к опасным промышленным объектам, что требует реализации определенных мер по повышению их промышленной безопасности. Системы пневмозолоудаления (ПЗУ) имеют следующие преимущества:

- неизменность свойств золы при ее сборе, транспортировании, временном хранении и отгрузке, что может быть важным при ориентации систем золошлакоудаления на утилизацию золошлаков;

- относительно небольшое потребление воды (для предотвращения пыления при транспортировке и укладке на сухих ЗШХ) - для этих целей возможно контролируемое использование производственных сточных вод с учетом их влияния на потребительские свойства ЗШП;

- возможность достижения более высокой плотности укладки золошлаков на ЗШХ при применении специальной технологии укладки (до 40 % выше, чем при гидронамыве), что способствует снижению площади земель под ЗШХ;

- возможность организации сбора сухой золы по фракциям (от разных полей электрофильтров) в зависимости от потребительского спроса;

- широкий диапазон регулирования производительности установок пневмотранспорта золы и возможность снижения общих энергозатрат на ЗШУ по сравнению с ГЗШУ в 2-2,5 раза [42];

- технологическая гибкость и адаптируемость к изменяющимся требованиям и техническим условиям на поставку золы потребителям без значительных инвестиций.

Основные недостатки систем ПЗУ:

- относительно невысокий опыт применения в российской энергетике;

- невозможность транспортирования золы на расстояние более 3 км без промежуточных станций перекачки;

- возможность пыления и необходимость применения специальных мер по его предотвращению;

- укладка сухих золошлаков в ЗШХ с большей плотностью требует применения специальной техники и сооружений, дополнительных затрат.

В любом случае целесообразность применения схем золошлакоудаления, ориентированных на передачу золошлаков сторонним организациям, может быть определена на основании результатов технико-экономической оценки использования таких технологий, учитывающей как сокращение расходов ТЭС на золошлакоудаление и получение дополнительных доходов от реализации золошлаков, так и снижение объемов размещаемых отходов и улучшение экологической обстановки в регионе. При этом фактор объема размещаемых отходов на золошлакохранилищах (ЗШХ) является в настоящее время критическим для многих угольных российских ТЭС в связи с фактическим исчерпанием проектной мощности ЗШХ и необходимостью либо строить новые секции или новые ЗШХ, что дорого, либо останавливать ТЭС со всеми вытекающими последствиями.

2.5 НДТ сжигания твердого топлива

2.5.1 НДТ разгрузки, хранения и подготовки твердого топлива

НДТ 2.1 Разгрузка топлива в закрытых помещениях с системой аспирации.

Эффективность очистки воздуха 70-90 %.

НДТ 2.2 Использование погрузочно-разгрузочного оборудования и приспособлений, которые минимизируют высоту падения топлива.

НДТ 2.3 Выбор места размещения открытых складов твердого топлива в защищенном от ветра месте.

НДТ 2.4 Использование на открытых складах твердого топлива ветрозащитных сооружений. Конструкция сооружений зависит от местных условий: площади склада, преимущественных направлений и силы ветров, окружающего ландшафта, зданий, сооружений.

НДТ 2.5 Применение гидроуборки помещений топливоподачи с применением осветленной воды систем ГЗУ или оборотных систем водоснабжения топливоподачи.

НДТ 2.6 Применение пневмовакуумной уборки помещений топливоподачи.

НДТ 2.7 Уплотнение или герметизация поверхностного слоя штабелей твердого топлива на складах при его долгосрочном хранении, чтобы предотвратить поступление в атмосферу загрязняющих веществ и потерь топлива, вызванных окислением угля кислородом воздуха.

НДТ 2.8 Использование ограждений и устройств для пылеподавления или пылеулавливания на узлах пересыпки.

НДТ 2.9 Транспортировка топлива по закрытым галереям с системой аспирации.

НДТ 2.10 Устройство гидроизолирующего покрытия основания угольных складов.

НДТ 2.11 Устройство дренажной системы для сбора поверхностного стока с территории угольных складов с организацией повторного использования собранного фильтрата.

НДТ 2.12 Оснащение мест хранения угля системами непрерывного обнаружения очагов возгорания и нагрева или организация периодического, не реже 1 раза в сутки, тепловизионного обследования складов.

НДТ 2.13 Организация входного контроля качества поставляемого угля.

НДТ 2.14 Усреднение и смешивание углей.

НДТ 2.15 Предварительная сушка топлива.

2.5.2 НДТ снижения выбросов загрязняющих веществ при сжигании твердого топлива

НДТ снижения выбросов ЗВ при сжигании твердого топлива (возможно применение одной или нескольких из перечисленных технологий):

НДТ снижения выбросов золы твердого топлива:

НДТ 2.16 Мокрые скрубберы с трубой Вентури (при эффективности не менее 97 % для установок, введенных в эксплуатацию до 31.12.2000, при сжигании мало- и среднезольных углей).

НДТ 2.17 Эмульгаторы (при эффективности не менее 98 % для установок, введенных в эксплуатацию до 31.12.2000, при сжигании мало- и среднезольных углей).

НДТ 2.18 Электрофильтры (при эффективности не менее 99,5 %).

НДТ 2.19 Рукавные фильтры (при эффективности не менее 99,8 %).

НДТ 2.20 Двухступенчатые золоуловители.

НДТ снижения выбросов оксидов азота NO _x при сжигании твердого топлива:

НДТ 2.21 Режимно-наладочные методы:

НДТ 2.21.1 Нестехиометрическое сжигание.

НДТ 2.21.2 Умеренный контролируемый недожог.

НДТ 2.21.3 Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

НДТ 2.22 Технологические методы, требующие изменения конструкции:

НДТ 2.22.1 Рециркуляция дымовых газов.

НДТ 2.22.2 Малоэмиссионная горелка.

НДТ 2.22.3 Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла.

НДТ 2.22.4 Трехступенчатое сжигание.

НДТ 2.22.5 Концентрическое сжигание.

НДТ 2.22.6 Перевод топки котла с ЖШУ на ТШУ.

НДТ 2.22.7 Сжигание пыли высокой концентрации.

НДТ 2.22.8 Сжигание пыли различного фракционного состава с применением мельниц-активаторов.

НДТ 2.22.9 Ребернинговые мельницы и динамические сепараторы.

НДТ 2.22.10 Горелочные устройства с применением пристенного дутья.

НДТ 2.22.11 Плазмотроны.

НДТ 2.22.12 Безмазутный розжиг с применением электроионизационных воспламенителей (УВЭИ).

НДТ 2.22.13 Низкотемпературное вихревое сжигание (НТВ-технология).

НДТ 2.23 Азотоочистка газов:

НДТ 2.23.1 Селективное некаталитическое восстановление оксидов азота.

