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

разделение поверхностного стока с общей территории и мест с высоким

риском загрязнения нефтепродуктами (территории пристанционных узлов, ОРУ при

использовании маслонаполненного электротехнического оборудования, мазутных и

масляных хозяйств);

использование поверхностного стока (без очистки или, в случае

необходимости, после очистки) для подпитки оборотных систем охлаждения, систем

гидрозолоудаления.

Дренажные воды от сооружений и аспирационных систем топливоподач и

котельных отделений угольных ТЭС загрязнены взвешенными веществами, в

основном угольной пылью и угольной золой. В опросных анкетах не сообщается о

наличии других загрязнителей в этих стоках. По результатам анкетирования, около

половины этих стоков отводится в водные объекты, 65% из них - после механической

очистки, около 10% - после физико-химической очистки, остальное - без очистки. 95%

стоков, отводимых в водные объекты, соответствуют установленным требованиям.

Более 20% дренажных вод используются повторно на ТЭС. Без очистки стоки

используются для подпитки систем охлаждения и оборотных систем ГЗУ, после

очистки - в качестве исходной воды на ВПУ. Еще около 20% дренажных вод

котельных отделений передается сторонним организациям вместе с общим потоком

стоков промливневой канализации.

В соответствии с правилами технической эксплуатации электрических станций,

эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем золошлакоудаления

должна быть организована в бессточном режиме, предусматривающем поддержание

баланса воды в среднем за год и преимущественное использование осветленной

воды в технических целях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоулавливающих

установок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников багерных

насосов, орошение сухих участков золоотвалов для пылеподавления, приготовление

бетонных растворов и т.д.) и направление образующихся стоков в систему

гидрозолоудаления (ГЗУ).

Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природные водоемы

допускается только после очистки и получения необходимых разрешительных

документов в соответствии с требованиями НПА.

Объем постоянных добавок воды или стоков в систему ГЗУ, включая

атмосферные осадки, выпадающие на поверхность золоотвала и бассейна

осветленной воды, не должен превышать объем потерь воды из системы ГЗУ.

При эксплуатации систем ГЗУ не удается полностью исключить фильтрацию

через ложе и дамбы золоотвала, которая должна быть сведена к технически

достижимому и экологически безопасному минимуму. В соответствии с п.12.5.2.9

свода правил СП

90.13330.2012 «СНиП II-58-75 «Электростанции тепловые»

необходимость и вид противофильтрационных мероприятий в основании золоотвала

устанавливаются на основании изучения геологических и гидрологических условий и

качества подземных вод, а также моделирования процессов фильтрации воды и

прогноза загрязнения подземных вод». Эта норма включена в Перечень

национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов

правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается

соблюдение требований Федерального закона «Технический регламент о

безопасности зданий и сооружений», утвержденный постановлением Правительства

209

РФ от 04.07.2020 № 985. Качество вод системы ГЗУ зависит от вида сжигаемого

топлива и типа установленного оборудования. Состав и степень загрязненности этих

вод должны приниматься по результатам производственного контроля подземных

вод.

По данным анкетирования, 15 из 68 угольных ТЭС (22%) отводят избыточные

воды ГЗУ в водные объекты. Масса сбрасываемых загрязняющих веществ составляет

в среднем 1270 т/год, а в широком диапазоне - от 10 т/год до 5000 т/год.

6.6

Сточные воды, загрязненные специфическими веществами

К этой группе относятся сточные воды от обмывки регенеративных

воздухоподогревателей и конвективных поверхностей нагрева котлов, работающих на

мазуте. На мощных ТЭС количество этих вод достигает 800 м³на одну обмывку РВП

и до 300 м³на обмывку котлоагрегата. Обмывочные воды представляют собой кислые

растворы (рН = 1,3-3), содержащие грубодисперсные примеси: оксиды железа,

кремнекислоту, продукты недожога, нерастворившуюся часть золы, свободную

серную кислоту, сульфаты тяжелых металлов, соединения ванадия, никеля, меди и

др. Примерный уровень загрязнений таких обмывочных вод: свободная кислотность

по H2SO4 - 0,5%; сухой остаток - 3,5-4,5%; железо - 7-8 г/дм³; ванадий - 0,3-0,8 г/дм³;

никель - 0,1-0,15 г/дм³; медь - 0,02-0,05 г/дм³.

Обмывочные воды РВП и мазутных котлоагрегатов после нейтрализации, как

правило, отводятся в гидроизолированные пруды-накопители (пруды-испарители). По

данным анкет, этот метод обращения использован для более 99% объема таких

стоков. Незначительный объем (менее

0,4%), по согласованию с надзорными

органами, после нейтрализации и очистки отводится в водные объекты.

К данной группе стоков также относятся сточные воды от предпусковых (после

окончания монтажа) и эксплуатационных химических промывок и консервации

оборудования, которые представляют собой «залповые» сбросы с большим

разнообразием содержащихся в них веществ. В зависимости от назначения очистки и

материала промываемого или консервируемого оборудования, они содержат

кислоты, щелочи, нитраты, соли аммония, соли железа, трилон-Б, гидразин, фтор,

катапин, каптакс, уротропин, аммиак или нитрит натрия и другие примеси. Сбросные

воды химпромывок и консервации оборудования подлежат нейтрализации и отстою с

последующим сбросом в систему ГЗУ, пруды-испарители, централизованные

системы водоотведения или водные объекты, если это предусмотрено

разрешительными документами на сброс.

Для снижения образования этого вида сточных вод обеспечивают высокое

качество подпиточной воды и минимизируют нарушения воднохимических режимов,

заменяют химические методы очистки и консервации основного оборудования на

безреагентные методы (парокислородная очистка оборудования). Также имеется

положительный опыт применения пленкообразующих аминов для консерваций

оборудования с увеличением межпромывочного периода котлов за счет щадящих

отмывок в ходе консервации.

210

6.7

Определение НДТ снижения воздействия на водные объекты

Т а б л и ц а 6.6 - Определение наилучших доступных технологий снижения воздействия на водные объекты

Основные

Применение

Промыш-

Используемое

Технология

экологические

ленное

Примечание

Новые

Существующие

оборудование

преимущества

внедрение

установки

Системы охлаждения

Применение прямоточных и

Снижение объемов

При наличии

Водозаборные

комбинированных систем

безвозвратного

вблизи ТЭС

Возможно

Ограничено

сооружения,

Да

охлаждения

водопотребления

водного

трубопроводы

объекта

Применение средств регу-

Снижение объемов

лирования объемов заби-

используемой воды

Могут быть

раемой воды для нужд пря-

технические и

моточных систем

Возможно

Ограничено

Насосы

Да

экономические

охлаждения (многоскорост-

ограничения

ные насосы, насосы с пово-

ротными лопатками и др.)

Применение схем повтор-

Снижение объемов

Баки, насосы,

ного и последовательного

используемой воды

трубопроводы,

Возможно

Да

использования воды в

каналы,

системах охлаждения

арматура

Использование

Снижение объемов

Зависит от

продувочных вод оборотных

используемой воды

Насосы,

качества

систем охлаждения для

Ограничено

трубопроводы,

Да

продувочных

подпитки теплосетей с

арматура

вод

закрытым водоразбором

Продолжение таблицы 6.6

Основные

Применение

Промыш-

Используемое

Технология

экологические

Новые

Существую-

ленное

Примечание

оборудование

преимущества

установки

щие установки

внедрение

Применение

Снижение объемов

Реагентное

стабилизационной реагентной

используемой и

хозяйство,

обработки охлаждающей

продувочной воды

оборудование

Возможно

Да

воды оборотных систем

для

охлаждения

дозирования

реагентов

Применение систем

Снижение объемов

Баки, насосы,

шариковой очистки

используемой воды

Возможно

трубопроводы,

Да

конденсаторов

арматура

Применение мусорозадержи-

Снижение объемов

Мусорозадер-

вающих устройств (решетки,

и используемой

Возможно

живающие

Да

вращ. сетки, фильтры и др.)

воды и стоков

устройства

Применение двухконтурных

Предупреждение

Возможно ухуд-

систем маслоохладителей

сброса

Трубопроводы,

шение качества

турбин и другого

нефтепродуктов в

Ограничено

арматура,

Да

охлаждения и

маслонаполненного

водные объекты

насосы

технические

оборудования

ограничения

Поддержание давления

Предупреждение

Имеются риски

охлаждающей воды в

сброса нефте-

Ограничено

Да

обводнения

маслоохладителе выше, чем

продуктов в водные

масла

давление масла

объекты

Установка за маслоохла-

Предупреждение

Датчики,

дителями датчиков

сброса

Возможно

сигнализаторы,

Да

(индикаторов) наличия

нефтепродуктов в

арматура

нефтепродуктов в воде

водные объекты

Продолжение таблицы 6.6

Применение

Основные

Промыш-

Существу-

Используемое

Технология

экологические

Новые

ленное

Примечание

ющие

оборудование

преимущества

установки

внедрение

установки

Замена прямоточных систем

Предупреждение

Возможно

охлаждения

сброса

ухудшение

маслонаполненного

нефтепродуктов в

Насосы,

качества

оборудования на водные

водные объекты

Возможно

Ограничено

охлаждающие

Да

охлаждения.

оборотные или воздушные

сооружения

Могут быть

системы

технические

ограничения

Оснащение водозаборов

Снижение рисков

рыбозащитными сооруже-

нанесения ущерба

Рыбозащитные

ниями, устройствами, конс-

гидробионтам

Возможно

сооружения,

Да

трукция которых согласова-на

устройства

с органами рыбоохраны

Сточные воды ВПУ

Повторное использование

Снижение объемов

Возможно

Отстойники-

Да

сточных вод предочистки

водопотребления и

шламонакопи-

после отстаивания и/или

сточных вод

тели, баки, на-

обезвоживания шлама

сосы, оборудо-

вание для

обезвоживания

шлама

Повторное использование

Снижение объемов

Возможно

Баки, насосы

Да

сточных вод ВПУ для нужд

водопотребления и

ВПУ или других

сточных вод

технологических участков ТЭС

Продолжениетаблицы 6.6

Основные

Применение

Промыш-

Используемое

Технология

экологические

Новые установки

Существующие

ленное

Примечание

оборудование

преимущества

установки

внедрение

Применение малореагент-

Снижение

Ограничено

УУФ, УОО,

Да

Зависит от

ных технологий обратноос-

загрязненности

ЭДУ

качества

мотического или мембран-

сточных вод и

исходной воды

но-ионообменного обессо-

расхода реагентов

ливания,

электродеионизации

Применение

Снижение объемов

Ограничено

Ионообменные

Да

Зависит от

противоточного

сточных вод и

фильтры,

качества

ионирования

расхода реагентов

трубопроводы,

исходной воды

арматура

Замена умягчения воды

Снижение объемов

Ограничено

Осветлители,

Да

Зависит от

натрий-катионированием на

сточных вод и

баки, насосы

качества

известкование или

исключение

исходной воды

содоизвесткование с

засоленных стоков

подкислением для подпитки

температурного

теплосетей

графика сетей

Замена умягчения воды

Снижение объемов

Ограничено

Да

Зависит от

для подпитки теплосетей

сточных вод и

качества

на ее антинакипную

расхода реагентов

исходной воды

обработку реагентами

Автоматизация работы ВПУ

Снижение объемов

Ограничено

Средства

Да

Могут быть

водопотребления,

автоматизации

экономические

сточных вод,

ВПУ

и технические

расхода реагентов

ограничения

Продолжение таблицы 6.6

Основные

Применение

Промышлен-

Используемое

Технология

экологические

Новые

Существующие

ное

Примечание

оборудование

преимущества

установки

внедрение

Применение термического

Снижение объемов

Ограничено

Испарители,

Да

Зависит от

обессоливания

стоков

трубопроводы,

качества ис-

арматура

ходной воды,

требований

изготовителей

оборудования,

необходимо

экономическое

обоснование

Нефтесодержащие производственные воды, поверхностный сток с территории ТЭС

Повторное применение

Предупреждение

Возможно

Ограничено

Баки,

Да

Может быть

очищенных или неочищен-

попадания

песколовки,

экономически

ных нефтесодержащих

нефтепродуктов в

нефтеловушки,

выгодно

стоков, поверхностного

водные объекты

насосы,

передавать

стока для производствен-

осветлитель-

стоки для

ных нужд ТЭС (подпитка

ные фильтры

очистки

оборотных систем охлажде-

сторонним

ния, ГЗУ, на ВПУ и др.)

