Раздел 3. Производство энергии при сжигании газообразных топлив

Раздел 3 Производство энергии при сжигании газообразных топлив

В таблице 3.1 представлена структура генерирующих мощностей газомазутных ТЭС России (централизованной зоны энергоснабжения) на 01.01.2016.

Таблица 3.1 - Структура генерирующих мощностей газомазутных ТЭС России (централизованная зона энергоснабжения) на 01.01.2016

	Установленная мощность, МВт	Кол-во, ед.	Газ + жидкое топливо
			Установленная мощность, МВт	Кол-во, ед.
ТЭС, всего	161285,9	2249	105598,1	1510
ПСУ 24 МПа	44103,0	120	31414,0	83
ПСУ 13 МПа	70670,6	680	40637,3	403
ПСУ 9 МПа и менее	22626,8	985	9661,3	560
ПГУ	17648,0	74	17648,0	74
ГТУ	5896,2	226	5896,2	226
Прочие*	341,2	164	341,2	164
КЭС, всего	71014,7	536	45616,0	382
ПСУ 24 МПа	38079,0	96	26110,0	62
ПСУ 13 МПа	20123,3	107	9688,3	50
ПСУ 9 МПа и менее	3792,0	87	797,3	24
ПГУ	6614,0	18	6614,0	18
ГТУ	2105,2	85	2105,2	85
Прочие	301,2	143	301,2	143
ТЭЦ, всего	90271,1	1713	59982,0	1128
ПСУ 24 МПа	6024,0	24	5304,0	21
ПСУ 13 МПа	50547,3	573	30949,0	353
ПСУ 9 МПа и менее	18834,8	898	8864,0	536
ПГУ	11034,0	56	11034,0	56
ГТУ	3791,0	141	3791,0	141
Прочие	40,0	21	40,0	21
Примечание - * Прочие - дизельные генераторы (ДЭС), газопоршневые агрегаты (ГПА), детандергенераторы (ДГА), ВИЭ и др.

3.1 Описание технологических процессов

На газотурбинных ТЭС рабочим телом являются высокотемпературные продукты сгорания под давлением. Для его получения в газотурбинных установках (ГТУ) природный газ сжигается в камерах сгорания, куда также подается воздух из компрессора (рисунок 3.1). Далее рабочее тело поступает в газовую турбину, где его энергия преобразуется в кинетическую энергию ротора ГТУ, используемую для привода воздушного компрессора и электрогенератора. Электрический КПД современных ГТУ достигает 36-39,5 %. [45].

Рисунок 3.1 - Принципиальная схема ГТУ

Температура отходящих из ГТУ газов достаточно высока. Поэтому в ряде случаев их используют для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю в виде горячей воды или пара, получаемых в специальных газо-водяных теплообменниках (подогревателях). Такие электростанции называются ГТУ-ТЭЦ и имеют коэффициент полезного использования теплоты топлива (КИТ) до 85 % (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Схема ГТУ-ТЭЦ

Парогазовые конденсационные ТЭС комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), которые представляют комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность и эффективность с электрическим КПД до 58 % и выше (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Принципиальная схема парогазовой установки
(К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; Г - электрогенератор; КУ - котел-утилизатор; ПТ - паровая турбина; К - конденсатор; ПН - питательный насос)

Еще большей эффективность имеют ПГУ-ТЭЦ, на которых за счет выработки дополнительно тепловой энергии коэффициент использования тепла топлива достигает 84-84 % (рисунок. 3.4).

Рисунок 3.4 - Принципиальная схема ПГУ-ТЭЦ

По своей структуре тепловые электростанции делятся на блочные и с поперечными связями.

Газообразные топлива подаются на ТЭС по газовым трубопроводам (газопроводам) из газовых скважин либо из газовых хранилищ. Природный газ из различных скважин различается по качеству. Очистка газа происходит на месте добычи для снижения проблем транспортировки по трубопроводам.

В энергетических установках можно использовать целый ряд газов. Если давление в питающем трубопроводе превышает нужную величину давления на входе в энергетические установки, нужно провести декомпрессию газа. Это обычно происходит в дополнительной турбине для возврата некоторой части энергии, использованной для его сжатия. Затем газ подается по трубам на топливосжигающую энергетическую установку.

В газовых турбинах для прямого сжигания используются только очищенные газы. При этом также нужно провести декомпрессию природного газа, если давление в трубопроводе превышает нужное давление на входе газовой турбины. Адиабатическое охлаждение декомпрессированного газа может быть использовано для охлаждения воздуха, поступающего на компрессор газовой турбины.

