содержание      ..     1      2      3      4      ..

СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ (ИТС 38-2022) - часть 3

Т а б л и ц а 2.5 - Классификация углей по содержанию золы [41, 52]

Теплота

Расчетное

сгорания,

Зольность

содержание

Характеристики

Марка угля

Qri,

А^р, %

золы, Сзл,

зольности

МДж/кг

мг/м³

Березовский 2Б

15,66

4,7

7990

Ирша-Бородинский

Малозольные

15,28

7,4

12720

2Б

Аr ˂ 10%

Назаровский 2Б

12,85

7,9

15640

Переяславский 3БР

17,20

12

22140

Среднезольные

Ерковецкий 2Б

11,51

12,4

26970

10 ≤ А^r ≤ 20%

Харанорский 1Б

11,39

13,2

29150

Майкубинский 3Б

15,62

24,6

43640

Высокозольные

Бикинский 1Б

7,83

23,0

70800

Аr > 20%

Артемовский 3Б

11,14

33,1

81390

Кузнецкий Г

23,57

16,9

20110

Кузнецкий Д

21,90

15,9

20640

Среднезольные

Кузнецкий СС

23,40

18,2

21440

10 ≤ А^р ≤ 20%

Нерюнгинский 3СС

22,48

19,8

23990

Нерюнгинский К

21,86

25,8

31870

Воркутинский Ж

20,77

29,4

41500

Высокозольные

Интинский Д

16,87

28,8

46070

Аr > 20%

Экибастузский СС

17,38

36,9

58020

А

Донецкий АШ

18,23

34,8

59680

На российских угольных ТЭС за КТЭУ с входной тепловой мощностью от 700

МВт (паропроизводительностью от

950 т/час), как правило, устанавливались

электрофильтры. В ряде случаев электрофильтры также устанавливались за котлами

меньшей мощности. Поскольку электрофильтры обеспечивают наибольшую степень

золоулавливания, то содержание золы в уходящих газах, выбрасываемых в

атмосферный воздух, в меньшей степени зависит от зольности топлива (рисунок

2.38).

В свою очередь, наименее эффективными ЗУ являются батарейные циклоны,

которые ввиду значительных сроков их эксплуатации

(30-60 лет) уже не

соответствуют паспортным данным по эффективности золоочистки.

99

мокрый золоуловитель рукавный фильтр

сухой циклон

электрофильтр

эмульгатор

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

-

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

год введения в эксплуатацию

Рисунок 2.38 - Концентрация золы в уходящих газах в зависимости от типа

золоуловителя и сроков ввода оборудования в эксплуатацию

По результатам анкетирования средние концентрации золы в уходящих газах

для «старых» котлов составили 755 мг/м³, а для «новых» - 158 мг/м³. При этом для

«старых» котлов средние концентрации золы заметно зависят от зольности топлива

(620 мг/м³ - для малозольных углей и 829 мг/м³ - для средне- и высокозольных углей),

что объясняется большим разнообразием типов золоуловителей с различной

эффективностью золоудаления. Доля котлов, выбросы золы на которых превышают

средние значения, составило всего

24%. Для «новых» котлов, независимо от

зольности углей, содержание золы в уходящих газах не превышают 160 мг/м³

благодаря установке за котлами более совершенных ЗУ, в первую очередь -

электрофильтров и рукавных фильтров.

Диоксид серы. В связи с практическим отсутствием на российских ТЭС

установок сероочистки дымовых газов выбросы диоксида серы полностью

определяются абсолютным S^r и приведенным S^пр содержанием серы в топливе и не

зависят от тепловой мощности КТЭУ и условий сжигания топлива (исключение

составляют только котлы с ЦКС) (рисунок 2.39). В этой связи технологические

показатели ТП для выбросов SO2 в ИТС 38-2017 были установлены практически на

уровне расчетных (фактических образующихся) количеств для самых сернистых

углей, т.е. с большим запасом.

В таблице 2.6 приведены расчетные концентрации диоксида серы в дымовых

газах при сжигании различных российских углей без их сероочистки. В зависимости от

содержания в их составе серы S^r, все угли разделяются на малосернистые (S^r ≤ 0,5%)

с расчетным содержанием диоксида серы в дымовых газах не более 1400 мг/м³ и

высокосернистые (S^r > 0,5%) с содержанием SO2 в дымовых газах более 1400 мг/м³.

100

Рисунок 2.39 - Содержание SO2 в уходящих газах пылеугольных котлов в зависимости

от сернистости топлива на рабочую массу S^r и сроков ввода в эксплуатацию

Анализ содержания ЗВ от различных факторов

Анализ фактических концентраций маркерных ЗВ в уходящих газах

действующих котлов показал их слабую зависимость от входной тепловой тепловой

мощности (паропроизводительности) КТЭУ по указанным ниже причинам. Однако

данный параметр необходимо учитывать, так как он оказывает непосредственное

влияние на выбор золоуловителя.

Выбросы золы не зависят от входной тепловой мощности КТЭУ и определяются

эффективностью установленного пылеочистного оборудования (ЗУ) и, в некоторой

степени, видом шлакоудаления из топочной камеры (твердое или жидкое).

Как правило, более простые и менее дорогие ЗУ (батарейные циклоны, мокрые

скрубберы и эмульгаторы) устанавливаются за котлами малой (50-150 МВт/75-220

т/час)

и средней

(200-500

МВт/320-670

т/час)

входной

тепловой

мощности/паропроизводительности. Более дорогие и эффективные электрофильтры

и рукавные фильтры устанавливают за котлами большой (более 500 МВт/более 670

т/час) входной тепловой мощности. В ряде случаев, при сжигании высокозольных

экибастузских и других углей, электрофильтры и рукавные фильтры устанавливаются

за котлами меньшей мощности.

В этой связи принято решение ранжировать фактические выбросы золы в

зависимости только от зольности топлива. С этой целью все угли разделены на

малозольные (A^r ˂ 10%), среднезольные (10 ≤ А^r ≤ 20%) и высокозольные (А^r > 20%).

В котлах входной тепловой мощностью от 500 МВт, за которыми установлены

электрофильтры с высокой степенью золоулавливания, зольность топлива на

конечный выброс золы влияет в меньшей степени. Поэтому такие КТЭУ выделены в

отдельную группу (рисунок 2.40).

101

Т а б л и ц а 2.6 - Классификация углей по содержанию серы [52]

Теплота

Расчетное

Сернистость

Характеристики

Марка угля

сгорания,

содержание

S^r, %

сернистости углей

МДж/кг

SO2, мг/м³

Березовский 2Б

15,66

0,2

340

Ирша-Бородинский

15,28

0,2

620

2Б

Переяславский 3БР

17,20

0,4

1350

Малосернистые

Ерковецкий 2Б

11,51

0,3

1190

S^r ≤ 0,5%

Харанорский 1Б

11,39

0,3

1210

Артемовский 3Б

11,14

0,3

1340

Назаровский 2Б

12,85

0,4

1290

Нерюнгинский 3СС

22,48

0,2

440

Нерюнгинский К

21,86

0,3

680

Малосернистые

Кузнецкий СС

23,40

0,4

900

S^r ≤ 0,5%

Кузнецкий Д

21,90

0,4

910

Кузнецкий Г

23,57

0,4

910

Экибастузский СС

17,38

0,7

2190

Воркутинский Ж

20,77

1,0

2550

Высокосернистые

Интинский Д

16,87

2,5

7260

S^r > 0,5%

А

Донецкий АШ

18,23

1,5

3950

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

-

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

Номинальная паропроизводительность, тонн пара/ч

Мокрый золоуловитель Рукавный фильтр Сухой циклон Электрофильтр

Эмульгатор

Рисунок 2.40 - Концентрация золы на номинальной нагрузке за ЗУ для котлов

разной паропроизводительности, мг/м³

102

Выбросы диоксида серы также не зависят от входной тепловой мощности КТЭУ

и определяются только содержанием серы в исходном топливе и эффективностью

сероочистки дымовых газов (при ее наличии). Поэтому ранжирование фактических

выбросов диоксида серы предложено проводить раздельно для малосернистых (S^r ≤

0,5%) и высокосернистых (S^r > 0,5%) углей. Для малосернистых углей выбросы

диоксида серы находятся в диапазоне 400-1400 мг/м³, для высокосернистых углей -

в диапазоне 1400-4000 мг/м³. Исключение составляют 2-3 высокосернистых марки

угля, при сжигании которых содержание диоксида серы может превышать указанные

значения.

