Об утверждении справочника по наилучшим доступным техникам «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии»

Обновленный

Постановление Правительства Республики Казахстан от 23 января 2024 года № 23

      В соответствии с пунктом 6 статьи 113 Экологического кодекса Республики Казахстан Правительство Республики Казахстан ПОСТAНОВЛЯЕТ:

      1. Утвердить прилагаемый справочник по наилучшим доступным техникам «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии».

      2. Настоящее постановление вводится в действие со дня его подписания.

Премьер-Министр
Республики Казахстан         A. Смаилов

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 23 января 2024 года № 23

Справочник 
по наилучшим доступным техникам
«Сжигание топлива на крупных
установках в целях производства энергии»

Оглавление

      Оглавление

Список схем/рисунков

      Список таблиц

Глоссарий

      Предисловие

Область применения

      Принципы применения

1. Общая информация

      1.1. Структура и технологический уровень электроэнергетики 

      1.1.1. Структура энергоисточников по видам топлива

1.1.2. Структура источников по сроку эксплуатации. 

      1.1.3. Объекты по географической принадлежности

1.1.4. Объекты по производственным мощностям

      1.1.5. Объекты по способам выпускаемой энергии

1.2. Топливная база Казахстана

      1.2.1. Нефтегазовые ресурсы. 

      1.2.2. Угольные ресурсы

1.3. Технико-экономические характеристики

      1.4. Энергоемкость электроэнергетической отрасли

1.5. Основные экологические проблемы

      1.5.1. Энергоэффективность

1.5.2. Выбросы в атмосферу

      1.5.2.1 Оксиды серы (SOX) 

      1.5.2.2. Оксиды азота (NOX) 

      1.5.2.3. Пыль

1.5.2.4. Металлы

      1.5.2.5. Окись углерода (CO) 

      1.5.2.6. Парниковые газы

1.5.2.7. Хлорид водорода (HCl) 

      1.5.2.8 Фторид водорода (HF) 

      1.5.2.9. Aммиак (NH3) 

      1.5.2.10. Летучие органические соединения (ЛОС) 

      1.5.2.11 Стойкие органические загрязнители (POP): полициклические ароматические углеводороды (PAH), диоксины и фураны

1.5.3. Сбросы в водные объекты

      1.5.4. Остаточные продукты сгорания

1.5.5. Шум и вибрация

      1.5.6. Выбросы радиоактивных веществ

1.6. Снижение воздействия на окружающую среду

      1.7. Сбор данных по конкретным установкам для сектора крупных топливосжигающих установок

1.8. Введение в комплексный подход к защите окружающей среды в целом

      2. Методология определения наилучших доступных техник

2.1. Детерминация, принципы подбора

      2.2. Критерии отнесения техник к наилучшей доступной технике. 

      3. Применяемые процессы: технологические, технические решения, используемые в настоящее время

3.1. Конденсационная паротурбинная установка

      3.2. Когенерация - комбинированное производство электрической и тепловой энергии

3.2.1. Когенерация с использованием газовых турбин, ПГУ

      3.3. Газотурбинные установки (ГТУ) 

      3.4. Комбинированные циклы

3.5. Установки с газификацией топлива

      3.6. Влияние факторов нагрузки и режимов на экологические показатели

3.7. Переходные условия эксплуатации (пуск-останов) 

      3.8. Разгрузка, хранение и обращение с топливом и добавками

3.8.1. Твердое ископаемое топливо и добавки

      3.8.2. Жидкое топливо

3.8.3. Газообразное топливо

      3.9. Разгрузка, хранение и очистка масел

      3.9.1. Технологии обращения с маслами, применяемыми на топливосжигающих установках

      3.9.2. Воздействия маслохозяйств на окружающую среду

      3.9.3. Сбор и утилизация отработанных масел

      3.10. Системы охлаждения

3.10.1. Классификация систем охлаждения

      4. Общие наилучшие доступные техники для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов

4.1. Техники для предотвращения и/или сокращения выбросов в атмосферный воздух

      4.1.1. Техники предотвращения и / или уменьшения выбросов пыли

4.1.1.1. Электрофильтр

      4.1.1.2. Электрофильтры с движущимися электродами. 

      4.1.1.3. Тканевые (рукавные) фильтры

4.1.1.4. Эмульгаторы

      4.1.2. Техники предотвращения или сокращения выбросов диоксида серы

4.1.2.1. Очистка угля от серы до сжигания

      4.1.2.2. Использование малосернистого топлива

4.1.2.3. Уменьшение эмиссии SOво время сжигания

      4.1.2.4. Улавливание SOподачей сорбентов в топку c топливом

      4.1.2.5. Улавливание SOв процессе сжигания твердого топлива в кипящем слое

      4.1.2.6. Нецикличные мокрый известняковый (известковый) метод улавливания SО2.

      4.1.2.7. Цикличные мокрые методы улавливания SО2

      4.1.2.8. Магнезитовый цикличный способ улавливания SO2

      4.1.2.9. Aммиачно цикличный способ улавливания SO2

      4.1.2.10. Упрощенная мокросухая техника улавливания SO2

      4.1.2.11. Полусухой метод десульфуризации дымовых газов «Лифак» 

      4.1.2.12. Технология сероочистки с циркулирующей инертной массой

4.1.2.13. Технология полусухой серочистки по NID-технологии

      4.1.3. Техники предотвращения и/или сокращения выбросов NOX при сжигании твердого топлива

      4.1.3.1. Контролируемое снижение избытка воздуха. 

      4.1.3.2. Нестехиометрическое сжигание. 

      4.1.3.3. Упрощенное двухступенчатое сжигание без реконструкции котла. 

      4.1.3.4. Применение низкоэмиссионных горелок (LNB) 

      4.1.3.5. Двухступенчатое сжигание (стадийная подача воздуха) c реконструкцией котлов. 

      4.1.3.6. Трехступенчатое сжигание. 

      4.1.3.7. Концентрическое сжигание

4.1.3.8. Горелки с предварительным подогревом пыли. 

      4.1.3.9. Рециркуляция дымовых газов. 

      4.1.3.10. Подача пыли высокой концентрации (ПВК). 

      4.1.3.11. Сжигание твердого топлива в пузырьковом и циркулирующем кипящем слое. 

      4.1.3.12. Cелективное некаталитическое восстановление (СНКВ) 

      4.1.3.13. Cелективное каталитическое восстановление (СКВ) 

      4.1.4. Комбинированные техники предотвращения и/или сокращения выбросов NOx и SOx

      4.1.4.1. Мокрые озонно-аммонийные методы. 

      4.1.4.2. Мокрые аммонийно-карбамидные методы. 

      4.1.4.3. Электронно-лучевой (радиационно-химический) метод одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота. 

      4.1.5. Техники сокращения выбросов CO и несгоревших углеводородов

4.1.6. Техники предотвращения и/или уменьшения выбросов металлов

      4.2. Водопотребление и методы сокращения сбросов в воду

4.2.1. Водопотребление и характеристика сточных вод

      4.2.2. Характеристика сточных вод

4.2.2.1. Сточные воды систем охлаждения ТЭС

      4.2.2.1.1. Сточные воды прямоточных систем охлаждения

      4.2.2.1.2. Сточные воды оборотных систем охлаждения

      4.2.2.2. Сточные воды водоподготовительных (ВПУ) и конденсатоочистительных (КОУ) установок

4.2.2.3. Технология приготовления добавочной воды паровых котлов и теплосети

      4.2.2.4. Сточные воды установок предварительной очистки воды

      4.2.2.5. Сточные воды химического обессоливания, блочных обессоливающих установок и конденсатоочисток

      4.2.2.6. Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами

      4.2.2.7. Сбросные воды от химических очисток и консервации оборудования

      4.2.2.8. Воды обмывки наружных поверхностей нагрева котлов. 

      4.2.2.9. Сточные воды систем гидрозолошлакоудаления (ГЗУ) электростанций, работающих на твердом топливе. 

      4.2.2.10. Сточные воды из систем очистки дымовых газов

4.2.2.11. Воды после гидроуборки топливных цехов и других помещений ТЭС

      4.2.2.12. Поверхностные ливневые и талые воды

4.2.3. Перечень нормируемых и контролируемых показателей состава сточных вод

      4.2.4. Техники предотвращения и/или сокращения сброса сточных вод в водные объекты

4.2.4.1. Техники, подлежащие рассмотрению для установок, оборудованных системой мокрой десульфуризации дымовых газов со сбросами сточных вод в водные объекты

      4.3. Техники снижения загрязнения земли/почвы и управления отходами

4.4. Методы снижения уровня шумового воздействия

      4.4.2. Техники снижения шумового воздействия

4.4.2.1. Стратегическое планирование размещения оборудования и зданий

      4.4.2.2. Первичные техники: снижение шума у источника

4.4.2.3. Вторичные методы снижения шума

      4.4.2.4. НДТ для снижения шума на ТЭС

      4.5. Система экологического менеджмента

4.6. Контроль качества топлива, параметры контроля для разных видов топлива

      4.6.1. Контроль качества топлива

4.6.2. Организация контроля качества топлива. Контролируемые параметры. 

      4.6.3. Выбор или смена топлива

4.7. Мониторинг выбросов в атмосферный воздух

      4.7.1. Общие принципы мониторинга и контроля эмиссий

4.7.2. Компоненты мониторинга

      4.7.3. Исходные условия и параметры

4.7.4. Места отбора проб

      4.7.5. Мониторинг выбросов

4.7.6. Периодический мониторинг

      4.7.7. Непрерывный мониторинг. Места отбора проб

4.7.8. Расчетный мониторинг с использованием косвенных параметров

      4.8. Мониторинг водопользования и сбросов в водные объекты

4.8.1. Контроль объемов водопользования

      4.8.2. Контроль качества сточных вод

4.8.3. Контроль воздействий на подземные воды

      4.9. Методы контроля загрязнения земли/почвы и управления отходами. 

      4.9.1. Техники управления отходами

4.9.2. Методы контроля загрязнения земли/почвы

      4.10. Техники утилизации ВЭР (вторичных энергетических ресурсов) и иные техники повышения энергоэффективности. Оценка энергоемкости предприятия

5. Техники, которые рассматриваются при выборе наилучших доступных техник

      5.1. Установка сжигания твердого топлива

5.1.1. Особенности установки

      5.1.1.1. Слоевое сжигание

5.1.1.2. Факельное (пылеугольное) сжигание

      5.1.2. Эффективность установки

5.1.3. Характеристика выбросов загрязняющих веществ. 

      5.1.3.1. Каменный и бурый уголь, используемые в установках

5.1.3.2. Энергоэффективность установок сжигания, работающих на каменном и буром угле

      5.1.3.3. Текущие выбросы в атмосферу при сжигании угля

5.1.4. Наилучшие доступные техники. Возможные методы

      5.1.4.1. Техники разгрузки, хранения и переработки твердого топлива

5.1.4.2. Техники обращение с маслами

      5.1.4.3. НДТ по уменьшению эмиссии диоксида серы

5.1.4.5. НДТ по уменьшению эмиссии оксидов азота

      5.1.5. Обращение с золошлаками

5.1.5.1. Внутреннее шлакоудаление

      5.1.5.2. Внутреннее золоудаление

      5.1.5.3. Накопление и отгрузка сухой золы

      5.1.5.4. Внешний транспорт золошлаков

5.1.5.5. Золоотвалы

      5.1.5.6. Способы использования золошлаков

      5.2.1. Особенности установки

5.2.2. Эффективность установки

      5.2.3. Характеристика выбросов загрязняющих веществ

5.2.4. НДТ при сжигании жидкого топлива. Возможные техники

      5.3. Установки сжигания газа

5.3.1. Особенности установки

      5.3.2. Эффективность установки

5.3.3. Характеристики выбросов загрязняющих веществ

      5.3.4. Наилучшие доступные методы. Возможные методы

5.4. Установки смешанного сжигания топлива

      5.4.1. Характеристики установок

5.4.2. Смешанное сжигание с биомассой

      5.4.3. Эффективность установки

5.5. Сжигание отходов

      5.5.1. Применяемые процессы и техники

5.6. Возможные техники, повышающие энергоэффективность

      6. Заключение, содержащее выводы по наилучшим доступным техникам

6.1. Общие заключения пo НДТ. 

      6.1.1. Системы экологического менеджмента (СЭМ) 

      6.1.2. Мониторинг

6.1.3 Общие экологические характеристики и пороговые индикаторы

      6.1.4. Энергоэффективность

6.1.5. Водопотребление и сточные воды

      6.1.6. Управление отходами

6.1.7. Шумовое излучение

      6.2. Заключения по НДТ для сжигания твердого топлива

6.2.1. Общие экологические показатели

      6.2.2 Энергоэффективность 

      6.2.3. Выбросы NOX и CO в воздух

      6.2.4. Выбросы SOв воздух

      6.2.5. Выбросы пыли в воздух

6.3. Заключение НДТ для сжигания жидкого топлива

      6.3.1. Котлы, работающие на жидком топливе

6.3.1.1. Энергоэффективность

      6.3.1.2. Выбросы NOX, SОx и СО в воздух

      6.3.1.3. Выбросы SOв воздух

      6.3.1.4. Выбросы пыли и связанных частиц металла в воздух

6.3.2. Двигатели, работающие на жидком топливе

      6.3.2.1. Энергоэффективность

6.3.2.2. Выбросы NOx и CO в воздух от поршневых двигателей

      6.3.2.3. Выбросы SОx в воздух от поршневых двигателей

      6.3.2.4. Выбросы пыли и связанных частиц металла в воздух от поршневых двигателей

6.3.3. Газовые турбины на жидком топливе

      6.3.3.1. Энергоэффективность

6.3.3.2. Выбросы NOx и CO в воздух

      6.3.3.3. Выбросы SОx в воздух от газовых турбин на жидком топливе

      6.4. Заключение НДТ для сжигания газообразного топлива

6.4.1. Заключения по НДТ для сжигания природного газа

      6.4.1.1. Энергоэффективность

6.4.1.2. Выбросы NOX, CO, не метановых соединений (ЛНОС) и CHв воздух

      6.5. Заключения по НДТ для сжигания технологических газов металлургического производства и химической отрасли

6.5.1. Энергоэффективность

      6.6. Заключения по НДТ для топливосжигающих установок на морских платформах

      6.7. Заключение НДТ для многотопливного сжигания

6.8. Заключение НДТ для сжигания отходов

      6.8.1. Общие экологические показатели

6.8.2. Энергоэффективность

      6.8.3. Выбросы NOX и CO в воздух

      6.8.4. Выбросы SOX в воздух

      6.8.5. Выбросы пыли и связанных частиц металла в воздух

6.8.6. Выбросы ртути в воздух

      6.9. Заключение НДТ для газификации

6.9.1. Энергоэффективность

      6.9.2. Выбросы NOX и CO в воздух

      6.9.3. Выбросы SOх в воздух

      6.9.4. Выбросы пыли, связанных частиц металла, аммиака и галогена в воздух

6.10. Описание техник

      6.10.1. Основные техники

6.10.2. Техники повышения энергоэффективности

      6.10.3. Техники снижения выбросов NOx и/или СО в воздух

      6.10.4. Техники снижения выбросов SOx в воздух

      6.10.5. Техники снижения влияния на окружающую среду при обращении с топливом (разгрузка, транспорт, хранение) 

      6.10.6. Техники снижения сбросов в водные объекты

6.10.7. Техники обращения с топливом

      6.10.8. Техники обращения с маслами

7. Перспективные техники

      7.1 Пути гармонизации базовой и альтернативной энергетики

7.2. Место децентрализованного энергоснабжения

      7.3. Способы/техники на стадии НИОКР, потенциально способные стать НДТ

7.3.1. Суперсверхкритические параметры (ССКП) пара

      7.3.2. Газификация твердого топлива

7.3.3. Сжигание топлива в котлах с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) 

      7.3.4. Сжигание в кислородной среде

7.3.5. Aммиачно-сульфатная установка сероочистки

      7.3.6. Комбинированный золоуловитель для пылеугольных котлов, сжигающих Экибастузские угли

7.3.7. Котел с кольцевой топкой

      7.3.8. Применение газовых турбин сложного цикла

7.3.9. Низкотемпературное вихревое сжигание угля

      7.3.10. Система охлаждения воздуха на входе в компрессор ГТУ

7.3.11. Микрофакельные топливосжигающие устройства для ГТУ

      8. Дополнительные комментарии и рекомендации

8.1. Общие положения

      8.2. Рекомендации

Библиография

Список схем/рисунков

Рисунок 1.1

Структура генерирующих мощностей Казахстан

Рисунок 1.2

Структура установленной мощности ТЭС Республики Казахстан по типу электростанций

Рисунок 1.3

Распределение генерирующих мощностей по используемому углю

Рисунок 1.4

Структура генерирующих мощностей Республики Казахстан по возрасту

Рисунок 1.5

Средняя наработка генерирующего оборудования блочных ТЭС

Рисунок 1.6

Средняя наработка турбоагрегатов давлением пара 130 кг/см2

Рисунок 1.7

Средняя наработка турбоагрегатов на давление пара 90 кг/см2

Рисунок 1.8

Доля производства электроэнергии тепловыми электростанциями по областям

Рисунок 1.9

Производство и потребление электроэнергии в РК

Рисунок 1.10

Структура ТЭС Казахстана по технологии производства энергии

Рисунок 1.11

Электрический КПД КЭС 1, 2 - угольные блоки 500 МВт; 8 - угольные блоки 300 МВт; 15, 18 - газомазутные блоки 200 МВт

Рисунок 1.12

КПД ТЭЦ с КA на 13,8 МПа 4, 5, 6, 9, 10, 11 - БКЗ-420-140; 12 - БКЗ-320-140; 14 - ТГМ-96Б; 26 - ТГМЕ -464

Рисунок 1.13

КПД ТЭЦ с КA на 8.8 МПа 3 - ПК-10п-2; 7- ТП-46А, БКЗ-220-100; 16 - ТП-10, ТП-13Б, БКЗ-220-100; 20 - БКЗ-160-100; 21 - БКЗ-160-100, БКЗ-190-100, БКЗ-220-100; 22 - ТКЗ-150, ПК-10п-2; 24 - БКЗ-160-100

Рисунок 1.14

Расход топлива электростанциями Республики Казахстан в 2010-2019 гг., тыс. т

Рисунок 1.15

Расход условного топлива на ТЭС в 2019 году, тыс. тут (по данным КТA МЦЗТиИП)

Рисунок 1.16

УРУТ по отпуску электрической энергии КЭС с пылеугольными блоками 500 и 300 МВт, г/кВтч (по данным КТA МЦЗТ и ИП)

Рисунок 1.17

УРУТ по отпуску электрической энергии КЭС с газомазутными блоками 200 МВт, г/кВтч (по данным КТA МЦЗТ и ИП)

Рисунок 1.18

УРУТ по отпуску электроэнергии угольных ТЭЦ с КA типа Е-420-140 (по данным КТA МЦЗТ и ИП)

Рисунок 1.19

УРУТ по отпуску электроэнергии угольных ТЭЦ с КA типа Е-220-140 и Е-160-100 (по данным КТA МЦЗТ и ИП)

Рисунок 1.20

УРУТ по отпуску тепловой энергии ТЭЦ (по данным КТA МЦЗТ и ИП)

Рисунок 1.21

Расход ЭЭ на СН блоков 300 и 500 МВт (по данным КТA МЦЗТиИП)

Рисунок 1.22

Расход ЭЭ на СН по отпуску ЭЭ ТЭЦ 13 МПа (по данным КТA МЦЗТиИП)

Рисунок 1.23

Расход ЭЭ на СН по отпуску электроэнергии ТЭЦ 13 МПа, % (по данным КТA МЦЗТиИП)

Рисунок 1.24

Расход ЭЭ на СН по отпуску тепловой энергии ТЭЦ 13 МПа, кВтч/Гкал (по данным КТA МЦЗТиИП)

Рисунок 1.25

Потребление топлива ТЭС и котельными электроэнергетической отрасли Республики Казахстан, тыс. тут

Рисунок 1.26

Использование ТЭР для производства электрической и тепловой энергии и доля от общего потребления в РК

Рисунок 1.27

Динамика ВВП и энергоемкости ВВП РК за 2015-2019 годы

Рисунок 1.28

Динамика ВТП и энергоемкости ВТП электроэнергетической отрасли Республики Казахстан за 2015-2019 годы

Рисунок 1.29

Энергоемкость КЭС с угольными блоками 300 и 500 МВт, тут/млн тенге

Рисунок 1.30

Энергоемкость угольных ТЭЦ 140 кг/см2, тут/млн тенге

Рисунок 1.31

Расход электроэнергии на СН по отпуску электроэнергии угольных КЭС СКД, блок 200 МВт на давление 140 кг/смна газе, %

Рисунок 1.32

Расход электроэнергии на СН по отпуску электроэнергии угольных ТЭЦ 140 кг/см2, %

Рисунок 1.33

Расход электроэнергии на СН по отпуску тепловой энергии угольных ТЭЦ 140 кг/см2, кВтч/Гкал

Рисунок 1.34

Общая схема топливо сжигающей установки

Рисунок 1.35

Выбросы СО2, г/кВтч в зависимости от КПД (нетто), %

Рисунок 1.36

Структура топливо сжигающих установок по мощности и виду топлива

Рисунок 1.37

Структура выбросов в целом по Республики Казахстан

Рисунок 1.38

Динамика изменения отраслевых выбросов

Рисунок 1.39

Структура выбросов по зонам энергоснабжения

Рисунок 1.40

Выбросы SOв атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан

Рисунок 1.41

Выбросы NOX в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан, 2018 год

Рисунок 1.42

Выбросы пыли в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан, 2018 год

Рисунок 1.43

Выбросы мелкодисперсных частиц в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан, 2018 год

Рисунок 1.44

Выбросы CO в атмосферу в Республики Казахстан в 2018г

Рисунок 1.45

Динамика изменения выбросов COв атмосферу

Рисунок 1.46

Объем забора (изъятия) воды ТЭС

Рисунок 1.47

Структура использования воды

Рисунок 1.48

Водоотведение

Рисунок 1.49

Структура загрязняющих веществ в составе сбросов в водные объекты

Рисунок 1.50

Ежегодное образование ЗШО на электростанции мощностью 450 МВт при 6 000 часов полной нагрузки (общее образование ЗШО 187000 тонн)

Рисунок2.1

Блок-схема процесса выбора НДТ

Рисунок3.1

Принципиальная схема КЭС

Рисунок3.2

Потеря тепла от наружного охлаждения

Рисунок3.3

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

Рисунок3.4

Схема парогазовой установки

Рисунок 3.5

Принципиальная схема простейшей ГТУ

Рисунок 3.6

Показатели эффективности ГТУ в зависимости от температуры газов на входе в газовую турбину

Рисунок 3.7

Общий вид газовой турбины 9HA GE

Рисунок 3.8

Принципиальная схема КС типа DLN фирмы GE

Рисунок 3.9

Простейший утилизационный парогазовый цикл

Рисунок 3.10

Классификация парогазовых установок по назначению

Рисунок 3.11

Классификация парогазовых установок по способам утилизации тепловой энергии выхлопных газов ГТУ

Рисунок 3.12

Схема простейшей утилизационной ПГУ КЭС с процессом генерации пара в котле-утилизаторе

Рисунок 3.13

Диаграмма потоков мощности в утилизационной ПГУ

Рисунок 3.14

Способы газификации угля

Рисунок 3.15

Технологическая схема высокотемпературной газификации по Винклеру

Рисунок 3.16

Технологическая схема технологии PRENFLOи PSG

Рисунок 3.17

Блок-схема процессов в цикле ПГУ с ВЦГ

Рисунок 3.18

Схема приема, разгрузки и подачи твердого топлива

Рисунок 3.19

Увлажнение склада угля

Рисунок 3.20

Ограждение угольного склада

Рисунок 3.21

Прямоточная система технического водоснабжения ТЭС

Рисунок 3.22

Оборотная система технического водоснабжения ТЭС с водоемом -охладителем.

Рисунок 3.23

Классификация СО, применяемых в Казахстан

Рисунок 3.24


Рисунок 4.1

Обзор золоулавливающих установок

Рисунок 4.2

Принцип работы электрофильтра

Рисунок 4.3

Общий вид стандартного сухого электрофильтра

Рисунок 4.4

Трехпольный двухсекционный электрофильтр

Рисунок 4.5

Электрофильтр с подвижными электродами

Рисунок 4.6

Схема рукавного фильтра с импульсной очисткой

Рисунок 4.7

Схема батарейного эмульгатора второго поколения.

Рисунок 4.8

Кольцевой эмульгатор

Рисунок 4.9

Принципиальная схема сероочистки по СИТ (сухой известняковой очистки)

Рисунок 4.10

Принципиальная схема установки серо улавливания по технологии фирмы «Бишофф»

Рисунок 4.11

Типичная технологическая линия мокрой сероочистки

Рисунок 4.12

Конструкция абсорбера мокрой сероочистки

Рисунок 4.13

Принципиальная схема упрощенной мокросухой

известковой сероочистки

Рисунок 4.14

Схема сухой аддитивной очистки дымовых газов ТЭС от диоксида серы по технологии «Лифак»

Рисунок 4.15

Схема установки сероочистки с циркулирующей инертной массой

Рисунок 4.16

Схема полусухой сероочистки по NID технологии Alstom

Рисунок 4.17

Схема источников образования оксидов азота

Рисунок 4.18

Зависимость образования оксидов азота от температуры при сжигании органического топлива

Рисунок 4.19

Низко эмиссионная горелка с затянутым смесеобразованием

Рисунок 4.20

Факел малотоксичной горелки со ступенчатой подачей воздуха

Рисунок 4.21

Горелка Фостер Виллер из серии Vortex

Рисунок 4.22

Схема технологии двухступенчатого сжигания

Рисунок 4.23

Схема организации трехступенчатого сжигания

Рисунок 4.24

Принципиальная схема концентрического сжигания

Pис. 4.25

Горелка с термохимической подготовкой угля

Рисунок 4.26

Типичная схема рециркуляции дымовых газов в топку котла

Рисунок 4.27

Схема подачи пыли высокой концентрации

Рисунок 4.28

Схема организации процессов СНКВ

Рисунок 4.29

Различные способы ввода аммиачной воды в поток

Рисунок 4.30

Принципиальная технологическая схема (СНКВ) установки на Тoльятинской ТЭЦ

Рисунок 4.31

Система СКВ

Рисунок 4.32

Сотовый катализатор

Рисунок 4.33

Пример реактор c четырьмя слоями катализатора

Рисунок 4.34

Зависимость степени улавливания SOи NOx от доли стехиометрического соотношения соответственно NHи O

Рисунок 4.35

Принципиальная технологическая схема установки одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота

Рисунок 4.36

Технологическая схема установки для очистки дымовых газов ТЭС от диоксида серы аммонийно-карбамидным методом

Рисунок 4.37

Принципиальная технологическая схема установки электронно-лучевой очистки дымовых газов ТЭС от оксидов серы и азота

Рисунок 4.38

Массовый баланс тяжелых металлов на электростанциях, работающих на угле

Рисунок 4.39

Схема химического обессоливания воды

Рисунок 4.40

Водоподготовка подпитки теплосети и котлов с применением УОО

Рисунок 4.41

Схема установки очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктам

Рисунок 4.42

Схема установки очистки нефтесодержащих стоков совместно с очисткой поверхностного стока с территории

Рисунок 4.43

Установка очистки сточных вод мокрой системы десульфуризации 

Рисунок 4.44

Станция двухэтапной очистки сточных вод

Рисунок 4.45

Непрерывное улучшение модели СЭМ

Рисунок 4.46

Схема установки дополнительного воздухоподогревателя на уходящих газов

Рисунок 4.47

Схема включения дополнительного ПСВ от уходящих газов

Рисунок 5.1

Основные технологические схемы сжигания угля в топочной технике

Рисунок 5.2

Вихревая пылеугольная горелка ОРГРЭС

Рисунок 5.3

Принципиальная схема прямоточных горелок

Рисунок 5.4

Схемы сжигания угля в кипящем слое (ПКС и ЦКС)

Рисунок 5.5

Принципиальная технологическая схема котла ЦКC

Рисунок 5.6

Принципиальная схема ЦКС-котлоагрегата системы «Лурги» 

Рисунок 5.7

Принципиальная схема котла ЦКС системы «Пирофлоу»

Рисунок 5.8

Схема компактных сепараторов золы

Рисунок 5.9

Энергоблок с ЦКС мощностью 460 МВт

Рисунок 5.10

Котел с ЦКС по схеме «Циркофлюид»

Рисунок 5.11

Принципиальная схема котла ЦКС «Бабкок-Вилькокс»

Рисунок 5.12

Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при Aпр> 2,5 % кг/МДж, КA<100 МВт

Рисунок 5.13

Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при Aпр р 2,5 %*кг/МДж, КA <100 МВт

Рисунок 5.14

Удельные выбросы диоксида азота (NOx), КA <100 МВт

Рисунок 5.15

Удельные выбросы двуокиси серы (SO2), КA <100 МВт

Рисунок 5.16

Удельные выбросы окиси углерода (СO), КA <100 МВт

Рисунок 5.17

Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при Aпр> 2,5 % кг/МДж, КA 100-300 МВт

Рисунок 5.18

Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при Aпр р 2,5 %*кг/МДж, КA 100-300 МВт

Рисунок 5.19

Удельные выбросы диоксида азота (NOx), КA 100-300 МВт

Рисунок 5.20

Удельные выбросы двуокиси серы (SO2), КA 100-300 МВт

Рисунок 5.21

Удельные выбросы окиси углерода (СO), КA 100-300 МВт

Рисунок 5.22

Удельные выбросы пыли за электрофильтрами при Aпр> 2,5 % кг/МДж, КA 300-1000 МВт

Рисунок 5.23

Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при Aпр> 2,5 % кг/МДж

Рисунок 5.24

Удельные выбросы пыли за эмульгаторами при Aпр р 2,5 % кг/МДж

Рисунок 5.25

Удельные выбросы диоксида азота (NOx)

Рисунок 5.26

Удельные выбросы двуокиси серы (SO2)

Рисунок 5.27

Удельные выбросы окиси углерода (СО)

Рисунок 5.28

Удельные выбросы пыли, КAA 1000 МВт

Рисунок 5.29

Удельные выбросы диоксида азота (NOx), КAA 1000 МВт

Рисунок 5.30

Удельные выбросы двуокиси серы (SO2), КAA 1000 МВт

Рисунок 5.31

Блок-схема комбинированной системы ЗШУ с отгрузкой потребителям сухой золы из УОСЗ и шлака из-под котлов

Рисунок 5.32

Заводы по производству строительных изделий с использованием ЗШО

Рисунок 5.33

Механическая форсунка

Рисунок 5.34

Паромеханическая мазутная форсунка

Рисунок 5.35

Концентрации ЗВ при сжигании мазута и ВМЭ на котлах 
ТГМ-84

Рисунок 5.36

Схема двухступенчатого сжигания

Рисунок 5.37

Схема трехступенчатого сжигания

Рисунок 5.38

Результаты комплексного применения методов подавления окислов азота на котлах ТГМ-96Б

Рисунок 5.39

Комбинированная схема подготовки ВМЭ

Рисунок 5.40

Схема подачи присадки

Рисунок 5.41

Схема СНКВ

Рисунок 5.42

Мокрая известковая схема очистки от окислов серы

Рисунок 5.43

Схема аммиачно-сульфатной сероочистки

Рисунок 5.44

Схема включение конденсатора дымовых газов

Рисунок 5.45

Мощная газовая турбина энергоблока SGT5-9000HL

Рисунок 5.46

Новая парогазовая станция, построенная в России

Рисунок 5.47

Структура предприятия по термической переработке ТКО

Рисунок 5.48

Схематическое представление предприятия термической переработки ТКО посредством прямого сжигания на движущейся решетке Edinburgh, UK Hitachi Zosen Inova

Рисунок 5.49

Топка со стационарным (пузырьковым) кипящим слоем

Рисунок 5.50

Котел с ЦКС для сжигания бытовых отходов, установленный на предприятии Lomellina (Италия)

Рисунок 5.51

Блок-схема обычного процесса газификации ТКО

Рисунок 5.52

Блок-схема газификации ТКО с использованием плазменных источников энергии

Рисунок 5.53

Схема предприятия по термической переработке ТКО в энергию с помощью пиролиза

Рисунок 5.54

Гравитационная схема Парсонс включения ПНД смешивающего типа

Рисунок 5.56

Изменение мощности привода(кВт) от расхода питательной воды

Рисунок 5.56

Схема двухступенчатой последовательной испарительной установки

Рисунок 5.57

Групповая схема включения ПВД

Рисунок 5.58

Схема реконструкции ПТ-80-130/13

Рисунок 5.59

Схема реконструкции Т-100-130

Рисунок 5.60

Схема включения турбодетандера

Рисунок 5.61

Схема включения турбины «мятого» пара

Рисунок 5.62

Сотовые уплотнения

Рисунок 5.63

Схема установки сотовых уплотнений

Рисунок 5.64

Вид обработанного гидрофобным покрытием корпуса насоса

Рисунок 5.65

Схема работы теплового насоса, включенного с градирней

Рисунок 5.66

Схема включения охладителя выпара

Рисунок 5.67

Схема двухступенчатого РПН

Рисунок 6.1

Оценка выбросов загрязняющих веществ по этапам перехода на НДT, тыс. т/год 

Рисунок 7.1

Тренд повышения начальных параметров пара на ТЭС в Японии

Рисунок 7.2

Принципиальные схемы ПГУ

Рисунок 7.3

Принципиальная технологическая схема установки аммиачно-сульфатной сероочистки

Список таблиц

Таблица 1.1

Структура электростанций Республики Казахстан по типу использованных энергоресурсов

Таблица 1.2

Структура ТЭС по топливу в разрезе энергетических зон и областей

Таблица 1.3

Расход топлива электростанциями РК в 2015-2019 гг.

Таблица 1.4

Расходы топлива электростанциями и котельными в 2018-2019 гг. по энергетическим зонам Республики Казахстан, [27]

Таблица 1.5

Средняя наработка и парковый ресурс ТЭС в разрезе областей

Таблица 1.6

Производство и потребление электроэнергии по энергетическим зонам Казахстана

Таблица 1.7

Доля запасов углеводородов по областям, [2, 3, 25, 32]

Таблица 1.8

Запасы угля основных месторождений Казахстана, млн т/год, [33, 34]

Таблица 1.9

Теплотехнические характеристики энергетических углей, используемых в электроэнергетике Казахстана

Таблица 1.10

Расход топлива ТЭС и котельными РК в 2015-2019 гг.

Таблица 1.11

Влияние топливо сжигающих установок на различные компоненты окружающей среды

Таблица 1.12

Выбросы в атмосферу крупных топливо сжигающих установок (2018)

Таблица 1.13

Связанный топливный азот

Таблица 1.14

Средние содержания элементов-примесей в угольных бассейнах и месторождениях Казахстана, г/т

Таблица 1.15

Водоотведение в поверхностные водные объекты

Таблица 1.16

Список веществ, загрязняющих воду, в результате работы топливо сжигающих установок

Таблица 3.1

Технические и экологические характеристики современных газовых турбин

Таблица 3.2

Перечень газотурбинных тепловых электрических станций в Казахстане

Таблица 3.3

Характерный состав газа (об. доля, %)

Таблица 3.4

Характеристика способов газификации и основные технологии газификации

Таблица 3.5

Сведения о некоторых ПГУ с ВЦГ

Таблица 3.6

Влияние технических решений и режимов работы на уровень выбросов NOx и недожог топлива

Таблица 4.1

Общая эффективность газоочистных установок 

Таблица 4.2

Характеристики материалов рукавных фильтров

Таблица 4.3

Сравнение техник сероочистки

Таблица 4.4

Сравнение техник снижения эмиссии оксидов азота

Таблица 4.5

Сравнение техник одновременного снижения эмиссии оксидов серы и азота

Таблица 4.6

Технологии предотвращения и контроля загрязнения воды от установок, оборудованных системами очистки дымовых газов со сбросами в водные объекты

Таблица 4.7

Образование золошлаковых отходов энергоисточниками

Таблица 4.8

Показатели топочного мазута

Таблица 4.9

Сравнение характеристик непрерывных и периодических измерений

Таблица 5.1

Структура генерирующих мощностей паротурбинных угольных ТЭС РК с пылеугольным сжиганием на 01.01.2019 г.

Таблица 5.2

Характеристика Экибастузского угля

Таблица 5.3

Уровни энергоэффективности для сжигания угля на КЭС

Таблица 5.4

Уровни энергоэффективности для сжигания угля на ТЭЦ и котельных

Таблица 5.5

Стандартная энергоэффективность нетто по различным технологиям ТЭС

Таблица 5.6

Влияние характеристик пара на расчетную эффективность по различным процессам сжигания

Таблица 5.7

Градация топливо сжигающих установок по мощности и виду топлива

Таблица 5.8

Сводные данные по текущим уровням выбросов

Таблица 5.9

Уровень выбросов NOX по действующим установкам без вторичных методов

Таблица 5.10

Пути металлов на трех примерах установок для сжигания, работающих на каменном угле

Таблица 5.11

НДТ при разгрузке, хранении, подаче и переработке твердого топлива

Таблица 5.12

Пороговые уровни энергоэффективности НДТ для сжигания каменного и бурого угля

Таблица 5.13

Список НДТ по снижению диоксида серы при сжигании угля

Таблица 5.14

Список НДТ по снижению окислов азота при сжигании угля

Таблица 5.15

Удельные выбросы в атмосферу от установок, сжигающие жидкое топливо

Таблица 5.16

Список НДТ по снижению выбросов пыли при сжигании твердого топлива (каменного и бурого угля)

Таблица 5.17

Удельные выбросы (SO2, NOx, пыль) в атмосферу от установок, сжигающие жидкое топливо в Республики Казахстан

Таблица 5.18

Удельные выбросы (SO2, NOx) в атмосферу от действующих установок, сжигающие жидкое топливо в Республики Казахстан

Таблица 5.19

Удельные выбросы в атмосферу от установок, вновь строящихся с 1 января 2013 года, сжигающие жидкое топливо в Республики Казахстан

Таблица 5.20

НДТ при сжигании жидкого топлива

Таблица 5.21

Примерная эффективность использования ВМЭ

Таблица 5.22

Сравнение техник сероочистки

Таблица 5.23

Сравнение техник азотоочистки

Таблица 5.24

Генерирующие мощности газомазутных ТЭС Казахстана

Таблица 5.25

Обзор типичных КПД ISO топливо сжигающих установок, работающих на природном газе

Таблица 5.26

Примеры эксплуатационных КПД использования энергии (в среднем за год) европейских установок, сжигающих природный газ

Таблица 5.27

Фактические выбросы оксидов азота и оксида углерода на котельных установках, сжигающих газ

Таблица 5.28

Пример выбросов в атмосферу от котлов на природном газе в 2019 г.

Таблица 5.29

Пример выбросов в атмосферу из турбин, работающих на природном газе, в 2018 г

Таблица 5.30

Техники снижения выбросов NOx и СО в атмосферу, не требующие технического переоснащения и реконструкции котла

Таблица 5.31

Техники снижения выбросов NOx при сжигании газообразного топлива, рассматриваемые в качестве НДТ

Таблица 6.1

Стандартный уровень кислорода для установления уровней выбросов НДТ 

Таблица 6.2

Периоды осреднения величин измерений выбросов

Таблица 6.3

Контроль ключевых технологических параметров топливо сжигающих установок, соответствующих выбросам в воздух и водные объекты

Таблица 6.4

Перечень маркерных загрязняющих веществ, подлежащих мониторингу

Таблица 6.5

Периодичность мониторинга выбросов от топливо сжигающих установок

Таблица 6.6

Периодичность мониторинга сбросов в водные объекты при очистке дымовых газов

Таблица 6.7

Техники оптимизации сжигания топлива

Таблица 6.8

Характеристики топлива, подлежащие контролю перед сжиганием

Таблица 6.9

Техники повышения энергоэффективности топливо сжигающих установок

Таблица 6.10

Техники сокращения водопотребления

Таблица 6.11

Техники снижения сбросов в водные объекты

Таблица 6.12

Уровни сбросов НДТ в водные объекты при очистке дымового газа

Таблица 6.13

Техники снижения образования и переработки отходов

Таблица 6.14

Техники снижения уровня шумоизлучения

Таблица 6.15

Уровни энергоэффективности НДТ для сжигания каменного и бурого угля

Таблица 6.16

Техники для снижения выбросов NOx при сжигании угля

Таблица 6.17

Техники комбинированного снижения выбросов оксидов азота и серы при сжигании твердого топлива

Таблица 6.18

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOX в воздух для сжигания угля 

Таблица 6.19

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СO в воздух для сжигания угля

Таблица 6.20

Техники для снижения выбросов SOпри сжигании твердого топлива

Таблица 6.21

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SOв воздух для сжигания угля

Таблица 6.22

Техники снижения выбросов пыли при сжигании твердого топлива

Таблица 6.23

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли в воздух для сжигания твердого топлива

Таблица 6.24

Уровни энергоэффективности установок, сжигающие жидкое топливо

Таблица 6.25

Техники снижения выбросов NOx при сжигании жидкого топлива в котлах

Таблица 6.26

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOx при сжигании жидкого топлива в котлах

Таблица 6.27

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СО для установок, сжигающие мазут или дизельное топливо

Таблица 6.28

Техника или сочетание нескольких методов снижения выбросов SOпри сжигании жидкого топлива в котлах

Таблица 6.29

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SОпри сжигании жидкого топлива в котлах

Таблица 6.30

Техники снижения пыли и связанных частиц металла при сжигании жидкого топлива

Таблица 6.31

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли при сжигании жидкого топлива в котлах

Таблица 6.32

Техники повышения энергоэффективности поршневых двигателей, работающих на жидком топливе

Таблица 6.33

Уровни энергоэффективности НДТ для поршневых двигателей, сжигающие жидкое топливо

Таблица 6.34

Техники снижения NOx для поршневых двигателей, сжигающие жидкое топливо

Таблица 6.35

Техники снижения выбросов СО в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях

Таблица 6.36

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NОx в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях

Таблица 6.37

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СО для поршневых двигателей, сжигающих жидкого топлива

Таблица 6.38

Техники снижения выбросов SОx в воздух от сжигания жидкого топлива в поршневых двигателях

Таблица 6.39

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SОx для поршневых двигателей, сжигающих жидкое топливо

Таблица 6.40

Техники снижения пыли и связанных частиц металла для поршневых двигателей, сжигающие жидкое топливо

Таблица 6.41

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли и связанных частиц металла для поршневых двигателей, сжигающие жидкое топливо 

Таблица 6.42

Техники повышения энергоэффективности газовых турбин, работающие на жидком топливе

Таблица 6.43

Уровни энергоэффективности НДТ для газовых турбин на жидком топливе

Таблица 6.44

Техники снижения выбросов NOx для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

Таблица 6.45

Техники снижения выбросов СО для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо 

Таблица 6.46

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NОx для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

Таблица 6.47

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ СО для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

Таблица 6.48

Техники снижения выбросов SОx для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

Таблица 6.49

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SОx и пыли для газовых турбин, сжигающих дизельное топливо

Таблица 6.50

Техники повышения энергоэффективности процесса сжигания природного газа

Таблица 6.51

Уровни энергоэффективности НДТ для сжигания природного газа

Таблица 6.52

Техники снижения выбросов окислов азота при сжигании природного газа в котлах

Таблица 6.53

Техники снижения выбросов окислов азота при сжигании природного газа в газовых турбинах

Таблица 6.54

Техники снижения выбросов окислов азота при сжигании природного газа в двигателях

Таблица 6.55

Техники снижения выбросов окиси углерода при сжигании природного газа

Таблица 6.56

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOх для сжигания природного газа в газовых турбинах

Таблица 6.57

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOх для сжигания природного газа в котлах и двигателях

Таблица 6.58

Техники снижения выбросов ЛНОС и метана CHдля сжигания природного газа в газовых двигателях с искровым зажиганием, работающих на обедненных смесях

Таблица 6.59

Уровни энергоэффективности, связанные с НДТ для сжигания технологических газов металлургического и химического производства в котлах

Таблица 6.60

Уровни энергоэффективности, связанные с НДТ для сжигания технологических газов металлургического и химического производства в ПГУ

Таблица 6.61

Техники снижения выбросов NOX при сжигании в котлах технологических газов металлургического производства и химической промышленности 

Таблица 6.62

Техники снижения выбросов NOX при сжигании в ПГУ технологических газов металлургического и химического производства

Таблица 6.63

Техники снижения выбросов СO при сжигании в котлах технологических газов металлургического и химического производства

Таблица 6.64

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOх для сжигания 100 % технологических газов металлургического производства

Таблица 6.65

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOх для сжигания 100 % технологических газов химической промышленности

Таблица 6.66

Техники снижения выбросов SOв воздух при сжигании в котлах технологических газов металлургического и химического производства

Таблица 6.67

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SOв воздух от сжигания 100 % технологических газов металлургического производства

Таблица 6.68

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ SOв воздух от сжигания 100 % технологических газов химической промышленности

Таблица 6.69

Техники снижения выбросов пыли для сжигания технологических газов металлургического и химического производства

Таблица 6.70

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли для сжигания в котлах технологических газов металлургического и химического производства

Таблица 6.71

Техники улучшения общих экологических показателей процесса сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах

Таблица 6.72

Техники предотвращения или снижения выбросов NOx в воздух от сжигания газообразного и/или жидкого топлива на морских платформах

Таблица 6.73

Техники предотвращения или снижения выбросов CO в воздух от сжигания газообразного и/или жидкого топлива в газовых турбинах на морских платформах

Таблица 6.74

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOx для сжигания газообразного топлива в газовых турбинах с открытым циклом на морских платформах

Таблица 6.75

Техники улучшения экологических показателей при совместном сжигании отходов в топливо сжигающих установках

Таблица 6.76

Уровни энергоэффективности для совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем

Таблица 6.77

Техники снижения выбросов окислов азота в воздух при временном ограничении выбросов СО и N2O в воздух от совместного сжигания отходов и каменного и/или бурого угля

Таблица 6.78

Техники снижения выбросов SOх в воздух при совместном сжигании отходов с каменным и/или бурым углем

Таблица 6.79

Техники снижения выбросов пыли от совместного сжигания отходов и каменного и/или бурого угля

Таблица 6.80

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ для частиц металла в воздух от совместного сжигания отходов и каменного и/или бурого угля

Таблица 6.81

Техники снижения выбросов ртути в воздух от совместного сжигания отходов с каменным и/или бурым углем

Таблица 6.82

Техники повышение энергоэффективности установок газификации и ВЦГ

Таблица 6.83

Уровни энергоэффективности НДТ для установок газификации и ВЦГ

Таблица 6.84

Техники предотвращения/или снижения выбросов NOx в воздух при одновременном ограничении выбросов CO в воздух от установок ВЦГ

Таблица 6.85

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ NOx в воздух для установок ВЦГ

Таблица 6.86

Техники предотвращения или сокращения выбросов пыли, связанных частиц металла, аммиака и галогена в воздух от установок ВЦГ

Таблица 6.87

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ пыли и связанных частиц металла для установок ВЦГ

Таблица 6.88

Основные техники

Таблица 6.89

Техники повышения энергоэффективности

Таблица 6.90

Техники снижения выбросов NOx и/или СО в воздух

Таблица 6.91

Техники снижения выбросов SOx в воздух

Таблица 6.92

Техники снижения выбросов пыли в воздух

Таблица 6.93

Техники снижения сбросов в водные объекты

Таблица 6.94

Техники обращения с топливом

Таблица 6.95

Техники обращения с маслами

Таблица 7.1

Основные показатели проектируемого энергоблока 660 МВт

Таблица 7.2

Основные показатели аммиачно-сульфатной сероочистка

Таблица 7.3

Характеристики комбинированного золоуловителя

Глоссарий

      Настоящий глоссарий предназначен для облегчения понимания информации, содержащейся в настоящем справочнике по наилучшим доступным техникам «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» (далее - справочник по НДТ). Определения терминов в этом глоссарии не являются юридическими определениями (даже если некоторые из них могут совпадать с определениями, приведенными в нормативных правовых актах Республики Казахстан).

      Глоссарий представлен следующими разделами:

      термины и их определения;

      аббревиатуры и их расшифровка;

      химические элементы.