Газообразное топливо для ГТУ, поступающее при давлении ниже рабочего, должно пройти компрессию (сжатие) до достижения необходимой величины давления на входе камеры сгорания конкретной газовой турбины.

Транспортировка природного газа на ТЭС осуществляется по магистральным газопроводам после предварительной обработки на газовых заводах. Обработка газа перед его доставкой включает в себя:

- очистку газа от механических примесей;

- глубокую очистку от сернистых соединений (допустимое остаточное содержание H₂S не более 0,02 г/м³, или 0, 0013 %);

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

- осушение газа;

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

Газ, прошедший обработку и поступающий по газопроводу на ТЭС, имеет низкую влажность и содержание высших углеводородов и практически не содержит серы. Подача газа на ТЭС осуществляется с помощью газоперекачивающих станций по магистральным газопроводам под давлением. Газопроводы оборудуются сигнализацией максимального и минимального давлений газа, проверки исправности которой проводятся не реже 1 раза в месяц.

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

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

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

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

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

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

В таблице 3.2 представлены методы снижения выбросов NO_x в атмосферу не требующие технического переоснащения и реконструкции.

Таблица 3.2 - Методы снижения выбросов NO_x и СО в атмосферу не требующие технического переоснащения и реконструкции

Метод	Описание
Упрощенное двухступенчатое сжигание	Метод основывается на использовании одной или нескольких горелок (предпочтительно в верхнем ярусе горелок) для подачи только воздуха с перераспределением топливной нагрузки на остальные горелки. Необходим запас мощности у горелок, которые остаются в работе
Добавление воды/пара	Вода или пар используются в качестве разбавителя для снижения температуры горения в газовых турбинах, двигателях или котлах и снижения тепловых NOx. Она либо предварительно смешивается с топливом до его сжигания (топливная эмульсия, увлажнение или насыщение), либо непосредственно вводится в камеру сгорания (ввод воды/пара)
Низкие избытки воздуха	Метод главным образом основывается на следующих признаках: - сведение к минимуму присосы воздуха в топку - тщательный контроль подачи воздуха, используемого для сжигания и содержания СО
Нестехиометрическое сжигание	Метод основывается на разбалансе топливовоздушного соотношения в горелочных устройствах или по ярусам горелок. Необходимо проведение наладочных испытаний с целью недопущения резкого возрастания химического недожога топлива и анализа изменений теплового состояния топки
Снижение температуры воздуха горения	Использование воздуха с пониженной температурой

3.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

Таблица 3.3 - Выбросы загрязняющих веществ в 2015 г. на ТЭС отрасли, сжигающих, в качестве основного топлива, природный газ, тонн

