Раздел 2. Производство энергии при сжигании каменных и бурых углей

Раздел 2 Производство энергии при сжигании каменных и бурых углей

В таблице 2.1 представлена структура генерирующих мощностей угольных ТЭС России (централизованной зоны энергоснабжения) на 01.01.2016.

Таблица 2.1 - Структура генерирующих мощностей угольных ТЭС России (централизованная зона энергоснабжения) на 01.01.2016

	Твердое топливо
	Установленная мощность, МВт	Кол-во, установок
ТЭС, всего	55687,8
ПСУ 24 МПа	12689,0	37
ПСУ 13 МПа	30033,3	277
ПСУ 9 МПа и менее	12965,5	425
КЭС, всего	25398,7	154
ПСУ 24 МПа	11969,0	34
ПСУ 13 МПа	10435,0	57
ПСУ 9 МПа и менее	2994,7	63
ТЭЦ, всего	30289,1	585
ПСУ 24 МПа	720,0	3
ПСУ 13 МПа	19598,3	220
ПСУ 9 МПа и менее	9970,8	362

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 парового цикла является коэффициент полезного действия.

В зависимости от параметров рабочего тела (давления и температуры перегретого пара) различают паротурбинные ТЭС докритического ДКД (9,8 и 13,8 МПа, 540 и 560 °C) с КПД до 35-36 %, сверхкритического СКД (23,5 МПа, 545 °С) давлений с КПД 36-40 % и суперкритических ССКП (до 30 МПа, 580-620 °C) параметров с КПД 42-45 %. [20].

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)

Производство электрической и тепловой энергии на угольной ТЭС сопровождается негативным воздействием на окружающую среду, в виде выбросов вредных газообразных продуктов сгорания и твердых частиц в атмосферу, сбросом загрязненных стоков в гидросферу и изъятием значительных земельных площадей под золошлаковые отходы. При этом выбросы в атмосферу являются одной из основных экологических проблем [21] (рисунок. 2.2).

Основную часть вредных выбросов в атмосферу вследствие сжигания ископаемых видов топлива составляют SO₂, NO_х, CO, твердые частицы и парниковые газы, такие как CO₂.

Рисунок 2.2 - Схема взаимодействия ТЭС с окружающей средой

2.1.1 Транспортировка разгрузка и хранение твердого топлива

Твердое топливо хранится в хранилищах (на угольных складах).

Доставка топлива на ТЭС может осуществляться железнодорожным, водным, автомобильным, трубопроводным и конвейерным транспортом. Использование автомобильного и конвейерного транспортирования экономически целесообразно при дальности транспортировки до 10 км. Самым дешевым является водный транспорт. Однако наибольшее распространение в России получила доставка угля железнодорожным транспортом.

Система топливоподачи ТЭС, в независимости от характеристик сжигаемого твердого топлива, включает в себя узел приема и разгрузки, размораживающее устройство, конвейерные линии, дробильные установки, склад топлива и вспомогательные устройства.[21]

Все процессы, связанные с транспортированием, 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 слое система пылеприготовления на ТЭС отсутствует.

При железнодорожном способе транспортирования топливо доставляется непосредственно на ТЭС в открытых полувагонах, оснащенных нижними люками с дистанционным управлением для механизированной разгрузки. Угол открытия таких люков, как правило, не более 36 градусов. Это затрудняет свободное высыпание топлива, поэтому полувагоны на ТЭС большой мощности разгружаются с помощью вагоноопрокидывателей.

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 РУ, 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.

Хранение твердого топлива на ТЭС осуществляется, как правило, на открытых складах. 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 быть равной 7-суточному расходу, при расстояниях от 41 до 100 км - 15-суточному расходу топлива.

Территория, на которой размещается склад топлива, должна быть незатопляемой паводковыми и грунтовыми водами или защищена 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 при вместимости штабеля менее 100 тыс. т варьируется в пределах 1,5 - 2 лет, при вместимости штабеля более 100 тыс. т - в пределах 4-6 лет. Для каменных углей III и IV групп этот срок составляет: 0,5-1 года при вместимости менее 100 тыс. т и 2-3 года при вместимости более 100 тыс. т.

Хранение угля на открытых складах сопровождается изменением его первоначальных свойств. Выветривание при хранении угля сопровождается, с одной стороны, уменьшением массы хранимого топлива, а с другой - снижением его удельной теплоты сгорания. Для предотвращения смерзания штабелей угля на ТЭС используется: рыхление поверхности штабеля с помощью бульдозеров; покрытие штабеля сухим углем; покрытие поверхностно-активными и маслоподобными веществами, вытесняющими водяную пленку с поверхности угля; реагентное размораживание и др. Для изоляции запасов твердого топлива от атмосферного кислорода могут применяться: поверхностная герметизация штабелей, 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 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 [22, 23].

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 осуществляется его очистка от посторонних предметов (от металлических с помощью металлоискателей и металлоуловителей, от древесной щепы, и пр. с помощью щепоуловителей) и дробление, а также может 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 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 производится в системах пылеприготовления. 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.

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), 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 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 четырех 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 направляться в промежуточные бункера пыли (системы пылеприготовления с промбункером). Из промбункера пыль 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 слое на специальной решетке (слоевое сжигание).

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 [22, 23]. Кроме основных, при сжигании твердого топлива могут использоваться сбросные горелки, куда подается угольная пыль тонкого помола, неуловленная в циклоне, и транспортирующий ее сушильный агент (воздух).

Существуют различные компоновочные решения для топок котлов: плечевые, кольцевые, вихревые, низкотемпературные вихревые (НТВ) и другие.

Дополнительные газовые или мазутные горелки используются при необходимости во время пуска, в ситуациях неустойчивого горения и при остановах.

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 1 или несколько ярусов (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 - Компоновка горелок

Пылеугольные топки с факельным сжиганием в зависимости от способа удаления шлака из топки котла бывают с твердым (ТШУ) и жидким (ЖШУ) шлакоудалением (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 - Топки с ТШУ (а) и ЖШУ (б)

В топках с 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 выносится продуктами сгорания из топки и затем удаляются в золоуловителях, установленных за котлом.

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

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

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

На ТЭС используют технологию сжигания в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) (рисунок 2.6). 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 %. [24]

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 слоя, которые заполняют весь объем камеры сгорания. Под воздействием потока воздуха слой распространяется на всю высоту топки, где и происходит выгорание топлива с температурами 800-900 °C.

Рисунок 2.6 - 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 через специальные охлаждаемые каналы выводится из слоя в нижней части топки.

В настоящее время на блоке 330 МВт Новочеркасской ГРЭС проходит наладочные испытания первый в России котел с циркулирующим кипящем слоем.

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

Сжигание пыли различного фракционного состава с применением мельниц-активаторов.

Технология механоактивации угля позволяет снизить температуру воспламенения угольной пыли и организовать стабильный процесс горения пылеугольного факела на пусковых режимах. В результате механоактивации происходят изменения физико-химических свойств угольной пыли, что делает пылеугольный факел механоактивированной пыли аналогом мазутному факелу (по размерам, теплонапряженности и интенсивности выгорания), что и позволяет производить замещение мазута при растопке и подсветке без изменения существующей схемы сжигания топлива.

Механоактивация - процесс образования более химически активного вещества с помощью предварительной механической обработки. Механоактивация происходит, когда скорость накопления дефектов превышает скорость их исчезновения. Отличия от измельчения: Измельчение проводят с целью получения максимальной поверхности при минимальных затратах энергии, а активацию - с целью накопления энергии в виде дефектов и других изменений в твердом веществе, которые позволяют снизить энергию активации его последующего химического превращения или улучшить стерические условия для протекания процесса.

Скорости горения после измельчения на различных типах мельниц существенно отличаются. Об этом говорит большое различие в энергии активации при воспламенении и горении угля после измельчения. Имея одинаковый средний размер, механоактивированные частицы угля обладают более высокой реакционной способностью и имеют пониженную температуру воспламенения, что позволяет организовать устойчивый факел в неблагоприятных растопочных условиях.

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).

Ребернинговые мельницы и динамические сепараторы.

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

Особенностью работы мельницы типа МВС с динамическим сепаратором является то, что после размола угольная пыль воздушным потоком выносится 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 изменением 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.

Горелочные устройства с применением пристенного дутья.

Данная схема сжигания с пристенным дутьем отличается от традиционного концентрического сжигания тем, что воздух, обеспечивающий ступенчатость сжигания по горизонтали, подается не только через основные горелки, но и через дополнительные сопла. 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). Эти струи вторичного воздуха защищают топочные экраны от шлакования.

В этом случае часть вторичного воздуха подается в топку с отклонением от направления основного воздушного потока и аэросмеси. В результате горение топлива на стадии выхода летучих происходит в среде, несколько обедненной кислородом, что приводит к значительному снижению образования топливных NO_x. Роста недожога при этом почти не происходит: необходимый для горения воздух просто подмешивается к факелу чуть позже, на стадии воспламенения и горения коксового остатка.

Такая схема, при котором часть вторичного воздуха направляется вдоль стен топки, обеспечивает снижение содержания СО и повышение концентрации кислорода вблизи экранов топочной камеры.

Применение плазмотронов

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 более 50 млн. т мазута в год. Однако стоимость традиционных видов топлива непрерывно растет.

Однако 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. Кратковременная работа плазмотрона 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.

По разным оценкам, электрическая мощность, потребляемая плазмотроном, не превышает 2,5 % от тепловой мощности пылеугольной горелки и составляет 0,3-0,5 % от тепловой мощности котла.

Для растопки могут применяться электродуговые и СВЧ-плазмотроны.

2.1.3 Технологии, применяемые для снижения выбросов твердых частиц

2.1.3.1 Электрофильтр

Наиболее эффективными отечественными золоуловителями на ТЭС являются электрофильтры, которые имеют степень очистки газов от твердых частиц 99 - 99,8 % при гидравлическом сопротивлении не более 200 Па.