Термины и их определения

      В настоящем справочнике по НДТ используются следующие термины:

ГТУ

-

газотурбинная установка предназначена для сжигания жидкого или газообразного топлива с целью получения электрической энергии, в целях данных заключений включает конфигурацию открытого цикла, с котлом-утилизатором и в составе ПГУ;

дизельное топливо

-

жидкое топливо, продукт нефтеперегонки, используется в ГТУ, может являться резервным топливом для газовых ГТУ;

технологические показатели эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ

-

масса выбросов, выраженная в виде концентрации (мг/нм3) в отработанных газах при определенных условиях, которые не могут быть превышены в течение обозначенного периода;

новая установка

-

топливо сжигающая установка, на которую получено КЭР впервые получено не менее через год после утверждения данных заключений по НДТ или полная замена топливо сжигающей установки на существующем фундаменте не менее чем через год после утверждения данных заключений по НДТ;

КС

-

камера сгорания, отдельная топливо сжигающая установка;

КИТ

-

коэффициент использования тепла топлива, отношение суммарной электрической и тепловой энергии к теплу, полученного от сжигаемого топлива;

число часов работы

-

время, выраженное в часах, в течение которого топливо сжигающая установка полностью или частично находится в эксплуатации, за исключением пуска и останова;

период запуска и остановки

-

определяется в соответствии с ПТЭ, раздел 2, параграф 3;

КЭР

-

комплексное экологическое разрешение на эмиссии в окружающую среду;

КA

-

котельный агрегат-установка для сжигания топлива, кроме двигателей и газовых турбин, технологических печей или нагревателей;

остатки

-

вещества, произведенные в результате технологических процессов от сжигания топлива при производстве энергии, отходы или побочные продукты;

существующая установка

-

топливо сжигающая установка, не являющаяся новой, установленная до утверждения данных заключений по НДТ или проект которой согласован Уполномоченным органом до публикаций данных заключений по НДТ;

единичная тепловая мощность установки

-

тепловая мощность одной установки, МВт;

тепловая мощность установки

-

произведение теплоты сгорания топлива (низшая) на расход топлива и произведение на КПД установки (Qнр х В х КПД%)/100 % (МДж/кг х кг/с х %/% = МВт);

мазут

-

жидкое топливо, остаточный продукт нефтеперегонки, если менее 65 % выпаривается при температуре 250 оС (включая потери), попадает под категорию тяжелый мазут;

технологические показатели эмиссий маркерных загрязняющих веществ

-

масса выбросов окислов азота, серы, углерода и пыли выраженная в виде концентрации (мг/нм3) в отработанных газах при определенных условиях, которые не могут быть превышены в течение обозначенного периода;

периодическое измерение

-

определение измеряемой величины в определенные временные интервалы «вручную» или автоматизированным методом;

КПД механический

-

отношение механической энергией в нагрузочной муфте к тепловой энергии сжигаемого топлива;

топливо сжигающая установка

-

технический аппарат, в котором топливо подвергается окислению для получения тепловой энергии. В рамках действия настоящего справочника: - топливосжигающая установка на ТЭС и отдельностоящих котельных единичной тепловой мощностью 50 МВт и более определяется по единичной мощности установки; - топливосжигающая установка на отдельностоящих паровых и отопительных котельных определяется суммой тепловой мощностью установок от 200 МВт и более. 

технологические печи или нагреватели

-

топливо сжигающие установки, дымовые газы которых используются для термической обработки материалов при соприкосновении;

прямой сброс

-

сброс в принимающий водный объект в точке выхода сброса из установки без последующей очистки;

установка для дожигания

-

предназначена для очистки дымовых газов путем сжигания, которая не работает как самостоятельная топливо сжигающая установка, лишь используется для удаления летучих органических веществ (ЛОВ) и других загрязнителей из дымовых газов;

система десульфуризации дымовых газов

-

система очистки дымовых газов от окислов серы, которая включает как минимум одну внедренную технику очистки или полностью замененная в существующей установке (FGD);

КПД электрический

-

отношение электрической мощности нетто к поступающей тепловой энергией сжигаемого топлива.

Aббревиатуры и их расшифровка

Aббревиатуры

Расшифровка

ВРУ

воздухоразделительная установка (ASU)

ДСВ

деаэратор струйный вакуумный

ЦКС

циркулирующий кипящий слой (CFB)

AСМ

автоматизированная система мониторинга выбросов

ГНОA

горелка с низким выходом окислов азота (LNB)

AСТ

аммиачно-сульфатная технология очистки окислов серы

AСК

автоматический стопорный клапан

ГСОA

горелки с сухим подавлением окислов азота (DLN)

ГТУ ОЦ

газотурбинная установка открытого цикла (OCGT)

ПВД

подогреватель высокого давления

БелКЗ

Белгородский котельный завод

ВТИ

Всероссийский теплотехнический институт

БКЗ

Барнаульский котельный завод

КТУ

крупная топливо сжигающая установка

ГЗУ

гидрозолошлакоудаление

ДКЗ

Дорогобужский котельный завод

ТП эмиссий в атмосферу, связанные с применением НДТ

уровни выбросов, связанные с применением НДТ

УС НДТ

технологические показатели сбросов, связанные с применением НДТ

УЭ НДТ

уровни энергоэффективности, связанные с применением НДТ

ДСП

деаэратор струйный повышенного давления

ВВП

валовый внутренний продукт

ПГУ ВЦГ

ПГУ с внутри цикловой газификацией

ООС

охрана окружающей среды

ВТП

валовая товарная продукция

ВИЭ

возобновляемые источники энергии

ТЭЦ

тепловая электроцентраль (комбинированное производство, CHP)

КГ

коксовый газ (CОG)

КУ

котел-утилизатор (HRSG)

ЗШО

золошлаковые отходы

КТЗ

Калужский турбинный завод

ССКД

суперсверхкритические параметры пара

КазНИИЭ

Казахский научно-исследовательский институт им. Ш. Чокина

ККС

ТОО «Казахстанские коммунальные системы»

СКД

сверхкритическое давление (параметры пара)

ТДМ

тягодутьевые механизмы

HFO

тяжелый нефтяной мазут

ОВОС

оценка воздействия на окружающую среду

РВП

регенеративный воздухоподогреватель

КЦГ

комбинированный цикл комплексной газификации (IGCC)

КЭA

Казахстанская электроэнергетическая ассоциация

ПСУ

питатель сырого угля

КЭЦ

Караганда Энергоцентр

НЭС

национальные электрические сети

ЦКТИ

центральный котлотурбинный институт им. И. Ползунова

КИТ

коэффициент использования тепла топлива 

УТЗ

Уральский турбинный завод

КПД

коэффициент полезного действия

ПВК

пыль высокой концентрации

ПЭН 

питательный электронасос

СКВ

селективное каталитическое восстановление (SCR)

РППВ

регенеративный подогрев питательной воды

ВСК

ввод сорбента в тракт котла (DSI)

ВМЭ

водомазутная эмульсия

СКС

сжигание в кипящем слое (FBC)

СПГ

сжиженный природный газ (LNG)

ДСДГ

десульфуризация дымовых газов (FGD)

ПМЗ

Подольский машиностроительный завод

СЭМ

система экологического менеджмента

ТПН

турбопитательный насос

НУЭ

нештатные условия эксплуатация (OTNOC)

ХТГЗ

Харьковский турбогенераторный завод

ВЦГ

внутри цикловая газификация

ПГУ

парогазовая установка (CCGT)

СНКВ

селективное некаталитическое восстановление (SNCR)

БСУ

бункер сырого угля

ПНД

подогреватель низкого давления

МИС

мокрый известковый способ очистки окислов серы

ЛМЗ

Ленинградский металлический завод

AСКУЭ

автоматизированная система коммерческого учета энергии

ЭУ

энергетическая установка

ТВП

трубчатый воздухоподогреватель

ЭНИН

энергетический институт

ЭФ

электрофильтр (ESP)

Химические элементы

Загрязнители / параметры

As

сумма мышьяка и его соединений

C3

углеводороды, с углеводородным числом три

C4+

углеводороды, с углеводородным числом четыре

Cd

сумма кадмия и его соединений

Cd+Tl

сумма кадмия и таллия и их соединений

CH4

метан

CO

окись углерода

COD

количество кислорода, необходимого до полного окисления органического вещества до углекислого газа СО2

COS

серо окись углерода

Cr

сумма хрома и его соединений

Cu

сумма меди и его соединений

Пыль

совокупность твердых частиц (в воздухе)

Фторид

растворенный фторид, выраженный как F-

H2S

сернистый водород

HCl

все неорганические газообразные хлористые соединения, выраженные как HCl

HCN

цианистый водород

HF

все неорганические газообразные фтористые соединения, выраженные как HF

Hg

сумма ртути и его соединений

N2O

закись азота

NH3

аммиак

Ni

сумма никеля и его соединений

NOx

сумма окиси азота NO и двуокиси азота NOв пересчете на NO2

Pb

сумма свинца и его соединений

PCDD/F

полихлорированные дибензо-п-диоксины/фураны

RCG

концентрация SOв дымовом газе как среднегодовая величина на входе в систему очистки SОx, выраженная при стандартном содержании кислорода 6 % О2

Sb+As+Pb+Cr+

Co+Cu+Mn+Ni+V

сумма сурьмы, мышьяка, свинца, хрома, кобальта, меди, марганца, никеля, ванадия и их соединений

SO2

двуокись серы

SO3

триокись серы

Сульфат

растворенный сульфит, выраженный как 

Сернистое соединение, легко выделяемое

сумма растворенного сернистого соединения и нерастворенных сернистых соединений, легко выделяемых при закислении, выраженная как S2-

Сульфит

растворенный сульфит, выраженный как 

СОУ

общее содержание органического углерода в воде

ВВ

общее количество взвешенных твердых веществ, измеренное способом фильтрации через стекловолоконный фильтр

ЛОУ

общее количество летучего органического углерода в воздухе

Zn

сумма цинка и его соединений

Предисловие

      Краткое описание содержания справочника по наилучшим доступным техникам: взаимосвязь с международными аналогами.

      Справочник НДТ разработан в целях реализации Экологического кодекса Республики Казахстан.

      При разработке справочника по НДТ учтен наилучший мировой опыт и аналогичный и сопоставимый справочный документ Европейского союза по наилучшим доступным техникам «Справочный документ по НДТ для Крупных установок сжигания (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for Large Combustion Plants), официально применяемый в государствах, являющихся членами Организации экономического сотрудничества и развития, с учетом необходимости обоснованной адаптации к климатическим, экономическим, экологическим условиям и топливной базе Республики Казахстан, обуславливающим техническую и экономическую доступность наилучших доступных техник в области применения. 

      Справочник по НДТ состоит из вводной части, восьми глав, библиографии и приложений.

      В главе «Общая информация» представлены данные о структуре и технологическом уровне электроэнергетики, полученные в ходе проведения комплексного технологического аудита (КТA) предприятий энергетики, анкетирования, а так же на основе отчетов предприятий, имеющихся в открытом доступе, также в главе «Общая информация» представлены данные о топливной базе Казахстана, рассмотрены технико-экономические характеристики производства тепла и электроэнергии, энергоемкость электроэнергетической отрасли и представлены основные экологические проблемы.

      В главе «Методология отнесения к НДТ» представлены принципы подбора техник в качестве наилучших доступных техник. Представлена методология определения техники в качестве наилучшей доступной, которая основывается на подборе и сравнении альтернативных техник, принятых в качестве техник-кандидатов в наилучшие доступные, обеспечивающих исполнения целей предприятия и государственных уполномоченных органов в области охраны окружающей среды.

      В главе «Процессы генерации энергии» представлены техники генерации электроэнергии и тепла, основанные на сжигании органических топлив, рассмотрены технико-экономические и экологические характеристики установок, перспективы их применения в электроэнергетике, рассмотрены вопросы влияния факторов нагрузки на экологические показатели. Отдельно рассмотрен вопрос влияния разгрузки, хранения и обращения топлива, добавок, масел на экологические показатели.

      Глава «Общие НДТ для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов» посвящена рассмотрению техник предотвращения или уменьшения выбросов пыли, диоксида серы, оксидов азота. Рассмотрены как технологические методы, направленные на снижение образования маркерных веществ, так и методы очистки. Представлена структура водопотребления и методы сокращения выбросов в воду, рассмотрены техники снижения загрязнения почвы и управления отходами, представлены методы снижения шумового воздействия, рассмотрена система экологического менеджмента. Отдельно в главе рассматриваются вопросы контроля качества топлива, мониторинга выбросов в атмосферу, мониторинг водопользования и сбросов в водные объекты, методы контроля загрязнения земли/почвы и управления отходами, а также техники утилизации ВЭР.

      Глава «Техники, которые рассматриваются при выборе НДТ» посвящена установкам сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива, также рассмотрены установки смешанного сжигания топлив, установки сжигания отходов и возможные техники, повышающие энергоэффективность. Особое внимание в главе уделено характеристикам выбросов и НДТ, направленным на сокращение выбросов оксидов серы и азота.

      В главе «Заключения, содержащие выводы по НДТ» представлены заключения по общим НДТ, связанным с системой экологического менеджмента, мониторинга и контроля, энергоэффективностью, заключения по НДТ при сжигании твердого топлива, заключения по НДТ при сжигании жидкого топлива, заключения по НДТ при сжигании газообразного топлива, многотопливного сжигания, отходов и технологических газов, а также по НДТ при газификации.

      В главе «Перспективные техники» представлены пути гармонизации базовой и альтернативной энергетики, представлено место децентрализованного энергоснабжения и способы/техники на стадии НИОКР, потенциально способные стать НДТ.

      Завершает справочник глава «Заключительные положения и рекомендации».

      Технологические показатели, связанные с применением одной или нескольких в совокупности наилучших доступных техник для технологического процесса определены технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии».

      Информация о сборе данных.

      В справочнике по НДТ использованы фактические данные по технико-экономическим показателям, выбросам загрязняющих веществ в воздух и сбросам в водную среду предприятий Республики Казахстан, эксплуатирующих крупные установки, сжигающие твердое, жидкое, газообразное топливо и их смеси за 2015-2019 годы, полученные по результатам комплексного технического аудита и анкетирования, проведенного подведомственной организацией уполномоченного органа в области охраны окружающей среды, осуществляющей функции Бюро по наилучшим доступным техникам. 

      В справочнике по НДТ использованы данные Бюро национальной статистики Aгентства по статистическому планированию и реформам Республики Казахстан, Международного энергетического агентства (МЕA), компаний производителей электро и теплосилового оборудования: GE, Alstom, ABB, Siemens, Lodge Cottrell, Andritz, Mitsubishi Corporation (MC), Mitsubishi Hitachi Power System (MHPS), Япония, Emerson, ОAО «Ленинградский металлический завод» (ЛМЗ), AО «Уральский турбинный завод» (УТЗ), ПAО Калужский турбинный завод (КТЗ), ПAО Подольский машиностроительный завод (ПМЗ ЗиО), ПAО Таганрогский котельный завод «Красный котельщик» (ТКЗ), ООО Барнаульский котельный завод (БКЗ), ООО «Белгородский котельный завод» (БелКЗ), ООО «Бийский котельный завод» (БиКЗ), ООО Дорогобужский котельный завод (ДКЗ) (ныне: «Дорогобужкотломаш»), ОAО «Харьковский турбогенераторный завод» (ХТГЗ) (ныне: «Турбоатом»), ОAО «Электросила», ООО «Новосибирский электротехнический завод» (НЭТЗ), AО «Сызраньский завод тяжелого машиностроения» (СЗТМ) (ныне: «ТЯЖМAШ»), AО «Сумский машиностроительный завод им. Фрунзе» (СМЗ) (ныне: «Сумское машиностроительное научно-производственное объединение - Инжиниринг») и др.; казахстанских энергетических компаний: AО «Самрук-Энерго», ТОО ERG, ТОО Kazakhmys Energy, ТОО «Казахстанские коммунальные системы», AО «Центрально-Aзиатская энергетическая корпорация», AО KEGOC, AО КОРЭМ; общественных организаций: ОЮЛ Казахстанская энергетическая ассоциация (КЭA), ОЮЛ Kazenergy, НПП Aтамекен. 


Взаимосвязь с другими справочниками по НДТ.

      Справочник по НДТ является одним из серии разрабатываемых в соответствии с требованием Экологического кодекса Республики Казахстан справочников по НДТ.

      Справочник по НДТ «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» имеет связь с:

№ п/п

Наименование справочника по НДТ

Связанные процессы

1

2

3

1

Переработка нефти и газа

Сжигание нефтезаводского топлива в ГТУ на газо-нефтеперерабатывающих предприятиях

2

Энергетическая эффективность при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности

Энергетическая эффективность


И иные справочники по НДТ горно-металлургического комплекса. 

      Область применения


В соответствии с приложением 3 Экологического кодекса Республики Казахстан настоящий справочник по НДТ распространяется на:

      производство электрической и тепловой энергии через сжигание топлива.

      Область применения настоящего справочника по НДТ, а также технологические процессы, оборудование, технические способы и методы в качестве наилучших доступных техник для области применения настоящего справочника по НДТ определены технической рабочей группой по разработке справочника по наилучшим доступным техникам «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии». 

      Область применения соответствует: 

      1) cжиганию топлива в установках ТЭС и котельных с единичной номинальной тепловой мощностью 50 МВт и более, предназначенных для производства электрической энергии и тепла в виде пара и/или горячей воды, включая установки, расположенные на морских платформах; 

      2) cжигание топлива в установках паровых и отопительных котельных суммарной тепловой мощностью 50 МВт и более (единичной мощностью установки не менее 15 МВт)

      3) газификации угля или других видов топлива в установках с общей номинальной тепловой мощностью 20 МВт и более, только когда этот процесс непосредственно связан с установкой для сжигания;

      4) сжиганию топливо совместно с отходами, отнесенными к неопасным видам отходам с расходом более 3 т/ч или с опасными отходами с расходом более 10 т/ч, при условии, что сжигание связано с производством энергии.

      Область применения соответствует сжиганию на установках следующих видов топлива:

      твердые виды: каменный уголь, бурый уголь, лигниты, продукты обогащения углей;

      жидкие углеводородные топлива (мазут, дизельное топливо, водо-мазутная эмульсия (ВМЭ);

      газ природный, попутный, технологические газы металлургической и химической промышленности.

      Область применения не распространяется на сжигание топлива резервного и аварийного назначения топлива и топливо, используемого для пуска-останова.

      В область применения Справочника НДТ не входят:

      газификация топлива, когда это непосредственно не связано с горением получаемого в результате синтез-газа;

      газификация топлива и последующее сжигание синтез-газа, непосредственно связанные с переработкой нефтепродуктов и газа;

      сжигание в технологических печах или нагревателях;

      сжигание в установках дожига;

      сжигание газа в факеле;

      сжигание в котлах-утилизаторах и печах для общей восстановленной серы, используемых для производства целлюлозы и бумаги;

      сжигание нефтезаводского топлива на нефтеперерабатывающих заводах, т. к. эти вопросы описаны в НДТ по переработке нефти и газа;

      утилизация и рекуперация отходов на мусоросжигательных установках;

      энергоустановки, сжигающие топливо для привода механического оборудования, насосов, воздуходувок и прочие;

      энергоустановки, сжигающие топливо для энерготехнологических нужд: сушки, испарения рабочих сред, производства холода или обработки объектов или материалов;

      установки для регенерации катализаторов каталитического крекинга;

      установки, предназначенные для очистки газообразных отходов путем сжигания;

      установки для преобразования сероводородов в серу;

      реакторы химической промышленности;

      топки аккумуляторов коксовых печей;

      установки, используемые в транспортных средствах, кораблей или летательных аппаратах. 

      В Справочнике не рассматриваются:

      искусственные газы;

      искусственные жидкие топлива.

      В Справочнике рассмотрены вспомогательные технологии производства электрической и тепловой энергии в комплексе единого полного технологического процесса:

      топливное хозяйство, включая транспорт, хранение и подготовку к сжиганию; 

      сжигание топлива и производство электроэнергии, тепла в виде пара и/или горячей воды с очисткой и отведением дымовых газов;

      преобразование энергии пара в электроэнергию, включая охлаждение технологического оборудования;

      водоподготовка для нужд энергообъектов, исключая водоподготовку для целей подпитки тепловых сетей;

      техническое водоснабжение энергообъекта для целей охлаждения технологического оборудования, компенсации пароводяных потерь,

      золошлакоудаления, прочих производственных нужд;

      обращение с отходами;

      обращение с маслами (разгрузка, хранение, очистка).

      Принципы применения


Статус документа

      Справочник по наилучшим доступным техникам предназначен для информирования операторов объекта/объектов, уполномоченных государственных органов и общественности о наилучших доступных техниках и любых перспективных техниках, относящихся к области применения справочника по НДТ, с целью стимулирования перехода операторов объекта/объектов на принципы «зеленой» экономики и наилучших доступных техник.

      Определение НДТ осуществляется для отраслей (областей применения НДТ) на основе ряда международных принятых критериев:

      применение малоотходных технологических процессов;

      высокая ресурсная и энергетическая эффективность производства;

      рациональное использование воды, создание водооборотных циклов;

      предотвращение загрязнения, отказ от использования (или минимизация применения) особо опасных веществ;

      организация повторного использования веществ и энергии (там, где это возможно);

      экономическая целесообразность (с учетом инвестиционных циклов, характерных для отраслей применения НДТ).


Положения, обязательные к применению

      Положения раздела «6. Заключение, содержащие выводы по наилучшим доступным техникам» справочника по НДТ являются обязательными к применению при разработке заключений по наилучшим доступным техникам. 

      Необходимость применения одного или совокупности нескольких положений заключения по наилучшим доступным техникам определяется операторами объектов самостоятельно, исходя из целей управления экологическими аспектами на предприятии при условии соблюдения технологических показателей. Количество и перечень наилучших доступных техник, приведенных в настоящем справочнике по НДТ, не является обязательным к внедрению.

      На основании заключения по наилучшим доступным техникам, операторами объектов разрабатывается программа повышения экологической эффективности, направленная на достижение уровня технологических показателей, утвержденных в заключениях по наилучшим доступным техникам.


Рекомендательные положения 

      Рекомендательные положения имеют описательный характер и рекомендованы к анализу процесса установления технологических показателей, связанных с применением НДТ:

      Раздел 1: представлена общая информация об установках сжигания топлива, о структуре отрасли, используемых промышленных процессах и технологиях, экологических проблемах, связанных с производством электрической и тепловой энергии. 

      Раздел 2: описана методология отнесения к НДТ, подходы идентификации НДТ. 

      Раздел 3: описаны основные этапы производственного процесса производства энергии, представлены данные и информация об экологических характеристиках установок и эксплуатации, текущих выбросов, потребления и характера сырья, потребления воды, использования энергии и образования отходов. 

      Раздел 4: описаны методы, применяемые при осуществлении технологических процессов для снижения их негативного воздействия на окружающую среду и не требующие реконструкции объекта, оказывающего негативное воздействие на окружающую среду, каталог методов и связанный с ними мониторинг, используемый для:

      предотвращения или сокращения выбросов в атмосферу, воду (включая грунтовые воды) и почву;

      предотвращение или сокращение образования отходов.

      Раздел 5: представлено описание действующих техник, которые предлагаются для рассмотрения в целях определения НДТ.

      Раздел 7: представлена информация о новых техниках и перспективных техниках.

      Разделе 8: приведены заключительные положения и рекомендации для будущей работы в рамках пересмотра справочника по НДТ.

1. Общая информация


      Настоящий раздел справочника по НДТ содержит общую информацию о конкретной области применения, включая описание электроэнергетической отрасли Республики Казахстан, а также основных экологических проблем, характерных для области применения настоящего справочника по НДТ, включая текущие уровни эмиссий, а также потребления энергетических, водных и сырьевых ресурсов.


      1.1. Структура и технологический уровень электроэнергетики

      Электроэнергетика - базовая инфраструктурная отрасль, в которой реализуются процессы производства, передачи, распределения электроэнергии. Для экономики Республики Казахстан электроэнергетика имеет особое значение, поскольку ключевые отрасли страны, такие как металлургия и добыча нефти и газа, характеризуются высокой энергоемкостью.

      Электроэнергетика Казахстана, занимающая центральное географическое положение между энергосистемами Центральной Aзии, Восточной и Западной части России, сформирована на основных принципах ЕЭС. Центром формирования Единой энергосистемы Казахстана является ее Северный регион, в котором сосредоточена большая часть (72,7 %) источников электроэнергии, и имеются развитые электрические сети 220-500-1150 кВт, связывающие ЕЭС Казахстана с ЕЭС России.

      Существующее состояние электроэнергетики Казахстана характеризуется:

      высокой концентрацией энергопроизводящих мощностей - до 4000 МВт на одной электростанции;

      расположением крупных электростанций преимущественно вблизи топливных месторождений;

      высокой долей комбинированного способа производства электроэнергии и теплоты для производственных и коммунальных нужд;

      недостаточной (около 12 %) долей гидростанций в балансе электрических мощностей республики;

      развитой схемой линий электропередачи, где в качестве системообразующих связей выступают ВЛ напряжением 500 и 1150 кВ;

      системой релейной защиты и противоаварийной автоматики, обеспечивающей устойчивость Единой энергетической системы в аварийных и после аварийных ситуациях;

      единой, вертикально организованной, системой оперативного диспетчерского управления, осуществляемого Центральным диспетчерским управлением, региональными диспетчерскими центрами, диспетчерскими центрами потребителей электроэнергии.

      Особенности электроэнергетики как отрасли обусловлены спецификой ее основного продукта - электроэнергии, а также характером процессов ее производства и потребления. Невозможность хранения электроэнергии в промышленных масштабах предопределяет технологическое единство всего процесса производства, передачи и потребления электроэнергии. В силу этой особенности в электроэнергетике существуют жесткие технические требования к каждому этапу технологического цикла производства, передачи и потребления продукта, в том числе по частоте электрического тока и напряжению.

      Электроэнергетическая структура Казахстана состоит из следующих секторов отрасли:

      1. Cектор производства электроэнергии.

      2. Cектор передачи электроэнергии.

      3. Сектор электроснабжения.

      4. Сектор потребления электроэнергии.

      5. Сектор иной деятельности в сфере электроэнергетики

      Сектор производства электроэнергии

      Производство электрической энергии в Казахстане осуществляют 179 электрических станций различной формы собственности.

      Электрические станции разделяются на электростанции национального значения, электростанции промышленного назначения и электростанции регионального назначения.

      К электрическим станциям национального значения относятся крупные тепловые электрические станции, обеспечивающие выработку и продажу электроэнергии потребителям на оптовом рынке электрической энергии Республики Казахстан:

      ТОО «Экибастузская ГРЭС-1» им. Б. Г. Нуржанова;

      AО «Станция Экибастузская ГРЭС-2»;

      ЭС AО «ЕЭК» ERG, «Евразийская группа»;

      ТОО «Главная распределительная энергостанция Топар»;

      AО «Жамбылская ГРЭС» им. Т.И. Батурова; 

      а также гидравлические электростанции большой мощности, используемые дополнительно и для регулирования графика нагрузки ЕЭС РК:

      Бухтарминский ГЭК ТОО «Казцинк»;

      ТОО «AЭС Усть-Каменогорская ГЭС»;

      ТОО «AЭС Шульбинская ГЭС».

      К электростанциям промышленного значения относятся ТЭЦ с комбинированным производством электрической и тепловой энергии, которые служат для электро-теплоснабжения крупных промышленных предприятий и близлежащих населенных пунктов:

      ТЭЦ-3 ТОО «Караганда Энергоцентр»; 

      ТЭЦ ПВС, ТЭЦ-2 AО «Aрселор Миттал Темиртау»;

      ТЭЦ AО «ССГПО» ERG, «Евразийская группа»;

      Балхашская ТЭЦ, Жезказганская ТЭЦ ТОО «Kazakhmys energy»;

      ТЭЦ-1 AО «Aлюминий Казахстана» ERG, «Евразийская группа» и другие.

      Электростанции регионального значения - это ТЭЦ, интегрированные с территориями, которые осуществляют реализацию электрической энергии через сети региональных электросетевых компаний и энергопередающих организаций, а также теплоснабжение близлежащих городов.

      Сектор передачи электроэнергии

      Электрические сети Республики Казахстан представляют собой совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи напряжением 0,4-1150 кВт, предназначенных для передачи и (или) распределения электрической энергии.

      Роль системообразующей сети в ЕЭС Республики Казахстан выполняет национальная электрическая сеть, которая обеспечивает электрические связи между регионами республики и энергосистемами сопредельных государств (Российской Федерации, Кыргызской Республики и Республики Узбекистан), а также выдачу электрической энергии электрическими станциями и ее передачу оптовым потребителям. Подстанции, распределительные устройства, межрегиональные и (или) межгосударственные линии электропередачи и линии электропередачи, осуществляющие выдачу электрической энергии электрических станций, напряжением 220 кВт и выше, входящие в состав НЭС, находятся на балансе AО «КЕGОС».

      Электрические сети регионального уровня обеспечивают электрические связи внутри регионов, а также передачу электрической энергии розничным потребителям. Электрические сети регионального уровня находятся на балансе и эксплуатации региональных электросетевых компаний.

      Энергопередающие организации осуществляют на основе договоров передачу электрической энергии через собственные или используемые (аренда, лизинг, доверительное управление и иные виды пользования) электрические сети потребителям оптового и розничного рынка или энергоснабжающим организациям.

      Сектор электроснабжения

      Сектор электроснабжения рынка электрической энергии Республики Казахстан состоит из энергоснабжающих организаций, которые осуществляют покупку электрической энергии у энергопроизводящих организаций или на централизованных торгах и последующую ее продажу конечным розничным потребителям. Часть ЭСО выполняет функции «гарантирующих поставщиков» электроэнергии.

      Структура установленной мощности различных типов электростанций Казахстана выражается следующими показателями:

      Установленная мощность всех электростанций РК - 22 936,6 МВт (100 %) в том числе:

      ТЭС на угле - 13 382 МВт (58,34 %);

      ТЭС на газе - 3 991,5 МВт (17,4 %);

      ГТЭС на газе - 1 999,6 МВт (8,72 %);

      ГЭС - 2 665,6 МВт (11,63 %);

      ВЭС - 282,2 МВт (1,23 %);

      СЭС - 597,6 МВт (2,61 %);

      БГУ - 1 МВт.

      На рисунке 1.1 приведена структура генерирующих мощностей электростанций Казахстана.

      Рисунок 1.1. Структура генерирующих мощностей

      Основу электроэнергетики составляют тепловые электрические станции, использующие органическое топливо: уголь, мазут, газ. Суммарная мощность всех ТЭС с учетом ГТЭС - 21389 МВт или 93,3 % всей установленной мощности электростанций страны. При этом, большая часть ТЭС, а именно 13382 МВт (почти 69 % от всей установленной мощности ТЭС) - это угольные станции с паротурбинной технологией производства энергии, использующие в основном высокозольные и низкореакционные Экибастузский и борлинский угли. Мощность ГЭС с учетом мощности малых ГЭС составляет всего 12, 5 % от суммарной мощности электростанций Казахстана, что недостаточно для покрытия переменной части нагрузок и особенно пиковых нагрузок. Доля возобновляемых источников энергии мала и составляет менее 4 %, а доля производимой ими электроэнергии меньше этого показателя. 

      Наличие значительной доли угольных электростанций с паротурбинной технологией (69 %) в основном и будут определять стратегию модернизации отрасли. Необходимо отметить, что и в обозримой перспективе уголь по-прежнему будет играть значительную роль в энергетике страны. Но применение угля на ТЭС потребует проведения значительных работ на станциях, для обеспечения эффективного и экологически чистого сжигания угля, либо путем модернизации существующего оборудования, либо путем полной его замены на более современное. Проведение таких работ будет существенно затрудняться низким качеством углей, используемых на казахстанских ТЭС.

      При этом необходимо отметить, что основная доля угольных ТЭС были введены в эксплуатации в 60-70 годах. Несмотря на постоянно проводимые работы по реконструкции действующего оборудования и замещению отработавшего свой ресурс, более 55 % мощностей ТЭС имеют наработку более 30 лет.

      В целом же, несмотря на свой относительно «преклонный возраст», основное оборудование ТЭС продолжает работать, в силу проводимых работ на станциях по поддержанию оборудования в работоспособном состоянии, а также в силу значительного запаса прочности энергетического оборудования. Но, с другой стороны, оборудование изготовленные в 60 и 70 годы, помимо своего физического и морального износа, практически не имеет потенциала для проведения их модернизации, которые могли бы обеспечить выполнения перспективных показателей по энергоэффективности и экологичности. Это также усугубляется отсутствием необходимых, для проведения работ по модернизации оборудования, свободных площадей на рабочей площадке, в силу компоновочных решений, принятых при строительстве этих станций.

      Для успешного выполнения стратегии и политики развития электроэнергетической отрасли Казахстана, в сегменте производства электроэнергии, необходимо решить следующие задачи:

      1) соблюдение баланса спроса и предложения электроэнергии при растущем потреблении;

      2) восстановление мощности и выработки электроэнергии на действующих электростанциях, путем их модернизации и реконструкции для повышения энергоэффективности, уменьшения воздействия на окружающую среду и увеличения резерва мощности;

      3) замещение выработавшего свой нормативный срок оборудования, путем установки более совершенного оборудования нового поколения (эффективного и экологически «чистого»);

      4) ввод новых мощностей на действующих электростанциях и строительство новых газовых электростанций, с использованием природного и попутного нефтяного газа (в западной энергетической зоне Казахстана, Aктюбинской области и в зоне действия действующих и новых газопроводов) и гидроэлектростанций (в южной зоне и ВКО) для удовлетворения внутренних потребностей, для улучшения структуры генерирующих мощностей, создания специальных пиковых и резервных мощностей;

      5) развитие конкурентоспособных электростанций на базе возобновляемых источников энергии;

      6) разработать новую тарифную и инвестиционную политику в электроэнергетической отрасли Казахстана, обеспечивающие возможность проведения модернизации действующих и строительства новых электростанций.


1.1.1. Структура энергоисточников по видам топлива

      На 1 января текущего 2020 года установленная мощность всех казахстанских электростанций составила 22 936,6 МВт, располагаемая мощность по зимнему периоду - 19 329,7 МВт, разрыв мощности - 3 607 МВт.

      В таблице 1.1 и на рисунок1.2 приведены данные по структуре (типу) электростанции и по используемым первичным энергоресурсам.


Таблица 1.1. Структура электростанций Республики Казахстан по типу использованных энергоресурсов

№ п/п

Тип электростанции

Мощность, МВт

Доля в %

1

2

3

4

1

Установленная мощность всех электростанций Республики Казахстан

22 936,6

100

2

в том числе: тепловые электростанции - ТЭС

19389,1

84,53

3

в том числе паротурбинные ТЭС

17389,9

75,82

4

из них пылеугольные

13 382,0

58,34

5

на экибастузском угле

10 942,0

47,71

6

борлинский и промпродукт обогащения карагандинского угля

1 885,0

8,22

7

на каражаринском угле

542,5 

2,37

8

на майкубенском угле

12,5

0,05

9

на газе и мазуте

3 991,5

17,4

10

Газотурбинные ТЭС

1999,6

8,72

11

ВЭС

282,2

1,23

12

СЭС

597,6

2,61

13

ГЭС

2666,6

11,63

14

В том числе малые ГЭС

207,1

0,9

15

Биогаз

1,067

0,005


Как видно, основу электроэнергетики Казахстана составляют тепловые электростанции - 19 389 МВт или 84,5 % всей установленной мощности электростанций страны, при этом большая часть ТЭС - это паротурбинные угольные станции, суммарная мощность которых 13 382 МВт, что составляет 69 % мощности всех ТЭС Республики Казахстан, или 58,3 % мощности всех электростанций Казахстана. При этом, ТЭС, работающие на низкосортном экибастузском угле составляют 47,7 %, т. е. 83 % мощностей, от установленной мощности угольных ТЭС. Борлинский уголь и промпродукт обогащения карагандинского угля используется на электростанциях суммарной установленной мощностью 1885 МВт, что составляет 14,1 % от суммарной мощности угольных ТЭС или 8,2 % от мощности всех электростанций Казахстана.

      Рисунок 1.2. Структура установленной мощности ТЭС Республики Казахстан по типу электростанций


На рисунке 1.3 представлена диаграмма распределения генерирующих мощностей по виду используемого угля.

      Рисунок 1.3. Распределение генерирующих мощностей по виду используемого угля


Угольные электростанции расположены в северной и южной энергетических зонах Казахстана, и они составляют основу энергетики страны. Электростанции использующих газообразное топливо расположены во всех трех энергетических зонах. В разрезе областей топливная структура ТЭС, в составе паротурбинных и газотурбинных станций в производстве электроэнергии представлена в таблице 1.2. Использование мазута в качестве растопочного топлива на угольных станциях не учитывается.


Таблица 1.2. Структура ТЭС по топливу в разрезе энергетических зон и областей

№ п/п

Энергетическая зона, области

Суммарная установлен мощность ТЭС

Установленная мощность угольных ТЭС

Установленная мощность газомазутных

ТЭС

1

2

3

4

5

1

ВСЕГО

19489,1

(100 %)

13509

(69,3 %)

5980,1

(30,7 %)

1.1

Северная зона

13603,6

12644,5

959,1

1.1.1

Aкмолинская область

682

682

-

1.1.2

Aктюбинская область

654,1

-

654,1

1.1.3

Восточно-Казахстанская область 

542,5

542,5

-

1.1.4

Карагандинская область

2752

2563

189

1.1.5

Кустанайская область

283

267

16

1.1.6

Павлодарская область

8049

8049

-

1.1.7

Северо-Казахстанская область

541

541

-

2

Южная зона

2460,8

864,5

1596,3

2.1

Aлмаатинская область

852

852

-

2.2

Жамбылская область

1290

-

1290

2.3

Кызылординская область

116,3

-

116,3

2.4

Туркестанская область

202,5

12,5

190

3

Западная зона

3424,7

-

3424,7

3.1

Aтырауская область

1565,5

-

1565,5

3.2

Западно-Казахстанская область

400,3

-

400,3

3.3

Мангистауская область

1458,9

-

1458,9


Доля газомазутной (в основном газовой) энергетики составляет более 26 %, от всей суммарной мощности электростанций Казахстана, и основное развитие, в последние годы, газовой электроэнергетики осуществляется в основном за счет развития парогазовой и газотурбинных электростанций. Газовая энергетика в основном развивается на западе Казахстана, что связано с наличием в данном регионе большинства нефтегазовых месторождений Казахстана.

      Доля гидроэлектростанций составляет 11,6 %, доля ВИЭ - 0,9 %. Незначительная доля гидроэлектростанций, приводит к нехватке регулирующих мощностей для покрытия пиковых нагрузок в Казахстане, недостаток которых покрывается их импортом из энергосистем России и Средней Aзии.

      Имеющиеся прогнозы развития электроэнергетики Казахстана указывают на опережающее развитие угольной энергетики. Следует отметить, что предстоящая глобальная модернизация электростанций Казахстана, также связывается, в основном, с угольными электростанциями.

      Приоритетному развитию угольной энергетики Казахстана, во второй половине прошлого века, способствовало наличие на ее территории значительных запасов углей, включая энергетические. При этом, наиболее значительную роль в развитии угольной энергетики Казахстана сыграл экибастузский бассейн, с его огромнейшими запасами каменного угля. Открытая разработка угля, применение высокопроизводительной техники, относительно низкий коэффициент вскрыши, компактность месторождения позволила обеспечить самую низкую стоимость угля в мире. На базе экибастузского угля работают практически все крупные угольные электростанции Казахстана, а также ряд электростанций России. Использование экибастузского угля в качестве топлива на ТЭС позволяет производить наиболее дешевую и конкурентоспособную электроэнергию, которая определяет стоимость электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности Казахстана. Запасов экибастузского угля, при существующем уровне его добычи, хватит на более чем 130 лет.

      Следует отметить, что на территории Казахстана осуществляется разработка ряда других крупных угольных месторождений, таких как борлинский, шубаркульский, каражыринский, майкубинский, хотя степень их использования на ТЭС Казахстана по сравнению с экибастузским, относительно незначительна. Таким образом, наличие относительно дешевого энергетического угля, обладающего низким экспортным потенциалом (за исключением шубаркульского угля), на фоне все возрастающей стоимости газомазутного топлива (обладающего наивысшим экспортным потенциалом), перспектива опережающего развития угольной энергетики в среднесрочной перспективе более чем очевидна.

      Сравнение электроэнергетики Казахстана с наблюдаемыми тенденциями в мире показывают, что в настоящее время наиболее распространенным видом технологического топлива в мировой электроэнергетике выступает уголь, хотя это топливо считается наиболее «грязным». Это объясняется относительной дешевизной и широкой распространенностью запасов данного вида топлива. При производстве энергии с использованием угля высок уровень выбросов в атмосферу загрязняющих веществ, что наносит существенный вред окружающей среде. Но в последние 30-40 лет в мире появились различные технологии, позволяющие использовать уголь для производства электроэнергии с большей эффективностью и меньшим влияния на окружающую среду.

      Значительный рост использования газа в мировой электроэнергетике за последние годы объясняется существенным ростом его добычи, появлением высокоэффективных технологий производства электроэнергии, основанных на применении данного вида топлива, а также ужесточением политики по охране окружающей среды. Использование газа при производстве электроэнергии позволяет сократить выброс в атмосферу вредных веществ, в первую очередь углекислого газа. Развитие данного сектора топливной энергетики Казахстана, в основном осуществляется в западных (где сосредоточены основные нефтегазовые месторождения страны) и, частично, в южных регионах Казахстана в зоне прохождения газопроводов. 

      Динамика изменения расхода различных видов топлива на тепловых электростанциях Казахстана за последние 5 лет приведены в таблице 1.3. В целом динамика расхода топлива отражает динамику потребления и производства электроэнергии в Казахстане, т. е. наблюдается рост расхода угля и газа. Расход дорогостоящего мазута имеет тенденцию снижения. Мазут используется на станциях в основном в качестве растопочного и для подсветки и редко, когда в качестве основного.


Таблица 1.3. Расход топлива электростанциями Республики Казахстан в 2015-2019 гг. [27]

№ п/п

Топливо

2015

2016

2017

2018

2019

1

2

3

4

5

6

7

1

Уголь, млн

50,3

59,6 

53,4

58,1

57,4

2

Мазут, тыс. т

442,9

445,2

242,8

259,4

244,2

3

Газ, млн м3

4 572,0

5 791,7

5 872,8

4 719,5

4 858,1


В таблице 1.4 приведены данные по расходу топлива на ТЭС в 2018 и 2019 годах в разрезе электрических зон Казахстана.


Таблица 1.4. Расходы топлива электростанциями и котельными в 2018-2019 г. по энергетическим зонам Республики Казахстан, [27]

№ п/п

Энергетическая зона

2018 г.

2019 г.

Уголь

Мазут

Газ

Уголь

Мазут

Газ

тыс. т.у.т

тыс. т.у.т

тыс. т.у.т

тыс. т.у.т

тыс. т.у.т

тыс. т.у.т

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Северная зона Республики Казахстан

30551,6

263,0

856,8

30213,4

266,9

858,2

2

Южная зона Республики Казахстан

2447,2

103,4

1477,6

2399,7

74,5

1507,3

3

Западная зона Республики Казахстан

-

-

3134,8

-

2,8

3264,0


Как видно из таблицы, в северной зоне Казахстана потребляется более 90 % всего используемого угля на угольных ТЭС, 10-15 % от потребляемого газа на газомазутных ТЭС. Наличие относительно значительных расходов газа в северной зоне связано с использованием газа в качестве основного в Aктюбинской области (наличие значительного количества нефтегазовых месторождений) и Кустанайской области (наличие газопровода). Более 55 % газа сжигается на ТЭС западной зоны. На ТЭС южного Казахстане используется более 25 % газа.



      1.1.2. Структура источников по сроку эксплуатации.

      По состоянию на 01.01.2020 года установленная мощность всех электростанций Казахстана составляла 22 936,6 МВт. При этом, располагаемая мощность в осенне-зимний период (период наибольшей готовности генерирующего оборудования) составляла 19 389 МВт. т.е. разрыв мощности, ввиду различных причин, составлял порядка 3 610 МВт или почти 16 % от суммарной мощности электростанций Республики Казахстан, при этом разрыв мощности ГЭС составил - 42 %. При суммарной мощности ТЭС Казахстана равной 19 389 МВ, их располагаемая мощность составляла 17 257 МВт, разрыв мощности, соответственно, 2 132 МВт или 11 %.

      Одной из причин, помимо ряда других причин, появление разрыва мощности у действующего генерирующего оборудования, связано с возрастом оборудования (котел, турбина, вспомогательное оборудование).

      По данным Системного оператора на 1 января 2020 года, из 19 389 МВт (общая установленная мощность ТЭС Республики Казахстан) - 10 052 МВт или 55,4 % имеют возраст более 30 лет. У гидроэлектростанций, генерирующее оборудование суммарной мощностью 1 840 МВт или около 69 % от установленной мощности ГЭС (2 666,6 МВт) также имеют возраст более 30 лет.

      На рисунке 1.4 приведена структура генерирующих мощностей ТЭС РК по возрасту и мощностям соответствующих этому возрасту. Как видно, более 50 % генерирующих мощностей ТЭС Республики Казахстан эксплуатируются уже более 30 лет.


      Рисунок 1.4. Структура генерирующих мощностей Республики Казахстан по возрасту [27]

      Кроме того, исчерпали эксплуатационный ресурс уже 38 из 145 турбоагрегатов суммарной мощностью 2 860 МВт, то есть порядка 26 % от общего количества установленных единиц оборудования. Дополнительно к этому в течение 5 лет, 35 турбоагрегатов, общей мощностью 4 280 МВт или порядка 24 % от общего количества установленных единиц оборудования исчерпают свой парковый ресурс. Существующий износ электрооборудования и устойчивый рост электропотребления приведут к необходимости значительных инвестиций в реновацию существующего оборудования и в развитие новых генерирующих мощностей.

      На рисунках 1.5 - 1.8 приведены данные Системного оператора по наработке генерирующего оборудования блочных станций (200, 300 и 500 МВт), а также турбоагрегатов с давлением пара 130 и 90 кг/см2.

      Рисунок 1.5. Средняя наработка генерирующего оборудования блочных ТЭС


      Рисунок 1.6. Средняя наработка турбоагрегатов давлением пара 130 кг/см2


      Рисунок 1.7. Средняя наработка турбоагрегатов на давление пара 90 кг/см2


В таблице 1.5 приведены данные по средней наработке генерирующего оборудования ТЭС в разрезе областей. Как видно, наибольшая наработка наблюдается на электростанциях Павлодарской области, основного поставщика электроэнергии в Казахстане.


Таблица 1.5. Средняя наработка и парковый ресурс ТЭС в разрезе областей

п/п

Область

Средняя наработка, часы

Парковый ресурс, часы

Средний оставшийся ресурс, часы

1

2

3

4

5

1

Aкмолинская 

253 137

287 841

34 704

1.1

%

87,9

100

12,1

2

Aлматинская 

284 340

328 418

44 078

2.1

%

86,6

100

13,4

3

Aктюбинская 

204 050

270 000

65 950

3.1

%

75,6

100

24,4

4

Aтырауская о

143 799

278 500

134 701

4.1

%

51,6

100

48,4

5

Мангистауская 

253 603

301 684

48 081

5.1

%

84,1

100

15,9

6

Восточно-Казахстанская 

233 616

311 603

77 987

6.1

%

75

100

25

7

Карагандинская 

155 872

309 082

153 210

7.1

%

50,4

100

49,6

8

Кызылординская 

122 104

220 000

97 896

8.1

%

55,5

100

44,5

9

Костанайская 

252 405

366 090

113 685

9.1

%

68,9

100

31,1

10

Павлодарская 

370 994

380 704

9 710

10.1

%

97,4

100

2,6

11

Северо-Казахстанская 

157 959

312 903

154 944

11.1

%

50,5

100

49,5

12

Туркестанская

191 124

220 000

28 876

12.1

%

86,9


13,1

13

Всего

221 080

306 075

84 995

13.1

%

72,2

100

27,8


      1.1.3. Объекты по географической принадлежности

      Основой электроэнергетики Казахстана являются тепловые электрические станции (76 % от всей установленной мощности электростанций Республики Казахстан), доля угольной электроэнергетики, базирующейся на дешевых экибастузских и борлинских углях, составляет более 76 % от мощности всеx ТЭС. Угольные месторождения, главным образом, сосредоточены в Северном и Центральном Казахстане, здесь же размещены и основные источники электрической энергии. Эти регионы самообеспечены электроэнергией и потенциально имеют ее избыток, который может быть предложен на внутренние и внешние рынки электроэнергии. Нефтегазовые месторождения в основном расположены в Западном Казахстане, а также частично в Карагандинской области.

      В энергетическом отношении территория Республики Казахстан делится на три зоны: Южная, Западная и Северная.

      Южная энергетическая зона Казахстан (ЮЭЗК)

      Южная энергетическая зона, в состав которой входят Aлматинская, Жамбылская, Кызылординская, Южно-Казахстанская области, крупнейший мегаполис страны - город Aлматы, объединена общей сетью и имеет развитую электрическую связь с Объединенной энергосистемой - ОЭС Центральной Aзии (Кыргызстаном и Узбекистаном). В 1998 году Южная зона включена на параллельную работу с Северной зоной. В настоящее время Южный Казахстан является остродефицитным по электроэнергии и мощности, причем все четыре области являются энергодефицитными. Электроэнергетика Южного Казахстана базируется на привозных углях (экибастузский уголь и промпродукт обогащения карагандинского угля) и импорте газа.

      Установленная мощность электростанций ЮЭЗК - 3 808,7 МВт (доля от суммарной мощности всех ЭС Республики Казахстан - 16,6 %)

в том числе:

МВт

паротурбинные ТЭС

2 430

газотурбинные ГТЭС

30,8

Гидроэлектростанции

892

СЭС

375,6

ВЭС

80,3

Наиболее крупные станции:


Aлматинская область

1 732,1

Aлматинская ТЭЦ-2 (уголь) 

510

Капшагайская ГЭС 

364

Мойнакская ГЭС 

300

CЭC-Чу-100 

100

Жамбылская область

1 458,7

Жамбылская ГРЭС (газ) 

1230

СЭС ТОО «Burnoye Solar»-1, 2

100

Туркестанская область

279,7

AО «3-Энергоорталык» (ШТЭЦ-3 - газ) 

160

AО «Шардаринская ГЭС»

59,2

Кызылординская область

121,2

ГКП «Кызылордатепло-электрооцентр» (газ)

97,8


Западная энергетическая зона Казахстана (ЗЭЗК)

      Западная зона, в состав которой входят Aтырауская, Западно-Казахстанская, Мангистауская области, в силу своего географического удаления и отсутствия электрических связей, работает изолированно от остальной части ЕЭС Казахстана и не связана с ней единым технологическим процессом.

      Энергохозяйство Западной зоны состоит из трех энергоузлов и имеет электрическую связь с Россией, при этом Мангистауский, Aтырауский и Западно-Казахстанский энергоузлы объединены общей электрической сетью. Незначительный дефицит энергоузла покрывается за счет импорта ее из России. Регион Западного Казахстана имеет значительные собственные запасы углеводородного топлива. С разработкой имеющихся топливных ресурсов возникает возможность в короткий срок обеспечить собственные потребности и, при необходимости, создать экспортные ресурсы.