Наименование ТЭС	Всего	твердые вещества	диоксид серы	оксиды азота (в пересчете на NO2)	оксид углерода
Сургутская ГРЭС-2	35924	0	303	24199	11423
Сургутская ГРЭС-1	16335	0	47	12716	3571
Костромская ГРЭС	16157	2	618	15414	123
Нижнекамская ТЭЦ-1	12601	150	5765	6641	45
Курганская ТЭЦ	10225	1660	1822	3873	2871
Невинномысская ГРЭС	9588	1	82	6522	2983
Якутская ГРЭС	8294	0	0	4333	3961
Конаковская ГРЭС	7505	0	2	7258	245
Нижневартовская ГРЭС	7459	0	45	7157	257
Среднеуральская ГРЭС	6855	0	276	5807	772
Кармановская ГРЭС	6841	6	790	5963	82
Ириклинская ГРЭС	6796	1	12	5506	1277
Ставропольская ГРЭС	6510	2	13	6495	0
Автозаводская ТЭЦ	5762	2	532	5228	0
Ново-Свердловская ТЭЦ	5549	0	1	5301	247
Киришская ГРЭС	5170	0	0	2621	2550
Томская ТЭЦ-3	5010	0	0	2052	2958
ТЭЦ-26 Мосэнерго	4592	0	4	4239	349
Тольяттинская ТЭЦ	4568	597	328	3630	13
Заинская ГРЭС	4348	3	202	3389	753
Няганская ГРЭС	4324	1	0	2451	1873
Северо-Западная ТЭЦ	4307	0	0	4257	49
Яйвинская ГРЭС	4085	3	258	2603	1222
Набережночелнинская ТЭЦ	3941	21	926	2694	300
ТЭЦ-21 Мосэнерго	3908	0	9	3726	174
Печорская ГРЭС	3769	2	26	3693	48
Тобольская ТЭЦ	3727	1	76	3599	51
Челябинская ТЭЦ-3	3709	0	0	3708	1
Пермская ГРЭС	3623	0	49	3572	3
Уфимская ТЭЦ-2	3512	1	0	3144	366
Тюменская ТЭЦ-2	3367	1	1	2636	730
Волгоградская ТЭЦ-3	3291	1	21	3269	0
Волжская ТЭЦ-1	3210	26	18	2510	655
Краснодарская ТЭЦ	3209	1	10	2566	632
Шатурская ГРЭС-5	3077	63	177	2484	353
Первомайская ТЭЦ-14	3055	0	1	1774	1280
Архангельская ТЭЦ	3010	0	0	2610	400
МОЭК	2979	0	0	2457	521
Уфимская ТЭЦ-3	2747	7	1526	1051	163
Волжская ТЭЦ-2	2720	1	7	2379	333
Правобережная ТЭЦ-5	2717	6	3	838	1870
ТЭЦ-25 Мосэнерго	2696	0	4	2522	171
Василеостровская ТЭЦ-7	2694	0	1	1456	1237
ТЭЦ-23 Мосэнерго	2636	0	1	2623	11
Самарская ТЭЦ	2427	0	0	2427	0
Ново-Салаватская ТЭЦ	2389	4	0	2327	58
Южная ТЭЦ-22	2316	0	1	2301	14
Пермская ТЭЦ-14	2154	0	0	2002	151
Пермская ТЭЦ-9	2153	0	117	2031	5
Смоленская ГРЭС	2081	92	24	1964	1
Сакмарская ТЭЦ	2075	1	0	2074	0
Пензенская ТЭЦ-1	2059	0	4	2026	29
Автовская ТЭЦ-15	2034	0	2	2033	0
Калининградская ТЭЦ-2	1980	1	0	1951	27
Казанская ТЭЦ-3	1963	11	25	1904	22
Новогорьковская ТЭЦ	1908	52	0	1743	114
Стерлитамакская ТЭЦ	1858	2	131	1576	148
Северодвинская ТЭЦ-2	1844	0	14	1667	164
Саранская ТЭЦ-2	1810	1	23	956	831
Владимирская ТЭЦ-2	1799	0	0	1398	401
Нижнекамская ТЭЦ-2	1790	25	930	754	82
Казанская ТЭЦ-2	1782	8	11	1528	236
Смоленская ТЭЦ-2	1763	0	2	1737	24
Кировская ТЭЦ-3	1760	170	0	1187	403
Сормовская ТЭЦ	1756	3	911	843	0
Орская ТЭЦ-1	1694	16	545	1126	6
Казанская ТЭЦ-1	1683	1	9	1294	378
Омская ТЭЦ-3	1668	2	23	1643	0
Закамская ТЭЦ-5	1653	838	236	579	0
Сосногорская ТЭЦ	1633	0	0	1633	0
Комсомольская ТЭЦ-3	1527	0	2	1419	105
ТЭЦ ВАЗа	1511	0	0	1503	8
Каргалинская ТЭЦ	1510	0	174	1335	0
Йошкар-Олинская ТЭЦ-2	1498	0	0	1498	0
Тюменская ТЭЦ-1	1490	0	2	1383	106
Ярославская ТЭЦ-2	1399	6	12	1326	55
Ульяновская ТЭЦ-1	1397	0	0	1062	334
ТЭЦ-20 Мосэнерго	1388	0	5	1325	57
ТЭЦ-16 Мосэнерго	1346	0	4	1241	101
Астраханская ТЭЦ-2	1327	0	11	832	484
Орловская ТЭЦ	1285	1	8	1275	1
Уренгойская ГРЭС	1261	1	1	1171	89
ТЭЦ-8 Мосэнерго	1259	2	185	1055	18
ТЭЦ-12 Мосэнерго	1230	0	2	1224	4
Уфимская ТЭЦ-4	1210	1	201	959	48
Новокуйбышевская ТЭЦ-2	1176	5	0	1171	1
Новочебоксарская ТЭЦ-3	1169	0	0	1168	0
Уфимская ТЭЦ-1	1168	4	622	533	9
Адлерская ТЭС	1166	0	0	729	438
Пермская ТЭЦ-6	1131	0	49	1033	48
Чебоксарская ТЭЦ-2	1113	1	0	1061	50
ТЭЦ-27 Мосэнерго	1075	0	0	1075	0
Саратовская ТЭЦ-2	1074	1	0	1067	6
Тамбовская ТЭЦ	1069	1	4	1010	53
Челябинская ГРЭС	1062	0	0	604	459
Ново-Стерлитамакская ТЭЦ	1045	2	76	931	36
Балаковская ТЭЦ-4	1040	1	0	1028	11
Ульяновская ТЭЦ-2	1017	2	0	1015	1
Камчатская ТЭЦ-2	1017	1	10	848	157
Ивановские ПГУ	997	0	0	932	65
Волгодонская ТЭЦ-2	981	0	57	924	0
Петрозаводская ТЭЦ	949	0	20	793	136
Свердловская ТЭЦ	925	0	0	876	48
Первомайская ТЭЦ	908	1	0	866	42
Салаватская ТЭЦ	891	1	0	877	13
Ухтинские ТС	838	0	0	683	156
Томская ТЭЦ-1	789	5	1	157	626