НДТ 2.24 Снижения выбросов оксидов серы SО _x при сжигании твердого топлива:

НДТ 2.24.1 Использование топлива с низким содержанием серы.

НДТ 2.24.2 Использование мокрых золоуловителей по двойному щелочному способу.

НДТ 2.24.3 Использование упрощенной мокро-сухой сероочистки.

НДТ 2.24.4 Использование аммиачно-сульфатной технологии сероочистки.

2.5.3 НДТ обращения с золошлаками

Схемы и конструкции систем золошлакоудаления, применяемые на российских ТЭС, разнообразны. Выбор оптимальной схемы и состава технологического оборудования для конкретной ТЭС осуществляется с учетом многих факторов:

- климатические характеристики участка размещения ТЭС;

- характеристики рельефа, доступность и удаленность земельных участков для размещения сооружений и оборудования;

- физические и химические свойства золошлаков, образующихся на ТЭС, их пригодность для различных областей применения;

- доступность воды для подпитки систем ГЗУ;

- рынок потенциальных потребителей золошлаков;

- местные экологические условия, требования и ограничения.

Наилучшая система золошлакоудаления для конкретной ТЭС должна определяться с учетом местных условий, по результатам анализа различных вариантов схем и применяемого оборудования.

Практический российский и мировой опыт показывает, что наилучшим методом обращения с золошлаками является их утилизация, то есть полезное применение для производства продукции, выполнения работ или оказания услуг. Утилизация золошлаков для собственных нужд ТЭС может носить только эпизодический характер, например, при строительстве гидросооружений, устройстве технологических дорог, ликвидации нарушенных земель и горных выработок. Поэтому меры, направленные на утилизацию золошлаков в существенных объемах, реализуемые на ТЭС (организация сбора, хранения, отгрузки, обработки или предпродажной подготовки), в первую очередь, должны быть ориентированы на сбыт золошлаков сторонним организациям.

Внедрение технологий, ориентированных на экономически целесообразный сбыт золошлаков сторонним потребителям, как с точки зрения сокращения расходов ТЭС на золошлакоудаление и получение дополнительных доходов от реализации золошлаков, так и с точки зрения снижения объемов размещаемых отходов и улучшения экологической обстановки в регионе, могут быть признаны НДТ.

Следующие технологии обращения с золошлаками могут быть признаны общими НДТ для угольных ТЭС. При повторном использовании золошлаков необходимо соблюдать требования по экологической безопасности, оформление лицензии или заключения ГЭЭ.

НДТ 2.25 Для новых и действующих ТЭС, сжигающих твердые виды топлива, НДТ являются оборотные гидравлические, а также пневмогидравлические, механические (автотранспортные, конвейерные), пневматические и смешанные системы внутреннего и внешнего золоудаления и оборотные гидравлические системы шлакоудаления, с сухими или гидравлическими сооружениями для накопления, хранения и захоронения золошлаков.

НДТ 2.26 При наличии внешних потребителей материалов на основе золошлаков и экономической целесообразности НДТ является изменение вида системы ЗШУ (например, переход от гидротранспорта к пневмотранспорту или автотранспорту золошлаков), дополнение систем золошлакоудаления технологическими участками, оборудованием для сбора, обработки и отгрузки золошлаков или их отдельных компонентов внешним потребителям. НДТ могут быть любые технологии, направленные на обеспечение сбора, накопления, обработки, подготовки и отгрузки сухой золы, шлаков, золошлаковой смеси или отдельных фракций золошлаков с целью их последующей утилизации на ТЭС или внешними потребителями. Для реализации проектов реконструкции системы ЗШУ может потребоваться государственная экологическая экспертиза проектных материалов и (или) получение лицензии на деятельность по сбору, транспортированию, обработке, утилизации, обезвреживанию, размещению отходов I-IV классов опасности.

НДТ 2.27 Применение материалов на основе сухой золы, шлаков, золошлаковой смеси по следующим направлениям:

- ликвидация горных выработок и рекультивация нарушенных земель;

- ландшафтное строительство, общестроительные работы, устройство насыпей, обратная засыпка траншей и т.п.;

- производство цемента;

- производство бетонных изделий и смесей, причем как облегченных бетонных изделий (газопенобетон, ячеистый бетон), так и тяжелых бетонов, применяемых при строительстве особо ответственных и сложных сооружений - тоннелей, плотин, аэродромных сооружений, автодорог и т.д.;

- производство кирпича;

- улучшение качества почв;

- фильтрующий материал для очистки сточных вод;

- изолирующий материал на полигонах ТКО и других отходов;

- применение в дорожном строительстве для устройства дорожных оснований и дорожных одежд.

Для деятельности по утилизации ЗШО может потребоваться наличие лицензии на деятельность по сбору, транспортированию, обработке, утилизации, обезвреживанию, размещению отходов I-IV классов опасности.

2.6 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.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца и далее по тексту допущена опечатка. Вместо слов "ГОСТ Р 113.38-2-2019" следует читать "ГОСТ Р 113.38.02-2019"

Методические рекомендации, изложенные в ГОСТ Р 113.38-2-2019, предназначены для оценки затрат на снижение выбросов загрязняющих веществ (оксиды азота NO _x, диоксид серы SO ₂, зола твердого топлива) до установленных технологических показателей для газовых и угольных ТЭС.

Основными критериями для выбора НДТ являются:

- требуемая степень снижения выбросов ЗВ (С);

- сроки реализации мероприятий или внедрения технологий (данный критерий характеризует период простоя действующего оборудования);

- капитальные и эксплуатационные затраты на реализацию.

При сжигании твердого топлива, в зависимости от необходимой степени снижения выбросов оксидов азота, выбор наилучших доступных и перспективных технологий для снижения выбросов ЗВ рекомендуется производить из перечней, представленных в таблице 2.13.

Таблица 2.13 - Перечень рекомендуемых наилучших доступных и перспективных технологий для снижения выбросов оксидов азота при сжигании твердого топлива

Необходимая степень очистки, %	Рекомендуемые технологии
Ci 30	1. Контролируемое снижение избытка воздуха. 2. Нестехиометрическое сжигание. 3. Двухступенчатое сжигание с реконструкцией или без. 4. Концентрическое сжигание
30 < Ci 50	1. Двухступенчатое сжигание с реконструкцией или без. 2. Упрощенное трехступенчатое сжигание. 3. Малоэмиссионные горелки. 4. СНКВ
50 < Ci 70	1. Малоэмиссионные горелки. 2. Трехступенчатое сжигание. 3. Нестехиометрическое сжигание + СНКВ
Ci > 70	1. Малоэмиссионные горелки. 2. Малоэмиссионные горелки + СНКВ

При анализе экономических аспектов выбора мероприятий по сокращению выбросов оксидов азота на ТЭС технологические (внутритопочные) методы подавления оксидов азота были ранжированы (определены приоритеты) с учетом вида топлива, минимизации затрат и требуемого снижения фактической концентрации в следующем порядке:

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

- двухступенчатый ввод воздуха (только для котлов ДКД);

- концентрическое сжигание (для котлов, сжигающих бурые угли или высокореакционные каменные угли и оборудованных тангенциальными топками);

- трехступенчатое сжигание, предпочтительно с использованием природного газа, для создания восстановительной среды выше зоны активного горения;

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

Проверенные на большом числе угольных котлов первичные методы (ПМ) отличаются как эффективностью, так и затратами при их реализации на действующих котлах. В таблицах 2.14 и 2.15 приведены данные по эффективности как отдельных, так и комбинации первичных методов.