организациям

Система внешнего золошлакоудаления

Организация

бессточного

Снижение объемов

Возможно

Да

Для ТЭС,

режима работы системы ГЗУ

сточных вод

использующих

твердое

топливо

Окончание таблицы 6.6

Основные

Применение

Промыш-

Используемое

Технология

экологические

ленное

Примечание

Новые

Существующи

оборудование

преимущества

внедрение

установки

е установки

Сточные воды от химических промывок оборудования

Нейтрализация сточных вод

Снижение уровня

Возможно

Баки, насосы,

Да

загрязненности

узлы

сточных вод

дозирования

Сброс после нейтрализации

Утилизация сточных

Ограничено

Трубопроводы

Да

Для ТЭС,

в гидравлически замкнутую

вод, снижение

(каналы).

использующих

систему ГЗУ

затрат на

насосы

твердое

водоотведение

топливо

Применение

Снижение объема

Ограничено

Да

Зависит от

пленкообразующих аминов

сточных вод

рекомендаций

для консервации

изготовителей

оборудования

Применение безреагентных

Снижение объема

Ограничено

Да

Зависит от

технологий очистки и

сточных вод

рекомендаций

консервации оборудования

изготовителей

оборудования

Сточные воды от промывок регенеративных воздухоподогревателей и конвективных поверхностей нагрева котлов

Нейтрализация и

Снижение уровня

Возможно

Баки, насосы,

Да

Для ТЭС,

отстаивание сточных вод

загрязненности

узлы

использующих

сточных вод

дозирования

жидкое топливо

нейтрализующ

его реагента

6.8

НДТ снижения воздействия на водные объекты

Т а б л и ц а 6.7 - НДТ снижения воздействия на водные объекты

Номер

Название НДТ

6.1

Применение прямоточных и комбинированных систем охлаждения

6.2

Применение средств регулирования объемов забираемой воды для нужд

прямоточных систем охлаждения (многоскоростые насосы, насосы с пово-

ротными лопатками и др.)

6.3

Применение схем повторного и последовательного использования воды в

системах охлаждения

6.4

Использование продувочных вод оборотных систем охлаждения для

подпитки теплосетей с закрытым водоразбором

6.5

Применение стабилизационной обработки охлаждающей воды оборотных

систем охлаждения

6.6

Применение в водных системах охлаждения систем шариковой очистки

конденсаторов

6.7

Применение в водных системах охлаждения мусорозадерживающих

устройств (решетки, вращающиеся сетки, фильтры и др.)

6.8

Применение двухконтурных систем маслоохладителей турбин и другого

маслонаполненного оборудования

6.9

Поддержание давления охлаждающей воды в маслоохладителе выше, чем

давление масла

6.10

Установка за маслоохладителями датчиков (индикаторов) наличия

нефтепродуктов в воде

6.11

Замена прямоточных систем охлаждения маслонаполненного

оборудования на оборотные или воздушные системы

6.12

Оснащение водозаборов рыбозащитными сооружениями, устройствами,

конструкция которых согласована с органами рыбоохраны

6.13

Повторное использование сточных вод предочистки после отстаивания

и/или обезвоживания шлама

6.14

Повторное использование сточных вод ВПУ для нужд ВПУ или других

технологических участков ТЭС

6.15

Применение малореагентных технологий обратноосмотического или

мембранно-ионообменного обессоливания, электродеионизации

6.16

Применение противоточного ионирования

6.17

Применение термического обессоливания

6.18

Замена умягчения воды для подпитки теплосетей на ее антинакипную

обработку реагентами, или на известкование/ содоизвесткование с

подкислением

6.19

Автоматизация работы ВПУ

6.20

Повторное применение очищенных или неочищенных нефтесодержащих

стоков, поверхностного стока для производственных нужд ТЭС (подпитка

систем охлаждения, ГЗУ, в качестве исходной воды ВПУ и др.)

6.21

Организация бессточного режима работы системы ГЗУ

217

Раздел 7 Акустическое воздействие (шум)

7.1

Источники шума на ТЭС

В соответствии с результатами анкетирования, шум от различных

технологических участков ТЭС имеет разную значимость для соблюдения

нормативных требований по шуму на границе СЗЗ. По информации генерирующих

компаний, наиболее значимым является шум от котельного и турбинного

оборудования, а также системы газоснабжения. Менее значимый шум производится

открытыми распредустройствами и силовыми трансформаторами, сооружениями

топливоподачи. Наименьший уровень шума создает оборудование водоподготовки,

масляных и мазутных хозяйств, внешнего золошлакоудаления. В ходе анкетирования

были получены следующие данные о количестве случаев применения мер

шумоглушения на ТЭС: на клапанах сброса пара в атмосферу котлов - 238, на

воздухозаборных устройствах котлов и ГТУ - 145, на тягодутьевых машинах - 132, на

газорегуляторных пунктах - 177.

Основными источниками шума угольных ТЭС являются: системы

транспортировки угля и углеразмольное оборудование, шум, излучаемый из устьев

дымовых труб, воздухозаборов дутьевых вентиляторов, от корпусов тягодутьевого

оборудования, компрессорной, трансформаторов, от зданий ТЭС, а также от сброса

пара [66]. Наиболее интенсивными источниками относительно постоянного шума

являются турбины, особенно газовые, редукционно-охладительные установки,

углеразмольное оборудование, котлы, компрессоры, различного вида насосы,

деаэрационные установки, паропроводы, синхронные компенсаторы, приточно-

вытяжная вентиляция.

Ориентировочные шумовые характеристики источников ТЭС при работе на

разных видах топлива на открытом воздухе приведены в приложении Е.

Источником очень интенсивного шума без применения средств шумоглушения

является сброс пара в атмосферу. Постоянным источником шума, сильно

воздействующим на окружающий район, является газовоздушный тракт, шум через

которые излучается от тягодутьевых машин или связан с процессами горения.

Источниками шума являются также: система подачи угля, корпусы тягодутьевых

машин, силовые трансформаторы и градирни, проникающий из различных

помещений шум.

Шум, излучаемый от высотного источника, слабо снижается естественными и

искусственными препятствиями. Шум от энергетических газовоздухопроводов имеет

тональные составляющие в спектре шума и излучается с большой высоты.

Превышение допустимых норм для рабочих зон по уровню звука при работе

различного энергетического оборудования при работе ТЭС на угле по результатам

измерений на расстоянии 1 м следующее [67]:

аварийные сбросы пара в атмосферу - 36-58 дБА;

паровые турбины - до 20 дБА;

тягодутьевые машины - 5-15 дБА;

РОУ - 28-32 дБА;

градирни - до 7 дБА;

трансформаторы - до 5 дБА;

219

углеразмольное оборудование - 7-21 дБА;

насосы - 9-17 дБА;

компрессоры - 6-15 дБА.

Энергетическое оборудование при работе в нормальных эксплуатационных

режимах возбуждает постоянный широкополосный и непостоянный, колеблющийся во

времени шум

с непрерывным спектром в октавных

полосах со

среднегеометрическими частотами 31, 5, 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 Гц.

В аварийных и прочих ситуациях, связанных с выбросами пара в атмосферу,

возбуждается непостоянный прерывистый шум. В аварийных ситуациях, связанных с

образованием свищей, возбуждается тональный шум. Оборудование механических

мастерских возбуждает импульсный и прерывистый шум.

Работа основного и вспомогательного оборудования ТЭС на жидком и

газообразном топливе также может быть причиной превышения санитарных норм в

окружающем районе [68]. Наиболее интенсивными источниками шума являются

турбины,

особенно

газовые,

редукционно-охладительные

установки,

газораспределительные пункты, котлы, компрессоры, насосы, деаэрационные

установки, паропроводы, синхронные компенсаторы, приточно-вытяжная вентиляция

[67]. Превышение допустимых норм для рабочих зон по уровню звука при работе ГРП

составляет 20-25 дБА.

7.2

НДТ снижения шума

Применение мер по снижению шума может ухудшать экономические,

энергетические и экологические показатели ТЭС. Поэтому применение таких мер

может рекомендоваться лишь в тех случаях, когда не обеспечивается соответствие

санитарно-гигиеническим нормам по шуму.

В таких случаях должны применяться специальные меры шумоподавления. При

выборе таких мер необходимы учет их влияния на уровень энергопотребления и

экономические характеристики ТЭС. Меры шумоподавления по возможности не

должны повышать уровень энергопотребления ТЭС за счет создания дополнительных

аэродинамических сопротивлений. Возможно использование первичных мер,

направленных на снижение шума от его источников, а также вторичных мер,

препятствующих распространению шума: выбор места расположения и ориентации

относительно мест, в которых нормируется уровень шума, использование

естественных препятствий для распространения шума, выбор времени для

проведения наиболее шумных операций. Далее перечислены рекомендации по

мерам шумоглушения для ТЭС, применяемых при превышении установленных

нормативов по уровню шума [69, 70].

7.1 Установка на выхлопных, дренажных и продувочных трубопроводах и

редукционно-охладительных установках высокоэффективных глушителей с

акустической эффективностью, обеспечивающей выполнение действующих

требований для ночного времени суток (с 23.00 до 7.00) для прилегающих селитебных

территорий (для ТЭС, работающих на угле, жидком топливе и газе).

7.2 Установка в газовоздушных трактах тягодутьевых машин глушителей с

акустической эффективностью, обеспечивающей выполнение требований для

220

ночного времени суток (с 23.00 до 7.00) для прилегающих селитебных территорий

(для ТЭС, работающих на угле, жидком топливе и газе).

7.3 Установка в газовоздушных трактах газотурбинных установок глушителей с

акустической эффективностью, обеспечивающей выполнение требований для

ночного времени суток (с 23.00 до 7.00) для прилегающих селитебных территорий

(для ТЭС, работающих на угле, жидком топливе и газе).

7.4 Установка в газораспределительных пунктах глушителей с акустической

эффективностью, обеспечивающей выполнение требований для ночного времени

суток (с

23.00 до

7.00) для прилегающих селитебных территорий (для ТЭС,

работающих на газе).

7.5 Применение акустических экранов для защиты селитебных территорий (для

ТЭС, работающих на угле, жидком топливе и газе).

7.6 Рациональное размещение энергетического оборудования с учетом

требований по отношению к прилегающей селитебной территории (для ТЭС,

работающих на угле, жидком топливе и газе).

7.7 Применение энергетического оборудования, шумовые характеристики

которого соответствуют ПДШХ и имеют более низкие значения уровней шума при

прочих равных характеристиках (для ТЭС, работающих на угле, жидком топливе и

газе).

7.8 Повышение звукоизоляции помещений путем установления глушителей

системы вентиляции и окон с повышенной звукоизоляцией (для ТЭС, работающих на

угле, жидком топливе и газе).

7.9 Применение звукопоглощающих материалов и конструкций для облицовки

стен и потолков в шумных помещениях, а также подвеска искусственных поглотителей

(для ТЭС, работающих на угле, жидком топливе и газе).

7.10 Повышение звукоизоляции помещений путем установления глушителей

системы вентиляции и окон с повышенной звукоизоляцией (для ТЭС, работающих на

угле, жидком топливе и газе).

7.11 Совершенствование конструкции защитных кожухов машин и их отдельных

узлов путем улучшения их звукоизоляционных

качеств,

применения

звукопоглощающей облицовки внутренних поверхностей и вибропоглощающих

покрытий внешних поверхностей кожухов, виброизоляции от корпуса машины,

фундамента и других строительных конструкций (для ТЭС, работающих на угле,

жидком топливе и газе).

7.12 Шумоизоляция углеразмольного оборудования (для ТЭС, работающих на

угле).

221

Раздел 8 Организация ПЭК на ТЭС

Раздел разработан с учетом ИТС

22.1-2021 «Общие принципы

производственного экологического контроля и его метрологического обеспечения»

[89]. В разделе представлены сведения по организации производственного

экологического контроля (ПЭК) на ТЭС, проводимого в соответствии с действующими

требованиями природоохранного законодательства. В разделе не рассматриваются

вопросы контроля требований законодательства в области промышленной

безопасности, охраны труда, санитарно-эпидемиологического благополучия

населения (контроль качества воздуха в рабочей зоне, на границах СЗЗ, в селитебных

зонах, показателей микробиологического загрязнения сточных вод и т.п.).

В соответствии с п. 1 ст. 67 Федерального закона от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об

охране окружающей среды»

[71], ПЭК «осуществляется в целях обеспечения

выполнения в процессе хозяйственной и иной деятельности мероприятий по охране

окружающей среды, рациональному использованию и восстановлению природных

ресурсов, а также в целях соблюдения требований в области охраны окружающей

среды, установленных законодательством в области охраны окружающей среды».

Иными словами, ПЭК является комплексом процедур по контролю соблюдения

требований природоохранного законодательства, относящихся к данному объекту.