Принцип работы ЭФ заключается в следующем. Запыленный газ движется в каналах, образованных осадительными электродами, между которыми на определенных расстояниях располагаются коронирующие электроды (рисунок 2.7). Обычно ширина межэлектродного промежутка (расстояние между соседними осадительными электродами) составляет 250 - 500 мм.

К коронирующим электродам подводится высокое напряжение отрицательной полярности, а осадительные электроды заземлены. 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.

Рисунок 2.7 - Принцип работы электрофильтра

Коронный разряд не распространяется на весь промежуток, а затухает по мере уменьшения напряженности электрического поля в направлении осадительного электрода.

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

Через определенные промежутки времени с помощью ударного 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 Ек ток кроны 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

(1)

Применяемые в настоящее время на ТЭС электрофильтры имеют горизонтальную конструкцию, преимущество которой состоит в том, что достижение высокой эффективности обеспечивается несколькими отдельными электрополями, которые можно легко расположить последовательно. Число полей зависит от требуемой общей эффективности. Кроме разбиения ЭФ на электрополя по длине, каждое электрополе часто делят на секции по ширине. Смысл секционирования заключается в следующем:

1. Искрения в ЭФ имеют вероятностный характер. Чем больше поле ЭФ, тем выше вероятность возникновения в нем искрений, потому что большее количество участков с возможными искрениями попадает в поле. Поэтому при увеличении размеров поля ЭФ снижается результирующее напряжение. Это приводит к уменьшению тока короны и снижению эффективности золоулавливания.

2. Электрическая емкость полей больших размеров увеличивается, а, следовательно, возрастает время ее перезарядки, в результате плотность коронного тока и эффективность золоулавливания снижаются.

3. Секционирование позволяет лучше приспособить режим работы каждого индивидуального агрегата питания к любой существенной неравномерности температуры или газового распределения, в отличие от одного агрегата питания, который работал бы при самом неэффективном эксплуатационном режиме.

Вид двухсекционного трехпольного электрофильтра представлен на рисунке 2.8.

Рисунок 2.8 - 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 нм³/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.

2.1.3.2 Скруббер

Мокрый способ очистки газов от твердых частиц находит широкое применение 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, 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 или горизонтально в зависимости от типа аппаратов.

На рис.2.9 показан общий вид мокрого золоуловителя МВ-ВТИ. Труба Вентури 5 включает в себя конфузор 1 с углом раскрытия 25-60°, горловину 4 и диффузор 3 с углом раскрытия 6-12°. 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 распыл 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) 9, в котором, вращаясь, движется к выходному патрубку. Внутренняя поверхность корпуса каплеуловителя непрерывно орошается из сопел 6, 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 8 с подводом воды к нему из магистрали.

Рисунок 2.9 - Скруббер с трубой Вентури
(1 - конфузор; 2 - устройство орошения; 3 - диффузор; 4 - горловина; 5 - труба Вентури; 6 - оросительное сопло; 7 - гидрозатвор; 8 - распределительное кольцо; 9 - каплеуловитель)

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 7 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 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 КВ и корпуса нагревается и частично испаряется, увеличивая влагосодержание очищенных газов. В мокрых золоуловителях с КВ, устанавливаемых на электростанциях, температура отработавшей воды (пульпы) практически равна температуре мокрого термометра. 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. Основными достоинствами этих аппаратов являются относительно небольшие капитальные и эксплуатационные затраты, возможность при определенных условиях надежной работы на оборотной воде, отсутствие влияния удельного электрического сопротивления (УЭС) золы на эффективность работы, малые габариты. Они применяются на котлах паропроизводительностью до 670 т/час. Не рекомендуется применять мокрые золоуловители для топлив, содержащих в составе золы более 15 % СаО, и при приведенной сернистости топлива выше 0,3 % кг/МДж. Жесткость орошающей воды не должна превышать 15 мг-экв/л.

К недостаткам скрубберов с коагуляторами Вентури можно отнести относительно невысокую эффективность очистки (как правило, не более 97 - 97,5 %) и невозможность получения золы в сухом виде.

Кроме того, существенным ограничением области применения указанных аппаратов на ТЭС является возможность образования минеральных отложений на внутренних поверхностях золоуловителей.

2.1.3.3 Циклоны

В качестве инерционных золоуловителей на ТЭС получили применение циклоны, в которых осаждение твердых частиц происходит за счет центробежных сил при вращательном движении потока. Схема циклона представлена на рисунке 2.10 а).

Рисунок 2.10 - Циклонные золоуловители
(а - принципиальная схема циклона, где 1 - входной патрубок для запыленного газа; 2 - корпус циклона; 3 - выходной патрубок очищенного газа; 4 - бункер для золы; б - элемент батарейного циклона БЦУ; в - батарейный циклон, где 1 - входной патрубок для запыленного газа; 2 - циклонный элемент; 3 - трубные доски; 4 - выходной патрубок очищенного газа; 5 - бункер для золы)

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.

Эффективность улавливания твердых частиц в циклоне возрастает при увеличении размеров частиц золы, их плотности, скорости газов и уменьшении радиуса циклона.

Для получения более высокой эффективности золоулавливания в настоящее время на ТЭС применяются, как правило, батарейные циклоны (рисунок 2.10 в), когда внутри одного корпуса установлено большое число циклонов малого диаметра.

Эффективность улавливания твердых частиц в батарейных циклона не превышает 92 - 93 % поэтому они применяются на котлах малой и средней паропроизводительности и как предочистка, при высокой запыленности дымовых газов на входе в электрофильтр. Гидравлическое сопротивление батарейных циклонов составляет около 1200 Па.

Достоинствами циклонов являются простота конструкции, относительно невысокая стоимость, надежность работы. Основной их недостаток - низкая эффективность золоулавливания (в особенности, тонких частиц). Поэтому циклоны практически не применяются для очистки дымовых газов ТЭС за рубежом.

2.1.3.4 Эмульгаторы

В настоящее время применяются два основных типа эмульгаторов: батарейные II поколения и кольцевые.

Конструкция современного батарейного эмульгатора II поколения представлена на рис. 2.11.

Рисунок 2.11 - 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)

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

Орошающая жидкость в виде воды подается в коллектор 5, откуда она поступает в водораспределительные трубы 11, а из отверстий труб - в водораспределительные стаканы 8, и, далее, через отверстия в стаканах в каждую насадку. При взаимодействии воды с вращающимся газовым потоком происходит образование пенного вращающегося слоя, который накапливается над лопастями. Вращение этого слоя способствует его турбулизации, при этом повышается межфазная контактная поверхность и ее обновляемость. В слое пены с высокоразвитой поверхностью улавливаются мелкие частицы золы, оставшиеся после прохождения газового потока через лопасти насадок завихрителя.

Отработанная жидкость с уловленной золой (пульпа) сливается через лопасти 12 насадок завихрителя 4 в золосмывной аппарат, через который поступает в сборный бункер с гидрозатвором 7.

Дымовые газы после очистки в эмульсионном слое поступают в лопастной каплеуловитель 6, где потерявшие вращательную скорость газы дополнительно закручиваются для сепарации водяных капель из дымовых газов, а 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.

Успешная реконструкция золоулавливающих установок с монтажом батарейных эмульгаторов II поколения была проведена в 2000  03 гг. на пяти котлах Серовской и Верхнетагильской ГРЭС. Эффективность новых аппаратов составила 99,5 ч 99,6 %. Успешно внедрены батарейные эмульгаторы на котлах N 11-15 Усть-Каменогорской ТЭЦ. Эффективность золоулавливания на этих котлах превышает 99,0 %.

На Томской ГРЭС-2 на энергоблоке N 5 также успешно внедрены батарейные эмульгаторы. Однако эксплуатационная эффективность работы данных аппаратов по результатам испытаний не превышает 98,7 %. Недостаточно высокая эффективность эмульгаторов, установленных на Томской ГРЭС-2, объясняется недостатком воды на орошение.

Конструкция кольцевого эмульгатора приведена на рис. 2.12. 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 начинает в виде пленки и струй срываться с тарелки и смешиваться с дымовыми газами, образуя газожидкостную эмульсию, которая со временем накапливается в пристенной зоне корпуса непосредственно над завихрителем. 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.

Рисунок 2.12. - 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)

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/нм³ 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 до 70 - 80 °С.

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

Достоинствами эмульгаторов являются:

- высокая эффективность очистки дымовых газов (до 99,7 %);

- малые габариты;

- относительно невысокая стоимость (стоимость эмульгатора примерно в 2 раза ниже, чем стоимость 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 отложений в газоходах и дымовой трубе;

- необходимость подогрева выходящих из эмульгатора дымовых газов;

- невозможность использования эмульгаторов при содержании оксида кальция в золе более 10 %.

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.

К системам золошлакоудаления предъявляются следующие основные 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 отбора шлака от котлов, его измельчение, транспортирование в пределах котельных отделений и передачу в узел внешнего золошлакоудаления или в места временного накопления шлака;

- участок внутреннего золоудаления, выполняет функцию отбора золы от золоуловителей и ее транспортирование 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 2.13 [25].

Рисунок 2.13 - Блок-схема традиционной системы ГЗУ ТЭС при совместном транспортировании золы и шлака на ЗШХ и отгрузке ЗШО из карт ЗШХ в автомобильный и ж/д транспорт

На некоторых ТЭС эксплуатируются системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием и отгрузкой золы и шлака (рисунок 2.14). В таком случае на оперативном шлакохранилище создаются узлы отгрузки шлака, а также, в случае необходимости, могут размещаться установки по обезвоживанию шлака и насосная станция возврата осветленной воды. Оперативные шлакохранилища могут располагаться как на промплощадке ТЭС, так и за ее пределами.

Рисунок 2.14 - Блок-схема системы ГЗУ с раздельным удалением, складированием и отгрузкой золы и шлака

Чисто пневматические системы ЗШУ на российских ТЭС не применяются.