Суммарный выход оксидов азота складывается из эмиссий термических и

топливных оксидов азота. Выход термических оксидов азота при сжигании углей

определяется температурой газов (теплонапряжением) в зоне активного горения

(ЗАГ). В случае жидкого шлакоудаления (ЖШУ) с повышенными температурами газов

выход термических оксидов азота больше, чем при твердом шлакоудалении (ТШУ).

Эмиссия топливных оксидов азота происходит в результате окисления

азотсодержащих составляющих топлива на стадии выхода и горения летучих.

Поэтому их выход в основном зависит от содержания материнского азота топлива.

Содержание азота в составе каменных углей существенно выше по сравнению с

бурыми углями.

При сжигании углей в топках с ТШУ образуются, в основном, топливные оксиды

азота. При сжигании в топках с ЖШУ необходимо учитывать вклад термических NOx.

В этой связи имеет смысл ранжировать выход оксидов азота в зависимости от

типа углей (каменные, бурые) и способа шлакоудаления (ТШУ, ЖШУ).

В таблице

2.7 приведены диапазоны фактических значений выбросов

маркерных загрязняющих веществ при сжигании бурых и каменных углей, полученные

в результате анкетирования ТЭС.

Т а б л и ц а 2.7 - Диапазон фактических значений содержания ЗВ в дымовых газах КТЭУ при

сжигании твердого топлива

Паропроиз-

Входная тепловая

Массовая концен-

Массовая

Массовая

водительность,

мощность котлов,

трация твердых

концентрация

концентрация

т/час

МВт

частиц, мг/м3*)

SO_х, мг/м3**)

NOx, мг/м3**)

Котельные установки, введенные по 31.12.2000

от 50

от 100 до 670

330-2000

75-1520 - ТШУ

до 500

300-5000

330-1720 -

от 500

от 670 и более

50-1200

ЖШУ

и более

Котельные установки, введенные с 01.01.2001

от 50

от 100 до 670

80-560

до 500

140-1600

95-770 - ТШУ

от 500

от 670 и более

40-185

и более

^*) При нормальных условиях (температура 0°С, давление 101,3 кПа) и содержании О2 = 6%.

^**) При нормальных условиях (температура 0°С, давление 101,3 кПа) и содержании О2 = 6%,

рассчитанная на сухие газы.

103

Т а б л и ц а 2.8 - Технологии разгрузки и хранения твердого топлива, подлежащие рассмотрению

Применимость

Промышленное

Перекрестные

Цель применения

внедрение на

эффекты,

Используемое

Существую-

Технологии

Примечания

Новые

технологии

щие

действующих

ограничения

оборудование

установки

объектах

применяемости

установки

Здания,

Предотвращение

оборудование

образования и

Разгрузка топлива в

для разгрузки

распространения

закрытых

авто или ж/д

пыли.

Возможно

Возможно

Да

Нет

-

помещениях с

транспорта с

Эффективность

системой аспирации

системой

очистки воздуха

аспирации и

70-90%

газоочистки

Использование

механических

Снижение

способов рыхления

организованных

Системы

Требуются

угля в полувагонах,

выбросов за счет

индукционного

только

индукционного и

уменьшения

Возможно

Возможно

Да

Нет

оборудования.

металлические

радиационного

расхода пара и

Электрические

вагоны

способа разогрева

снижения

панели

полувагонов в

энергопотребления

тепляках

Выбор места

размещения

Предотвращение

открытых складов

образования и

Возможно

Возможно

Да

Нет

-

-

твердого топлива в

распространения

защищенном от

пыли

ветра месте

Продолжение таблицы 2.8

Применимость

Промыш-

Перекрестные

Потенциальное

ленное

Используемое

эффекты,

Технологии

сокращение

Новые

Существующие

внедрение на

оборудова-

Примечания

ограничения

выбросов

установки

установки

действующих

ние

применяемости

объектах

Закрытые

Размещение

галереи

конвейеров

топливопо-

топливоподачи и

дачи с

узлов пересыпки в

Снижение

системами

крытых галереях и

Возможно

Возможно

Да

Нет

-

выбросов пыли

аспирации и

закрытых

пылеулавли-

помещениях с

вающим

пылеулавливающи

оборудова-

м оборудованием

нием

При наличии ГЗУ

возможно исполь-

зование осветленной

Насосы,

воды ГЗУ с после-

системы

дующим ее сбросом

трубопро-

Снижение

в каналы ГЗУ.

Гидроуборка

водов с

неорганизован-

Загрязнение

При отсутствии ГЗУ

помещений

Возможно

Возможно

Да

арматурой,

ных выбросов

воды

использование воды

топливоподачи

канализаци-

пыли

из оборотной

онные сети,

системы

очистные

водоснабжения с

сооружения

последующей ее

очисткой в

отстойнике

Продолжение таблицы 2.8

Применимость

Промышленное

Перекрестные

Потенциальное

внедрение на

эффекты,

Используемое

Существу-

Технологии

сокращение

Примечания

Новые

ющие

действующих

ограничения

оборудование

выбросов

установки

объектах

применяемости

установки

Пневмовакуумная

централизованная

Компрессоры,

система уборки

сеть

Снижение

помещений

пневмопроводов,

Необходима

выбросов

Возможно

Возможно

Да

Нет

топливоподачи с

пылеулав-

очистка воздуха

пыли

помощью

ливающее

аспирационных

оборудование

установок

Гидроизоляция

Предотвра-

Гидроизолиру-

Собранная

основания угольного

щение

ющие покрытия

дренажная вода

склада, устройство

загрязнения

Возможно

Возможно

Да

Нет

различных

может быть

дренажной системы

почвы и

конструкций

сброшена в ГЗУ

для сбора стока

грунтовых вод

Поверхностная

герметизация

Снижение

штабелей твердого

неорганизо-

Для складов

топлива мелким

ванных

Возможно

Возможно

Да

Нет

Катки

длительного

углем, глиной,

выбросов

хранения

битумом и

пыли

композициями на их

основе

Продолжение таблицы 2.8

Применимость

Промышленное

Перекрестные

Потенциальное

Существу-

внедрение на

эффекты,

Используемое

Технологии

сокращение

Новые

Примечания

ющие

действующих

ограничения

оборудование

выбросов

установки

установки

объектах

применяемости

Использование

Специализиро-

Снижение

высотных ограждений

ванные ветроза-

неорганизо-

(заборов), препят-

щитные сооруже-

ванных

Возможно

Возможно

Нет

Нет

-

ствующих выветрива-

ния: стены, ог-

выбросов

нию и распростране-

раждения, дре-

пыли

нию угольной пыли

весные посадки

Использование

Предотвраще

подпорных стенок,

ние

препятствующих

Подпорная

загрязнения

Возможно

Возможно

Да

Нет

-

растеканию угля за

стенка

почвы и

пределы проектной

грунтовых вод

площадки

Использование

Краны-

погрузочно-разгру-

Снижение

перегружатели,

зочного оборудова-

неорганизо-

роторные

ния, которое

ванных

Возможно

Возможно

Да

Нет

-

разгрузчики-

минимизирует высоту

выбросов

погрузчики, пути

падения топлива для

пыли

их передвижения

снижения пыления

Снижение

Создание

неорганизо-

уплотненного слоя на

ванных

Возможно

Возможно

Да

Нет

Катки

-

поверхности штабеля

выбросов

пыли

Продолжение таблицы 2.8

Применимость

Промышленное

Перекрестные

Потенциальное

Существу-

внедрение на

эффекты,

Используемое

Технологии

сокращение

Новые

Примечания

ющие

действующих

ограничения

оборудование

выбросов

установки

установки

объектах

применяемости

Использование

Снижение

Затраты на

увлажнения

неорганизо-

Загрязнение

Брызгальные

Возможно

Возможно

Да

распыление

поверхности

ванных

воды

устройства

воды

штабелей

выбросов пыли

Возможно

использование в

составе

Применение

Снижение

Штабелеуклад-

Возможно

Возможно

Достаточный

Нет

комплекса и

стакеров, укладчиков

выбросов пыли

чик

индивидуально в

порту и на

обычном складе

Применение

Низкая

Снижение

Телескопи-

телескопических

Возможно

Возможно

Да

Нет

производитель-

выбросов пыли

ческие рукава

рукавов

ность

Применение

технологий

Появляется

пылеподавления,

необходимость в

основанных на

Снижение

Загрязнение

Специальное

утилизации

применении пены,

Возможно

Возможно

Да

выбросов пыли

дренажных вод

оборудование

отработанных

распыленной воды,

(загрязненных)