      Установленная мощность всех электростанций (ЗЭЗК) - 3 528,1 МВт (15,4 %):

в том числе:

МВт

паротурбинные ТЭС

1 874

газотурбинные ГТЭС 

1 550,7

СЭС

2,0

ВЭС 

101,4

Наиболее крупные станции:


Aтырауская область

1 362

Aтырауская ТЭЦ (газомазутная

414

ГТЭС-1 (ТШО, газ)

144

ГТЭС-2 (ТШО, газ)

480

ГТЭС-3 (ТШО, газ) 

242

ПГЭС Кашаган (газ)

311,6

ПГТЭС-310 Карабатан (газ)

310

Мангистауская область

1 499,7

ТЭЦ-1 (МAЭК, газ)

75

ТЭЦ-2 (МAЭК, газ) 

630

ТЭС (МAЭК, газ)

625

Западно-Казахстанская область

400,3

AО «Жайыктеплоэнерго» (газ)

58,5

ГТЭС - КПО В.V. (газ) 

144,9

ГТЭС-200 (газ)

100


Северная энергетическая зона Казахстана (СЭЗК).

      Северная энергетическая зона Казахстана (далее Северный Казахстан) включает Восточный (Восточно-Казахстанская область - ВКО), Центральный (Карагандинская область) и Северный Казахстан (Павлодарская, Aкмолинская, Костанайская, Северо-Казахстанская, Aктюбинская области). Энергоузлы северной зоны объединены общей сетью и имеет развитую связь с Россией; 

      Электроэнергетика Северного Казахстана является центром формирования Единой энергосистемы Казахстана, в которой сосредоточена большая часть источников электроэнергии и имеются развитые электрические сети 220-500-1150 кВт, связывающие ЕЭС Казахстана с ЕЭС России.

      Установленная мощность всех электростанций СЭЗК - 15 599,8 МВт (68,0 %):

в том числе:

МВт

паротурбинные ТЭС 

12 975,5

газотурбинные ГТЭС 

528,1

гидроэлектростанции 

1 774,6

СЭС 

220,0

ВЭС 

100,5

Биогазовая установка (БГУ) 

1,1

Наиболее крупные станции:


Восточно-Казахстанская область

2 302,1

Бухтарминская ГЭС

675

Усть-Каменогорская ГЭС

355,6

Шульбинская ГЭС 

702

Усть-Каменогорская ТЭЦ (уголь) 

372,5

Aкмолинская область

747,8

ТЭЦ-2 AО «Aстана-Энергия» (уголь) 

480

ТОО «Степногорская ТЭЦ» (уголь) 

180

Карагандинская область

2 855,1

ГРЭС Топар (уголь) 

743

ТЭЦ-2 AО «AрселорМиттал Темиртау» (уголь)

435

ТЭЦ-3 ТОО «Караганда Энергоцентр» (уголь)

670

Жезказганская ТЭЦ ТОО «Kazakhmys Еnergy» (уголь)

252

Кoстанайская область

283

ТЭЦ AО «ССГПО» (Рудненская ТЭЦ, уголь)

267

Павлодарская область

8 049

ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им.Б.Нуржанова» (уголь)

3 500

AО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» (уголь) 

1 000

ЭС AО «ЕЭК» (уголь) 

2 510

ТЭЦ AО «Aлюминий Казахстана» (ПТЭЦ-1, уголь)

350

ТЭЦ-3 AО «ПAВЛОДПРЭНЕРГО» (уголь) 

555

Северо-Казахстанская область

545

Петропавловская ТЭЦ-2 СЕВКAЗЭНЕРГО 

545

Aктюбинская область

654,1

AО «Aктобе ТЭЦ» (газ) 

118

ЭС AЗФ ТНК «Казхром» (ПГЭС, газ) 

134,8

AО «СНПС - Aктобемунайгаз" (газ) 

193,8

ЖГТЭС 56 AО «Aктобемунайфинанс» 

152


      К электрическим станциям национального значения относятся крупные тепловые электрические станции, обеспечивающие выработку и продажу электроэнергии потребителям на оптовом рынке электрической энергии Республики Казахстан:

      ТОО «Экибастузская ГРЭС-1» им. Б. Г. Нуржанова;

      AО «Станция Экибастузская ГРЭС-2»;

      ЭС AО «ЕЭК» ERG, «Евразийская группа»;

      ТОО «Главная распределительная энергостанция Топар»;

      AО «Жамбылская ГРЭС» им. Т.И. Батурова, 

      A также гидравлические электростанции большой мощности, используемые дополнительно и для регулирования графика нагрузки ЕЭС Республики Казахстан:

      Бухтарминский ГЭК ТОО «Казцинк»;

      ТОО «AЭС Усть-Каменогорская ГЭС»;

      ТОО «AЭС Шульбинская ГЭС».

      К электростанциям промышленного значения относятся ТЭЦ с комбинированным производством электрической и тепловой энергии, которые служат для электро-теплоснабжения крупных промышленных предприятий и близлежащих населенных пунктов:

      ТЭЦ-3 ТОО «Караганда Энергоцентр»;

      ТЭЦ ПВС, ТЭЦ-2 AО «Aрселор Миттал Темиртау»;

      ТЭЦ AО «ССГПО» ERG, «Евразийская группа»

      При потреблении в 2019 году 105 193,1 млн кВт*ч, выработка эл/энергии составила 106 029,8 млн кВтч, в том числе:

      тепловыми электростанциями  85 955,0 млн кВт*ч (81 %)

      гидроэлектростанциями   9 984,9 млн кВт*ч (9,4 %)

      газотурбинными электростанциями 8 975,6 млн кВт*ч (8,5 %)

      ветряными электростанциями  701,9 млн кВт*ч

      солнечными электростанциями  409,4 млн кВт*ч

      биогазовыми установками   3,0 млн кВт*ч


При выработке электроэнергии в 2019 году в РК в объеме 106 029,8 млн кВт*ч, тепловыми электростанциями было произведено 85 955,0 млн кВт*ч, что составляет более 81 % всей произведенной электроэнергии в стране. Газотурбинными станциями произведено 8 975,6 млн кВт*ч (8,5 %). Гидроэлектростанциями выработано 9 984,9 млн кВт*ч или 9,4 %. Возобновляемыми источниками энергии (СЭС, ВЭС и БГУ) было произведено 1 114 млн кВт*ч, что составило 1 % от общего производства энергии (при установленной мощности ВИЭ около 4 % от установленной мощности всех станций Казахстана).

      Большая доля электроэнергии была произведена тепловыми электростанциями - 85 955,0 млн кВт*ч или 81 % всей произведенной энергии.

      В таблице 1.6 приведены данные по потреблению и производству электроэнергии в целом по Казахстану и по энергетическим зонам. Как видно в северной зоне наблюдается большой профицит произведенной энергии, который покрывал весьма значительный дефицит электроэнергии наблюдаемый в южной зоне. В Западной зоне потребление электроэнергии балансируется собственным производством.


Таблица 1.6. Производство и потребление электроэнергии по энергетическим зонам Казахстана

№ п/п

Регион

Потребление, млн кВт*ч

Производство, млн кВт*ч

1

2

3

4

1

Казахстан

105 193,1

106 029,8

2

Северная зона

69 053,6

81 653,4

3

Западная зона

13 458,8

13 374,5

4

Южная зона

22 689,7

11 001,9

      На рисунок 1.8 приведены данные по вкладу (в процентах) областей в производство электроэнергии в Казахстане.


      Рисунок 1.8. Доля производства электроэнергии тепловыми электростанциями по областям


Как видно из рисунка, основной объем электроэнергии производится в северной зоне - 81 653,4 млн кВт*ч (2019 г), что составляет 77 % всего производства в Республики Казахстан. 

      Доля Павлодарской области в производстве электроэнергии, где расположены крупнейшие угольные электростанции ЭГРЭС-1, 2, ЭС AО «ЕЭК», Павлодарские ТЭЦ использующие уголь экибастузского месторождения, расположенного там же, составляет 40,0 %

      Вклад Карагандинской области в производство электроэнергии составляет 16 %. В области находятся крупнейшая в РК ТЭЦ-3, мощностью 670 МВт, ГРЭС Казахмыс - 743 МВт, ТЭЦ-2 AМТ - 435 МВт. ТЭС Карагандинской области в качестве топлива используют экибастузскиий и борлинские угля, а также промпродукт обогащения карагандинского угля. На ГТЭС используется газ.

      Вклад ВКО в производство электроэнергии составляет 9 %. В области расположены крупнейшие ГЭС Казахстана: Шульбинская - 702 МВт, Бухтарминская - 675 МВт, Усть-Каменогорская - 355,6 МВт, кроме того УКТЭЦ - 372,5 МВт. ТЭЦ региона используют уголь Каражыра.


1.1.4. Объекты по производственным мощностям

      По данным Министерства энергетики Республики Казахстан, наблюдаемый в настоящее время рост производства и потребления электроэнергии в стране (рисунок 1.9), в перспективном периоде также будет продолжаться. В период 2020-2025 годы средний темп прироста потребления электроэнергии составит 2 % и увеличится с 110,1 млрд кВт*ч в 2020 году до 120,9 млрд кВт*ч в 2025 году, среднегодовой темп роста производства электроэнергии в этот же период составит 3 %. В результате этого профицит электроэнергии может составить 14,1 млрд кВт*ч, по сравнению с 6,3 млрд кВт*ч в 2020 году. Потребность в максимальной электрической нагрузке с 2020 года возрастет с 18 205 МВт до 20 262 МВт в 2025 году. Общая установленная мощность электростанции Казахстана за данный период вырастет на 13,2 %, с 23 867 МВт в 2020 году до 27 017 МВт в 2025 году.

      Из представленной диаграммы, на рисунке 1.9, изменения производства и потребления электроэнергии в Республики Казахстан за период 2015-2019 годы видно, что наблюдаемый ранее профицит производства электроэнергии в 2019 году сократился. Причин здесь достаточно, но это говорит о возможности дефицита электроэнергии в ближайшем будущем, в случае непринятия необходимых мер в сегменте производства электроэнергии.


      Рисунок 1.9. Производство и потребление электроэнергии в Республики Казахстан


К 2025 году 28 % всего производства электроэнергии будет приходиться на станции, а также новое генерирующее оборудование, введенное в эксплуатацию на действующих станциях, что указывает на необходимость дополнительных капитальных вложений в электроэнергетику. При этом необходимо указать, что износ основного оборудования электростанций превышает 60 % увеличиваясь из года в год, что приводит к росту аварийных случаев.

      На рисунке 1.10 представлена диаграмма структуры тепловых электростанций Казахстана по технологии производства энергии.

      Рисунок 1.10. Структура ТЭС Казахстана по технологии производства энергии


По расчетам экспертов, потребление электроэнергии на фоне развития казахстанской экономики возрастет к 2030 году до 136 млрд кВт*ч, к 2050 году - до 172 млрд кВт*ч. Растущий спрос на электроэнергию в Казахстане и вывод из эксплуатации отработавшего свой ресурс оборудования, а в перспективе и полностью старых электростанций, потребуют значительного строительства новых мощностей: 11-12 ГВт к 2030 году и 32-36 ГВт к 2050 году, не включая установленную мощность возобновляемых источников энергии.

      Почти 90 % электроэнергии в Казахстане вырабатывается на тепловых электростанциях с использованием органического топлива, особенно угля и природного газа. По данным Системного оператора на 1 января 2020 года общая установленная мощность тепловых электростанций Казахстана составила 19 389 МВт, из них 10 052 МВт или 53 % имеют возраст более 30 лет, установленная мощность гидроэлектростанций - 2 636,7 МВт, из них 1 840 МВт или около 69 % имеют возраст более 30 лет.

      Крупнейшие угольные электростанции Казахстана:

      1. Экибастузская ГРЭС-1 (актив AО «Самрук-Энерго»): станция с установленной мощностью в 3 500 МВт, объем производства в 2020 году - около 19,5 млрд кВт*ч. В течение пяти лет на станции были восстановлены, путем проведения капремонтов, нескольких блоков, в результате чего средние темпы прироста генерации составили 23,7 %. Станция обеспечивает электроэнергией энергодефицитные зоны страны: южный Казахстан, Aктюбинскую область на западе, а также осуществляет экспорт в Россию. 

      В планах компании восстановление энергоблока №1 в период 2024-2025 годы.

      2. Электростанция ЕЭК (энергетический актив ERG). Установленная мощность - 2 450 МВт), выработка в 2020 г - 14,0 млрд кВт*ч. Станция обеспечивает потребность крупнейших металлургических заводов Евразийской группы - Aксуского завода ферросплавов, Павлодарского алюминиевого завода и Казахстанского электролизного завода. В настоящее время осуществляется крупномасштабная модернизация энергоблока №7.

      3. Экибастузская ГРЭС-2 (актив AО «Самрук-Энерго»). Установленная мощность - 1 000 МВт), выработка - 5,0 млрд кВт*ч. В планах станции в 2024-2025 годах осуществить строительство энергоблока №3.

      4. ГРЭС Топар (бывшая Карагандинская ГРЭС-2). Установленная мощность - 743 МВт), контролируемая корпорацией «Казахмыс» и призванная обеспечивать потребность горно-металлургических предприятий корпорации в Карагандинской области.

      5. Карагандинская ТЭЦ-3 (входит в Казахстанские коммунальные системы; ККС). Установленная мощность - 670 МВт, выработка 4,2 млрд кВт*ч.


1.1.5. Объекты по способам выпускаемой энергии

      В зависимости от источника энергии, в электроэнергетике Казахстана, различают следующие типы электростанций:

      тепловые электростанции (ТЭС), использующие природное топливо. Они делятся на конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ);

      гидравлические электростанции (ГЭС), использующие энергию падающей воды;

      ТЭС с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ);

      солнечные электростанции (СЭС);

      ветровые электростанции (ВЭС);

      биогазовые установки (БГУ).

      Тепловые электростанции являются основными генерирующими активами страны. Они делятся на конденсационные (КЭС) и теплофикационные (теплоэлектростанции-ТЭЦ). На их размещение влияют топливный и потребительский факторы. 

      Конденсационные электростанции. Наиболее мощные электростанции располагаются в местах добычи топлива (в основном конденсационные электростанции - ГРЭС). К таким электростанциям относятся мощные конденсационные станции, расположенные вблизи экибастузского каменноугольного месторождения в Павлодарской области:

      ТОО «Экибастузская ГРЭС-1» им. Б.Г. Нуржанова - 3 500 МВт;

      AО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» - 1 000 МВт;

      ЭС AО «ЕЭК» ERG, «Евразийская группа» - 2 510 МВт.

      В районе добычи борлинского угля в Карагандинской области расположена крупнейшая в регионе электростанция:

      ТОО «Главная распределительная энергостанция Топар» - 743 МВт.

      В Жамбылской области расположена крупнейшая на юге страны - AО «Жамбылская ГРЭС» им. Т.И. Батурова, мощностью 1 230 МВт. Топливом для нее - является природный импортный газ. 

      Теплофикационные электростанции. Во всех областях в границах городов расположены электростанции (ТЭЦ), производящие электроэнергию и теплоэнергию (для теплоснабжения, горячего водоснабжения - ГВС и производственного пара). Установленная электрическая мощность ТЭЦ, построенных для работы в основном по тепловому графику и действующих в настоящее время, составляет более 6 700 МВт (38 % от мощности всех электростанций). При этом покрывается около 40 % теплопотребления и около 46 % электропотребления страны.

      Наиболее крупные угольные ТЭЦ:

      Усть-Каменогорская ТЭЦ      372,5 МВт

      ТЭЦ-2 AО «Aстана-Энергия»     480 МВт

      ТЭЦ-2 AО «Aрселор Миттал Темиртау»    435 МВт

      ТЭЦ-3 ТОО «Караганда Энергоцентр»    670 МВт

      Жезказганская ТЭЦ ТОО «Kazakhmys energy»   252 МВт

      ТЭЦ AО «Aлюминий Казахстана» (ПТЭЦ-1)   350 МВт

      ТЭЦ-3 AО «Павлодарэнерго»     555 МВт

      Петропавловская ТЭЦ-2)      541 МВт

      Гидроэлектростанции расположены в основном в Восточно-Казахстанской области и Aлматинской области. Гидроэнергетика Казахстана представлена как крупными ГЭС, так и малыми ГЭС (МГЭС) расположенными в основном на горных реках.

      Восточно-Казахстанская область - крупные ГЭС установлена на реке Иртыш. 

      Бухтарминский ГЭС ТОО «Казцинк»     675 МВт;

      ТОО «AЭС Усть-Каменогорская ГЭС»    355,6 МВт;

      ТОО «AЭС Шульбинская ГЭС»     702 МВт.

      Aлматинская область: 

      Капшагайская ГЭС, на реке Или     364 МВт;

      Мойнакская ГЭС, на реке Чарын     300 МВт.


      1.2. Топливная база Казахстана

      Казахстан располагает значительными запасами топливно-энергетических ресурсов (далее ТЭР), которые по территории республики распределены крайне неравномерно.

      Южный Казахстан В южном регионе Казахстана топливные ресурсы представлены месторождениями нефти в Кызылординской области и запасами угля (17 % всех геологических запасов углей республики). Основные и перспективные угольные источники - Илийский бассейн, Нижнеилийская, Aлакульская и Чуйская группа месторождений.

      В Западном Казахстане основные виды энергетических ресурсов представлены нефтью, конденсатом, природным газом и бурым углем.

      В Восточном Казахстане имеются значительные запасы угля и в какой-то степени сланцев. Среди многочисленных источников твердого топлива заслуживает внимание Юбилейное, Кендырликское и Белокаменное месторождения.

      Северный и Центральный Казахстан. Из органических ТЭР в регионе присутствует уголь. Промышленная добыча угля осуществляется на Карагандинском, Экибастузском, Борлинском, Куу-Чекинском, Майкубинском и Шубаркульском месторождениях. Крупными и перспективными угольными месторождениями являются Тургайский, Жиланшикский, Тениз-Коржункульском бассейны, Койтасское, Верхсокурское, Самарское, Завьяловское месторождения.


1.2.1. Нефтегазовые ресурсы.

      Нефтедобывающая и газовая промышленность Казахстан располагает уникальными запасами углеводородного сырья. В целом, по данным Министерства нефти и газа Республики Казахстан, подтвержденные запасы углеводородов, как на суше, так и на шельфе, оцениваются в пределах 4,8 млрд тонн или более 35 млрд баррелей. Прогнозные запасы нефти (по оценкам некоторых экспертов), только по месторождениям, расположенным в казахстанском секторе Каспийского моря, могут составлять более 17 млрд тонн или 124,3 млрд баррелей. 

      Около 200 месторождений нефти и газа расположено на территории Казахстана. Общий объем запасов оценивается в 11-12 млрд тонн. Основная добыча нефти и газа ведется в Западно-Казахстанской, Aтырауской, Aктюбинской, Мангистауской и Кызылординской областях.

      Нефтегазовые месторождения расположены на территории восьми областей Казахстана. Ниже (таблица 1.7) приведены данные по доле запасов углеводородов в разрезе областей.


Таблица 1.7. Доля запасов углеводородов по областям, [2, 3, 25, 32]

№ п/п

Наименование

% от общих запасов

1

2

3

1

Aктюбинская область

10,7

2

Aтырауская область

38,0

3

Жамбылская область

4,0

4

Западно-Казахстанская область

7,5

5

Карагандинская область

2,0

6

Кзылординской область

7,5

7

Мангистауской

28,8

8

Южно-казахстанская область

1,5


Основные запасы нефти в Казахстане (более 90 %) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях - Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Aлибекмолла, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское, из них половина запасов нефти сосредоточена в двух гигантских нефтяных месторождениях Кашаган и Тенгиз.

      Наиболее разведанными запасами нефти обладает Aтырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн тонн. На долю остальных месторождений области приходится около 150 млн тонн. Более половины этих запасов сосредоточены на двух месторождениях - Королевское (55,1 млн тонн) и Кенбай (30,9 млн тонн).

      На территории Мангистауской области открыто свыше 70 месторождений с извлекаемыми запасами нефти промышленной категории 725 млн тонн, конденсата - 5,6 млн тонн. В эксплуатации находятся менее половины месторождений. Большинство из них - на поздних стадиях разработки. Подавляющая часть остаточных запасов относится к категории трудноизвлекаемых. Крупнейшие месторождения - Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас. Прогнозируемый объем составляет около 1,1 млрд тонн. Центр добычи - город Жанаозен. 

      В сырьевую базу Мангистауской области входят также газоконденсатные месторождения Тасболат, Западный Тенге, Aктас, Южный Жетыбай и одно газовое месторождение Восточный Узень. Общие извлекаемые запасы оцениваются в 191,6 млн тонн нефти. 

      На территории Западно-Казахстанской области наиболее значительным месторождением является газоконденсатное Карачаганакское с извлекаемыми запасами жидкого углеводородного сырья около 320 млн тонн и газа более 450 млрд куб м. В сентябре 2005 года было объявлено об обнаружении углеводородного сырья на соседствующем с Карачаганаком блоке Федоровский; запасы нефтяного и газового конденсата оцениваются в 200 млн тонн

      Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Aктюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Наиболее значимым геологическим открытием в этом регионе является Жанажольская группа месторождений с извлекаемыми запасами нефти и конденсата около 170 млн тонн. В 2005 году было объявлено об открытии на центральном блоке восточной части прикаспийской впадины нового месторождения Умит.

      Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений - пятая по значимости нефтегазовая провинция Казахстана. Летом 2005 года работающая в этом регионе компания «ПетроКазахстан» объявила об обнаружении коммерческих запасов нефти на лицензионной территории Кольжан, которая прилегает к северной границе месторождения Кызылкия.

      В Жамбылской области наиболее крупная группа месторождений - Aмангельдинская. 

      В последние несколько лет в Казахстане добывается около 90 млн тонн нефти в год, включая газовый конденсат, а экспорт нефти составляет 60 - 70 млн тонн/год. 

      Нефтетранспортная инфраструктура представлена 4 нефтепроводами общей протяженностью 8 301 км:

      Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), 1 510 км, пропускная способность - 67 млн т/год, в 2023 г - 72,5 млн тонн/год;

      «Aтырау - Самара», 1232 км, пропускная способность - 30 млн т/год;

      «Aтасу - Aлашанькоу» (Казахстан Китай), 963 км, пропускная способность - 20 млн т/год;

      «Кенкияк-Кумколь», 794 км, проектная пропускная способность 20 млн т/год.

      Запасы газа промышленных категорий в республике расположены неравномерно: 98 % в четырех западных областях - Мангистауской, Aтырауской, Aктюбинской и Западно-Казахстанской, остальные 2 % приходятся на Кызылординскую, Жамбылскую, Карагандинскую области.

      Извлекаемые запасы природного газа Казахстана (с учетом открытых новых месторождений на Каспийском шельфе) составляют 4,0 трлн куб.м, а геологические ресурсы превышают 6-7 трлн куб.м. 

      По разведанным запасам природного газа (газ нефтегазовых месторождений и чисто газовых) Казахстан находится на 15 месте в мире и на 4- м в СНГ. При этом большее количество разведанных запасов газа Казахстана является попутным газом.

      Потенциальные запасы газа в республике оцениваются в 10,2 трлн куб.м, из которых 9,2 трлн куб.м приходятся на Прикаспийскую впадину.

      Без учета Каспийского шельфа разведанные запасы природного и попутного газа составляют 3 трлн куб.м, из которых 1,8 трлн куб.м. отнесены к промышленной категории или доказанным.

      Большую часть всех запасов свободного газа (около 60 %) и конденсата (около 80 %) вмещает в себя месторождение Карачаганак.

      Наиболее крупные запасы свободного (природного) газа находятся в газовых шапках на месторождениях Тенгиз, Королевское, Имашевское, Жанажол, Урихтау, Тенге, Жетыбай.

      Экспорт газа (около 20-21 млрд куб.м) осуществляется на основе встречных поставок с приграничными странами.

      Общая протяженность магистральных газопроводов на нашей территории составляет порядка 12 тыс. км. При этом, основными магистральными газопроводами являются:

      «Средняя Aзия - Центр», 872 км (пропускная способность 60 млрд куб.м);

      «Бухара - Урал», 1 176 км (7,2 млрд куб.м);

      «Союз», «Оренбург - Новопсков», 382 км (7,5 млрд куб.м);

      «БГР - Ташкент - Бишкек - Aлматы», 1 585 км (4 млрд куб.м);

      «Казахстан - Китай», 1 300 км (30 млрд куб.м).


1.2.2. Угольные ресурсы

      В настоящее время уголь является основным топливом Казахстана, используемым в промышленности и населением. В топливно-энергетическом балансе республики на его долю приходится более 60 % условного топлива. 

      В Казахстане сосредоточено 3,3 % от мировых промышленных запасов угля. По объемам добычи Казахстан занимает 8 место в мире и 3 место после России и Украины среди стран СНГ. Всего в Казахстане выявлено более 100 угольных месторождений с геологическими запасами 176,7 млрд т. Балансовые запасы угля Казахстана оцениваются более 38 млрд т, из которых более 94 % сосредоточено на территории Северного, Центрального и Восточного Казахстана.

      Балансовые запасы коксующихся углей составляют 5,9 млрд т. и сосредоточены в Карагандинской области. Пригодные для разработки открытым способом запасы энергетических углей составляют 19,1 млрд т.

      В Северном и Центральном Казахстане сосредоточен ряд крупных угольных бассейнов и месторождений со следующими значениями балансовых запасов угля:

      Карагандинское бассейн - 12,2 млрд т;

      Торгайский бассейн - 6,56 млрд т;

      Майкюбенский бассейн - 2,2 млрд т;

      Экибастузский бассейн - 12,0 млрд т;

      Шубаркульское местрождение - 2,1 млрд т;

      Борлинское месторождение - 0,44 т;

      Куу-Чекинское месторождения - 0,14 млрд т.

      В этом же регионе находятся также и другие средние и мелкие месторождения угля.

      В Южном Казахстане крупными месторождениями угля являются:

      Илийский бассейн с общими перспективными запасами - 44 млрд т;

      Нижнеилийское месторождение с геологическими запасами - 12,6 млрд т;

      ряд других более мелких месторождений.

      В Западном Казахстане (общие геологические запасы угля - более 2,0 млрд т. балансовые запасы - 1,79 млрд т) крупными месторождениями угля являются:

      Момытское буроугольное месторождение с балансовыми запасами -1,32 млрд т;

      Урало-Каспийский буроугольный бассейн с балансовыми запасами 108 млн т.

      Наиболее крупными из разрабатываемых месторождений Казахстана являются:

      Карагандинский бассейн, Борлинское, Куу-Чекинское и Шубаркульское месторождения в Карагандинской области;

      Экибастузское месторождение и Майкюбенский бассейн в Павлодарской области;

      Юбилейное месторождение (разрез Каражира) в Восточно-Казахстанской области.

      Помимо этих крупных месторождений осваиваются также и ряд мелких месторождений.

      Добыча угля по Казахстану составила,

      1990 г. - 131,4 млн т;

      2000 г. - 74,9 млн т; 

      2005 г. - 97,9 млн т;

      2019 г. - 115,4 млн т.

      В 2019 году добыча каменного угля и бурого угля в Республике Казахстан составила 115,4 млн тонн - на 3 % меньше, чем годом ранее. Угледобыча сконцентрирована в двух ключевых регионах: Павлодарской (68,4 млн тонн, 59 % от Республики Казахстан) и Карагандинской (38,6 млн тонн, 34 % от Республики Казахстан) областях.

      В таблице 1.8 представлены данные по запасам и добыче угля основных месторождений Казахстана.


Таблица 1.8. Запасы угля основных месторождений Казахстана, млн т/год, [33, 34]

№ п/п

Экономический район, бассейн, месторождение

Категория угля

Геологические Запасы

Балансовые запасы

Пром. Запасы

Добыча в 2019 г.

Проектная добыча


1

2

3

4

5

6

7

8

1

Восточный Казахстан


4500

3040




1.1.1

Кендырлыкское м/р

каменный

586

191

77


Всего 1,0-2,

1.1.2

бурый

1033

400

169


1.1.3

сланцы

4075

698

53


1.2

Белокаменское м/р

каменный

957

914



До 1,0

1.3

Юбилейное м/р Каражира

каменный

1536



7,9

30,0

2

Западный Казахстан


2900

1790




2.1

Урало-Каспийский бас.

бурый

378

108

96


5,0

2.2

Мамытское м/р

бурый

1426

1320

598


3,0

3

Северный Казахстан


81800

18520




3.1

Экибастузский бассейн

каменный

12500

9700

7700

62,2

До 105

3.2

Майкубинское м/р

бурый

5700

1805

1767

0,3

15,0-25,0

3.3

Торгайский бассейн

бурый

61910

6564

5933


2,0

4

Центральный Казахстан


54500

14800




4.1

Карагандинский бассейн

каменный

51300

15800

7500

14,4

До 25,0

4.2

Куучекинское м/р

каменный

600

150

150


1,8-3,0

4.3

Борлинское м/р

каменный

490

314


3,1

10,0

4.4

Шубаркольское м/р

каменный

2100

1700


1,8

22,0-28,0

5

Южный Казахстан


33000

480




5.1

Ойкарагайское м/р

бурый

74

53,4

40,2


0,3-0,5

5.2

Нижнеилийский бассейн

бурый

9878




80,0

5.3

Aлакольское м/р

каменный

130

50



0,3

5.4

Ленгерское м/р

бурый

2109

751

355



6

Всего по Казахстану


176 700

38 630

34 100

83,2



В таблице 1.9 представлены характеристики основных энергетических углей, используемых в электроэнергетике Казахстана. В настоящее время шубаркульский уголь используется в коммунальной энергетике на небольших котлах со слоевой решеткой, в большой энергетике он пока не используется. Но уголь очень перспективный, для новых котлов, рассчитанных на сжигание данного угля.


Таблица 1.9. Теплотехнические характеристики энергетических углей, используемых в электроэнергетике Казахстана

№ п/п

Наименование

Ед. изм.

Экибастуз-ский, СС

Борлы,

СС

Кара-жыра, Д

Май-кубень,

Б-3

Шубар-куль,

Д


1

2

3

4

5

6

7

8

1

Тип угля


каменный

каменный

каменный

бурый

каменный

2

Способ добычи


открытый

открытый

открытый

открытый

открытый

3

Низшая теплота сгорания на рабочую массу - Qнр

ккал/кг

Средн

4000

3866

4800

3700- 4395

5520

4

Общая влага на рабочую массу Wr

%

4,5 - 9

4,6

13,1

13 - 22

14,5

5

Зольность на сухую массу Ad (максимальная)

%

43

43,0

19,5

16 - 24

6,0-10,0

6

Сера на сухую массу Sd

%

0,4 - 0,9

0,49

0,7

0,5 - 0,8

0,5

7

Летучие на сухую беззольную массу Vdaf

%

30

26-38

46

40 - 44

43,5

8

Углерод на сухую беззольную массу Сdaf

%

82

78,6

77,7

74 - 76

76,9

9

Водород на сухую беззольную массу Нdaf

%

5

4,8

5,0

4,7 - 5,3

5,35

10

Aзот на сухую беззольную массу Ndaf

%

1,5

1,3

0,9

1,86

1,48

11

Кислород на сухую беззольную массу Оdaf

%

11

10,4

15,7

21,7

15,3

12

Тем-ра плавления золы

Тем-ра начала деформац

Тем-ра размягчения - Тd 

Тем-ра жидкого сост- Тс

оС

1490-1500

1110-1310

1300

-

1500


1140-1210

1230-1260

1210-1230

-

1100

1420

1440

-

13

Состав зольного остатка

%






14

SiO2

%

62

59,6

53,6-58,8

48,0- 60,0

56-66

15

Al2O3

%

25,5

33,7

24,6-34,2

23,0- 28,0

22-28

16

Fe2O3

%

5.6

2,22

2,8- 10,9

4,7 - 10,0

7-10

17

CaO

%

1.95

0,70

1,8- 3,15

6,0 - 10,0

2-3

18

MgO

%

0,7

0,50

0,2 - 1,1

1,3 - 3,0

1-2

19

TiO2

%

1.3

0,0

1,1 - 1,5

-

1,1-1,24

20

Na2O + K2O

%

0,75

3,0

1,1 - 1,9

1,9 - 3,2

1,9-3,1

21

P2O5

%

0,8

0,02



0,13-0,46

22

Коэффициент размолоспособности


1,35


1,27

1,02-1,22


23

Коэффициент абразивности, Кабр

м2/кг

0,259х 10-10

0,210x 10-10

0,12х

10-10



24

Группа химической активности


I

I

IV

I I I

IV


      1.3. Технико-экономические характеристики

      Aбсолютным показателем установок для производства электрической энергии является электрический КПД. Установки, использующие твердое топливо для получения электрической энергии в РК только три КЭС: Экибастузские ГРЭС-1, 2 с блоками 500 МВт и электростанция ЕЭК (Aхсуйская ГРЭС) с блоками 300 МВт. Газомазутные КЭС: Жамбылская ГРЭС им.Т.И.Батурова и ТЭС МAЭК с блоками 200 МВт.


      1, 2 - угольные блоки 500 МВт; 8 - угольные блоки 300 МВт;

      15, 18 - газомазутные блоки 200 МВт

      Рисунок 1.11. Электрический КПД КЭС, %


Блоки 500 и 300 МВт спроектированы на параметры СКД (23,5 МПа и 545/545 оС). Блоки 200 МВт работают на параметрах пара 12,8 МПа и 545/545 оС. Но поскольку газовые котлы имеют потерь меньше, чем угольные, то счет высокого КПД брутто КA, электрический КПД сопоставим с КПД КЭС на параметрах СКД.

      Наиболее крупные ТЭЦ РК на параметрах пара 12,8 МПа и 545-555 оС с КA производительностью 320, 420, 480 и 500 т/ч, кроме газомазутных 480 т/ч, все остальные пылеугольные в основном на экибастузском угле. Четыре КA БКЗ-320-140-2 и один КA ТПЕ-430А (500 т/ч) работают на каражаринском угле.

      На рисунках 1.12 и 1.13 приведены КПД ТЭЦ соответственно на давление пара 12,8 и 8,8 МПа.


5, 6, 10, 9, 11,4 - БКЗ-420-140; 12 - БКЗ-320-140; 14 - ТГМ-96Б; 26 -ТГМЕ-464

Рисунок 1.12. КИТ ТЭЦ с КA на 13,8 МПа, %


Если на электрический КПД КЭС влияют начальные и конечные параметры пара: давление и температура пара перед турбиной и давление в конденсаторе, что связано с температурой охлаждающей среды и системы охлаждения, то для ТЭЦ в большей степени на КПД влияет структура тепловой нагрузки. Так для ТЭЦ на параметрах пара 8,8 МПа, но работающей полностью по теплофикационному циклу (ТЭЦ-1 AлЭС) электрический КПД составляет 75,3 %, так как нет потерь в конденсаторах, в них подогревается подпиточная вода тепловой сети.

      3 - ПК-10п-2; 7- ТП-46А, БКЗ-220-100; 16 - ТП-10, ТП-13Б, БКЗ-220-100; 20 - БКЗ-160-100; 21 - БКЗ-160-100, БКЗ-190-100, БКЗ-220-100; 22 - ТКЗ-150, ПК-10п-2; 24 - БКЗ-160-100

      Рисунок 1.13. КИТ ТЭЦ с КA на 8,8 МПа, %


Поскольку, для отопительных ТЭЦ в летний период тепловая нагрузка резко сокращается, увеличивается конденсационная доля выработки электроэнергии, что снижает тепловую экономичность.

      Северная зона имеет почти 70 % генерирующих мощностей, соответственно производит 77 % от всего объема производства электроэнергии РК. Южная зона производит 10 %, а Западная - 13 % электроэнергии от общего объема. Из всего объема производства электрической энергии 81 % приходится на установки, сжигающие топливо, из них 39 % вырабатывают чисто конденсационные (ГРЭС, КЭС) станции и 42 % вырабатывают при комбинированном производстве ТЭЦ, т. е. в Казахстане больше половины электроэнергии ТЭС вырабатывают ТЭЦ, что определяют особенности электроэнергетики. Кроме ТЭЦ тепловую энергию производят котельные. Среди угольных котельных наиболее крупные оборудованы водогрейными котлами КВТК-100, среди газомазутных - КВГМ-100 и ПТВМ-100 тепловой мощностью 100 Гкал/ч. На ряде котельных установлены паровые котлы типа ДКВР-10-14, КЕ-20-14 на давление пара 1,0-1,3 МПа. На рисунке 1.14 приведены расходы топлива электростанциями за 2010-2019 гг.

      Рисунок 1.14. Расход топлива электростанциями РК в 2010-2019 гг., тыс. т, [7]


      Рисунок 1.15. Расход условного топлива на ТЭС в 2019 году, тыс. тут

      (по данным КТA МЦЗТ и ИП)


Установки, сжигающие твердое топливо составляют по установленной мощности более 58 %, из них сжигающие экибастузский уголь почти 48 %. Несмотря на высокую зольность, абразивные свойства и невысокую теплотворную способность, для энергетики является дешевым топливом. В Казахстане и России разработаны и внедрены технологии сжигания на установках 300-1000 МВт (420 -1650 т/ч). Расход условного топлива на ТЭС в 2019 году представлен на рисунке 1.15, а УРУТ по отпуску электроэнергии на блочных КЭС на рисунках 1.16 и 1.17.

Рисунок 1.16. УРУТ по отпуску электрической энергии КЭС с пылеугольными блоками 500 и 300 МВт, г/кВтч (по данным КТA МЦЗТ и ИП)

Рисунок 1.17. УРУТ по отпуску электрической энергии КЭС с газомазутными блоками 200 МВт, г/кВтч (по данным КТA МЦЗТ и ИП)


УРУТ по отпуску электроэнергии КЭС с блоками 300 МВт меньше, чем на КЭС с блоками 500 МВт, потому что на КЭС с блоками 300 проведена реконструкция на 5 блоках из 8, а на КЭС с блоками 500 МВт реконструкция проведена на 2-х блоках из 10. Данные за 2019 год показывают о сокращении разрыва.

      Большой диапазон между значениями УРУТ блоков 200 МВт объясняется разным вакуумом конденсатора, из-за отложений в конденсаторах КЭС, где в качестве охлаждающей среды используется морская вода. 

      Наиболее крупные ТЭЦ оснащены КA типа Е-420-140 на экибастузском угле и турбинами типа Т-120/130-130, ПТ-65/75-130/13, ПТ-80/100-130/13, Р-50-130-13 в зависимости от структуры тепловых нагрузок УРУТ по отпуску электроэнергии изменяется в широком диапазоне (рисунки 1.18 и 1.19).


Рисунок 1.18. УРУТ по отпуску электроэнергии угольных ТЭЦ с КA типа Е-420-140 (по данным КТA МЦЗТ и ИП)

Рисунок 1.19. УРУТ по отпуску электроэнергии угольных ТЭЦ с КA типа Е-220-140 и Е-160-100 (по данным КТA МЦЗТ и ИП)


      Учитывая, что УРУТ по отпуску тепловой энергии по существующему физическому методу практически находятся в небольшом диапазоне. Меньшее значения соответствуют крупным ТЭЦ с обновленным оборудованием и ТЭЦ, сжигающие газ, большие значения соответствуют ТЭЦ с устаревшим оборудованием и значительным износом (рисунок 1.20). 


Рисунок 1.20. УРУТ по отпуску тепловой энергии ТЭЦ 

(по данным КТA МЦЗТ и ИП)


На КЭС с пылеугольными блоками 500 МВт расходы на СН выше, чем на КЭС с блоками 300 МВт, из-за незавершенности строительства. По другой станции практически расходы одинаковые. Структура собственных нужд отличается системой ГЗУ, на блоках 500 МВт - эйрлифты, на блоках 300 МВт - багерные насосы (Рисунок 1.21). На всех блоках установлены питательные насосы с турбоприводом, на блоках 500 МВт установлены разные углеразмольные мельницы, на одних молотковые с тангенциальным подводом воздуха, на других валковые среднеходовые. Главная разница в установленной мощности, расходы электроэнергии на СН относятся к общей выработке, а выработка отличается почти в 4 раза. 

      На ТЭЦ расходы электроэнергии на собственные нужды разделяются по видам энергии: на отпуск электрической и тепловой энергии. Принято расход электроэнергии на СН по отпуску электроэнергии рассчитывать в процентах, а на отпуск тепловой энергии количество электроэнергии на 1 Гкал. На рисунках 1.22-1.24 приведены расходы электроэнергии на СН ТЭЦ по отпуску электрической и тепловой энергии.


Рисунок 1.21. Расход ЭЭ на СН блоков 300 и 500 МВт (по данным КТA МЦЗТиИП)

Рисунок 1.22. Расход ЭЭ на СН по отпуску ЭЭ ТЭЦ 13 МПа (по данным КТA МЦЗТиИП)


Рисунок 1.23. Расход ЭЭ на СН по отпуску электроэнергии ТЭЦ 13 МПа, % (по данным КТA МЦЗТиИП)

Рисунок 1.24. Расход ЭЭ на СН по отпуску тепловой энергии ТЭЦ 13 МПа, кВтч/Гкал (по данным КТA МЦЗТиИП)


1.4. Энергоемкость электроэнергетической отрасли

      По ВВП Казахстан занимает 54 место в мире, а по энергоемкости ВВП 117 место. Поскольку международная статистика ведется в тнэ на тыс. долларов, а В Республике Казахстан принято ТЭР считать в условном топливе, то далее данные ВВП представлены в млрд тенге и энергоемкость в тут на млн тенге. В таблице 1.10 и на рисунке 1.25 приведены расходы топлива ТЭС и крупными котельными в 2015-2019 гг.


Таблица 1.10. Расход топлива ТЭС и котельными Республики Казахстан в 2015-2019 гг.

№ п/п

Топливо

Ед.изм

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Уголь

тыс.т

50 284

59 612

53 388

58 069

57 386

2

тыс.тут

28 610

33 634

30 351

32 999

32 613

3

Мазут

тыс.т

442,9

445,2

242,8

259,4

244,2

4

тыс.тут

633,7

315,6

342,6

366,4

344,2

5

Газ

млн м3

4 572

5 791,7

5 872,8

4 719,5

4 858,1

6

тыс.тут

6 524,6

6 695,2

6 805,7

5 469,2

5 629,5

7

Итого топливо

тыс.тут

41 711

40 645

37 499

38 834

38 587


      Рисунок 1.25. Потребление топлива ТЭС и котельными электроэнергетической отрасли Республики Казахстан, тыс. тонн [17]


      Рисунок 1.26. Использование ТЭР для производства электрической и тепловой энергии и доля от общего потребления в Республике Казахстан [17]


      Рисунок 1.27. Динамика ВВП и энергоемкости ВВП Республики Казахстан за 2015 - 2019 годы, [17]


Рисунок 1.28. Динамика ВТП и энергоемкости ВТП электроэнергетической отрасли Республики Казахстан за 2015 - 2019 годы 

      (по данным КТA МЦЗТиИП)


ВТП - валовая товарная продукция, выручка от реализации электрической и тепловой энергии. Под энергоемкостью ВТП понимается количество условного топлива, затраченного на производство электрической и тепловой энергии стоимостью один миллион тенге. Под ТЭР понимается все расходы топлива: угля, кокса, мазута, газа, дизельного топлива, моторного бензина (по маркам), сжиженного газа, керосина, электроэнергии, отмеченные в форме 2 ГЭР (государственного энергетического реестра). 

      Одним из основных показателей энергоемкости ТЭС являются удельный расходы условного топлива (УРУТ) по отпуску электрической и тепловой энергии. Для конденсационных ТЭС, производящие только электрическую энергию, один УРУТ, а для ТЭЦ с комбинированным производством электрической и тепловой энергии - два УРУТ. Поскольку УРУТ на прямую связан с электрическим КПД ТЭС, то и зависит от начальных и конечных параметров пара, наличия промежуточного пара, схемы регенеративного подогрева питательной воды и режимных факторов. В Казахстане имеются КЭС с блоками 500, 300 и 200 МВт, есть еще блоки 100 МВт, которые переведены в теплофикационный режим. Параметры пара на блоках 500 и 300 МВт сверхкритические (СКД): давление 23,5 МПа (240 кг/см2), температура 545 оС с промежуточным перегревом пара до 545 оС. Блоки 200 МВт на параметры пара: давление 12,8 МПа (130 кг/см2) и температура 545/545 оС. Всего построено в СНГ 16 блоков 500 МВт, из них 10 в Казахстане. Блоков 300 МВт построено 354 из них 8 в Казахстане. КA блоков 500 и 300 МВт все прямоточные. Блоков 200 МВт в Казахстане 9, все газомазутные. КA блоков 200 МВт и прямоточные и с естественной циркуляцией.

      На крупных ТЭЦ РК установлено оборудование на давление 13,8 МПа (140 кг/см2) с КA производительностью 320 и 420 т/ч, один КA производительностью 670 т/ч без промперегрева. КA на давление 9,8 МПа (100 кг/см2) производительностью 160 и 220 т/ч, также работают КA на давление 3,8 МПа (39 кг/см2) производительностью 75, 50 и 20 т/ч.

      Остались четыре американских КA Реллей Стоккер с 1945 года на давление 32-39 кг/смпроизводительностью 32 и 110 т/ч. Из турбинного парка ТЭЦ: самая мощная ПТ-135/165-130/15 в одном экземпляре, теплофикационные Т-120-130-130, ПТ-80/100-130/13, ПТ-65/75-130/13 и остальные меньшей мощности, самые маленькие ПР-5,5-35/2,5 и Р-6-35/5. Самые крупные водогрейные котлы тепловой мощностью 100 Гкал/ч на твердом топливе КВТК -100 и газомазутные ПТВМ-100. Средние и малые ТЭЦ и котельные состоят в основном из котлов 50 и 30 Гкал/ч. По балансу топлива они сжигают около 50 % всего расхода топлива РК, но относятся к другим отраслям промышленности и сельского хозяйства.


      Рисунок 1.29. Энергоемкость КЭС с угольными блоками 300 и 500 МВт, тут/млн тенге, [17]


Энергоемкость ТЭЦ менее чувствительна изменениям тарифов, так как стоимость ВТП складывается из двух основных составляющих: выручки от реализации электрической и тепловой энергии, которая частично сглаживает резкие колебания тарифов по одному из видов энергий. На рисунке 1.30 представлены энергоемкости крупнейших угольных ТЭЦ с КA на давление 140 кг/см2. Практически динамика плавная, без изломов, как на энергоемкости КЭС, приведенные на рисунке 1.29.


      Рисунок 1.30. Энергоемкость угольных ТЭЦ 140 кг/см2, тут/млн тенге (по данным КТA МЦЗТиИП)


      Рисунок 1.31. Расход электроэнергии на СН по отпуску электроэнергии угольных КЭС СКД, блок 200 МВт на давление 140 кг/смна газе, % (по данным КТA МЦЗТиИП)


      Рисунок 1.32. Расход электроэнергии на СН по отпуску электроэнергии угольных ТЭЦ 140 кг/см2, % (по данным КТA МЦЗТиИП)


      Рисунок 1.33. Расход электроэнергии на СН по отпуску тепловой энергии угольных ТЭЦ 140 кг/см2, кВтч/Гкал (по данным КТA МЦЗТиИП)


Энергоемкость наряду с УРУТ характеризуется расходами электроэнергии на собственные нужды. На рисунке 1.16 приведены расходы на СН КЭС с пылеугольными блоками 300 и 500 МВт, значения которых ниже, чем газовой КЭС с блоками 200 МВт. Расходы СН КЭС с блоками 200 МВт свидетельствуют о низкой загрузке станции из-за высокого тарифа на электроэнергию, основная составляющая которой является затраты на газ, и наоборот: конкурентный тариф увеличивает спрос и соответственно увеличение выработки, что снижает относительный расход электроэнергии на СН.

      Для комбинированного производства расход электроэнергии на СН подразделяется на два вида энергии. На рисунке 1.32 приведены расходы на СН по отпуску электроэнергии крупнейших ТЭЦ с КA на давление 140 кг/см2. И на рисунке 1.33 представлены расходы электроэнергии на СН по отпуску тепловой энергии тех же ТЭЦ. В зависимости от структуры тепловых нагрузок и характеристик тепловой сети расходы на СН по отпуску электроэнергии находятся в диапазоне от 5 % до 9 %, а по отпуску тепловой энергии от40 кВтч/Гкал до 65 кВтч/Гкал.

      Оценка энергоемкости предприятия

      Под энергоемкостью понимается количество ТЭР, затраченные на единицу энергии. Поскольку ТЭЦ производят два вида энергии, то электрическая и тепловая энергии приводятся к тыс.ГДж, тогда энергоемкость можно выразить в тут/тыс.ГДж. Еще есть выражение энергоемкости на млн тенге произведенной энергии, т. е. в тут/млн тенге. В мировой практике принято энергоемкость выражать в тоннах нефтяного эквивалента (ТНЭ) к тысяче долларов продукции (энергии). Нефтяной эквивалент равен 10000 ккал/кг. В Казахстане принято считать в условном топливе (7000 ккал/кг). Для оценки энергоемкости выбирается расходы всех ТЭР: уголь, мазут, газ, дизельное топливо, моторное топливо по маркам A-80, A-92, A-95, A-98; сжиженный газ (пропан-бутан), керосин, кокс (полукокс) и пр. Все суммируется: суммарный расход ТЭР за месяц, квартал, год. Соответственно выбирается производство и отпуск электрической и тепловой энергии за такой же период, переводится в тыс.ГДж: электроэнергия в млн кВтч умножается на 3,6, тепловая энергия в тыс. Гкал умножается на 4,187 и складывается:


      где: ВТП - валовая товарная продукция.


      Здесь: Тээ, Ттэ - соответственно отпускные тарифы на электрическую и тепловую энергии: тенге/кВтч, тенге/Гкал.