Пневмогидравлические (комбинированные) системы ЗШУ чаще всего применяются на ТЭС, оснащенных сухими золоуловителями. В 70-х годах XX века преимущественно на блочных ТЭС России было начато сооружение установок по отгрузке сухой золы (УОСЗ) потребителям. Нормами технологического проектирования ВНТП-81 на ТЭС с сухими золоуловителями предусматривается внутристанционное пневмогидравлическое золоудаление: зола из-под золоуловителей собирается пневмосистемами в промежуточный бункер, а из него 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 2.15 [25].

Рисунок 2.15 - Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и ЗШС из ЗШХ

ГАРАНТ:

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

2.1.3.1 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.

2.1.3.2 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 каналов 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 100 тысяч тонн сухой золы в год. Такие установки, как правило, ограничены по максимальной производительности, не могут обеспечить отгрузку сухой золы потребителям в объеме до 100 % от общего выхода, но могут быть частью системы ПЗУ в случае их экономической целесообразности, например, при отсутствии постоянных потребителей золы.

Аэрожелоба, применяемые для подачи золы из бункеров золоуловителей в промбункера, представляют собой устройства для транспортировки сухой золы 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 транспортирования 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 транспортирования - 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 необходимой очистки воздуха, 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 является очень важным 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.

2.1.3.3 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.

2.1.3.4 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 транспортирования и требуемой производительности установок с использованием [27] и [28].

Автотранспорт используется 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. Автотранспорт золошлаков широко применяется за рубежом.

Конвейерный транспорт достаточно широко используется на ТЭС в энергетике стран-членов ЕС и других государств мирового сообщества. В России опыт применения таких систем небольшой (Рефтинская ГРЭС), однако 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.

2.1.3.5 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 до 1850 кг/м³, прочность при сжатии - 2,0...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 применения 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 2.16.

Рисунок 2.16 - Блок-схема системы отгрузки, транспортирования и складирования невостребованной части сухой золы на сухом золохранилище и шлака на гидрошлакоотвале Рефтинской ГРЭС

2.2 Текущие уровни эмиссии в окружающую среду

2.2.1 Отчетные данные по выбросам загрязняющих веществ по отрасли за 2015 год на ТЭС, сжигающих твердое топливо

Выбросы загрязняющих веществ в 2015 г. на ТЭС отрасли, сжигающих, в качестве основного, твердое топливо, представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Выбросы загрязняющих веществ в 2015 г. на ТЭС отрасли, сжигающих в качестве основного, твердое топливо, т

Наименование ТЭС	Всего	твердые вещества	диоксид серы	оксиды азота (в пересчете на NO2)	оксид углерода
Рефтинская ГРЭС	281387	73087	141053	66571	676
Новочеркасская ГРЭС	71993	26334	31013	14079	567
Омская ТЭЦ-5	59483	11477	33581	13968	458
Приморская ГРЭС	58697	19982	30143	6679	1892
Иркутская ТЭЦ-10	57678	8005	41657	7995	21
Ново-Иркутская ТЭЦ	56349	5502	41869	8913	65
Иркутская ТЭЦ-9	50794	7545	37498	5740	11
Назаровская ГРЭС	48644	12943	22743	11810	1148
Череповецкая ГРЭС	48308	13778	30659	3785	86
Гусиноозерская ГРЭС	46522	7422	30849	7796	454
Красноярская ГРЭС-2	46013	18922	20442	5919	730
Беловская ГРЭС	41780	10895	15920	14962	3
Троицкая ГРЭС	41538	7295	14706	4932	14605
Западно-Сибирская ТЭЦ	38778	19565	10709	7961	544
Благовещенская ТЭЦ	38637	12478	8494	7309	10356
Новосибирская ТЭЦ-5	36468	5862	15074	14824	708
Черепетская ГРЭС	35961	14567	12336	8722	336
Томь-Усинская ГРЭС	35463	11428	13568	10240	228
Омская ТЭЦ-4	34836	15667	12964	5598	607
Каширская ГРЭС-4	33516	13753	4457	15245	62
Воркутинская ТЭЦ-2	30111	9328	18484	2216	83
Северодвинская ТЭЦ-1	29225	7164	18460	3513	88
Верхнетагильская ГРЭС	28309	10782	8825	8201	501
Рязанская ГРЭС	27253	6679	13636	5627	1310
Серовская ГРЭС	27224	13418	9833	3260	713
Артемовская ТЭЦ	25692	14193	6632	4569	299
Аргаяшская ТЭЦ	24924	12713	8334	3223	654
ТЭЦ-22	24834	1227	6467	17123	17
Южноуральская ГРЭС	24600	1830	18136	2855	1778
Березовская ГРЭС-1	24187	1822	8565	12893	907
Ново-Зиминская ТЭЦ	23533	2495	18816	2194	28
Бийская ТЭЦ-1	23311	2785	9175	3587	7763
Иркутская ТЭЦ-11	21869	4112	15055	2691	11
Читинская ТЭЦ-1	21233	7122	9454	3736	920
Барнаульская ТЭЦ-3	20767	897	10027	9372	471
Усть-Илимская ТЭЦ	20048	9109	7008	3915	17
Харанорская ГРЭС	19037	4349	10948	3620	120
Хабаровская ТЭЦ-3	19012	5354	3939	8281	1439
Иркутская ТЭЦ-1	18573	4344	11940	2286	4
Новосибирская ТЭЦ-3	18309	1196	11075	5751	287
Барнаульская ТЭЦ-2	17616	7626	5571	1960	2459
Южно-Кузбасская ГРЭС	17329	4496	6835	4214	1784
Нерюнгринская ГРЭС	16453	6803	3376	6231	43
Красноярская ТЭЦ-1	16305	6139	5682	3501	984
Воркутинская ТЭЦ-1	15971	7339	7562	1005	66
Иркутская ТЭЦ-6	15863	5939	5240	4656	29
Челябинская ТЭЦ-2	15520	4762	6950	2946	862
Кумертауская ТЭЦ	14721	10465	3445	666	146
Красноярская ТЭЦ-2	14368	1165	8261	4621	321
Красноярская ТЭЦ-3	12808	3568	5060	1997	2183
Партизанская ГРЭС	12602	7765	2288	2449	100
Кировская ТЭЦ-5	12531	4579	3205	4154	592
Ново-Кемеровская ТЭЦ	12382	3238	5127	3983	35
Хабаровская ТЭЦ-1	11626	4205	2964	3689	769
Апатитская ТЭЦ	10850	4108	3755	2948	39
Кемеровская ГРЭС	10622	2313	4583	3595	131
Абаканская ТЭЦ	9744	766	5299	3472	208
Ижевская ТЭЦ-2	8920	1211	781	6690	239
Новосибирская ТЭЦ-4	8108	1586	2548	3761	213
Новосибирская ТЭЦ-2	7999	2132	2150	3543	174
Райчихинская ГРЭС	7990	2819	2478	2379	314
Интинская ТЭЦ	7826	5302	2071	321	132
Улан-Удэнская ТЭЦ-1	7644	1672	3296	2394	283
Комсомольская ТЭЦ-2	7400	3569	1239	2360	231
Кузнецкая ТЭЦ	6842	1357	3307	2063	115
Улан-Удэнская ТЭЦ-2	5976	4381	1021	534	41
Томская ГРЭС-2	5926	1263	1641	2972	50
Кировская ТЭЦ-4	5874	1484	2191	2000	200
Иркутская ТЭЦ-5	5869	1406	3420	979	64
Богословская ТЭЦ	5457	585	245	4477	149
Владивостокская ТЭЦ-2	5226	2171	1203	1713	139
Барабинская ТЭЦ	5175	3894	508	729	44
Амурская ТЭЦ-1	4691	2252	1026	1089	324
Магаданская ТЭЦ	4419	2024	1859	530	5
Иркутская ТЭЦ-7 (ТЭЦ ТииТС ТЭЦ-6)	3515	679	1895	895	46
Канская ТЭЦ	3417	1603	1164	456	193
Нижнетуринская ГРЭС	3043	649	591	1443	360
Минусинская ТЭЦ	2873	276	1393	1165	38
Биробиджанская ТЭЦ	2858	1162	1091	497	109
Майская ГРЭС	2715	1112	645	320	639
Чульманская ТЭЦ	2551	1569	432	506	45
Иркутская ТЭЦ-12	2532	834	1192	447	58
Кызылская ТЭЦ	2469	1078	984	196	212
Ивановская ТЭЦ-3	2401	95	52	2250	4
Красногорская ТЭЦ	2368	202	243	1847	77
Кемеровская ТЭЦ	2169	614	1109	414	32
Иркутская ТЭЦ-16	2120	842	902	364	12
Ивановская ТЭЦ-2	2041	446	375	1193	26
Челябинская ТЭЦ-1	1622	0	0	1403	219
Приаргунская ТЭЦ [ЮВЭ]	1273	1196	27	15	36
Новгородская ТЭЦ	1258	1	0	818	439
Шерловогорская ТЭЦ	943	837	33	59	14
Тимлюйская ТЭЦ	769	352	192	33	192
Алексинская ТЭЦ	621	3	2	426	189
Аркагалинская ГРЭС	498	264	175	54	5
Читинская ТЭЦ-2	308	45	73	113	77
Губкинская ТЭЦ	100	0	0	94	5

2.2.2 Технологические показатели котельных установок по удельным выбросам ЗВ в атмосферу при сжигании твердого топлива

В данном разделе описана методология определения технологических показателей выбросов ЗВ в атмосферу НДТ сжигания топлива в целях производства энергии на КТЭУ. Определение технологических показателей НДТ проводилось в три этапа:

- обработка и анализ данных анкетирования энергокомпаний, определение значимости связей различных параметров со значениями технологических показателей выбросов, классификация КТЭУ;

- определение диапазонов достоверных фактических значений технологических показателей выбросов ЗВ при сжигании топлива для различных групп КТЭУ;

- определение предельного значения технологического показателя выбросов ЗВ, соответствующего НДТ.