реагентов,

потоков вод

препятствующих

пылению

Окончание таблицы 2.8

Потенци-

Применимость

Промышленное

Перекрестные

альное

Существу-

внедрение на

эффекты,

Используемое

Технологии

Новые

Примечания

сокращение

ющие

действующих

ограничения

оборудование

установки

выбросов

установки

объектах

применяемости

Использование

ограждений и

Снижение

устройств для

Снежение

Дополнитель-

выбросов

Возможно

Возможно

Да

-

пылеподавления или

потерь толива

ные сооружения

пыли

пылеулавливания на

узлах пересыпки

Устройство дренажной

системы для сбора

поверхностного стока с

Уменьшение

Снижение

территории угольных

неорганизо-

Дополнитель-

Возможно

Возможно

Да

водопот-

-

складов с организацией

ванных

ные сооружения

ребления

повторного

сбросов

использования

собранного фильтрата

Оснащение мест хра-

нения угля системами

непрерывного

обнаруженияочагов

Снижение

Обеспечение

возгорания и нагрева

выбросов

безопасности

Специальное

Возможно

Возможно

Да

-

или организация

продуктов

снижение

оборудование

периодического, не

горения

потерь топлива

реже 1 раза в сутки,

тепловизионного

обследования складов

Т а б л и ц а 2.9 - Технологии предварительной подготовки твердого топлива, подлежащие рассмотрению

Применимость

Промышленное

Перекрестные

Потенциальное

внедрение на

эффекты,

Технология

сокращение

Примечания

Новые

Существующие

действующих

ограничения

выбросов

установки

установки

объектах

применяемости

Лучшие

Возможность замены

Снижение

экологические

топлива может быть

Зависит от

выбросов

характеристики

ограничена технической

конструктивных

загрязняющих

топлива (меньшее

возможностью

Не

характеристик

примесей,

Замена топлива

содержание серы,

Да

основного и

практикуется

конкретной

снижение

золы), снижение

вспомогательного

котельной

твердых отходов,

количества

оборудования и

установки

подлежащих

загрязняющих

экономическими и

утилизации

примесей

местными условиями

Возможно только на

обогатительных

фабриках.

Возможность

применения может быть

Устойчивый

Обогащение

Снижение

ограничена

Возможно

Ограничено

Нет

режим работы.

топлива

выбросов

техническими

Повышение КПД

возможностями

основного и

вспомогательного

оборудования.

Цена топлива выше

Окончание таблицы 2.9

Применимость

Промышленное

Перекрестные

Потенциальное

внедрение на

эффекты,

Технология

сокращение

Примечания

Новые

Существующие

действующих

ограничения

выбросов

установки

установки

объектах

применяемости

Для качественного

усреднения топлива на

электростанциях

Усреднение и

Предотвращение

Устойчивый

необходимо проведение

смешивание

максимальных

Возможно

Возможно

Да

режим работы

модернизации с

углей

выбросов

применением

усреднительных

комплексов

Предварительная

подсушка

Повышение КПД

Возможно

Возможно

Да

Повышение КПД

-

топлива

Позволяет

Организация

предотвратить сжигание

входного конт-

Предотвращение

Устойчивый

угля, не

роля качества

максимальных

Возможно

Возможно

Да

режим работы с

соответствующего

поставляемого

выбросов

расчетным КПД

требованиям

угля

применяемого

оборудования

2.4.2 Определение НДТ снижения выбросов золы твердого топлива

Т а б л и ц а 2.10 - Технологии снижения выбросов золы твердого топлива при сжигании углей, подлежащие рассмотрению

Применимость

Промышлен-

Потенциаль-

ное внед-

ное

рение на

Технология

Перекрестные эффекты, ограничения применимости

сокращение

Существующие

действую-

Новые установки

выбросов, %

установки

щих

объектах

Электро-

Снижение эффективности удаления высокоомной

фильтр

99-99,9

Возможно

Возможно

Да

золы с удельным электрическим сопротивлением

(ЭФ)

(УЭС) >10⁸ Ом·м

Увеличение затрат на собственные нужды за счет

увеличения сопротивления газового тракта и затрат

на замену рукавов. Тканевые фильтры

преимущественно используют для удаления

Рукавный

твердых частиц размером до 2,5 мкм и опасных

фильтр

≥99,99

Возможно

Возможно

Небольшой

веществ в виде твердых частиц, например,

(РФ)

металлов (за исключением ртути), а также за

установками сухой и полусухой сероочистки.

Производство руканых фильтров пока не

локализовано

Ограничено,

Ограничено,

Невысокая степень золоулавливания.

Батарейные

только как

только в качестве

Ограниченное улавливание тонкодисперсных

85-92

Да

циклоны

предваритель-

предварительной

фракций. Циклоны могут использоваться в качестве

ная ступень

ступени

предварительной очистки дымовых газов

Окончание таблицы 2.10

Промышлен-

Применимость

Потенциаль-

ное внед-

ное

рение на

Технология

Перекрестные эффекты, ограничения применимости

сокращение

Существующие

действую-

Новые установки

выбросов, %

установки

щих

объектах

Ограничено при

Дополнительный эффект снижения выбросов SO2

Не

сжигании мало- и

до 10-12%. Не рекомендуется для углей с

обеспечивают

Скруббер

сред-незольных

приведенной сернистостью более 0,3%× кг/МДж и

технологические

с трубой

95-98

углей в КТЭУ,

Да

содержанием в золе СаО больше 15%. Жесткость

показатели

Вентури

введенных в

оросительной воды должна быть менее 15 мг-экв/л.

выбросов для

эксплуатацию до

Коррозия газоходов и снижение температуры

новых КТЭУ

31.12.2000

уходящих газов

Ограничено при

Дополнительный эффект снижения выбросов SO2

Не

сжигании мало- и

до 18-22%. Не рекомендуется для углей с

обеспечивают

сред-незольных

содержанием СаО больше 15% и приведенной

технологические

Эмульгатор

98,3- 99,5

углей в КТЭУ,

Да

сернистости 0,3%×кг/МДж. Жесткость оросительной

показатели

введенных в

воды должна быть менее 15 мг-экв/л.

выбросов для

эксплуатацию до

Коррозия газоходов и снижение температуры

новых КТЭУ

31.12.2000

уходящих газов

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

Т а б л и ц а 2.11 - Технологии снижения выбросов NOx при сжигании твердого топлива, подлежащие рассмотрению

Применимость

Потенциальное

Эксплуата-

Метод

сокращение

ционный

Перекрестные эффекты, ограничение применимости

Новые

Существующие

выбросов, %

опыт

установки

установки

Возможно увеличение содержания СО и рост горючих

Нестехиометрическое

20-35

Возможно

Возможно

Да

в уносе. Предпочтительно для котлов с двумя или

сжигание

бóльшим количеством ярусов горелок

Умеренный контроли-

Контролируемое увеличение содержания СО, рост

10-25

Возможно

Возможно

Да

руемый недожог

горючих в уносе

Увеличение содержания СО. Возможно уменьшение

Рециркуляция

10-25

Возможно

Возможно

Да

КПД котла. Рост температуры промперегрева на

дымовых газов

барабанных котлах

Контроль стабильности факела и полноты сгорания

топлива из-за возможности увеличения СО и роста

Малоэмиссионная

30-50

Возможно

Возможно

Да

горючих в уносе. Для ступенчатого ввода воздуха или

горелка*

топлива в отдельной горелке требуется определенное

расстояние до противоположного экрана

Увеличение химического и механического недожогов.