ПЭК организуется юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями,

осуществляющими хозяйственную деятельность на объектах I, II и III категорий.

Результаты ПЭК служат юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям

основанием для планирования их природоохранной деятельности, используются для

расчета сумм платы за негативное воздействие на окружающую среду и

формирования государственной статистической и отраслевой отчетности.

В рамках ПЭК на ТЭС, как правило, осуществляется контроль следующих

нормативных требований к воздействиям на окружающую среду:

1) нормативов допустимых выбросов (НДВ), технологических нормативов

выбросов (ТНВ), временно разрешенных выбросов ЗВ в атмосферу, установленных

разрешительными документами;

2) наблюдения за загрязнением атмосферного воздуха;

3) требований к эффективности газоочистных установок (ГОУ) и соблюдению

правил их эксплуатации;

4) требований договоров водопользования по объемам воды, забираемой из

водных объектов, требований к использованию их акватории, водоохранных зон и

прибрежных полос;

5) требований нормативов допустимых сбросов, технологических нормативов

сбросов, временно разрешенных сбросов ЗВ в водные объекты и решений

исполнительных органов государственной власти или органов местного

самоуправления о предоставлении водных объектов в пользование для целей сброса

сточных вод и строительства гидротехнических сооружений;

6) контроль эффективности очистных сооружений сточных вод;

7) правил и ограничений по обращению с отходами;

8) требований к объектам размещения отходов;

222

9) ограничений по физическим воздействиям на окружающую среду

(электромагнитное излучение, шум).

Содержание программы ПЭК определено Приказом Минприроды РФ от

18.02.2022 г. № 109 и включает в себя:

- общие положения;

- сведения об инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в

атмосферный воздух и их источников;

- сведения об инвентаризации сбросов загрязняющих веществ в окружающую

среду и их источников;

- сведения об инвентаризации отходов производства и потребления и

объектов их размещения;

- сведения о подразделениях и (или) должностных лицах, отвечающих за

осуществление производственного экологического контроля;

- сведения о собственных и (или) привлекаемых испытательных лабораториях

(центрах), аккредитованных в соответствии с законодательством Российской

Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации;

- сведения о периодичности и методах осуществления производственного

экологического контроля, местах отбора проб и методиках (методах) измерений.

В данном разделе описаны традиционно применяемые методы осуществления

ПЭК по каждому из указанных направлений.

8.1

Контроль стационарных источников выбросов

План-график контроля стационарных источников выбросов включается в

программу ПЭК. Целями контроля выбросов являются проверка соблюдения

технологических нормативов, НДВ, временно разрешенных выбросов стационарными

источниками, получение исходных данных для государственной статистической

отчетности и расчетов платы за негативное воздействие на окружающую среду. В

связи с этим в план-график контроля должны включаться загрязняющие вещества,

которые присутствуют в выбросах стационарных источников и в отношении которых

установлены технологические нормативы, нормативы допустимых выбросов

(предельно допустимые выбросы), временно разрешенные выбросы (лимиты на

выбросы).

В таблице

8.1 приведен перечень источников выбросов в атмосферу и

загрязняющих веществ, традиционно контролируемых на ТЭС и котельных.

223

Т а б л и ц а

8.1

- Перечень контролируемых источников выбросов в атмосферу и

загрязняющих веществ на ТЭС и котельных

Технологические процессы,

Топливо

Наименование

оборудование - источники

Источники выбросов

Твер-

Жид-

Газооб-

ЗВ

выделения ЗВ

дое

кое

разное

Котлы

Дымовые трубы

Зола твердого

топлива

Котлы, ГТУ

Дымовые трубы

Серы диоксид

+-*⁾

Котлы, ГТУ

Дымовые трубы

Азота диоксид

Котлы, ГТУ

Дымовые трубы

Азота оксид

Котлы, ГТУ

Дымовые трубы

Углерода оксид

Котлы

Дымовые трубы

Зола ТЭС

мазутная (в

пересчете на

ванадий)

Паровые котлы

Дымовые трубы

Бенз(а)пирен

паропроизводительностью

менее 30 т/ч

Перевалка топлива на

Склады угля

Пыль угля

угольных складах

(неорганизованные

источники)

Перевалка золошлаков на

Узлы пере-валки

Зола твердого

золошлакоотвалах

золошлаков

топлива

(неоргани-

зованные

источники)

* Контроль SO2 при сжигании газа ведется в случае установления технологических

показателей и нормативов допустимых выбросов SO2.

На ТЭС могут применяться следующие методы контроля: инструментальный

непрерывный (автоматический), инструментальный периодический, расчетный.

Системами автоматического непрерывного инструментального контроля

выбросов должны быть оснащены стационарные источники, если в их выбросах

присутствует одно из следующих загрязняющих веществ, массовый выброс которых

превышает значения, установленные Правилами, утвержденными постановлением

Правительства РФ от 13.03.2019 г. № 262 «Об утверждении Правил создания и

эксплуатации системы автоматического контроля выбросов загрязняющих веществ и

(или) сбросов загрязняющих веществ» [90]:

взвешенные вещества 3 кг/ч;

серы диоксид 30 кг/ч;

оксиды азота (сумма азота оксида и азота диоксида) 30 кг/ч;

углерода оксид как показатель полноты сгорания топлива 5 кг/ч;

углерода оксид во всех остальных случаях 100 кг/ч;

фтористый водород 0,3 кг/ч;

хлористый водород

1,5 кг/ч;

224

сероводород

0,3 кг/ч;

аммиак 1,5 кг/ч.

Современные газоаналитические комплексы для контроля и учета вредных

выбросов выполняют следующие функции:

непрерывное измерение концентрации ЗВ в продуктах сгорания при

сжигании газообразного, жидкого или твердого топлива;

непрерывное определение объемного расхода дымовых газов прямым или

косвенным методом;

непрерывный контроль удельных выбросов загрязняющих веществ;

определение валовых выбросов в атмосферу загрязняющих веществ

(твердые частицы, NOх, CO, SO2) г/с в соответствии с утвержденными методиками и

стандартами организаций по результатам инструментальных измерений;

оценку достоверности информации, поступающей от средств измерений;

осреднение мгновенных значений;

определение массового выброса вредных веществ нарастающим итогом

(20 минут,1 час, сутки, месяц, год);

хранение информации и ее передачу пользователям;

сопоставление фактических значений выбросов с технологическими

нормами, установленными для данной энергетической установки, с выдачей

предупреждений;

контроль над работой газоочистного оборудования.

В таблице 8.2 приведены сведения о частоте применения методов контроля,

полученные в результате анкетирования.

Т а б л и ц а 8.2 - Частота применения методов контроля выбросов ЗВ в атмосферу

Количество

Доля КТЭУ, для контроля выбросов которых

КТЭУ, по которым

применяется метод, %

поступила

информация о

инструмент.

расчетный

применяемых

периодический

непрерывный

методах контроля

Угольные котлы

Расход дымовых

300

20%

74%

газов

Концентрация твер-

дых частиц (зола

твердого топлива и

298

20%

74%

продукты механи-

ческого недожога)

Концентрация серни-

296

26%

68%

стого ангидрида

Концентрация

296

20%

70%

оксидов азота

Концентрация оксида

284

19%

71%

10%

углерода

225

Окончание таблицы 8.2

Количество КТЭУ,

Доля КТЭУ, для контроля выбросов которых

по которым посту-

применяется метод, %

пила информация о

инструмен-

применяемых

расчетный

тальный

методах контроля

периодический

непрерывный

Мазутные котлы

Расход дымовых

23%

62%

15%

газов

Концентрация

23%

62%

15%

сернистого

ангидрида

Концентрация

23%

62%

15%

оксидов азота

Концентрация

23%

62%

15%

оксида углерода

Газовые котлы

Расход дымовых

481

72%

12%

16%

газов

Концентрация

511

17%

46%

37%

оксидов азота

Концентрация

507

18%

45%

37%

оксида углерода

ГТУ

Расход дымовых

60%

14%

26%

газов

Концентрация

38%

61%

оксидов азота

Концентрация

38%

56%

оксида углерода

Расчетные методы применяются из числа включенных в перечень, который

ведется Минприроды России [80], в том числе:

Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в

атмосферу от котельных установок ТЭС. РД 34.02.305-98, СО 34.02.305-98 [81];

Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при

сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее

20 Гкал в час [82];

Методические указания по расчету выбросов оксидов азота с дымовыми

газами котлов тепловых электростанций [83];

Методика расчета и установления максимальных допустимых удельных

выбросов для действующих котельных установок ТЭС [84];

СТО ОАО «Мосэнерго». Методика определения валовых выбросов

загрязняющих веществ в атмосферу от ТЭС и котельных [85];

226

Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от

стационарных дизельных установок [86];

Методические указания по расчету выбросов загрязняющих веществ при

сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/час [87];

Методика расчета выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми котлами

электростанций [88].

Выбросы от неорганизованных источников (склады угля, золошлакоотвалы)

контролируются только расчетными методами.

Кроме того, в настоящее время для ТЭС нормируются и контролируются

многочисленные мелкие организованные и неорганизованные источники выбросов:

сварочные посты, металло- и деревообрабатывающее станочное оборудование,

емкости с нефтепродуктами и маслами, автостоянки, гаражи и т.п. Их контроль и

нормирование осуществляются в основном расчетными методами по «СО 153-

34.02.317-2003. Методические рекомендации по оценке выбросов загрязняющих

веществ в атмосферу от вспомогательных производств теплоэлектростанций и

котельных».

При периодическом инструментальном контроле масса выбросов определяется

на основании результатов периодических измерений концентраций или

максимальных разовых выбросов ЗВ в дымовых газах и эффективности ПГОУ.

Валовые выбросы определяются расчетно: с использованием результатов

измерений, объемов сожженного топлива, нагрузок или времени работы

оборудования.

Частота применения систем непрерывного автоматического измерения (АИС)

выбросов существенно зависит от типа КТЭУ и применяемого топлива. По

результатам анкетирования АИС применяются для контроля выбросов от угольных

котлов - менее чем в 10% случаев, мазутных - 15%, газовых - 37%, ГТУ - порядка

60%. При этом автоматический контроль выбросов твердых частиц применяется реже

всего (в 6% случаев). На более чем трети газовых котлов применяется непрерывный

контроль концентраций NOx и CO, в то же время расход дымовых газов на газовых

котлах измеряется непрерывно вдвое реже (в 16% случаев). Предпочтительным

методом измерения расхода дымовых газов является расчетный - на основе

измерения расхода топлива (72%). Необходимо отметить, что расход потребляемого

газа на ТЭС измеряется всегда непрерывно, причем, как правило, достаточно

точными приборами. Поэтому определение расхода дымовых газов по расходу

топлива является более точным методом, чем его прямое измерение в газоходах или

дымовых трубах. Чаще всего непрерывный контроль концентраций ЗВ применяется

на ГТУ, более половины которых оснащены средствами автоматического контроля,

при этом расход дымовых газов на ГТУ, как правило (60%), определяется не через

измерение скорости дымовых газов, а по расходу потребляемого топлива.

При организации инструментального контроля выбросов (периодического и

непрерывного) необходимо также учитывать, что нормативы выбросов

устанавливаются для стационарных источников выбросов (дымовых труб) и целью

ПЭК является контроль соблюдения именно этих нормативов. В тех случаях, когда

через одну дымовую трубу или другой источник выбросов отводятся выбросы от

нескольких источников выделения ЗВ (КТЭУ), возможно контролировать выбросы от

каждого источника выделения отдельно, а значение выброса от источника выброса

227

определять путем суммирования выбросов от источников выделения. В этом случае

затраты на контроль возрастут, однако оператор КТЭУ получит возможность более

детального контроля работы каждого КТЭУ, более оперативного устранения причин

повышенных выбросов.

Анализ данных, поступивших в результате анкетирования, позволяет сделать

следующие выводы относительно наилучших доступных методов контроля выбросов

ЗВ стационарными источниками ТЭС:

наилучшим методом для определения выбросов ЗВ от КТЭУ является

расчетный с применением результатов периодических инструментальных измерений;

наилучшим методом для определения расхода дымовых газов для всех

видов КТЭУ является определение по расходу топлива.

При осуществлении контроля выбросов оксидов азота необходимо учитывать,

что нормативы могут устанавливаться как раздельно по оксидам NO и NO2 (НДВ), так

и по суммарному показателю NOx в пересчете на NO2 (технологические нормативы

выбросов). В соответствии с Методами расчетов рассеивания выбросов вредных

(загрязняющих) веществ в атмосферном воздухе

[91] эти показатели связаны

следующими соотношениями:

CNOx = CNO2 + 1,53 * CNO.

CNO2 = an * CNOx.