На первом этапе была сформирована сводная база данных технических и экологических характеристик КТЭУ и примененных на них технологий сжигания и снижения выбросов ЗВ, характеристик сжигаемого топлива. Далее была проведена оценка достоверности данных и исключены неполные и очевидно недостоверные записи.

Полученные данные были классифицированы по группам с близкими значениями технологических показателей выбросов. В основу классификации были положены две наиболее существенные характеристики КТЭУ: дата ввода в эксплуатацию и тепловая производительность (мощность).

Для котельных установок сжигающих твердое топливо основными выбросами загрязняющих веществ являются оксиды азота (NO_x), двуокись серы (SO₂) и зола. Обработка анкетных данных показала следующее:

- максимальное значение концентраций оксидов углерода в дымовых газах котельных установок России сжигающих твердое топливо не превышает 250 мг/м³. Основная масса котельных установок работает с выбросами СО ниже 50 мг/м³;

- 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 на 30-40 % пылеугольных котлов;

- количество пылеугольных котлов на которых выполнены требования по снижению эмиссии NO_x за счет реконструкции топочной камеры составляет примерно 20 - 25 %;

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

- общее количество пылеугольных котлов, на которых внедрены технологии подавления NO_x (с учетом и режимных и конструктивных мероприятий) составляет свыше 250 котлов;

- на ТЭС России установлено 189 электрофильтров (19,4 % от общего числа установленных), 5 рукавных фильтров (0,5 %), 519 мокрых инерционных (53,4 %), 222 сухих инерционных (22,8 %), 38 комбинированных (3,9 %).

- фактические данные показали существенную зависимость выбросов от даты ввода КТЭУ в эксплуатацию (или даты утверждения проектов строительства), что, очевидно, отражает поэтапное введение государственного экологического нормирования и ужесточение требований по выбросам КТЭУ. Исходя из этого были выделены три группы КТЭУ: введенные до 1982 года, введенные с 1982 по 2001 год, введенные после 2001 года по настоящее время;

- в связи с отсутствием на российских КТЭУ сероочистных установок выбросы серы существенно зависят от приведенного содержания серы в топливе;

- признано целесообразным разделить КТЭУ на втором уровне классификации по их тепловой мощности. Во-первых, это соответствует российскому и мировому опыту экологического нормирования КТЭУ, оно применяется и в международных документах и договорах. Это обеспечит преемственность с действующими документами по данной тематике, а также возможность сравнения требований к КТЭУ, предъявляемых различными документами. Во-вторых, имеется экономическая и экологическая целесообразность предъявления различных требований к КТЭУ разной мощности. Чем более мощной является КТЭУ, тем выше риски ее значимого воздействия на состояние окружающей среды и тем более строгими должны быть ограничения такого влияния. Кроме того, применение некоторых дорогих технологий ограничения выбросов может быть экономически нецелесообразно на относительно небольших КТЭУ.

На втором этапе для каждой группы КТЭУ (по срокам ввода в эксплуатацию и тепловой мощности) были получены диапазоны фактических значений выбросов (таблица 2.3).

Таблица 2.3 - Диапазон фактических значений технологических показателей выбросов ЗВ в атмосферу КТЭУ при сжигании твердого топлива

Тепловая мощность котлов, МВт	Массовая концентрация твердых частиц в дымовых газах при О2 = 6 %, мг/нм3*	Массовая концентрация SOх в дымовых газах при О2 = 6 %, мг/нм3*	Массовая концентрация NOx в дымовых газах при О2 = 6 %, мг/нм3*
Котельные установки, введенные по проектам, утвержденным по 31.12.1981
50-100	1500-2000	2000-5800	1500-2500
более 100 до 300	1400-2000	2000-5800	1450-2000
более 300	1300-2000	2000-5800	1450-2000
Котельные установки, спроектированные после 01.01.1982 и введенные по 31.12.2000
50-100	600-1300	2000-4000	1000-1500
более 100 до 300	400-1300	2000-4000	800-1500
более 300	300-1400	2000-4000	700-1500
Котельные установки, введенные с 01.01.2001
50-100	250-450	1200-1400	300-640
более 100 до 300	200-400	950-1400	300-640
более 300	150-350	700-1200	300-570
Примечание: * При нормальных условиях (температура 0 °С, давление 101,3 кПа).

На третьем этапе для каждой группы КТЭУ разработаны значения технологических показателей НДТ на основании следующих соображений:

1) Для КТЭУ в составе энергообъектов I категории, введенных по проектам, утвержденным по 31.12.1981, предельные значения технологических показателей НДТ по выбросам твердых частиц и оксидов азота устанавливаются равными верхним значениям диапазона фактических показателей удельных выбросов. Анализ данных анкетирования показал, что эти значения не превышают 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, а также КТЭУ, введенных с 01.01.2001, предельные значения технологических показателей НДТ выбросов твердых частиц и оксидов азота устанавливаются равными удельным выбросам, которые возможно получить с применением существующих в отрасли технологий.

3) В связи с тем, что единственной наилучшей доступной мерой ограничения выбросов SO₂ признано применение топлива с низким содержанием серы, предельные значения технологических показателей по выбросам SO₂ принимаются равными фактическим значениям удельных выбросов SO₂, полученным в результате анкетирования.

4) 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 400 мг/нм³ для всех типов КТЭУ.

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

2.3 Определение НДТ при сжигании твердого топлива

2.3.1 Определение НДТ разгрузки, хранения и предварительной подготовки твердого топлива

Технологии, подлежащие рассмотрению при определении НДТ для разгрузки, хранения твердого топлива, представлены в таблице 2.4.

Технологии, подлежащие рассмотрению при определении НДТ для предварительной подготовки твердого топлива, представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.4 - 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, оборудования 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 приделы 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
закрытые склады (технология "крацер кран"	Устранение выбросов пыли	Возможно	Невозможно	Достаточный	Нет	Скребковый разгрузчик	Высокие затраты на строительство
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 2.5 - 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 техническими возможностями основного и вспомогательного оборудования, и экономическими и местными условиями
Обогащение топлива	Наилучшая практика	Возможно	-	Да	Устойчивый режим работы. Повышение КПД.	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

2.3.2 Определение НДТ снижения выбросов твердых частиц при сжигании твердого топлива

Таблица 2.6 - Технологии снижения выбросов твердых частиц 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)	98-99,9	Возможно	Возможно	Да	Нет
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.
Батарейные циклоны	85-92	Возможно	Возможно	Да	Ограниченное улавливание тонкодисперсных фракций Циклоны могут использоваться как пылеуловители для предварительной очистки дымовых газов
Скруббер с трубой Вентури	95-97	Возможно	Возможно	Да	Дополнительный эффект снижения выбросов SO2 до 10-12 % Не рекомендуется для углей с содержанием СаО больше 15 % и приведенной сернистости 0,3 %  кг/МДж. Жесткость оросительной воды должна быть менее 15 мг-экв/л.
Эмульгатор	96-98	Возможно	Возможно	Да	Дополнительный эффект снижения ЗВ SO2 до 18-22 % Не рекомендуется для углей с содержанием СаО больше 15 % и приведенной сернистости 0,3 %  кг/МДж. Жесткость оросительной воды должна быть менее 15 мг-экв/л.

2.3.3 Определение НДТ снижения выбросов оксидов азота NO_x при сжигании твердого топлива

Таблица 2.7 - 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	Увеличение содержания СО Предпочтительно для котлов с двумя или большим количеством ярусов горелок
Рециркуляция дымовых газов	20 - 35	Возможно	Возможно	Да	Стабильность факела Рост температуры промперегрева на барабанных котлах
Малотоксичная горелка*	30 - 50	Возможно	Возможно	Да	Стабильность факела и полнота сгорания топлива q4 Для ступенчатого ввода воздуха или топлива в отдельной горелке требуется определенное расстояние до противоположного экрана
Двухступенчатое сжигание	20 - 45	Возможно	Возможно	Да	Повышение содержания горючих в уносе, коррозия НРЧ При сжигании высокосернистого угля (особенно в котлах СКД), если нет 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 Одновременно снижается 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	50 - 75	Возможно	Возможно	Да	Снижение паропроизводительности котла, концентрации оксидов серы Предпочтительно для бурых и каменных углей с высоким выходом летучих
СНКВ	30 - 70	Возможно	Возможно	Ограниченный	Возможен проскок NH3 (до 20 мг/м3) Предпочтителен для котельных установок мощностью до 330 МВт, когда возможности ПМ исчерпаны
Сжигание пыли высокой концентрации	10	Возможно	Возможно	Да	Появление СО и рост горючих в уносе Одновременно снижается ремонтные и эксплуатационные затраты системы топливоподачи Применимо только для пылесистем с промбункером
Сжигание пыли различного фракционного состава с применением мельниц-активаторов	10	Возможно	Возможно	Ограниченный	Усложнение и удорожание схемы пылеприготовления, топливоподачи. Повышение эксплуатационных издержек
Ребернинговые мельницы и динамические сепараторы	10	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
Примечание: * Определение малотоксичной горелки Оксиды азота при сжигании твердого топлива в основном состоят из "топливных" оксидов азота, которые формируются из азота, содержащегося в топливе. "Топливные" оксиды азота плохо поддаются снижению. "Термические" оксиды азота возможно регулировать как за счет конструкции горелки "внутрифакельного" подавления оксидов азота так и за счет первичных методов в топке. Горелочное устройство котла является элементом газовоздушного тракта, частью топки котла. Горелочное устройство разрабатывается индивидуально для каждого конкретного случая в зависимости от вида топлива, системы пылеприготовления, пылеподачи и конструкции топки. При всем многообразии конструкций малотоксичных горелок, в них реализуется концепция "внутрифакельного" снижения выбросов NOx и использованы по существу одни и те же приемы: - стабилизация воспламенения пылеугольного факела путем установки стабилизатора в виде различных элементов на выходе из канала пылевзвеси; - увеличение времени пребывания топлива в зоне высокотемпературных рециркулирующих топочных газов; - растягивание подмешивания воздуха к первичному факелу за счет ступенчатой подачи вторичного воздуха через концентрические каналы горелки и др. Исходя из вышеперечисленного предлагается низкоэмиссионными горелочными устройствами для твердого топлива считать устройства, которые в своем базовом режиме работы (без применения остальных первичных методов подавления оксидов азота) могут обеспечить концентрации выбросов оксидов азота менее 50 % от азота топлива. Например при содержании в кузнецком угле марки Д 1,4 % азота, низкоэмиссионными горелками можно считать горелки обеспечивающие выбросы оксидов азота в базовом режиме менее 600 мг/м3, применение дополнительных первичных методов таблицы 2.7. могут обеспечить снижение выбросов оксидов азота до 250 мг/м3.