Дорогобужская ТЭЦ	726	397	129	173	27
Березниковская ТЭЦ-2	717	0	66	650	1
Первоуральская ТЭЦ	713	0	16	654	43
Джубгинская ТЭС	709	0	0	177	532
Ростовская ТЭЦ-2	679	0	5	672	2
Сызранская ТЭЦ	678	0	29	649	0
Тепловые сети [г.Томск]	678	117	18	131	412
ТЭЦ-11 им М.Я.Уфаева	677	0	9	644	24
Омская ТЭЦ-2 [Котельная]	661	182	122	346	12
Приуфимская ТЭЦ	649	1	49	557	43
Чайковская ТЭЦ-18	633	66	5	559	4
Новокуйбышевская ТЭЦ-1	621	34	0	445	142
Тверская ТЭЦ-3	604	1	0	603	0
Зауральская ТЭЦ	602	0	0	300	303
Уруссинская ГРЭС	590	1	81	507	1
Тверская ТЭЦ-4	577	2	0	509	66
Безымянская ТЭЦ	571	0	0	571	0
Новомосковская ГРЭС	563	3	3	482	74
Нижегородская ГРЭС	555	0	14	541	0
Курская ТЭЦ-1	552	1	1	519	31
Энгельсская ТЭЦ-3	547	0	0	547	0
ГЭС-1 им.Смидовича	545	0	0	531	14
Участок районных котельных г. Ростова-на-Дону	527	0	14	393	119
Охинская ТЭЦ	506	0	0	324	183
Камышинская ТЭЦ	497	1	0	440	56
Ефремовская ТЭЦ	472	0	14	433	25
Сыктывкарские ТС	466	4	25	270	168
ТЭЦ-9	463	0	1	442	20
Омская Кировская РК	463	0	6	385	73
Уренгойская ГТЭС	445	0	0	297	148
Липецкие ТС [Липецкая ГК]	438	0	0	379	60
Ижевская ТЭЦ-1	432	0	0	389	43
Елецкая ТЭЦ	428	0	0	351	77
Якутская ТЭЦ	418	0	0	354	64
Пермская ТЭЦ-13	414	0	0	374	40
Псковская ГРЭС	394	8	0	384	2
Юго-Западная ТЭЦ	382	2	0	326	53
Ноябрьская ПГЭ	375	0	0	232	143
Костромская ТЭЦ-2	372	0	0	372	0
ТЭЦ-17 (Мосэнерго)	372	0	3	369	0
Березниковская ТЭЦ-4	369	0	4	365	0
Саранские ТС	360	0	0	130	230
Пензенская ТЭЦ-2	351	0	0	335	16
Казымская ГТЭС	350	0	0	218	132
Выборгская ТЭЦ-17	346	0	5	340	0
ПГУ-235 Астрахань	343	0	31	201	110
Ургальская котельная	340	143	56	13	127
Ярославская ТЭЦ-1	323	0	1	306	15
Центральные ЭС [Якутскэнерго]	321	11	22	165	124
ТЭЦ-2 Центральной ТЭЦ	298	0	1	298	0
Белгородская теплосетевая компания	292	0	0	95	196
ГТ ТЭЦ г. Красавино	290	0	0	183	108
Костромская ТЭЦ-1	286	0	0	221	65
Хабаровская ТЭЦ-2	277	0	0	255	22
Котовская ТЭЦ	273	0	0	224	49
ЭС - 1, 3 Центральной ТЭЦ	270	0	3	267	0
Котельная привокзальная	267	0	0	267	0
Шахтинская ГТЭС	265	0	2	147	116
Курская ТЭЦ-4	252	3	0	157	92
ГРЭС-3 им.Классона	248	0	1	90	157
Астраханская ГРЭС	245	0	16	61	167
Саратовская ГРЭС	242	0	0	233	10
Гурзуфская котельная	214	0	0	204	10
Самарская ГРЭС	210	0	0	210	0
Кизеловская ГРЭС-3	209	0	52	157	0
Котельная Шадринская	200	0	0	71	129
Курганская ТЭЦ-2	196	1	0	180	15
Сарапульская ТЭЦ	195	0	0	159	36
Сочинская ТЭС	194	0	0	175	19
Махачкалинская ТЭЦ	189	0	4	21	164
Вологодская ТЭЦ	173	0	0	147	26
Котельная Арбеково	163	0	0	141	21
Белгородская ТЭЦ	156	0	0	141	15
Дубровская ТЭЦ-8	152	1	1	53	97
Елецкие ТС	151	0	0	52	99
Кировская ТЭЦ-1	132	0	0	132	0
Волгоградская ГРЭС	132	2	0	71	59
ЦОК [г.Самара]	128	0	0	128	0
Березниковская ТЭЦ-10	107	0	1	106	0
Смоленсктеплосеть	105	0	0	102	2
Тверская ТЭЦ-1	105	0	0	95	10
Западные ЭС [Якутскэнерго]	99	3	6	48	42
Саратовская ТЭЦ-1 [в составе Саратовская ГРЭС]	94	0	0	94	0
ГТУ ТЭЦ ЛУЧ	92	0	0	68	23
Водогрейная котельная п.Кольцово	90	0	0	41	50
Котельная ДЭМ	88	0	0	44	44
Котельная Западная [Белгородская ТЭЦ]	81	1	0	79	1
Щекинская ГРЭС	77	1	0	71	6
Ливенская ТЭЦ	71	0	1	65	5
Данковская ТЭЦ	66	0	0	65	1
Котельная пиковая	64	0	0	38	26
Тенинская водогрейная котельная	60	1	0	56	3
Ульяновская ТЭЦ-3 [котельная]	54	0	0	54	0
Котельная БПК	51	0	0	30	21
Водогрейная котельная Оренбургских ТС [г.Оренбург]	50	0	0	23	27
Котельная Южная [Белгородская ТЭЦ]	48	1	0	46	1
Котельная Журавлики [Губкинской ТЭЦ]	45	0	0	43	2
Калининградская ТЭЦ-1 [котельная]	44	0	1	43	1
ТЭЦ Северо-Западного района	42	1	0	41	0
Ляпинская паровая котельная	38	0	0	34	4
Медногорская ТЭЦ	38	0	0	35	3
Гусевская ТЭЦ	37	0	0	34	3
Новиковская ДЭС	26	1	3	12	10
Медногорский район Оренбургских ТС	23	0	0	7	16
Волгодонская ТЭЦ-1	23	0	0	21	1
Елабужская ТЭЦ	23	0	0	18	4
БМК ТИ и ТС ТЭЦ-6	18	0	0	9	9
ГПА Юматово	17	0	0	7	9
Новокузнецкая ГТЭС	14	0	0	9	6
Озерновская ДЭС	14	1	1	7	5
Котельная Искра	12	0	0	3	8
ГПА АССЫ	10	0	0	5	6
ГПА Красноусольск	8	0	0	4	4
Паужетская ГЕОЭС	4	0	0	2	1
Калужская ТЭЦ-1	3	0	0	1	1