CNO = 0,65 * (1 - an) * CNOx,

где an - безразмерный коэффициент частичной трансформации NO в более

токсичный NO2, который может иметь различные значения для разных территорий и

определяются как по расчетным, так и по экспериментальным данным. При

отсутствии данных для конкретной территории значение коэффициента частичной

трансформации an можно принимать равным: для максимальных разовых

концентраций - 0,8, а для среднегодовых концентраций - 0,6.

В зависимости от вида установленных нормативов измеряемые величины

необходимо пересчитывать по приведенным выше формулам.

8.2

Контроль ГОУ

На угольных ТЭС применяются газоочистные установки (ГОУ) на угольных

котлах и аспирационные установки в помещениях топливоподач и котельных цехов.

На газовых и мазутных ТЭС ГОУ не применяются.

Контроль ГОУ регламентирован Правилами эксплуатации установок очистки

газа [84] со следующими требованиями:

 проверка показателей работы ГОУ осуществляется в соответствии с

требованиями, установленными изготовителем оборудования;

 если инструкцией по эксплуатации не предусмотрено иное, то технический

осмотр ГОУ и проверка показателей работы ГОУ, подлежащих контролю и указанных

в паспорте ГОУ, включая проведение лабораторных измерений при необходимости,

должны проводиться не реже двух раз в год;

 дополнительная проверка показателей работы ГОУ производится в случае

изменений объемов производства, технологических процессов и (или) режимов

работы технологического оборудования (установки), приводящих к изменению

состава, объема и (или) массы газовоздушной смеси на входе в ГОУ.

228

Приемка золоуловителей из ремонта и оценка качества ремонта

регламентируется «Правилами организации технического обслуживания и ремонта

объектов электроэнергетики» [75].

8.3

Контроль водопользования

ПЭК за водопользованием на ТЭС должен обеспечивать:

систематические данные об объемах забираемой воды (поверхностной,

подземной, получаемой от сторонних организаций) и оценку их соответствия

установленному лимиту забора (изъятия) водных ресурсов или условиям договора о

водоснабжении;

систематические данные об объемах используемой и возвратной воды;

оценку состава и свойств воды в местах собственных водозаборов,

фоновых и контрольных створах водных объектов, принимающих сточные воды;

оценку состава и свойств сточных вод и соответствия их установленным

нормативам НДС и договоров водоотведения;

исходные данные для формирования отчетности ТЭС по установленным

формам.

Контроль водопользования на ТЭС организуется в соответствии с

требованиями:

Водного кодекса Российской Федерации [73];

Порядка ведения собственниками водных объектов и водопользователями

учета объема забора (изъятия) водных ресурсов из водных объектов и объема сброса

сточных, в том числе дренажных, вод, их качества, утвержденного приказом

Минприроды России от 09.11.2020 № 903 [77];

Приказа Минприроды России от 06.02.2008 № 30 «Об утверждении форм и

порядка представления сведений, полученных в результате наблюдений за водными

объектами, заинтересованными федеральными органами исполнительной власти,

собственниками водных объектов и водопользователями» [78].

8.3.1 Контроль объемов водопотребления и водоотведения

Выбор водоизмерительных приборов и устройств определяется их

назначением, величиной измеряемых расходов воды, производительностью

водозаборных и водосбросных сооружений. Водоизмерительные приборы должны

быть внесены в Государственный реестр утвержденных типов средств измерений [84].

229

Т а б л и ц а 8.3 - Частота применения на ТЭС методов контроля объемов сточных вод (по

результатам анкетирования)

Методы контроля объемов

Вид сточных вод

Инструментальный

Косвенный

Расчетный

непрерывный

Дренажные воды из котельных цехов

43%

19%

ТЭС

Замазученные стоки от насосных

20%

10%

станций мазутных хозяйств

Замазученный конденсат от мазутных

10%

20%

подогревателей

Замасленные и замазученные стоки от

34%

17%

турбинных цехов ТЭС

Замасленные стоки от маслохозяйств

14%

Обмывочные воды РВП и мазутных

17%

котлов

Отработанные растворы после

20%

химической очистки котлов

Поверхностный сток с территории

44%

15%

23%

промплощадки

Поверхностный сток с территории

22%

11%

22%

складов жидкого топлива

Продувочные воды оборотных систем

55%

23%

охлаждения

Стоки из помещений топливоподачи

20%

угольных ТЭС

Теплые сбросные воды прямоточных

57%

26%

13%

систем охлаждения

Из результатов анкетирования следует, что основные объемы воды,

потребляемой из водных объектов и отводимой в водные объекты (вода для нужд

охлаждения оборудования), определяются инструментальными методами.

8.3.2 Контроль качества сточных вод

По характеру, источнику образования и качественному составу

производственные сточные воды ТЭС, которые могут отводиться без или после

очистки в окружающую среду, в централизованные системы водоотведения,

передаваться сторонним организациям или повторно использоваться на ТЭС,

делятся на следующие основные виды:

сточные воды прямоточных и оборотных систем охлаждения основного и

вспомогательного технологического оборудования (конденсаторов, газоохладителей,

маслоохладителей турбин, тягодутьевых машин, насосов и др.);

сточные воды водоподготовительных установок;

230

сточные воды, содержащие нефтепродукты (от хозяйств жидких топлив,

маслохозяйств, дренажные воды производственных помещений, в которых хранятся

или применяются нефтепродукты);

сточные воды систем гидрозолоудаления;

поверхностный сток с территории промплощадки;

дренажные воды подземных сооружений, систем понижения уровня

грунтовых вод;

сточные воды систем топливоподачи и пылеподавления на ТЭС,

работающих на твердом топливе;

сточные воды от консервации и химических очисток оборудования;

обмывочные воды регенеративных воздухоподогревателей и конвективных

поверхностей нагрева котлов, работающих на жидком нефтяном топливе.

В соответствии с Требованиями к содержанию программы производственного

экологического контроля, порядка и сроков представления отчета об организации и о

результатах осуществления производственного экологического контроля [76], в план-

график контроля качества сточных вод включаются ЗВ и показатели, по которым

разрешительными документами установлены технологические нормативы сбросов,

нормативы допустимых сбросов (предельно допустимые сбросы), временно

разрешенные сбросы (лимиты на сбросы). В то же время, согласно «Методике

разработки нормативов допустимого сброса веществ и микроорганизмов в водные

объекты для водопользователей» [79] перечень нормируемых веществ в сточных

водах, отводимых в водные объекты, должен формироваться на основе исходной

информации об использовании веществ на конкретном предприятии и анализе

данных о качестве исходной и сточных вод.

В таблице 8.4 приведены сведения о частоте включения отдельных ЗВ в

программы ПЭК энергообъектов для сточных вод одного вида.

231

Из данных таблицы

8.4 видно, что при аналогичности технологических

процессов - источников сточных вод многие показатели качества этих сточных вод

нормируются и контролируются лишь в 3-7% случаев, а относительно единообразный

подход наблюдается только в отношении взвешенных веществ во всех видах сточных

вод ТЭС. Это отражает существенную зависимость состава и свойств сточных, в том

числе дренажных вод ТЭС от состава и свойств водных ресурсов, используемых ТЭС,

а также многообразия применяемых технологий водопользования.

Исходя из анализа технологических процессов - источников сточных вод,

можно рекомендовать следующие подходы к формированию перечней

контролируемых показателей качества сточных вод, отводимых в водные объекты,

для конкретных ТЭС.

Сбросные воды систем охлаждения по своему составу относятся к категории

«нормативно чистых без очистки» вод и какой-либо очистке не подвергаются.

Объемы, состав и свойства стоков систем охлаждения ТЭС определяются типом

системы техводоснабжения: прямоточная, оборотная с прудом-охладителем,

оборотная водная с испарительными градирнями, типом и мощностью

установленного оборудования.

В сбросных водах прямоточных систем охлаждения и оборотных систем с

прудом-охладителем изменения химического состава используемой воды не

происходит, поскольку в таких системах не применяются какие-либо химические

реагенты. В то же время возвратные воды имеют повышенную температуру по

сравнению с исходной. Кроме того, при охлаждении этими системами

маслонаполненного

оборудования

сточные

воды

могут

загрязняться

нефтепродуктами. В связи с этим в исходных и возвратных водах прямоточных систем

охлаждения и оборотных систем охлаждения с прудом-охладителем необходимо

постоянно контролировать температуру и содержание нефтепродуктов. Содержание

других веществ в возвратной воде должно соответствовать их содержанию в

исходной воде.

В оборотных водных системах охлаждения происходит постоянное испарение

части циркулирующей воды, в результате чего происходит концентрирование

содержащихся в ней взвешенных и растворенных веществ. При этом возникает

опасность выпадения солевых и механических отложений на теплообменных

поверхностях, возрастает коррозионная активность воды. Кроме того, в таких

системах создаются благоприятные условия для развития микро- и макроорганизмов.

Для предотвращения этих негативных явлений осуществляют постоянную или

периодическую замену части циркулирующей воды (подпитка и продувка) и иногда

осуществляют коррекционную обработку циркуляционной воды химическими

реагентами различного назначения: кислотами или известью с целью регулирования

рН, биоцидами, ингибиторами коррозии, солевых и механических отложений.

Циркулирующая вода также может загрязняться нефтепродуктами при охлаждении

систем маслоснабжения турбин. Таким образом, сбросные продувочные воды

оборотных водных систем охлаждения могут иметь повышенное по сравнению с

исходной водой содержание взвешенных веществ, нефтепродуктов, остатков

применяемых кислот, биоцидов, ингибиторов коррозии, солевых и механических

отложений.

233

Сточные воды водоподготовительных установок (ВПУ), служащих для

подготовки воды для подпитки котлов, теплосетей, установок для очистки

внутристанционных и производственных конденсатов, блочных обессоливающих

установок, представляют собой разбавленные растворы нейтральных солей. Все

применяемые на ТЭС методы водоподготовки основаны на выделении взвесей,

коллоидов и солей из исходной воды, что приводит к ее разделению на два потока:

чистой обессоленной воды и сточной воды, в которой сконцентрированы вещества,

содержащиеся в исходной воде с некоторой добавкой реагентов, применяемых в

процессах водоподготовки. Качественный состав стоков в основном определяется

качеством исходной воды, видами и массой применяемых реагентов. Стоки ВПУ

можно разделить на два основных вида:

сточные воды предочисток (осветлителей, механических фильтров,

установок ультрафильтрации), которые содержат шламы и механические примеси.

Объем стоков зависит от состава исходной воды и применяемых реагентов:

коагулянтов, флокулянтов и др.;

сточные воды установок обессоливания различного типа, которые содержат

соединения примесей обрабатываемой воды и отработанных регенерационных

растворов. Объем стоков зависит от производительности ВПУ, применяемой

технологии (ионный обмен, мембранные, электрохимические или термические

методы), степени повторного использования стоков. Различные технологии

обессоливания предусматривают применение различных видов и количеств

реагентов.

Таким образом, сточные воды ВПУ имеют очень разнообразный состав,

существенно зависящий от свойств исходной воды, технологии водоподготовки,

применяемых реагентов.

Дренажные воды из производственных помещений ТЭС и поверхностные стоки

с территории промплощадок могут загрязняться только взвешенными веществами и

нефтепродуктами, которые необходимо контролировать в этих видах стоков.

8.4

Общие метрологические требования к методам контроля

В соответствии со ст. 5 Федерального закона «Об обеспечении единства

измерений» [72], Правительство РФ наделено полномочиями устанавливать перечень

измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения

единства измерений с указанием обязательных метрологических требований к этим

измерениям. Осуществление измерений, которые относятся к области

государственного регулирования в рамках производственного экологического

контроля, должно производиться в соответствии со следующими требованиями

Федерального закона «Об обеспечении единства измерений» 72:

измерения должны выполняться по аттестованным методикам (методам)

измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для

выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного

типа, прошедших поверку. Методики (методы) прямых измерений регламентируются

эксплуатационной документацией на средства измерений;

подтверждение соответствия методик (методов) измерений обязательным

метрологическим требованиям к измерениям осуществляется в процессе

234

утверждения типов данных средств измерений. В остальных случаях подтверждение

соответствия методик (методов) измерений обязательным метрологическим

требованиям к измерениям осуществляется путем аттестации методик (методов)

измерений. Сведения об аттестованных методиках (методах) измерений и

утвержденных типах СИ публикуются в Федеральном информационном фонде по

обеспечению единства измерений;

средства измерений до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта

подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации - периодической поверке.

Периодичность поверки устанавливается в документации на СИ. Поверку средств

измерений должны осуществлять аккредитованные в области обеспечения единства

измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели. В то же время

Правительством Российской Федерации устанавливается перечень средств

измерений, поверка которых осуществляется только аккредитованными в

установленном порядке в области обеспечения единства измерений

государственными региональными центрами метрологии.