Повышение содержания горючих в уносе, коррозия

Двухступенчатое

НРЧ. При сжигании высокосернистого угля в котлах

20-45

Возможно

Возможно

Да

сжигание

СКД в отсутствие пристенного дутья появляется

опасность высокотемпературной коррозии топочных

экранов

Продолжение таблицы 2.11

Применимость

Потенциальное

Эксплуата-

Метод

сокращение

Новые

Существующие

ционный

Перекрестные эффекты, ограничение применимости

выбросов, %

опыт

установки

установки

Возможно появление СО при плохом перемешивании

Трехступенчатое

третичного воздуха с продуктами неполного сгорания

30-60

Возможно

Возможно

Да

сжигание

и рост горючих в уносе (в случае использования пыли

грубого помола)

Появление СО и рост горючих в уносе. Снижаются

шлакование и коррозия топочных экранов.

Концентрическое

20-50

Возможно

Возможно

Да

Предпочтительно для углей с высоким выходом

сжигание

летучих. При реконструкции тангенциальных топок

можно ограничиться заменой горелок

Перевод топки котла

Cнижение паропроизводительности котла. Рост

30-50

Возможно

Возможно

Да

с ЖШУ на ТШУ

недожога. Неприменимо для низкореакционных углей

Ограни-

Сжигание в ЦКС

50-80

Возможно

Нет

Повышение эксплуатационных расходов

ченный

Применяется в основном для сжигания низкосортных

углей.

Низкотемпературная

Требуется реконструкция топочной камеры.

вихревая технология

30-50

Возможно

Возможно

Имеется

Дополнительная подача воздуха под топки.

сжигания (НТВ-

Увеличение механического недожога топлива.

технология)

Повышенный абразивный износ из-за

укрупнения летучей золы

Котел с кольцевой

Имеется

Ограни-

Усложнение конструкции, отличной от

10-30

Возможно

топкой

в 1 экз.

ченный

традиционных призматических топок

Продолжение таблицы 2.11

Применимость

Потенциальное

Эксплуата-

Метод

сокращение

ционный

Перекрестные эффекты, ограничение применимости

Новые

Существующие

выбросов, %

установки

установки

опыт

Возможен проскок NH3 (до 20 мг/м³). Предпочтителен для

Ограни-

СНКВ

30-50

Возможно

Возможно

котельных установок мощностью до 330 МВт, когда

ченный

возможности внутритопочных мероприятий исчерпаны

Появление СО и рост горючих в уносе.

Сжигание пыли

Ограни-

Снижение ремонтных и эксплуатационных затрат системы

высокой

10-15

Возможно

Возможно

ченный

топливоподачи. Применимо только для пылесистем с

концентрации

промбункером

Сжигание пыли

различного

фракционного

Усложнение и удорожание схемы пылеприготовления,

Ограни-

состава с

10-15

Возможно

Возможно

топливоподачи.

ченный

применением

Повышение эксплуатационных издержек

мельниц-

активаторов

Ребернинговые

Усложнение и удорожание схемы пылеприготовления,

мельницы и

Ограни-

10-15

Возможно

Возможно

топливоподачи.

динамические

ченный

Повышение эксплуатационных издержек

сепараторы

Горелочные

устройства с

Ограни-

применением

10

Возможно

Возможно

Повышение температуры на выходе из топки

ченный

пристенного

дутья

Окончание таблицы 2.11

Применимость

Потенциальное

Эксплуата-

Метод

сокращение

ционный

Перекрестные эффекты, ограничение применимости

Новые

Существующие

выбросов, %

опыт

установки

установки

Ограни-

Плазмотроны

10

Возможно

Возможно

Низкий ресурс использования

ченный

Ресурс работы выше, а энергопотребление ниже, чем у

Электро-

плазмотронов. Позволяет решить проблему

ионизационные

Ограни-

10

Возможно

Возможно

взрывобезопасности при растопке из холодного состояния

воспламенители

ченный

путем минимизации механического уноса на старте

(УВЭИ)

процесса

* Малоэмиссионные горелки - горелочные устройства, реализующие принципы ступенчато-стадийного сжигания топлива с организацией

подавления образования топливных и термических оксидов азота на разных стадиях развития факела.

2.4.4 Определение НДТ снижения выбросов SO_х при сжигании твердого топлива

Т а б л и ц а 2.12 - Технологии снижения выбросов SOх при сжигании углей, подлежащие рассмотрению

Применимость

Промышленное

Потенциальное

внедрение на

Технология

сокращение

Новые

Существующие

Перекрестные эффекты, ограничение применимости

действующих

выбросов, %

установки

установки

объектах

Применение

Эффективное

Возможно повышение выбросов золы и NOx.

топлива с

снижение

Возможно

Возможно

Да

Имеются ограничения по сушильно-мельничным

низким содер-

выбросов SOх

системам и по условиям шлакования

жанием серы

Обеспечивает дополнительное снижение выбросов

мелких твердых частиц.

Повышаются выбросы CO2 и сбросы сточных вод.

Мокрая

Снижение температуры дымовых газов до

известковая

температуры точки росы.

или

94-98

Ограничено

Ограничено

Нет

Получение товарного продукта - гипса с

известняковая

возможностью его коммерческой реализации.

сероочистка

Из-за высокой стоимости процесса мокрой очистки

технология подходит только для

крупных энергетических установок

Получение товарного продукта - сульфата аммония с

возможностью его комерческой реализации.

Аммиачно-

Дополнительное снижение выбросов мелких твердых

сульфатная

частиц. Снижение температуры дымовых газов до

96-99

Возможно

Нет

Нет

технология

температуры точки росы. Технология подходит

сероочистки

только для

крупных энергетических установок, сжигающих

высокосернистые топлива

Окончание таблицы 2.12

Применимость

Промышленное

Потенциальное

внедрение на

Технология

сокращение

Новые

Существующи

Перекрестныеэффекты, ограничение применимости

действующих

выбросов, %

установки

е установки

объектах

Применима только при использовании в качестве

золоуловителя электрофильтра или рукавного

фильтра. Более глубокая сероочистка ограничена

температурой газов, которая должна быть выше

Упрощенная

водяной точки росы на 25…30^оС. Побочный продукт

мокро-сухая

50-60

Возможно

Возможно

Нет

мокро-сухой сероочистки (сульфидно-сульфатная

очистка

смесь) может быть частично использован при

производстве цемента, гипсокартонных изделий,

минеральных удобрений, в технологиях грануляции

золошлаков и др.

Использование

мокрых

Применимо только при использовании мокрых

золоуловите-

золоуловителей.

лей по

50

Возможно

Возможно

Нет

Не рекомендуется для топлив с приведенной

двойному

сернистоcтью выше 0,03% кг/МДж

щелочному

способу

Сжигание в

Повышение эксплуатационных расходов.

циркулирующе

85-95

Возможно

Нет

Нет

Изменение состава золы с увеличением оксидов

мкипящем слое

кальция

ими технологических показателей наилучших доступных технологий». Данный

стандарт распространяется на деятельность по производству электрической и

тепловой энергии на тепловых электростанциях (ТЭС), отнесенных к I категории

предприятий, то есть к предприятиям, оказывающим значительное негативное

воздействие на окружающую среду.

Методические рекомендации, изложенные в ГОСТ Р

113.38-2-2019,

предназначены для оценки затрат на снижение выбросов загрязняющих веществ

(оксиды азота NOx, диоксид серы SO2, зола твердого топлива) до установленных

технологических показателей для газовых и угольных ТЭС.