Таблица 2.14 - Эффективность отдельных ПМ подавления NO _x (в расчете на моноблок 300 МВт)

Технология	Потенциальное сокращение выбросов NО х, %		Время, необходимое для внедрения мероприятия, годы *
	min	max	min	max
Рециркуляция дымовых газов	10	20	1,0	2,0
Двухступенчатое сжигание	20	45	1,5	2,0
Трехступенчатое сжигание (reburning)	25	50	2,5	3,0
Малоэмиссионные горелки	30	40	1,5	2,5
*) Включая проектирование, изготовление и монтаж.

Таблица 2.15 - Эффективность комбинации ПМ подавления NO _x (в расчете на моноблок 300 МВт)

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

Результаты отечественных работ по внедрению методов подавления NO _x на котлах российских котлостроительных заводов практически полностью укладываются в диапазон эффективности ПМ, приведенный в таблицах 2.14 и 2.15.

При сжигании твердого топлива, в зависимости от необходимой степени снижения выбросов золы, выбор наилучших доступных и перспективных технологий рекомендуется производить из перечней, представленных в таблице 2.16.

Таблица 2.16 - Перечень рекомендуемых наилучших доступных и перспективных технологий для снижения выбросов золы при сжигании твердого топлива

Необходимая степень очистки, %	Рекомендуемые технологии
Ci 10	1. Ремонт и наладка ЗУ
10 < Ci 30	1. Для батарейных циклонов: - замена на эмульгатор/скруббер. 2. Для скрубберов/эмульгаторов: - установка эмульгатора в корпусе скруббера; - модернизация эмульгатора. 3. Для электрофильтров: - оптимизация работы (влажностное или химическое кондиционирование); - модернизация ЭФ (установка современных электродов и вспомогательного оборудования)
Ci > 30	1. Для батарейных циклонов: - замена на эмульгатор, рукавный фильтр или ЭФ. 2. Для скрубберов/эмульгаторов: - замена скруббера на эмульгатор; - замена на рукавный фильтр или ЭФ 3. Для электрофильтров: - модернизация ЭФ (увеличение количества полей, увеличение высоты электрофильтра); - установка современных ЭФ или РФ

Обобщенные данные показатели ЗУ различных типов представлены в таблице 2.17.

Таблица 2.17 - Эффективность отдельных мероприятий улавливания твердых частиц, и время, необходимое на их реализацию с использованием действующих угольных котлов

Технология	Степень улавливания твердых частиц, %	Время, необходимое для внедрения мероприятия, мес. *
		min	max
Электрофильтры	не < 99,50	12	18
Эмульгаторы	не < 98 %	10	16
Мокрые скруббера Вентури	не < 97 %	10	16
Рукавные фильтры	Не менее 99,8 %	12	18
* Включая проектирование и монтаж оборудования.

В качестве основной технологии снижения выбросов SO _x предлагается использовать перевод котлов на сжигание топлива с меньшим содержанием серы, перевод котлов с жидкого и твердого топлива на природный газ и мокрые золоуловители (при их наличии) с использованием щелочных свойств золы или двойного щелочного способа.

При окончательном выборе наилучших доступных или перспективных технологий для снижения выбросов ЗВ в энергетических установках необходимо учитывать:

- конструктивные особенности котельной установки, включая установленное пыле-, газоочистное оборудование;

- возможность уменьшения капитальных затрат за счет применения очистного оборудования для снижения выбросов сразу нескольких ЗВ (например, в мокрых скрубберах можно не только улавливать летучую золу, но и за счет использования щелочных свойств золы и раствора гашеной извести снижать выбросы SO ₂);

- возможность внедрения нескольких НДТ на одной энергетической установке без снижения надежности и эффективности ее работы (например, мокрая сероочистка перед рукавным фильтром не может быть внедрена на одной энергетической установке без снижения ее надежности).

2.7 Определение технологических показателей выбросов маркерных загрязняющих веществ для угольных КТЭУ

ГОСТ Р 50831-95 "Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие технические требования" был введен в действие с 01.01.1997 и устанавливал нормативы удельных выбросов (НУВ) в атмосферу твердых частиц, оксидов серы и азота, а также монооксида углерода для вновь вводимых и реконструируемых котельных установок, использующих твердое, жидкое и газообразное топливо раздельно и в комбинации (вводимых на ТЭС до 31.12.2000 и после 01.01.2001). При этом нормативы удельных выбросов были также обязательны для разработчиков проектной документации и изготовителей соответствующего оборудования.

Однако с принятием в 2002 году Федерального закона N 184-ФЗ "О техническом регулировании" все стандарты из статуса обязательных были переведены в статус рекомендательных документов для "добровольного использования". Предложенные в ИТС 38-2017 в качестве альтернативы технологические показатели выбросов маркерных ЗВ для топливосжигающих установок ТЭС мощностью от 50 МВт и выше, ввиду их несоответствия целям российской природоохранной политики, ранее не были утверждены приказом Минприроды, как того требовало российское законодательство (219-ФЗ, ПП РФ от 13.02.2019 N 149).

При определении технологических показателей выбросов маркерных загрязняющих веществ (ЗВ) в данной актуализированной редакции ИТС в соответствии с поручениями Президента РФ и Правительства РФ принималось во внимание, что технологические показатели:

1) должны быть ниже, чем в ИТС 38-2017;

2) должны приближаться к нормативам ГОСТ Р 50831-95;

3) степень приближения к ГОСТ должна:

- обеспечиваться наличием серийных НДТ, по возможности локализованных;

- обеспечиваться техническими возможностями внедрения НДТ на действующих российских ТЭС;

- быть экономически обоснованной и целесообразной.

В этой связи определение технологических показателей выбросов маркерных ЗВ потребовало ранжирование оборудования по следующим критериям:

- по срокам ввода в эксплуатацию;

- по категориям: старое (ввод в эксплуатацию до 31.12.2000), модернизированное (реконструированное) (ввод в эксплуатацию с 01.01.2001 по 31.12.2025), новое (ввод в эксплуатацию с 01.01.2026);

- по тепловой мощности.