2.3.4 Определение НДТ снижения выбросов SO_х при сжигании твердого топлива

Таблица 2.8 - 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 SОх	Возможно	Возможно	Да	Возможно повышение выбросов пыли и NOx
Мокрая известковая или известняковая сероочистка	94 - 96	Ограничено	Ограничено	Нет	Обеспечивает дополнительное снижение выбросов мелких твердых частиц. Повышаются выбросы CO2, и сбросы сточных вод. Из-за высокой стоимости процесса мокрой очистки, технология подходит только для крупных энергетических установок.
Аммиачно-сульфатная технология сероочистки	99	Возможно	Возможно	Нет	Получение товарного продукта - сульфата аммония. Дополнительная очистка дымовых газов от золы на 10-15%. Технология окупается за счет продажи товарного продукта, при наличии рынка сбыта
Упрощенная мокро - сухая очистка	50 - 60	Возможно	Возможно	Нет	Остатки, подлежащие захоронению. Снижение общего КПД котельной установки 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 использован при производстве цемента, гипсокартонных изделий, минеральных удобрений, в технологиях грануляции золошлаков и др.
Использование скруббера Вентури по двойному щелочному способу	50	Возможно	Возможно	Нет	Применима при низкой концентрации твердых частиц в дымовых газах

2.3.5 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.

В качестве наиболее массовых применений золошлаков можно отметить:

- 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 одежд.

Кроме того, отдельные фракции золошлаков могут применяться для следующих целей:

- микросферы - для производства красок и высококачественных теплоизоляционных материалов;

- магнитная фракция - в металлургии;

- алюмосиликатная фракция - в алюминиевой промышленности в качестве сырья и т.д.

В большинстве случаев технологии утилизации золошлаков и требования к золошлакам для применения данных технологий описаны в нормативно-технической документации (ГОСТах, ТУ, строительных правилах и т.п.). Необходимо отметить, что каждая из перечисленных технологий утилизации золошлаков предъявляет свои специфические требования к их физико-механическим свойствам и/или химическому составу. В связи с этим невозможно говорить о некоторых общих требованиях к золошлакам, как объекту утилизации.

В то же время, несмотря на столь широкую область возможных полезных применений золошлаков, практическая возможность и целесообразность мероприятий, направленных на утилизацию золошлаков конкретных ТЭС для конкретных целей определяется рядом факторов:

- составом и свойствами золошлаков, в том числе зависящими от применяемой технологии сжигания и их соответствие требованиям потенциальных потребителей;

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

- наличием надежных потенциальных потребителей золошлаков, экономически заинтересованных в потреблении золошлаков. Экономическая заинтересованность потребителей зависит от соотношения цен на золошлаки и затрат на их транспортировку и материалы, замещаемые золошлаками;

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

В общем случае, применение на ТЭС технологий, направленных на организацию сбыта золошлаков сторонним потребителям может быть рекомендовано лишь в случае уверенности в сбыте всех или основной части образующихся золошлаков. В этом случае возможно применение схем золошлакоудаления, ориентированных на удаление золошлаков сторонним организациям. Вместе с тем, внедрение таких технологий, ориентированных на возможный периодический сбыт в качестве дополнения к системам золошлакоудаления, ориентированным на размещение золошлаков в золошлакоотвалах, значительно удорожает золошлакоудаление на ТЭС. Именно с тем, что в России отсутствует надежный рынок золошлаков, гарантирующий их сбыт, для ТЭС, как правило, невыгодно внедрение оборудования, предназначенного для сбора и отгрузки или предпродажной подготовки золошлаков. Можно отметить, что отсутствие такого рынка отчасти связано с отсутствием мер государственного регулирования этой сферы, отсутствием стимулирования потенциальных потребителей золошлаков к их утилизации.

Таким образом, несмотря на то, что в российской энергетике применяется достаточно большое количество технологий, направленных на сбор, накопление, подготовку, отгрузку и утилизацию золошлаков, ни одна из них не может быть идентифицирована как общая, универсальная НДТ для применения в составе систем золошлакоудаления угольных ТЭС. В то же время любая из применяемых технологий может быть НДТ для конкретной ТЭС с учетом местных условий.

При идентификации НДТ внутреннего и внешнего транспортирования 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;

- наименее энергетически затратные;

- 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 подпитки 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. 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 в трубопроводах минимально допустимую скорость потока во избежание оседания 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 предотвращение 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 получение разрешения на сброс сточных вод из системы ГЗУ в водные объекты маловероятно;

- 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;

- гидравлические золошлакохранилища, как правило, относятся к опасным промышленным объектам, что требует реализации определенных мер по повышению их промышленной безопасности.

2) 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 транспортировании и укладке на сухих ЗШХ), для этих целей возможно использование производственных сточных вод;

- 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 в зависимости от потребительского спроса.

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;

- сравнительно высокая энергозатратность;

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

2.4 НДТ сжигания твердого топлива

2.4.1 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 места 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. Эффективность очистки воздуха 70 - 90 %.

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.

2.4.2 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 твердых частиц при сжигании твердого топлива:

НДТ 2.18 Батарейные циклоны.

НДТ 2.19 Мокрые скрубберы с трубой Вентури.

НДТ 2.20 Электрофильтры.

НДТ 2.21 Эмульгаторы.

НДТ снижения выбросов оксидов азота NO_x при сжигании твердого топлива:

НДТ 2.22 Режимно-наладочные методы:

НДТ 2.22.1 Нестехиометрическое сжигание.

НДТ 2.22.2 Двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

НДТ 2.23 Технологические методы, требующие изменения конструкции котла:

НДТ 2.23.1 Рециркуляция дымовых газов.

НДТ 2.23.2 Малотоксичная горелка.

НДТ 2.23.3 Двухступенчатое сжигание с реконструкцией котла.

НДТ 2.23.4 Трехступенчатое сжигание.

НДТ 2.23.5 Концентрическое сжигание.

НДТ 2.23.6 Перевод топки котла с ЖШУ на ТШУ.

НДТ 2.23.7 Сжигание пыли высокой концентрации.

НДТ 2.23.8 Сжигание пыли различного фракционного состава с применением мельниц-активаторов.

НДТ 2.23.9 Ребернинговые мельницы и динамические сепараторы.

НДТ 2.23.10 Горелочные устройства с применением пристенного дутья.

НДТ 2.23.11 Плазмотроны.

НДТ снижения выбросов оксидов серы SО_x при сжигании твердого топлива:

НДТ 2.24 Использование топлива с низким содержанием серы.

2.4.3 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, механические, санитарные свойства и химический состав золошлаков, образующихся на ТЭС, их пригодность для утилизации в различных областях применениях;

- доступность воды для подпитки систем ГЗУ;

- наличие, удаленность и надежность потенциальных потребителей золошлаков;

- местные экологические условия, требования и ограничения.

Именно местными факторами определяются экономические и экологические характеристики систем золошлакоудаления, применяемых на ТЭС. В связи с этим определение общеприменимых НДТ золошлакоудаления на ТЭС не представляется возможным. 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), могут быть направлены только на сбыт золошлаков сторонним организациям. При этом эти меры могут быть признаны НДТ для конкретного энергопредприятия только при условии высокой вероятности сбыта достаточно больших объемов золошлаков. Только в этом случае инвестиции в организацию сбыта золошлаков могут быть экономически оправданы. Необходимо отметить, что в настоящее время государством не применяются какие-либо меры экономической стимуляции утилизации отходов (как для их производителей, так и для потребителей), что, безусловно, повышает риски неокупаемости инвестиций в организацию сбора, отгрузки или обработки золошлаков.

Зависимость объемов сбыта от внешних неконтролируемых факторов не позволяет принять меры по организации сбыта золошлаков в качестве НДТ, общеприменимой для энергопредприятий.

Следующие технологии обращения с золошлаками могут быть признаны общими НДТ для угольных ТЭС.

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 надежных внешних потребителей 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. Но целесообразность мер по такой реконструкции систем ЗШУ должна быть подтверждена экономическими обоснованиями, наличием надежного долговременного спроса. В отсутствии гарантированных перспектив сбыта данные технологии не являются НДТ.

2.5 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 (только при сжигании топлив с содержанием серы менее 0,045 % кг/МДж);

- 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 2.10 и 2.11 приведены данные по эффективности и стоимости как отдельных, так и комбинации ПМ.

Результаты отечественных работ по внедрению методов подавления NO_x на котлах российских котлостроительных заводов практически полностью укладывается в диапазон эффективности ПМ, приведенный в этих таблицах.