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

Для котельных установок сжигающих природный газ основными выбросами загрязняющих веществ являются оксиды азота (NO_x).

Анализ данных показал, что:

- сжигание газа на котельных установках в основном осуществляется без содержания в выбросах оксида углерода. Максимальное значение выбросов оксида углерода не превышает 50 мг/м³ что значительно ниже нормативных значений (300 мг/м³);

- содержание оксидов азота в отработавших газах ГТУ и ПГУ не превышают 50 мг/м³ на газообразном топливе. Поэтому для ГТУ и ПГУ предлагается установить технологический показатель удельных выбросов оксидов азота в атмосферу, равным 50 мг/м³. Значения оксидов азота определяют в осушенной пробе при 0 °С, 101,3 кПа и концентрации кислорода 15 % (при пересчете на NO₂);

- режимные мероприятия, не требующие реконструкции котельной установки: упрощенное ступенчатое сжигание, нестехиометрическое сжигание и работа с минимальными избытками воздуха, допустимыми по условиям разрешенной концентрации CO - внедрены примерно на 90 % всех газомазутных котлов;

- все новые котлы, выпущенные отечественными заводами после 2001 г., имеют конструктивные особенности, рассчитанные на снижение выбросов NO_х;

- общее количество газомазутных котлов, на которых внедрены технологии подавления NO_x (с учетом и режимных и конструктивных мероприятий) составляет почти 1300 котлов.