Кроме того, технологические показатели выбросов диоксида серы и золы твердого топлива должны быть установлены с учетом состава (сернистости и зольности) углей, как это сделано в ГОСТ Р 50831-95.

В ИТС 38-2017 все оборудование по срокам ввода в эксплуатацию разделено на три "возрастные" группы: "по 31.12.1981", "с 01.01.1982 и введенные "по 31.12.2000" и "с 01.01.2001", что соответствовало научно-техническим концепциям, принятым при проектировании этих возрастных групп котлов. Этим группам по возрасту соответствуют примерно 70 %, 20 % и 10 % действующего в настоящее время на ТЭС оборудования.

В свою очередь, в ГОСТ Р 50831-95 ранжирование оборудования производится по срокам ввода в эксплуатацию на два периода: "до 31.12.2000" и "после 31.12.2000".

Кроме того, анализ оборудования показал, что технологические показатели выбросов всех маркерных загрязняющих веществ в ИТС 38-2017 для первых двух "возрастных групп" оборудования достаточно близки и реально могут быть улучшены за счет оптимизации работы котлов и внедрения известных малозатратных и быстро реализуемых воздухоохранных мероприятий.

С учетом этих особенностей было принято решение по уровню технологических показателей выбросов ЗВ разделить КТЭУ на три группы по срокам ввода в эксплуатацию:

- до 31.12.2000 (старые КТЭУ со сроком эксплуатации от 20 до 70 лет, на которых технологические показатели выбросов ЗВ могут быть улучшены за счет, в основном, относительно малозатратных мероприятий по ремонту или модернизации основного оборудования, а также ремонту, модернизации или замены золоуловителей);

- с 01.01.2001 по 31.12.2025 (котлы, разработанные и внедренные без учета современных воздухоохранных технологий, но которые превосходят технологические показатели ИТС 38-2017 и максимально приближены к нормативам удельных выбросов ГОСТ Р 50831-95);

- с 01.01.2026 (новые современные КТЭУ, ввод которых в эксплуатацию невозможен без безусловного выполнения требований ГОСТ Р 50831-95 для всех маркерных ЗВ, включая диоксид серы).

Значения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ устанавливаются для действующих КТЭУ в зависимости от срока ввода оборудования в эксплуатацию. Под "оборудованием" понимается: "котел" или "ГТУ" для технологических показателей выбросов SO ₂ (в случае отсутствия сероочистки), NO _x и СО; "золоуловитель" для технологических показателей выбросов золы твердого топлива и "установка сероочистки" (при наличии) для технологических показателей выбросов диоксида серы. Для двухкорпусных котлов в составе дубль-блоков технологические показатели выбросов маркерных ЗВ устанавливаются на каждый отдельный корпус.

Для первой возрастной группы оборудования технологические показатели устанавливались в соответствии с предложенной и принятой ТРГ 38 методологией (см. п. 2.2). При обработке результатов анкетирования этой группы не учитывались КТЭУ, выбросы маркерных ЗВ которых превышали соответствующие технологические показатели выбросов в ИТС 38-2017.

Введение более строгих ограничений для КТЭУ данной группы нецелесообразно по следующим соображениям:

- имеются технические ограничения (отсутствие площади) для применения на этих КТЭУ новых средств ограничения выбросов;

- в связи с тем, что единственной наилучшей доступной мерой ограничения выбросов SO ₂ для "старых" котлов признано применение топлива с низким содержанием серы, предельные значения технологических показателей по выбросам SO ₂ принимаются равными расчетным значениям удельных выбросов SO ₂ с учетом приведенной сернистости топлива;

- многие КТЭУ в обозримом будущем будут выведены из эксплуатации или реконструированы в связи с относительно низкими показателями энергоэффективности, надежности, промышленной безопасности или экономической рентабельности.

Для второй возрастной группы, наряду с методологией определения технологических показателей, учитывались наличие и возможность внедрения серийных (в первую очередь, локализованных) НДТ для максимального приближения технологических показателей выбросов к требованиям ГОСТ Р 50831-95. На данных КТЭУ, в частности, должны быть реализованы НДТ по снижению выбросов диоксида серы.

Третья возрастная группа предполагает новые современные КТЭУ, выбросы ЗВ из которых не превышают технологические показатели ГОСТ Р 50831-95.

Анализ результатов анкетирования КТЭУ показал, что фактические выбросы монооксида углерода СО для всех возрастных групп не превышают нормативов ГОСТ Р 50831-95. Поэтому они были приняты в качестве технологических показателей выбросов СО: 300 мг/м ³ при сжигании углей в топках с ЖШУ и 400 мг/м ³ - с ТЖУ. Как было показано выше, выбросы диоксида серы и золы твердого топлива определяются только составом топлива и не зависят от мощности (паропроизводительности) КТЭУ. Выбросы СО определяются температурными условиями и локальными концентрациями кислорода в зоне активного горения и не зависят от входной тепловой мощности (паропроизводительности) КТЭУ.

За КТЭУ с входной тепловой мощностью более 500 МВт (паропроизводительностью более 670 т/ч) в качестве золоуловителей устанавливаются только электрофильтры или рукавные фильтры, которые заметно эффективнее остальных типов ЗУ. В этой связи принято решение принять для этих мощных КТЭУ более жесткие технологические показатели выбросов золы твердого топлива.

Определенные таким образом значения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ при сжигании твердых топлив приведены в таблицах 2.18 и 2.19, а также в Приложении Б.

Таблица 2.18 - Технологические показатели (ТП) выбросов диоксида серы и золы твердого топлива при сжигании углей, мг/м ³