ГАРАНТ:

Нумерация таблиц приводится в соответствии с источником

Таблица 2.10 - 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*	-	-
Трехступенчатое сжигание (reburning)	25	50**	100	200	2,5**	4,0	6	9**
Малотоксичные горелки	30	40	60	200	2,0	4,0	-	-

Таблица 2.11 - 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	135	250*	1,5	2,5*	-	-
Малотоксичные горелки и рециркуляция дымовых газов	37	50	80	270	1,5	2,5	0,6	1,2
Малотоксичные горелки, двухступенчатое сжигание и рециркуляция дымовых газов	50	78	150	400*	2,0	6,0*	0,6	1,2
Малотоксичные горелки, двухступенчатый ввод воздуха и трехступенчатое сжигание	52	81**	255	555**	2,0**	8,0	6,6	10,2
Примечания: * Для котлов с газоплотными топочными экранами. ** При использовании газа для создания восстановительной зоны. Дополнительные эксплуатационные затраты состоят из постоянных и переменных. К первым относят затраты на техническое обслуживание, арендные платежи (за землю), страхование объекта, заработная плата дополнительного персонала. Переменная составляющая - это затраты на дополнительное сырье, химреагенты, известь. При внедрении рециркуляции потребуются дополнительные затраты на дымосос рециркуляции газов. При внедрении трехступенчатого сжигания с использованием природного газа (для создания восстановительной зоны) учитывается разница в стоимости основного топлива (угля) и природного газа (в количестве 10 % от общего количества топлива на котел). *** 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 2-х лет.

Обобщенные данные экономических показателей ЗЗУ различных типов представлены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Эффективность отдельных мероприятий улавливания твердых частиц, удельные затраты (с учетом НДС) и время, необходимое при их реализации на действующих угольных котла

Технология	Степень улавливания твердых частиц, %	Удельные капитальные затраты, руб./кВт		Время, необходимое для внедрения мероприятия, мес.**		Эксплуатационные затраты,
		min	max	min	max	min	max
Электрофильтры	99,5	1080	2200*	12	18	1,2	1,5
Электрофильтры	99,75	1300	2700*	12	18	1,5	1,8
Электрофильтры	99,9	1600	2900*	12	18	1,8	2,3
Эмульгаторы	99,5	320	540	10	16	0,9	1,25
Мокрые скруббера с Трубой Вентури	98,5	290	470	10	16	0,6	0,18
Рукавные фильтры	99,9	1700	2800	12	18	9,6**	13,8**
Примечания: * При сжигании Экибастузского угля все показатели необходимо уточнить по данным эксплуатации ** 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.

В качестве основной технологии снижения выбросов SO_x предлагается использовать перевод котлов на сжигание топлива с меньшим содержанием серы.

При обосновании выбора мероприятий по предотвращению и ограничению воздействия на водные объекты рассматривались несколько экологических показателей:

- существующие концентрации загрязняющих веществ в сбросных водах ТЭС;

- установленное на ТЭС водоохранное оборудование и внедренные мероприятия по сокращению сбросов загрязняющих веществ;

- доля оборотной и повторно используемой воды, применяемой для производственных нужд.

При рассмотрении реконструкции существующих ВПУ, где уже имеются ионообменные фильтры, кислотно-реагентное хозяйство и системы сбора и нейтрализации стоков, рекомендуются комбинированные мембранно-ионообменные схемы, имеющие высокую степень экономической эффективности и надежности.

2.6 Перспективные технологии

2.6.1 Суперсверхкритические параметры (ССКП) пара

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

В настоящее время в мире насчитывается несколько десятков энергоблоков на ССКП (давление пара 24-30 МПа, температура 580 - 650 °С), построенных в основном в США, Германии, Дании, Японии и применяющие конструктивные элементы из более дорогих аустенитных сталей.

Несмотря на то, что в России в настоящее время нет блоков эксплуатируемых на ССКП, во второй половине XX века на Каширской ГРЭС также делались попытки перехода на начальные параметры пара 29,4 МПа, 650 °С. Работа блока показала, что они при более высокой эффективности использования топлива уступают блокам на более низких параметрах в надежности.

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

Основные технические показатели разрабатываемого варианта представлены в таблице 2.13.

Как показал обзор зарубежных и отечественных тепловых схем на ССКП все энергоблоки имеют повышенную начальную температуру пара и/или температуру промежуточного перегрева. Практически "стандартной" для энергоблоков нового поколения стала температура 580 °С в Европе и 600 °С в Японии. Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения выполнено на начальное давление 24-29 МПа при единичной мощности в диапазоне 400-1000 МВт.

Таблица 2.13 - 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 г.у.т/
Полный срок службы	не менее 40 лет
Расчетный ресурс оборудования	не менее 200 тыс.ч
Концентрация NOx в дымовых газах	200 мг/м3
Концентрация SOx в дымовых газах	200 мг/м3
Концентрация летучей золы в дымовых газах	30 мг/м3

Создание блоков ССКП целесообразно только на твердом топливе, так как сжигание мазута в настоящее время в России ограничено из-за его дороговизны, а эффективность сжигания природного газа может быть повышена другими методами, например, применяя схему парогазовой установки (ПГУ).

Увеличение стоимости энергоблока на ССКП составляет по зарубежным данным примерно 7 % по сравнению с современными котлами на докритические параметры пара за счет частичного перехода со сталей перлитного класса на стали аустенитного класса. [9].

2.6.2 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) [29].

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 в мире первое место.

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 2.17), приводящих в действие воздушные компрессоры, сжимающие воздух, направляемый на газификацию [29].

Рисунок 2.17 - 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 50-100 т/ч по твердому топливу при интенсивности газификации до 10 т/(м²ч) по топливу. Подобные газификаторы проходят испытания на электростанциях в разных странах. В США построены 23 предприятия с газификацией угля, 23 предприятия в Европе, 26 - в Азии, 14 - 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 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, H₂, CH₄). 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 превращена в работу [29].

Рисунок 2.18 - Принципиальные схемы ПГУ:
(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)

Принципиальные схемы ПГУ с газификацией угля показаны на рисунке 2.18. 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 H₂, а также (в зависимости от технологии) N₂, CO₂, H₂O 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, создает благоприятные условия для работы проточной части газовой турбины: выбросы оксидов серы в атмосферу практически отсутствуют.

Наиболее проработанными технологиями газификации угля являются: газификация в насыпном слое, в 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 сделанным оценкам применение мокрой очистки газов снижает КПД ПГУ на 1 %. Охлаждение генераторного газа с 1400 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 свыше 90 % серы угля, а также улавливать при температурах 540...600 °С частицы пыли и соединения щелочных металлов в одном устройстве.

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

2.6.3 Сжигание топлива в котлах с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС)

Технологии кипящего слоя (КС) и ЦКС основаны на одном и том же принципе. Воздух вдувается снизу топочной камеры, где размещается сформированный золой, топливом и известняком слой, который ожижается этим воздухом. Псевдоожижение вызывает турбулентное перемешивание, повышающее эффективность сжигания топлива и улучшающее связывание дополнительно вводимого известняка с диоксидом серы, образовавшимся при окислении серы топлива. [24]

В технологии КС скорость воздуха и образующихся в топочной камере дымовых газов низкая (менее 2 м/с), и граница слоя может визуально наблюдаться. Турбулентность достаточна для удовлетворительного сжигания высокореакционных топлив, но не тощего угля. В ЦКС скорость составляет около 5 м/с, и материал слоя выносится в верхнюю часть топочной камеры. Для возврата этого материала в топку устанавливают сепаратор, а уловленный в нем вынесенный из слоя материал возвращают в нижнюю часть топочной камеры. Так образуется контур циркуляции твердых частиц, который и дал название технологии.

Котлы с ЦКС отличаются более высокой степенью выгорания топлива (примерно 99 % по сравнению с 90...95 % у котлов со стационарным кипящим слоем), они могут работать с меньшим коэффициентом избытка воздуха (1,10...1,15 вместо 1,20...1,25). Системы подачи топлива у котлов с ЦКС проще, котлы менее требовательны к качеству топлива, тонине помола и лучше приспособлены для ступенчатого сжигания, необходимого для снижения выбросов оксидов азота. Такие топки позволяют связывать более 90 % серы, в то время как в топки со стационарным КС требуется подавать больше известняка для связывания 80...90 % оксидов серы [25].

К настоящему времени за рубежом накоплен богатый опыт проектирования и эксплуатации котлов с ЦКС. Значительно усовершенствованы конструктивные решения, снижена металлоемкость, повышены экономичность, надежность и увеличен диапазон регулирования. Во всех случаях удавалось обеспечить выбросы NO_x не более 300 мг/м³, КПД связывания серы не менее 90 % и потери с механическим и химическим недожогом менее 4 %.

Исходя из данных по сопоставлению технических показателей котлов с ЦКС и пылеугольных для блоков 225 и 330 МВт следует, что в большинстве случаев данные по капитальным затратам вполне сопоставимы с учетом применения для пылеугольных блоков серо- и азотоочистки. При прочих равных условиях котлы с ЦКС имеют на 3-5 % меньшие дополнительные эксплуатационные расходы по сравнению с пылеугольными, оснащенными средствами азото- и сероочистки.

В настоящее время на Новочеркасской ГРЭС сооружен блок N 9 мощностью 330 МВт. В конце января 2016 г. блок впервые вышел в сеть, а в мае достиг кратковременно номинальной нагрузки. Блок в постоянную эксплуатацию не принят.

2.6.4 Электронно-лучевой метод

Данный процесс подвергает отходящие топочные газы с присадкой аммиака действию пучка электронов высокой энергии для генерирования частиц (сульфата или нитрата аммония) для улавливания их затем в электрофильтрах или тканевых фильтрах.

Отходящие топочные газы после очистки от летучей золы в электрофильтре проходят через распылительный охладитель и теплообменник, где достигается определенная температура (65-90 °C) и уровень влажности. В реакторе отходящий газ облучается пучком электронов высокой энергии в присутствии количества аммиака, близкого к стехиометрическому, который добавляется в дымовые газы в смесителе. Пучок электронов создается в специальных ускорителях большой единичной мощности для электронно-лучевых технологий и направляется в поток дымовых газов в реакторе. В зоне облучения соединения азота, кислорода и воды отходящих газов возбуждаются электронами высокой энергии с образованием радикалов и ионов OH, O₂H, N, O, H. Эти частицы могут вступить в реакцию окисления с SO₂ и NO_x и образовать серную и азотную кислоту соответственно. Кислоты нейтрализуются аммиаком. Частицы солей аммония затем удаляются из потока отходящих газов посредством пылегазоочистного оборудования: электрофильтрами или тканевыми фильтрами. Этот побочный продукт является товарным в качестве сельскохозяйственного удобрения.