8.5

НДТ организации ПЭК на ТЭС

При планировании и осуществлении ПЭК на ТЭС и в котельных НДТ является

контроль показателей, перечисленных в таблице ниже, с учетом областей, условий и

ограничений их применения. Таблица включает общий перечень показателей ПЭК без

учета особенностей конкретного энергообъекта. Объем ПЭК для конкретного

энергообъекта определяется перечнем экологических нормативов, установленным

для него уполномоченными государственными органами. При этом учитывается, что

целью ПЭК является контроль тех и только тех показателей, для которых, в

соответствии с природоохранным законодательством, для данного объекта

установлены нормативы или ограничения.

Перечень включает только НДТ определения нормируемых показателей,

характеризующих возможные воздействия ТЭС и котельных на окружающую среду.

Для их определения, в соответствии с применяемой методикой, может быть

необходимо определение (измерение или расчет) вспомогательных показателей или

параметров (например, содержания кислорода, влажности, температуры и давления

дымовых газов и т.д.). Определение данных вспомогательных показателей и

параметров является особенностью конкретных методик измерений или расчетов и в

таблице не рассматриваются.

Периодичность контроля может быть ниже указанной в таблице 8.5 в случаях,

когда технологическая установка - источник выделения выбросов или сточных вод -

временно не функционирует: находится в ремонте, резерве, на консервации.

235

Т а б л и ц а 8.5 - НДТ организации ПЭК на ТЭС

Периодичность

Контролируемый параметр

Метод контроля

Область, условия и ограничения применения НДТ

контроля

Контроль соблюдения нормативов выбросов в атмосферу от стационарных источников

(для КТЭУ, эксплуатируемых 2000 часов в год и более)

Масса выбросов в атмосфе-

Инструментальный

Непрерывно

Для КТЭУ, на которые распространяется требование о

ру оксидов азота (NO, NO2,

применении автоматических средств измерения. Расход

NOx в пересчете на NO2) с

дымовых газов целесообразно определять по расходу

дымовыми газами КТЭУ *

топлива

Инструментальный

1 раз в год

Определение массы выбросов от КТЭУ, на которые не

распространяется

требование

применении

автоматических средств измерения. Расход дымовых газов

целесообразно определять по расходу топлива

Масса выбросов в атмосфе-

Инструментальный

Непрерывно

Для КТЭУ, на которые распространяется требование о

ру оксида углерода (СO) с

применении автоматических средств измерения. Расход

дымовыми газами КТЭУ

дымовых газов целесообразно определять по расходу

топлива

Инструментальный

1 раз в год

Определение массы выбросов от КТЭУ, на которые не

распространяется

требование

применении

автоматических средств измерения. Расход дымовых газов

целесообразно определять по расходу топлива

Масса выбросов в атмосфе-

Инструментальный

Непрерывно

Для КТЭУ, на которые распространяется требование о

ру сернистого ангидрида

применении автоматических средств измерения. Расход

(SO2) с дымовыми газами

дымовых газов целесообразно определять по расходу

КТЭУ

топлива

Продолжение таблицы 8.5

Периодичность

Контролируемый параметр

Метод контроля

Область, условия и ограничения применения НДТ

контроля

Масса выбросов в атмосфе-

Инструментальный

1 раз в год

Для КТЭУ, сжигающих твердое и (или) жидкое топливо, и на

ру сернистого ангидрида

которые не распространяется требование о применении

(SO2) с дымовыми газами

автоматических средств измерения. При сжигании газа масса

КТЭУ

выбросов SO2 контролируется в случае установления

нормативов выбросов этого ЗВ. Расход дымовых газов

целесообразно определять по расходу топлива

Расчетный

1 раз в год

Для КТЭУ, сжигающих твердое и (или) жидкое топливо, и на

которые не распространяется требование о применении

автоматических средств измерения. При сжигании газа масса

выбросов SO2 контролируется в случае установления

нормативов выбросов этого ЗВ. Расход дымовых газов

целесообразно определять по расходу топлива

Масса

выбросов

Инструментальный

Непрерывно

Для КТЭУ, на которые распространяется требование о

атмосферу золы твердого

применении автоматических средств измерения. Расход

топлива с дымовыми газами

дымовых газов целесообразно определять по расходу

КТЭУ

топлива

Инструментальный

1 раз в год

Для КТЭУ, сжигающих твердое топливо, и на которые не

распространяется требование о применении автоматических

средств измерения

Масса

выбросов

Расчетный

1 раз в год

Для КТЭУ, сжигающих мазут

атмосферу мазутной золы с

дымовыми газами КТЭУ

Масса

выбросов

Расчетный

1 раз в год

атмосферу бензапирена

дымовыми газами КТЭУ

Продолжение таблицы 8.5

Периодичность

Контролируемый параметр

Метод контроля

Область, условия и ограничения применения НДТ

контроля

Масса

выбросов

Расчетный

1 раз в год

При ведении перевалок твердого топлива на складах

атмосферу пыли угля от

складов твердого топлива

Масса

выбросов

Расчетный

1 раз в год

При ведении перевалок золошлаковых отходов

атмосферу золы твердого

топлива

от

золошлакоотвалов

Контроль объемов водопользования

Расход воды, забираемой из

Инструментальный

Непрерывно

При наличии технической возможности

поверхностных и подземных

водных объектов

Расход воды в системах

Косвенные методы

1 раз в квартал

По паспортным характеристикам и числу часов работы

прямоточного

насосного оборудования, нормам водопотребления

водоснабжения

(водоотведения), потреблению насосами электроэнергии и

т.п.

Расход воды в системах

Косвенные методы

1 раз в квартал

По паспортным характеристикам и числу часов работы

оборотного

технического

насосного оборудования, нормам водопотребления

водоснабжения

систем

(водоотведения), потреблению насосами электроэнергии и

охлаждения,

т.п.

гидрозолоудаления

Расход воды в системах

Косвенные методы

1 раз в квартал

По паспортным характеристикам и числу часов работы

повторно-последовательного

насосного оборудования, нормам водопотребления

водоснабжения

(водоотведения), потреблению насосами электроэнергии и

т.п.

Продолжение таблицы 8.5

Периодичность

Контролируемый параметр

Метод контроля

Область, условия и ограничения применения НДТ

контроля

Расход воды, передаваемой

В соответствии с

В соответствии

сторонним организациям

условиями договора

условиями

водоснабжения

договора

водоснабжения

Расход

сточных

вод,

Инструментальный

Непрерывно

отводимых в водные объекты

Косвенные методы

1 раз в квартал

По паспортным характеристикам и числу часов работы

насосного оборудования, нормам водопотребления

(водоотведения), потреблению насосами электроэнергии и

т.п.

Расчетные методы

1 раз в квартал

На основе водного баланса для каждого узла ТЭС

Расход

сточных

вод,

В соответствии с

В соответствии

отводимых в централизован-

условиями договора

условиями

ные системы водоотведения

водоотведения

договора

водоотведения

Контроль нормативов качества сточных вод, сбрасываемых в водные объекты

Температура

Инструментальный

Непрерывно

Для выпусков теплообменных вод прямоточных систем

или

1 раз в

охлаждения и продувочных вод оборотных систем

месяц

охлаждения. Непрерывный метод применяется при

наличии технической возможности.

Водородный показатель рН

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для выпусков продувочных вод оборотных систем

охлаждения и сточных вод от ВПУ, сточных вод от

консервации и химических очисток оборудования, сточных

вод систем ГЗУ, вод от обмывок РВП и КПН

Продолжение таблицы 8.5

Контролируемый

Периодичность

Метод контроля

Область, условия и ограничения применения НДТ

параметр

контроля

Нефтепродукты

Инструментальный

Непрерывно или 1

Для выпусков:

раз в 3 месяца

- теплообменных вод прямоточных систем охлаждения и

продувочных вод водных оборотных систем охлаждения при

охлаждении маслонаполненного оборудования;

- сточных вод хозяйств жидких топлив, маслохозяйств,

дренажные воды производственных помещений, в которых

хранятся или применяются нефтепродукты;

- поверхностного стока с территории промплощадки

Взвешенные вещества

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для выпусков:

- продувочных вод оборотных систем охлаждения;

- сточных вод хозяйств жидких топлив, маслохозяйств,

дренажные воды производственных помещений, в которых

хранятся или применяются нефтепродукты;

- поверхностного стока с территории промплощадки;

- сточных вод от консервации и химических очисток

оборудования;

- дренажных вод подземных сооружений, систем понижения

уровня грунтовых вод;

- сточных вод систем гидрозолоудаления;

- сточных вод водоподготовительных установок;

- вод от обмывок РВП и КПН;

- бытовых стоков

БПК

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для выпусков бытовых стоков

Хлориды (Сl^-)

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для сточных вод от ВПУ при использовании в

технологическом процессе водоподготовки хлорида натрия и

(или) соляной кислоты

Окончание таблицы 8.5

Периодичность

Контролируемый параметр

Метод контроля

Область, условия и ограничения применения НДТ

контроля

Сульфаты (SO ^-4)

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для сточных вод от ВПУ при использовании в

технологическом процессе водоподготовки сернокислого

железа и (или) серной кислоты

Железо (Fe³⁺)

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для сточных вод от ВПУ при использовании в

технологическом процессе водоподготовки в качестве

коагулянта соединений железа

Алюминий (Аl³⁺)

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для сточных вод от ВПУ при использовании в

технологическом процессе водоподготовки в качестве

коагулянта соединений алюминия

Токсичность

Инструментальный

1 раз в 3 месяца

Для выпусков продувочных вод оборотных систем

охлаждения при постоянном введении биоцидов в

циркуляционную или подпиточную воду.

При

обработке

Для выпусков продувочных вод оборотных систем

биоцидами

охлаждения при периодическом введении биоцидов в

циркуляционную или подпиточную воду.

При проведении

Для выпусков: сточных вод от консервации и химических

очисток, обмывок

очисток оборудования; сточных вод от обмывок РВП и КПН.

* Нормативы выбросов оксидов азота могут устанавливаться как раздельно по оксидам NO и NO2 (НДВ), так и по суммарному показателю

NOx в пересчете на NO2 (технологические нормативы выбросов). В соответствии с Методами расчетов рассеивания выбросов вредных

(загрязняющих) веществ в атмосферном воздухе [21] эти показатели связаны следующими соотношениями:

CNOx = CNO2 + 1,53 * CNO,

CNO2 = aN * CNOx,

CNO = 0,65 * (1 - aN) * CNOx,

где aN - безразмерный коэффициент частичной трансформации NO в более токсичный NO2, который может иметь различные значения для

разных территорий и определяться по расчетным и по экспериментальным данным. При отсутствии данных для конкретной территории

значение коэффициента частичной трансформации aN можно принимать равным: для максимальных разовых концентраций - 0,8, для

среднегодовых концентраций - 0,6.

В зависимости от вида установленных нормативов измеряемые величины необходимо пересчитывать по приведенным выше формулам.

Раздел 9 Заключительные положения и рекомендации

Информационно-технический справочник по наилучшим доступным

технологиям «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства

энергии» был разработан в соответствии с поручениями Президента РФ и

Правительства РФ об ускоренной актуализации в 2022 году на основе установленных

национальными стандартами нормативов удельных выбросов для котельных

установок и оборудования.

Для разработки справочника была сформирована Техническая рабочая группа

«Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» (ТРГ 38), в

состав которой вошли представители государственных органов власти,

промышленных предприятий и ассоциаций, научно-исследовательских институтов и

экспертных организаций, образовательных учреждений, научно-производственных и

конструкторских компаний, а также некоммерческих и общественных организаций.

Состав ТРГ 38 был утвержден приказом Минпромторга России от 15 ноября

2021 года № 4489.

В целях сбора информации о применяемых на энергетических объектах

технологиях сжигания различных видов топлива в КТЭУ, выбросах маркерных

загрязняющих веществ в атмосферный воздух с дымовыми газами, реализованных

воздухоохранных технологиях, включая технологии пылегазоочистки продуктов

сгорания, мероприятиях, направленных на повышение энергоэффективности и

ресурсосбережения, была подготовлена анкета для энергетических предприятий,

содержащая формы для сбора данных, необходимых для разработки проекта

настоящего справочника НДТ.

В качестве основы для формирования анкеты был использован ГОСТ Р

113.00.04-2020 «Наилучшие доступные технологии. Формат описания технологий».

Анкета была направлена в адреса российских энергетических компаний,

производящих тепловую и электрическую энергию.