Источник	Ввод оборудования * в эксплуатацию
	до 31.12.2000		с 01.01.2001 по 31.12.2025		с 01.01.2026
	SO 2 1),2 ), 4)	Зола твердого топлива 4)	SO 2 1), 2), 4)	Зола твердого топлива 4)	SO 2 1), 2), 4)	Зола твердого топлива 4)
ИТС 38-2017	S р 1 %: 3000-4000 S р > 1 %: 5800	900-1200	300 МВт эл: 1400 > 300 МВт эл: 1200	200-250
ГОСТ Р 50831-95	2000-3400	300 МВт эл: 150-500 > 300 МВт эл: 100-400	700-1400	300 МВт эл: 150-250 > 300 МВт эл: 50-150	700-1400	300 МВт эл: 150-250 > 300 МВт эл: 50-150
Проект ИТС 38-2022	S r 0,5 %: 1400 S r > 0,5 %: 3000	Для котлов с входной тепловой мощностью менее 500 МВт (паропроизводительностью менее 670 т/ч) при: А r < 10 %: 600; 10 А r 20 %: 600-900 3); А r > 20 %: 900. Для котлов с входной тепловой мощностью от 500 МВт и более (паропроизводительностью от 670 т/ч и более) при: А r < 30 %: 250 А r 30 %: 800	S r 0,5 %: 700 S r > 0,5 %: 1400	Для котлов с входной тепловой мощностью менее 500 МВт (паропроизводительностью менее 670 т/ч): 250 Для котлов с входной тепловой мощностью от 500 МВт и более (паропроизводительностью от 670 т/ч и более): 150	S r 0,5 %: 700 S r > 0,5 %: 1400	Для котлов с входной тепловой мощностью менее 300 МВт (паропроизводительностью менее 420 т/ч) при: А r < 10 %: 150 10 А r 20 %: 150-250 3); А r > 20 %: 250 Для котлов с входной тепловой мощностью от 300 МВт и более (паропроизводительностью от 420 т/ч и более) при: А r < 10 %: 50 10 А r 20 %: 50-150 3); А r > 20 %: 150
* Под "оборудованием" понимается: "Золоуловитель" для технологических показателей выбросов золы твердого топлива и "Установка сероочистки" (при наличии) для технологических показателей выбросов диоксида серы; 1) при наличии за котельной установкой аппаратов сероочистки дымовых газов приведенные в таблице технологические показатели выбросов диоксида серы с учетом эффективности сероочистки умножаются на коэффициент: 0,6 - при применении мокро-сухой сероочистки; 0,3 - при применении мокрой сероочистки; 2) для котельных установок, сжигающих угли с содержанием серы S r более 1,0 %, поставляемые с угледобывающих предприятий (угольных разрезов), расположенных в районе до 50 км от монопрофильных муниципальных образований в регионах Сибирского и Дальневосточного федеральных округов, допускается содержание диоксида серы не более 5800 мг/м 3; 3) технологические показатели выбросов золы твердого топлива принимаются путем интерполяции значений в указанных пределах зольности топлива, причем большие значения выбросов относятся к большим значения зольности; 4) для определения технологических показателей выбросов золы твердого топлива и диоксида серы принимаются максимальные значения соответственно содержания золы и серы для данного топлива.

Таблица 2.19 - Технологические показатели (ТП) выбросов оксидов азота NO _x и СО при сжигании углей, мг/м ³

Источник	Ввод оборудования * в эксплуатацию
	до 31.12.2000		с 01.01.2001 по 31.12.2025		с 01.01.2026
	NO x 1)	СО	NO x 1)	СО	NO x 1)	СО
ИТС 38-2017	ТШУ: 1000-1400 ЖШУ: 1650	400	300МВтэ: 640 > 300 МВтэ: 570	400
ГОСТ Р 50831-95	БУ: 320-370 КУ: 470-700	ТШУ: 400 ЖШУ: 300	БУ: 300 КУ: 470-640	ТШУ: 400 ЖШУ: 300	БУ: 300 КУ: 470-640	ТШУ: 400 ЖШУ: 300
Проект ИТС 22-2022	БУ(ТШУ/ЖШУ): 600/800 КУ(ТШУ/ЖШУ: 800/1000	ТШУ: 400 ЖШУ: 300	БУ(ТШУ/ЖШУ): 500/500 КУ(ТШУ/ЖШУ): 550/650	ТШУ: 400 ЖШУ: 300	БУ (ТШУ/ЖШУ): 300/300 КУ (ТШУ/ЖШУ): 470/640	ТШУ: 400 ЖШУ: 300
* Под "оборудованием" понимается: "Котел" для технологических показателей выбросов NO x и СО; 1) азота оксид NO, азота диоксид NO 2, - суммарно в пересчете на азота диоксид. Обозначения: БУ - бурые угли, включая обогащенные; КУ - каменные угли, антрацит; ТШУ - твердое шлакоудаление; ЖШУ - жидкое шлакоудаление.

2.8 Перспективные технологии

2.8.1 Суперсверхкритические параметры (ССКП) пара

Для дальнейшего повышения энергетической эффективности паротурбинных энергоблоков, которая ограничивается жаропрочностью стальных труб перлитного класса (для поверхностей нагрева котла и главных паропроводов) и металла роторов турбин (роторов ЦВД и ЦСД), необходимо повышение параметров свежего пара.

В настоящее время в мире насчитывается более сотни энергоблоков на ССКП (с давлением пара 24-30 МПа, температурой 580-650 °С), построенных преимущественно в Китае, США, Германии, Дании, Японии с использованием конструктивных элементов из более дорогих аустенитных сталей [43].

В России в настоящее время нет эксплуатируемых блоков на ССКП, однако имеются проекты их создания, разработанные научными организациями совместно с заводами по производству котлов. Основные технические показатели одного из разрабатываемых вариантов представлены в таблице 2.20.

Таблица 2.20 - Основные показатели проектируемого энергоблока 660 МВт

Параметр	Величина/размерность
Номинальная мощность	660 МВт
Давление перегретого пара	28 МПа
Температура перегретого пара/Температура пара промперегрева	600/600 °С
Диапазон регулирования без изменения состава оборудования	100-60 %
Диапазон регулирования с подсветкой растопочным топливом	100-40 %
КПД нетто	44,5-45,4 %
Расход электроэнергии на собственные нужды	6 %
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии	276 т.у.т/
Полный срок службы	не менее 40 лет
Расчетный ресурс оборудования	не менее 200 тыс. час
Концентрация NO x в дымовых газах	200 мг/м 3
Концентрация SO x в дымовых газах	200 мг/м 3
Концентрация летучей золы в дымовых газах	30 мг/м 3

Повышение цены на топливо для угольных ТЭС и прогресс в металлургии высоколегированных сталей обеспечили возможность повышения температуры острого пара и пара промежуточного перегрева до 600 °С и более с сохранением достаточного уровня надежности и долговечности.

Как показал обзор зарубежных и отечественных тепловых схем на ССКП, стандартной для энергоблоков нового поколения стала начальная температура пара и/или температура промежуточного перегрева 580-600 °С. Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения рассчитано на начальное давление 24-29 МПа при единичной мощности в диапазоне 600-1100 МВт. При этом создание блоков ССКП целесообразно только на наиболее "экологически грязном" твердом топливе. Эффективность сжигания природного газа может быть повышена другими методами, например, за счет применения схемы парогазовой установки (ПГУ).