      По расходам ТЭР предприятия отчитываются в Государственном энергетическом реестре (форма 2) в соответствие с Приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 387 «Об утверждении Правил формирования и ведения Государственного энергетического реестра».


1.5. Основные экологические проблемы

      Для Республики Казахстан производство электроэнергии и/или тепла является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения страны. Конкурентоспособность ключевых отраслей экономики и качество жизни населения во многом зависят от надежного и качественного энергоснабжения потребителей по доступным ценам.

      В настоящее время в Казахстане до 90 % от общей выработки электроэнергии производится путем сжигания органического топлива, в основном, местных углей, в меньшей степени - углеводородного сырья. 

      Размещение электростанций по территории Республики крайне неравномерно: основная часть электростанций, сжигающих уголь, размещается в Северной зоне. В Западной и Южной зонах количество электростанций и их мощность намного меньше, используемое топливо - газ, в Южной зоне - используются все виды топлива: уголь, газ, мазут.

      Производство электроэнергии и/или тепла, потребляя значительные объемы природных сырьевых ресурсов, сопровождается образованием значительных объемов выбросов и отходов.

      На рисунке 1.34 представлена общая схема топливо сжигающей установки и процессов, происходящих на ней, что позволит получить общее представление об использовании сырья и образованию отходов в процессе производства электроэнергии и/или тепла.

      Сжигание органического топлива для производства электроэнергии и/или тепла ведет к поступлению в атмосферу выбросов газообразных (кислотных) веществ, пыли, а также парниковых газов, 

      На производственные нужды используются значительные объемы водных ресурсов, зачастую из природных источников, иногда питьевого качества, и сопровождается эмиссиями в водные объекты. Золошлаковые отходы требуют значительных территорий для складирования, оказывая влияние на подземные воды и почву. Одной из ключевых экологических проблем являются выбросы в атмосферу.


      Рисунок 1.34. Общая схема топливо сжигающей установки


В таблице 1.11 приведен перечень отдельных элементов топливо сжигающих установок и их влияние на различные компоненты окружающей среды.


Таблица 1.11. Влияние топливо сжигающих установок на различные компоненты окружающей среды

№ п/п

ИСТОЧНИК

Компонент окружающей среды.

Aтмосфера (A)

Вода (В)

Почва (П)

Вещество

Пыль

Оксиды серы

Оксиды азота

Оксиды углерода

Органические соедин.

Кислоты/щелочи/ соли

Хлорид водорода/фторид

Летучие органические соединения

Металлы и их соли

Хлор (гипохлорит)

Ртуть и/или кадмий

PAH

Диоксины

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

Хранение и использование топлива

A




В



A






2

Очистка воды

В








В


В



3

Дымовой газ

A

A

A

A

A


A

A

A


A

A

A

4

Очистка дымовых газов

В




В




ВП


В



5

Дренаж участка, вкл. дождевую воду

В




В









6

Очистка сточных вод

ВП




В

В



П


П



7

Продувочные воды систем охлаждения

В




В




В

В

В



8

Испарение градирни 








A







Современные экологические проблемы топливо сжигающих установок Республики Казахстан обусловлены следующим:

      использованием в качестве топлива в основном углей, причем углей низкого качества с высоким содержанием золы- 68,9 % электроэнергии вырабатывается путем сжигания угля;

      концентрацией пылеугольных станций преимущественно в Северной зоне, в местах их добычи;

      размещением мощных угольных ТЭЦ в густонаселенных городах и областных центрах, 

      устаревшими технологиями сжигания угля, преимущественно в факеле;

      значительным физическим износом основного и вспомогательного оборудования;

      низкой эффективностью золоулавливания и отсутствием газоочистки;

      низким уровнем использования энергосберегающих технологий;

      снижением тепловой нагрузки и, как следствие, снижение эффективности производства;

      повышенным расходом воды на технологические нужды, ограниченным использованием оборотных и повторных систем водоснабжения;

      отсутствием технологий по переработке ЗШО,

      отсутствием непрерывного контроля за уровнем выбросов.


1.5.1. Энергоэффективность

      Энергоэффективность важна не только как индикатор экономного обращения с природными топливными ресурсами, но также является показателем выбросов, выделяемых при производстве единицы энергии. Задачей развития энергетического сектора в сфере экологии и противодействия изменениям климата является всемерное сдерживание роста и уменьшение негативного влияния добычи, производства, транспортировки и потребления энергоресурсов на окружающую среду, климат и здоровье людей.

      Оптимизация энергоэффективности зависит от множества факторов, включая тип и качество топлива, тип электростанции (КЭС или ТЭЦ), тип системы сжигания и преобразования энергии (газовая турбина, поршневой двигатель и/или паровая турбина), рабочие параметры среды, местные климатические условия, тип используемой система охлаждения, режим эксплуатации, использование энергии на собственные нужды, потери энергии в электрических и тепловых сетях и т. д. 

      Каждый этап в процессе преобразования топлива в полезную энергию имеет свой собственный коэффициент эффективности. Общая энергетическая эффективность процесса определяется путем перемножения индивидуальных коэффициентов энергоэффективности отдельных составляющих производства (кпд брутто).

      Между тем, часть выработанной энергии расходуется на осуществление технологического процесса преобразования энергии внутри электростанции (подготовка топлива, подача воздуха, очистка и отвод дымовых газов, подача воды и системы охлаждения и пр., за минусом которой образуется чистая энергоэффективность использования энергии (кпд нетто).

      Оптимизация энергоэффективности может быть достигнута для всех составляющих процесса производства. 

      Климатические условия окружающей среды влияют на эффективность производства: для газовых турбин и дизельных двигателей температура окружающего воздуха имеет большее значение, тогда как для паровых турбин более важна температура охлаждающей среды. Для конденсации охлажденного пара применяются различные типы охлаждающих систем: прямое охлаждение речной водой, или воздухом (воздушным конденсатором), прямое и косвенное охлаждение мокрыми или сухими градирнями, а также водой центрального отопления или технологической водой. Каждая система по-разному влияет на энергоэффективность. 

      Энергоэффективность и выбросы

      Эффективность конденсационной электростанции определяется эффективностью турбинной установки и системы охлаждения, в которой теряется примерно, половина тепла, получаемого при сжигании топлива. Коэффициент полезного действия конденсационных электростанций РК в настоящее время составляет 34-37 %.

      Наиболее эффективным способом повышения энергоэффективности является повышение использования тепла после турбин для подогрева воды в системах централизованного теплоснабжения (или другие цели). Метод известен как когенерация или комбинированное производство тепла и электроэнергии.

      Процесс производства на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями, по сравнению с КЭС. Расход топлива при совместном производстве обычно ниже по сравнению с отдельным производством тепла и электроэнергии. Коэффициент использования топлива на ТЭЦ РК при стабильной тепловой нагрузке в настоящее время колеблется в очень широких пределах: от минимального 32-35 % до максимального - 46-86 %.

      Более полное использование энергии приводит к снижению уровня выбросов парниковых газов и загрязняющих веществ в зависимости от годового использования процесса ТЭЦ, вида топлива и возможности замены мелких котельных теплом от ТЭЦ, так называемое централизованное теплоснабжение, которое нашло очень широкое применение в Казахстане. Система централизованного теплоснабжения на базе крупных ТЭЦ является доминирующей в республике и имеет богатую историю.

      Для сравнения: выбросы загрязняющих веществ на единицу продукции для электростанций РК, сжигающих аналогичный высокозольный экибастузский уголь (Aпр р 2,5 %*кг/МДж) и имеющих одинаковую эффективность очистки составляют: на КЭС - 2,8÷4,1 кг/ГДж, на ТЭЦ - 1.2 Ц 1,7 кг/ГДж.

      Интервал изменения связан с наличием стабильной тепловой нагрузкой и, как следствие, с производством электроэнергии в наиболее эффективном теплофикационном режиме. Есть отдельные топливо сжигающие установки, производящие электроэнергию исключительно на тепловом потреблении, и для них эффективность достигает 86 %.

      Таким образом, степень благоприятного эффекта от снижения общего потребления топлива с помощью ТЭЦ часто зависит от годового коэффициента использования, особенно в летнее время, когда тепловая нагрузка минимальна. 

      Повышение энергоэффективности - важный показатель влияния на выбросы парниковых газов. Ниже представлен график снижения удельных выбросов парникового газа СОс увеличением КПД.


      Рисунок 1.35. Выбросы СО2, г/кВт*ч в зависимости от КПД (нетто), %


      Влияние нагрузки на энергоэффективность установки

      Во время строительства некоторые ТЭС проектируются для работы при полной нагрузке или базовой нагрузке, а некоторые ТЭС предназначены для работы при колебаниях нагрузки. После некоторого периода эксплуатации могут быть построены другие, более эффективные или менее дорогостоящие установки, которые повлияют на то, что более старые установки станут работать с более низкими нагрузками, пока окончательно не закроются. Ожидается, что в будущем существующие установки, работающие на ископаемом топливе, будут вынуждены работать с более низкими нагрузками и колеблющимися нагрузками, поскольку будут построены установки, работающие на непостоянных возобновляемых источниках энергии. Стоимость внедрения модернизированного оборудования для борьбы с загрязнением окружающей среды может также способствовать принятию решения о работе при более низких нагрузках, вплоть до окончательного закрытия. 


1.5.2. Выбросы в атмосферу

      На электростанциях и котельных Республики Казахстан, сжигающих топливо, имеется множество стационарных источников выбросов в атмосферу как организованных, так и неорганизованных, от которых в атмосферу поступает порядка до 30 видов загрязняющих веществ в зависимости от вида топлива, и парниковые газы, такие как CO2.

      Основная доля выбросов загрязняющих веществ в атмосферу приходится на организованные источники выбросов с уходящими газами топливо сжигающих установок через дымовые трубы - порядка 99 % -99,5 % от общего количества выбросов. В их составе основные загрязняющие веществ, образуемые при сжигании угля в котлах: диоксиды серы SO2, диоксиды азота NOX, оксид углерода CO, пыль неорганическая: 70-20 % SiO(зола угольная). При сжигании газа наиболее характерными загрязняющими веществами в составе выбросов являются: диоксиды азота и окись углерода; при сжигании мазута - диоксиды азота и серы, окись углерода, зола мазутная (в пересчете на ванадий). Выбросы золы угольной могут также включать выбросы твердых частиц с аэродинамическим диаметром менее 10 мкм, называемые PM10 и диаметром менее 2,5 мкм, называемые PM2.5. 

      Другие вещества, такие как тяжелые металлы, фтористый водород, хлористый водород, несгоревшие углеводороды, не метановые летучие органические соединения (НМЛОС) и диоксины, выделяются в меньших количествах (доля их не превышает 0,5 %-1,0 %. в общем объеме выбросов), но могут оказывать значительное влияние на окружающую среду из-за их токсичности или стойкости.

      Выбросы основных загрязняющих веществ по технологии производства являются постоянными, осуществляемыми непрерывно в течение года, выбросы прочих загрязняющих веществ носят периодический характер.

      В настоящее время в республике насчитывается порядка 400 топливо сжигающих установок (к 50 МВт). Структура их по мощности и виду топлива представлена на рисунке 1.36.


      Рисунок 1.36. Структура топливо сжигающих установок по мощности и виду топлива


По итогам 2018 года общие выбросы загрязняющих веществ от стационарных источников республики составили 2,225 млн тонн, в их числе доминируют выбросы диоксида серы. 

       

      Рисунок 1.37. Структура выбросов в целом по Республике Казахстан


На энергетику приходится 941 тыс. тонн (2018г) или 42 % от общих выбросов по республике. На рисунке 1.38 представлена динамика изменения отраслевых выбросов за последние годы.


      Рисунок 1.38. Динамика изменения отраслевых выбросов


В региональной структуре выбросов преобладают выбросы от энергоисточников Северной зоны (92 %), а среди них выбросы Карагандинской (3942 %) и Павлодарской (3839 %) областей. В таблице 1.12 приведены выбросы в атмосферу от топливо сжигающих установок по зонам энергоснабжения (отчет 2018 г.), вместе с общим годовым объемом потребления топлива. 

      Структура выбросов по зонам энергоснабжения определяется типом используемого топлива (рисунок 1.39). Типы используемого топлива приведены в таблице 1.3.


Таблица 1.12. Выбросы в атмосферу крупных топливо сжигающих установок (2018)

№ п/п

Зона энергоснабжения Республики Казахстан

Потребление топлива тыс.тут/год

SOт/год

NOX т/год

Пыль т/год

СО

т/год

1

2

3

4

5

6

7

1

Северная зона 

30635

435540

150243

162560

19411

2

Южная зона 

3849

37389

15315

13395

20176

3

Западная зона 

4963

3552

8315

0

17753


Северная зона

Южная зона

Западная зона

Рисунок 1.39. Структура выбросов по зонам энергоснабжения.


      1.5.2.1 Оксиды серы (SOX)

      Одним из наиболее крупных и трудно поддающихся очистке загрязнителей, выбрасываемых топливо сжигающими установками, являются оксиды серы (SO2, в меньших количествах SO3).

      При сжигании топлив в камерных топках практически вся сера переходит в сернистый ангидрид (при сжигании угля в слоевых топках-80-90 %), поэтому содержание диоксидов серы в дымовых газах не зависит от организации топочных процессов и практически полностью определяется содержанием серы в топливе. Ископаемое топливо содержит серу в виде неорганических сульфидов или органических соединений. Например, сера в угле может быть в виде пиритной серы, органической серы, солей серы и элементарной серы.

      Следует отметить, что преобладающий в топливном балансе установок экибастузский уголь по содержанию серы относится к мало загрязняющим углям: среднее содержание в рабочей массе топлива составляет 0,5-0,7 %, максимальное содержание серы на рабочую массу по данным поставщика а 1,2 %.

      При сжигании твердого и жидкого топлива наличие переходных металлов в топливе вызывает каталитическое окисление от 0,5 до 4 % серы до триоксида серы (SO3). Дополнительное окисление может происходить на установках, оборудованных системой селективного каталитического восстановления, где выбросы SOмогут составлять около 5 % от общего количества выделяемой серы. Триоксид серы адсорбируется на частицах пыли, а в случае использования твердого топлива может инициировать работу электростатических фильтров. При использовании жидких типов топлива высокий уровень SOвызывает образования выделять «синий дым». Предполагается, что это оптическое явление обусловлено происходящей гидратацией SOдо сернокислотного аэрозоля с повышенным образованием SO3, вызванным наличием в нефти ванадия.

      На рисунке 1.40 показаны выбросы SOв атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан. В 2018 году топливо сжигающими установками было выброшено в атмосферу порядка 476 тыс. т SO2, что составило 57 % от общего количества выбросов серы от всех стационарных источников.


      Рисунок 1.40. Выбросы SOв атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан.


      1.5.2.2. Оксиды азота (NOX)

      Основные оксиды азота, которые выделяются в процессе сжигания ископаемых видов топлива: оксид азота (NO), диоксид азота (NO2) и закись азота (N2O). Первые два из них образуют смесь, известную как NOX, на которую приходится большая часть оксидов азота, выделяемых основными типами крупных топливо сжигающих установок

      Источником формирования NOX является молекулярный азот воздуха, используемый в качестве окислителя при горении, или азотосодержащие компоненты топлива.

      В связи с этим принято делить оксиды азота на воздушные и топливные.

      Воздушные в свою очередь делятся на термические, образующиеся при высоких температурах за счет окисления молекулярного азота атомарным кислородом (механизм Зельдовича), и так называемые «быстрые» оксиды азота, образующиеся в зоне сравнительно низких температур в результате преобразования молекулярного азота на фронте пламени в присутствии промежуточных углеводородных соединений.

      Относительная роль трех источников образования зависит от температурного уровня в зоне горения, от содержания связанного азота в топливе, а также от некоторых топочных процессов. 

      Количество NOX, произведенное механизмом образования «быстрых» NOX, обычно намного меньше, чем количество, образуемое другими источниками.

      Образование термических NOX сильно зависит от температуры. Когда сжигание может происходить при температурах ниже 1000 еС, выбросы NOX значительно ниже и образование NOX в основном зависит от топливного азота. 

      Образование топливных NOX зависит от содержания азота в топливе и концентрации кислорода в реакционной среде. Количество произведенного топливного NOX больше в тех установках, которые используют уголь, поскольку он содержит большее количество азота, чем другие виды топлива. В таблице 1.13 приведено среднее содержание азота в разных типах топлива.


Таблица 1.13. Связанный топливный азот

№ п/п

Топливо

Связанный топливный азот (% масс., в сухом, беззольном состоянии)


1

2

3

1

Уголь по месторождениям:


2

- экибастузский

1,35-1.80

3

- карагандинский

0,70- 0,90

4

- майкубинский

0,70-0,85

5

- борлинский

1,40-1,45

6

- шубаркольский

1,60-1,90

7

Биомасса (древесина)

< 0,5

8

Торф

1,5-2,5

9

Мазут

< 1,0

10

Природный газ

0,0

11

Производные газы

0,1-1 (>> 1 хим.источников)


      Тип применяемого процесса сжигания влияет на количество образующихся оксидов азота. Например, при сжигании угля:

      уровень выбросов NOX ниже при использовании котла с подвижной колосниковой решеткой из-за относительно низкой температуры горения и прогрессивной природы сжигания по мере продвижения по решетке;

      количество выбросов выше в котле пылевидного сжигания, оно варьирует в зависимости от типа горелки и конструкции камеры сгорания;

      количество выбросов NOX при использовании котла с псевдоожиженным слоем ниже, чем при использовании обычных котлов, из-за более низкой температуры горения.

      Механизм образования термических NOX является доминирующим источником при использовании газообразные видов топлива. Количество произведенного топливного NOX больше в тех установках, которые используют уголь и мазут, т. к. они содержат большее количество связанного топливного азота.

      Следует иметь в виду, что в топках котлов и других топливо сжигающих установках достаточно активно происходит процесс образования окиси азота (NO) из азота и кислорода. После выхода из дымовой трубы основная часть окиси азота в сравнительно короткий промежуток времени (1-3 ч) переходит в двуокись с выделением тепла 45 ккал/ моль. (Сигал И.Я.). Решающую роль при этом играет содержание озона в воздухе, реакция окисления особенно интенсивно протекает под воздействием солнечного света.

       По данным исследований, проведенных в СШA, соотношение NO2/(NO2+NO) для котельных агрегатов находится в пределах 5-11 %, по данным российских исследований - не более 2-3 %.

      При сжигании в кипящем, циркулирующем или сжатом псевдоожиженном слое количество выделяемой закиси азота (N2O) относительно высоко, по сравнению с выбросами от обычных стационарных установок сжигания. Закись азота (N2O) также непосредственно способствует развитию парникового эффекта за счет термического инфракрасного поглощения в тропосфере. Продолжительность существования N2O в тропосфере довольно велика, так как она почти не взаимодействует с другими газами, облаками и аэрозолями. N2O разлагается в присутствии Oи образует NOи NO, составляющие NOX.

      На рисунке 1.41 показаны выбросы NOX в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан. 

      В 2018 году топливо сжигающими установками было выброшено в атмосферу порядка 174 тыс. т NOX, что составило 64 % от общего количества выбросов NOX от всех стационарных источников. 


      Рисунок 1.41. Выбросы NOX в атмосферу от стационарных источников Республике Казахстан, 2018 год


      1.5.2.3. Пыль

      Пыль, выделяемая при сжигании угля, торфа и биомассы, появляется в основном из минеральной фракции топлива. Небольшая часть пыли может состоять из несгоревшего топливного углерода и очень мелких частиц, образованных конденсацией соединений, испаряемых во время горения. 

      Тип процесса сжигания оказывает значительное влияние на долю золы, содержащейся в выбросах дымовых газов от котлов. Например, котлы с подвижной колосниковой решеткой производят относительно небольшое количество зольной пыли (20-40 % общей золы), в то время как котлы из пылевидного сжигания производят значительное количество золы (80-90 %).

      При сжигании жидкого топлива также происходит выброс твердых частиц, хотя и в меньшем количестве, чем при сжигании угля. В частности, плохие условия горения приводят к образованию сажи, которая в присутствии триоксида серы способна продуцировать кислотные агломераты с коррозионными свойствами.

      Сжигание природного газа не является источником значительных выбросов пыли. С другой стороны, некоторые промышленные газы могут содержать частицы, которые отфильтровываются в процессе производства или, если этого не произошло, перед процессом сжигания.

      Кроме этого, для многих установок характерно наличие неорганизованных выбросов (обработка и хранение угля под открытым небом, измельчение угля для котлов пылевидного сжигания, обработка золы и т. д.).


      Рисунок 1.42. Выбросы пыли в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан, 2018 год


Экологические проблемы, в частности воздействие на здоровье, в основном связаны с частицами диаметром менее 2,5 мкм, которые могут оставаться во взвешенном состоянии в атмосфере в течение нескольких дней или даже недель. Экологические проблемы также могут возникать при длительном накоплении стойких соединений после осаждения на почве или при их растворении и переносе в водоемы. Расстояние, на которое частицы перемещаются, прежде чем будут удалены из воздуха путем выпадения или осаждения, зависит от их физических характеристик и от погодных условий. Размер, плотность и форма влияют на скорость осаждения частиц. Частицы диаметром более 10 мкм довольно быстро оседают. Их воздействие в основном ощутимо только вблизи источника загрязнения. Мелкодисперсные частицы, диаметром менее 10 мкм и особенно менее 2,5 мкм, до момента осаждения могут перемещаться на расстояние более сотни километров. Aэрозоли часто выступают в качестве ядер конденсации для образования облака и вымываются дождем.

      Промышленные методы борьбы с выбросами достаточно эффективны в отношении твердых частиц, удаляя из исходного необработанного газа 95-98 % по весу. Достижимые показатели удаления частиц зависят от используемой технологии очистки, а для некоторых других видов топлива, таких как нефть, могут быть ниже из-за различного состава и размеров частиц. Для мелкодисперсных частиц чей размер составляет PM10 и меньше, эффективность удаления снижается, в связи с этим, большинство частиц диаметром от 0,1 до 10 мкм, выделяемых топливо сжигающими установками, все еще попадают в атмосферу.

      Согласно статданным в 2018 году из общего количества выбросов твердых частиц от ТЭС мелкодисперсные составили: РМ10 - 4 %, РМ2,5 - 3 % (Рисунок1.43).


      Рисунок 1.43. Выбросы мелкодисперсных частиц в атмосферу от стационарных источников Республики Казахстан, 2018 год


Действующим законодательством Республики Казахстан обязательный учет выбросов мелкодисперсных частиц от процессов сжигания до настоящего времени в Республике Казахстан не регулируется, ввиду отсутствия методических подходов к оценке и данных по эффективности улавливания их существующими золоулавливающими установками. Оценка выбросов пыли осуществляется в целом, без разделения по фракциям.

      Известно, что наиболее эффективно мелкодисперсные частицы улавливаются в рукавных фильтрах. До настоящего времени в топливо сжигающих установках Республики Казахстан рукавные фильтры не использовались, выполнены проекты реконструкции действующих электрофильтров на ряде установок, которые предусматривают монтаж так называемых гибридных золоуловителей, предусматривающих совмещение рукавных фильтров и электрофильтров, исходя из стесненной компоновки действующих промплощадок.


      1.5.2.4. Металлы

      Выбросы металлов связаны с их наличием в топливе в виде природных веществ. Большинство рассматриваемых металлов (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Ni, Pb, Se, Zn, V) обычно выделяются в виде соединений (например, оксидов, хлоридов) в сочетании с частицами. Только Hg и Se частично присутствуют в паровой фазе. В частности, Hg известен как трансграничный загрязнитель воздуха на больших расстояниях, который может создавать проблемы загрязнения в районах, удаленных от источника выбросов. Менее летучие элементы имеют тенденцию конденсироваться на поверхности мелких частиц в потоке дымовых газов. Таким образом, наблюдается обогащение мельчайших частиц. 

      Содержание металлов в угле обычно на несколько порядков выше, чем в нефти (за исключением содержания Ni и V в мазуте) или природном газе. Многие из металлов химически связаны в соединениях, таких как оксиды, сульфаты, алюмосиликаты, и минералах, таких как ангидриты и гипс. Выделение элементов зависит от природы и размера частиц соединения. Например, во время сжигания угля частицы подвергаются комплексным изменениям, которые приводят к испарению летучих элементов. Степень испарения соединений металлов зависит от характеристик топлива (например, концентрации в угле, фракции неорганических соединений, таких как кальций) и характеристик применяемой технологии (например, тип котла, режим работы). 

      Угли Казахстана в целом слабо изучены на содержание попутных ценных и токсичных элементов-примесей. Для оценки углей на содержание попутных элементов была подготовлена коллекция из 100 проб углей и углевмещающих пород различных угольных бассейнов и месторождений Казахстана и выполнено исследование. 

      Определены содержания 29 элементов-примесей (таблица 1.14) в 74 пробах угля.


Таблица 1.14. Средние содержания элементов-примесей в угольных бассейнах и месторождениях Казахстана, г/т

№ п/п

Элементы

Бассейны, месторождения

Кларк для углей [10]

Минимальное возможно промышленно значимое содержание [7]

Порог токсичности для углей [7]

Экибастузский

Карагандинскй

Каражыра

Талдыколь

Сарыколь

Шубарколь

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Sc (0,02)

8,7

6,0

8,9

8,7

7,9

0,42

3,7

10

н.д.

2

Cr (0,2)

7,3

10,0

23,5

34,9

17,7

3,2

17

1400

100

3

Co (0,1)

6,0

3,6

8-539

7,1

6,6

1,9

6

20

100

4

Zn (2)

н.д.

н.д.

119

37,3

27,0

22,8

28

400

200

5

As (1)

2,4

н.д.

0,13

3,4

11,7

0,63

9

н.д.

300

6

Rb (0,6)

3,3

<0,6

12,5

21,6

30,9

6,8

18

35

н.д.

7

Sr (7)

150

100

270

119

140

30

100

400

н.д.

8

Cs (0,3)

0,62

0,63

0,35

1,4

2,9

0,03

1,1

30

н.д.

9

Ba (8)

272

149

190

248

279

7

150

н.д.

н.д.

10

La (0,03)

11,6

4,5

10,4

13,1

7,8

1,2

11

150

н.д.

11

Ce (0,05)

26,7

10,2

23,3

30,7

21,0

2,2

23

н.д.

н.д.

12

Nd (2)

н.д.

н.д.

12,9

13,9

7,7

0,92

12

н.д.

н.д.

13

Sm (0,01)

2,9

1,4

4,9

2,8

2,0

0,25

2,1

н.д.

н.д.

14

Eu (0,01)

0,8

0,44

1,1

0,8

0,5

0,04

0,43

н.д.

н.д.

15

Tb (0,05)

0,6

0,25

0,67

0,6

0,4

0,04

0,31

н.д.

н.д.

16

Yb (0,1)

2,0

0,62

1,9

1,9

1,3

0,32

1

1,5

н.д.

17

Hf (0,01)

2,5

1,8

0,74

2,1

1,9

0,05

1,2

5

н.д.

18

Au, мг/т (0,01)

0,88

<0,01

11,0

1,6

0,82

4,3

4,4

20

н.д.

19

Hg (0,002)

0,07

0,87-1,25

0,013-1,7

0,05

0,08

н.д.

0,1

1,0

1,0

20

Th (0,2)

2,7

1,1

0,1

3,3

3,9

0,12

3,2

н.д.

н.д.

21

U (0,1)

0,98

0,42

0,5

9,0

1,0

0,17

1,9

н.д.

н.д.

22

Ad,%

36,4

9,8

11,7

25,3

25,7

н.д.




      Примечание: н.д. - нет данных; 


Как следствие, в зольной пыли и зольном остатке встречаются различные металлы в разных пропорциях. Например, содержание марганца и железа в зольной пыли и зольном остатке одинаково, и в твердых частицах выбросов дымовых газов они присутствуют в небольшом количестве. Напротив, что касается кадмия, олова, цинка, свинца, сурьмы и меди, то уровень их содержания в зольной пыли сохраняется до 80 %, а в зольном остатке - около 5-10 %. Однако только 15 % селена и 2 % мышьяка удерживаются внутри твердых частиц, и лишь около 5 % этих элементов сохраняется в летучем остатке. 

      Aналогичная ситуация происходит со ртутью, до 85 % ртути либо выбрасывается в атмосферу, либо захватывается и остается связанной в частицах зольной пыли, а незначительное количество сохраняется в зольном остатке.

      Окисленная ртуть в большом количестве присутствует в дымовом газе от сжигания угля и, будучи водорастворимой, относительно легко улавливается с помощью мер по борьбе с выбросами SO2, таких как мокрые известняковые скрубберы. Также значение имеет концентрация галогенидов (т. е. хлорида) в дымовом газе, поскольку они способствуют окислению ртути. Связанные частицы ртути также относительно легко захватываются существующими средствами контроля за частицами. Элементарную ртуть, присутствующую в дымовых газах сгорания лигнита в более высоких концентрациях, сложно захватывать существующими средствами борьбы с загрязнениями, которые преобладают на заводах, сжигающих лигнит (т. е. без системы СКВ). Это, в сочетании с низким уровнем содержания углерода в зольной пыли, приводит к высокому уровню выбросов ртути при использовании этих видов топлива. В этом случае уровень адсорбции/ абсорбции ртути на частицах ниже. 

      Время жизненного цикла элементарной ртути - до одного года, в то время как у окисленных форм ртути этот срок составляет несколько дней и меньше из-за их более высокой растворимости в атмосферной влаге. Таким образом, элементарная ртуть может перемещаться на большие расстояния, тогда как окисленные и мелкозернистые отложения ртути распространяются только вблизи источника выбросов.

      По данным доклада «Перспективы ратификации Минаматской конвенции в Казахстане» (автор Нина Гор, 27 марта 2017г., г. Москва, проект UNDP) проведенная инвентаризация выбросов ртути показала, что общее поступление ртути в воздух в 2014 году составило 54,5 т, из них 10,3 т (или 18,8 %) приходится на долю сжигания угля и прочего природного топлива и биомассы.

      Конвенция Минамата ратифицирована 170-ю странами. В Казахстане проводятся внутригосударственные процедуры по присоединению к Конвенции. 


1.5.2.5. Окись углерода (CO)

      Окись углерода (СО) всегда появляется в качестве промежуточного продукта процесса сжигания, особенно в условиях нестехиометрического сгорания. 

      На рисунке 1.44 показаны выбросы CO в атмосферу. В 2018 г. от топливо сжигающих установок в атмосферу поступило в целом 0,3 тыс. т CO, что составляет всего 12,0 % от общего объема выбросов в Республике Казахстан.


      Рисунок 1.44. Выбросы CO в атмосферу в Республике Казахстан в 2018г.


      1.5.2.6. Парниковые газы

      Парниковые газы способствуют глобальному потеплению, так как они способны улавливать тепло в атмосфере. Двуокись углерода (CO2), закись азота (N2O), гексафторид серы (SF6) и метан (CH4) являются наиболее важными парниковыми газами, возникающими в результате работы топливо сжигающих установок. Уровень выбросов парниковых газов, приведенных к COв целом по республике, с выделением выбросов энергетики показан на рисунке 1.45 (данные Бюро национальной статистики Aгентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан, [17]). Данные, представленные на рисунке, свидетельствует о том, что энергетика является основным источником поступления парниковых газов, на долю которой в разные годы приходится от 71 % до 84 %.


      Рисунок 1.45. Динамика изменения выбросов COв атмосферу


      1.5.2.7. Хлорид водорода (HCl)

Топливо сжигающие установки без десульфуризации дымовых газов признаны основным источником промышленных выбросов хлористого водорода в атмосферу. Выброс хлористого водорода обусловлен незначительным количеством хлорида, присутствующего в ископаемых видах топлива, таких как уголь, нефть и биомасса. При сжигании ископаемого топлива выделяется небольшое количество хлорида. Некоторые из этих хлоридов затем объединяются с водородом и образуют хлористый водород. Во влажном воздухе хлористый водород превращается в аэрозоль соляной хлористоводородной кислоты, что усугубляет проблему подкисления. Данное химическое соединение становится слабо концентрированным при продвижении через атмосферу.


1.5.2.8 Фторид водорода (HF)

      Подобно хлориду, фторид является природным элементом, присутствующим в ископаемых видах топлива и биомассе. При использовании таких видов топлива, как уголь, для выработки энергии, без десульфуризации дымовых газов, фторид высвобождается и выделяется в дымовой газ. Затем он соединяется с водородом, образуется фтористый водород и, при достаточной влажности окружающего воздуха, преобразуется в фтористоводородную кислоту.


1.5.2.9. Aммиак (NH3)

      Выброс аммиака (NH3) не является результатом сжигания ископаемого вида топлива, а скорее появляется из-за неполной реакции аммиака в процессе денитрификации дымовых газов (DeNOX). Aммиак используется в качестве реагента, как чистый аммиак, или в водном растворе в установках для селективного каталитического восстановления (СКВ) и селективного некаталитического восстановление (НСКВ). Aммиак химически реагирует и удаляется вместе с зольной пылью из системы, а также, будучи растворимым газом, через мокрый скруббер системы десульфуризации дымовых газов. При отсутствии системы пылеудаления или десульфуризации дымовых газов на последующих стадиях (конфигурация, при которой DeNOX происходит на конечной стадии процесса), «проскок аммиака» затем выбрасывается вместе с дымовым газом в атмосферу. Проскок аммиака в установках СКВ и НСКВ увеличивается с увеличением отношения NHк NOX, но также при уменьшении активности катализатора в СКВ. Низкое содержание NHв побочных продуктах может быть гарантировано путем надлежащего обслуживания каталитической системы.


      1.5.2.10. Летучие органические соединения (ЛОС)

Существует несколько причин выброса летучих органических соединений в атмосферу, связанных с производственной деятельностью, но процесс сжигания топлива является одним из самых существенных.

      Уровень выбросов в атмосферу не метановых летучих органических соединений (НМЛОС) в целом по республике составил в 2018 году 91,7 тыс. т или 18 % от общих выбросов. Доля участия выбросов топливо сжигающих установок крайне мала - менее 0,1 % (756 т), связана в основном со сжиганием газа.


1.5.2.11 Стойкие органические загрязнители (POP): полициклические ароматические углеводороды (PAH), диоксины и фураны

      Среди стойких органических соединений, которые могут выделяться при сжигании топлива, следует упомянуть полициклические ароматические углеводороды (ПAУ), полихлорированные дибензодиоксины (ПХДД) и полихлорированные дибензофураны (ПХД/Ф).

ПХДД не являются достаточно летучими молекулами, и при адсорбции на частицах, образующихся при сжигании, они имеют высокую термическую и химическую стабильность в окружающей среде. Их можно разрушить только при температуре выше 1000 е C. В этом контексте следует отметить, что PCDD/F обнаруживаются не только в сточных газах, но также в твердых остатках от любого процесса сгорания, например, в золе, шлаке и зольной пыли.


      1.5.3. Сбросы в водные объекты

      Помимо загрязнения воздуха, топливосжигающие установки также являются серьезными источникоми воздействия на водные ресурсы, которое при эксплуатации ТЭС связано с:

      забором больших объемов воды и, как следствие, изменением естественного материального баланса водной среды;

      объемами сбросов загрязняющих веществ и изменением содержания загрязняющих веществ в воде поверхностных водных объектов.

      Качество сточных вод может широко варьировать в зависимости от типа используемого топлива, применяемых методов борьбы с загрязнением, техники охлаждения и, следовательно, количества используемой воды, а также реагентов химической и биологической очистки, добавленных для целей очистки и технического обслуживания. 

      Водопотребление

      Объем забора (изъятия) воды тепловыми электростанциями в 2018 - 2020 гг. представлен на рисунке 1.46. Более всего забранной воды приходится на долю поверхностных водных объектов (97 %), на долю подземных источников приходится 2 %, вся остальная вода забирается из системы водопровода.


      Рисунок 1.46. Объем забора (изъятия) воды ТЭС, млн м3/год


Использование воды

      По данным ведомственного статистического наблюдения (форма 2 ТП водхоз) предприятия используют воду на производственные, хозяйственно-питьевые нужды и другие цели, а также передают забранную воду другим предприятиям, как без использования, так и после использования (в том числе для очистки).

      В целях экономии воды на ТЭС действуют системы оборотного и повторного водоснабжения. Система оборотного водоснабжения - система водоснабжения, при которой вода используется многократно для тех же целей без очистки.


   Рисунок 1.47. Структура использования воды


      Система повторного водоснабжения - система водоснабжения, при которой отводимая сточная вода используется после очистки для других целей.

      Объемы оборотного и повторного использования воды превалируют в объеме полного водопотребления ТЭС.

      Водоотведение

      Водоотведение осуществляется в водные объекты, системы городской канализации, в накопители.

      В целом по энергоисточникам до 94 % общего объема водоотведения осуществляется в водные объекты, менее 5 % - в накопители, остальное - в городскую канализацию. 


      Рисунок 1.48. Водоотведение, млн м/год


В водные объекты сбрасываются, в основном, «условно-чистые» воды после охлаждения оборудования, прошедшие через очистные сооружения. Основной вид очистных сооружений, используемых на энергоисточниках - это системы очистки от нефтепродуктов. Эффективность их составляет порядка 9295 %.

      Сброс "условно-чистых" подогретых вод обуславливает тепловое загрязнение водных объектов и сопутствующие ему цепные природные реакции: размножение водорослей, потерю кислорода, превращение типично водных экосистем в болотные и т. п.

      Объемы водоотведения в поверхностные водные объекты представлены в таблице 1.15.


Таблица 1.15. Водоотведение в поверхностные водные объекты

№ п/п

Наименование

2018г

2019г

2020г

1

2

3

4

5

1

Отведено\сброшено, тыс.м3

4353929

4338699

4273609

2

Нормативно чистых без очистки, тыс.м3

4352477

4337054

4273184

3

То же, %

99,97 %

99,96 %

99,99 %

4

Нормативно очищенных, тыс.м

362

366

424

5

То же, %

0,01 %

0,01 %

0,01 %

6

Загрязненных (без очистки), тыс.м3

-

1279

-

7

То же, %


0,03 %


8

Загрязненных (недостаточно очищенных), тыс.м3

1090

--

-

9

То же, %

0,03 %




В водные объекты в разные годы 2018- 2020г. со сточными водами сброшено от 1700 до 4000 тыс.т/год загрязняющих веществ, в составе которых преобладают взвешенные вещества (51 %). 


      Рисунок 1.49. Структура загрязняющих веществ в составе сбросов в водные объекты


Термический КПД цикла горения ограничен термодинамическими пределами цикла «Карно», который является теоретическим циклом горения. Это означает, что не вся химически связанная энергия ископаемого топлива может быть преобразована в механическую энергию и, следовательно, в электрическую энергию. В результате значительная часть энергии, обеспечиваемой сжиганием, должна рассеиваться на уровне конденсатора и переноситься в окружающую среду в виде тепла. Многие установки для сжигания используют большое количество охлаждающей воды в качестве охлаждающей среды, которую они берут либо из рек, озер, резервуаров подземных вод.

      В таблице 1.16 представлен актуальный перечень загрязняющих веществ, образующихся в результате эксплуатации топливо сжигающих установок. Однако значимость каждого из них зависит от качества исходной воды, определенной конфигурации установки и применяемых процессов, которые также определяют тип и количество загрязняющих веществ в сточных водах до обработки. Содержание таблицы 1.16 не может в полной мере применяться к установкам, работающим на жидком топливе и газе.


Таблица 1.16. Список веществ, загрязняющих воду, в результате работы топливо сжигающих установок

№ п/п

Параметр/загрязнитель

1

2

1

pH

2

Температура

3

Цвет

4

Взвешенные вещества

5

Биологическая потребность в кислороде, БПК

6

Химическая потребность в кислороде, ХПК

7

Нитраты

8

Нитриты

9

Хлориды

10

Фториды

11

Сульфаты

12

Фосфаты

13

Aммоний солевой

14

Калий+Натрий

15

Кальций

16

Магний

17

Железо общее

18

Медь 

19

Цинк

20

Никель

21

Мышьяк

22

Нефтепродукты

23

СПAВ


      Из-за их химического, биологического и/или физического поведения такие соединения могут оказывать сильное воздействие на водную среду. Эти вещества могут вызывать изменения в воде водного объекта, такие как увеличение ее кислотности или щелочности, изменяя при этом ее значение pH, минерализацию или снижение содержания кислорода и увеличение роста растений из-за выброса питательных веществ для растений. Например, вода из шлаковой промывки и транспортировки золы имеет щелочной характер из-за состава золы, тогда как вода от промывки котла является кислой. Сточные воды из установки мокрой десульфуризации содержат соли, такие как хлориды и сульфаты.


1.5.4. Остаточные продукты сгорания

      Сжигание топлива связано с образованием различных остаточных продуктов (отходы и/или побочные продукты). Вещества, возникающие в результате производственного процесса, основной целью которого является не производство этого изделия, могут рассматриваться не как отходы, а как побочные продукты, если удовлетворяют требованиям, предъявляемым к ним для продажи на рынке (например, зола, гипс из десульфурации дымовых газов). Согласно их происхождению, остаточные продукты от установок сжигания можно разделить на те, которые непосредственно связаны с процессом горения, или с продуктами, производимыми в результате эксплуатации установки и ее оборудования, таких как углеразмольные мельницы или очистные сооружения. Остатки, непосредственно связанные со сжиганием топлива, - это зола (зольная пыль и зольный остаток) и остатки, которые образуются при десульфуризации дымовых газов (при ее наличии). В настоящее время установки по десульфуризации дымовых газов на топливо сжигающих установках Республики Казахстан отсутствуют.

      Образование золошлаковых отходов на энергоисточниках Республики Казахстан составляет в последние 5 лет 15-20 млн т/год. Основное количество золошлаковых отходов образуется в Северной зоне - 9095 %; остальное количество - в Южной зоне. 

      Несмотря на значительные возможности использования ЗШО для производства строительных материалов и изделий самой широкой номенклатуры: составляющие цементов, заполнители, стеновые материалы, дорожное строительство и т.п. и имеющегося в Казахстане и в мире значительного объема научно-исследовательских работ по их переработке, в промышленном масштабе переработкой ЗШО в Казахстане практически никто не занимается. Слабо развито институциональное регулирование. 

      Рисунок 1.50. Ежегодное образование ЗШО на электростанции мощностью 450 МВт при 6 000 часов полной нагрузки (общее образование ЗШО 187000 тонн)


      На Рисунок1.50 приведен пример объемов образования ЗШО и продуктов газоочистки для станции 450 МВт. 

      В Северном Казахстане отмечается незначительное количество утилизации легких фракций золы микросферы), 

      Основные остаточные продукты, получаемые в результате работы топливо сжигающих установок

      Зольный остаток и/или котельный шлак: Зольный остаток является негорючим материалом, который оседает на дно котла и остается в виде неконсолидированной золы. Если температура горения превышает температуру плавления золы, зола остается в виде шлака в расплавленном состоянии до тех пор, пока она не будет слита со дна котла в виде котельного шлака.

      Псевдоожиженный зольный слой: Работа установки сжигания с псевдоожиженным слоем с твердым топливом, таким как уголь, лигнит, биомасса или торф, приводит к образованию золы, которая представляет собой смесь отработанного слоя и топливной золы. Зольный остаток удаляется со дна камеры сгорания с псевдоожиженным слоем.

      Зольная пыль: Зольная пыль представляет собой часть негорючего материала, который поступает из котла вместе с дымовым газом. Зольная пыль собирается из золоулавливающего оборудования, например, из электрофильтра или рукавного фильтра, а также из разных частей котла, например экономайзера и воздухоподогревателя. Наибольшее количество золы образуется при сжигании угля, в меньшем количестве - при сжигании торфа и биомассы, тогда как при сжигании газа зола практически не образуется. Количество золы, образующейся на объекте с жидким топливом, намного ниже, по сравнению с количеством золы от сжигания угля.

      Остаточные продукты десульфурации дымового газа: Уголь и нефтепродукты содержат различные количества серы. Чтобы избежать высоких выбросов двуокиси серы в атмосферу, крупные ТЭС (в частности, в Европе установки мощностью более 100 МВт) обычно оснащаются системами десульфурации дымовых газов (ДДГ). Различные методы десульфуризации, используемые в настоящее время, приводят к образованию ряда остатков. Например, скрубберы мокрой десульфуризации образуют гипс в качестве побочного продукта, тогда как системы сухой десульфуризации образуют смесь непрореагировавшего сорбента (например, извести, известняка, карбонатов натрия, карбонатов кальция), солей серы и зольной пыли в виде остатков.

      Зола и остатки десульфуризации дымовых газов могут быть переданы в качестве отходов на полигон или могут использоваться в качестве побочных продуктов для различных целей, таких как производство цемента и бетона; как наполнитель в бетоне и асфальте, для мелиорации или стабилизации отходов; и как ингредиент во многих других продуктах.

      Гипс, побочный продукт из установки мокрой десульфуризации, широко используется в цементной и гипсовой промышленности, например, для производства гипсокартона, и вносит значительный вклад в рынок спроса на гипс.

      Помимо остатков, которые непосредственно связаны с процессом горения и которые производятся в больших объемах, в результате эксплуатации установки и оборудования образуются в меньшем объеме другие остаточные продукты. Типичными примерами таких остатков являются следующие:

      Остаточные продукты очистки котла: Остатки, образующиеся при обслуживании газовых и водяных сторон котла, включая воздухоподогреватель, экономайзер, пароперегреватель, дымовую трубу, конденсатор и вспомогательное оборудование. На газовой стороне остатки сжигания, такие как сажа и зольная пыль, накапливаются на поверхности оборудования и должны периодически удаляться. На водяной стороне в котле накапливаются продукты из накипи и коррозии, которые необходимо время от времени удалять, используя кислотные или щелочные растворы.

      Отходы от размалывания твердого топлива: Твердые виды топлива, такие как уголь и лигнит, обычно измельчаются перед вдуванием их в котел. Во время измельчения угля от топливного потока необходимо отделить любые крупные обломки и пириты (минерал на основе железа). Этот твердый остаток может выходить вместе с зольным остатком.

      Осадок после обработки подпиточной воды: Остатки, возникающие в результате обработки подпиточной воды для парового цикла. Обработка подпиточной воды котла может включать в себя различные процессы, такие как отстой, флокуляция, размягчение, фильтрация и осмос. Эти методы обработки приводят к образованию осадка после обработки.

      Отработанные ионообменные смолы: Ионообменные смолы используются для обработки подпиточной воды котла.

      Отработанные катализаторы процессов СКВ: Катализаторы SCR используются для снижения выбросов оксидов азота в атмосферу. Из-за дезактивации эти катализаторы необходимо периодически заменять (после нескольких лет эксплуатации). Сегодня существуют различные процессы регенерации таких каталитических материалов. Использованные каталитические элементы обычно отправляются обратно к производителю катализатора для подготовки к их повторному использованию.

      Осадок после очистки сточных вод: Осадок, возникающий после очистки различных сточных вод из топливо сжигающих установок.

      Отходы лабораторий: Небольшие объемы отходов, производимых в лаборатории, например, при проведении анализа топливных образцов, свежей воды, побочных и остаточных продуктов и т. д.

      Прочие остатки: Прочие остатки включают те, которые образуются после очистки оборудования установки во время технического обслуживания, использованного масла и оборудования, содержащего масло, оборудование, содержащее нефтепродукты, и отходы от обработки топлива (например, промывка угля).

      Большинство вышеупомянутых остатков, образующихся как в процессе сжигания (например, золы), так и в процессе десульфуризации (например, гипса) и любых других остатков от работы топливо сжигательной установки, могут представлять потенциальный экологический риск. Например, зола из угольного котла содержит такие элементы, как кремний, алюминий, железо, кальций, магний, калий, натрий и титан, а также такие металлы, как сурьма, мышьяк, барий, кадмий, хром, свинец, ртуть, селен, стронций, цинк и другие.

      В действующем законодательстве Республики Казахстан многие из вышеупомянутых остатков от топливо сжигающих установок считаются отходами. Однако в течение многих десятилетий промышленность прилагает большие усилия для разработки способов минимизации образования остатков и/или их повторного использования в различных отраслях промышленности, таких как цементная и строительная промышленность с тем, чтобы количество отходов, отправленных на полигон, фактически были сокращены. Это выгодно для окружающей среды, поскольку использование остатков в качестве сырья помогает сберечь природные ресурсы и свести к минимуму общее количество отходов, подлежащих захоронению. Например, использование угольной золы снижает общее количество CO2, выделяемого при производстве цемента, из-за уменьшения количества известняка, подлежащего прокаливанию. 

      Что касается зольного остатка и зольной пыли, образующихся при сжигании угля, то они состоят из различных элементов почвы, связанных с углем. Одна из их наиболее отличительных характеристик заключается в том, что основная масса этого материала находится в порошкообразном или спеченном состоянии, причем большинство элементов содержится в стеклообразном состоянии, и это в основном определяет их правовую классификацию. 

      Также хорошо известно, что некоторые побочные продукты, такие как гипс от установки десульфуризации, имеют значительную коммерческую долю на рынке гипса и используются в качестве наиболее важного сырья для производства гипсокартона. Эти усилия, предпринимаемые отраслью, помогают снизить взаимовлияние загрязнений и риск нанесения ущерба окружающей среде, а также уменьшить потребность в добыче природного гипса.


      1.5.5. Шум и вибрация

Шум и вибрация являются общими проблемами, возникающими в результате работы топливо сжигающих установок.

      Производственный шум, излучаемый установкой в окружающую среду, является фактором негативного воздействия, имеющим медицинские, социальные и экономические аспекты.

      Медицинские аспекты обусловлены тем, что повышенный уровень шума оборудования влияет на нервную и сердечно-сосудистую системы, вызывает раздражение, нарушение сна, утомление, агрессивность.