В результате анкетирования была получена информация примерно о 40%

КТЭУ, эксплуатируемых на российских энергетических объектах. Полученные в

результате анкетирования данные были систематизированы и использованы при

разработке справочника НДТ.

Итоги анализа поступивших от предприятий анкет выявили тенденцию на

снижение выбросов маркерных загрязняющих веществ в атмосферный воздух от

КТЭУ за счет внедрения малоэмиссионных технологий сжигания топлива и

золоулавливающего оборудования. Процесс совершенствования справочника

отражает принцип последовательного улучшения - основной принцип современных

систем менеджмента.

Однако цели, задачи и ожидаемые результаты перехода к технологическому

нормированию на основе наилучших доступных технологий в сфере производства

тепловой и электрической энергии за счет сжигания топлива требуют

дополнительного разъяснения и стимулирования среди руководства и сотрудников

генерирующих предприятий.

По итогам актуализации ИТС 38-2022 были сформулированы следующие

рекомендации, касающиеся дальнейшей работы по внедрению НДТ:

242

- ужесточение технологических показателей выбросов ЗВ для всех КГЭУ,

введенных в эксплуатацию до 31.12.2025;

- в качестве технологических показателей выбросов ЗВ в атмосферу от КТЭУ,

вводимых в эксплуатацию с 1.01.2026, приняты нормативы удельных выбросов

загрязняющих веществ, установленные ГОСТ Р 50831-95 «Установки котельные.

Тепломеханическая часть. Общие технические требования» и ГОСТ

29328-92

«Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические

условия»;

- для достижения установленных в ИТС 38-2022 технологических показателей

выбросов ЗВ расширен перечень рекоменндуемых НДТ;

- из перечня НДТ исключены устаревшие технологии и технологии, применение

которых уже не может обеспечить выполнение предложенных технологических

показателей выбросов ЗВ;

- при модернизации технологического и природоохранного оборудования в

качестве приоритетных критериев выбора новых технологий и оборудования следует

использовать повышение энергоэффективности, ресурсосбережение, снижение

негативного воздействия КТЭУ на окружающую среду.

Принятие предложенных в ИТС

38-2022 технологических показателей и

перечня рекомендуемых НДТ позволит по предварительным оценкам на 20-30%

снизить загрязнение атмосферного воздуха при эксплуатации КТЭУ.

Информационно-технический справочник по наилучшим доступным

технологиям ИТС

38-2022 «Сжигание топлива на крупных установках в целях

производства энергии» разработан с учетом предложений энергетических компаний и

предприятий, научно-технических, проектных и внедренческих организаций.

Разработчики ИТС 38-2022 надеются, что он поможет энергетическим предприятиям

в их текущей природоохранной деятельности, а также при разработке программ

повышения экологической эффективности (ППЭЭ).

Проект Справочника был разработан специалистами ФГБУ «РЭА» Минэнерго

России и Национального исследовательского университета «Московский

энергетический институт» (ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»). В целях сбора актуальной

информации о применяемых в РФ технологиях производства энергии, в период с

29.12.2021 по 31.01.2022, при содействии Минэнерго России и Ассоциации «Совет

производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики»,

Бюро НДТ провело опрос российских производителей тепловой и электрической

энергии. В процессе опроса была получена информация по 130 ТЭС. Кроме того, были

приняты во внимание материалы Best Available Techniques (BAT) Reference Document

for Large Combustion Plants, European Union, 2017.

Обсуждение и согласование настоящего Справочника осуществлялось

членами ТРГ 38, сформированной на основании приказа Минпромторга России от

15.11.2021 № 4489, с изменениями, внесенными приказом Минпромторга России от

16.05.2022 № 1942 и приказом Минпромторга России от 05.08.2022 № 3269.

243

Т а б л и ц а 9.1 - Перечень организаций, представители которых составили ТРГ 38-2022

№

Название организации

АО «ВТИ»

АО «СУЭК»

АО «ЗиО - Подольск»

АО «МХК «ЕвроХим»

АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания»

АО «Проманалитприбор»

Ассоциация «Национальный промышленный кластер экологического

машиностроения»

Ассоциация «Совет производителей энергии»

ЗАО «Омский завод инновационных технологий»

Институт народнохозяйственного прогнозирования (ИНП РАН)

Минприроды России

Минпромторг России

Минэнерго России

Немецкое Общество по Международному Сотрудничеству (ГИЦ) ГмбХ

ООО «Сибирская генерирующая компания»

ООО «Консорт»

ООО «Байкальская энергетическая компания»

ООО «ВО «Технопромэкспорт»

ООО «Газпром энергохолдинг»

ООО «Дорогобужкотломаш»

ООО «Итепло»

ООО «Московское отделение ЦКТИ»

ООО «Производственно-инжиниринговая компания «Энергомашэкология»

ООО «ПрофЦемент-Вектор»

ООО «Сервисный Центр СБМ»

ООО «СИБУР Холдинг»

ООО «Эн+ Девелопмент»

ООО «Эн+ Холдинг»

ООО «ЭНТРОРОС»

ПАО «РусГидро»

ПАО «Юнипро»

ПАО «Интер РАО»

ПАО «ЛУКОЙЛ»

ПАО «Мосэнерго»

ПАО «МОЭК»

ПАО «ОГК-2»

ПАО «ТГК-1»

ПАО «ТГК-2»

ПАО «ТКЗ «Красный котельщик»

ПАО «Фортум»

244

Окончание таблицы 9.1

№

Название организации

ПАО «Энел Россия»

Проектный офис Федерального проекта «Чистый воздух»

Российская ассоциация водоснабжения и водоотведения (РАВВ)

ФГАУ «НИИ «ЦЭПП»

ФГБОУ ВО «Белгородский государственный технологический университет

им. В.Г. Шухова» (БГТУ им. В.Г. Шухова)

ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский технологический

университет»

ФГБОУ ВО «КГЭУ»

ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»

ФГБОУ ВПО «Российский химико-технологический университет им. Д.И.

Менделеева»

ФГБУ «ГосНИИЭНП»

ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России

ФГБУ «ЦЛАТИ по СФО»

Федеральная служба по надзору в сфере природопользования

(Росприроднадзор)

245

Приложение А

(обязательное)

Перечень маркерных веществ

В таблице А.1 приведен перечень маркерных загрязняющих веществ, которые должны

нормироваться и контролироваться (в рамках ПЭК) в выбросах КТЭУ.

Маркерные вещества

- это загрязняющие вещества, которые характеризуют

применяемые на производстве технологии и особенности производственного процесса на

объекте негативного воздействия на окружающую среду.

Т а б л и ц а А.1 - Перечни маркерных загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу

крупных топливосжигающих установках

Для атмосферного воздуха

Класс опасности

Для угольных ТЭС

Оксиды азота NOх

(NO2 и NO в пересчете на диоксид азота NO2)

Серы диоксид SO2

Углерода оксид СО

Зола твердого топлива

--*

Для мазутных ТЭС

Оксиды азота NOх

(NO2 и NO в пересчете на диоксид азота NO2)

Серы диоксид SO2

Углерода оксид СО

Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)

Для газовых ТЭС

Оксиды азота NOх

(NO2 и NO в пересчете на диоксид азота NO2)

Диоксид серы SO2 (в случае наличия сернистых соединений в

составе газа)

Углерода оксид СО

* Класс опасности золы твердого топлива определяется в соответствии с законодательством о

санитарно-эпидемиологическом благополучии населения (СанПиН 1.2.3685-21).

246

Приложение Б

(обязательное)

Перечень технологических показателей выбросов маркерных загрязняющих

веществ

Значения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ, приведенные в

таблицах Б.1, Б.2, Б.3, отражают максимально допустимые уровни их концентраций в

дымовых газах, поступающих в атмосферный воздух от КТЭУ с проектной входной тепловой

мощностью 50 МВт и более, числом часов работы более 1500 час/год, использующих твердое,

жидкое и газообразное топливо, практически достижимые при применении НДТ или иных

технологий сжигания топлива и очистки дымовых газов и эксплуатации КТЭУ в стационарном

режиме с номинальной нагрузкой.

Значения технологических показателей НДТ, приведенные в таблицах Б.1, Б.2, Б.3, не

распространяются на КТЭУ, находящиеся на стадии разработки и освоения (головной

образец, демонстрационная, опытно-промышленная, пилотная установка). Для такого

оборудования на период его освоения устанавливаются временно разрешенные выбросы

(ВРВ) на уровне фактических показателей объема и массы выбросов загрязняющих веществ.

Технологические показатели выбросов маркерных ЗВ, указанные в таблицах Б.1, Б.2 и

Б.3, не распространяются на пуско-наладочные, пусковые, остановочные и переходные

режимы работы оборудования, а также на периоды периодической работы средств очистки

поверхностей нагрева котлов от отложений.

Значения технологических показателей выбросов маркерных ЗВ устанавливаются для

действующих КТЭУ в зависимости от срока ввода оборудования в эксплуатацию. Под

«оборудованием» понимается: «котел», «газотурбинная установка» (ГТУ) или «парогазовая

установка» (ПГУ) для технологических показателей выбросов SO2 (в случае отсутствия

сероочистки), NOX и СО; «золоуловитель» для технологических показателей выбросов золы

твердого топлива и «установка сероочистки» (при наличии) для технологических показателей

выбросов диоксида серы. Для двухкорпусных котлов в составе дубль-блоков технологические

показатели выбросов маркерных ЗВ устанавливаются на каждый отдельный корпус.

В качестве технологических показателей выбросов ЗВ в атмосферу от КТЭУ, вводимых

в эксплуатацию с 01.01.2026, приняты нормативы удельных выбросов загрязняющих веществ,

установленные ГОСТ Р 50831-95 «Установки котельные. Тепломеханическая часть. Общие

технические требования» и ГОСТ 29328-92 «Установки газотурбинные для привода

турбогенераторов. Общие технические условия».

Для действующих КТЭУ, для которых в связи с низкими технико-экономическими

показателями мероприятия по модернизации и продлению сроков эксплуатации

экономически нецелесообразны и которые в соответствии с Генеральной схемой размещения

объектов электроэнергетики до 2035 года планируется в период до 01.01.2026 выводить из

эксплуатации, устанавливаются временно разрешенные выбросы (ВРВ).

Технологические показатели выбросов оксидов азота NOX, диоксида серы SO2 и

монооксида углерода СО приведены в виде массовых концентраций (мг/м³) в пересчете на

нормальные условия (0°С, 101,3 кПа) в сухих газах и содержание кислорода О2 = 6% для

котельных установок и О2 = 15% для ГТУ.

Технологические показатели выбросов золы твердого топлива для котельных

установок, работающих на твердом топливе, приведены в виде массовых концентраций

(мг/м³) в пересчете на нормальные условия (0°С,

101,3 кПа) и содержание кислорода

О2 = 6%.

Технологические показатели выбросов золы жидкого топлива не устанавливаются.

247

Нормирование выбросов мазутной золы ТЭС и котельных проводится только по содержанию

в ней ванадия из расчета предельно допустимой среднесуточной концентрации мазутной

золы на границе санитарно-защитной зоны (в пересчете на элемент ванадий) 0,002 мг/м³.

Технологические показатели выбросов диоксида серы при сжигании газообразных

топлив, содержащих сернистые соединения в своем составе, не устанавливаются. Контроль

за выбросами диоксида серы из КТЭУ проводится из расчета его приземной концентрации не

выше предельно допустимой среднесуточной концентрации на границе санитарно-защитной

зоны.

Для целей государственного и производственного экологического контроля

соответствия выбросов КТЭУ значениям, приведенным в таблицах Б.1, Б.2, Б.3, необходимо

учитывать погрешность применяемых методик инструментальных измерений концентраций

загрязняющих веществ в соответствии с Федеральным законом 2008 № 102-ФЗ (ред. от

28.12.2021) «Об обеспечении единства измерений».

В случае сжигания в КТЭУ нескольких топлив совместно (уголь/уголь, уголь/природный

газ, уголь/мазут) технологические показатели выбросов для каждого маркерного ЗВ

определяются следующим образом:

- для смеси уголь/уголь и уголь/мазут по формуле:

ТПсм = g1∙ТП1 + (1 - g1) ∙ТП2 ,

где ТП1, ТП2, ТПсм - технологические показатели выброса ЗВ соответственно для

первого (основного) топлива, второго (дополнительного) топлива и смеси топлив;

g1 - относительная массовая доля основного топлива в общем расходе топлива на

КТЭУ;

- для смеси твердого или жидкого топлива с газообразным топливом по формуле:

ТПсм = q1∙ТП1 + (1 - q1) ∙ТП2 ,

где ТП1, ТП2, ТПсм - технологические показатели выброса ЗВ соответственно для

первого (твердого или жидкого) топлива, второго (газообразного) топлива и смеси топлив,

q1 - относительная доля первого топлива по теплу в общем тепловом балансе КТЭУ.