Основными критериями для выбора НДТ являются:

- требуемая степень снижения выбросов ЗВ (ΔС);

- сроки реализации мероприятий или внедрения технологий (данный критерий

характеризует период простоя действующего оборудования);

- капитальные и эксплуатационные затраты на реализацию.

При сжигании твердого топлива, в зависимости от необходимой степени

снижения выбросов оксидов азота, выбор наилучших доступных и перспективных

технологий для снижения выбросов ЗВ рекомендуется производить из перечней,

представленных в таблице 2.13.

Т а б л и ц а 2.13 - Перечень рекомендуемых наилучших доступных и перспективных

технологий для снижения выбросов оксидов азота при сжигании твердого топлива

Необходимая

Рекомендуемые технологии

степень очистки, %

1. Контролируемое снижение избытка воздуха.

2. Нестехиометрическое сжигание.

3. Двухступенчатое сжигание с реконструкцией или без.

∆Ci ≤ 30

4. Концентрическое сжигание

1. Двухступенчатое сжигание с реконструкцией или без.

2. Упрощенное трехступенчатое сжигание.

30 < ∆Ci ≤ 50

3. Малоэмиссионные горелки.

4. СНКВ

1. Малоэмиссионные горелки.

2. Трехступенчатое сжигание.

50 < ∆Ci ≤ 70

3. Нестехиометрическое сжигание + СНКВ

1. Малоэмиссионные горелки.

∆Ci >70

2. Малоэмиссионные горелки + СНКВ

При анализе экономических аспектов выбора мероприятий по сокращению

выбросов оксидов азота на ТЭС технологические (внутритопочные) методы

подавления оксидов азота были ранжированы (определены приоритеты) с учетом вида

топлива, минимизации затрат и требуемого снижения фактической концентрации в

следующем порядке:

-

установка малоэмиссионных горелок в существующие амбразуры без

изменения поверхностей нагрева под давлением;

128

-

двухступенчатый ввод воздуха (только для котлов ДКД);

-

концентрическое сжигание (для котлов, сжигающих бурые угли или

высокореакционные каменные угли и оборудованных тангенциальными топками);

-

трехступенчатое сжигание, предпочтительно с использованием природного

газа, для создания восстановительной среды выше зоны активного горения;

-

комбинированный метод, включающий 2 или 3 из перечисленных выше

технологических методов.

Проверенные на большом числе угольных котлов первичные методы (ПМ)

отличаются как эффективностью, так и затратами при их реализации на действующих

котлах. В таблицах 2.14 и 2.15 приведены данные по эффективности как отдельных,

так и комбинации первичных методов.

Т а б л и ц а 2.14 - Эффективность отдельных ПМ подавления NOx (в расчете на моноблок

300 МВт)

для

Потенциальное сокращение

тия,

Технология

выбросов NОх, %

min

max

min

max

Рециркуляция дымовых газов

10

20

1,0

2,0

Двухступенчатое сжигание

20

45

1,5

2,0

Трехступенчатое сжигание

25

50

2,5

3,0

(reburning)

Малоэмиссионные горелки

30

40

1,5

2,5

^*) Включая проектирование, изготовление и монтаж.

Т а б л и ц а 2.15 - Эффективность комбинации ПМ подавления NO_x (в расчете на моноблок

300 МВт)

для

Потенциальное сокращение

тия,

Технология

выбросов NOx, %

min

max

min

max

Малоэмиссионные горелки и

45

75

1,5

2,5

ступенчатый ввод воздуха

Малоэмиссионные горелки и

40

50

1,5

2,5

рециркуляция дымовых газов

Малоэмиссионные горелки,

двухступенчатое сжигание и

50

80

2,0

3,0

рециркуляция дымовых газов

Малоэмиссионные горелки,

двухступенчатый ввод воздуха и

50

80

2,0

3,5

трехступенчатое сжигание

^*) Включая проектирование, изготовление и монтаж.

129

Результаты отечественных работ по внедрению методов подавления NO_x на

котлах российских котлостроительных заводов практически полностью укладываются

в диапазон эффективности ПМ, приведенный в таблицах 2.14 и 2.15.

При сжигании твердого топлива, в зависимости от необходимой степени

снижения выбросов золы, выбор наилучших доступных и перспективных технологий

рекомендуется производить из перечней, представленных в таблице 2.16.

Т а б л и ц а

2.16

- Перечень рекомендуемых наилучших доступных и перспективных

технологий для снижения выбросов золы при сжигании твердого топлива

Необходимая

Рекомендуемые технологии

степень очистки, %

1. Ремонт и наладка ЗУ

∆Ci ≤ 10

1. Для батарейных циклонов:

- замена на эмульгатор/скруббер.

2. Для скрубберов/эмульгаторов:

10 < ∆Ci ≤ 30

- установка эмульгатора в корпусе скруббера;

- модернизация эмульгатора.

3. Для электрофильтров:

- оптимизация работы (влажностное или химическое

кондиционирование);

- модернизация ЭФ (установка современных электродов и

вспомогательного оборудования)

1. Для батарейных циклонов:

- замена на эмульгатор, рукавный фильтр или ЭФ.

2. Для скрубберов/эмульгаторов:

∆Ci > 30

- замена скруббера на эмульгатор;

- замена на рукавный фильтр или ЭФ

3. Для электрофильтров:

- модернизация ЭФ (увеличение количества полей,

увеличение высоты электрофильтра);

- установка современных ЭФ или РФ

Обобщенные данные показатели ЗУ различных типов преставлены в таблице

2.17.

Т а б л и ц а 2.17 - Эффективность отдельных мероприятий улавливания твердых частиц, и

время, необходимое на их реализацию с использованием действующих угольных котлов

Время, необходимое для

Степень улавливания

Технология

внедрения мероприятия, мес.*

твердых частиц, %

min

max

Электрофильтры

не <99,50

12

18

Эмульгаторы

не < 98%

10

16

Мокрые скруббера Вентури

не < 97%

10

16

Рукавные фильтры

Не менее 99,8%

12

18

^* Включая проектирование и монтаж оборудования.

130

Т а б л и ц а 2.18 - Технологические показатели (ТП) выбросов диоксида серы и золы твердого топлива при сжигании углей, мг/м³

Ввод оборудования* в эксплуатацию

Источник

до 31.12.2000

с 01.01.2001 по 31.12.2025

с 01.01.2026

SO21),2),4)

Зола твердого топлива⁴⁾

SO21),2),4)

Зола твердого топлива ⁴⁾

SO21),2),4)

Зола твердого топлива ⁴⁾

S^р≤1%:

ИТС 38-

≤300МВтэл:1400

3000-4000

900-1200

200-250

2017

>300 МВтэл

: 1200

Sр>1%: 5800

ГОСТ Р

≤300МВтэл: 150-500

≤300МВтэл: 150-250

≤300МВтэл: 150-250

2000-3400

700-1400

700-1400

50831-95

>300 МВтэл: 100-400

>300 МВтэл: 50-150

>300 МВтэл: 50-150

Для котлов с входной

Для котлов с входной

тепловой мощностью

тепловой мощностью

менее 300 МВт

менее 500 МВт

Для котлов с входной

(паропроизводитель-

(паропроизводитель-

тепловой мощностью

ностью менее 420 т/ч)

ностью менее 670 т/ч)

менее 500 МВт

при:

при:

Аr < 10%: 150

(паропроизводительн

А^r < 10%: 600;

10 ≤ А^r ≤ 20 %:

остью менее 670 т/ч):

10 ≤ А^r ≤ 20 %:

150-250³⁾;

Проект

250

Аr > 20%: 250

S^r≤0,5%: 1400

600-900³⁾;

S^r≤0,5%: 700

S^r≤0,5%: 700

ИТС 38-

Для котлов с входной

Для котлов с входной

S^r>0,5%: 3000

А^r > 20%: 900.