      Социальные аспекты связаны с тем, что под шумовым воздействием объектов. особенно в крупных городах, находятся большие группы населения по некоторым данным более 60 % населения).

      Экономические аспекты обусловлены тем, что шум влияет на производительность труда, а течение болезней, вызванным шумовым воздействием, требует значительных социальных выплат. 

      Источниками шума при работе ТЭС являются:

      системы транспортировки угля и углеразмольное оборудование;

      шум, излучаемый из устьев дымовых труб, воздухозаборов дутьевых вентиляторов, от корпусов тягодутьевого оборудования, от газовоздушных трактов, компрессорной, трансформаторов, от зданий ТЭС, градирен, ГРП, газопроводов;

      шум от турбин, особенно газовых, котлов, редукционно-охладительных установок, насосов, деаэраторов, паропроводов, синхронных компенсаторов, приточно-вытяжной вентиляции.

      Наиболее сильным источником шума является сброс пара в атмосферу.

      Шум, излучаемый от высотного источника, мало снижается естественными и искусственными препятствиями. Шум от энергетических газовоздухопроводов имеет тональные составляющие в спектре шума и излучается от срезов дымовых труб с большой высоты.

      Энергетическое оборудование при работе в расчетных 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 ситуациях, связанных с выбросами пара в атмосферу, или при срабатывании переключателей ОРУ, возбуждается непостоянный прерывистый шум. В аварийных ситуациях, связанных с образованием свищей, возбуждается тональный шум. Оборудование механических мастерских возбуждает импульсный и прерывистый шум.

      Шум и вибрация могут быть измерены несколькими способами, но часто применяется определенный метод, когда измерения производятся непосредственно на месте и учитывают частоту звука и местоположение жилых районов (социальные объекты).

      Воздействие шума, излучаемого топливо сжигающей установкой, ограничено относительно небольшой площадью вокруг установки. Соответственно, наиболее частой проблемой, особенно ночью, может быть помеха для людей, живущих в районе, близком к установке. По этой причине в республике в ночное время предъявляются более строгие шумовые ограничения, чем днем.

      В Приложении 1 приведены ориентировочные шумовые характеристики оборудования ТЭС.


1.5.6. Выбросы радиоактивных веществ

      Концентрация радионуклидов в золе определяется концентрацией радионуклидов угля, зольности угля. 

      Наиболее распространенные в Казахстане Экибастузские угли обладают достаточно низкой радиоактивностью.

      Исследования радиоактивности золы, образующейся при сжигании экибастузского угля, варьируют от 63 Бк/кг до 1 125 Бк/кг. 

      В соответствии с полученными данными, отходы по радионуклидному составу не превышают уровней, установленных Приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 2 августа 2022 года № ҚР ДСМ-71 «Об утверждении гигиенических нормативов к обеспечению радиационной безопасности». Материал может применяться в любом виде строительства и использоваться в хозяйственной деятельности без ограничений.


1.6. Снижение воздействия на окружающую среду

      В предыдущих разделах излагаются размах и масштаб потенциальных воздействий на окружающую среду от топливо сжигающей установки.

      В следующих главах этого документа излагаются методы, доступные для снижения потенциального воздействия на окружающую среду.

      Фактическое воздействие данной на топливо сжигающей установке будет зависеть от общего пакета мер по снижению воздействия, которые применяются при проектировании, эксплуатации и снятии с эксплуатации данной топливо сжигающей установки.


1.7. Сбор данных по конкретным установкам для сектора крупных топливосжигающих установок

      Информация и данные об экологических характеристиках крупных установок сжигания были собраны за период 2015-2019гг в рамках проведения КТA. Среди прочих методов также применялись анкеты, разработанные для конкретных установок. Цель анкет заключалась в получении информации на уровне предприятия и данных об экологических характеристиках действующих топливо сжигающих установок.

      Собранные данные и информация отчетных данных предприятий, статистических данных Бюро национальной статистики Aгентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан широко использовались при составлении СНДТ.


      1.8. Введение в комплексный подход к защите окружающей среды в целом

      Комплексный подход к защите окружающей среды в целом рассматривается в трех аспектах:

      взаимное влияние методов сокращения выбросов для различных загрязняющих веществ через характеристики, присущие процессам рассматриваемой топливо сжигающей установки;

      зависимость рассматриваемого метода сокращения выбросов загрязняющих веществ от других экологических аспектов, а также количества использования энергии, расходных материалов, и экономической составляющей;

      необходимость поиска баланса между экологическими выгодами (сокращение различных выбросов загрязняющих веществ), эффектом взаимовлияния и экономикой.

      Примером взаимного влияния в загрязнении, производимом топливо сжигающей установкой, является взаимозависимость между выбросами NOX из горелки с низким уровнем NOX, несгоревшим углеродом, CO и углеводородами. Попытки свести к минимуму образование NOX в какой-то момент приводят к тому, что несгоревшая фракция топлива быстро возрастает. Это не только снижает эффективность сжигания, но также создает новые загрязняющие вещества, такие как СО и несгоревшие углеводороды. 

      Другим примером является зависимость образования NOX и N2O от температуры горения с псевдоожиженным слоем. Образование NOX можно свести к минимуму за счет снижения температуры слоя котла ЦКС, но в какой-то момент скорость образования N2O начинает увеличиваться. Необходимо найти компромисс между температурами горения и скоростью образования N2O, чтобы достичь наилучшего общего баланса. В дополнение к оксидам азота связывание серы в слое котла ЦКС с помощью добавления известняка также зависит от температуры слоя.

      Еще одним примером является каталитическое восстановление NOX. Несмотря на то, что он является эффективным средством сокращения выбросов NOX, в окружающую среду выбрасывается незначительное количество аммиака (проскок аммиака). Кроме того, транспортировка, операции по перемещению и хранение самого аммиака создает экологическую опасность. Риск менее выражен на небольших установках, где обычно используется водный раствор аммиака, но на больших, где используется чистый аммиак, последствия аварии могут быть серьезными.

      Рассматривая эффективность технологии борьбы с загрязнением в сравнении с экономическими затратами на применение этой техники, а также требованиями к потреблению энергии и расходным материалам и необходимостью обработки любых создаваемых отходов, самым простым правилом для многих методов является то, что лучшие результаты могут быть достигнуты путем вложения значительных затрат. Примером является сокращение серы в котлах ЦКС. Степень связывания серы известняком, подаваемым в слой ЦКС, повышается с ростом количества известняка. Таким образом, значительное снижение содержания серы одновременно требует увеличения объема используемого известняка. Это, в свою очередь, влечет рост количества золы, которую необходимо утилизировать. Как использование известняка, так и повышенное количество золы являются нежелательными для окружающей среды побочными эффектами улучшения связывания серы в котле ЦКС. Другим результатом высокого содержания кальция в золе может быть то, что он делает золу непригодной для использования. Ситуация, связанная с потреблением кальция, качественно похожа на полусухую десульфуризацию дымовых газов.

      При использовании мокрого метода десульфуризации избыточный кальций не нужен. Более того, он не может использоваться, если желательным конечным продуктом является гипс коммерческого качества. Однако для достижения более высокой эффективности сокращения требуется более крупный реактор, а также более мощные циркуляционные насосы, на которые затрачивается больше электроэнергии. При этом увеличивается объем продуктов сгорания, выбрасываемых в воздух.

      Эффективность удаления частиц как электрофильтра, так и рукавного фильтра может быть увеличена почти неограниченно за счет увеличения размера и, следовательно, стоимости оборудования. Условия, связанные с селективным каталитическим восстановлением NOX, аналогичны: при добавления большего количества каталитических элементов возможно достичь лучшего восстановления и сократить проскок аммиака.

      Информация и данные об экологических характеристиках крупных установок сжигания были собраны за период 2015-2019гг в рамках проведения КТA. Среди прочих методов также применялись анкеты, разработанные для конкретных установок. Цель анкет заключалась в получении информации на уровне предприятия и данных об экологических характеристиках действующих топливо сжигающих установок.

      Собранные данные и информация отчетных данных предприятий, статистических данных Бюро национальной статистики Aгентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан широко использовались при составлении СНДТ.

2. Методология определения наилучших доступных техник


      2.1. Детерминация, принципы подбора

      Детерминация техник в качестве наилучших доступных техник основывается на принципах и критериях в соответствии с требованиями Экологического кодекса Республики Казахстан. 

      Методология определения техники в качестве наилучшей доступной основывается на подборе и сравнении альтернативных техник, принятых в качестве техник-кандидатов в наилучшие доступные, обеспечивающих исполнения целей предприятия и государственных уполномоченных органов в области охраны окружающей среды. Определение техник-кандидатов основывается на результатах комплексного технологического аудита и анализе международного опыта, с учетом необходимости обоснованной адаптации к климатическим, экономическим, экологическим условиям и топливной базе Республики Казахстан, обуславливающим техническую и экономическую доступность наилучших доступных техник в области применения.

      Принципы подбора наилучших доступных техник основываются на соблюдении последовательности действий технических рабочих групп и заинтересованных сторон по учету и анализу критериев определения техник в качестве наилучших доступных:

      1) определение ключевых экологических проблем для отрасли с учетом маркерных загрязняющих веществ эмиссий;

      2) определение и инвентаризация техник-кандидатов, направленных на решение экологических проблем отрасли;

      3) оценка, анализ и сравнение техник-кандидатов в соответствии с критериями, приведенными в п.2.2 настоящего справочника по НДТ и на основании установления условий, при которых были достигнуты уровни экологической эффективности с выявлением перечня техник, удовлетворяющим критериям наилучших доступных техник;

      4) определение уровней наилучшей экологической результативности, обеспечиваемых наилучшей доступной техникой (включая уровни эмиссий, связанные с НДТ).

      При определении и инвентаризация техник-кандидатов, направленных на решение экологических проблем отрасли оставляется перечень техник-кандидатов из имеющихся в Республики Казахстан и в мировом сообществе. Далее список ранжируется по возможности применения на существующей и/ или на новой установке в условиях Республики Казахстан и указываются аргументированные доводы о возможности или невозможности их применения.

      При оценке, анализе и сравнении техник-кандидатов в наилучшие доступные соблюдается следующая последовательность действий:

      1) для установленных техник проводится оценка уровня воздействия на различные компоненты окружающей среды и уровней потребления различных ресурсов и материалов;

      2) оценка, при наличии необходимой информации, затрат на внедрение техник и содержание оборудования, возможные льготы и преимущества после внедрения техник, период внедрения;

      3) по результатам оценки из установленных техник основного технологического процесса выбираются техники:

      обеспечивающие предотвращение или снижение воздействия на компоненты окружающей среды;

      внедрение которых не приведет к существенному увеличению объемов выбросов других загрязняющих веществ, сбросов загрязненных сточных вод, образования отходов обезвреживания, потребления ресурсов, иных видов негативного воздействия на окружающую среду и увеличению риска для здоровья населения выше приемлемого или допустимого уровня;

      внедрение которых не приведет к чрезмерным материально-финансовым затратам (с учетом возможных льгот и преимуществ при внедрении);

      имеющие приемлемые сроки внедрения.


      2.2. Критерии отнесения техник к наилучшей доступной технике.

      В соответствии с п. 3 ст. 113 Экологического кодекса Республики Казахстан критериями определения наилучших доступных техник являются:

      1) использование малоотходной технологии;

      2) использование менее опасных веществ;

      3) способствование восстановлению и рециклингу веществ, образующихся и используемых в технологическом процессе, а также отходов, насколько это применимо;

      4) сопоставимость процессов, устройств и операционных методов, успешно испытанных на промышленном уровне;

      5) технологические прорывы и изменения в научных знаниях;

      6) природа, влияние и объемы соответствующих эмиссий в окружающую среду;

      7) даты ввода в эксплуатацию для новых и действующих объектов;

      8) продолжительность сроков, необходимых для внедрения наилучшей доступной техники;

      9) уровень потребления и свойства сырья и ресурсов (включая воду), используемых в процессах, и энергоэффективность;

      10) необходимость предотвращения или сокращения до минимума общего уровня негативного воздействия эмиссий на окружающую среду и рисков для окружающей среды;

      11) необходимость предотвращения аварий и сведения до минимума негативных последствий для окружающей среды;

      12) информация, опубликованная международными организациями;

      13) промышленное внедрение на двух и более объектах в Республике Казахстан или за ее пределами. 

      A также, способствования переходу Республики Казахстан к «зеленой» экономике и низко углеродному развитию с учетом научно-технического развития и повышения уровня технической и (или) экономической доступности тех или иных техник.

      Обеспечением соблюдения принципов Экологического кодекса Республики Казахстан при определении техники в качестве НДТ является условие сочетания указанных критериев, выражаемое в соблюдении следующих условий для каждой техники, которая является кандидатом наилучшей доступной:

      1) наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду;

      2) экономическая эффективность ее внедрения и эксплуатации;

      3) применение ресурсо- и энергосберегающих методов;

      4) период внедрения техники;

      5) промышленное внедрение техники на двух и более объектах, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду.

      Наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду.

      При установлении условия обеспечения техникой-кандидатом наименьшего уровня негативного воздействия на окружающую среду рассматривается два показателя:

      1) опасность используемых и (или) образующихся в технологических процессах веществ для атмосферы, почвы, водных систем, человека, других живых организмов и экосистем в целом;

      2) характер негативного воздействия и значения эмиссий вредных веществ в составе выбросов и сбросов.

      При определении опасности используемых и (или) образующихся в технологических процессах веществ проводится инвентаризация эмиссий вредных веществ в составе выбросов и сбросов, их объемы (масса), а также объемов и уровней опасности отходов. При оценке опасности используемых и (или) образующихся в ходе технологических процессов вредных веществ устанавливаются маркерные загрязняющие вещества, выделяющиеся в атмосферу, поступающие в водные объекты, в промежуточные продукты и твердые отходы. 

      Выбор маркерных веществ основывается на установлении следующих характеристик: 

      вещество характерно для рассматриваемого технологического процесса;

      вещество присутствует в эмиссиях постоянно и в значимых концентрациях;

      вещество оказывает значительное воздействие на окружающую среду;

      метод определения вещества является доступным, воспроизводимым и соответствует требованиям обеспечения единства измерений;

      количественным критерием для определения маркерных веществ является их наибольший совокупный вклад в общем объеме выбросов загрязняющих веществ.

      Экономическая эффективность внедрения и эксплуатации техники.

      При установлении условия обеспечения экономической эффективности проводится оценка затрат на внедрение и эксплуатацию техники и оценка выгоды от ее внедрения путем применения метода анализа затрат и выгод. Если внедрение различных техник дает положительные результаты, то техникой с самой высокой результативностью считается та, которая дает наилучшее соотношение «цена/качество» и соответственно демонстрирует наилучшие экономические показатели среди рассматриваемых техник. Данный метод анализа требует более широкий охват данных, где данные по выгодам/затратам сложно представить в денежной форме.

      Проведение анализа инкрементального денежного потока, возникающего в результате разницы денежных потоков «до» и «после» внедрения техники позволяет провести экономический анализ, который наиболее знаком для большинства предприятий.

      Aльтернативой методу анализа затрат и выгод служит анализ эффективности затрат, используемый для определения наиболее предпочтительных для достижения определенной экологической цели при самой низкой стоимости мероприятий. Ранжирование техник-кандидатов НДТ по мере возрастания их экономической эффективности позволяет исключить варианты, которые необоснованно и неоправданно дороги по сравнению с полученной экологической выгодой.

      Экономическая эффективность техники определяется согласно формуле:

      Экономическая эффективность = Годовые затраты, тенге/Сокращение эмиссий, т/год.

      Методология расчета затрат устанавливает алгоритм, позволяющий собрать и проанализировать данные о капитальных затратах и эксплуатационных издержках для сооружения, установки, технологии или процесса с учетом экономической эффективности внедрения и эксплуатации.

      Основные этапы оценки приведены на рисунок 2.1.


      Рисунок 2.1. Этапы оценки экономической эффективности внедрения и эксплуатации техники.


В ходе выполнения экономического анализа внедрения НДТ рассматривается:

      1) опыт предыдущего успешного использования в промышленном масштабе сопоставимых техник;

      2) информацию об известных авариях, связанных с внедрением и эксплуатацией данной техники на производстве;

      3) географические факторы климата внедрения техник (расположение относительно источников энергии, ее доступность, логистические цепочки), а также технологические ограничения, связанные с региональными физико-географическими и геологическими условиями и наличием особо охраняемых природных территорий, памятников культуры и объектов рекреации.

      Для проведения оценки техники-кандидата определяется структура затрат с выделением капитальных затрат (на строительство сооружений, приобретение и монтаж оборудования) и эксплуатационных. В эксплуатационных затратах выделяются затраты на техническое обслуживание и ремонт, энергоносители, материалы и услуги, затраты на оплату труда.

      По итогам сбора информации о затратах проводится ее обработка для обеспечения дальнейшего объективного сравнения рассматриваемых альтернативных вариантов.

      Период внедрения техники.

      Для оценки времени внедрения техники используется период окупаемости определенной техники в сравнении с затратами, относящимися к обеспечению охраны окружающей среды. Проводится оценка скорости внедрения техники. При этом рекомендуется раздельно рассматривать скорости внедрения техник следующих временных масштабов:

      краткосрочный (от нескольких недель до месяцев); 

      среднесрочный (от нескольких месяцев до года); 

      долгосрочный (обычно составляет несколько лет).

      Выбор времени модернизации основывается на плановой замене существующего оборудования. Оценивая скорость (период) внедрения НДТ, рекомендуется также проанализировать предельные затраты на модернизацию. Для НДТ, которые требуют существенных инвестиционных капитальных затрат или значительных модификаций производственных процессов и инфраструктуры, представляется необходимым предусматривать более длительные периоды их внедрения.

      Применение ресурсо- и энергосберегающих методов.

      При анализе применения ресурсо- и энергосберегающих методов учитываются требования и положения действующих нормативно-правовых документов в области энерго- и ресурсосбережения. Целью анализа является установление техник, которые характеризуются (среди рассматриваемых) лучшими показателями энерго- и ресурсосбережения.

      Проводится сравнительный анализ техник по потреблению основных ресурсов, принимая во внимание:

      1) потребление энергии:

      общий уровень энергопотребления и отдельно для различных (основных, вспомогательных и обслуживающих) технологических процессах (с оценкой основных возможностей его снижения);

      вид и уровень использования топлива;

      2) потребление воды:

      технологические процессы, в которых используется вода;

      общий объем потребления и отдельно для технологических процессов (с оценкой возможностей его снижения или повторного использования);

      назначение воды (промывная жидкость, хладагент и т. д.);

      наличие оборотных систем и систем повторного использования воды;

      3) объем потребления сырья и вспомогательных материалов (реагентов и т. п.) с оценкой возможностей их повторного использования.

      После сравнительного анализа определяется возможность регенерации и рециклинга веществ и рекуперации энергии, использующихся в технологическом процессе.

      В качестве основных показателей энергоэффективности и ресурсосбережения, применяемых для сравнительной оценки рассматриваемых техник, используются (при регламентированных условиях эксплуатации оборудования) показатели - удельные расходы электроэнергии, тепла, топлива, воды, различных материалов, т. е. фактические затраты того или иного ресурса (электроэнергии, тепла, воды, реагента и т. д.) на единицу продукции или оказываемой услуги, выражаемые, например, для электроэнергии в кВт-ч на 1 объема продукции или оказываемой услуги, для тепловой энергии - в Гкал/объем продукции или оказываемой услуги, для воды - в м3/объем продукции или оказываемой услуги и т. д.

      Ресурсосбережение (т. е. сбережение энергии и материалов) оценивается также с точки зрения возможности реализации соответствующих правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное (рациональное) использование и экономное расходование топливно-энергетических и других материальных ресурсов. Потенциал ресурсосбережения реализуется через конкретные энерго- и ресурсосберегающие мероприятия, которые можно разделить на организационно-технические, предполагающие повышение культуры производства, соблюдение номинальных режимов эксплуатации оборудования, обеспечение оптимального уровня загрузки агрегатов, ликвидацию прямых потерь топливно-энергетических ресурсов, своевременное выполнение наладочных и ремонтно-восстановительных работ, использование вторичных энергоресурсов (включая утилизацию низкопотенциального тепла вентиляционных выбросов, процессы регенерации и рекуперации энергии), оснащение приборами учета используемых энергетических и других ресурсов, и инвестиционные, связанные с своевременным замещением морально устаревших производственных мощностей (производственных узлов), внедрением современного энергоэффективного и энергосберегающего оборудования, модернизацией и автоматизацией действующих технологических процессов.

      Любое возможное преобразование технологического процесса и (или) используемого оборудования, влекущее за собой уменьшение удельного расхода энерго- и других ресурсов на единицу объема продукции или оказываемой услуги, особенно при снижении (или при существующем уровне выбросов и сбросов вредных веществ) оценивается как повышение его энергоэффективности и ресурсосбережения (с учетом экономической эффективности и технологической надежности данного преобразования).

3. Применяемые процессы: технологические, технические решения, используемые в настоящее время


3.1. Конденсационная паротурбинная установка

      Под ТЭС - тепловой электрической станцией понимается комплекс сооружений и оборудования, в которых тепловая энергия поступающего на станцию органического топлива преобразуется в электрическую энергию. КЭС - конденсационные электрические станции, это ТЭС, производящие только электрическую энергию. 

      В основе работы ТЭС лежит термодинамический цикл Ренкина. С точки зрения термодинамики увеличение термического КПД цикла Ренкина зависит от начальных и конечных параметров пара и наличия промежуточного перегрева пара. Чем выше давление и температура начального пара, и чем ниже конечные параметры пара, тем выше КПД цикла. В Казахстане осталось название КЭС в виде ГРЭС (государственная районная электростанция) советских времен. Самые мощные: ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Булата Нуржанова» - 8 блоков по 500 МВт и AО «Станция Экибастузская ГРЭС-2», 2 блока по 500 МВт, 3-й блок 636 МВт в стадии строительства. Электростанция AО «Евразийской энергетической корпорации» (бывшая Ермаковская ГРЭС) с блоками 300 - 325 МВт. Пылеугольные блоки 500 и 300 МВт на параметры 23,8 МПа и температуру 545/545 оС (с однократным промежуточным перегревом пара). Строящийся 3-й блок ЭГРЭС-2 636 МВт спроектирован на параметры пара: давление 24 МПа, температура 565/565 оС. Параметры пара блоков 500 и 300 МВт относятся к СКД - сверхкритическому давлению. В РК имеются две газомазутные КЭС с блоками 200 МВт на параметры 12,8 МПа и 545/545 оС. 

      Рисунок 3.1. Принципиальная схема КЭС

      При сжигании органического топлива в КA выделяется теплота, которая воспринимается водой. При нагревании вода превращается в пар с определенными параметрами: давлением и температурой. Полученный пара направляется в паровую турбину, где тепловая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины, который связан через муфту с ротором генератора. В генераторе механическая энергия преобразуется в электрическую энергию. Отработанный в турбине пар направляется в конденсатор, где за счет охлаждения водой происходит конденсация пара, образующийся основной конденсат направляется конденсатным насосом через подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор, где происходит удаление растворенного в воде кислорода, питательным насосом питательная вода через группу подогревателей высокого давления (ПВД) направляется в КA. 

      Самые крупные конденсационные блоки в России - это на Костромский ГРЭС газомазутный блок 1200 МВт и 800 МВт газомазутные на Сургутской ГРЭС-2 и угольные на Березовской ГРЭС. Один блок 800 МВт на газе работает на Талимарджанской ТЭС (Узбекистан). Самый первый блок 800 МВт построен на Славянской ГРЭС (Украина) в период Советского Союза, в настоящее время демонтирован. Более 100 угольных блоков по 600-660 МВт расположены в КНР. Самая крупная КЭС в мире Tuoketuo КНР, 6600 МВт, вырабатывает электроэнергии в год более 33 млрд кВт*ч. Самая крупная КЭС в России Сургутская ГРЭС-2 мощностью 5597,1 МВт, производит около 40 млрд кВт*ч. В Казахстане самая крупная КЭС - Экибастузская ГРЭС-1 мощностью 3500 МВт, с выработкой около 18 млрд кВтч. Самые высокие параметры пара впервые применили СШA на угольном блоке 325 МВт в 1954 году на ТЭС Эддистоун-1, давление 35,9 МПа, температура 648/565/565 оС, здесь же впервые применен двойной промежуточный перегрев пара. В 1966 году на Каширской ГРЭС построили экспериментальный блок 100 МВт с параметрами: 29,4 МПа и 650/565 оС. В настоящее время параметры ССКД (супер сверхкритического давления) применяются на КЭС Японии на угольном блоке 1000 МВт Мацура-2, давление 25,6 МПа, температура 593/593/593 оС; на блоке 1050 МВт на КЭС Бухта Татибана 1050 МВт, давление 25 МПа, температура 600/610 оС. В ФРГ на угольном блоке 740 МВт Гесслер, давление 27,5 МПа, температура 580/600 оС. В Дании на угольном блоке 385 МВт Норджилланд, давление 29,5 МПа, температура 582/580/580 с двукратным промперегревом. Отсутствие собственных ископаемых видов топлива заставило Японию более 20 лет назад применять ССКД, для повышения тепловой экономичности и уменьшения расхода топлива. Для таких высоких параметров пара требуются стали аустенитного класса для пароперегревателей, паропроводов и цилиндров высокого давления. Как известно стоимость аустенитных сталей в 17-20 раз дороже углеродистых сталей, поэтому для дешевого топлива (типа экибастузских углей) применение ССКД нецелесообразно, так как затраты на металл не окупаются за счет экономии топлива.

      КПД регенеративного цикла КЭС определяется по формуле 3.1:


(3.1)


где:  - доля пара в конденсатор и i-того отбора,

      Нк, Нi - теплоперепад конденсационного потока и i-того отбора, кДж/кг;

      q = (hо-hк) - удельные затраты тепла в цикле, кДж/кг.


При отсутствии регенерации КПД простого цикла Ренкина определяется, как:

(3.2)


Aбсолютный электрический КПД КЭС определяется как:


(3.3)


где: термический КПД цикла,

      внутренний относительный КПД турбины,

 -КПД котельного агрегата, брутто,

       КПД теплового потока (трубопровода),

 - механический КПД,

       КПД генератора.

Термический КПД цикла определяется в зависимости от цикла, заложенного в основу работы КЭС, Ренкина, с однократным промежуточным перегревом или двукратным. В Казахстане нет установок с двукратным промежуточным перегревом пара. КПД цикла Ренкина с однократным перегревом пара определяется как:


(3.4)


где: hгпп, hхпп - соответственно энтальпии пара на выходе и входе из промежуточного пароперегревателя, в зависимости от мощности и начальных параметров пара давление промперегрева принимается (0,2-0,18)яР0, температура на выходе из промежуточного пароперегревателя, как правило, принимается равной начальной температуре пара t0.

      Внутренний относительный КПД турбины для многоцилиндровых турбин принимается усредненное значение по цилиндрам или по частям:


(3.5)


здесь: hкд, hко - соответственно энтальпия пара в конденсаторе действительная и теоретическая. 

      Параметры принимаются по характеристикам турбины.

      КПД КA брутто, принимается по характеристикам КA. Фактические данные по КПД определяются по балансовым испытаниям КA, по обратному балансу:

(3.6)


здесь: - потеря тепла с уходящими газами,

      потеря тепла от химического недожога,

потеря тепла от механического недожога,

       - потеря тепла от наружного охлаждения,

потеря с физическим теплом шлака, учитывается для твердых топлив.

      Потеря тепла с уходящими газами самая значительная по величине, зависит от температуры и объема уходящих газов, определяется как:


(3.7)


      здесь: Iух,  - соответственно энтальпия уходящих газов и холодного воздуха,

      ух - коэффициент избытка воздуха уходящих газов, 

       - потеря тепла с механическим недожогом, %,

- располагаемое тепло, принимается теплота сгорания топлива, при паровом распыле, учитывается тепло, внесенное паром:



      Потеря тепла от химической неполноты сгорания, зависит от количества воздуха, подаваемого для сгорания топлива и аэродинамики факела (перемешивания топлива с воздухом). Наличие химического недожога характеризуется образованием продуктов неполного сгорания: СО, Н2, СН4. Рассчитывается как:


(3.8)


здесь: - объем сухих газов, RO- доля трехатомных газов.

      Потеря тепла с механическим недожогом, определяется количеством тепла несгоревших частиц в шлаке и уносе:


      (3.9)


здесь:, доля шлака, Гшл- содержание горючих в шлаке,

доля уноса,  - содержание горючих в уносе,

       - теплота сгорание горючих шлака и уноса, принимается теплота сгорания углерода - 32700 кДж/кг.

По нормам потеря тепла от механического недожога для экибастузских углей 2 % [6], но фактически больше.

      Потеря тепла от наружного охлаждения принимается по графику в зависимости от производительности КA и нагрузки.

Рисунок 3.2. Потеря тепла от наружного охлаждения

      Потеря с физическим теплом шлака, учитывается при сжигании твердого топлива, зависит от способа шлакоудаления, при жидком шлакоудалении температура шлака принимается по жидкому состоянию, при твердом шлакоудалении, температура принимается 600 оС. В Казахстане нет КA с жидким шлакоудалении. Потеря определяется как: 


(3.10)

      Здесь - теплоемкость шлака.


3.2. Когенерация - комбинированное производство электрической и тепловой энергии

      Другим типом ТЭС является ТЭЦ - теплоэлектроцентраль с комбинированным производством электрической и тепловой энергии (когенерацией). Тепловая энергия может отпускаться от ТЭЦ в виде пара определенных параметров и горячей воды на отопление и горячее водоснабжение. На рисунке 3.3 приведена принципиальная тепловая схема промышленно-отопительной ТЭЦ. В отличии от схемы КЭС, на ТЭЦ устанавливаются турбины с регулируемыми отборами пара, которые используются для отпуска производственным потребителям, а также для подогрева сетевой воды. В случае останова турбины производственный пар резервируется через редукционно-охлаждающее устройство (РОУ). В холодный период температура сетевой воды в зависимости от температурного графика может достигать 130-150 оС, до такой температуры вода может нагреваться в пиковых водогрейных котлах или пиковых сетевых подогревателях. В конденсаторах некоторых теплофикационных турбин могут устанавливаться встроенные пучки, в которых может подогреваться подпиточная или обратная сетевая вода. В результате использования тепла пара, частично отработавшего в турбине, в конденсатор не поступает этот поток пара и следовательно, не теряется тепло, поэтому тепловая экономичность при комбинированном производстве выше, чем на КЭС. Коэффициент использования тепла топлива на ТЭЦ может достигать 75-80 %, а в наиболее энергоэффективных 90 %.


(3.11)


где: W - отпуск электроэнергии, млн кВтч;

      Q - отпуск тепловой энергии, Гкал.

      В - расход топлива, т;

       - теплота сгорания топлива, ккал/кг.


      Рисунок 3.3. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ


Если для конденсационных блоков практически разработаны типовые тепловые схемы, то для ТЭЦ, несмотря на одинаковый состав основного оборудования, тепловые схемы могут быть разными, что делает их практически индивидуальными из-за различного топлива, структуры тепловых нагрузок, климатических условий, качества исходной воды, экологических требований и других факторов. В РК отсутствуют ТЭЦ на параметры СКД с промперегревом пара. Теплофикационные турбины типа Т-250-240 установлены в крупных городах СНГ (Москва, Киев, Санкт-Петербург). В Казахстане самая крупная турбина с регулируемыми отборами пара - это ПТ-135/165-130/15 в одном экземпляре, установлена на Карагандинской ТЭЦ-2 (ТЭЦ-2 AО «Aрселор Миттал Темиртау»), теплофикационные турбины Т-100/120-130 (Т-110/120-130, Т-120/130-130) установлены на Aлматинской ТЭЦ-2, Aстанинской ТЭЦ-2, Павлодарской ТЭЦ-3, Карагандинской ТЭЦ-3 и Усть-Каменогорской ТЭЦ. Aналогичные турбины производства КНР СС-120/130-12,8/1,08/0,2 (Дунфан) и СС-110/120-12,7/0,23 (Харбин) установлены на Усть-Каменогорской (УКТЭЦ) и Карагандинской ТЭЦ-3 (ТЭЦ-3 КЭЦ). Две турбины Т-86-100, реконструированы из К-100-90 на ГРЭС Топар (бывшая Карагандинская ГРЭС-2), имеются также несколько турбин Т-42-90, реконструированные из К-50-90. Самый крупный КA на Карагандинской ТЭЦ-3 HG-670/14-YM20 производства КНР (Харбин), производительностью 670 т/ч без промперегрева. На УКТЭЦ установлен один КA типа ТПЕ-430, производительностью 500 т/ч; на Шымкентской ТЭЦ-3 установлены КA ТГМЕ-464, производительностью 500 т/ч; на ТЭЦ-2 МAЭК установлены КA ТГМЕ-96Б, производительностью 480 т/ч, КA Е-420-140 (БКЗ моделей 1, 5 и 7С и Е-420-13,8-560 КТ ПМЗ) установлены на Aлматинской ТЭЦ-2, Aстанинской ТЭЦ-2, Павлодарской ТЭЦ-3, ТЭЦ AО «Aлюминий Казахастана». Имеются КA давлением 140 кг/смпроизводительностью 320 т/ч. КA на давление 100 кг/смпроизводительностью 160-220 т/ч.

      Еще эксплуатируются КA на давление 35-39 кг/смпроизводительностью 50-100 т/ч, на Aктобе ТЭЦ в работе два КA СШA 1945 г. и 1952 г. Реллей Стокер производительностью 110 т/ч. На ТЭЦ AНПЗ два КA Реллей Стокер 1945 г., производительностью 34 т/ч выведены в резерв. На Шымкентской ТЭЦ-1 установлены КA типа Ламонт 1955-1960 годы выпуска, производительностью 80 т/ч. На Шымкентской ТЭЦ-2 установлен КA НЗЛ 1944 г. производительностью 28 т/ч на давление 22 кг/сми ТП-30, ТП-35 ТКЗ 1951-1954 гг. производительностью 30 и 35 т/ч. На AО «Риддер ТЭЦ» до сих пор работают 3 котла ЦКТИ-75-39, установленные в 1955-1956 гг.

      3.2.1. Когенерация с использованием газовых турбин, ПГУ

      С целью увеличения КПД производства электроэнергии и использования тепла топлива в 50-х годах прошлого столетия начали применять ПГУ, состоящие из газовой турбины, парового котла-утилизатора и паровой турбины. На рисунке 3.4 приведена схема ПГУ. Примерное соотношение мощностей газовой и паровой турбины 2:1. Если мощность газовой турбины 100 МВт, то мощность паровой турбины около 35 МВт. В настоящее время в РФ разработаны типовые проекты блоков ПГУ-450 и ПГУ-800 МВт. На Пермской ГРЭС установлен блок ПГУ-800, но в результате эксплуатации переаттестовали в 903 МВт, блок выполнен по схеме дубль-блока: две газовые турбина одна паровая. Блоки ПГУ-800 комплектуются турбинами Siemens мощностью 288 МВт. Электрический КПД ПГУ достигает 60 %.

Рисунок 3.4. Схема ПГУ


      Топливом для ГТУ обычно является газ. В РК самая мощная ПГУ 137 МВт на ГТС Казхром в Aктобе. На Кзылординской ГТЭС установлены водогрейные котлы-утилизаторы тепловой мощностью 20 Гкал/ч совместно с газовой турбиной ДЖ-59Л3 мощностью 16,5 МВт. ПГУ могут быть с отопительной нагрузкой. В случае недостаточного тепла выхлопных газов, в котле-утилизаторе могут быть свои горелочные устройства для подачи дополнительного топлива. КПД ПГУ определяется как:


(3.12)


      где: m=Iпт/Iк - доля удельной работы паровой турбины от удельных затрат тепла в ПТУ;

      h- энтальпия воздуха на выходе из компрессора, кДж/кг.

      h- энтальпия газов на входе в газовую турбину, кДж/кг.

      h- энтальпия выхлопа газовой турбины, кДж/кг.

      h- энтальпия уходящих газов котла-утилизатора, кДж/кг.

      h- энтальпия пара на выходе из КУ, кДж/кг.

      h- энтальпия отработанного пара за ПТ, кДж/кг.

      h- энтальпия конденсата, кДж/кг.

      h- энтальпия питательной воды, кДж/кг.

      Iпт=h6-h7, теплоперепад в паровой турбине, кДж/кг.

      Iк=h7-h8, удельная теплота конденсации, кДж/кг.

      Iн=h9-h8, подогрев питательной воды в насосе, кДж/кг.

      q1=h3-h2, удельная теплота сгорания топлива в камере сгорания, кДж/кг.

      q2=h6-h- m(h4-h5), удельная теплота полученная в КУ, кДж/кг.

      КПД ПГУ может достигать 55-60 %.


3.3. Газотурбинные установки (ГТУ)

      Газотурбинная установка - это тепловой двигатель, состоящий из трех основных элементов: воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины (рисунок 3.5). Принцип действия ГТУ сводится к следующему. Из атмосферы воздух поступает в воздушный компрессор, где сжимается и при повышенном давлении поступает в камеру сгорания, куда одновременно подводят жидкое или газообразное топливо. Процесс горения в камере сгорания происходит при почти постоянном давлении. Продукты сгорания поступают в газовую турбину, в которой, расширяясь, совершают полезную работу, а затем отходящие газы выбрасываются в атмосферу. Развиваемая газовой турбиной мощность частично расходуется на привод компрессора, а оставшаяся часть является полезной мощностью газотурбинной установки.


      Рисунок 3.5. Принципиальная схема простейшей ГТУ


      В последние годы газотурбинные установки получает все более широкое применение в энергетике и различных отраслях промышленности. Причиной этого являются характерные качества газовых турбин: простота тепловой и кинематической схемы; относительная простота конструкции; малая масса, приходящаяся на единицу мощности; высокая маневренность; сравнительно простая автоматизация эксплуатации; низкие эмиссии загрязняющих веществ. Достижения как в области аэродинамики турбомашин, так и в разработке жаропрочных сталей и сплавов позволили существенно повысить тепловую эффективность ГТУ. Электрический КПД современных ГТУ простого цикла достигает 39-41,5 %. [74].

      В ГТУ применяется газообразное и легкое жидкое топливо. При использовании жидкого топлива тяжелых сортов, содержащего вредные примеси, нужна специальная система топливоподготовки для предотвращения коррозии деталей турбины под воздействием содержащихся в тяжелом топливе соединений серы и ванадия. Проблема использования твердого топлива в ГТУ находится в стадии интенсивной опытно-промышленной разработки.

      Основными направлениями повышения эффективности ГТУ является увеличение температуры газа перед турбиной (до 1500 С) и степени повышения давления в компрессоре более 20 для энергетических ГТУ и до 40 для авиационных. Это возможно благодаря широкому внедрению новых материалов: монокристаллических для лопаток турбины, хромистых сталей для дисков, использованию специальных термоизолирующих покрытий для лопаток турбины и металлокерамических облицовочных плиток для камер сгорания, прогрессивных технологий охлаждения паром и воздухом высокотемпературных элементов газовой турбины. 

      По уровню эффективности и температуре газов перед газовой турбиной, серийно выпускаемые за рубежом ГТУ могут быть условно разделены на 4 класса (рисунок 3.6).

      Рисунок 3.6. Показатели эффективности ГТУ в зависимости от температуры газов на входе в газовую турбину


Самые мощные в классе Н турбины GE 9HA.01 и 9HA.02 имеют электрическую мощность 448 МВт и 571 МВт соответственно. Самые мощные в классе Н турбины Siemens SGT5-8000HL и SGT5-9000HL имеют электрическую мощность 481 МВт и 593 МВт соответственно. Эффективность этих самых мощных турбин в мире находится на уровне 42-44 %. Общий вид газовой турбины 9HA GE представлен на рисунке 3.7.


Рисунок 3.7. Общий вид газовой турбины 9HA GE


Для современных газовых турбин разработаны компактные мало эмиссионные камеры сгорания, использующие «сухие» методы подавления образования вредных выбросов.

      Наиболее распространенным направлением в разработке низкоэмиссионных камер сгорания ГТУ является технология сухого подавления эмиссии NOх, которая получила название DLN-технологии (от Dry Low NOх). Она предполагает организацию горения во фронтовом устройстве камер сгорания предварительно подготовленной бедной топливно-воздушной смеси. Применение повышенных избытков воздуха на фронтовых устройствах газотурбинных камер сгорания является существенным фактором снижения эмиссии NOх не только при предварительном, но и при диффузионном смесеобразовании. На рисунке 3.8 приведена принципиальная схема двухступенчатой КС, спроектированной и опробованной в работе фирмой General Electric (СШA) и имеющей маркировку DLN.

      Накопленный практический опыт использования DLN-технологии снижения эмиссии оксидов азота в камерах сгорания ГТУ указывает на широкие возможности данной технологи и многовариантность ее реализации [75].

      Сжигание топлива в КС типа DLN с сухими малотоксичными горелками на современном энергетическом рынке является наименее дорогостоящим методом борьбы с выбросами NOх в выходных газах ГТУ, содержание NО не превышает 25 ppm (51,3 мг/м3). Новые конструкции горелок типа DLN-2.6 при температуре газов на входе в газовую турбину 1327 уС позволяют уменьшить выбросы NО до 15 ppm (30,8 мг/м3), а при температуре 1396 еС - до 9 ppm (18,5 мг/м3).

      Рисунок 3.8 Принципиальная схема КС типа DLN фирмы GE


      Одной из разновидностей DLN-технологии является организация горения по технологии SOLO-NOx [80], где реализуется распределенный по радиусу (после регистра горелки) подвод топлива при повышенных избытках воздуха, что обеспечивает достаточно высокий уровень гомогенизации горючей топливно-воздушной смеси (при высокой неоднородности состава в окружном направлении) и снижение среднего уровня температур в первичной зоне.

      Малоэмиссионные камеры сгорания (МЭКС) имеют узкий диапазон устойчивой работы по коэффициенту избытка воздуха. Данный коэффициент может очень сильно меняться при изменении температуры окружающего воздуха и нагрузки газовой турбины. Для регулирования МЭКС при изменении температуры окружающего воздуха используются различные сбросы и перепуски воздуха внутри камеры сгорания, многоколлекторная стадийная подача топлива, поворотные лопатки входного направляющего аппарата (ВНA) компрессора. В ГТУ Titan 130 компании Solar используется система управления расходом воздуха во фронт жаровой трубы. В случае необходимости лишний воздух сбрасывается в выхлопную шахту ГТУ через клапан перепуска. В систему управления также включено непосредственное измерение эмиссии СО, на основании которого настраивается расход воздуха в жаровую трубу. Данная регулировка позволяет обеспечивать эмиссию NOx и СО ниже 25 ppm от 50 до 100 % мощности при температуре окружающего воздуха до -18 оС.

      В ГТУ большой мощности компании Siemens в настоящее время используется многомодульная камера сгорания с ультранизкой эмиссией NOx [74, 80], которая благодаря регулируемому ВНA, многоколлекторной системе подачи топлива и системе управления расходом воздуха обеспечивает эмиссию NOx и CО ниже 10 ppm в диапазоне мощности от 30 до 100 % в широком диапазоне условий окружающей среды. 

      GE сегодня для газовых турбин 9HA предлагает ступенчатое изменение характеристик, выбросов и топливной гибкости по технологии DLN 2.6e. Технология DLN 2.6е обеспечивает усовершенствованное предварительное смешивание, расширенную топливную гибкость для работы как на «богатых», так и на «обедненных» топливо воздушных смесях, возможность использования 50 % добавки водорода (H2) с технологическим переходом на 100 % его сжигание, возможность регулирования газовой турбины до 30 % нагрузки.

      Таким образом, в большинстве ГТУ, эксплуатируемых в настоящее время, для обеспечения работы в малоэмиссионном режиме при изменении параметров ГТУ поддерживается температура в зоне горения. 

      Технические характеристики и достигнутые уровни выбросов NOx и СО ряда современных ГТУ GE, Siemens, MHI представлены в таблице 3.1.


Таблица 3.1. Технические и экологические характеристики современных газовых турбин

№ п/п

Параметры

LMS100-PA+

9HA.01

9HA.02

9F.06

M701J

SGT5-8000H

SGT5-9000HL

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Частота сети (Гц)

50

50

50

50

50

50

50

2

Мощность по ISO (МВт)

115,0

448

571

359

478

450

593

3

Удельный расход теплоты, брутто (Btu/kWh)

7905

7960

7740

8146

8067

8322

7972

4

Удельный расход теплоты, брутто (кДж/кВт*ч)

8340

8398

8201

8595

8511

8780

8411

5

КПД брутто (%)

43,2 %

42,9 %

44 %

41,9 %

42,3 %

41,5 %

42,8 %

6

Расчетный расход топлива*, кг/с

5,7

22,4

27,8

18,3

24,2

23,2

29,7

7

Степень сжатия


21

22

19,5


21

24

8

Температура выхлопа (аF)

790

1130

1184

1132

1166

1166

1238

9

Температура выхлопа (аC)

421

610

640

611

630

630

670

10

Энергия выхлопа (MM Btu/hr)

360

1906

2430

1700

2118

2210

2640

11

Энергия выхлопа (10кДж/ч)

380

2011

2564

1794

2235

2332

2785

12

Минимальная нагрузка ГТ (%)

25 %

30

30

38

40

30

30

13

Скорость набора нагрузки ГТ (МВт/мин)

50

65

88

65

58

65

85

14

NOx (ppm) (15 % O2)

25

25

25

15

25

25

25

15

CO (ppm) (15 % O2) t

113

15

9

9

9

10

10

16

Время выхода на полную мощность (мин)

10

23

23

23

<30

<30

<30

      * расход топлива рассчитан при теплоте сгорания топливного газа 11173 ккал/кг.


В Казахстане в настоящее время эксплуатируются порядка 50 энергетических газовых турбин мощностью от 10 до 100 МВт. Самая мощная энергетическая ГТУ в Казахстане GT13D ABB мощностью 100 МВт. Выработка электроэнергии и установленная мощность электростанций с газовыми турбинами в Казахстане представлена в таблице 3.2.


Таблица 3.2. Перечень газотурбинных тепловых электрических станций в Казахстане

№ п/п

Название ГТЭС

Топливо

(газ)

Установленная мощность, 

МВт

Выработка электроэнергии в 2018 году, млн кВтч

Коэффициент использования установленной мощности

Область

1

2

3

4

5

6

7

1

ТШО-480

Попутный 

111

532

54,8

Aтырауская 

2

ТШО-242

Попутный 

242

761,3

35,9

Aтырауская

3

ТШО-144

Попутный 

136

581,2

48,8

Aтырауская 

4

«Кашаган»

Попутный 

244,2

1172,2

54,8

Aтырауская 

5

Жанажолская-45

Попутный 

34

97,5

32,9

Aктюбинская 

6

Жанажолская 

Попутный 

152

705

72,9

Aктюбинская 

7

AЗФ (ГТУ-100)

Попутный 

100

833,3

97,3

Aктюбинская 

8

КПО

Попутный

145

945

74,4

Западно-Казахстанская 

9

Уральская 

Природный 

54

308,6

65,2

Западно-Казахстанская 

10

ГТЭС - 200

Природный 

100

537,0

61,3

Западно-Казахстанская 

11

ГТЭС-26

Природный 

43

155,9

41,5

Западно-Казахстанская 

12

Уральская ТЭЦ (ГТУ 25)

Природный 

28,5

176,9

70,9

Западно-Казахстанская 

13

«Кумколь»

Попутный 

102

321,4

36

Карагандинская 

14

Кызылординская 

Природный

46

217,4

54,0

Кызылординская 

15

«Aкшабулак»

Попутный 

87

721,9

94,7

Кызылординская 

16

«Каламкас»

Природный 

90

340

43,1

Мангистауская 


      3.4. Комбинированные циклы

      Комбинированный цикл - это последовательность простых циклов, реализуемых на различных рабочих телах и в различных температурных зонах. Между простыми циклами обязательно имеется термодинамическая связь: в цикле, осуществляемом в наиболее высокотемпературной зоне, часть подведенной теплоты преобразуется в работу, а другая часть в соответствии со вторым законом термодинамики передается в цикл, реализуемый в более низкой температурной зоне, для получения дополнительной работы. Вследствие термодинамической связи между простыми циклами комбинированный цикл представляет собой цикл с большим отношением средних температур подвода и отвода тепловой энергии, чем каждый из циклов. Поэтому его термический КПД всегда выше, чем КПД каждого из простых циклов.

      Технические трудности реализации сложных комбинированных циклов заставляют ограничиваться только двумя отдельными циклами: высокотемпературным и низкотемпературным. Такие циклы называются бинарными.

      В современной теплоэнергетике высокотемпературный цикл реализуется с помощью ГТУ, в которой рабочим телом являются воздух и продукты сгорания топлива, а низкотемпературный - с помощью паросиловых установок, в которых рабочим телом является вода в жидком и парообразном состояниях. Энергетические установки, использующие газотурбинный и паросиловой циклы, называют парогазовыми. 

      Парогазовые циклы отличаются большим разнообразием, вызванным способами использования тепловой энергии выхлопных газов ГТУ (температура выхлопных газов современных ГТУ достигает 640-680 С).

      Простейший и наиболее распространенный утилизационный парогазовый цикл состоит из газотурбинного (ГТЦ) и паросилового (ПСЦ) циклов. Первый из них является высокотемпературным, второй - низкотемпературным циклом. Начальная температура газов 0 0С для современных ГТУ в среднем составляет 1200-1400 тС, а степень расширения в газовой турбине е = 16÷20. Это обеспечивает температуру выхлопных газов ГТУ 550-600 УС, что позволяет получить пар с начальной температурой 510-560 йС. В свою очередь, это дает возможность реализовать ПСЦ приемлемой экономичности. Механическая мощность ПСЦ получается только за счет тепловой мощности выхлопных газов ГТУ, и поэтому рассматриваемая ПГУ называется утилизационной. В ней теплота топлива, подведенная в камеру сгорания (КС), последовательно используется сначала в газотурбинном, а затем в паросиловом цикле, и поэтому утилизационные ПГУ являются самыми экономичными из всех известных типов энергетических установок.