В случае сжигания в КТЭУ нескольких топлив по отдельности должны выполняться

технологические показатели выбросов ЗВ для каждого вида топлива на период работы КТЭУ

на данном топливе при условии, что его годовой расход, пересчитанный на условное топливо,

составляет не менее 10% от общего годового расхода условного топлива на КТЭУ. В

противном случае технологические показатели выбросов ЗВ для данного топлива не

устанавливаются и в расчете технологического норматива выбросов ЗВ для смеси топлив не

учитываются.

248

Т а б л и ц а Б.1 - Технологические показатели выбросов загрязняющих веществ (далее - ЗВ) в атмосферный воздух, соответствующие

применению наилучших доступных технологий (далее - НДТ) на стационарных крупных топливосжигающих энергогенерирующих установках

(далее - КТЭУ) с проектной входной тепловой мощностью 50 МВт и более и числом часов работы более 1500 час/год (за исключением пуско-

наладочных, пусковых, остановочных и переходных режимов работы котлов, а также периодов работы средств очистки поверхностей нагрева

котлов), при сжигании твердого топлива (антрациты, каменные и бурые угли) и очистки дымовых газов в пересчете на нормальные условия

(0°С, 101,3 кПа) и содержание кислорода О2 = 6%, для газообразных ЗВ - в сухих газах, мг/м³

Ввод оборудования в эксплуатацию

Маркерные ЗВ

до 31.12.2000

с 01.01.2001 по 31.12.2025

с 01.01.2026

БУ(ТШУ/ЖШУ): 600/800

БУ(ТШУ/ЖШУ): 500/500

БУ (ТШУ/ЖШУ): 300/300

NOX1)

КУ(ТШУ/ЖШУ: 800/1000

КУ(ТШУ/ЖШУ): 550/650

КУ (ТШУ/ЖШУ): 470/640

S^r≤0,5%: 1400

S^r≤0,5%: 700

SO22),3),4)

S^r>0,5%: 3000

S^r>0,5%: 1400

Для котлов с входной тепловой

мощностью менее 500 МВт

мощностью менее 300 МВт

(паропроизводительностью менее

(паропроизводительностью

670 т/ч) при:

менее 670 т/ч):

менее 420 т/ч) при:

А^r< 10%: 600;

250

А^r< 10%: 150

10 ≤ А^r≤ 20 %: 600-900⁵⁾;

10 ≤ А^r≤ 20 %: 150-250⁵⁾;

А^r> 20%: 900

А^r> 20%: 250

Зола твердого

топлива⁴⁾

Для котлов с входной тепловой

мощностью от 500 МВт и более

мощностью от 300 МВт и более

(паропроизводительностью

от 670 т/ч и более) при:

от 670 т/ч и более):

от 420 т/ч и более) при:

А^r< 30%: 250

150

А^r< 10%: 50

А^r≥ 30%: 800

10 ≤ А^r≤ 20 %: 50-150⁵⁾;

А^r> 20%: 150

ТШУ: 400

СО

ЖШУ: 300

¹⁾азота оксид NO, азота диоксид NO2, - сумарно в пересчете на азота диоксид;

²⁾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 мокросухой сероочистки; 0,3 - при применении мокрой сероочистки;

³⁾для котельных установок, сжигающих угли с содержанием серы S^rболее 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;

⁴⁾для определения технологических показателей выбросов золы твердого топлива (твердые частицы дымовых газов) и диоксида серы принимаются

максимальные значения соответственно содержания золы и серы для данного топлива;

⁵⁾технологические показатели выбросов золы твердого топлива принимаются путем интерполяции значений в указанных пределах зольности топлива,

причем бóльшие значения выбросов относятся к бóльшим значениям зольности.

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

Т а б л и ц а Б.2 - Технологические показатели выбросов ЗВ в атмосферный воздух, соответствующие применению НДТ на стационарных

КТЭУ с проектной входной тепловой мощностью 50 МВт и более и числом часов работы более 1500 час/год (за исключением пуско-

наладочных, пусковых, остановочных и переходных режимов работы, а также периодов работы средств очистки поверхностей нагрева), при

сжигании жидких нефтяных топлив (исключая жидкие производственные отходы и искусственное топливо) в пересчете на нормальные

условия (0°С, 101,3 кПа), в сухих газах и содержание кислорода О2 = 6% для котельных установок и О2 = 15% для газотурбинных установок

(далее - ГТУ) и парогазовых установок (далее - ПГУ), мг/м³

Ввод оборудования в эксплуатацию

Оборудование

до 31.12.2000

с 01.01.2001 по 31.12.2025

с 01.01.2026

NOX1)

SО2

СО

NOX1)

SО2

СО

NOX1)

SО2

СО

Стационарные ГТУ на

жидком топливе (включая

утилизационные ПГУ) при

100

700

300

100

700

300

100

700

300

работе с нагрузкой 50% и

более от установленной

мощности

S^r≤1%:

1300

700

Котельные установки

1%<S^r≤2%:

400

300

250

300

250

300

(мазут) ²⁾

2550

1050

2%<S^r≤3%:

3400

1400

¹⁾азота оксид NO, азота диоксид NO2, - сумарно в пересчете на азота диоксид;

²⁾для определения технологического показателя выброса SO2 принимаются максимальные значения S^r.

Т а б л и ц а Б.3 - Технологические показатели выбросов ЗВ в атмосферный воздух, соответствующие применению НДТ при сжигании

газообразного топлива (природный и попутный газ, исключая искусственные газы) на стационарных КТЭУ с проектной входной тепловой

мощностью 50 МВт и более и числом часов работы более 1500 час/год (за исключением пуско-наладочных, пусковых, остановочных и

переходных режимов работы), в пересчете на нормальные условия (0°С, 101,3 кПа), в сухих газах и содержание кислорода О2 = 6% для

котельных установок и О2 = 15% для ГТУ и ПГУ, мг/м³

Ввод оборудования в эксплуатацию

Оборудование

до 31.12.2000

с 01.01.2001 по 31.12.2025

с 01.01.2026

NOX1)

СО

NOX1)

СО

NOX1)

СО

Стационарные ГТУ, включая утилизационные ПГУ,

при работе с нагрузкой 50% и более от

300

установленной мощности

Котельные установки, включая котлы-утилизаторы с

дожиганием в составе утилизационных ПГУ и котлы

350

300

180

300

125

300

в составе сбросных ПГУ

¹⁾азота оксид NO, азота диоксид NO2, - сумарно в пересчете на азота диоксид.

Приложение В

(обязательное)

Перечень НДТ

Предприятия по своему усмотрению могут применять любую из перечисленных

технологий или их комбинации, исходя из конкретных условий ТЭС по возможности

реконструкции, интенсификации работы или замены действующего природоохранного

оборудования, установленного на ТЭС с учетом ограничений по их применению и технико-

экономического обоснования предлагаемых мероприятий.

Т а б л и ц а В.1 - Перечень НДТ и ссылки на описание технологии в ИТС НДТ 38-2022

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ разгрузки, хранения и подготовки твердого топлива

Возможно применение одной или нескольких из перечисленных технологий

Разгрузка

топлива

закрытых

Подробное описание НДТ приведено в

НДТ

помещениях с системой аспирации.

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжи-

2.1

Эффективность очистки воздуха

70-

гание топлива на крупных установках в

90%

целях производства энергии»

Использование

погрузочно-

Подробное описание НДТ приведено в

разгрузочного

оборудования

разделе

2.5.1 ИТС

НДТ

38-2022

НДТ

приспособлений,

которые

«Сжигание топлива на крупных установках

2.2

минимизируют

высоту

падения

в целях производства энергии»

топлива

Подробное описание НДТ приведено в

Выбор места размещения открытых

НДТ

разделе

2.5.1 ИТС

НДТ

38-2022

складов

твердого

топлива

2.3

«Сжигание топлива на крупных установках

защищенном от ветра месте

в целях производства энергии»

Использование на открытых складах

Подробное описание НДТ приведено в

твердого топлива ветрозащитных

разделе

2.5.1 ИТС

НДТ

38-2022

сооружений. Конструкция сооружений

«Сжигание топлива на крупных установках

НДТ

зависит от местных условий: площади

в целях производства энергии»

2.4

склада,

преимущественных

направлений

силы

ветров,

окружающего ландшафта,

зданий,

сооружений

Применение гидроуборки помещений

Подробное описание НДТ приведено в

топливоподачи

применением

разделе

2.5.1 ИТС

НДТ

38-2022

НДТ

осветленной воды систем ГЗУ или

«Сжигание топлива на крупных установках

2.5

оборотных систем водоснабжения

в целях производства энергии»

топливоподачи

Подробное описание НДТ приведено в

НДТ

Применение пневмовакуумной уборки

разделе

2.5.1 ИТС

НДТ

38-2022

2.6

помещений топливоподачи.

«Сжигание топлива на крупных установ-

ках в целях производства энергии»

252

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

Уплотнение или герметизация

Подробное описание НДТ приведено в

поверхностного слоя штабелей

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

твердого топлива на складах при

топлива на крупных установках в целях

его долгосрочном хранении, чтобы

производства энергии»

НДТ

предотвратить поступ-ление в

2.7

атмосферу

загрязня-ющих

веществ и потерь топлива,

вызванных

окислением

угля

кислородом воздуха

Использование ограждений и

Подробное описание НДТ приведено в

НДТ

устройств для пылеподавления

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

2.8

или пылеулавливания на узлах

топлива на крупных установках в целях

пересыпки

производства энергии»

Транспортировка

топлива

по

Подробное описание НДТ приведено в

НДТ

закрытым галереям с системой

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

2.9

аспирации.

Эффективность

топлива на крупных установках в целях

очистки воздуха 70-90%.

производства энергии»

Подробное описание НДТ приведено в

Устройство

гидроизолирующего

НДТ

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

покрытия основания угольных

2.10

топлива на крупных установках в целях

складов

производства энергии»

Устройство дренажной системы для

Подробное описание НДТ приведено в

сбора поверхностного стока с

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

НДТ

территории угольных складов с

топлива на крупных установках в целях

2.11

организацией повторного исполь-

производства энергии»

зования собранного фильтрата

Оснащение мест хранения угля

Подробное описание НДТ приведено в

системами

непрерывного

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

обнаружения очагов возгорания и

топлива на крупных установках в целях

НДТ

нагрева

или

организация

производства энергии»

2.12

периодического, не реже 1 раза в

сутки,

тепловизионного

обследования складов

Подробное описание НДТ приведено в

НДТ

Организация входного контроля

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

2.13

качества поставляемого угля

топлива на крупных установ-ках в целях

производства энергии»

Подробное описание НДТ приведено в

НДТ

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

Усреднение и смешивание углей

2.14

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

253

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

Подробное описание НДТ приведено в

НДТ

разделе 2.5.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

Предварительная сушка топлива

2.15

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ снижения выбросов загрязняющих веществ при сжигании твердого топлива

НДТ снижения выбросов золы твердого топлива:

НДТ

Мокрые скрубберы с трубой Вен-туриПодробное описание НДТ приведено в

2.16

(при эффективности не менее

97%разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

для установок, введенных в эк-топлива на крупных установках в целях

сплуатацию до 31.12.2000, при сжи-производства энергии»

гании мало- и среднезольных углей)

НДТ

Эмульгаторы (при эффективности неПодробное описание НДТ приведено в

2.17

менее 98% для установок, введенных вразделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

эксплуатацию до

31.12.2000, притоплива на крупных установках в целях

сжигании мало- и среднезольных углей)

производства энергии»

НДТ

Электрофильтры (при эффективности

Подробное описание НДТ приведено в

2.18

не менее 99,5%)

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Рукавные

фильтры

(при

Подробное описание НДТ приведено в

2.19

эффективности не менее 99,8%)

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Двухступенчатые золоуловители

Подробное описание НДТ приведено в

2.20

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ снижения выбросов оксидов азота NOx при сжигании твердого топлива

НДТ

Режимно-наладочные методы:

Подробное описание НДТ приведено в

2.21

Возможно применение одной или

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

нескольких из ниже перечисленных

топлива на крупных установках в целях

технологий

производства энергии»

НДТ

Нестехиометрическое сжигание.

Подробное описание НДТ приведено в

2.21.1

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Умеренный контолируемый недожог.