Процессы отличаются по условиям метода облучения отходящих газов и используемому оборудованию для контроля и сбора частиц. Это комбинированный процесс удаления SO₂/NO_x, в котором SO₂ и NO_x преобразуются в полезный побочный продукт, в то время как в других процессах NO_x преобразуется в N₂ и воду. Однако данные системы пока были только опробованы на уровне опытных проектов и, таким образом, нет информации об их производительности и надежности.

Степень очистки в электронно-лучевой установке (ЭЛУ) должна составлять 90-98 %. Основные преимущества ЭЛУ:

Полная утилизация органического топлива. Установки производят в результате очистки сухие удобрения, имеющие емкий рынок.

Габариты установок электронно-лучевой очистки в несколько раз меньше установок химической очистки. Это позволяет оснащать такими установками действующие производства. Установка быстро меняет режим работы.

Стоимость строящихся за рубежом установок комплексной ЭЛУ очистки от окислов азота и серы на 25 % ниже аналогичных установок химической очистки, а эксплуатационные затраты меньше также 25 %.

Следует отметить, что показатели ЭЛУ основаны на опытно-промышленных данных зарубежных публикаций и носят предварительный характер. Основные трудности при создании полномасштабной промышленной ЭЛУ заключаются в отсутствии на сегодняшний день ускорителей большой единичной мощности [30].

Согласно полученным экспериментальным данным мощность пучка электронов должна составлять 2-3 % установленной мощности котельных агрегатов. Соответственно, для блока 300 МВт мощность пучка электронов должна составить до 10 МВт. Ускорители электронов, используемые в промышленности, имеют мощность 0,1 МВт. Они относительно дешевы (цена соизмерима с ценой электрофильтра) ресурс работы 20-30 лет, время работы между профилактическим обслуживанием - 6000-7000 часов, что соизмеримо со временем работы основного оборудования ТЭС в течение года. Существуют ускорители специального назначения с требуемой мощностью пучка электронов, т.е. несколько МВт в одном устройстве. Однако они имеют малый ресурс непрерывной эксплуатации - всего 5-10 часов, после чего требуют дорогостоящего ремонта. Следует также отметить, что промышленные реализации данного метода в Польше и Китае показали скромные результаты по эффективности очистки: от 80 до 90 % от оксидов серы и от 18 до 70 % для оксидов азота. Для отработки процессов очистки дымовых газов требуется проведение дополнительной НИОКР.

Данная работа проводилась в 1980-90-х годах в ОАО "ЭНИН". В настоящее время разработкой технологии занимается ООО "Научно-производственный комплекс Электронные и пучковые технологии".

Следует отметить, что строительные и инженерные конструкции, особенно в реакторном отделении, должны быть рассчитаны на предотвращение распространения пучка электронов в зону обслуживания установки за счет увеличения толщины защитных стен, применения специальных материалов и т.д.

2.6.5 Перспективные системы обращения с ЗШО на ТЭС

2.6.5.1 Полувлажная технология внутреннего шлакоудаления

Применяется на ряде зарубежных станций, энергоблоке N 1 Березовской ГРЭС. Конструктивные решения таких систем относительно просты. Под всей холодной воронкой котла устанавливается лотковый, скребковый транспортер с водяной ванной. 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 на т шлака до 2,8 м³ в зависимости от конструктивных решений изготовителя. Шлак транспортируется лотковым транспортером в контейнеры для погрузки на автомобиль и дальнейшей перевозки на золоотвал. На отвале шлак укладывается влажным, поэтому дополнительное увлажнение не требуется.

Известны скребковые цепные конвейера КЗМКО с погруженными скребками в термостойком исполнении для линий шлакоудаления с шириной короба до 1500 мм.

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.

2.6.5.2 Безводные технологии внутреннего шлакоудаления.

На зарубежных ТЭС промышленно применяется технология безводного удаления шлака от котлов энергоблоков различной мощности - пневмомеханическое шлакоудаление (ПМШУ) [25].

Эта технология позволяет отгружать шлак в сухом виде в виде крупно- или мелкодробленого шлака, а также в виде шлаковой пыли требуемого фракционного состава. Производительность установок ПМШУ является регулируемой и составляет от 0,5 до 50 т шлака в час. Технология ПМШУ применяется только на котлах с твердым шлакоудалением, для котлов с жидким шлакоудалением эта технология неприменима. На ТЭС с ПМШУ шлак подается в установки отгрузки сухого шлака, которые выполняются отдельно стоящими от УОСЗ или являются их частью.

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.

2.6.5.3 Гранулирование золошлаков

В [102] описана и обоснована экономическая и экологическая целесообразность применения гранулирования золошлаков с рН водной вытяжки более 10, например, золошлаков Канско-Ачинского угольного бассейна. Эти золошлаки отличаются относительно высоким содержание 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, транспортирование 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/м³, плотностью зольного камня 1330-1500 кг/м³. 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 в основном сохраняют потребительские свойства, необходимые для их полезного применения.

Авторы рекомендуют применение данной технологии для ТЭС с любым объемом выхода золошлаков с рН водной вытяжки более 10.

Технология была разработана и опробована в полупромышленных условиях специалистами УралОРГЭС, УГТУ-УПИ, РОТЭП, СибВНИИГ. В промышленных масштабах технология не применялась.

2.6.6 Аммиачно-сульфатная установка сероочистки

Установки сероочистки, сооруженные на Дорогобужской ТЭЦ и проработавшие с 1995 года по 2003 год, до перевода ТЭЦ на сжигание газа, является примером применения отечественных разработок в области газоочистки. [32, 33, 34] Эффективность очистки дымовых газов сжигания угля с содержанием серы выше 0,045 % кг/МДж составляла 98 %. Продукт аммиачно-сульфатной сероочистки - сульфат аммония, который является ценным азотным удобрением, успешно реализовывался Дорогобужской ТЭЦ, принося станции дополнительный доход. Помимо этого, аммиачно-сульфатная технология позволяет также снизить выбросы оксидов азота на 25-35 % и выбросы тонкой летучей золы.

На рисунке 2.19 представлен один из вариантов принципиальной схемы аммиачно-сульфатной установки сероочистки дымовых газов.

Рисунок 2.19 - 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 [25] разделено на 2 основных технологических узла:

узел очистки дымового газа;

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 частично 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 (см. таблицу 2.14) - снижение концентрации диоксида серы в уходящих дымовых газах вплоть до 200 мг/нм³ и ниже. При этом данная технология позволяет наряду с оксидами серы снизить на 25-35 % выброс оксидов азота и тонких частиц летучей золы. Поэтому применение данной технологии делает соответствующую энергетическую установку экологически чистой. Побочный продукт сероочистки - сульфат аммония - является эффективным удобрением, обогащенным микроэлементами Продажа сульфата аммония позволит за короткое время окупить капитальные вложения в сероочистку, особенно для сжигания угля с содержанием серы выше 0,045 % кг/МДж.

Таблица 2.14 - Основные показатели аммиачно-сульфатной сероочистки

Основные показатели технологии. Технологические показатели	Аммиачно-сульфатная сероочистка
Достижимая степень сероочистки, %	99,5 и более
Достижимая конечная концентрация SO2, мг/нм3	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

2.6.7 Комбинированный золоуловитель для пылеугольных котлов, сжигающих Экибастузские и Кузнецкие угли

В России на сегодняшний день отсутствуют технические решения по золоулавливающей установке для мощных энергоблоков, позволяющей очищать до уровня перспективных требований (30-50 мг/м³) продукты сгорания высокозольных углей и углей с неблагоприятными электрофизическими свойствами золы (таких как Экибастузский, Кузнецкий, Нерюнгринский) от твердых частиц. Особенно сложно улавливание наиболее вредных тонко-дисперсных частиц размером менее 10 мкм.

К современным золоуловителям предъявляются следующие основные требования:

- возможность очистки больших объемов газов;

- компактность;

- умеренное гидравлическое сопротивление.

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

Для выполнения этих требований перспективной и коммерчески целесообразной является технология двухступенчатой сухой комбинированной очистки методом электростатического осаждения с последующей фильтрацией. [35, 36] Она позволяет не только обеспечить очистку дымовых газов мощных угольных энергоблоков от летучей золы (включая частицы субмикронных размеров) до остаточной запыленности на уровне 30 мг/нм³, но и дает возможность улавливания соединений тяжелых металлов, в первую очередь ртути.

Принципиальная схема комбинированного золоуловителя представлена на рисунке 2.20. Аппарат состоит из трех ступеней. В первой ступени используется электрический фильтр, который одновременно служит для зарядки частиц золы и предочистки. Вторая ступень - промежуточная, необходима для улавливания ртути и других тяжелых металлов. Третья ступень - это рукавный фильтр, для окончательной очистки дымовых газов.

Рисунок 2.20 - 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 золы с высоким удельным электрическим сопротивлением и имеют меньшие габаритные размеры.

Их головные образцы целесообразно установить на российских ТЭС для отработки.

В основу технологии заложена идея объединения двух различных золоуловителей (электрофильтра и рукавного фильтра) в одно устройство, с целью сочетания в нем достоинств этих аппаратов. Такое сочетание позволяет интенсифицировать процессы очистки в обеих ступенях и сократить габариты оборудования. Эффект достигается при увеличении скорости движения газов и, соответственно, скорости фильтрации в ступени окончательной очистки из-за формирования на фильтрующем материале более рыхлого слоя за счет зарядки частиц в предварительной ступени очистки.