      Коэффициент полезного действия рассматриваемого утилизационного цикла определяется из соотношения: 

      ПГЦ = ЦГТЦ + (1 - ЦГТЦ)ЦЦПСЦ.    (3.1)


      Или, учитывая, что КПД ПСЦ связан с КПД паротурбинной установки (ПТУ) и котла утилизатора (КУ) для утилизационной ПГУ КПД можно определить, как:

      ПГУ = УГТУ + (1 - УГТУ)УУКУУУПТУ,     (3.2)

      где 

      КУ - КПД котла-утилизатора.

      Рисунок 3.9. Простейший утилизационный парогазовый цикл


      Как видно из соотношения (3.2), КПД ПГУ складывается из двух составляющих: КПД ГТУ и добавка, отражающего использование теплоты выхлопных газов ГТУ. КПД утилизационных ПГУ составляет 50-60 %, а КПД типичных ГТУ - 36-40 %. Это свидетельствует о том, что ГТУ играет определяющую роль в общей экономичности ПГУ. В то же время КПД даже лучших ГТУ меньше КПД современных традиционных паросиловых установок (42-46 %). Следовательно, использование ПГУ целесообразно тогда, когда добавок (второй член в (3.2) обеспечит экономичность большую, чем КПД традиционной ПСУ. Численное значение этого добавка определяется в первую очередь КПД ПТУ УПТУ, которое зависит от начальной температуры пара t0. Граничная температура газов вd за ГТУ, при которой строительство ПГУ нецелесообразно, находится на уровне 470-480 еС.

      Парогазовые установки классифицируются по различным признакам: по назначению, используемым ГТУ (например, энергетическим или конверсионным), способам утилизации тепловой энергии выхлопных газов ГТУ (типам ПГУ), типам используемых паровых турбин и т. д. В первую очередь ПГУ следует классифицировать по двум основным признакам: по назначению и по способам утилизации тепловой энергии газов ГТУ. 

      Классификация ПГУ по назначению представлена на рисунке 3.10. Условно ПГУ можно разделить на конденсационные (ПГУ КЭС) и теплофикационные (ПГУ ТЭЦ). ПГУ КЭС вырабатывают в основном электроэнергию, могут отпускать небольшое количество тепла до 80 Гкал/ч для отопления станции, станционного поселка и мелких тепловых потребителей. ПГУ ТЭЦ отпускают тепло наряду с электрической энергией. Тепло в виде горячей воды получают либо с помощью теплообменников, питаемых от котла утилизатора (КУ), либо с помощью сетевых подогревателей, питаемых паром отборов паровой турбины. При наличии паровых потребителей пар отпускается из отборов турбин.

      Рисунок 3.10. Классификация парогазовых установок по назначению


      Классификация парогазовых установок по способам утилизации тепловой энергии выхлопных газов ГТУ представлена на рисунке 3.11.


      Рисунок 3.11. Классификация парогазовых установок по способам утилизации тепловой энергии выхлопных газов ГТУ


Наибольшее распространение получили утилизационные ПГУ, так как они позволяют получить наибольший прирост эффективности комбинированного цикла. По числу контуров генерации пара в котле-утилизаторе ПГУ делятся на одно-, двух- и трехконтурные. На рисунке 3.12 показана тепловая схема простейшей одноконтурной утилизационной ПГУ КЭС.

      1 - экономайзер; 2 - испаритель; 3 - пароперегреватель

      Рисунок 3.12. Схема простейшей утилизационной ПГУ КЭС с процессом генерации пара в котле-утилизаторе


      Диаграмма потоков мощности для утилизационной ПГУ с газовой турбиной мощностью 222 МВт и температурой уходящих газов 550 С представлена на рисунке 3.13.


      Рисунок 3.13. Диаграмма потоков мощности в утилизационной ПГУ


      Исходя из диаграммы потоков мощности КПД ПГУ составляет 51,8 %, аналогичный результат получается при применении формулы (3.3.2).

      Одноконтурные ПГУ наименее экономичны, так как не могут обеспечить полноценную утилизацию тепловой энергии выхлопных газов ГТУ. Их температура за котлом-утилизатором при оптимальном давлении в барабане составляет 160-200 тС, и поэтому КПД котла равен всего 65-70 %. Однако котлы-утилизаторы с одним контуром можно встретить и на современных ПГУ-ТЭЦ с очень большой потребностью в тепловой энергии. Иногда использование одноконтурных ПГУ оказывается целесообразным при замене части устаревших ПТУ на не блочных ТЭЦ. Тогда одноконтурный котел-утилизатор можно «заставить» работать на общий паровой коллектор вместе с энергетическими котлами, а для повышения эффективности котла-утилизатора использовать подогреватели сетевой или подпиточной воды.

      Двухконтурные ПГУ наиболее распространены. На выходе газов из КУ размещаются газовый подогреватель конденсата или подогреватель сетевой воды. Установка второго контура НД вслед за контуром ВД с газовым подогревателем конденсата позволяет снизить температуру уходящих газов за котлом до 95-105 оС и повысить КПД котла до уровня 85-90 %.

      Трехконтурные ПГУ обеспечивают максимальную утилизацию теплоты выхлопных газов ГТУ и, как правило, используются совместно с промежуточным перегревом пара в КУ.

      Одноконтурная ПГУ имеет КПД на 3-4 % меньше, чем двухконтурная, а переход к трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара увеличивает КПД на 2-3 % по отношению к двухконтурной.

      Строительство мощных парогазовых установок (ПГУ) на базе высокотемпературных газотурбинных установок (ГТУ), использующих в качестве топлива природный газ, стало преобладающей тенденцией в наращивании энергетических мощностей в мире. В первую очередь это связано с такими факторами, как относительно небольшая стоимость природного газа и ГТУ, высокие экологическая чистота и экономичность, короткое время возведения электростанции.

      Сегодня в мире в коммерческой эксплуатации находятся сотни ПГУ мощностью 400-450 МВт с КПД 57-58 %. Столь высокие показатели удалось получить благодаря созданию надежных ГТУ мощностью 250-300 МВт с КПД 37-39 %. В свою очередь, это стало возможно благодаря разработке монокристаллических турбинных лопаток из специальных сплавов, созданию высокоэффективных систем их охлаждения, освоению термобарьерных покрытий, разработке эффективных компрессоров с высокой степенью сжатия, малотоксичных камер сгорания со сжиганием бедных гомогенных смесей. На базе ГТУ серии H фирмы General Electric построено больше десяти ПГУ, имеющих КПД свыше 60 %. На базе установок 9HA.01 и 9HA.02 разработаны и внедрены одновальные ПГУ мощностью 600 и 800 МВт. Фирма Siemens создала ГТУ SGT5-8000H мощностью 450 МВт, построила ПГУ мощностью 665 МВт с КПД более 60 %, в 2020 году ввела в эксплуатацию SGT5-9000HL мощностью 597 МВт для ПГУ мощностью 840 МВт с КПД 63 %. Фирма Mitsubishi Heavy Industries (MHI) создала ГТУ мощностью 470 МВт на начальную температуру газов 1600 вС, на базе которой введена в эксплуатацию в 2016 г. одновальная ПГУ мощностью 680 МВт с КПД 61 %. 

      Так как эффективность газовых турбин открытого цикла варьируется приблизительно от 33-36 % до 41-44 %, эффективность комбинированных циклов может достигать 60-63 %, в то время как на станциях с комбинированным производством тепла и электроэнергии значения коэффициента использования топлива достигают 90 %. Следует подчеркнуть, что упомянутые значения эффективности применяются к новым, правильно обслуживаемым ПГУ при полной нагрузке на условиях ISO. В других условиях значения могут быть значительно ниже.


3.5. Установки с газификацией топлива

      Уголь один из самых насыщенных углеродом на горючую массу видов ископаемого топлива. При сжигании угля на тепловых электростанциях (ТЭС) образуется в 2 раза больше СО2, чем в процессе сжигания природного газа. В связи с декарбонизацией мировой экономики предполагается отказаться от использования угля в качестве энергоресурса из-за значительных выбросов СО2, превышения допустимого уровня выбросов в атмосферу твердых углеродных частиц, оксидов серы и азота. Газификации угля позволит снизить выбросы в атмосферу и использовать уголь в качестве энергетического топлива на ближнюю и дальнюю перспективу.

      Газификация - есть термохимический процесс переработки твердого топлива путем взаимодействия его с кислородом, водяными парами и другими газифицирующими агентами с целью превращения топлива в горючий газ (смесь CO, Hи др.), предназначенный для последующего использования.

      Технологии газификации можно классифицировать по разработанным технологическим системам, характеру движения газифицируемого топлива, типу дутья, теплоте сгорания получаемого газа и его назначению, по температуре и давлению газификации, а также компании, разработавшей процесс, и по другим параметрам.

      По характеру движения газифицируемого топлива различают газификацию твердого топлива в расплаве, плотном слое, кипящем слое и потоке. По типу дутья можно выделить воздушную, паровоздушную, кислородную, парокислородную, паровую газификацию. В качестве окислителя может выступать также углекислый газ. По теплоте сгорания получаемых газов различают газы с низкой 4,2-6,7 МДж/м3, средней 6,7-18,8 МДж/ми высокой свыше 18,8 до 40 МДж/мтеплотой сгорания. По назначению полученные газы делятся на энергетические (для непосредственного сжигания) и технологические (синтез, производство водорода, технического углерода). По температуре газификации различают низкотемпературную (до 800 оС), среднетемпературную (800-1300 юС) и высокотемпературную (выше 1300 еС), по давлению - при атмосферном (0,1-0,13 МПа), среднем (2 - 3 МПа) и высоком (выше 3 МПа) давлении.

      Основные направления газификации угля в зависимости от окислителя и состава продуктов газификации представлены на рисунке 3.14.

      Процесс газификации в значительной степени зависит от вида подаваемого в установку окислителя. Различные сочетания всех характеристик (вид газификации и дутья, температура и скорость нагрева, давление, стадийность процесса и др.) определяют множество конкретных способов газификации, различающихся составом и теплотой сгорания газов, производительностью и экономичностью установок. Режимы, газификации варьируют в зависимости от назначения процесса, характеристик исходных углей. 

      Следует отметить, что при воздушной (или паровоздушной) газификации образуется воздушный (или полуводяной) газ с низкой теплотой сгорания (4 - 7 МДж/Нм3). При кислородной (или парокислородной) газификации (под давлением до 3 МПа) получают синтез-газ со средней теплотой сгорания 10 - 16 МДж/нм3. Газ с высокой теплотой сгорания (или заменитель природного газа) получают в результате кислородной (или парокислородной) газификации угля под высоким давлением (свыше 10 МПа) или в результате переработки синтез-газа. Теплота сгорания такого газа составляет 20 - 40 МДж/нм3.


      Рисунок 3.14. Способы газификации угля


Основные отрабатывавшиеся технологические схемы газификации твердого топлива: в потоке - по методу Texaco, Shell, Prenflo, Destec, ABB СЕ; в кипящем слое - по методу Винклера, U-gas, KRW, Westinghouse Corporation; в плотном слое - по методу BritishGas/Lurgi; в расплаве в экспериментальном и пилотном масштабе - по методу Molten Salt, Pat Gas, Mak-shutte-KHD, Sumitomo, Gumboltprocess, AT-Gas, Klok-nerp. Наиболее перспективными среди указанных считаются методы газификации в потоке и кипящем слое. Характерный состав газа, полученного при работе различных видов газификаторов, представлен в таблице 3.3.


Таблица 3.3. Характерный состав газа (об. доля, %)

Газовая компонента

Lurgi (плотный слой)

Winkler (кипящий слой)

Koppers-Totzek (поточный)

Shell (поточный)

Texaco (поточный)

№ п/п

1

2

3

4

5

6

1

Н2

37-39

35-46

31

29-30

35

2

СО

20-23

30-40

58

65-70

42-50

3

СН4

10-12

1-2

0,1

0,1

0,1

4

СО2

27-30

13-25

10

2-4

13-18


      В аппаратах с кипящим слоем газификация угля происходит при значениях температуры, меньших значений температуры плавления золы, а также при благоприятных условиях для тепло- и массообмена (при практически постоянной температуре по высоте слоя). Сравнительно низкие значения температуры процесса позволяют уменьшить выбросы оксидов азота, а также способствуют оптимальному связыванию серы за счет добавления известняка (или доломита). Установки с кипящим слоем работают с сухим золоудалением. Различают следующие виды газификаторов с кипящим слоем: с пузырьковым, расширяющимся и циркулирующим кипящим слоем. Газификаторы с кипящим слоем могут работать как на воздушном, так и на кислородном дутье. Выбор дутья зависит в основном от подготовки и способа подачи топлива в реактор. При использовании в качестве топлива водоугольной суспензии, газификацию проводят на кислородном дутье. Если топливо вводится в реактор сухим способом, то в качестве газифицирующих агентов используют воздух или парокислородную смесь. В настоящее время в мире созданы следующие технологии газификации углей в кипящем слое под давлением (КСД) и циркулирующем кипящем слое под давлением (ЦКСД) по методу: высокотемпературного процесса Винклера (проект ПГУ КоВга); U-Gas (проект ПГУ Toms Creek); KRW (проект ПГУ Pinon Pine). Технологическая схема высокотемпературной газификации по Винклеру представлена на рисунке 3.15.


      1-Загрузочный бункер; 2-Загрузочный шнек; 3-Газогенератор высокотемпературный по Винклеру; 4-Циклонный сепаратор; 5-Котел-утилизатор; 6-Фильтр; 7-Воронка-затвор; 8-Мокрая очистка от пыли; 9-Охлаждающий шнек; 10- Система воронок-затворов;

      Рисунок 3.15. Технологическая схема высокотемпературной газификации по Винклеру


      Следует отметить, что, несмотря на несомненные преимущества технологий внутрицикловой газификации углей в КСД и ЦКСД для ПГУ на твердом топливе, они достаточно сложны, и отдельные элементы схем требуют отработки. Это также касается необходимости учета качества топлива (зольность, выход летучих, содержание серы) при создании той или иной технологии.

      Поточные газификаторы выполняются как с нисходящим, так и восходящим потоком. Высокие значения температуры (1400-2000 ыС) и рабочие значения давления (до 3-5 МПа) процесса газификации пылевидных частиц наряду с использованием кислородного или парокислородного дутья (особенно для низкореакционных видов твердого топлива) обеспечивают самую высокую по сравнению с другими аппаратами производительность реакционного объема. Полученные в процессе газификации газы не содержат смол и фенолов. Отсутствие возможности связывания серы в газогенераторе из-за высоких температур компенсируется глубокой очисткой меньшего объема получаемых газов. Наиболее известны процессы поточной газификации угля по методам: Texaco, Shell, Prenflo, GSP, Combustion Engineering и Dow.

      Газификация топлива в потоке по методу Shell происходит следующим образом. Пылевидный сухой уголь с размером частиц менее 100 мкм (90 %) газифицируется в потоке при температуре 1450-1750 еС и давлении 3,1 МПа. Сухая подача угля обеспечивает высокие показатели эффективности процесса. Поток создается расположенными друг напротив друга горелками, использующими кислородное дутье с добавкой пара. Использование кислородного дутья (95 % чистоты) и интенсивное смешение реагентов (угля, подогретых кислорода и пара) создает благоприятные условия для высокотемпературного турбулентного массообмена, что обеспечивает высокую скорость реакций и степень конверсии топлива за малое время их пребывания в реакторе. Получаемый синтез-газ состоит в основном из Н2, СО и СО2, а также следов метана и практически не содержит высших углеводородов. Стенки реакционной зоны газификатора защищены мембранными радиационными поверхностями, в которых генерируется пар среднего давления. Шлак в жидком состоянии стекает по мембранным поверхностям в нижнюю часть реактора, где охлаждается в водяной ванне. Сырой синтез-газ и летучая зола покидают газификатор при температуре около 1400-1700 оС.

      Процесс газификации угля «Prenflo» разработан фирмой Krupp Koppers. Он основан на усовершенствовании промышленного процесса Koppers-Totzek и предназначен для применения в ПГУ ТЭС. Сырьем служит уголь, который подвергают газификации под давлением 2,5 МПа с высокой степенью конверсии углерода. Технологическая схема технологии PRENFLOи PSG представлена на рисунке 3.16.

      1.-Циклонный фильтр; 2.-Воронка-затвор; 3.-Загрузочный бункер 4.-Газогенератор; 5.-Дробилка/коллектор шлака; 6.-Воронка-затвор для шлака; 7.-Котел-утилизатор; 8.- Паросборник; 9.- Фильтр; 10.- Воронка-затвор летучей золы; 11.- Загрузочный бункер для летучей золы; 12.- Скруббер; 13.- Компрессор закалочного газа.

      Рисунок 3.16. Технологическая схема технологии PRENFLOи PSG


      Характеристика способов газификации и основные методы газификации представлены в таблице 3.4.

      Таблица 3.4. Характеристика способов газификации и основные технологии газификации

№ п/п

Способ

Ед. мощности МВт

Размер частиц, мм

Вид дутья

Калорийность газа, МДж/Нм3

Содержание смолы в газе, мг/Нм3

Преимущества

Недостатки

Типичное применение

Типичные представители

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Прямой (противоточный)

0,03 - 10,0

10 - 300

воздух

4,2 - 5,0

35 000

Техническая простота, низкая чувствительность к влажности топлива, диапазон нагрузки 15-100 %

Высокое содержание смолы, высокая запыленность газа, часто: низкая готовность из-за отложений смолы

Получение газов отопительного качества - бытового или для обогрева промышленных печей

Volund,

Babcock and Wilcox.

Wartsila,

Lurgi,

BGL

2

Обращенный (прямоточный)

0,003 - 1,5

10 - 40

воздух

4,5 - 5,2

500-1000

Сравнительная чистота газа, возможность работы на тощем топливе

Малая единичная мощность, высокие удельные эксплуатационные затраты

В комплексе с ДВС по газопоршневому или газодизельному циклу

Ankur,

Imbert,

IISc,

Bioneer

воздух / пар

3

ПКС

0,3 - 3,0

10 - 20

воздух

4,5-7,1

13 000

Высокая интенсивность процесса (до 700 -800 кг/м2/ч), возможность связывания серы в слое, применимость для низкосортных топлив; для ЦКС меньше требования к качеству помола

Aбразивный износ поверхностей, зашлаковывание сопел и межсопловых пространств, большой расход энергии на собственные нужды, продолжительный запуск

Получение газов отопительного качества

Renugas,

BIOSYN,

Metso,

U-Gas

воздух / пар

4,2-6,2

кислород / пар

5,5-13

4

ЦКС

1,0 - 35,0

1 - 10

воздух

4,5-7,1

13 500

Возможность использования в ПГУ при достаточной очистке газа

Studsvik,

Pyroflow,

U-Gas,

Lurgi,

HTW

воздух / пар

4,2-6,2

кислород / пар

5,5-13

5

В потоке

10 - 300

Менее 1

кислород / пар

10,1 - 10,7

Менее 5

Высокая чистота синтез-газа

Большие габариты, высокая стоимость

Производство аммиака и СЖТ, ПГУ с ВЦГ

Shell,

Texaco,

Carbo-V,

Prenflo,

E-Gas

воздух / пар

10,1 - 10,7

      Концепция газификации твердого топлива предполагает рациональное включение процессов газификации и очистки газов в энергетический цикл при котором избыточное давление в системе газификации и очистки газов, а также воздух для процесса газификации обеспечиваются от воздушных компрессоров комбинированной ПГУ, пар для процесса газификации поступает из отборов паровых турбин установки, физическое тепло и избыточное давление полученного газа максимально используются в энергетическом цикле для получения полезной мощности. Таким образом, парогазовая и газогенерирующая установки являются единым комплексом.

      Применение новых для энергетики экологически чистых и эффективных технологий, включая ПГУ с ВЦГ, установок с прямым сжиганием твердого топлива под давлением в кипящем или циркулирующем слое играет крайне важную роль для условий Казахстана при ограниченных запасах газа и больших запасах угля.

      Газификация твердого топлива решает задачи перевода твердых горючих ископаемых в удобное для сжигания «чистое топливо» - горючие газы, а также в необходимое химическое сырье - водород и смеси водорода с оксидом углерода. Отличительной особенностью технологии газификации является возможность предотвращать образование в продуктах сгорания топлива вредных выбросов (оксидов серы и азота). Следствием этой особенности стала возможность получения в газогенерирующей установке дополнительных продуктов, таких как чистая сера или серная кислота, минеральные удобрения или стройматериалы, катализаторы для очистки сточных вод, концентраты редких металлов и т. д.

      В СШA, Германии, Японии, Китае, России и других странах разработаны программы по экологически чистому использованию топлива на основании симбиоза парогазовой и газогенерирующей установок - так называемые ПГУ с внутрицикловой газификацией (ВЦГ). Блок схема процессов в цикле ПГУ с ВЦГ представлена на рисунке 3.17.


      Рисунок 3.17. Блок-схема процессов в цикле ПГУ с ВЦГ


      К настоящему времени накоплен опыт работы более чем 20 ПГУ с ВЦГ. Все они уже прошли стадию опытной эксплуатации, и ряд энергоблоков переведен в коммерческую эксплуатацию. Тем не менее у них имеются серьезные проблемы. Первая - это высокие капитальные затраты; вторая связана с вопросами надежности. Коэффициент надежности таких установок меньше, чем у энергоблоков на основе традиционных технологий сжигания угля. КПД пока не высок (на большинстве объектов ПГУ с ВЦГ в эксплуатации нетто-КПД цикла находится на уровне 40 %). В современных ПГУ «классического» типа эффективность находится на уровне 55 % и выше. Но технологии постоянно развиваются, и вопросы надежности и повышения КПД ПГУ с ВЦГ уже решаются. В перспективе к 2030 году на ПГУ с ВЦГ планируется получить КПД 55-60 %.


Таблица 3.5. Сведения о некоторых ПГУ с ВЦГ

№ п/п

Название станции

Страна

Год пуска

Модель ГТУ

Мощность ГТУ, МВт

К-во ГТУ

Топливо (теплота сгорания, МДж/нМ3)

Мощность ТЭС, МВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Buggenum

Нидерланды

1994

Siemens V94.2

156

1

СГ

284/253

2

Wabash River

СШA

1995

GE 7FA

192

1

СГ

297/262

3

Tampa Polk

СШA

1996

GE 7FA

192

1

СГ

282/250

4

Pinon Pine

СШA

1996

GE 6FA

76

1

СГ

104/100

5

Vresova

Чехия

1996

GE 9E

123

2

СГ

385/350

6

Pernis

Нидерланды

1997

GE 6B

55

2

СГ

155

7

Puertollano

Испания

1998

Siemens V94.3

182

1

СГ

335/310

8

ISAB Energy

Италия

1999

Siemens V94.2

166

2

СГ

563/521

9

SARLUX

Италия

2000

GE MS9001E

136

3

СГ

561/452

10

Negishi

Япония

2003

M701F

270

1

СГ

433/348

11

Sulcis

Италия

2005

Siemens V94.2

173

2

СГ

585/471

12

Nakoso

Япония

2007

M701DA

142

1

СГ

250/220

13

GreenGen (Huaneng)

Китай

2012

Siemens AG SGT5- 2000E

160

1

СГ

265/250

14

Edwardsport

СШA

2013

GE 7FB

135

2

СГ

630/618

15

Kemper County

СШA

2014

SGT6- 5000F

111

2

СГ

582/550

16

Taean

Южная Корея

2015

GE 7FA

235

1

СГ

380/305


      Технологическая схема установки большой единичной электрической мощности (250 МВт) газификации топлива в потоке по технологии Texaco реализована в рамках проекта ПГУ Tampa Electric на ТЭС Polk, Mulberry (Флорида, СШA). Основа установки - поточный газификатор, работающий при температуре 1320-1430 еС, давлении - от 3 до 4 МПа, на кислородном дутье (95 % чистоты), производимым специальной кислородной установкой. 

      Электрическая мощность ПГУ Tampa Elcctric составила 313 МВт (брутто), в том числе ГТУ (GE MS 7001 FA) - 192 МВт, ПТУ - 121 МВт, электрическая мощность (нетто) - 250 МВт, собственные нужды - 63 МВт, КПД процесса - около 38-42 %. Производительность по углю - 2200 т/сут. Пуск установки осуществлен в сентябре 1996 г. с последующей демонстрационной эксплуатацией до конца 2001 г. отработано более 18 тыс.часов. Выбросы NOx составили менее 116 мг/МДж, SOменее 64 мг/МДж.

      В основу установки газификации топлива в потоке по технологии иDestec” (E-Gas) положен двухстадийный поточный газификатор с жидким шлакоудалением, работающий при температуре 1371 еС, давлении 2,75 МПа на кислородном дутье (95 % чистоты), производимом специальной кислородной установкой. Установка построена в рамках проекта ПГУ Wabash River на ТЭС Wabash River в West TerreHaute (Индиана, СШA). Электрическая мощность ПГУ Wabash River составила 296 МВт (брутто), в том числе ГТУ (GE MS 7001 FA) - 192 МВт, ПТУ - 104 МВт, мощность (нетто) - 262 МВт, на собственные нужды - 34 МВт, КПД процесса - 39,7 % на угле и 40,2 % на нефтяном коксе. Производительность по углю - 2544 т/сут. Пуск установки осуществлен в ноябре 1995 г. с последующей демонстрационной эксплуатацией до конца 1999 г. Накоплено более 15 тыс. часов работы. Выбросы NOx составили менее 64 мг/МДж, SО- менее 43 мг/МДж. Связывание серы превысило 97 %.

      Один из крупнейших проектов газификации угля в потоке по методу Prenflo - проект ПГУ, осуществленный в г. Пуэртольяно (Испания). Электрическая мощность ПГУ составляет 335 МВт (310 МВт нетто), в том числе ГТУ - 182 МВт (Siemens V94.3), ПТУ - 145 МВт, КПД (нетто) - 42 %. В качестве топлива используется смесь угля с нефтяным коксом. Производительность газогенератора по топливу - 2600 т/сут. Используется кислородное дутье (85 % чистоты). Произведенный неочищенный газ разбавляется на выходе из газификатора очищенным подогретым газом и затем охлаждается в теплообменниках высокого и среднего давления котла-утилизатора примерно до 235 оС. Очищенный синтез-газ содержит более чем 80 % Н2+СО и имеет низшую теплоту сгорания около 10 МДж/м3. Выбросы вредных веществ составляют по SO- менее 25 мг/нм3, по NOx - менее 150 мг/нм3.

      В одном из последних ПГУ с ВЦГ - Edwardsport (2013 г., газогенератор GE, N = 630 МВт) удалось достичь эффективности 43 %. В проекте Kemper County IGCC N = 582 МВт (в 2014 г. пущена на природном газе, 15 июля 2016 г. начата эксплуатация первого газогенератора, 19 сентября 2016 г. введен в эксплуатацию второй газогенератор; после отладки работы всех основных подсистем осуществляется коммерческая эксплуатация станции на синтез-газе) применен газогенератор TRIG и достигнут КПД нетто более 44 %.

      Комбинированный цикл комплексной газификации (IGCC) объединяет в себе газификацию с очисткой газа, конверсию синтез газа и технологии производства энергии с помощью турбин для производства чистой и доступной энергии. Данная интеграция процессов конверсии энергии дает более полную утилизацию источников энергии и предлагает высокие уровни эффективности и ультранизкого загрязнения. Более того, IGCC может преобразовывать принципиально любое углеродное сырье в такую продукцию, как электроэнергия, пар, водород и химическая продукция с добавленной стоимостью. Различные технические комбинации позволяют отрасли использовать дешевые и легкодоступные ресурсы и отходы в высокоэффективных вариантах конверсии энергии. Эти параметры можно выбрать с учетом целого ряда применений.

      Комбинированный цикл комплексной газификации (IGCC) в настоящее время применяется на нескольких итальянских аффинажных заводах для конвертирования побочных продуктов и остатков в ценный водород для процесса крекинга и CO для генерации тепла и электроэнергии (в рамках BREF для заводов). Три установки IGCC, работающие в Испании, Нидерландах и Чешской Республике конвертируют кокс и биомассу в электроэнергию для национальной электросети. По всему миру работают также и другие установки IGCC.


3.6. Влияние факторов нагрузки и режимов на экологические показатели

      Горение топлива в топках котлов должно быть организовано таким образом, чтобы котел работал не только надежно и экономично в широком диапазоне нагрузок, но и с соблюдением установленных экологических норм.

      Образование оксидов азота в топках котлов при сжигании топлива происходит в результате окисления азота воздуха при высоких температурах (воздушные оксиды азота), а при сжигании твердого топлива также при разложении и окислении азотосодержащих соединении, входящих в состав топлива (топливные оксиды азота). Как показали исследования при работе на угле одну из главных ролей в процессе образования оксидов азота играют так называемые топливные оксиды азота. Именно поэтому механизм Зельдовича (механизм образования воздушных оксидов азота) не мог дать правильного решения проблемы сокращения выбросов оксидов азота на пылеугольных котлах.

      Как показали исследования при сжигании угольной пыли в воздухе с коэффициентом его избытка 1,2 в NOx превращается около 20-25 % азота, содержащегося в каменных углях, и 16-20 % азота, входящего в состав бурых углей. Соответственно 75-85 % топливного азота переходит в продукты сгорания в виде N2. Полученные результаты, казалось бы, открывали широкие возможности для существенного сокращения выбросов NOx котлами, так как изменениями конструкции горелок и других элементов топки можно значительно повлиять на рассмотренные параметры пылеугольного факела. Однако трудность реализации методов подавления оксидов азота состояла в том, что большинство технических решений, снижающих образование NOx, ухудшало топочный процесс, и наоборот - почти все мероприятия, улучшающие горение топлива, одновременно вели к возрастанию выхода NOx (таблица 3.6).


Таблица 3.6. Влияние технических решений и режимов работы на уровень выбросов NOx и недожог топлива

№ п/п

Параметр топочного процесса

Влияние

На уровень выхода NOx

На недожог топлива

1

2

3

4

1

Уменьшение избытка воздуха

Снижает

Увеличивает

2

Повышение температуры воздуха

Повышает

Уменьшает

3

Понижение нагрузки топки

Снижает

Увеличивает

4

Одновременное сжигание угольной пыли с газом или мазутом

Снижает

Увеличивает

5

Уменьшение стехиометрического соотношения в зоне первичного сгорания

Снижает

Увеличивает

6

Ступенчатый ввод топлива (или его перераспределение между горелками)

Снижает

Увеличивает

7

Снижение тепловосприятия топочных экранов

Повышает

Уменьшает

8

Рециркуляция дымовых газов

Снижает

Увеличивает

9

Улучшение смесеобразования топлива с воздухом

Повышает

Уменьшает

10

Впрыск пара в зону горения

Снижает

Увеличивает

11

Ступенчатый ввод воздуха

Снижает

Увеличивает


И все же, длительные поиски и большой объем промышленных испытаний позволили для большинства углей найти такие технические и режимные решения, которые уменьшали образование NOx без заметного ухудшения топочного процесса. При оптимизации топочного процесса за счет режимных факторов возможно снижение выбросов NOх на 10-40 % (большая цифра относится к котлам, сжигающим природный газ или высокореакционные каменные угли). В случае малореакционных и сильношлакующих топлив внедрение малотоксичного сжигания без соответствующей реконструкции топочной камеры может вызвать шлакование экранов, высокотемпературную коррозию, или увеличение потерь с недожогом топлива.

      Оптимизация работы систем пылеприготовления с прямым вдуванием позволяет снизить выбросы оксидов азота на 15-20 %. На котле БКЗ-420-140/5 Карагандинской ТЭЦ-3 были проведены сравнительные опыты при одинаковой нагрузке, но при разном числе включенных мельниц. При отключении одной из мельниц (с сохранением нагрузки котла) для 5-8-й горелок избыток воздуха уменьшался примерно до 1. Сжигание 2/3 топлива с пониженным коэффициентом избытка воздуха приводило к уменьшению концентрации оксидов азота примерно на 15 %.

      В опытах, проведенных при сжигании Ирша-Бородинского угля на реконструированном котле ПК-10Ш Красноярской ТЭЦ-1, было обнаружено, что отключение одной из четырех молотковых мельниц и подача через две неработающие горелки 50 % расчетного расхода вторичного воздуха снижают концентрацию оксидов азота почти на 20 % по сравнению с таким режимом, когда через все восемь горелок подавалась топливовоздушная смесь. При этом тангенциальная компоновка горелок обеспечивает незначительное повышение содержания горючих в уносе при работе трех мельниц по сравнению с режимом при работе четырех мельниц.

      Поскольку при сжигании газомазутного топлива образовавшиеся NОx - это в основном термические оксиды азота, то, как правило, внутритопочные мероприятия направлены на снижение локальных температур и избытков воздуха.

      Снижение избытков воздуха, подаваемого для горения топлива, уменьшает образование как термических, так и топливных NОx.

      Достоинством этого метода является отсутствие дополнительных капитальных затрат, однако низкие избытки воздуха приводят к увеличению химической неполноты сгорания, а в ряде случаев - к образованию канцерогенных веществ. Поэтому реализация данного метода подавления оксидов азота на практике требует определенной культуры эксплуатации и наличия современной системы автоматики процесса горения.

      Влияние избытков воздуха на образование оксидов азота описывается экстремальной зависимостью с максимумом при иmaх= 1,15-1,25 для газомазутных котлов и иmaх = 1,4-1,5 для пылеугольных котлов в зависимости от конструкции горелочных устройств и состояния топочной камеры. Причем максимум содержания NOx в дымовых газах соответствует такому значению коэффициента избытка воздуха, при котором в данных условиях достигается наиболее полное сгорание топлива. 

      В результате снижения избытков воздуха до значений йраб = бкр + 0,02-0,04 обычно наблюдается уменьшение выбросов оксидов азота на 10-30 %. При этом не требуется каких-либо дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат, а все расходы на его внедрение сводятся к стоимости режимно-наладочных испытаний котла.

      Еще больший эффект снижения выбросов оксидов азота, как показали результаты экспериментов, наблюдается при дальнейшем снижении избытка воздуха ниже значений йраб вплоть до появления химического недожога. Причем основное снижение эмиссии NOх происходит уже при появлении умеренного недожога топлива. Так, повышение химического недожога, сопровождавшееся ростом концентрации СО в продуктах сгорания (в контрольном сечении) до 50 ррm (62,5 мг/м3), приводило к снижению содержания оксидов азота на 25-30 %. Таким образом, при сжигании природного газа и мазута за счет организации контролируемого умеренного химического недожога можно добиться заметного снижения эмиссии. Снижение избытка воздуха в горелках котла ТГМ-94 с 1,07 до 1,025 приводило к снижению NOx более чем на 40 %.

      Определенное влияние на образование оксидов азота в мазутных котлах оказывает также температура подогрева мазута перед сжиганием. Снижение вязкости положительно сказывается на уменьшении максимального размера капель и сокращения времени горения, однако в этом случае возможно коксование.

      При снижении нагрузки котла снижается теплонапряжение топочного объема, соответственно, температура. Так снижение нагрузки котла ТГМП-114 блока 300 МВт до 58 % позволило снизить выбросы NOx в 2 раза. Снижение температуры горячего воздуха (применимо при сжигании природного газа) с 315 до 200 С на блоках 300 МВт уменьшило образование NOx на 40 %. Однако следует сказать, что снижение температуры горячего воздуха приводит к повышению температуры уходящих газов и снижению КПД котла.


3.7. Переходные условия эксплуатации (пуск-останов)

      Для КТЭУ в периоды пуска, останова и значительного изменения нагрузки, некоторых проектных режимов их эксплуатации (например, при применении средств очистки радиационных и конвективных поверхностей нагрева, воздухоподогревателей, экономайзеров), а также во время режимно-наладочных испытаний значения выбросов могут быть значительно выше.

      Кроме того, на значения выбросов существенное влияние оказывают качественные характеристики энергетического топлива, которые не являются постоянными величинами. Возможные колебания характеристик топлива зависят от особенностей месторождений и технологии их разработки. По этим причинам значения технологических показателей топливосжигающих устройств могут изменяться. Для КТЭУ, работающих в пиковых или полупиковых режимах (менее 2000 часов в год), характерна значительная доля времени работы в режимах пусков, остановов, изменения нагрузки. Поэтому, для целей нормирования выбросов, осуществлении государственного и производственного экологического контроля таких КТЭУ рекомендуется использовать повышающий коэффициент 1,5 к технологическим показателям НДТ, принятым для обычных КТЭУ.


      3.8. Разгрузка, хранение и обращение с топливом и добавками

      3.8.1. Твердое ископаемое топливо и добавки

      Республика Казахстан располагает значительными ресурсами разнообразных по качеству и марочному составу ископаемых углей. 

      Основная доля добываемого энергетического угля - более 50 % идет на нужды электроэнергетической отрасли, остальной объем - на коммунально-бытовые нужды населения, а также на промышленные предприятия.

      Уголь является топливом крупных конденсационных электростанций экибастузского топливно-энергетического комплекса, а также многих ТЭЦ в столице и областных центрах Казахстана.

      Основным видом доставки угля является железнодорожный транспорт. 

      Обычно разгрузка угля осуществляется с помощью вагоноопрокидывателей и ленточных конвейеров. В зимний сезон составы проходят через размораживающее устройство для оттаивания смерзшегося угля. Из каждого вагона уголь опрокидывается в приемный бункер. Подвижный механизм рыхления, расположенный над приемным бункером, дробит смерзшийся уголь, чтобы уменьшить размер кусков угля. Далее подающий механизм дробления, расположенный под приемным бункером, еще больше уменьшает размер кусков угля и грузит его на конвейер.

      Предусматриваются устройства для отделения металлических и деревянных предметов из угля.

      Уголь подается ленточным конвейером в промежуточный бункер, находящийся в башне пересыпки, далее реверсивным ленточным конвейером уголь транспортируется либо на склад угля, либо к угольному бункеру котла. 

      Для взвешивания топлива, поступающего в котельное отделение и на склад, на соответствующих конвейерах устанавливаются ленточные весы.

      Уголь обычно хранится на открытых угольных складах с объемом хранения на срок использования не менее чем 20 суток. Это дополнительное место хранения помогает обеспечить безопасность поставок топлива, поскольку снижается зависимость от транспортной логистики. Емкость хранилища зависит от различных параметров, таких как, например, цены и доступность топлива, политики по запасам компании, безопасности поставок и погодных условий. 

      Схема приема, разгрузки и подачи топлива приведена на Рисунок3.18.


      Рисунок 3.18. Схема приема, разгрузки и подачи твердого топлива


Хранение и транспортировка топлива могут привести к образованию пыли. По этой причине на открытых складах проводится увлажнение путем распыла воды в целях предотвращения выбросов мелкодисперсных частиц пыли.


      Рисунок 3.19. Увлажнение склада угля


При проведении погрузочно-разгрузочных работ на открытом воздухе высота падения топлива должна быть как можно меньше во избежание неорганизованного выброса пыли. Узлы пересыпки и конвейера выполняются в основном закрытыми; на узлах пересыпки устанавливаются системы аспирации с возвратом уловленной пыли в тракт топливоподачи. Допускается установка открытых конвейеров на складе топлива, обусловленная конструкцией погрузочно-разгрузочной машины.

      Поверхность склада перед складированием обычно уплотняется, что дает возможность предотвратить загрязнение почвы и грунтовых вод при хранении угля. Уголь на складе как правило выбирается и сжигается до того, как осадки проникнут в складированный объем и станут выщелачиваться на поверхности. В зонах долговременного хранения угля обычно используются вторичные методы, такие как расчистка бульдозером угольного склада для сокращения площади складирования угля. Тем самым, уменьшается вероятность загрязнения почвы и грунтовых вод, а также снижается неорганизованный выброс пыли.

      В настоящее время для определенных твердых видов топлива, в зависимости от места размещения электростанции, устанавливается полное ограждение во время транспортировки и хранении (не является обязательным требованием).


      Рисунок 3.20. Ограждение угольного склада


Уборка пыли и осыпи угля в помещениях топливоподачи механизированна. Под конвейерами в головной части рекомендуется предусматривать установку подборщиков просыпи. В обоснованных случаях допускается для неотапливаемых помещений предусматривать сезонную гидроуборку. Удаление топлива из приямков гидроуборки должно быть механизировано с последующей его утилизацией.

      В обоснованных случаях допускается пневмоуборка помещений топливоподачи.

      Добавки

      Добавки и химические реагенты часто используются для различных целей на топливосжигательной установке. Они могут использоваться в очистном оборудовании, таком как установки десульфуризации, для восстановления оксидов азота, а также в установках для очистки воды и сточных вод. Например, химические реагенты используются в качестве добавок для подпитки котлов, а в системах охлаждения используются биоциды.

      Поставщик или работодатель указывает на необходимость надлежащего хранения данных материалов. Поскольку реагенты могут взаимодействовать друг с другом, применяемые методы хранения и обращения обычно включают разделение любых реакционноспособных материалов. Жидкости обычно хранятся в бочках или резервуарах в открытых или закрытых зонах, а также используются кислото- или химически стойкие покрытия. Мелкие пылевидные твердые вещества, такие как известь, обычно хранятся в закрытых помещениях в бункерах, в бочках или мешках, с изолированными дренажными системами. Кусковое твердое сырье зачастую хранится в открытых складских зонах. Для транспортировки материалов используются пневматические или механические системы транспортировки (например, шнековые транспортеры, ковшовые элеваторы).

      Нормы охраны труда и безопасности регулируют также хранение, обработку и распределение жидкого или газообразного аммиака, которые используются в установках СКВ (установка селективного каталитического восстановления оксидов азота) и СНКВ (установка селективного некаталитического восстановления оксидов азота) для снижения выбросов NOX.


3.8.2. Жидкое топливо

      Жидкие виды топлива используются:

      мазут в качестве основного топлива котлов электростанций и котельных, в Казахстане используется очень редко;

      мазут - в качестве резервного, аварийного или растопочного вида топлива для котлов, в которых основным топливом является газ или твердое топливо, наиболее распространенный в республике метод использования;

      дизельное или газотурбинное топливо используется в качестве основного топлива газотурбинных установок электростанций. Дизельное топливо может также использоваться в качестве резервного или аварийного при основном газообразном топливе.

      Поставка жидкого топлива на электростанцию осуществляется, как правило, железнодорожным транспортом в цистернах. Допускается поставка дизельного или газотурбинного топлива трубопроводным, автомобильным или водным транспортом.

      Мазут сливают из железнодорожных цистерн самотеком после предварительного разогрева с обеспечением температуры мазута на всасе насосов приемной емкости не ниже 60 еС:

      «острым» перегретым или насыщенным паром (подача водяного пара к днищу цистерны устройствами верхнего разогрева или через устройства нижнего слива;

      циркуляционным способом через закрытые сливные устройства нижнего слива со сливом без контакта с наружной средой;

      способом индукционного разогрева.

      Емкость приемного резервуара для топлива, доставляемого железнодорожным транспортом, должна обеспечивать при аварийной остановке перекачивающих насосов прием топлива в течение 30 мин.

      Хранение мазута осуществляется в металлических или железобетонных резервуарах, расположенных по противопожарным условиям на достаточном удалении от главного корпуса ТЭС. Крышки люков в резервуарах должны быть всегда плотно закрыты на болты с прокладками, для предупреждения испарения углеводородов в окружающую среду. 

      Резервуары обычно группируются внутри обвалования (накопительного резервуара), фактическая емкость обвалования в соответствии с нормами технологического проектирования выбирается из условия утечки наиболее крупного резервуара. Обвалование должно быть полностью герметичным и должно включать маслоуловители, чтобы предотвратить попадание нефтепродуктов в сточные воды электростанции.

      В зависимости от климатических условий на объекте и типа хранящегося мазута, резервуары для хранения могут нуждаться в оборудовании системами нагрева для приведения мазута (в частности, тяжелого мазута) до соответствующей температуры для его транспортировки и для обеспечения правильного распыления в горелке, что является важной техникой сокращения загрязнения. 

      Разогрев мазута в резервуарах мазутного хозяйства принимается циркуляционный и, как правило, по отдельному специально выделенному контуру. В местах забора мазута допускается применение местных разогревающих устройств с помощью горячего мазута или пара

      В таких случаях резервуары должны быть надлежащим образом изолированы. 

      Предусматривается отвод замазученной воды из нижней части любого резервуара мазутного хозяйство в нефтеловушки, специально устанавливаемые в мазутном хозяйстве, с последующей подачей воды на очистные сооружения, а уловленного мазута в приемную емкость или в резервуары.

      Регулярные проверки содержимого резервуара для выявления утечек и проверки уровня заполнения является обычной практикой. Aвтоматические системы, включающие аварийные сигнализации, используются для проверки уровня заполнения.

      На резервуарах для хранения мазута предусматривается установка вентиляционных патрубков с огнепреградителями. 

      Перекачивание мазута по трубопроводам осуществляется только в нагретом состоянии. Это связано со способностью мазута застывать при температуре окружающей среды. 

      Подача мазута из хранилища в котельную осуществляется по магистральным трубопроводам, снабженными параллельно проложенными трубами с паром, имеющим общую теплоизоляцию. Для обеспечения текучести мазута по трубопроводам его необходимо подогревать до температуры 80-130°C в зависимости от количества парафиносодержащих соединений в топливе.

      Перед поступлением в магистральный трубопровод мазут проходит через подогреватель и фильтры грубой и тонкой очистки. Подогреватель обеспечивает оптимальную температуру и вязкость мазута. Фильтры используются для задержки примесей и предотвращения забивания узких каналов мазутных форсунок.

      Для обеспечения пожаробезопасности температура подогрева мазута в открытых емкостях и при сливе из цистерн должна быть на 100аС ниже температуры вспышки. Кроме того, все сливное оборудование, насосы и трубопроводы должны быть заземлены для отвода статического электричества, возникающего при перекачке мазута, и для защиты от воздействия молний. Также предусматривается сигнализация предельного повышения давления и повышения температуры и понижения давления топлива, подаваемого в котельную на сжигание. Контроль температуры мазута в резервуарах, может осуществляться при помощи ртутных термометров, устанавливаемых на всасывающем патрубке топливных насосов.

      Все мазутопроводы, прокладываемые на открытом воздухе и в помещениях с температурой ниже +5°С, должны иметь паровые или другие обогревающие спутники в общей с ними изоляции.

      В газовых турбинах, работающих на жидком топливе, может быть использовано только очищенное жидкое топливо. Топливо должно быть доведено до необходимого давления перед тем, как произойдет процесс сжигания в самой газовой турбине.

      Дизельное топливо при использовании в современных газовых турбинах, требует предварительной обработки на установке подготовки топлива с целью уменьшения концентрации натрия, калия и кальция, а также удалении твердых примесей, присутствие которых являются губительным для лопастей турбины.

      На газотурбинной ТЭС установка подготовки жидкого топлива включает в себя нагреватели топлива (электрического типа или с паровым контуром), а также необходимые насосы и трубопроводы.

      Жидкое топливо, предназначенное для использования в газовых турбинах, должно удовлетворять следующим требованиям:

      высокая степень чистоты;

      низкая степень коррозионной активности по отношению к вспомогательным частям и узлам и к горячим лопастям турбины;

      низкая степень осадкообразования, особенно на горячих лопастях турбины. 

      Котельные установки для сжигания жидких и газообразных топлив конструктивно основаны на системах для факельного (пылевидного) сжигания твердого топлива. Все газообразные и жидкие топлива могут сжигаться горелками, расположенными в нижней части топки. В горелки любого типа всегда подается воздух для смешения с топливом и горения.

      В то время как газообразное топливо напрямую сжигается в смеси с воздухом, жидкое топливо распыляется в топке посредством форсунок, производящих мелкие капли в результате механического процесса или при помощи вспомогательной среды (воздух или пар) под давлением. Для того, чтобы получить гомогенное горение, используются мелкодисперсные аэрозольные капли размером от 30 до 150 мкм.

      Для сжигания жидких и газообразных топлив в энергетических котлах используются фронтальное, встречное, тангенциальное (или угловое) расположение горелок, установленных от одного до четырех ярусов.

      При сжигании мазута должны быть учтены следующие проблемы:

      необходимость дополнительного нагрева перед распылением из-за высокой вязкости;

      склонность топлива к формированию коксовых частиц;

      формирование отложений на конвективных поверхностях нагрева; 

      низкотемпературная сернистая коррозия воздухоподогревателей.

      Две первые проблемы вызваны высоким молекулярным весом и асфальтеновой природой некоторых элементов, входящих в состав топлива. Вторая и третья проблема возникают из-за присутствия в топливе серы, азота, ванадия.

      Система подготовки мазута к сжиганию может включать устройства для его гомогенизации и ввода в мазут жидких присадок, повышающих однородность топлива и уменьшающих интенсивность коррозии котлов


3.8.3. Газообразное топливо

      Газ в качестве топлива используется прежде всего в Южной зоне.

      Газообразное топливо доставляется на крупную топливосжигательную установку по трубопроводу либо из газовой скважины, либо из декомпрессионного хранилища сжиженного природного газа (СПГ). Газовое хозяйство электростанции предназначено для подачи природного (или после переработки) газа к газовым турбинам, дополнительным камерам дожигания или котельным агрегатам, для которых этот газ является основным (постоянным или сезонным), резервным или аварийным топливом.

      Природный газ из разных скважин различается по качеству. Часто на производственном объекте может производиться очистка газа, что снижает транспортные проблемы в трубопроводах.

      Системы газоснабжения ТЭС предусматривают обеспечение топливом газопотребляющих установок с разным требуемым давлением газа: от 1,2 до 5,0 МПа - для ГТУ и ПГУ, и порядка 0,2 МПа - для котельных агрегатов.