S^r>0,5%: 1400

S^r>0,5%: 1400

2022

тепловой мощностью

тепловой мощностью

Для котлов с входной

от 500 МВт и более

от 300 МВт и более

тепловой мощностью

(паропроизводительн

(паропроизводительн

от 500 МВт и более

остью от 420 т/ч и

остью от 670 т/ч и

(паропроизводитель-

более) при:

более):

ностью от 670 т/ч и

Аr < 10%: 50

150

10 ≤ А^r ≤ 20 %:

более) при:

50-150³⁾;

А^r < 30%: 250

Аr >20%: 150

А^r ≥30%: 800

* Под «оборудованием» понимается: «Золоуловитель» для технологических показателей выбросов золы твердого топлива и «Установка

сероочистки» (при наличии) для технологических показателей выбросов диоксида серы;

¹⁾ при наличии за котельной установкой аппаратов сероочистки дымовых газов приведенные в таблице технологические показатели выбросов

диоксида серы с учетом эффективности сероочистки умножаются на коэффициент: 0,6 - при применении мокро-сухой сероочистки; 0,3 - при

применении мокрой сероочистки;

²⁾ для котельных установок, сжигающих угли с содержанием серы S^r более 1,0%, поставляемые с угледобывающих предприятий (угольных

разрезов), расположенных в районе до 50 км от монопрофильных муниципальных образований в регионах Сибирского и Дальневосточного

федеральных округов, допускается содержание диоксида серы не более 5800 мг/м³;

³⁾ технологические показатели выбросов золы твердого топлива принимаются путем интерполяции значений в указанных пределах зольности

топлива, причем бóльшие значения выбросов относятся к бóльшим значения зольности.

⁴⁾ для определения технологических показателей выбросов золы твердого топлива и диоксида серы принимаются максимальные значения

соответственно содержания золы и серы для данного топлива.

Т а б л и ц а 2.19 - Технологические показатели (ТП) выбросов оксидов азота NOX и СО при сжигании углей, мг/м³

Ввод оборудования^* в эксплуатацию

Источник

до 31.12.2000

с 01.01.2001 по 31.12.2025

с 01.01.2026

NOx1)

СО

NOx1)

СО

NOx1)

СО

ТШУ: 1000-1400

≤300МВтэ: 640

ИТС 38-2017

400

400

ЖШУ: 1650

>300 МВтэ: 570

ГОСТ Р

БУ: 320-370

ТШУ: 400

БУ: 300

ТШУ: 400

БУ: 300

ТШУ: 400

50831-95

КУ: 470-700

ЖШУ: 300

КУ: 470-640

ЖШУ: 300

КУ: 470-640

ЖШУ: 300

БУ(ТШУ/ЖШУ):

БУ(ТШУ/ЖШУ):

БУ (ТШУ/ЖШУ):

Проект

600/800

ТШУ: 400

500/500

ТШУ: 400

300/300

ТШУ: 400

ИТС 22-2022

КУ(ТШУ/ЖШУ:

ЖШУ: 300

КУ(ТШУ/ЖШУ):

ЖШУ: 300

КУ (ТШУ/ЖШУ):

ЖШУ: 300

800/1000

550/650

470/640

*Под «оборудованием» понимается: «Котел» для технологических показателей выбросов NOx и СО;

1)

азота оксид NO, азота диоксид NO2, - сумарно в пересчете на азота диоксид.

Обозначения: БУ - бурые угли, включая обогащенные; КУ - каменные угли, антрацит; ТШУ - твердое шлакоудаление; ЖШУ - жидкое

шлакоудаление.

2.8

Перспективные технологии

2.8.1 Суперсверхкритические параметры (ССКП) пара

Для дальнейшего повышения энергетической эффективности паротурбинных

энергоблоков, которая ограничивается жаропрочностью стальных труб перлитного

класса (для поверхностей нагрева котла и главных паропроводов) и металла роторов

турбин (роторов ЦВД и ЦСД), необходимо повышение параметров свежего пара.

В настоящее время в мире насчитывается более сотни энергоблоков на ССКП

(с давлением пара

24-30 МПа, температурой

580-650°С), построенных

преимущественно в Китае, США, Германии, Дании, Японии с использованием

конструктивных элементов из более дорогих аустенитных сталей [43].

В России в настоящее время нет эксплуатируемых блоков на ССКП, однако

имеются проекты их создания, разработанные научными организациями совместно с

заводами по производству котлов. Основные технические показатели одного из

разрабатываемых вариантов представлены в таблице 2.20.

Т а б л и ц а 2.20 - Основные показатели проектируемого энергоблока 660 МВт

Параметр

Величина/размерность

Номинальная мощность

660 МВт

Давление перегретого пара

28 МПа

Температура перегретого пара/

600/600°С

Температура пара промперегрева

Диапазон регулирования без изменения состава

100-60%

оборудования

Диапазон регулирования с подсветкой растопочным

100-40%

топливом

КПД нетто

44,5-45,4%

Расход электроэнергии на собственные нужды

6%

Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

276 т.у.т/кВт∙ч

Полный срок службы

не менее 40 лет

Расчетный ресурс оборудования

не менее 200

тыс.час

Концентрация NO_x в дымовых газах

200 мг/м³

Концентрация SO_x в дымовых газах

200 мг/м³

Концентрация летучей золы в дымовых газах

30 мг/м³

Повышение цены на топливо для угольных ТЭС и прогресс в металлургии

высоколегированных сталей обеспечили возможность повышения температуры

острого пара и пара промежуточного перегрева до 600°С и более с сохранением

достаточного уровня надежности и долговечности.

Как показал обзор зарубежных и отечественных тепловых схем на ССКП,

стандартной для энергоблоков нового поколения стала начальная температура пара

и/или температура промежуточного перегрева

580-600°С. Подавляющее

большинство энергоблоков нового поколения рассчитано на начальное давление 24-

137

Рисунок 2.41 - Схема газотурбинной ТЭС с предварительной газификацией топлива

и с расширительной турбиной:

1

- газификатор горнового типа;

2

- подогреватель;

3

- дожимающий компрессор;

4 - расширительная газовая турбина; 5 - камера сгорания высокого давления; 6 - газовая

турбина высокого давления; 7 - компрессор высокого давления; 8 - камера сгорания низкого

давления; 9 - газовая турбина низкого давления;

10

- компрессор низкого давления;

11 - газоохладитель

Для организации процессов газификации топлива на ТЭС необходимы

газификаторы горнового типа, соответствующие по производительности крупным

энергоблокам. Наиболее перспективны в настоящее время газификаторы с кипящим

циркулирующим слоем под давлением 1-3 МПа. В этом случае для энергоблока,

например, мощностью 500 МВт потребуется 2-3 газификатора, производительность

которых составляет 50-100 т/ч по твердому топливу при интенсивности газификации

до 10 т/(м²ч) по топливу. Подобные газификаторы построены и проходят испытания на

электростанциях в США, странах Европы и Азии, в частности, в Китае.

Работы по внедрению внутрицикловой газификации ведутся и в России.

Газификаторы с кипящем слоем разрабатываются в Институте горючих технологий

(Москва), в Ленгипрогазе (Санкт-Петербург). В ОАО «ВТИ» разработан и прошел

испытания газификатор горного типа, предназначенный для установки на угольных

электростанциях.

Газификация осуществляется путем химических превращений содержащегося

в угле углерода и водяных паров при высоких температурах с образованием смеси

горючих газов (CO, 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 полезно утилизирована

[39]. Принципиальные схемы ПГУ с газификацией угля показаны на рисунке 2.42.

139

Рисунок 2.42 - Принципиальные схемы ПГУ с внутрицикловой газификацией

твердого топлива:

I - кислородное дутье; II - воздушное дутье;

основные элементы схемы: 1 - кислородная станция; 2 - газификация; 3 - охлаждение

сырого газа; 4 - очистка газа; 5 - выделение серы; 6 - ГТУ; 7 - котел-утилизатор; 8 -

парогазовая турбина; 9 - конденсатор; 10 - дымовая труба; 11 - нагнетатель, повышающий

давление воздуха;

материальные потоки: а - воздух; б - кислород; в - уголь; г - сырой газ; д - очищенный газ;

е - сорбент; ж - сорбент; з - зола; и - пыль; к - пар; л - вода; м - уходящие газы

Кислород или сжатый воздух и пар подаются в реактор (газогенератор,

газификатор), в который поступает также предварительно подготовленный уголь. В

газификаторе осуществляется частичное окисление угля с образованием горючего

(генераторного, синтетического) газа, содержащего в основном CO и 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, выбросы оксидов

серы в атмосферу практически отсутствуют.