Аппараты с комбинированной очисткой (по сравнению с электрофильтрами) позволят значительно снизить выбросы тонких частиц, исключат проскок частиц и вторичный унос, эффективно будут улавливать золы с высоким УЭС и иметь 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/нм³ будет 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 (см. таблицу 2.15).

Таблица 2.15 - Характеристики комбинированного золоуловителя

Показатели	Комбинированный золоуловитель	Электрофильтр
Очистка больших объемов дымовых газов	да	да
Максимальная входная запыленность, г/м3	до 100	до 60
Выходная запыленность, мг/м3	20	100
Степень очистки, %	99,95	99,8
Зависимость степени очистки от УЭС золы	нет	да
Габаритные размеры по отношению к электрофильтру	0,7	1
Капитальные затраты по отношению к электрофильтру	0,7	1
Эффективное улавливание субмикронных частиц	да	нет
Возможность улавливание соединений ртути и др. тяжелых металлов	да (до 90 %)	нет

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

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

Первые установки по очистке дымовых газов от оксидов азота по технологии селективного некаталитического восстановления оксидов азота аммиаком (СНКВ) были введены в эксплуатацию в 1984 г. на двух энергетических котлах ТП-87, ст. NN 7, 8 Тольяттинской ТЭЦ. [25]

На основе опыта, полученного на котлах ТП-87, в 2011 г. 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. Это позволило решить ряд серьезных проблем, связанных с размещением на территории объекта аммиачного хозяйства, повысить надежность и безопасность эксплуатации установки СНКВ. Опыт длительной эксплуатации этой установки еще не получен, однако 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 %. [37, 38]

По своему назначению оборудование СНКВ-установки разделено на 3 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 2.21.

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 вредных веществ (закись азота, окись углерода, бенз(а)пирен), что характерно для целого ряда топочных технологий.

Рисунок 2.21 - 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)

Разработанные технологические решения по применению технологии СНКВ на энергетических котлах защищены патентами. [39, 40, 41].

Результаты разработки, опытной эксплуатации и совершенствования технологии СНКВ для пылеугольных ТЭС позволили:

Обеспечить эффективность очистки дымовых газов от оксидов азота до 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 2.16)

Таблица 2.16 - Экономические показатели и удельные затраты установки СНКВ при их реализации на действующих пылеугольных котлах

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
30	70	900	1500	12	15	6,6	9,0

2.6.9 Котел с кольцевой топкой

Длительный опыт успешной работы котла Е-820 с кольцевой топкой на Ново-Иркутской ТЭЦ и проработки профиля котлов для блоков 330 МВт на бурых и каменных углях подтверждают 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 существенно повышены [42, 43, 44].

В кольцевой топке отсутствует активное касание факелом внутреннего и наружного экранов. При этом обеспечивается устойчивое зажигание топлива без видимой сепарации невоспламенившихся частиц в холодную воронку.

Выполненные совместно с Подольским машиностроительным заводом (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 до 10 %;

- обеспечить бесшлаковочное и высокоэкономичное сжигание шлакующих каменных и бурых углей;

- уменьшить выбросы NО_х за счет технологических методов сжигания до 30 %.

Котел Е-820 с кольцевой топкой установлен и успешно работает в течение 15 лет на Ново-Иркутской ТЭЦ:

Пуск котла - 1998 г.

Общая наработка котла на 1.04.2016 - около 54 тыс. часов.

Максимальная наработка котла в отопительный период - более 4100 часов.

Максимальная непрерывная работа котла - 2405 часов.

Рисунок 2.22 - Схема котла с кольцевой топкой

Шестнадцатилетний опыт эксплуатации и неоднократные испытания котла Е-820 с кольцевой топкой при сжигании шлакующих бурых углей подтверждают высокую эффективность, надежность и экологичность котла:

КПД котла 93-93,8 %.

Низкий температурный уровень в ядре факела и вверху топки, обеспечивающий практически бесшлаковочный режим работы топки и ширмо-конвективных поверхностей нагрева.

Достигнутые выбросы NO_x на уровне 350-400 мг/нм³ могут быть дополнительно снижены технологическими методами.

Существующий технический минимум нагрузок 0,6D_ном может быть снижен до (0,4-0,5)D_ном при установке на подобных котлах восьми мельниц прямого вдувания.

Тепловосприятие экранов в кольцевой топке на 15-20 % выше, чем в обычных топках.

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

2.6.10 Рукавные фильтры для очистки дымовых газов

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

При фильтрации через пористый материал твердые частицы с диаметром, превышающим диаметр сквозных пор этого материала, задерживаются на его поверхности, образуя слой уловленных частиц. В дальнейшем, фильтрация газов происходит и через этот слой, который может задерживать более мелкие частицы.

Уловленные частицы периодически удаляются с поверхности фильтрующего материала продувкой через этот материал в обратном направлении очищенных дымовых газов 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 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 2.23) [25].

Устройство и принцип действия одной камеры (секции) рукавного фильтра показаны на рисунке 2.24. Фильтр выполняется в многокамерном исполнении. Число рукавов в одной камере может составлять от нескольких десятков до 100 и более. В представленной конструкции секции рукавного фильтра дымовые газы проходят снизу внутрь рукавов, осаждение частиц пыли происходит на внешней поверхности стенки рукава. При регенерации одна из камер с помощью клапана может отключаться от подачи дымовых газов.

Отделившаяся пыль падает в пылесборник, находящийся под рукавами, и транспортируется с помощью системы пылеудаления к месту складирования пыли.

Рисунок 2.23 - Рукавный фильтр с импульсной регенерацией

Рисунок 2.24 - Устройство одной камеры рукавного фильтра

Преимуществами рукавных фильтров по сравнению с другими золоуловителями является высокая степень очистки дымовых газов (концентрация золы на выходе современных рукавных фильтров не превышает 10-20 мг/нм³) и независимость эффективности очистки от удельного электрического сопротивления улавливаемой золы.

К их недостаткам относится высокие эксплуатационные затраты и повышенное гидравлическое сопротивление (до 2000 Па).

Несмотря на вышеперечисленные недостатки, рукавные фильтры являются основным типом золоуловителей, применяемых в зарубежных развитых странах на ТЭС, обеспечивая концентрацию твердых частиц на выходе из аппарата до 10 мг/м³.

В России рукавные фильтры установлены на двух ТЭС, сжигающих экибастузский уголь: на Рефтинской ГРЭС и Омской ТЭЦ-5. На Рефтинской ГРЭС для очистки дымовых газов энергоблоков 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.

Опыт применения рукавных фильтров для улавливания высокоомной золы высокозольных экибастузских углей представляет особый интерес для российских ТЭС и может в перспективе являться основанием для включения данных золоуловителей в справочник НДТ как НДТ.

В таблице 2.17 приведены данные по капитальным и эксплуатационным затратам на рукавные фильтры.

Таблица 2.17 - Капитальные и эксплуатационные затраты на рукавные фильтры

Удельные капитальные затраты, руб./кВт		Время, необходимое для внедрения мероприятия, мес.		Эксплуатационные затраты,
min	max	min	max	min	max
1700	2800	12	18	9,6	13,8

У нас в стране был разработан типоразмерный ряд рукавных фильтров для угольных ТЭС (с прямой и обратной продувкой). Однако, рукавные фильтры на ТЭС РФ до недавнего времени не устанавливались.

Российские фирмы имеют опыт разработки и поставок рукавных фильтров в металлургической, цементной, химической и других отраслях промышленности. Инициирование работ по совершенствованию и практическому освоению отечественного производства для внедрения рукавных фильтров на ТЭС является перспективной задачей.

2.6.11 Низкотемпературное вихревое сжигание угля

Низкотемпературная вихревая (НТВ) технология сжигания - отечественная разработка. В основу НТВ-технологии заложено ступенчато-вихревое сжигание груборазмолотого топлива в условиях многократной циркуляции частиц в камерной топке.

Главные преимущества НТВ-технологии: стабильное воспламенение низкосортных топлив, отсутствие шлакования поверхностей нагрева и сравнительно низкий уровень вредных выбросов.

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. При этом 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, многократная циркуляция горящих частиц и угрубление гранулометрического состава золы в совокупности обеспечивают улучшенные показатели вихревых топок по вредным выбросам (оксидам азота NO_x и диоксиду серы SO₂) и 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 и, например, для высоковлажных топлив не превышает 1050-1200 °С. В этом интервале температур образуются в основном "топливные" NO_x, а количество "воздушных" 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. В результате удается снизить выбросы NO_x на 30-70 % по сравнению с технологией ПФ.

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

Укрупнение помола топлива при НТВ-сжигании приводит к укрупнению летучей золы уноса, что повышает эффективности 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. Важную роль при этом играет конструкция горелочно-сопловых устройств и аэродинамические приемы, обеспечивающие взаимодействие горелочных и сопловых потоков. НТВ-топка позволяет эффективно сжигать низкосортные топлива без использования "подсветки" пылеугольного факела газом и мазутом.

НТВ-сжигание 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 последних успешно реализованных проектов можно отметить модернизацию (в 2008 г.) котла БКЗ-210 на Кировской ТЭЦ-4 (апробирована технология многотопливного котла) и техническое перевооружение (в 2013 г.) котла П-49, входящего в состав энергоблока 500 МВт на Назаровской ГРЭС.

2.6.12 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. Принципиальная схема установки СКВ с использованием сжиженного аммиака приведена на рис.2.25.

Рисунок 2.25 - 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.

Основными преимуществами технологии СКВ по сравнению с технологией СНКВ являются:

- более высокая, до 90 %, эффективность азотоочистки;

- низкий уровень проскока аммиака через установку, < 5 мг/нм³;

- 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 на газомазутных котлах производительностью 500 т/ч ТЭЦ-27 Мосэнерго с 1997 г. Опыта эксплуатации установок СКВ на пылеугольных котлах в России нет.