2.8.2 Газификация твердого топлива

К перспективным технологиям в области подготовки твердого топлива на ТЭС можно отнести газификацию топлива, представляющую собой термохимический процесс взаимодействия топлива с газо- или парогазообразными реагентами, содержащими окислитель (обычно кислород), в целях получения горючих газов. Данный процесс близок к горению топлива, но при газификации частичное окисление топлива происходит при недостатке кислорода. При этом вся органическая масса топлива превращается в газ, а минеральная претерпевает некоторые изменения при температуре 900-1000 °С и остается в твердом или жидком состоянии (в форме шлакового расплава) [44].

Газификация твердого топлива позволяет:

- получить газ - более экологически чистое энергетическое топливо, обеспечивающее снижение выбросов оксидов углерода при сжигании;

- значительно (до 50 % и выше) увеличить энергетический КПД ТЭС включением в ее тепловую схему парогазовых установок, работающих на очищенном генераторном газе;

- использовать на ТЭС низкосортные топлива, по запасам которого Россия занимает первое место в мире.

При газификации твердого топлива зола практически не поступает в котел, при этом повышается надежность его работы. Кроме того, вяжущие свойства получаемой золы позволяют использовать ее в строительстве.

При газификации топлива в кипящем слое отпадает необходимость пылеприготовления, что упрощает подготовку топлива и позволяет организовывать очистку только генераторного газа, объем которого на порядок меньше, чем объем дымовых газов. Следовательно, газификация топлива позволяет получить как экологические, так и экономические преимущества.

Для крупных ТЭС газификация топлива может осуществляться под давлением, что позволит улучшить технико-экономические показатели процесса и использовать мощные парогазовые установки с включением в них расширительных газовых турбин (рисунок 2.41), приводящих в действие воздушные компрессоры, сжимающие воздух, направляемый на газификацию [39].

Рисунок 2.41 - Схема газотурбинной ТЭС с предварительной газификацией топлива и с расширительной турбиной:

1 - газификатор горнового типа; 2 - подогреватель; 3 - дожимающий компрессор; 4 - расширительная газовая турбина; 5 - камера сгорания высокого давления; 6 - газовая турбина высокого давления; 7 - компрессор высокого давления; 8 - камера сгорания низкого давления; 9 - газовая турбина низкого давления; 10 - компрессор низкого давления; 11 - газоохладитель

Для организации процессов газификации топлива на ТЭС необходимы газификаторы горнового типа, соответствующие по производительности крупным энергоблокам. Наиболее перспективны в настоящее время газификаторы с кипящим циркулирующим слоем под давлением 1-3 МПа. В этом случае для энергоблока, например, мощностью 500 МВт потребуется 2-3 газификатора, производительность которых составляет 50-100 т/ч по твердому топливу при интенсивности газификации до 10 т/(м ²ч) по топливу. Подобные газификаторы построены и проходят испытания на электростанциях в США, странах Европы и Азии, в частности, в Китае.

Работы по внедрению внутрицикловой газификации ведутся и в России. Газификаторы с кипящем слоем разрабатываются в Институте горючих технологий (Москва), в Ленгипрогазе (Санкт-Петербург). В ОАО "ВТИ" разработан и прошел испытания газификатор горного типа, предназначенный для установки на угольных электростанциях.

Газификация осуществляется путем химических превращений содержащегося в угле углерода и водяных паров при высоких температурах с образованием смеси горючих газов (CO, H ₂, CH ₄). Необходимая для протекания реакций теплота выделяется за счет сжигания части угля. Содержащаяся в угле сера переходит в сероводород, который удаляется из генераторного газа с помощью промышленно освоенных и экономически эффективных процессов. В итоге газификации из угля получают чистый горючий газ и теплоту, которая может быть полезно утилизирована [39]. Принципиальные схемы ПГУ с газификацией угля показаны на рисунке 2.42.

Рисунок 2.42 - Принципиальные схемы ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива:

I - кислородное дутье; II - воздушное дутье;

основные элементы схемы: 1 - кислородная станция; 2 - газификация; 3 - охлаждение сырого газа; 4 - очистка газа; 5 - выделение серы; 6 - ГТУ; 7 - котел-утилизатор; 8 - парогазовая турбина; 9 - конденсатор; 10 - дымовая труба; 11 - нагнетатель, повышающий давление воздуха;

материальные потоки: а - воздух; б - кислород; в - уголь; г - сырой газ; д - очищенный газ; е - сорбент; ж - сорбент; з - зола; и - пыль; к - пар; л - вода; м - уходящие газы

Кислород или сжатый воздух и пар подаются в реактор (газогенератор, газификатор), в который поступает также предварительно подготовленный уголь. В газификаторе осуществляется частичное окисление угля с образованием горючего (генераторного, синтетического) газа, содержащего в основном CO и H ₂, а также (в зависимости от технологии) N ₂, CO ₂, H ₂O и золу, которая выводится через шлюз. Генераторный газ очищается от остатков золы и соединений серы, после чего сжигается в камере сгорания ГТУ. Теплота отработавших в ГТУ газов, а также теплота, отводимая в процессах газификации и охлаждения генераторного газа, используется для выработки и перегрева пара, поступающего в паровую турбину и на газификацию.

Чистый генераторный газ, сжигаемый в камере сгорания ГТУ, выбросы оксидов серы в атмосферу практически отсутствуют.

Наиболее проработанными технологиями являются газификация угля в: а) насыпном слое; б) кипящем слое (КС); в) потоке. Газификатор с насыпным слоем требует применения угля определенной крупности, который не должен спекаться, чтобы обеспечить газопроницаемость слоя. Газификация в КС должна происходить при температуре ниже температуры точки размягчения золы.

Это требует увеличения времени пребывания частиц в зоне реакции и большего объема аппарата. При газификации угольной пыли в потоке окислителя нет особых требований к качеству угля. Вследствие высокой температуры газа на выходе из газификатора он свободен от смол и других конденсирующихся соединений.

Стоимость систем охлаждения и очистки генераторного газа составляет 15-20 % общей стоимости ТЭС. По экспертным оценкам, применение мокрой очистки газов снижает КПД ПГУ на 1 %. Охлаждение генераторного газа с 1400 °С до 800 °С путем рециркуляции охлажденного газа приводит к уменьшению КПД ПГУ примерно на 1 %.

Считается возможным в газификаторах с КС, добавляя в слой сорбент, связывать в процессе газификации угля свыше 90 % серы, а также улавливать при температурах 540...600 °С частицы пыли и соединения щелочных металлов в одном устройстве.

Независимо от технологии газификации, примерно одинаковая часть энергии (высшей теплоты сгорания) угля переходит в горючий газ и теплоту - от 94,4 % до 95,8 %. Наибольшая степень преобразования химической энергии угля в теплоту сгорания генераторного газа достигается в газификаторе с насыпным слоем и низкой температурой газа на выходе.