Таблица 3.4 - Диапазон фактических значений технологических показателей выбросов ЗВ в атмосферу КТЭУ при сжигании природного газа

Тепловая мощность котлов, МВт	Массовая концентрация NOx в дымовых газах при О2 = 6 %, мг/нм3*
Котельные установки, введенные по проектам, утвержденным по 31.12.1981
50-100	125-550
более 100 до 300	125-750
более 300	125-1000
Котельные установки, спроектированные после 01.01.1982 и введенные по 31.12.2000
50-100	100-550
более 100 до 300	100-750
более 300	100-1000
Котельные установки, введенные с 01.01.2001
50-100	100-550
более 100 до 300	100-750
более 300	100-1000
Примечание - * При нормальных условиях (температура 0 °С, давление 101,3 кПа) сухие газы.

1) Для КТЭУ в составе энергообъектов I категории, введенных по проектам, утвержденным по 31.12.1981, предельные значения технологических показателей НДТ по выбросам оксидов азота при сжигании природного газа устанавливаются равными удельным выбросам, которые возможно достичь с применением малозатратных технологических мероприятий и режимными-наладочными мероприятиями. Анализ анкетирования показал, что эти значения не превышает 90 % КТЭУ данной группы (по мощности).

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,

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

2) Для котельных установок, спроектированных после 01.01.1982 и введенных по 31.12.2000, и КТЭУ, введенных с 01.01.2001, предельные значения технологических показателей НДТ выбросов оксидов азота принимаются на уровне достигнутом существующими технологиями в отрасли.

3) Предельные значения выбросов СО должны устанавливаться с учетом того, что применение практически всех технологических методов подавления образования оксидов азота сопровождается ростом выбросов СО. В связи с тем, что НТД снижения выбросов оксидов азота является применение именно технологических методов, предельные значения выбросов СО должны устанавливаться с учетом применения этих методов. Рекомендовано значение 300 мг/нм³ для всех типов КТЭУ.

Предельные значения технологических показателей НДТ, определенные в соответствии с описанной методологией, представлены в Приложении Г.

3.3. Определение НДТ снижения выбросов и сбросов при сжигании газообразного топлива

Таблица 3.5 - Технологии снижения выбросов NO_x при сжигании газообразного топлива, подлежащие рассмотрению

Метод	Потенциальное сокращение выбросов, %	Применимость	Эксплуатационный опыт	Перекрестные эффекты, ограничение применимости	Примечания
Контролируемое снижение избытка воздуха	15-20	При наличии контроля за содержанием СО в дымовых газах за котлом	Да	Появление СО на уровне выше допустимого в уходящих дымовых газах	Не требует реконструкции котла
Нестехиометрическое сжигание	30-45	При наличии нескольких горелок (минимум - двух горелок на разных ярусах) и контроля СО	Да	Повышение избытка воздуха	Не требует реконструкции котла
Упрощенное двухступенчатое сжигание	20-35	При наличии двух или более ярусов горелок	Да	Повышение избытка воздуха. Повышение температуры на выходе из топки	Не требует реконструкции котла, воздух подается через отключенную горелку
Двухступенчатое сжигание	30-50	На всех котлах	Да	Повышение избытка воздуха. Повышение температуры на выходе из топки	Требуется монтаж сопел вторичного воздуха
Малотоксичная горелка	30-60	На всех котлах	Да	-	Требуется замена горелок
Рециркуляция дымовых газов	60	-	Да	Рост температуры перегрева Снижение КПД	Требуется реконструкция
Комплексный метод, состоящий в объединении рециркуляции, двухступенчатого и нестехиометрического сжигания	-	При наличии двух или большего числа ярусов	Да	-	-
Примечание: * Определение малотоксичной горелки Термические и быстрые оксиды азота формируются при сжигании газообразного топлива из азота воздуха, эффективное снижение которых возможно за счет технологических - первичных методов (ПМ) подавления. Факторами воздействующими на формирование оксидов азота при сжигании газа являются: температура ядра факела (в том числе температура горячего воздуха), концентрации реагирующих веществ, время нахождения реагирующих веществ в зоне формирования оксидов азота. Более 80 % оксидов азота при сжигании газа формируется в 1/3 длины факела горелки. Горелки "внутрифакельного" подавления термических оксидов азота относятся к ПМ и являются элементом газовоздушного тракта котла. При всем многообразии конструкций малотоксичных вихревых горелок, в них реализуется концепция "внутрифакельного" снижения выбросов NOx и использованы по существу одни и те же приемы: - низкие избытки воздуха в зоне реагирующих веществ; - ступенчатость по воздуху; - ступенчатость по топливу; - снижение температуры факела в зоне формирования оксидов азота; - снижение концентрации реагирующих веществ. - снижение времени нахождения реагирующих веществ в зоне формирования оксидов азота. В настоящее время в мире для сжигания газообразного топлива существуют горелки, которые совместно с другими технологическими мероприятиями таблицы 3.5 обеспечивают выбросы оксидов азота менее 2 мг/м3 при 6 % О2 (горелки 5-го поколения). Горелки третьего поколения, которые возможно применить в энергетических котлах, обеспечивают совместно с другими технологическими мероприятиями, выбросы оксидов азота менее 30 мг/м3 при 6 % О2. Исходя из вышеперечисленного предлагается низкоэмиссионными горелочными устройствами для сжигания газообразного топлива считать устройства, которые в своем базовом режиме работы (без применения остальных первичных методов подавления оксидов азота) могут обеспечить концентрации выбросы оксидов азота менее 100 мг/м3 при холодном воздухе и менее 150 мг/м3 при температуре горячего воздуха выше 200 °С. Применение дополнительных первичных методов указанных в таблице 3.5 могут обеспечить снижение выбросов оксидов азота до 80 мг/м3 при 6 % О2.