Наиболее проработанными технологиями являются газификация угля в: а)

насыпном слое; б) кипящем слое (КС); в) потоке. Газификатор с насыпным слоем

требует применения угля определенной крупности, который не должен спекаться,

чтобы обеспечить газопроницаемость слоя. Газификация в КС должна происходить

при температуре ниже температуры точки размягчения золы.

Это требует увеличения времени пребывания частиц в зоне реакции и

большего объема аппарата. При газификации угольной пыли в потоке окислителя нет

особых требований к качеству угля. Вследствие высокой температуры газа на выходе

из газификатора он свободен от смол и других конденсирующихся соединений.

140

содержанием серы выше

0,045% кг/МДж составляла

98%. Продукт аммиачно-

сульфатной сероочистки - сульфат аммония - успешно реализовывался как ценное

азотное удобрение, принося Дорогобужской ТЭЦ дополнительный доход. Помимо

этого, аммиачно-сульфатная технология позволяет снизить выбросы оксидов азота

на 25-35%, а также уменьшить выбросы тонкой летучей золы.

На рисунке

2.43 представлен один из вариантов принципиальной схемы

аммиачно-сульфатной установки сероочистки дымовых газов.

Рисунок 2.43 - Принципиальная технологическая схема установки аммиачно-

сульфатной сероочистки:

1 - абсорбер; 2 - циркуляционный насос; 3 - нагнетатель; 4 - емкость нейтрализатор;

5 - напорная емкость; 6 - выпарной аппарат; 7 - подогреватель дымового газа; 8 - склад

аммиака; 9 - емкость для маточного раствора;

10

- гидроциклон;

11

- центрифуга;

12 - сушильный барабан

По своему назначению оборудование установки аммиачно-сульфатной

сероочистки [45] разделено на 2 основных технологических узла: узел очистки

дымового газа и узел приготовления сульфата аммония.

Неочищенный дымовой газ нагнетателем (3) подается в абсорбер сероочистки

(1), орошаемый раствором сульфит-бисульфит-сульфата аммония, где происходит

улавливание диоксида серы из газа и частичное улавливание оксидов азота (на 25-

35%). Затем очищенный дымовой газ подогревается и выбрасывается в атмосферу

через дымовую трубу. Рабочий поглотительный раствор сульфит-бисульфит-

сульфата аммония из нижней части абсорбера, в которую подается воздух для

окисления непрореагировавшего сульфита аммония с образованием сульфата

аммония, подается на три яруса орошения абсорбера с помощью циркуляционного

насоса (2). Часть раствора отводится в гидроциклон

(10), в котором раствор,

143

содержащий кристаллы сульфата аммония, отделяется от осветленного раствора

сульфит-бисульфита аммония, и через напорную емкость (5) подается в выпарной

аппарат (6), где происходит рост кристаллов сульфата аммония, а оттуда - в

центрифугу (11), в которой кристаллы сульфата аммония отделяются от маточного

раствора и поступают в сушильный барабан (12), на выходе из которого получается

готовый продукт - кристаллический сульфат аммония.

Все технологическое оборудование такой сероочистки может быть изготовлено

в России без закупки дорогостоящих узлов за границей. Разработанные

технологические решения по применению технологии аммиачно-сульфатной

сероочистки на энергетических котлах защищены патентами.

Основная цель технологии (таблица 2.21) - снижение концентрации диоксида

серы в уходящих дымовых газах вплоть до 200 мг/м³ ниже. Данная технология

позволяет наряду с оксидами серы снизить на 25-35% выброс оксидов азота и тонких

частиц летучей золы. Побочный продукт сероочистки - сульфат аммония - является

эффективным удобрением, обогащенным микроэлементами. Продажа сульфата

аммония позволит сократить сроки окупаемости капитальных вложений в сероочистку,

что особенно актуально для сжигания угля с содержанием серы выше 0,045% кг/МДж.

Т а б л и ц а 2.21 - Основные показатели аммиачно-сульфатной сероочистки

Технологические показатели

Аммиачно-сульфатная сероочистка

Достижимая степень сероочистки, %

99,5 и более

3

Достижимая конечная концентрация SO₂, мг/м

100 и менее

Увеличение расхода энергии на собственные

1,4-1,5

нужды, %

Удобрение - сульфат аммония,

Качество получаемого продукта сероочистки

ГОСТ 9097-82

Удельные капитальные вложения, $/кВт

35-65

2.8.5

Комбинированный золоуловитель для пылеугольных котлов,

сжигающих экибастузские и кузнецкие угли

В России определенную сложность представляет очистка дымовых газов в

электрофильтрах на крупных энергоблоках от твердых частиц до уровня

перспективных требований (30-50 мг/м³) при сжигании углей с неблагоприятными

электрофизическими свойствами золы, таких как экибастузский, кузнецкий,

нерюнгринский. Особенно сложно улавливать наиболее вредные тонкодисперсные

частицы размером менее 10 мкм.

Использование рукавных фильтров в целом решает указанную проблему, но

связано со значительными эксплуатационными затратами и осложнено рисками в

связи с отсутствием их локализации.

Современные золоуловители помимо высокой эффективности очистки газов

(не менее 99,7%) должны удовлетворять следующим требованиям:

-

возможность очистки больших объемов газов;

-

компактность;

144

-

умеренное гидравлическое сопротивление;

-

обеспечение высокой эффективности очистки дымовых газов при

изменениях объемного расхода, состава и параметров этих газов.

Для выполнения этих требований перспективной и коммерчески

целесообразной является технология двухступенчатой сухой комбинированной

очистки [48]. Она позволяет не только обеспечить очистку дымовых газов мощных

угольных энергоблоков от летучей золы (включая частицы субмикронных размеров)

до остаточной запыленности на уровне не более 30 мг/м³, но и дает возможность

улавливания соединений тяжелых металлов, в первую очередь, ртути.

В основу технологии заложена идея объединения двух различных

золоуловителей (электрофильтра и рукавного фильтра) в одно устройство с целью

совмещения достоинств этих аппаратов (рисунок 2.44). Такое сочетание позволяет

интенсифицировать процессы очистки на двух ступенях и сократить габариты

оборудования.

Рисунок 2.44 - Принципиальная схема комбинированного золоуловителя

По сравнению с электрофильтрами, аппараты с комбинированной очисткой

позволяют значительно снизить выбросы тонких частиц, исключают проскок частиц и

вторичный унос, эффективно улавливают золу с высоким удельным электрическим

сопротивлением и имеют меньшие габаритные размеры. Эффективность

улавливания частиц размером 0,01-50 мкм составит 99,99%.

Стоимость аппарата с комбинированной очисткой дымовых газов от летучей

золы до остаточной запыленности

30 мг/м³ оценивается примерно на 30% ниже

стоимости электрофильтра c такой же степенью очистки.

Разработка технологии сухой комбинированной очистки методом

электростатического осаждения с последующей фильтрацией позволит создать

современный высокоэффективный золоуловитель с характеристиками мирового

уровня (таблица 2.22).

145

Т а б л и ц а 2.22 - Характеристики комбинированного золоуловителя

Комбинированный

Показатели

Электрофильтр

золоуловитель

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

99,80

Зависимость степени очистки от УЭС золы

нет

да

Габаритные размеры по отношению к

0,7

1

электрофильтру

Кап. затраты по отношению к электрофильтру

0,7

1

Эффективное улавливание субмикронных частиц

да

нет

Возможность улавливание соединений ртути

да (до 90%)

нет

и других тяжелых металлов

Технология очистки дымовых газов от твердых частиц методом фильтрации с

их предварительной зарядкой широко востребована при реконструкции действующих

российских ТЭС ввиду отсутствия необходимой площади для размещения

электрофильтров требуемых размеров, а также в случае, когда неблагоприятные

электрофизические свойства золы вынуждают устанавливать электрофильтры из 7 и

более электрополей.