2.8.3 Перспективные системы обращения с ЗШО на ТЭС

2.8.3.1 Полувлажная технология внутреннего шлакоудаления

Конструктивные решения таких систем относительно просты. Под всей холодной воронкой котла устанавливается лотковый, скребковый транспортер с водяной ванной. В системе применяются скребковые цепные конвейеры типа КЗМКО с погруженными скребками в термостойком исполнении для линий шлакоудаления с шириной короба до 1500 мм.

Для охлаждения шлака возможно использование стоков гидроуборки тракта топливоподачи. Решение позволяет утилизировать загрязненные стоки, улучшить баланс водопотребления и водоотведения, снизить нагрузку на очистные сооружения стоков гидроуборки. Расход воды составляет от 150 литров до 2,8 м ³ на тонну шлака - в зависимости от конструктивных решений изготовителя. Шлак транспортируется лотковым транспортером в контейнеры для последующей погрузки на грузовик с целью перевозки на золоотвал. На отвале шлак укладывается влажным, поэтому дополнительное увлажнение не требуется.

Технология применима для небольших котлов при сжигании малозольных углей, т.е. с небольшими объемами образования шлака. В случае внедрения схемы полувлажного шлакоудаления большей производительности потребуется строительство промежуточного бункера, возможно, за пределами главного корпуса, с подачей шлака конвейером и с системой обезвоживания и возврата воды на повторное использование. Имеется опыт применения технологии на ряде зарубежных станций, энергоблоке N 1 Березовской ГРЭС.

2.8.3.2 Безводные технологии внутреннего шлакоудаления

На зарубежных ТЭС применяется промышленная технология безводного удаления шлака от котлов энергоблоков различной мощности - пневмомеханическое шлакоудаление (ПМШУ) [36].

Эта технология позволяет отгружать сухой шлак в крупно- или мелкодробленом виде, а также шлаковую пыль требуемого фракционного состава. Производительность установок ПМШУ является регулируемой и составляет от 0,5 т до 50 т шлака в час. Технология ПМШУ применяется только на котлах с твердым шлакоудалением - для котлов с жидким шлакоудалением она не применима.

Разработчики технологии указывают в качестве основных преимуществ использования ПМШУ по сравнению с традиционными системами гидрошлакоудаления (ГШУ) на ТЭС:

- снижение себестоимости удаления шлака в 2 и более раза;

- повышение КПД котла не меньше, чем на 0,35-0,40 %;

- относительно низкий уровень недожога в шлаке.

2.8.3.3 Гранулирование золошлаков

В ряде случаев целесообразно применение гранулирования золошлаков с рН водной вытяжки более 10 по экономическим и экологическим критериям, например, золошлаков Канско-Ачинского угольного бассейна [42]. Эти золошлаки отличаются относительно высоким содержанием оксида кальция, в результате чего они обладают свойством самостоятельного твердения после увлажнения. Технология грануляции включает сбор сухой золы и обезвоживание шлака, увлажнение золы водой или сточными водами (например, водоподготовительных установок) в смесителях, грануляцию золошлаков в тарельчатых или валковых грануляторах, предварительное твердение гранул на конвейере, промежуточное складирование, транспортировку их на хранение в гранулохранилище.

Зольные гранулы представляют собой, в основном, сферические частицы фракции 10-20 мм с прочностью на сжатие до 0,5 МПа через 1 час и 3,5-10 МПа через 28 суток хранения, насыпной плотностью 800-900 кг/м ³, плотностью зольного камня 1330-1500 кг/м ³. Способность выщелачивания снижается по сравнению с исходной золой в 8-10 раз.

Отмечаются следующие преимущества данной технологии ЗШУ:

- отсутствие пыления открытых гранулохранилищ без применения дополнительных мер пылеподавления;

- отсутствие загрязненных дренажных вод от гранулохранилищ;

- золошлаки в виде гранул сохраняют основные потребительские свойства, необходимые для их полезного применения.

Применение данной технологии рекомендуется для ТЭС с любым объемом выхода золошлаков с рН водной вытяжки более 10.

Технология была разработана и опробована в полупромышленных условиях специалистами УралОРГРЭС (г. Екатеринбург), УГТУ-УПИ (г. Екатеринбург), Ростовского отделения института "Теплоэлектропроект", Сибирского отделения Всероссийского научно-исследовательского института гидротехники (СибВНИИГ). В промышленных масштабах технология не применялась.

2.8.4 Аммиачно-сульфатная установка сероочистки

Установки сероочистки, сооруженные на Дорогобужской ТЭЦ и проработавшие с 1995 года по 2003 год, до перевода ТЭЦ на сжигание газа, являются примером применения отечественных разработок в области сероочистки дымовых газов [45-47]. Эффективность очистки дымовых газов при сжигании угля с приведенным содержанием серы выше 0,045 % кг/МДж составляла 98 %. Продукт аммиачно-сульфатной сероочистки - сульфат аммония - успешно реализовывался как ценное азотное удобрение, принося Дорогобужской ТЭЦ дополнительный доход. Помимо этого, аммиачно-сульфатная технология позволяет снизить выбросы оксидов азота на 25-35 %, а также уменьшить выбросы тонкой летучей золы.

На рисунке 2.43 представлен один из вариантов принципиальной схемы аммиачно-сульфатной установки сероочистки дымовых газов.

Рисунок 2.43 - Принципиальная технологическая схема установки аммиачно-сульфатной сероочистки:

1 - абсорбер; 2 - циркуляционный насос; 3 - нагнетатель; 4 - емкость нейтрализатор; 5 - напорная емкость; 6 - выпарной аппарат; 7 - подогреватель дымового газа; 8 - склад аммиака; 9 - емкость для маточного раствора; 10 - гидроциклон; 11 - центрифуга; 12 - сушильный барабан

По своему назначению оборудование установки аммиачно-сульфатной сероочистки [45] разделено на 2 основных технологических узла: узел очистки дымового газа и узел приготовления сульфата аммония.

Неочищенный дымовой газ нагнетателем (3) подается в абсорбер сероочистки (1), орошаемый раствором сульфит-бисульфит-сульфата аммония, где происходит улавливание диоксида серы из газа и частичное улавливание оксидов азота (на 25-35 %). Затем очищенный дымовой газ подогревается и выбрасывается в атмосферу через дымовую трубу. Рабочий поглотительный раствор сульфит-бисульфит-сульфата аммония из нижней части абсорбера, в которую подается воздух для окисления непрореагировавшего сульфита аммония с образованием сульфата аммония, подается на три яруса орошения абсорбера с помощью циркуляционного насоса (2). Часть раствора отводится в гидроциклон (10), в котором раствор, содержащий кристаллы сульфата аммония, отделяется от осветленного раствора сульфит-бисульфита аммония, и через напорную емкость (5) подается в выпарной аппарат (6), где происходит рост кристаллов сульфата аммония, а оттуда - в центрифугу (11), в которой кристаллы сульфата аммония отделяются от маточного раствора и поступают в сушильный барабан (12), на выходе из которого получается готовый продукт - кристаллический сульфат аммония.