3.4 НДТ снижения выбросов NO_x при сжигании газообразного топлива

НДТ снижения выбросов NO_x при сжигании газообразного топлива - применение одного или нескольких из перечисленных технологических методов:

НДТ 3.1 Режимно-наладочные методы:

- НДТ 3.1.1 Контролируемое снижение избытка воздуха.

- НДТ 3.1.2 Нестехиометрическое сжигание.

- НДТ 3.1.3 Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

НДТ 3.2 Технологические методы, требующие изменения конструкции котла:

- НДТ 3.2.1 Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла.

- НДТ 3.2.2 Малотоксичная горелка.

- НДТ 3.2.3 Рециркуляция дымовых газов.

3.5 Экономические аспекты реализации НДТ

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

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

- ступенчатый ввод воздуха;

- 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 газовых котлов первичные методы (ПМ) отличаются как эффективностью, так и затратами при их реализации на действующих котлах. В таблицах 3.6 и 3.7 приведены данные по эффективности и стоимости как отдельных, так и комбинации ПМ.

Таблица 3.6 - Экономическая эффективность отдельных ПМ подавления NO_x (в расчете на моноблок 300 МВт)

Технология	Потенциальное сокращение выбросов NOx, %		Удельные капитальные затраты, руб./кВт		Время, необходимое для внедрения мероприятия, мес.**		Дополнительные эксплуатационные затраты,
	min	max	min	max	min	max	min	max
Рециркуляция дымовых газов	10	20	20	70	0,5	3,0	0,6	1,2
Двухступенчатое сжигание	20	45	70	140	2,0	3,0*	-	-
Малотоксичные горелки	30	40	100	250	2,0	4,0	-	-

Таблица 3.7 - Экономическая эффективность комбинации ПМ подавления NO_x (в расчете на моноблок 300 МВт)

Технология	Потенциальное сокращение выбросов NOx, %		Удельные капитальные затраты, руб./кВт		Время, необходимое для внедрения мероприятия, мес.**		Дополнительные эксплуатационные затраты,
	min	max	min	max	min	max	min	max
Малотоксичные горелки и ступенчатый ввод воздуха	44	73	170	400*	1,5	2,5*	-	-
Малотоксичные горелки и рециркуляция дымовых газов	37	50	120	330	1,5	2,5	0,6	1,2
Малотоксичные горелки, двухступенчатое сжигание и рециркуляция дымовых газов	50	78	200	470*	2,0	6,0*	0,6	1,2
Примечания: * Для котлов с газоплотными топочными экранами. При применении нормативов технологических показателей загрязняющих веществ на действующих котельных установках, сжигающих природный, потенциальное сокращение оксидов азота на электростанциях отрасли в зависимости от нижней или верхней границы нормативов технологических показателей составит от 10 до 20 % NOx (от 55805 до 111610 тонн NOx). ** Указанный срок учитывает только время непосредственных работ на котле в период капитального ремонта в соответствии с согласованным графиком выполнения ремонтных работ. Общие количество времени необходимое на внедрение мероприятия с учетом проектных работ, экологической экспертизы, проведения конкурсных процедур, закупки и изготовления оборудования, СМР может составить до 4-х лет.