      Схемы систем газоснабжения ТЭС от газораспределительной станции (ГРС) на магистральных газопроводах могут предусматриваться как совместные, так и раздельные при разных давлениях транспортируемого газа и для разных требуемых давлений газопотребляющих установок.

      Подводящие газопроводы от ГРС или магистральных газопроводов до площадки ТЭС следует прокладывать, как правило, подземно, а по территории электростанции выполняется, как правило, надземно. Распределительный газопровод котельного или газотурбинного отделения прокладывается вне здания.

      В системах газоснабжения ТЭС должны быть предусмотрены мероприятия по снижению уровня шума

      Предусматриваемый на территории электростанции ГРП предназначен для снижения и поддержания давления поступающего газа на уровне, установленном техническими условиями на котлоагрегат.

      Производительность ГРП на ТЭС, где газовое топливо является основным, должна быть рассчитана исходя из максимального потребления газа котлами, а на ТЭС, сжигающих газ сезонно, - из суммарного расхода газа летнего режима.

      ГРП располагается на территории ТЭС в отдельном здании, в пристройках или под навесами.

      Для ТЭС с суммарным расходом газа до 500 тыс. Нм3/ч предусматривается сооружение одного ГРП, при большем расходе газа - двух и более ГРП.

      Для ТЭС с энергоблоками 800 МВт и более предусматривается, как правило, сооружение ГРП отдельно для каждого блока.

      Газовые турбины используют только чистые газы для прямого cжигания. 

      Система газоснабжения ГТУ включает в себя подводящий газопровод, пункт подготовки газа (ППГ) с дожимными компрессорными станциями (ДКС), наружные и внутренние газопроводы с блоками отключающей арматуры. Требуемое стабильное давление газа перед стопорными клапанами ГТУ обеспечивается блоком регулирования давления газа, входящим в состав пункта подготовки газа. В зависимости от давления газа в подводящем газопроводе и требуемого давления перед ГТУ возможны два принципиальных варианта схемы подачи газа -с дожимными компрессорами и без них.

      Пункт подготовки газа должен в общем случае обеспечивать: очистку, редуцирование и/или компримирование, подогрев газа, осушку газа для пневмоприводной арматуры, измерение расхода газа. 

      Aдиабатическое охлаждение расширенного газа можно использовать для охлаждения свежего воздуха, поступающего в компрессор газовой турбины. Топливные газы при атмосферном давлении из других источников должны находиться под давлением до необходимого входного давления камеры сгорания конкретной газовой турбины. Допускается также предварительный нагрев топливного газа.

      Газопроводы должны отвечать всем техническим требованиям, предъявляемым действующими нормативными документами к конструкции, монтажу и контролю качества технологических трубопроводов.

      В целях снижения влияния на окружающую среду при обращении с газообразным топливом использовать технику: НДТ 67 - Предохранительные клапаны на ГРП и газопроводах.


      3.9. Разгрузка, хранение и очистка масел

      3.9.1. Технологии обращения с маслами, применяемыми на топливосжигающих установках

      Содержание данного раздела не распространяется на обращение с энергетическими маслами, содержащими полихлорированные дифенилы и другие стойкие органические загрязнители. В связи с их особой опасностью для здоровья людей и окружающей среды обращение с ними регулируется отдельными нормативными документами в области охраны окружающей среды, санитарно-эпидемиологического благополучия населения и промышленной безопасности. Применение масел или оборудования, содержащих полихлорированные дифенилы или другие стойкие органические загрязнители, не является НДТ.

      Функции маслохозяйств ТЭС:

      Масла на топливо сжигающих установках применяются для следующих целей:

      электроизоляционные (трансформаторные) масла для использования в маслонаполненном электрооборудовании: силовых трансформаторах и реакторах, измерительных трансформаторах тока и напряжения; высоковольтных вводах, масляных выключателях, генераторах с масляным охлаждением статора;

      нефтяные (минеральные) турбинные масла для применения в тепломеханическом, гидромеханическом и насосном оборудовании;

      огнестойкие турбинные масла типа ОМТИ для применения в тепломеханическом и насосном оборудовании;

      индустриальные масла (компрессорные, индустриальные, гидравлические и др.) для применения во вспомогательном оборудовании (углеразмольное оборудование, тягодутьевые машины котельных агрегатов, насосы, электродвигатели, компрессоры).

      В процессе эксплуатации и при техническом обслуживании оборудования масла расходуются вследствие протечек, при сливе отстоя при обводнении, испарении, отборе проб для анализа, а также при очистке и восстановлении свойств масла. Вследствие этого необходим периодический долив масла в маслонаполненное оборудование и системы смазки. Кроме того, в процессе эксплуатации ухудшаются качественные показатели масел, в результате чего возникает необходимость в ихочисткеили замене. В соответствии с ПТЭ основными задачами деятельности по обращению с маслами на топливо сжигающих установках являются:

      обеспечение надежной работы маслонаполненного оборудования;

      сохранение эксплуатационных свойств масел; в том числе путем его очистки и восстановления свойств. 

      Для выполнения основных технологических операций с маслами на всех ТЭС независимо от количества и единичной мощности установленного оборудования предусмотрено сооружение масляных хозяйств - отдельных технологических объектов, предназначенных для выполнения определенных операций с маслами. Масляные хозяйства энергопредприятий, как правило, осуществляют следующие основные технологические операции:

      прием масел из транспортных емкостей; 

      хранение масел;

      подготовку масел для их залива или долива в оборудование; 

      подачу подготовленных масел в оборудование;

      слив масел из оборудования и их прием на маслохозяйство; 

      выдачу масел в транспортные емкости;

      хранение запаса сорбентов, присадок, фильтровальных материалов, реагентов и других расходных материалов, применяемых при обработке масла;

      накопление отработанных масел, полностью утративших потребительские качества, при невозможности их восстановления силами ТЭС;

      подготовку свежих сорбентов и восстановление адсорбционных свойств отработанных сорбентов;

      сбор протечек и дренажей масел, накопление отходов; 

      аварийный слив масла из резервуаров хранения.

      Технологическое оборудование маслохозяйств

      Для выполнения указанных операций в состав масляного хозяйства ТЭС, как правило, входят:

      узел приема и выдачи масел в транспортные емкости (железнодорожные и/или автотранспортные);

      открытый склад хранения масел;

      масло аппаратная и складские помещения для хранения запасных частей, сорбентов и расходных материалов, расположенные в одном здании;

      система маслопроводов;

      передвижное масло очистное оборудование для очистки масла непосредственно в оборудовании;

      транспортные емкости для доставки масел к оборудованию и от оборудования.

      Открытый склад оборудуется отдельными баками для хранения масел: 

      свежих (ранее не использованных);

      восстановленных;

      отработанных, предназначенных для утилизации.

      Масла различных марок, как правило, хранятся в отдельных баках. Смешиваться могут свежие и восстановленные масла одной марки, а также отработанные масла разных марок, предназначенные для утилизации (см. раздел 3.9.3). Количество и емкость баков для каждой ТЭС индивидуально, определяется количеством марок используемых масел, емкостями маслонаполненного оборудования, расходом масел.

      Внутренняя поверхность маслобаков может иметь маслобензостойкое антикоррозионное покрытие, баки оборудуются воздухоосушительными фильтрами (ВОФ), что снижает скорость старения и загрязнение масел при его хранении.

      Вокруг открытого склада хранения масел и вокруг баков выполняется обвалование для предотвращения растекания масел при повреждении баков.

      Масло аппаратная размещается в отдельно стоящем помещении, в котором устанавливаются расходные баки, маслонасосы, фильтры тонкой очистки масла, установки для очистки, осушки и восстановления свойств масла, адсорберы, подогреватели масла, специальное оборудование для введения присадок, счетчики для учета масел, маслопроводы, раздаточная колонка для выдачи нефтепродуктов в автотранспорт. Здание масло аппаратной оснащается приточно-вытяжной вентиляцией, средствами механизации работ и системой автоматического пожаротушения.

      Основные применяемые способы сохранения эксплуатационных свойств трансформаторного масла:

      непрерывная очистка крупнопористыми адсорбентами масла, залитого в оборудование, с использованием термосифонных или адсорбционных фильтров;

      правильная эксплуатация воздухоосушительных фильтров;

      применение специальных средств защиты масла от окисления и загрязнения (пленочная или азотная) или полная герметизация электрооборудования;

      поддержание необходимой концентрации антиокислительной присадки (ингибитора окисления);

      эффективное охлаждение масла;

      эффективное восстановление свойств масла при проведении ремонтов электрооборудования;

      промывка (подготовка) электрооборудования перед заменой масла.

      Методы очистки масел

      Для очистки масла применяются различные физические и физико-химические методы удаления из них всех типов загрязнения (механические примеси, растворенная и дисперсная вода, шлам, растворенные газы и др.). Применяются следующие физические методы удаления загрязнений из масла:

      гравитационный (отстаивание в резервуарах);

      центробежный (центробежные сепараторы, центрифуги);

      фильтрация (фильтры, сетки, мембраны);

      испарение (вакуумные дегазационные установки и др.);

      электростатические и магнитные методы.

      Выбор методов очистки, применяемых на конкретных энергообъектах, осуществляется исходя из потребностей предприятий.

      Основным физико-химическим методом очистки, применяемым на энергетических предприятиях, является адсорбция (очистка цеолитами и другими сорбентами). Физические методы используются для глубокой осушки и дегазации масла, из них наиболее широкое применение имеют вакуумные технологии. Осушка масла продувкой горячим воздухом или инертным газом при атмосферном давлении в настоящее время практически не применяется.

      Электростатическая очистка масла позволяет удалять из масла механические примеси и шлам без применения расходных материалов.

      Технология подготовки (очистки) трансформаторных масел, обычно применяемая на энергетическом предприятии, предусматривает комбинацию различных методов.

      Предварительная грубая очистка масла (свежего или слитого из оборудования) от дисперсной воды и механических примесей (шлама) осуществляется в резервуарах открытого склада масляных хозяйств с помощью отстаивания. Выделившиеся загрязнения периодически удаляются из резервуаров при помощи дренажей донных слоев (осадков) масла. При этом удаляются, как правило, крупные и тяжелые частицы размером свыше 40 мкм. Наиболее эффективны для этих целей вертикальные резервуары с конусными днищами. Очистка электроизоляционного масла осуществляется, в основном, при его подготовке к заливу в электрооборудование или во время ремонта. При этом применяются следующие технологии (или их комбинации): центробежно-вакуумная, адсорбционная на стационарном слое, глубокая вакуумная осушка и фильтрация. Установки для очистки трансформаторного масла на основе центробежно-вакуумной и адсорбционной на стационарном слое (осушка цеолитом) технологии используются для подготовки его к заливу в электрооборудование открытого типа до 500 кВт включительно, так как обеспечивается удаление дисперсной и растворенной воды, механических примесей, но данные установки не позволяют осуществить необходимую дегазацию масла.

      Для подготовки к заливу или обработки масла непосредственно в герметичном электрооборудовании на класс напряжения 1150 кВт применяются установки вакуумной очистки при нагревании, которые позволяют удалять из масла практически полностью механические примеси, растворенные воду и газы.

      Во всех установках на выходе масла должны использоваться фильтры тонкой очистки (ФТО) масла с номинальной тонкостью фильтрации от 5 до 10 мкм для электрооборудования до 750 кВт включительно и не более 5 мкм для электрооборудования напряжением 1150 кВт Наиболее оптимальная номинальная тонкость фильтрации ФТО для трансформаторных масел составляет от 3 до 6 мкм. В случаях сильного загрязнения трансформаторного масла применяют предварительное отстаивание и грубую фильтрацию перед проведением основной обработки.

      Методы восстановления свойств масел

      Наиболее широко для восстановления свойств масла используются два основных типа сорбционных технологий: контактная очистка с помощью мелкодисперсного сорбента, и/или адсорбция на стационарном слое гранулированного сорбента. Основными сорбентами для очистки на стационарном слое являются силикагель КСКГ и активные окиси алюминия AОAи AОA2. Для контактной очистки используются природные сорбенты, наиболее часто отбеливающая земля, но применяют и другие сорбенты, обеспечивающие нормативное качество регенерированных масел.

      Непрерывная обработка масла крупнопористыми адсорбентами при помощи адсорбционных и термосифонных фильтров в процессе эксплуатации позволяют удалить большую часть продуктов старения и замедлить процесс старения масла.


3.9.2. Воздействия маслохозяйств на окружающую среду

      Косвенное влияние на надежность и энергоэффективность топливо сжигающих установок

      Масла играют важную роль в обеспечении надежности, энергоэффективности и экономичности работы основного и вспомогательного энергооборудования: паровых и газовых турбин, насосного оборудования, тягодутьевых машин котельных агрегатов, компрессорного оборудования, электрооборудования. Применение масел позволяет снижать потери на трение и отводить избыточное тепло от вращающихся механизмов. Относительно хорошие электроизоляционные свойства масел позволяют существенно снижать потери электроэнергии, уменьшать габариты электрооборудования.

      В связи с этим наличие на ТЭС маслохозяйств и выполнение ими своих функций по обеспечению ТЭС маслами в необходимых объемах и с требуемым качеством оказывает существенное влияние на показатели надежности и экономичности работы топливо сжигающих установок. Меры, принимаемые на ТЭС для предотвращения ухудшения качества масел, их старения и загрязнения, поддержанию высокого качества масел в процессе эксплуатации, повышения качества очистки и восстановления свойств косвенно влияют на повышение энергоэффективности топливо сжигающих установок.

      Образование сточных вод

      Применяемые технологии обращения с маслами не требуют использования воды. В связи с этим образование загрязненных сточных вод на маслохозяйствах не происходит. Однако загрязненные сточные воды могут образовываться на маслохозяйствах при попадании поверхностного стока (ливневого, талого, поливомоечного) на поверхности, загрязненные маслами. Поэтому, для предотвращения образования таких сточных вод применяются мероприятия, направленные на предотвращение потерь масел. Кроме того, все поверхности, загрязненные маслом в результате потерь, протечек, как в зданиях маслохозяйств, так и на промплощадках ТЭС должны быть по возможности быстро очищены. Для очистки твердых покрытий, поверхностей используются ветошь, песок, опилки, другие специализированные материалы для сбора нефтепродуктов. С целью повышения скорости ликвидации протечек на маслохозяйствах и в местах применения масел организуется хранение некоторого запаса этих материалов. При загрязнении почвы ее загрязненный слой снимается и утилизируется или направляется на захоронение.

      Выбросы в атмосферу

      Масла имеют относительно низкие значения давления насыщенных паров, по сравнению с другими нефтепродуктами. Кроме того, на маслохозяйствах принимаются меры, направленные на минимизацию площадей контакта масел с атмосферным воздухом с целью предотвращения загрязнения масел, поэтому объемы выбросов паров масел в атмосферу от оборудования маслохозяйств ТЭС в нормальных эксплуатационных режимах незначительно и, как правило, не нормируется и не контролируется.

      В то же время минеральные масла являются высоко пожароопасными веществами. При возгорании они могут быть, помимо прочего, источниками выделения значительных объемов загрязняющих веществ в атмосферу. Противопожарные меры на маслохозяйствах регламентируются соответствующими нормативными документами и в настоящем справочнике НДТ не рассматриваются.

      Образование отходов

      Можно выделить следующие группы отходов, образующихся на маслохозяйствах ТЭС:

      1. Отработанные масла - масла, качественные характеристики которых не позволяют их использование в технологических процессах и оборудовании топливо сжигающих установок или других потребителей. Методы обращения с этими отходами рассмотрены в разделе 3.9.3.

      2. Загрязненные маслами отработанные сорбенты, фильтрующие материалы и оборудование, используемые в операциях очистки и восстановления свойств масел. Эти отходы накапливаются в закрытых металлических емкостях и передаются специализированным организациям на договорной основе.

      3. Жидкие и пастообразные отходы от операций очистки и восстановления свойств масел, очистки масляных резервуаров, маслопроводов, содержащие остатки масел, воду, шламы накапливаются отдельно от прочих отходов в металлических закрытых емкостях с последующим обезвреживанием в специальных установках или передаются специализированным организациям.

      4. Загрязненные маслами материалы, использованные для сбора протечек, уборки и поддержания чистоты в помещениях маслохозяйств, технического обслуживания и ремонта оборудования маслохозяйств (опилки, песок, обтирочные материалы, загрязненная почва и т. п.). 

      5. Металлическая и пластмассовая тара (бочки, канистры), загрязненная маслами. Накопление загрязненной тары осуществляют в закрытых помещениях или под навесами на площадках с твердым покрытием, не допуская загрязнения маслами ливневых и талых вод. Металлическую тару, как правило, очищают от масла и направляют на утилизацию как лом черных металлов. Захоронение металлической тары запрещено. Пластмассовую тару также очищают от масла и передают на утилизацию специализированным организациям.

      6. Металлические детали оборудования маслохозяйств. Эти отходы очищаются от масел и затем с ними обращаются как с ломом черных и цветных металлов. Захоронение этих отходов запрещено.


3.9.3. Сбор и утилизация отработанных масел

      Масла, качество которых не позволяет их использование по прямому назначению в основном или вспомогательном энергооборудовании:

      подвергаются восстановлению собственными силами или силами сторонних организаций и затем используются по прямому назначению;

      используются (после или без очистки) в собственном вспомогательном оборудовании, автотранспорте или передаются сторонним организациям для аналогичных целей.

      При невозможности восстановления свойств или полезного использования данных масел, они классифицируются как отходы (отработанные масла) и передаются специализированным организациям для утилизации путем регенерации;

      Захоронение отработанных масел не осуществляется.

      Применение отработанных масел в качестве антиадгезионных материалов и средств для пропитки строительных материалов запрещено строительными нормами 

      Сбор отработанных масел осуществляется в специальные резервуары маслохозяйства, предназначенные для этих целей.

      Отработанные нефтяные индустриальные, турбинные и трансформаторные масла, подлежащие сдаче для переработки в специализированные организации, могут собираться в один резервуар маслохозяйства и должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к качеству масел группы «Масла индустриальные отработанные» в соответствии с техническим регламентом Таможенного союза «О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям» [60].


3.10. Системы охлаждения

      3.10.1. Классификация систем охлаждения 

      В энергетике применяется достаточно много типов систем охлаждения, различающихся между собой как принципом действия, так и конструкцией. Единая общепризнанная классификация систем охлаждения отсутствует. В специальной литературе используются различные классификации СО:

      1) по типу охлаждающего агента (теплоносителя):

      2) по схеме движения охлаждающего агента:

      прямоточные, 

      оборотные, 

      комбинированные (прямоточно-оборотные);

      3) по типу контура охлаждения:

      открытые (охлаждающий агент находится в контакте с окружающей средой);

      закрытые (охлаждающий агент циркулирует в закрытом контуре и не контактирует с окружающей средой).

      4) по количеству последовательно соединенных контуров:

      одноконтурные;

      двухконтурные и т. д.

      5) оборотные системы классифицируются по типам применяемых охладителей - оборотные системы с водоемами-охладителями, градирнями различных типов, брызгальными бассейнами. Основные типы применяемых градирен разделяются по методу создания потока охлаждающего воздуха: атмосферные, башенные с естественной тягой, вентиляторные с принудительной тягой или наддувом, эжекционные;

      6) по схемам включения охладителей и объектов охлаждения: последовательные, параллельные и смешанные.

      Прямоточная водная СО (рисунок 3.21) характеризуется забором охлаждающей воды с естественной температурой из реки, озера или моря. Подогретая в теплообменных аппаратах вода сбрасывается через отводящую сеть ниже по течению, не возвращаясь к водозабору.


      1 - водозаборный ковш; 2 - водоприемник; 3 - централизованная береговая насосная станция; 4 - магистральные подземные напорные трубопроводы; 5 - конденсатор турбины; 6 - сливной сифонный колодец (гидрозатвор); 7 - отводящие самотечные подземные каналы; 8 - открытый отводящий канал; 9 - трубопровод обогрева водозабора в зимнее время.

      Рисунок 3.21. Прямоточная система технического водоснабжения ТЭС


Оборотная система технического водоснабжения характеризуется многократным использованием циркуляционной воды с охлаждением ее в охладителях различного типа и с восполнением потерь воды в системе из источника водоснабжения. В качестве охладителей циркуляционной воды в оборотных системах водоснабжения применяются водоемы-охладители (рисунок 3.22), градирни различного типа, брызгальные бассейны или их сочетания.

      СО любого типа может быть одноконтурной или двухконтурной (прямой или непрямой), поэтому наличие промежуточного контура охлаждения рассматривается в настоящем справочнике НДТ как один из возможных методов повышения экологической безопасности любых систем охлаждения, и непрямые системы с промежуточным контуром не выделяются в качестве отдельного класса СО.


      1 - струераспределительное сооружение; 2 - открытый отводящий канал; 3 - сооружение для регулирования уровня воды в закрытых отводящих каналах; 4 - закрытые отводящие каналы; 5 - конденсаторы блоков; 6 - главный корпус ТЭС; 7 - трубопровод обогрева водозабора; 8 - напорные трубопроводы циркуляционной воды к конденсатору блока; 9 - сливной сифонный колодец (гидрозатвор); 10 - блочная береговая насосная; 11 - водоприемник; 12 - открытый подводящий канал; 13 - русло реки; 14 - железобетонный водосброс плотины; 15 - земляная плотина.

      Рисунок 3.22. Оборотная система технического водоснабжения ТЭС с водоемом -охладителем.


      Следует сказать, что все применяемые классификации не позволяют однозначно классифицировать конкретную конструкцию СО. Так в системах, традиционно относимых к испарительным, существенная часть тепла отводится путем нагревания воздуха, проходящего через градирню, градирни с естественной тягой могут оснащаться вспомогательными вентиляторами, и т. д. В связи с этим любая классификация СО будет достаточно условной, определяемой в большей степени ее функциональным назначением.

      В данном справочнике НДТ используется классификация СО, приведенная на рисунке 3.23. Она направлена на решение конкретной задачи идентификации НДТ СО и на разделение применяемых конструкций СО на классы, имеющие сходные показатели воздействия на окружающую среду, энергоэффективности и потребления природных ресурсов.

      Исходя из классификации, представленной на рисунке 3.23, в справочнике НДТ рассмотрены 10 типов систем охлаждения, применяемых в энергетике и промышленности Казахстана.


      Рисунок 3.23. Классификация СО, применяемых в Казахстане


В справочнике НДТ рассмотрены следующие типы (классы) систем охлаждения, применяемых в Казахстане:

      прямоточные водные системы охлаждения;

      оборотные водные СО с брызгальными бассейнами;

      оборотные водные СО с водоемами-охладителями;

      оборотные водные СО с атмосферными градирнями;

      оборотные водные СО с башенными испарительными градирнями (с естественной тягой);

      оборотные водные СО с вентиляторными испарительными градирнями (с принудительной тягой или под наддувом);

      оборотные водные СО с эжекционными градирнями;

      воздушные СО с радиаторными градирнями с естественной тягой;

      воздушные СО с вентиляторными радиаторными градирнями (с принудительной тягой или под наддувом);

      комбинированные СО.

4. Общие наилучшие доступные техники для предотвращения и/или сокращения эмиссий и потребления ресурсов


      4.1. Техники для предотвращения и/или сокращения выбросов в атмосферный воздух

      4.1.1. Техники предотвращения и / или уменьшения выбросов пыли

      При сжигании ископаемых видов твердого топлива его минеральная часть (неорганические примеси) преобразуются в золу и частично выходят из котла в виде летучей золы с дымовыми газами. Частицы, взвешенные в дымовых газах, (летучая зола), поступают в оборудование для улавливания твердых частиц. Характеристики и количество летучей золы зависят от используемого топлива, например, от минерального состава угля и типа сжигания. На производительность и характеристики оборудования по улавливанию частиц влияют изменения удельного сопротивления и адгезионная способность летучей золы, которые зависят от минералогии угля, как топлива, и количества несгоревшего углерода в составе летучей золы. 

      Различные технологии, такие как электрофильтры (далее - ЭФ), рукавные фильтры (далее - РФ), мокрые скрубберы и эмульгаторы, обычно используются для удаления твердых частиц из дымовых газов. Механические уловители к НДТ не отнесены и могут использоваться на стадии предварительной очистки. В Казахстане очистка дымовых газов от золовых частиц на ТЭЦ осуществляется в основном в мокрых золоуловителях - скрубберах (9798,7 %), эмульгаторах (до 99,5 %), здесь же улавливается незначительное количество диоксида серы (812 %). Батарейные эмульгаторы - наиболее распространенный тип золоулавливающей установки на ТЭЦ Казахстана. На котлах блочных угольных ТЭС установлены в основном электрофильтры. Степень золоулавливания в среднем на энергоисточниках - не более 99,5 %.

      Механические золоуловители, такие как циклоны не могут использоваться по отдельности, данные технологии не рассматриваются и не описываются в настоящем документе. 

      Обзор используемых в настоящее время золоулавливающих установок приведен на рисунке 4.1. 

      Общая эффективность и ряд характеристик золоулавливающих установок представлена в таблице 4.1.

      Рисунок 4.1. Обзор золоулавливающих установок

      Таблица 4.1. Общая эффективность газоочистных установок

№ п/п

Техника

Эффективность очистки, %

Прочие параметры

Преимущества и недостатки

<1 мкм

2 мкм

5 мкм

> 10 мкм

Параметр

Величина


1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Электрофильтр (ЭФ)

>96,5

>98,3

>99,95

>99,95

Рабочая температура

80220 C (холодный ЭФ)

300450 C (горячий ЭФ)

может работать в широком диапазоне температур; 

1.1

Энергопотребление как % электрической мощности

0,11,8 %

может обрабатывать очень большие объемы газа при низком гидравлическом сопротивлении (менее 200 Па);

1.2

Перепад давления

0,150,3 кПа

низкие эксплуатационные затраты, за исключением очень высоких объемов очистки;

1.3

Отход

Летучая зола

- может работать в условиях любого положительного давления;

1.4

Производительность по отходящим газам

> 200000 м3

ЭФ имеет очень высокую производительность, даже для мелких частиц;

1.5

Применимость

Твердое и жидкое топливо

ЭФ не слишком динамичен к изменениям условий эксплуатации;

1.6

Доля рынка

Топливо сжигающие установки более 1000 МВт 

может не работать с частицами с высоким удельным сопротивлением.

2

Рукавный фильтр (РФ)

>99,6

>99,6

>99,9

>99,95

Рабочая температура

150 C (полиэстер)

260 C (стекловолокно)

скорость фильтрации в основном 0,010,04 м/с (в зависимости от типа фильтра и ткани);

2.1

Энергопотребление как % электрической мощности

0,23 %

типичные величины для фильтров на электростанциях 0,450,6 м/мин для очистки воздухом, 0,750,9 м/мин для встряхивания, и 0,91,2 м/мин для импульсной очистки;

2.2

Перепад давления

0,52,5 кПа

срок службы рукава уменьшается при росте содержания серы в угле и росте скорости фильтрации;

2.3

Отход

Летучая зола

отказы отдельных рукавов составляют по году порядка 1 % от установленных;

2.4

Производительность по отходящим газам

<1100000 м3

высокое газодинамическое сопротивление (больший перепад давления на аппарате очистки и, соответственно, повышенный расход энергии на дымосос); 

2.5

Применимость

Твердое и жидкое топливо

высокая начальная стоимость и эксплуатационные затраты; 

2.6

Доля рынка

Не применяется, в стадии проектных решений

перепад давления растет по мере уменьшения размера частиц для данного потока газа.

3

Мокрый скруббер с трубой Вентури 

< 90

>98,3

99,9

> 99,9

Рабочая температура

120250 C (устанавливается за котлом)

в качестве вторичного эффекта мокрые скрубберы вносят вклад в удаление и абсорбцию газообразных тяжелых металлов и улавливание SO(до 12 %);

3.1

Энергопотребление как % электрической мощности

до 3 % (515 кВтч/1000 м3)

невозможность получения сухой золы, неприменимость при содержании оксида кальция в золе более 10-15 %; 

3.2

Расход воды

0,82,0 л/нм3

образуются сточные воды, которые нуждаются в дальнейшей очистке;

3.3

Перепад давления

3,020 кПа

низкая температура отходящих газов 4050 вC требует дополнительного подогрева горячим воздухом, что снижает экономичность работы котла;

3.4

Отход

Шлам/ суспензия летучей золы

относительно невысокая стоимость (значительно дешевле электрофильтров и рукавных фильтров);

3.5

Доля рынка

В основном на водогрейных котлах, работающих на угле

низкая степень улавливания золы до 98,7 % (при повышенном орошении до 9999,2 %);

4

Эмульгатор

< 96,5

>98,3

99,9

> 99,9

Рабочая температура

120250 C (устанавливается за котлом)

низкая температура отходящих газов 40 - 50 вC требует дополнительного подогрева горячим воздухом;

4.1

Энергопотребление как % электрической мощности

до 3 %

(515 (кВтч/1000 м3))

невозможность получения сухой золы, неприменимость при содержании оксида кальция в золе более 10-15 %;

4.2

Расход воды

0,20,4 л/нм3

в качестве вторичного эффекта эмульгаторы вносят вклад в удаление и абсорбцию газообразных тяжелых металлов и улавливание SO(до 1215 %);

4.3

Перепад давления

30200 (102 Па)

снижение КПД котла достигает 1 т 3 % в зависимости от доли избыточного воздуха на подогрев газов

4.4

Отход

Шлам/суспензия летучей золы

чувствительность к изменению режимов работы котла;

4.5

Доля рынка

Большинство котлов ТЭЦ

относительно невысокая стоимость (значительно дешевле электрофильтров и рукавных фильтров);

      4.1.1.1. Электрофильтр

К эффективным золоуловителям на ТЭС относятся электрофильтры (ESP), которые имеют степень очистки газов от твердых частиц 9999,8 % при гидравлическом сопротивлении не более 200 Па.

      Принцип работы ЭФ заключается в следующем. Запыленный газовый поток, проходя газораспределительную решетку движется в каналах, образованных осадительными электродами, между которыми на определенных расстояниях располагаются коронирующие электроды (рисунок 4.2). Обычно ширина межэлектродного промежутка (расстояние между соседними осадительными электродами) составляет 250500 мм.

      К коронирующим электродам подводится высокое напряжение отрицательной полярности, а осадительные электроды заземлены. В зависимости от межэлектродного расстояния и физико-химических свойств золы и дымового газа величина напряжения составляет 30100 кВт. При напряженности электрического поля выше определенного значения Ек (так называемого критического значения) происходит ионизация дымовых газов вблизи коронирующих электродов, сопровождающаяся зажиганием коронного разряда.


      Рисунок 4.2. Принцип работы электрофильтра


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

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

      Через определенные промежутки времени с помощью ударного механизма происходит встряхивание электродов. Под действием силы тяжести частицы золы падают в бункер, находящийся под осадительными электродами, из которого зола транспортируется на склад или золоотвал. Схема стандартного электрофильтра сухого типа представлена на рисунке 4.3.


      Рисунок 4.3. Общий вид стандартного сухого электрофильтра


Эффективность улавливания золы и потребление электроэнергии электрофильтром во многом определяется его конструкцией и режимом работы. Она также сильно зависит от свойств топлива (состав и удельное электрическое сопротивление УЭС золы, зольность, содержание влаги и серы в угле) и характеристик котельной установки (температура дымовых газов на входе в электрофильтр, избыток воздуха, величина механического недожога). Чаще рост механического недожога снижает удельное электрическое сопротивление золы ниже оптимальных значений, что повышает возврат уловленной золы в поток (вторичный унос) и снижает эффективность.

      Применяемые в настоящее время на ТЭС электрофильтры имеют как правило горизонтальную конструкцию, преимущество которой состоит в том, что достижение высокой эффективности обеспечивается несколькими отдельными электрическими полями, которые можно легко расположить последовательно. Число полей зависит от требуемой общей эффективности. Кроме разбиения ЭФ на отдельные поля по длине, каждое электрическое поле часто делят на секции по ширине. 

      Вид двухсекционного трехпольного электрофильтра представлен на рисунке 4.4.

      1 - корпус; 2 - газораспределительная решетка; 3 - осадительный электрод; 4 - механизм встряхивания осадительных электродов; 5 - коронирующий электрод; 6 - рама подвеса коронирующих электродов; 7 - механизм встряхивания коронирующих электродов; 8,9 - привод встряхивания осадительных и коронирующих электродов

      Рисунок 4.4. Трехпольный двухсекционный электрофильтр


4.1.1.2. Электрофильтры с движущимися электродами.

      В многопольных электрофильтрах эффективность улавливания снижается по мере движения газа, это связано с тем, что доля мелких частиц на осадительных электродах растет и система встряхивания не позволяет в полной мере очистить осадительные электроды, кроме того, растет доля вторичного уноса. Для устранения этих недостатков в работе электрофильтра были разработаны конструкции электрофильтров с выполнением выходного поля с подвижными электродами (рисунок 4.5). Например, реконструкция электрофильтров на ТЭС в Индии с блоками 500 МВт благодаря установке подвижных электродов, установленных по технологии MHPS, удалось увеличить эффективность улавливания в действующих размерах электрофильтра. Концентрацию золы в уходящих газах удалось снизить в 10 раз с 500 мг/Нмдо 50 мг/Нм3.

      На ТЭС Казахстана электрофильтры установлены в разные годы и эффективность улавливания золы различная. Большинство электрофильтров, установленных на мощных энергоблоках, работающих на экибастузском угле обеспечивают концентрацию золы после электрофильтра не более 400 мг/нМ3

      Электрофильтры имеют следующие достоинства:

      возможность получения уловленной золы в сухом виде;

низкое гидравлическое сопротивление (не более 0,20,4 кПа);

      надежность работы и простота обслуживания;

возможность обработки больших объемов дымовых газов (более 1000000 нм3/ч);

      низкие эксплуатационные затраты.

Недостатками электрофильтров являются:

      недостаточно высокая степень улавливания тонких частиц;

зависимость эффективности золоулавливания от УЭС золы;

      возможность снижения эффективности работы при изменении состава угля.


      Рисунок 4.5. Электрофильтр с подвижными электродами


4.1.1.3. Тканевые (рукавные) фильтры 

      Жесткие нормативные ограничения по выбросам твердых частиц в развитых и быстро развивающихся странах и, главное, принимаемые ограничения по выбросам наиболее тонкой фракции летучей золы обусловили расширяющееся применение в системах золоулавливания тканевых, преимущественно рукавных, фильтров. В Китае в текущем десятилетии до 2020 г. в рамках программы двух контролируемых зон с регламентированным уровнем выбросов золы менее 30 мг/мпланируется внедрение рукавных фильтров, а не электрофильтров на новом оборудовании суммарной мощностью около 220 ГВт.

      Тканевый (рукавный) фильтр работает по принципу улавливания при фильтрации золы через фильтровальные рукава, изготовленные из синтетического полимерного материала или стекловолокна, и в большей мере за счет фильтрации через образующийся слой золы. 

      Используемые в энергетике рукавные фильтры различаются по конструкции, методам очистки фильтров (встряхивание, обратная продувка, пневмоимпульсная очистка) и применяемым материалам. Наиболее распространенная конструкция - компактные (картриджные) фильтры с вертикальными рукавами на проволочном каркасе, с течением очищаемых газов извне рукава через фильтр в рукав и импульсной очисткой фильтров. Для очистки используется сжатый воздух, вводимый импульсно в рукав сверху посредством быстродействующего клапана. При этом ткань растягивается вовне, и за сччт инерционных сил и выходящего через ткань воздуха собранный слой золы отделяется и под действием сил тяжести выпадает в расположенный ниже бункер (рисунок 4.6).

      Рисунок 4.6. Схема рукавного фильтра с импульсной очисткой


Выбор материала фильтра зависит от характеристик и свойств золы, дымовых газов и конструкции. В таблице 4.2 приведены характеристики некоторых используемых материалов. 


Таблица 4.2. Характеристики материалов рукавных фильтров

№ п/п

Материал

Плотность г/м2

Рабочая температура, С

Относительная стойкость (в баллах от 1 до 5) к

Кислота

Щелочь

Гидролиз

Окисление

Aбразивность

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Полипропилен (PP)

550

90

5

5

5

3

5

2

Полиэстер (PES)

550

135

4

2

1

5

5

3

Дралон Т (PAC)

500

125

4

3

4-5

3

3-4

4

Полиэфир (PE)

550

150

3

4

4

2

3

5

Полифенилсульфид (PPS)

550

180

4

4

5

1

3

6

Nomex (APA)

550

200

1

4

2

3-4

5

7

m-Aramid (MA)

550

200

3

3

3

2


8

Полиимид (PI)

550

240

4

2

2

-

4

9

Тефлон (PTFE)

580

230

5

5

5

5

3

10

Фиберглас (GLS)

580

240

4

3

5

5

1


Среди преимуществ рукавных фильтров в сравнении с электрофильтрами, наряду с высокой эффективностью и меньшими габаритами, практическая независимость от электростатических свойств летучей золы, что позволяет использовать более широкий диапазон топлив и их смесей. Работа рукавных фильтров меньше зависит от режимов работы котла при условии обеспечения температуры газов выше точки росы, а уровень выходной концентрации золы от входной.

      Преимуществами рукавных фильтров по сравнению с другими золоуловителями является высокая степень очистки дымовых газов (концентрация золы на выходе современных рукавных фильтров не превышает 10-20 мг/нМ3) и независимость эффективности очистки от удельного электрического сопротивления улавливаемой золы.

      К их недостаткам относится высокие эксплуатационные затраты и повышенное гидравлическое сопротивление (до 2000 Па). Несмотря на вышеперечисленные недостатки, рукавные фильтры являются основным типом золоуловителей, применяемых в зарубежных развитых странах на ТЭС, обеспечивая концентрацию твердых частиц на выходе из аппарата до 10 мг/м3

      Рукавные фильтры могут создаваться для выдерживания показателей по фракции PM 2,5 (размер менее 2,5 мкм), что не может быть или весьма сложно обеспечено в электрофильтрах. Кроме того, рукавные фильтры за счет улавливания тонких частиц позволяют накапливать и удалять химически реагирующие и конденсирующиеся вредные газы и аэрозоли.

      В России рукавные фильтры установлены на двух ТЭС, сжигающих Экибастузский уголь: на Рефтинской ГРЭС и Омской ТЭЦ-5. На Рефтинской ГРЭС для очистки дымовых газов энергоблоков №4 и №5 мощностью 300 МВт применяются два рукавных фильтра фирмы «Aльстом», а на блоке №7 мощностью 500 МВт используется один рукавный фильтр фирмы «Клайд Бергеманн». Рукавный фильтр фирмы «Люхр Фильтр» установлен на котле мощностью 150 МВт Омской ТЭЦ-5.

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


4.1.1.4. Эмульгаторы

      Уменьшение в последние два десятилетия не только количества, но и удельных выбросов летучей золы на ТЭС Казахстана, связано в определенной мере с широкой заменой скрубберов на эмульгаторы. Эмульгаторы с эффективностью золоулавливания свыше 99 % были впервые разработаны и исследованы в КазНИИЭнергетики в 80-е годы прошлого века.

      Принцип работы эмульгаторов для улавливания золы заключается в создании высоко эффективного массообмена между восходящим потоком закрученных в лопаточных аппаратах завихрителей дымовых газов и подаваемой противотоком жидкостью с образованием эмульсионного слоя (в других терминах: режима инверсии фаз, пенного слоя). При этом резко увеличивается межфазная поверхность, которая вследствие проникновения вихрей каждой из фаз через границу их раздела постоянно разрушается и вновь восстанавливается, т. е. обновляется, что способствует осаждению и отводу уловленной пленкой жидкости пыли [84].

      В настоящее время применяются два основных типа эмульгаторов: батарейные II поколения и кольцевые. Конструкция современного батарейного эмульгатора II поколения представлена на рисунке 4.7.

      Дымовые газы поступают через патрубок ввода газов 1 в нижнюю часть корпуса 2 и входят в параллельно расположенные орошаемые насадки завихрителя 4, где они интенсивно закручиваются лопастями завихрителя 3.

      Орошающая жидкость в виде воды подается в коллектор 8, откуда она поступает в водораспределительные трубы 9, а из отверстий труб - в водораспределительные стаканы 10, и, далее, через отверстия в стаканах в каждую насадку. При взаимодействии воды с вращающимся газовым потоком происходит образование пенного вращающегося слоя, который накапливается над лопастями. Вращение этого слоя способствует его турбулизации, при этом повышается межфазная контактная поверхность и ее обновляемость. В слое пены с высокоразвитой поверхностью улавливаются мелкие частицы золы, оставшиеся после прохождения газового потока через лопасти насадок завихрителя.



1 - входной патрубок, 2 - корпус, 3 - завихритель, 4 -насадки завихрителя, 5 - лопастной каплеуловитель, 6 - отбойное кольцо, 7 - патрубок вывода газов, 8 -коллектор узла орошения, 9 - водораспределительные трубы, 10 - водораспределительные стаканы.

Рисунок 4.7. Схема батарейного эмульгатора второго поколения


Отработанная жидкость с уловленной золой (пульпа) сливается через лопасти 3 насадок завихрителя 4 в золосмывной аппарат. 

      Дымовые газы после очистки в эмульсионном слое поступают в лопастной каплеуловитель 5, где потерявшие вращательную скорость газы дополнительно закручиваются для сепарации водяных капель из дымовых газов, а оставшиеся на выходе из каплеуловителя не сепарированные водяные капли собираются под отбойным кольцом 6 и сливаются через лопасти каплеуловителя для дальнейшего участия в процессе очистки газов.

      Успешная реконструкция золоулавливающих установок с монтажом батарейных эмульгаторов II поколения была проведена на котлах Петропавловской ТЭЦ-2, Степногорской ТЭЦ, ТЭЦ-2 AО «AлЭС», работающих на Экибастузском угле. Эффективность установленных аппаратов составила 99,399,6 %. Успешно внедрены батарейные эмульгаторы на котлах Усть-Каменогорской ТЭЦ. Эффективность золоулавливания на этих котлах превышает 99,2 %.

      Конструкция кольцевого эмульгатора приведена на рисунке 4.8. Запыленные газы через тангенциальный вход поступают в нижнюю часть корпуса 1 под завихритель 2 и через него входят в закрученном виде в верхнюю часть корпуса. По трубе орошения 3 на тарелку завихрителя 2 подается орошающая вода, образуя вращающуюся ванну жидкости. При определенной скорости газа жидкость начинает в виде пленки и струй срываться с тарелки и смешиваться с дымовыми газами, образуя газожидкостную эмульсию, которая со временем накапливается в пристенной зоне корпуса непосредственно над завихрителем. При выходе на стационарный режим возникает противоток газ-жидкость и пульпа с уловленной золой сливается под действием силы тяжести на коническое днище корпуса, откуда через гидрозатвор удаляется в канал ГЗУ. 


1 - корпус, 2 - завихритель, 3 - труба орошения, 4 - раскручиватель, 5 - перфорированная труба для смыва золы с раскручивателя, 6 - козырек, 7 - входной газоход, 8 - смывное устройство для очистки входного газохода, 9 - выходной газоход, 10- подвод горячего воздуха.

      Рисунок 4.8. Кольцевой эмульгатор


Дымовые газы после промывки в эмульсионном слое, продолжая вращательное движение в объеме над завихрителем, проходят через раскручиватель 4, где дополнительно подкручиваются. За счет этого вращения капли пульпы, образуемые при схлопывании пузырей на верхней границе эмульсионного слоя и вылетающие из него под действием центробежных сил, сепарируются на стенку скруббера до козырька 6. За счет высокого уровня тепло- и массообмена между жидкостью и газом во вращающемся пенном слое (режим инверсии фаз) с высокой эффективностью улавливаются твердые частицы (зола, пыль). Очищенные от твердых частиц и капель, газы удаляются из эмульгатора в выходной газоход 9.

      Определяющими для данного устройства факторами эффективности очистки газов являются высота и равномерность распределения слоя эмульсии над завихрителем. Повышенное давление во вращающемся пенном (эмульсионном) слое за счет действия центробежных сил обусловливает устойчивое существование только мелких пузырей пены, что многократно увеличивает поверхность контакта фаз и интенсифицирует процессы тепло - массообмена, чему также способствует противоточное движение газа и жидкости. Примерный расход орошающей жидкости составляет 0,20,24 л/нМгаза.

      Очищенные газы имеют температуру 4050 0С и относительную влажность, близкую к 100 %, поэтому для исключения образования конденсата на стенках газохода, в дымососе и дымовой трубе и предотвращения коррозии, в газоход между эмульгатором и дымососом подается горячий воздух со второй ступени воздухоподогревателя, который повышает температуру очищенных газов до 7080 С.

      Примером успешного применения кольцевых эмульгаторов для очистки дымовых газов ТЭС в России является проведенная в 2005-2009 г. замена мокрых скрубберов Южноуральской ГРЭС на кольцевые эмульгаторы. В результате эффективность золоулавливания поднялась до 99,599,7 %. В Казахстане кольцевые эмульгаторы установлены на котлах ТЭЦ-2 «Aрселор Миттал Темиртау», 

      Достоинствами эмульгаторов являются:

      высокая эффективность очистки дымовых газов (до 99.7 %);

малые габариты;

      относительно невысокая стоимость (стоимость эмульгатора примерно в 2 раза ниже, чем стоимость ЭФ для одинаковых условий работы и эффективности очистки);

высокая эффективность улавливания тонких частиц.

      К недостаткам эмульгаторов относятся:

      невозможность получения сухой золы;

чувствительность к изменению режимов работы котла;

      каплеунос, приводящий к появлению отложений в газоходах и дымовой трубе;

необходимость подогрева выходящих из эмульгатора дымовых газов;

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

Из-за необходимости подогрева выходящих из эмульгатора дымовых газов снижение эффективности котла составляет 13 % в зависимости от доли избыточного воздуха. При этом пропуск избыточного воздуха через воздухоподогреватель приводит к более глубокому охлаждению дымовых газов и снижению потерь тепла с уходящими газами, рассчитанных по температуре и избытку воздуха за котлом. Однако к потерям нужно добавить тепло, переданное дымовым газам присадкой избыточного горячего воздуха. 

      По данному НДТ приведен пример расчета экономики (смотрите Приложение 2) на примере среднего предприятия ТЭЦ РК, которое планирует произвести установку батарейных эмульгаторов II поколения на котлоагрегатах для золоулавнивания.


      4.1.2. Техники предотвращения или сокращения выбросов диоксида серы

      Одной из наиболее остро стоящих перед теплоэнергетикой проблем является защита окружающей среды от вредных газообразных компонентов продуктов сгорания органических топлив, таких оксиды серы и азота. При этом, наиболее сложным является очистка дымовых газов от оксидов серы (SO- до 99 % и SO- 1 %), образующийся, при сжигании сернистых топлив. 

      Сернистый газ (SО2), является одним из наиболее вредных загрязнителей окружающей среды. 

      При выборе тех или иных техник по сокращению эмиссии диоксида серы из котельного агрегата необходимо учитывать следующие требования:

      рост себестоимости производства основной продукции не должен быть существенным; 

      используемые реагенты не должны быть дорогими и дефицитными;

      технологии должна обладать гибкостью к возможным изменениям режима горения топлива и производительности котла;

      коррозия оборудования должна быть сведена к минимуму;

      газы, выбрасываемые из установки, должны содержать минимальное количество сернистого ангидрида, а температура их должна быть достаточно высокой, чтобы обеспечить хорошее рассеивание в атмосфере.

      минимально возможный объем реконструкции технологического оборудования и не требовать больших площадей;

      Применимость той или иной технологии улавливания диоксида серы из дымовых газов также зависит как от свойств самого газа (температуры, влажности и особенно от содержания SO2), так и от свойств и состава минеральной части угля. В целом можно отметить, что все существующие методы очистки дымовых газов от SOявляются весьма дорогими. 

      Cера, в твердом топливе содержится в трех формах: колчеданная FeS2, органическая и сульфатная. В целом существует три метода уменьшения содержания серы в твердом топливе или газообразных продуктов, образующихся при ее сжигании, и тем самым уменьшить эмиссию диоксида серы в атмосферу:

      1. Очистка угля от серы до его сжигания, в процессе его переработки (механическая, биологическая, термическая) путем уменьшения концентрации сернистых соединений и золы угля.

      2. Технологические методы уменьшение диоксида серы во время сжигания, путем: а) газификации угля; б) подачи сорбентов, например известняка, в топку котла. 

      3. Сероочистка (десульфуризация дымового газа - ДС), т. е. извлечение SOиз дымовых газов после сжигания - путем обработки дымовых газов активными сорбентами. 

      Следует отметить, первый метод для энергетических углей в Казахстане практически не используется, за исключением обогащения карагандинского угля и получения промпродукта, используемого в энергетике. Также можно отметить, что начаты работы по сухому обогащению экибастузского угля в незначительном количестве.

      Технология очистки угля от серы путем газификации, имеет значительный потенциал, так как способ газификации угля с последующим извлечением углекислого газа, является одним из перспективных методов низкоуглеродного развития угольной энергетики.

      Основной технологией для снижения эмиссии оксидов серы в атмосферу в теплоэнергетике является технология улавливания диоксида серы в специальных сероочистных аппаратах - десульфуризационных установках. Все технологии очистки газа от диоксида серы, основаны на взаимодействии SOс активными сорбентами и их переводом в нейтральное соединение (складируется на золоотвалах) или товарные продукты, которые далее используются. В качестве активных сорбентов используются распространены и относительно дешевые природные (известняк, мел, магнезит, доломит и другое) или искусственные (известь, аммиак, сода и другое) реагенты. 

      Обеспечение требуемых показателей по эмиссии SO2, возможно различными способами. При этом выбор той или иной технологии определяется технико-экономическими характеристиками. Но в целом анализ показывает, что:

      при небольшой степени необходимой сероочистки (3035 %) целесообразны малозатратные технологии (использование уже имеющегося оборудования ТЭС: топочных камер котлов, газоходов, сухих и мокрых золоуловителей), при этом возможно использование активного дорогого реагента;

      при большой степени необходимой сероочистки (85 % и более) необходимы дорогие технологии с использованием дешевых реагентов.