Все технологическое оборудование такой сероочистки может быть изготовлено в России без закупки дорогостоящих узлов за границей. Разработанные технологические решения по применению технологии аммиачно-сульфатной сероочистки на энергетических котлах защищены патентами.

Основная цель технологии (таблица 2.21) - снижение концентрации диоксида серы в уходящих дымовых газах вплоть до 200 мг/м ³ ниже. Данная технология позволяет наряду с оксидами серы снизить на 25-35 % выброс оксидов азота и тонких частиц летучей золы. Побочный продукт сероочистки - сульфат аммония - является эффективным удобрением, обогащенным микроэлементами. Продажа сульфата аммония позволит сократить сроки окупаемости капитальных вложений в сероочистку, что особенно актуально для сжигания угля с содержанием серы выше 0,045 % кг/МДж.

Таблица 2.21 - Основные показатели аммиачно-сульфатной сероочистки

Технологические показатели	Аммиачно-сульфатная сероочистка
Достижимая степень сероочистки, %	99,5 и более
Достижимая конечная концентрация SO 2, мг/м 3	100 и менее
Увеличение расхода энергии на собственные нужды, %	1,4-1,5
Качество получаемого продукта сероочистки	Удобрение - сульфат аммония, ГОСТ 9097-82
Удельные капитальные вложения, $/кВт	35-65

2.8.5 Комбинированный золоуловитель для пылеугольных котлов, сжигающих экибастузские и кузнецкие угли

В России определенную сложность представляет очистка дымовых газов в электрофильтрах на крупных энергоблоках от твердых частиц до уровня перспективных требований (30-50 мг/м ³) при сжигании углей с неблагоприятными электрофизическими свойствами золы, таких как экибастузский, кузнецкий, нерюнгринский. Особенно сложно улавливать наиболее вредные тонкодисперсные частицы размером менее 10 мкм.

Использование рукавных фильтров в целом решает указанную проблему, но связано со значительными эксплуатационными затратами и осложнено рисками в связи с отсутствием их локализации.

Современные золоуловители помимо высокой эффективности очистки газов (не менее 99,7 %) должны удовлетворять следующим требованиям:

- возможность очистки больших объемов газов;

- компактность;

- умеренное гидравлическое сопротивление;

- обеспечение высокой эффективности очистки дымовых газов при изменениях объемного расхода, состава и параметров этих газов.

Для выполнения этих требований перспективной и коммерчески целесообразной является технология двухступенчатой сухой комбинированной очистки [48]. Она позволяет не только обеспечить очистку дымовых газов мощных угольных энергоблоков от летучей золы (включая частицы субмикронных размеров) до остаточной запыленности на уровне не более 30 мг/м ³, но и дает возможность улавливания соединений тяжелых металлов, в первую очередь, ртути.

В основу технологии заложена идея объединения двух различных золоуловителей (электрофильтра и рукавного фильтра) в одно устройство с целью совмещения достоинств этих аппаратов (рисунок 2.44). Такое сочетание позволяет интенсифицировать процессы очистки на двух ступенях и сократить габариты оборудования.

Рисунок 2.44 - Принципиальная схема комбинированного золоуловителя

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

Стоимость аппарата с комбинированной очисткой дымовых газов от летучей золы до остаточной запыленности 30 мг/м ³ оценивается примерно на 30 % ниже стоимости электрофильтра c такой же степенью очистки.

Разработка технологии сухой комбинированной очистки методом электростатического осаждения с последующей фильтрацией позволит создать современный высокоэффективный золоуловитель с характеристиками мирового уровня (таблица 2.22).

Таблица 2.22 - Характеристики комбинированного золоуловителя

Показатели	Комбинированный золоуловитель	Электрофильтр
Очистка больших объемов дымовых газов	да	да
Максимальная входная запыленность, г/м 3	до 100	до 60
Выходная запыленность, мг/м 3	20	100
Степень очистки, %	99,95	99,80
Зависимость степени очистки от УЭС золы	нет	да
Габаритные размеры по отношению к электрофильтру	0,7	1
Кап. затраты по отношению к электрофильтру	0,7	1
Эффективное улавливание субмикронных частиц	да	нет
Возможность улавливание соединений ртути и других тяжелых металлов	да (до 90 %)	нет

Технология очистки дымовых газов от твердых частиц методом фильтрации с их предварительной зарядкой широко 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 7 и более электрополей.

Достоинством технологии комбинированных фильтров является экономия средств на реконструкцию ранее установленных электрофильтров для достижения более жестких экологических нормативов путем сохранения существующей структуры (части полей, конструктивных элементов).

2.8.6 Установки азотоочистки по технологии селективного каталитического восстановления (СКВ)

Технология селективного каталитического восстановления оксидов азота реализуется при температуре очищаемых газов 300-450 °С в специальном каталитическом реакторе с применением в качестве реагента аммиака, аммиачной воды или карбамида [29]. Принципиальная схема установки СКВ с использованием сжиженного аммиака приведена на рисунке 2.45.

Рисунок 2.45 - Схема установки СКВ с применением аммиака

Основным элементом установки СКВ являются каталитические элементы, состоящие из носителя и нанесенного на его поверхность или включенного в состав катализатора на основе оксидов титана, ванадия и вольфрама (молибдена).

Для очистки газов пылеугольных ТЭС могут применяться различные типы катализаторов: сотовые или пластинчатые.

Основными преимуществами технологии СКВ по сравнению с технологией СНКВ являются:

- более высокая эффективность азотоочистки - до 90 %;

- низкий уровень проскока аммиака через установку - менее 5 мг/м ³;

- более низкие удельные эксплуатационные затраты на реагенты и пар собственных нужд;

- возможность обеспечения заданной степени очистки газов от оксидов азота независимо от изменения нагрузки котла и качества сжигаемого угля.

Недостатками установок СКВ являются:

- высокие удельные капитальные затраты 4500 7500 руб./кВт;

- необходимость периодической замены катализатора;

- сложность размещения реактора в ячейке котла при реконструкции котельного агрегата;

- большой объем строительно-монтажных работ при сооружении установки.

Опыт применения технологии СКВ в энергетике России ограничен двумя установками СКВ, эксплуатируемыми некоторое время на газомазутных котлах производительностью 500 т/ч ТЭЦ-27 Мосэнерго с 1997 года. Опыта эксплуатации установок СКВ на пылеугольных котлах в России нет.