Подробное описание НДТ приведено в

2.21.2

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

254

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ

Двухступенчатое сжигание без

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.21.3

реконструкции котла

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Технологические

методы,

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22

требующие

изменения

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

конструкции:

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Рециркуляция дымовых газов

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22.1

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Малоэмиссионная горелка

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22.2

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Двухступенчатое сжигание с

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22.3

реконструкцией котла

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Трехступенчатое сжигание

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22.4

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Концентрическое сжигание

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22.5

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Перевод топки котла с ЖШУ на

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22.6

ТШУ

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Сжигание пыли высокой

Подробное описание НДТ приведено в разделе

2.22.7

концентрации

2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

255

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ

Сжигание

пыли

различного

Подробное описание НДТ приведено в

2.22.8

фракционного

состава

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

применением мельниц-активаторов.

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Ребернинговые

мельницы

Подробное описание НДТ приведено в

2.22.9

динамические сепараторы

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Горелочные

устройства

Подробное описание НДТ приведено в

2.22.10

применением пристенного дутья

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Плазмотроны

Подробное описание НДТ приведено в

2.22.11

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Безмазутный розжиг с применением

Подробное описание НДТ приведено в

2.22.12

электро-ионизационных

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

воспламенителей (УВЭИ)

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Низкотемпературное

вихревое

Подробное описание НДТ приведено в

2.22.13

сжигания (НТВ-технология)

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Азотоочистка газов

Подробное описание НДТ приведено в

2.23

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Селективное

некаталитическое

Подробное описание НДТ приведено в

2.23.1

восстановление

оксидов

азота

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

(СНКВ)

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Снижения выбросов оксидов

Подробное описание НДТ приведено в

2.24

серы SОx при сжигании твердого

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Использование топлива с низким

Подробное описание НДТ приведено в

2.24.1

содержанием серы

разделе 2.5.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

256

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ

Использование мокрых золоуловителей

Подробное описание НДТ приведено в

2.24.2

по двойному щелочному способу

разделе

2.5.2 ИТС НДТ

38-2022

«Сжигание топлива на крупных уста-

новках в целях производства энергии»

НДТ

Использование упрощенной мокросухой

Подробное описание НДТ приведено в

2.24.3

сероочистки

разделе

2.5.2 ИТС НДТ

38-2022

«Сжигание топлива на крупных уста-

новках в целях производства энергии»

НДТ

Использование аммиачно-сульфатной

Подробное описание НДТ приведено в

2.24.4

технологии сероочистки

разделе

2.5.2 ИТС НДТ

38-2022

«Сжигание топлива на крупных уста-

новках в целях производства энергии»

НДТ обращения с золошлаками

Возможно применение одной или нескольких из перечисленных технологий

НДТ

Для новых и действующих ТЭС,

Подробное описание НДТ приведено в

2.25

сжигающих твердые виды топлива, НДТ

разделе

2.5.3 ИТС НДТ

38-2022

являются оборотные гидрав-лические, а

«Сжигание

топлива

на

крупных

также

пневмогидравли-ческие,

установках в целях производства

механические

(автотранспорт-ные,

энергии»

конвейерные),

пневматические

смешанные системы внутреннего

внешнего золоудаления и оборотные

гидравлические системы шлакоудале-

ния, с сухими или гидравличес-кими

сооружениями

для

накопления,

хранения и захоронения золошлаков

НДТ

НДТ являются изменение вида системы

Подробное описание НДТ приведено в

2.26

ЗШУ

(например,

переход

от

разделе

2.5.3 ИТС НДТ

38-2022

гидротранспорта к пневмотранспорту

«Сжигание

топлива

на

крупных

или

автотранспорту

золошлаков),

установках в целях производства

дополнение систем золошлакоуда-

энергии»

ления технологическими участками,

оборудованием для сбора, обработки,

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

257

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ

При наличии внешних потребителей материалов на

Подробное описание НДТ

2.26

основе

золошлаков

экономической

приведено в разделе

2.5.3

целесообразности НДТ являются изменение вида

ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

системы

ЗШУ

(например,

переход

от

топлива

на

крупных

гидротранспорта

пневмотранспорту

или

установках

целях

автотранспорту золошлаков), дополнение систем

производства энергии»

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.

НДТ

Применение материалов на основе сухой

Подробное описание НДТ

2.27

золы, шлаков, золошлаковой смеси по направлениям:

приведено в разделе

2.5.3

ликвидация

горных

выработок

ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

рекультивация нарушенных земель;

топлива

на

крупных

ландшафтное

строительство,

установках

целях

общестроительные

работы,

устройство

производства энергии»

насыпей, обратная засыпка траншей и т.п.;

производство цемента;

производство бетонных изделий и смесей,

причем как облегченных бетонных изделий

(газопенобетон, ячеистый бетон), так и

тяжелых

бетонов,

применяемых

при

строительстве особо ответственных и

сложных сооружений

- тоннелей, плотин,

аэродромных сооружений, автодорог и т.д.;

производство кирпича;

улучшение качества почв;

фильтрующий материал для очистки сточных

вод;

изолирующий материал на полигонах ТКО и

других отходов;

применение в дорожном строительстве для

устройства дорожных оснований и дорожных

одежд

258

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ снижения выбросов NOx при сжигании газообразного топлива

Возможно применение одной или нескольких из перечисленных технологий

НДТ 3.1

Режимно-наладочные методы:

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Контролируемое

снижение

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.1.1

избытка воздуха

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Нестехиометрическое сжигание

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.1.2

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Двухступенчатое сжигание без

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.1.3

реконструкции котла

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ 3.2

Технологические методы,

Подробное описание НДТ приведено в разделе

требующие изменения

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

конструкции КТЭУ:

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Двухступенчатое сжигание с

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.2.1

реконструкцией котла

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Малоэмиссионная горелка

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.2.2

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных установках в целях производства

энергии»

НДТ

Рециркуляция дымовых газов

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.2.3

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных уста-новках в целях производства

энергии»

НДТ

Малоэмиссионная

камера

Подробное описание НДТ приведено в разделе

3.2.4

сгорания (МЭКС) ГТУ

3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание топлива на

крупных уста-новках в целях производства

энергии»

259

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ 3.3

Азотоочистка газов:

Подробное описание НДТ приведено в

разделе 3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Селективное

некаталитическое

Подробное описание НДТ приведено в

3.3.1

восстановление

оксидов

азота

разделе 3.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

(СНКВ)

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ снижения выбросов в окружающую среду при разгрузке, хранении и

транспортировке жидкого топлива

Возможно применение одной или нескольких из перечисленных технологий

НДТ 4.1

Использование систем хранения

Подробное описание НДТ приведено в

жидкого топлива, которые разме-

разделе 4.4.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

щаются в герметичной обвалов-ке,

топлива на крупных установках в целях

емкостью, как минимум, максималь-

производства энергии»

ного объема самого большого ре-

зервуара. Зоны хранения должны

быть спроектированы таким образом,

чтобы утечки из верхней части

резервуара и из систем перелива

могли бы быть перехвачены и

находиться

внутри

обвалов-ки.

Должна

быть

предусмотрена

сигнализация предельного повыше-

ния давления и повышения темпе-

ратуры и понижения давления

топлива, подаваемого в котельную на

сжигание

НДТ 4.2

Площадки

для

сливного

Подробное описание НДТ приведено в

оборудования

должны

быть

разделе 4.4.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

забетонированы и иметь канавы для

топлива на крупных установках в целях

отвода в ловушки пролитого мазута

производства энергии»

НДТ 4.3

Ливневые и талые воды должны быть

Подробное описание НДТ приведено в

собраны и обработаны в системах

разделе 4.4.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжи-гание

очистки

перед

сбросом

или

топлива на крупных установках в целях

утилизироваться на ТЭС

производства энергии»

Возможно применение одной или нескольких из перечисленных технологий:

НДТ 4.4

Температура подогрева мазута в

Подробное описание НДТ приведено в

открытых емкостях и при сливе из

разделе 4.4.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

цистерн должна быть на 15С ниже

топлива на крупных установках в целях

температуры вспышки, но не выше

производства энергии»

90С

260

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ 4.5

Все сливное оборудование, насо-сы

Подробное описание НДТ приведено в

и трубопроводы должны быть

разделе 4.4.1 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

заземлены для отвода стати-ческого

топлива на крупных установках в целях

электричества, возникаю-щего при

производства энергии»

перекачке мазута, и для защиты от

воздействия молний

НДТ снижения выбросов оксидов азота NOх при сжигании жидкого топлива

Возможно применение одной или нескольких из перечисленных технологий

НДТ 4.6

Режимно-наладочные методы:

Подробное описание НДТ приведено в

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Контролируемое снижение избытка

Подробное описание НДТ приведено в

4.6.1

воздуха

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных уста-новках в целях

производства энергии»

НДТ

Нестехиометрическое сжигание

Подробное описание НДТ приведено в

4.6.2

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Двухступенчатое сжигание без

Подробное описание НДТ приведено в

4.6.3

реконструкции котла

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 4.7

Технологические

методы,

Подробное описание НДТ приведено в

требующие

изменения

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

конструкции котла:

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Двухступенчатое

сжигание

Подробное описание НДТ приведено в

4.7.1

реконструкцией котла

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Малоэмиссионная горелка

Подробное описание НДТ приведено в

4.7.2

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Рециркуляция дымовых газов

Подробное описание НДТ приведено в

4.7.3

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

261

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ

Технология

сжигания

Подробное описание НДТ приведено в

4.7.4

водомазутной эмульсии

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Малоэмиссионная

камера

Подробное описание НДТ приведено в

4.7.5

сгорания ГТУ (МЭКС)

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 4.8

Азотоочистка газов:

Подробное описание НДТ приведено в

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Селективное

некаталитическое

Подробное описание НДТ приведено в

4.8.1

восстановление оксидов азота

разделе 4.4.2 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

(СНКВ)

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 4.9

Снижение выбросов оксидов

Подробное описание НДТ приведено в

серы SO2 при сжигании жидкого

разделе 4.4.3 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива:

топлива на крупных уста-новках в целях

производства энергии»

НДТ

Использование топлива с низким

Подробное описание НДТ приведено в

4.9.1

содержанием серы

разделе 4.4.3 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ

Уменьшение

доли сжигаемого

Подробное описание НДТ приведено в

4.9.2

мазута за счет сжигания газа

разделе 4.4.3 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

4.4.4 НДТ ликвидации продуктов очистки оборудования мазутного хозяйства

НДТ

Оборудование мест временного

Подробное описание НДТ приведено в

4.10.1

хранения (накопления) отходов,

разделе 4.4.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

образовавшихся в результате

топлива на крупных установках в целях

зачистки

промывки

производства энергии»

оборудования

НДТ

Утилизация

(ликвидация)

Подробное описание НДТ приведено в

4.10.2

продуктов

зачистки

путем

разделе 4.4.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

сжигания

в котлах

или

топлива на крупных установках в целях

специальных

утилизационных

производства энергии»

печах или передачи

для

вторичного использования

262

Продолжение таблицы В.1

№

Наименование НДТ

Примечание

НДТ

Ликвидации твердых и сгустив-

Подробное описание НДТ приведено в

4.10.3

шихся продуктов очистки путем

разделе 4.4.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

выгрузки их на угольный склад и

топлива на крупных уста-новках в целях

дальнейшего сжигания в котлах

производства энергии»

НДТ

Захоронение продуктов очистки в

Подробное описание НДТ приведено в

4.10.4

специально выбранных местах по

разделе 4.4.4 ИТС НДТ 38-2022 «Сжигание

согласованию с пожарной и

топлива на крупных уста-новках в целях

санитарной инспекциями

производства энергии»

НДТ систем охлаждения КТЭУ

Возможно применение одной из перечисленных технологий:

НДТ 5.1

Прямоточные ПСО

Подробное описание НДТ приведено в

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 5.2

Оборотные водные ПСО с

Подробное описание НДТ приведено в

водоемами-охладителями

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 5.3

Оборотные водные ПСО с

Подробное описание НДТ приведено в

брызгальными бассейнами

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 5.4

Оборотные водные ПСО с

Подробное описание НДТ приведено в

атмосферными градирнями

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 5.5

Оборотные водные ПСО с

Подробное описание НДТ приведено в

башенными

испарительными

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

градирнями

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 5.6

Оборотные водные ПСО с

Подробное описание НДТ приведено в

вентиляторными испарительными

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

градирнями с принудительной

топлива на крупных установках в целях

тягой или под наддувом

производства энергии»

НДТ 5.7

Оборотные водные ПСО с

Подробное описание НДТ приведено в

эжекционными испарительными

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

градирнями

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

НДТ 5.8

Воздушные ПСО с башенными

Подробное описание НДТ приведено в

радиаторными градирнями

разделе

5 ИТС НДТ

38-2022 «Сжигание

топлива на крупных установках в целях

производства энергии»

263

СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ (ИТС 38-2022) - часть 5