3.6 Перспективные технологии

Приоритеты технологического развития крупных газовых ТЭС состоят в использовании высокоэффективных ПГУ, максимальной унификации создаваемого оборудования, применении типовых проектных решений на базе серийного отечественного (лицензионного) оборудования.

При этом следует учесть, что наблюдаемый в течение многих десятилетий тренд на совершенствование турбинных технологий электрогенерации большой мощности на органическом топливе, видимо, подходит к своему логическому завершению, обусловленному физическими и технологическими ограничениями. Ведущими мировыми энергомашиностроительными компаниями разработаны и активно продвигаются на рынок т.н. теплоэнергетические установки "предельной эффективности" - ПГУ на природном газе электрической мощностью 600-1200 МВт с КПД 60-62 %, базирующиеся на газовых турбинах сверхбольшой мощности (300-500 МВт), имеющими КПД 40-42 %. Активно разрабатываются ГТУ со сложным циклом, включая промежуточное охлаждение воздуха и изотермический подвод тепла. Их комбинирование с высокоэффективными паротурбинными установками обещает достижение в мощных ПГУ предельных значений КПД 65-66 %.

В кратко- и среднесрочной перспективе перед российской газовой генерацией стоят следующие задачи:

- увеличение степени локализации производства лицензионных газовых турбин средней и большой мощности и разработка на их основе типовых проектов ПГУ для замещения выводимых газовых паротурбинных блоков мощностью 100-800 МВт на КЭС и 100-250 МВт на ТЭЦ;

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

- совершенствование отечественных ГТУ малой мощности, в т.ч. с использованием регенеративных схем; создание и освоение производства высокотехнологичных микротурбин. Для обеспечения технологической независимости отечественной энергетики актуальной является организация в стране производства современных газовых турбин средней (30-50 МВт) и большой (60-80, 100-120, 150-180 и 270-300 МВт) мощности, в том числе на основе лицензионных соглашений с полной локализацией производства.

Проекты локализации производства иностранного высокотехнологичного оборудования на отечественных предприятиях к настоящему времени трудно признать достаточно успешными. Несмотря на достижение в некоторых проектах, степени локализации до 80 % и даже 95 %, за зарубежными компаниями остается изготовление и поставка наиболее высокотехнологических и критически важных элементов "горячего тракта" ГТУ (лопатки турбины высокого давления, горелки и элементы камеры сгорания). К тому же все производимые по лицензии установки относятся к предыдущему поколению турбин.

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

Новые и усовершенствованные ГТУ должны быть специально разработаны для энергетического применения, оборудованы низкоэмиссионными камерами сгорания (с выбросами оксидов азота не более 25 ppm), иметь большой рабочий ресурс (до 150-200 тыс. часов). Котлы-утилизаторы для крупных ПГУ должны иметь контуры двух (трех) давлений для эффективной работы при различных нагрузках. Необходимо продолжить совершенствование отечественных паровых турбин с целью повышения КПД. Целесообразно наращивать усилия по разработке отечественных технических средств и интеллектуальных систем диагностики состояния основного и вспомогательного оборудования энергетических установок в режиме реального времени, прежде всего, высокочувствительных и надежных сенсоров, в т.ч. Бесконтактных.

В долгосрочной перспективе актуальными являются разработки:

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

- гибридных электрогенерирующих установок на основе топливных элементов и ГТУ (ПГУ) с КПД до 70 %.

Разработка в стране сверхмощных газовых турбин (300 МВт и более) и ПГУ до 800-1200 МВт требует соответствующего технико-экономического обоснования, что обусловлено большими требуемыми затратами. До 2035 года емкость внутреннего рынка для данного оборудования будет оставаться относительно небольшой, а выход на внешние рынки затруднен из-за высокой конкуренции. Для обеспечения конкурентоспособности разрабатываемых установок с перспективными зарубежными технологиями потребуется выполнить большой объем НИОКР, в том числе по созданию новых жаропрочных материалов и термобарьерных покрытий.

Задачу разработки отечественных газовых турбин большой мощности с перспективными техническими характеристиками следует рассматривать как стратегическую, гарантирующую сохранение и развитие научно-технологического потенциала страны. Это прямой технологический вызов для отечественной науки и промышленности. Владение технологиями производства мощных газовых турбин позитивно характеризует научно-технологический уровень энергетического машиностроения страны и во многом определяет его экспортный потенциал.