Достоинством технологии комбинированных фильтров является экономия

средств на реконструкцию ранее установленных электрофильтров для достижения

более жестких экологических нормативов путем сохранения существующей структуры

(части полей, конструктивных элементов).

2.8.6

Установки

азотоочистки

по

технологии

селективного

каталитического восстановления (СКВ)

Технология селективного каталитического восстановления оксидов азота

реализуется при температуре очищаемых газов

300-450°С в специальном

каталитическом реакторе с применением в качестве реагента аммиака, аммиачной

воды или карбамида [29]. Принципиальная схема установки СКВ с использованием

сжиженного аммиака приведена на рисунке 2.45.

Рисунок 2.45 - Схема установки СКВ с применением аммиака

146

Раздел 3 Производство энергии при сжигании газообразных

топлив

В топливном балансе российской тепловой энергетики за 2021 год доля

природного газа составляет 73%. В настоящее время на российских ТЭС находятся в

эксплуатации 1554 газовых котла различной паропроизводительности. Основное их

количество (около 70%) было введено в эксплуатацию в период с 1961 по 1990 год. В

последние двадцать лет ввод КТЭУ на природном газе осуществлялся за счет

газотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ПГУ) установок.

3.1

Описание технологических процессов

3.1.1 Сжигание природного газа в топках котлов

Сжигание природного газа производится в камерных топках котлов, куда

топливо (природный газ) и окислитель (воздух) подаются раздельно через горелочное

устройство (горелку). Кроме подачи необходимых количеств топлива и воздуха в

топку, назначением горелки является организация смесеобразования и создание у ее

устья устойчивого фронта воспламенения для зажигания выходящей из горелки

топливовоздушной смеси. В этом случае обеспечивается диффузионное горение,

скорость которого определяется процессом молекулярного перемешивания

природного газа с кислородом воздуха.

Рисунок 3.1 - Вихревая газовая горелка ВТИ-ЗиО:

1 - воздушные короба; 2 - аксиальные лопатки для закрутки воздушных потоков; 3 - газовые

коллектора; 4 - газораздающие трубки

По характеру истекающих потоков воздуха горелки делятся на прямоточные и

вихревые. Для сжигания природного газа в энергетических котлах обычно используют

вихревые горелки. Закрутка воздушного потока на выходе из горелок обеспечивается

за счет аксиальных лопаток, установленных в кольцевых каналах (рисунок 3.1) либо

за счет тангенциального подвода воздуха в горелку.

148

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

двухвальная ГТУ:

1 - компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - газовая турбина высокого давления (ТВД);

4 - электрогенератор; 5 - воздух; 6 - турбина низкого давления (ТНД)

Энергетические ГТУ изготовляются одно- и двухвальными (рисунок 3.2), в

корпусе с горизонтальным разъемом, воздушным охлаждением деталей горячего

тракта в камере сгорания и турбине, соединением ГТУ с электрогенератором со

стороны компрессора и осевым выхлопом из турбины [56].

Одновальные схемы используются в ГТУ небольшой и средней мощности. В

них все элементы газотурбинного агрегата - осевой компрессор, газовая турбина и

электрогенератор - находятся на одном валу, и при работе все они имеют одну и ту

же частоту вращения. Из-за этого ГТУ при снижении частоты теряет мощность

быстрее, чем снижается мощность, потребляемая электрогенератором. Это приводит

к тому, что одновальная ГТУ будет обеспечивать режим работы электрогенератора

только в ограниченном диапазоне изменения частоты вращения.

Двухвальные схемы используются в ГТУ средней и большой мощности. В

двухвальных ГТУ компрессор приводится в движение от турбины высокого давления

(ТВД), которая не связана механически с турбиной низкого давления (ТНД). Такая ГТУ

может работать практически с любой частотой вращения, необходимой генератору.

Кроме того, двухвальные ГТУ имеют несколько лучшие экономические

характеристики не только на частичных нагрузках, но и на расчетной нагрузке.

Благодаря этим особенностям двухвальные установки получили более широкое

распространение.

В части достигнутых рабочих параметров ГТУ принято классифицировать по

соответствующим поколениям (таблица 3.1).

150

Т а б л и ц а 3.1 - Рабочие параметры ГТУ

Поколение/

Температура газа

Степень сжатия

КПД, %

период

перед турбиной, °C

газа, πк

1 поколение - 1943-1949 гг.

730-780

3-6

20-23

2 поколение - 1950-1960 гг.

880-980

7-13

25-27

3 поколение - 1960-1970 гг.

1030-1180

16-20

30-35

4 поколение - 1970-1980 гг.

1200-1400

21-25

36-40

5 поколение - 2000-2020 гг.

1500-1650

25-30

более 42

В ГТУ последних поколений зарубежного производства или их локализованных

на территории РФ версий сжигание топлива организуется в так называемых

малоэмиссионных камерах сгорания (МЭКС), обеспечивающих низкий выход оксидов

азота (менее 50 мг/м³ при 15% О2) в широком диапазоне нагрузок [57].

В таких камерах сгорания (рисунок 3.3) основное количество топлива сжигается

в виде предварительно подготовленной топливовоздушной смеси в закрученном

потоке с избытками воздуха немного более 2. Для стабилизации процесса горения

используется традиционная диффузионная (пилотная) горелка, в которой сжигается

до 5% топлива.

Конструктивно зона горения имеет ограниченный объем для сокращения

времени пребывания продуктов сгорания в области высоких температур. В

результате обеспечиваются высокая полнота сгорания топлива, удовлетворение

экологических требований и устойчивая беспульсационная работа камеры сгорания в

широком диапазоне изменения параметров (при разгрузке до 30-40%).

Рисунок 3.3 - Принципиальная схема МЭКС [57]:

1 - пилотная горелка (ПГ); 2 - основная горелка (ОГ); 3 - жаровая труба (ЖТ); 4 - отверстия

разбавления, 5 - распределительный кожух охлаждения; 6 - газосборник

Температура отходящих из ГТУ газов составляет 450-630°С. Поэтому в ряде

случаев их используют для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю в виде

151

горячей воды или пара, получаемых в специальных газоводяных теплообменниках

(подогревателях). Такие электростанции называются ГТУ-ТЭЦ - их коэффициент

полезного использования теплоты топлива (КИТ) достигает 85% (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Схема ГТУ-ТЭЦ

Еще большая эффективность достигается при использовании ГТУ в составе

парогазовых установок (ПГУ)

- энергетических установок, в которых теплота

отходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки

электроэнергии в паротурбинном цикле (бинарные установки). ПГУ бывают двух

типов: утилизационные и сбросные.

В утилизационных ПГУ отходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор

(К-У) - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов

генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину

(рисунок

3.4). Такая комбинация ГТУ и ПСУ позволяет обеспечить высокую

экономичность и эффективность с электрическим КПД от 56% до 60% и выше.

152

Рисунок 3.4 - Принципиальная схема парогазовой установки:

К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; Г - электрогенератор; КУ -

котел- утилизатор; ПТ - паровая турбина; К - конденсатор; ПН - питательный насос

Недостатком утилизационной ПГУ с котлом-утилизатором является невысокие

параметры перегретого пара. Для устранения этого недостатка в ряде случаев

применяются котлы-утилизаторы с дожиганием топлива в отходящих газах ГТУ, что

приводит к повышению и стабилизации температуры газов перед поверхностями

нагрева котла-утилизатора (рис. 3.5).

а)

б)

Рисунок 3.5 - Схема ПГУ с дожиганием топлива в котле-утилизаторе (а) и котел-

утилизатор П-86 с дожигающим устройством (б)

153

содержание      ..     1      2      3      4      ..