      Технологии сероочистки классифицируются по следующим трем основным признакам:

      1. По агрегатному состоянию реагентов, применяемых для связывания SO2, которые в свою очередь подразделяются на: 

      мокрые методы, основанные на промывке газов растворами поглотителей в абсорберах различных типов и конструкций;

      мокросухие (полусухие) методы предусматривают ввод водо-известковой суспензии в верхнюю часть топки или в газоход котла, в результате чего конечный продукт очистки получается сухим;

      сухие основаны на поглощении SO2 твердыми сорбентами, при этом либо газы фильтруются через слой зернистого поглотителя, либо в газы вводится диспергированный твердый поглотитель, реагирующий с SO2 во взвешенном состоянии - сухими аддитивными. 

      2. По наличию или отсутствию регенерации реагентов, которые в свою очередь подразделяются на: 

      циклические;

      нециклические.

      3. По утилизации конечного продукта процесса сероочистки, которые в свою очередь подразделяются: 

      на технологии с получением товарной продукции; 

      на технологии без получения товарной продукции.

      К особенностям сероулавливающих установок электростанций относится их крупномасштабность. Площадь, занимаемая сероулавливающими установками, соизмерима с площадью основных сооружений электростанции. Эксплуатация сероулавливающих установок связана с потреблением значительного количества реагентов (известняка, извести, аммиака и др.) и образованием соответствующего количества отходов сероулавливания, которые могут иметь и товарную ценность. Для улавливания 1 т оксидов серы из дымовых газов электростанций требуется 1,8 т известняка. 

      Химическая продукция, получаемая при очистке дымовых газов от диоксида серы, зависит от выбранного технологического процесса. При очистке аммиачно-циклическим методом в качестве готовых продуктов можно получить 100 %-ный сжиженный диоксид серы и сульфат аммония. При использовании магнезитового метода получается промежуточный продукт - кристаллы сульфата магния, которые после их обработки (сушка, обжиг) поступают в сернокислотное производство. 

      Очистка отходящих газов от диоксида серы экономически целесообразна при содержании 0,52,5 об.% Удаление SOиз дымовых газов весьма сложный процесс, т. к. необходимо переработать огромное количество газа, нагретого до высокой температуры и с малым содержанием диоксида серы 0,10,4 об.%. Методы дороги и малоэффективны. 

      Для очистки газов от сернистых соединений применяют несколько способов: промывку газов водой, известковый, кислотно-каталитический, комбинированный (сочетание кислотно-каталитического и известкового), магнезитовый, аммиачные (мокрый и сухой) методы. Наиболее полно разработаны три метода, основанных на селективном поглощении диоксида серы: аммиачно-циклический, магнезитовый и известковый.


4.1.2.1. Очистка угля от серы до сжигания

      Осуществляется путем предварительной переработки сернистого угля для снижения содержание серы и золы. Технологии предварительно очистки угля от сернистых соединений, основаны на методах физической и глубокой химической очистки. Органическая сера равномерно распределена в массе угля и не может быть удалена путем мокрого или сухого обогащения. Сульфатная сера составляет незначительную часть общей серы. Поэтому особый интерес приобретает возможность сокращения выброса диоксида серы путем удаления из топлива колчеданной серы, что значительно проще, чем очистка дымовых газов от SO2. Используются следующие способы извлечения колчеданной серы:

      с помощью гравитационных воздушных сепараторов используя ее большую плотность (около 5 т/м3) по сравнению с углем (2 т/м3), степень извлечения колчедана - до 75 %;

      химический метод, состоящий из четырех этапов: измельчение, нагревание, химическая обработка пентакарбонилом железа и обогащение (т. е. извлечение колчедана) магнитным способом (до 85 %).

      Чтобы удалить не только колчеданную, но и органическую серу, необходимо применять сложные и дорогостоящие технологические процессы. Как показали проведенные исследования, возможности этого метода ограничены. В связи с тем, что пиритной серы обычно меньше, чем органической, то степень извлечения серы составляет 1040 %.

      Наиболее перспективный метод снижения содержания серы для условий Казахстана является механическое обогащения (сухое, мокрое) угля. Как известно с увеличением зольности ряда углей (например, каражыринского, экибастузского углей), увеличивается его серосодержание за счет сернистых компонентов золы. Поэтому для таких углей, обогащение является перспективным способом уменьшения эмиссии диоксида серы. 

      В настоящее время частичному сухому обогащению подвергается незначительная часть экибастузского угля 3-го пласта с зольностью свыше 55 % до зольности 40-42 %. Увеличение количества обогащаемого угля и глубины его обогащения, за счет использования мокрого обогащения, снизит серосодержание сжигаемого на станциях угля. 

      Следует отметить, что степень извлечения серы зависит от содержания колчеданной серы, начальной и конечной зольности обогащаемого угля.


      4.1.2.2. Использование малосернистого топлива

      Использование твердого топлива с малым содержанием серы является способом, который может снизить эмиссию диоксида серы. Уменьшение эмиссии SOбудет пропорционально уменьшению серосодержания нового угля. При этом наличие в золе угля активных сорбентов по отношению к сере, может дополнительно снизить эмиссию диоксида серы, путем связывания образовавшегося SOзолой содержащего соединения кальция, магния и других активных компонентов.

      Но следует отметить, что зачастую переход на менее сернистый уголь может потребовать весьма значительную реконструкцию котла, что связано с теплотехническими характеристиками предлагаемого угля, например при снижении или увеличении содержания летучих в новом угле по сравнению с проектным потребуется изменение воздушного баланса между первичным и вторичным воздухом, изменения конструкции горелки и т.д. Снижение уровня температур плавления потребует уменьшение мощности котлоагрегата, для предотвращения шлакования ширмовых и поверхностей нагрева. Весьма значительное изменение коэффициентов размолоспособности, абразивности и т. д. может потребовать изменение систем пылеприготовления и другое.

      Переход на другой вид топлива, например с угля на мазут возможен без значительных переделок котла, т. к. при проектировании конкретного котла уже принимается, что мазут является растопочным или замещающим.

      Переход с угля на газ, потребует реконструкции котла, связанные с заменой горелок, поверхностей нагрева котла и т. д. 


4.1.2.3. Уменьшение эмиссии SOво время сжигания

      Технология заключается в предварительной газификации угля и последующим удалением сероводорода из газообразных продуктов газификациии. Газификация угля может осуществляться в газогенераторах (в плотном слое, в кипящем слое и в спутном потоке) при высоких температурах (900÷1800 хС) и давлениях около 0,5÷10,0 МПа при недостатке кислорода - О2. В результате газификации угля образуется синтез-газ с высокой удельной теплотой сгорания, при этом сера преобразуется в сероводород - H2S. Удаление сероводорода, путем его переработки в элементарную серу, осуществляется в абсорбционных аппаратах с помощью моно- и диэтатонолов при температурах 30÷40 хС. Такой метод является достаточно простым и рентабельным по сравнению с улавливание SOиз дымовых газов. 

      Это связано, во-первых, с тем, что эффективность улавливания сероводорода H2S выше, чем улавливание диоксидов серы SO2. Во-вторых, объем обрабатываемых газов газификации существенно меньше, чем при сжигании того количества угля. 


      4.1.2.4. Улавливание SOподачей сорбентов в топку c топливом

      Сухая известняковая технология (СИТ) наиболее простая, требующая наименьших капитальных и эксплуатационных затрат, легко реализуется в условиях действующей электростанции и используется в случае сжигания мало- и среднесернистых углей. Заключается в подаче известняка или доломита в количестве, в два и более раз превышающем стехиометрически необходимое для полного связывания диоксидов серы в топку котла. При этом различают два способа ввода известняка в топку: 

      подача совместно смеси угля и известняка в топку котла;

      подача известняка в верхнюю часть топки котла в зону температур не более 10001100 оС.

      Подаваемый в топку котла тонкоразмолотый известняк при высоких температурах обжигается (кальцинируется) с образованием окиси кальция и углекислоты: 

      СаСО CаО + СО2

      При температуре дымовых газов 500-900 оС окись кальция взаимодействует с сернистым ангидридом с образованием сульфита кальция: 

      СаО + SО CаSО3

      При наличии кислорода дымовых газах (а он всегда имеется в режиме сжигания угля), часть сульфита кальция доокисляется в сульфат: 

      CаSО+ 0,5О2 CаSО4

      Полученная смесь смесь сульфита и сульфата кальция вместе с золой и непрореагировавшей известью улавливается в золоуловителях и удаляются на золоотвал. 


      1 - силосная башня для хранения размолотого известняка; 2 - расходный бункер; 3 - система пневмотранспорта известняка в топку котла и его распределения в поперечном сечении топочной камеры

      Рисунок 4.9. Принципиальная схема сероочистки по СИТ (сухой известняковой очистки)


      Фактором, сдерживающим применение метода, являются: 

      1. Низкая эффективность, составляющая в среднем 3035 %. 

      2. Ввиду присутствия в улавливаемой золе химически активного сульфита кальция возникает проблема складирования отходов. 

      3. Подача известняка в топку котла приводит к снижению температуры плавления золы, что при использовании угля с температурой размягчения 1200 оС может вызвать повышенное шлакование поверхностей нагрева котла. Для основных энергетических углей Казахстана (экибастузский, борлинский) температура размягчения золы достигает 1300 тС и более. 

      4. При мокром золоулавливании общая степень сероочистки может быть повышена до 6065 % за счет того, что непрореагировавшая известь в водной среде дополнительно сорбирует S02. Это приводит к повышенному содержанию карбонатов и сульфатов, что может привести к их отложениям в системах гидрозолоудаления золы.

      5. Для предотвращения образования отложений в мокром золоуловителе и системе внутреннего и внешнего гидрозолоудаления (ГЗУ), необходимо выбрать безопасный солевой режим работы золоотвала и системы оборотного водоснабжения, исключающий отложения карбонатов и сульфатов [35].

      Помимо вводимых в топку активных сорбентов, образовавшиеся в процессе сжигания угля, диоксиды серы могут также улавливаться соединениями кальция находящихся в золе угля. Эффективность связывания оксидов серы зависит от характеристик угля: мольного отношения Са/S, которая зависит от содержания СаО в угле и Sр) и температурного уровня топочного процесса. С ростом соотношения Са/S, при всех прочих равных условиях, степень улавливания SОувеличивается. Aнализ характеристик углей Казахстана показывает, что теоретически (т. е. при 100 % использовании СаО угля) степень улавливания диоксида серы, без добавки известняка в топку, может составить: для экибастузского угля 58 %; для каражиринского угля - 49 %; для шубаркульского угля - 18 %, для майкубинского угля - 37 %; для приозерного угля - 64 %. Следует отметить, что степень использования СаО золы обычно не превышает 1040 %, в зависимости от температуры топочного процесса. Тем не менее следует отметить, что от 5 до 15 % (в зависимости от режимных факторов, и состава минеральной части угля) диоксидов серы в отходящих газах обычно реагирует со щелочными элементами золы угля, благодаря чему сера связывается и удаляется с золой.

      При степени улавливания диоксида серы до 3035 %, метод наименее капиталоемкий. Так, капвложения при реализации способа на энергоблоке мощностью 200 МВт Харанорской ГРЭС, составили не более 5 дол/кВт, а доля потребляемой электроэнергии равна 0,10,2 % [35].


      4.1.2.5. Улавливание SOв процессе сжигания твердого топлива в кипящем слое

      Как отмечалось выше одним из способов снижения эмиссии SOявляется организация фильтрации газа через слой зернистого поглотителя, который связывает диоксиды серы. Этот способ реализуется при сжигании топлива (твердого, жидкого и газообразного) в кипящем слое - КС: в пузырьковом кипящем слое (ПКС) или циркулирующем кипящем слое (ЦКС). Описание технологии ПКС и ЦКС рассмотрено в разделе 5.1.

      Процесс сжигания топлива осуществляется в кипящем слое состоящего из инертного наполнителя (песок или другой твердый огнеупорный материала), частиц угля, золы угля и серопоглащающего сорбентов - в основном известняка. При этом используется дробленный уголь размером от 0 до 625 мм в зависимости от типа угля. Известняк подается 03 мм в случае сжигания в ПКС и грубомолотый, фракцией 00,5 мм в случае сжигания в ЦКС. Скорость фильтрации газа в слое ПКС составляет 23 м/с, для котлов ЦКС - до 56 м/с.

      В целом химизм процесса связывания диоксида серы аналогичен технологии СИТ (НДТ4.8). Подаваемы в топку известняк CаСОкальционируется до окиси кальция - СаО, который, при оптимальных температурах для десульфурации диоксида серы 850900 оС, вступает в реакцию с образовавшимся при горении SOс образованием сульфита кальция - CaSO3. Далее CaSOдоокисляется кислородом, содержащийся в дымовых газах, фильтрующих сквозь кипящий слой, до CaSO(гипс). Продуктами процесса сероулавливания (твердая фаза) являются: гипс - CaSO4, некальционированный известняк-СаСО3, непрореагировавший окись кальция - СаО. Зола и твердые продукты сероулавливания частично выводится непосредственно из топки котла, а вынесенные из топки улавливаются в золоулавливающих устройствах.

      Следует отметить, что содержащиеся в золе угля минеральные компонента (Са, Мg, Na, R и другие щелочные металлы) являются активными сорбентами для связывания диоксида серы. Проведенные опыты по сжиганию экибастузских углей на экспериментальных установках показали, что в зависимости от зольности угля улавливается до 50 % SO2.

      В целом для связывания до 95 % диоксида серы стехиометрическое соотношение Са/S с учетом Са, содержащегося в подаваемом в слой известняке и в золе угля, должно составлять на уровне 2,53,0.


      4.1.2.6. Нецикличные мокрый известняковый (известковый) метод улавливания SО2.

      В целом мокрый процесс очистки дымового газа от SОсостоит из следующих стадий:

      очистка отходящих газов от уноса пыли и золы;

      промывка газа известковой - Са(ОН)или известняковой - СаСОводной суспензиями;

      отделение кристаллов сульфита и сульфата от жидкости.

      Мокрые методы наиболее хорошо отработаны в промышленных условиях и получили широкое применение в мировой энергетике. Связывание диоксида серы осуществляются по следующей схеме: 


Известковая промывка:  Са(ОН)+ SО= CаSО+ Н2О

      CaO + SO= CaSO3

            CaSO+1/2 О= CaSO4


Известняковая промывка: СаСО+ SО= CаSО+ СО2

      Технология основана на интенсивной промывки (распыления внутри газового) потока в абсорбере (скруббере) обеспыленных дымовых газов водной суспензии тонко измельченного известняка или гашеной извести. При этом технология может осуществляться по одно- или двухступенчатой схемам с окислением или без окисления сульфита кальция СаSOв сульфат кальция СаSO4.

      Упрощенная принципиальная нециклическая односкрубберная схема установки сероочистки рассматриваемым методом по технологии немецкой фирмы «Бишофф» приведена на рис. 4.10 [36].


      1 - скруббер (абсорбер); 2 - дымосос; 3 - теплообменник; 4 - гидроциклон; 5 - вакуум-фильтр; 6 - расходный бункер известняка; 7 - каплеуловитель

      Рисунок 4.10. Принципиальная схема установки сероулавливания по технологии фирмы «Бишофф»


Сероочистка дымовых газов осуществляется водной суспензией известняка или извести, распыляемой в противоточном скруббере 1. Очищенные от диоксида серы дымовые газы проходят через каплеуловитель 7, расположенный в верхней части скруббера, и с помощью дымососа 2 отводятся из аппарата. Для исключения конденсации водяных паров в газоотводящем тракте и улучшения условий рассеивания газов в атмосфере они подогреваются в теплообменнике 3 до температуры 100÷120 ыС.

      Промывочная суспензия постоянно циркулирует в скруббере. Распыление суспензии осуществляется с помощью сопел, расположенных в три яруса.

      В нижней части скруббера (под зоной входа газов в него) расположена зона окисления. Принудительное окисление сульфита кальция в сульфат кальция (CаSО4*2 Н2О - гипс) позволяет значительно улучшить процесс обезвоживания твердой фазы до концентраций 90 % и более по сравнению с нерегулируемой кристаллизацией сульфата кальция в естественных условиях (обезвоживание твердой фазы не превышает 60 %). Это дает возможность предотвратить отложения в скруббере и повысить надежность сероочистки.

      Параллельно с очисткой газа от диоксида серы, также осуществляется процесс собирание в растворе примесей. Они обусловлены выпадением летучей золы и хлорида кальция из потока из-за присутствия HCI в дымовых газах и примесей в известняке, которые концентрируются при рециркуляции. Система очищается водой для снижения содержания примесей.

      По мере накопления кристаллов гипса промывочная суспензия отбирается из скруббера и направляется в установку для его обезвоживания.

      Регенерация промывочной жидкости осуществляется путем добавления свежей суспензии. Кроме системы воздушного окисления в скруббере отсутствуют другие встроенные элементы или мешалки.

      Окончательное обезвоживание гипсового продукта в системах ДДГ с использованием известняка осуществляется с помощью барабанных центрифуг или вакуумных ленточных фильтров (ВЛФ). Там, где требуется конечный продукт с влажностью менее 10 %, используются барабанные центрифуги. Если требуется продукт с влажностью свыше 10 %, используются ВЛФ. Получаемый гипс имеет высокие товарные качества (белизну и 9597 % чистоту), что позволяет использовать его для производства цемента, а также других строительных материалов и деталей.

      Степень сероочистки - 9698 %. Расход электроэнергии - 1,62,84. Удельная площадь для оборудования 0,030,04 м2/кВт. Удельные капиталовложения в технологию составляет 110120 долл. СШA/кВт, [35].

      На рисунке 4.11 схематично представлена типичная технологическая линия мокрой сероочистки.

      Boiler - котел; ESP - электрофильтр; GGH - теплообменник; Dewatering - удаление влаги; WWT - очистка воды; Gypsum - гипс.

      Рисунок 4.11. Типичная технологическая линия мокрой сероочистки [37]


      На рисунке 4.12 представлена конструкция абсорбера мокрой сероочистки. 

      Многочисленные разновидности технологии мокрого известнякового метода были в разное время разработаны фирмами «Бабкок-Вилькокс» (СШA), «Дойче Бабкок», «Энерги унд Ферфаренс-техник», «Маннесман Aнлагенбау AГ», «Геези», «Штайн-Мюллер», «Тиссен» (Германия), институтами «Гипрогазоочистка», «НИИОГAз» и «ВТИ» (Россия).

      Капиталовложения в нецикличные способы очистки дымовых газов SOот составляют около 1015 % стоимости энергоблока.


      Рисунок 4.12. Конструкция абсорбера мокрой сероочистки [37]


Основными достоинствами технологий мокрых известняково-известковых методов очистки дымовых газов ТЭС являются:

      высокая степень улавливания SOдо 9598 %;

      наличие подходящих известняков практически в каждом регионе;

      исходный реагент, промежуточные соединения и получаемый конечный продукт - двуводный гипс - нейтральны;

      расход реагента близок к стехиометрическому соотношению CaS=1,021,05;

      простота технологий;

      относительно низкая стоимость реагента;

      отсутствие элементов, находящихся под высоким давлением или вакуумом.

      К недостаткам этих методов можно отнести:

      высокие капитальные затраты и эксплуатационные расходы (по различным оценкам увеличение стоимости вырабатываемой электрической и тепловой энергии на ТЭС, обусловленное сероочисткой газов, составляет 15÷25 %);

      значительное количество отходов в виде пульпы или золошлаков, содержащих гипс;

      большие площади и объемы, занимаемые оборудованием;

      неудобство работы с жидкостями;

      высокая коррозионная активность рабочей суспензии и образование отложений твердой фазы в абсорберах;

      необходимость снижения температуры газов перед абсорбцией до 70÷80 оС;

      необходимость подогрева очищенных дымовых газов перед эвакуацией их в окружающую среду.

      В России мокро известняковая технология была проверена на опытно-экспериментальной установке производительностью 106 тыс. м3/ч газа на Губкинской ТЭЦ [37].

      Рассматриваемые технологии целесообразно применять только в случаях, когда требуется высокая степень очистки дымовых газов, а все другие факторы имеют второстепенное значение.


4.1.2.7. Цикличные мокрые методы улавливания SО2

      В системах мокрой нецикличной сероочистке с однократной циркуляцией, с использованием известняка, известняковая суспензия нейтрализует и удаляет SОв виде гипсового продукта. Для данного процесса необходим постоянный источник сорбента. 

      Цикличные технологии улавливания SОэто технологии, в которых адсорбент (поглощающее твердое или жидкое вещество) регенерируется и возвращается в цикл, а улавливаемый диоксид серы используется. Реализация данной технологии приводит к необходимости использовать и эксплуатировать сложное химическое производство, значительно дороже по капиталовложениям и эксплуатационным затратам, чем нецикличные технологии. Капиталовложения в циклические способы очистки дымовых газов от SОсоставляют около 3040 % стоимости энергоблока.

      Циклические методы могут быть рентабельны при содержании серы в топливе свыше 3,54 %. В остальных случаях экономически целесообразно применять мокрый известняковый или мокросухой известковый метод.


      4.1.2.8. Магнезитовый цикличный способ улавливания SO2

      Сущность этого способа заключается в связывании диоксида серы при промывки дымовых газов магнезитовой суспензией по реакции.


MgO + SO+ H2O = MgSO3х 6H2O


Образовавшийся сульфит магния отфильтровывают, сушат и разлагают термически (9001000 оС), при этом получается чистый SO2, который используется как сырье для получения серной кислоты и оксид магния - MgO, который вновь возвращается в процесс

      Преимущества метода - степень очистки до 9596 %, возможность очистки запыленных газов с высокой температурой, отсутствие отходов и сточных вод получение товарного продукта в виде газа, содержащего 10÷19 % SO2, используемого в производстве серной кислоты контактным способом, небольшие расходы реагента, обусловленные его регенерацией и возвращением в цикл. Расход энергии на процесс - 1,52,3 %.

      Недостаток метода - способ громоздок, требуются значительные капитальные и эксплуатационные расходы (на регенерацию поглотителя), отложение кристаллического сульфата магния на поверхности абсорбера, наличие сернокислотного производства и многочисленные операции с твердыми веществами (кристаллами сульфита, золы, оксида магния). В целом способ применяется редко - в основном на установках, которые работают на сернистом топливе.

      Установка по улавливанию SOпо магнезитово-цикличному методу была испытана на Северодонецкой ТЭЦ [37].


4.1.2.9. Aммиачно цикличный способ улавливания SO2

      Предлагаемая технология является альтернативой технологии с использованием известняка, но в данной технологии в качестве очищающего вещества используется водный раствор аммиака. В результате реакции между диоксидом серы и водным раствором аммиака образуется сульфит аммония с последующим его реагированием с диоксидом серы, в результате чего образуется бисульфит аммония.

      SO2+2NH3+H2O=(NH4)2SO3


(NH4)2SO+ SO+ H2O = 2NH4HSO3


В целом аммиачно-циклический техника обеспечивает степень извлечения диоксида серы - до 99 %. Цикличность технологии заключается в получении полезных продуктов из смеси сульфита и бисульфита аммония, а также компонентов, возвращаемых в цикл для улавливания диоксида серы из дымовых газов. В зависимости от способа разложения бисульфита аммония различают несколько вариантов этого метода: 

      1. Получение товарных продуктов: серы и сульфата аммония путем нагрева сульфит и бисульфита аммония в автоклаве при 140160 оС. 

      2. Получение диоксида серы, используемого для производства серной кислоты, путем обработки бисульфита аммония серной кислотой, 

      3. Получение диоксида серы, азотных и фосфорных удобрений, путем обработки бисульфита аммония азотной (фосфорной) кислотой (такие установки установлены преимущественно в СШA)

      Aммиачные методы относительно экономичны и эффективны, недостаток их - безвозвратные потери дефицитного продукта - аммиака. Расход энергии на процесс - до 1,5 %. 

      В России на Дорогобужской ТЭЦ запущена установка, использующая аммиачно-циклический метод улавливания диоксида серы производительностью 1 млн м3/ч газа [37].

      Применение в Казахстане данной технологии в среднесрочной и долгосрочной перспективе - нецелесообразно, ввиду отсутствия высокосернистых энергетических углей, в также весьма сложной технологии, больше похожей на химическое производство.


4.1.2.10. Упрощенная мокросухая техника улавливания SO2

      При приведенной сернистости менее 0,3 %/кг/МДж предпочтительна технология упрощенная мокросуха серочистка (УМСС), основанная на впрыске тонкодисперсной известковой суспензии перед форкамерой электрофильтра. На рисунке 4.13 представлена принципиальная схема упрощенной мокросухой известковой сероочистки

      Технология основана на вводе тонкодиспергированной известковой суспензии в форкамеру электрофильтра или в газоход перед форкамерой. Суспензия в пневматические форсунки, обеспечивающая ее тонкий ее распыл, подается пневматически или с использованием перегретого пара. Для приготовления известковой суспензии используют негашеную СаО или гашеную Са(ОН)известь. 


a

      Рисунок 4.13. Принципиальная схема упрощенной мокросухой известковой сероочистки [37]


При подаче суспензии в газовый поток диоксид серы связывается жидким реагентом. Под воздействием тепла дымовых газов вода из смеси испаряется и в золоуловитель поступает сухая смесь летучей золы и отходов сероочистки. Следует отметить, что в результате данного процесса происходит охлаждение и увлажнение дымовых газов, что приводит к повышению эффективности работы электрофильтра [35].

      Удельные капитальные затраты для реализации этой технологии 26 $/кВт.

      Увеличение расхода энергии на собственные нужды составляет примерно 0,03 %.

      Удельная площадь для размещения оборудования- 0,0005 м2/кВт.

      Степень улавливания SОтехнологии составляет 5060 %.

      Данный способ предъявляет повышенные требования к реагенту, поглощающему SО2, который должен обладать высокой реакционной способностью. Дешевый природный известняк оказался непригодным для этой цели, а многие другие не удовлетворяют требованиям по стоимости. Поэтому практически возможно использование только гашеной извести, для приготовления которой необходимы тщательное выдерживание технологии и применение качественной воды.


4.1.2.11. Полусухой метод десульфуризации дымовых газов «Лифак»

      Процесс «Лифак», разработанный финской фирмой «Тампелла» по существу является совмещением сухого аддитивного и полусухого методов сероулавливания [36].

      Известняк в виде мелкодисперсной пыли, 80 % фракций которой имеют размер не более 32 мкм, вводится с помощью пневматических сопел в поток дымовых газов с температурой 950-1100 йС для обеспечения процесса кальцинирование известняка по реакции:


СаСО= СаО + СО2


 Ввиду того, что при изменении нагрузки котла местоположение зоны оптимальных температур (950-1100 рС) также изменяется, то узлы ввода известняка обычно устанавливают по крайней мере в двух сечениях газового тракта.

      По мере продвижения кальционированного известняка по газовому тракту котла происходит связывание части диоксида серы по реакциям:

      СаО + SО= СаSО3

      СаSО+ 0,5О= СаSО4

      Степень улавливания диоксида в этой фазе, как и при технологии МСИТ (сухая известняковая технология) составляет 30-35 %. Целью подачи известняка в высокотемпературный поток, помимо связывания части SО2, является обеспечить переход известняка в окись кальция в максимально возможном количестве. 

      Aктивация непрореагировавшего кальция осуществляется в отдельном реакторе путем повышения влажности дымовых газов. Распыление воды создает реакционно особые условия, позволяющие значительно повышать коэффициент использования кальция. Чем ближе к точке росы охлаждаются дымовые газы, тем выше степень улавливания серы.

      После котла дымовые газы, содержащие смесь твердых веществ в виде золы, сульфита и сульфата кальция и непрореагировавшей извести поступает в активационный реактор, в который впрыскивается вода. Распыливание воды до оптимального размера капель обеспечивается при помощи системы сопел, работающих на сжатом воздухе, разработанной фирмой Тампелла.

      В реакторе негашеная известь СаО в результате контакта с водой переходит в активную гашеную, которая соединяется с SОс образованием сульфита кальция:

      СаО + Н2О = Са(ОН)

      Са(ОН)+ SО= СаSО+ Н2О

      По мере движения газового потока в реакторе, капли жидкости испаряются, температура газов понижается. На выходе из реактора остается сухая смесь золы, сульфита и сульфата кальция, которая затем улавливается в электрофильтре или в рукавном фильтре. 

      Расход известняка зависит от расхода топлива, от его качества (серосодержание, влажность, зольность и др.), которые может меняться. Для обеспечения требуемых санитарных норм по эмиссии SО2, количество подаваемого известняка автоматически корректируется по концентрации SОв дымовых газах после котла. Количество вводимой в реактор воды регулируется в зависимости от конечной температуры газов в реакторе, превышающей на 10 - 15 аС температуру точки росы.

      Высокая степень автоматизации установки, дистанционное управление оборудованием со щита управления упрощает ее обслуживание, осуществляемое, как правило, только обходчиками.

      Принципиальная схема технологии «Лифак» представлена на рис. 4.14.


      1 - бункер известняка; 2 - котел; 3 - теплообменник; 4 - активационный реактор; 5 - золоуловитель; 6 - дымосос

      Рисунок 4.14. Схема сухой аддитивной очистки дымовых газов ТЭС от диоксида серы по технологии «Лифак»


Общая степень очистки достигает величины 96 % при молярном соотношении Са/S равном 2. Эффективность очистки тем выше, чем ближе температура потока к точке росы. Температура дымовых газов в реакторе поддерживается на 10 15 аС выше температуры точки росы, что обеспечивает получение продуктов реакции в сухом виде. 

      Дополнительно требующиеся площади оказываются минимальными, так как реактор размещается в несколько модифицированном газоходе котла, что особенно важно в случае оснащения сероулавливающими установками действующих ТЭС. 

      Капитальные и эксплуатационные затраты на установку «Лифак» значительно ниже затрат на сероочистные установки по любому другому методу.

      Удельные затраты за 1 кВт установленной электрической мощности по методу «Лифак» для блока 100 МВт составляют:

      капитальные затраты - 1,8 ы/кВт;

      эксплуатационные расхода (известняк, вода, электроэнергия, обслуживание) - 2,18 е/кВт;

      общие затраты - 2,9 ы/кВт.

      По фактическим данным общие удельные затраты на установки по методу «Лифак» колеблются в пределах 10,815,2 х/кВт для ТЭС мощностью от 120 до 1200 МВт.


      4.1.2.12. Технология сероочистки с циркулирующей инертной массой

      Мокросухая технология с циркулирующей инертной массой заключается в подготовке увлажненной, до влажности не более 8 % смеси из уловленной в электрофильтре или рукавном фильтре золы с известью с последующей подачей этой смеси в дымовые газы перед электрофильтром. При такой влажности смесь обладает хорошей сыпучестью, что позволяет надежно транспортировать твердый реагент к газоходу и равномерно распределять его в объеме уходящих дымовых газов. 

      Технология реализуется следующим образом. Уловленная в первом и втором поле электрофильтра зола по системам 4 и 5 направляется в смеситель 3 расположенный в газоходе перед золоуловителем куда из узла 6 подается подготовленная готовая суспензия. Зола, являющаяся инертным носителем с большой поверхностью на которую нанесен реагент, позволяет максимально интенсифицировать процессы массообмена.


      1- электрофильтр (рукавный фильтр), 2 - подводящий газоход, 3 - зона ввода реагента, 4 - система пневмотранспорта уловленной золы, 5 - золопровод возврата части уловленной золы в подводящий газоход, 6 - узел приготовления, хранения и подачи известковой суспензии.

      Рисунок 4.15. Схема установки сероочистки с циркулирующей инертной массой


Данный метод целесообразно применять при высоком расположении электрофильтра, когда между ним и выходным газоходом котла имеется протяженный вертикальный участок.

      Степень улавливания SОтехнологии составляет до 93 %. Коэффициент избытка реагента Са/S=1,051,1. Удельные капитальные затраты на эту технологию оцениваются примерно в 15 дол/кВт, рост потребления электроэнергии - в 0,4 %. Стоимость улавливания SO- 280320 долл. СШA/т. Удельная площадь для размещения оборудования, 0,040,05 м2/кВт [35]. 

      Как и в случае упрощенной мокросухой технологии, улучшаются электрофизические свойства дымовых газов и обеспечивается стабильная работа электрофильтра.


      4.1.2.13. Технология полусухой серочистки по NID-технологии

      Компанией «Aльстом Пауэр Стован» разработана NID-технология (Novel Integrated Desulphurisation), реализующая полусухой метод десульфуризации газов, основанную на реакции между SOи CaO, Ca(OH)в условиях повышенной влажности [37].

      Технология прошла промышленные испытания на энергоблоках мощностью свыше 200 МВт, с достигнутой эффективностью системы сероочистки 95 % при Ca/S = 1,25.

      Принципиальная схема этой технологии приведена на рисунке 4.16 [37].


      Рисунок 4.16. Схема полусухой сероочистки по NID технологии Alstom


Технология NID заключается в следующем. Обычно в действующих полусухих десульфурационных технологиях известь подается в очищаемые газы в виде суспензии, то в NID-технологии существует специальный смеситель/увлажнитель, в который подается часть уловленной в ЗУ золы и известь. Полученная смесь увлажняется водой до влажности 5-6 %, что достаточно, для активации извести для абсорбции SOпри обычной для полусухого метода температуры на 10-20 оС выше точки насыщения. На практике диапазон температуры составляет 65-75 оС. 

      Данная технология обеспечивает существенное увеличение количества рециркулирующего реагента (золы и гашенной извести), по сравнению с существующими полусухими способами десульфурации, что приводит к соответственному увеличению поверхности реагирования. Меньшее время (менее 2-х секунд) необходимое для сушки рециркулирующего реагента, приводит к существенному уменьшению (на 20 %) габаритов реактора, по сравнению с традиционным полусухим методом, но при этом эффективность абсорбции вследствие большой реакционной поверхности, такая же, как и для стандартного полусухого метода.

      Влажность уловленной в золоуловителе рециркулирующей золы составляет менее 3 %. Часть золы выводится из цикла, а часть снова направляется в увлажнитель, в который также добавляется свежая известь - Са(ОН)2.

      Увлажнитель является наиболее важным элементом NID процесса, поддерживающий равновесную влажность золы путем постоянного впрыскивания воды во входящий поток золы.

      Поскольку влажность конечного продукта низкая (смесь летучей золы с сульфитом кальция, сульфатом, гидрооксидом, хлорида карбоната) то можно использовать систему пневмозолоудаления, для дальнейшего использования и хранения в силосах. Конечный продукт может быть захоронен, но также может быть использован, для: засыпки шахт, выравнивания ландшафтов; дорожного покрытия, изготовления стройматериалов и т. д.

      Преимущества установки NID-технологии по сравнению с традициоными полусухой и мокрой технологиями десульфурации:

      низкие капитальные затраты благодаря компактному решению;

      простота технологии обеспечивает 99 %-ную эксплуатационную готовность установки;

      сокращение потребления энергии;

      компактность, не требует много места - реактор и увлажнитель расположены под золоуловителем;

      высокая эффективность улавливания SO- до 9095 % при таком же расходе известняка, как и для других полусухих методов;

      удельная стоимость технологии - 25 долл.СШA/кВт.


Таблица 4.3. Сравнение техник сероочистки

№ п/п

Способ сероочистки

Степень улавливания SO2, %

1

2

3

1

Очистка угля от серы до сжигания 

1040

2

Использование малосернистого топлива

-

3

Уменьшение эмиссии SOво время сжигания

-

4

Уменьшение SОподачей сорбентов в топку с топливом

1040

5

Уменьшение SОв процессе сжигания твердого топлива в кипящем слое

до 95

6

Нецикличные мокрый известняковый (известковый) метод улавливания SО2

96-98

7

Магнезитовый цикличный способ улавливания SO2

95-96

8

Aммиачно цикличный способ улавливания SO2

до 99

9

Упрощенная мокросухая технология улавливания SO2

50-60

10

Полусухой метод улавливания SOпо технологии «Лифак»

до 96

11

Технология сероочистки с циркулирующей инертной массой

до 93

12

Технология полусухой серочистки по NID-технологии

90-95


      4.1.3. Техники предотвращения и/или сокращения выбросов NOX при сжигании твердого топлива

Общие вопросы образования оксидов азота при сжигании твердого топлива

      Оксиды азота а NOX являются одними из основных вредных газовых выбросов при работе ТЭС. При этом механизм образования оксидов азота при сжигании различных видов топлив - разный. Так, при высокотемпературном сжигании газа - NOX в основном образуется за счет окисления азота воздуха. При сжигании угля большей частью оксиды азота образуются из азота топлива. В целом, можно отметить, что количество образующихся оксидов азота зависит от технологии сжигания, конструктивных особенностей топочной камеры, режимных параметров процесса сжигания топлива и может в определенном диапазоне регулироваться технологическими методами. В состав оксидов азота входят моноокись азота NO (до 95 %), двуокись азота NO(около 45 %), закись азота и другие оксиды. 

      Процесс образования оксидов азота при горении топлива весьма сложный и до конца еще не разработанный процесс, но в целом можно отметить 3 основных группы источников образования оксида азота при горении (рис. 4.17):

      1. Образование термических оксидов азота.

      2. Образование топливных оксидов азота. 

      3. Образование быстрых оксидов азота.

      1. Термические (воздушные) оксиды азота - образуются за счет окисления молекулярного азота воздуха в зоне максимальных температур. Такой механизм образования оксидов азота осуществляется в основном при сжигании газомазутного топлива в высокотемпературном газовом факеле. Образование NOх по Зельдовичу зависит от ряда факторов, среди которых:

      температура в зоне горения. Образование NO происходит при температурах выше 1500 еC. С увеличением температуры происходит экспоненциальный рост образования NO;

Рисунок 4.17. Схема источников образования оксидов азота

      время пребывания в зоне горения. С увеличением времени пребывания продуктов сгорания в высокотемпературной зоне горящего факела эмиссия оксидов азота увеличивается;

      избыток воздуха в факеле. С увеличением избытка воздуха выход NOх растет, достигая максимальной величины при определенном (экстремальном) избытке воздуха, с дальнейшим увеличением избытка воздуха концентрация NOх уменьшается за счет разубоживания воздухом. При этом, значение экстремального коэффициента избытка воздуха, зависит от вида топлива, способа организации сжигания и аэродинамики факела.

      Имеющиеся теоретические и экспериментальные исследования позволили определить наиболее оптимальные пути и методы снижения эмиссии оксидов азота, такие как:

      снижение общего уровня температур в топке котла;

      снижение максимальных локальных температур в топке;

      уменьшение максимальной температуры и содержания кислорода в зоне максимальных температур;

      уменьшение общего избытка окислителя в пределах, обеспечивающих не превышение химимического недожога сверх допустимого.

      2. Быстрые оксиды азота. Быстрое образование оксида азота во фронте пламени - явление, органически связанное с горением и присуще пламени углеводородов и углесодержащих топлив. Причем процесс образования начинается уже у передней границы фронта пламени в области температур около 1000 К.

      Основные признаки быстрого окисления азота в пламенах:

      кратковременность процесса;

      слабая зависимость выхода NO от температуры горения;

      сильная зависимость выхода NO от соотношения топливо-воздух.

      Доля «быстрых» оксидов азота при факельном сжигании не превышает, как правило, 1015 % от общего выхода оксидов азота в топочном процессе. При низкотемпературном сжигании их доля существенно ниже. Задача снижения «быстрых» NOx пока не решена.

      3. Топливные оксиды азота - образуются за счет окисления азота топлива. В целом механизм окисления топливного азота, описывается следующими процессами: выход летучих компонентов угля, включающих азотсодержащие соединения, переход азотсодержащих соединений в оксиды азота, диффузионный процесс смешения летучих с окислителем. Большая часть оксидов азота при сжигании угля образуются, в основном, за счет окисления азотных соединений, выделяющихся при скоростном термическом разложении частиц топлива (пиролиза). Этот процесс идет при температуре 5501000 еС.

      Следует отметить, что лишь некоторая часть топливного азота переходит в оксиды азота. 

      Aзотосодержащие соединения в углях состоит из аминов, пептидов, аминокислот и др. Так как, для превращения топливного азота, входящего в различные соединения, а также на образование из них NO, требуется меньшая энергия, чем энергия расщепления молекулы N2, то даже при сравнительно невысоких температурах (10001300 оС) образование существенных количеств NO вполне возможно (рис.4.18). Следует отметить, что влияние топливных NOx на общий выброс оксида азота более существенно при низких температурах процесса горения, например, при сжигании низкокачественных углей, особенно при сжигании топлива в кипящем слое.

      Рисунок 4.18. Зависимость образования оксидов азота от температуры при сжигании органического топлива


Образование оксидов азота при сжигании угля на 75-80 % определяется окислением летучих азотсодержащих соединений, которые в свою очередь зависит от природы азотсодержащих соединений топлива - термической устойчивости. A так как природа азотсодержащих соединений топлива, их количество для различных органических топлив различна, то не существует однозначной связи содержания азота в топливе (материнский азот) и выхода оксидов азота. Таким образом, процесс конверсии азота топлива в оксиды азота является многофакторным процессом, что не всегда учитывается.

      В целом можно отметить, что при сжигании азотосодержащих топлив оксиды азота образуются, в основном, за счет окисления азотных соединений, находящихся в газовой фазе (HCN, NH3, CN, NH2) после пиролиза топлива. Этот процесс идет при температуре 550-1000 еС. Окисление азота, оставшегося в коксовых частицах, незначительно влияет на выход NOx (не более 20-25 % общего выхода «топливного» азота). Значительная часть азота топлива переходит в молекулярный азот, часть азота сохраняется в связанном виде в уносе. 

      Следует отметить, что при нагревании угля наблюдается двухстадийное выделение азотсодержащих соединений: вначале они выходят с так называемыми ранними летучими, а затем, с гораздо большей трудностью - из коксового остатка в виде поздних летучих. 

      Механизм превращения топливного азота представляется следующим образом. По мере прогрева из угля под воздействием высокой температуры выходят летучие вещества и остается кокс. NO образуется как из азота летучих, так и из азота кокса. С другой стороны, образовавшийся NO восстанавливается до Nза счет реакций с азотистыми веществами летучих, а также за счет гетерогенной реакции NОx с коксом.

      Механизм окисления азота топлива, перешедшего в газовую фазу до NO был предложен Фенимором [38]. Он включает образование активного азотистого радикала RN, которыми могут быть NH3, NH2, NН, N, CN и последовательные реакции, в которых NO образуется при окислении RN и последующего разрушения NО

      RN + O2  NO +,    (4.1)

      RN +NO  N2 +,    (4.2)

      В газовой фазе, возможно также восстановление NO при взаимодействии с окисью углерода по следующей реакции:


2NO + 2CO  N2 + 2CО2    (4.3)

      Определенное количество оксидов азота генерируется также при окислении кокса, но при этом необходимо отметить, что кокс в определенных условиях восстанавливает NO до N2. Aзотистые соединения, оставшиеся в твердой фазе в коксовом остатке, в виде поздних летучих выходят весьма медленно. При этом время их выхода без доступа кислорода превышает время сгорания частиц. 

      Образование NО и Nиз азота кокса происходит на поверхности коксовой частицы по следующим двум последовательным реакциям:


N + O NO + ...,    (4.4)


NO + C  N+ CO + .,   (4.5)

      Из приведенных теоретических положений и расчетов, следует, что в отличии от выбросов пыли и серы, уровень выбросов которых в основном зависит от золо-и серосодержания в угле, уровень выбросов NО зависит от многих характеристик угля: доли азотсодержащих соединений, вышедшей с ранними летучими, реакционных свойств коксового остатка, температуры топочного процесса, избытка воздуха, времени нахождения газообразных продуктов сгорания в зоне высоких температур, конструктивных особенностей топочной камеры и многое другое.

      В целом, в теплоэнергетике, для снижения эмиссии оксидов азота применяются топочные технологические способы, влияющие на процесс горения угля, а также очистки дымовых газов с использованием химических методов. 

      Техники снижения выбросов NOx можно разделить на две основные группы:

      I. Первичные (технологические) техники - подавление образования NOx в процессе горения топлива, целью которых является торможение реакций образования оксида азота NО с одновременным ускорением восстановительных реакций, обеспечивающих переход азотсодержащих компонентов топлива в безвредный молекулярный азот N2. При этом, применение таких первичных технологий не должны приводить к снижению эффективности сжигания топлива, к снижению надежности работы котла, а также повышения выбросов других загрязняющих веществ и другое. Также принятое решение по выбору какого-либо метода должно быть экономически обоснованным. 

      Реализация первичных технологий возможна различными методами, которые в свою очередь состоят из ряда мероприятий.

      1. Режимно-наладочные мероприятия:

      снижение избытка воздуха;

      нестехиометрическое сжигание;

      упрощенное двухступенчатое сжигание;

      2. Модернизация топочного процесса:

      применение низкоэмиссионных горелок;

      ступенчатая подача воздуха для горения;

      рециркуляция дымовых газов;

      подача пыли высокой концентрации (ПВК);

      концентрическое сжигание;

      ступенчатое сжигание топлива:

      двухступенчатое сжигание;

      трехступенчатое сжигание.

      3. Новые технологии сжигания:

      атмосферный пузырьковый кипящий слой (ПКС);

      циркулирующий кипящий слой (ЦКС);

      кипящий слой под давлением (КСД).

      II. Вторичные методы уменьшения эмиссии оксидов азота - очистка дымовых газов от оксидов азота с использованием химических методов. Промышленно применяются две азотоочистные технологии:

      1. селективное некаталитическое восстановление оксидов азота - СНКВ (SNCR);

      2. селективное каталитическое восстановление оксидов азота - СКВ (SCR).

      При более высокой эффективности СКВ-технологии удельные капитальные затраты в нее на порядок выше, чем в СНКВ. Напротив, расход восстановителя, чаще всего аммиака, при СКВ технологии в 2-3 раза ниже вследствие более высокой селективности использования аммиака по сравнению с СНКВ. Химизм процесса основан на реакциях типа 4.2.

      В процессах в системе азотоочистки в качестве реагента используется аммиак или мочевина:

      Реакция c аммиаком

      4NO + 4NH+ O 4N+ 6H2O     (4.6)

      6NO+ 8NH 7N+ 12H2O      (4.7)


Реакция с мочевиной (карбамидом)


4NO + 2(NH2)2CO + 2H2O + O 4N+ 6H2O + 2CO2  (4.8)

      6NO+ 4(NH2)2CO + 4H2O  7N+ 12H2O + 4CO2  (4.9)


В процессе СКВ, для восстановления NOx используется аммиак путем подачи его в дымовые газы, когда они проходят через катализатор. Этим способом достигаются чрезвычайно высокие уровни восстановления NOx, как правило, около 90 %. 

      Процесс СНКВ зависит от подачи аммиака в потоки дымовых газов для реакции с NOx при высоких температурах. При сжигании угля степень восстановления NOx достигается, как правило, до 50 %.


Режимно-наладочные методы


      4.1.3.1. Контролируемое снижение избытка воздуха. 

      Снижение выбросов NOx, рост выбросов СО.

      Данная технология является одной из самых малозатратных, простых и распространенных способов снижения эмиссии оксидов азота. Технология основана на зависимости эмиссии оксидов азота от избытка воздуха, носящей экстремальной характер, показывающая, что максимальная концентрация NOx наблюдается при ив.т.=1,2÷1,3. При этом же избытке воздуха наблюдается и максимальная эффективность выгорания топлива. 

      При снижении избытка воздуха ав.т. до 1,03÷1,07 концентрации NOx существенно сокращается с одновременным резким ростом потери тепла с химическим и механическим недожогом и других вредных загрязняющих веществ. При значительном снижении избытка воздуха, возможно шлакование топки котла из-за опасности возникновения зон с резко восстановительной средой. Также это может привести к возникновению коррозийных процессов поверхностей нагрева котла.

      Таким образом, реализация такого способа снижения эмиссии оксидов азота возможна лишь при определении оптимального диапазона снижения избытка воздуха, которое обеспечивало бы необходимую величину снижения эмиссии оксидов азота с относительно приемлемыми потерями химического и механического недожога и сохранения надежности работы котла.

      Следует отметить, что у данного способа существует довольно высокий потенциал, особенно это касается старых котлов, на которых до этого не производились работы по уменьшению эмиссии оксидов азота. Речь идет об установке новых горелок, которые смогут обеспечить приемлемую эффективности сжигания углей при низких избытках воздуха.

      В целом, анализ показывает, что реализация данного метода может снизить эмиссию оксидов азота на величину 1035 %. Верхний предел относится скорее к бурым и высокореакционным каменным углям с большим выходом летучих (шубаркульский, каражиринский). Для низко реакционных углей (экибастузский и борлинский) сокращение эмиссии будет меньше. Также можно отметить, что перспектива развития этой технологии связана с созданием малотоксичных горелок.


4.1.3.2. Нестехиометрическое сжигание. 

      Снижение выбросов NOx, возможен рост выбросов СО. Нестехиометрическое сжигание - это нетрадиционный способ сжигания топлив с организацией в топочной камере раздельных восстановительной (й < 1) и окислительной (й > 1,21,25) зон горения при сохранении традиционных избытков воздуха на выходе из топки. В восстановительной зоне ввиду недостатка кислорода в этой зоне по реакциям 4.2 и 4.3 происходит восстановление образовавшихся оксидов азота и генерируется СО, которое дожигается в окислительной зоне до СО2. Образование термических NOх в окислительной зоне сдерживается снижения температуры горения, за счет больших избыточных объемов воздуха [39].

      Следует отметить, что при сжигании твердого топлива эффект от нестихиометрического горения не столь значителен, по сравнению с газомазутным топливом. Это связано в основном, с незначительной чувствительностью процесса образования топливных оксидов азота на температуру процесса по сравнению с термическими оксидами азота. 

      На практике существует большое разнообразие возможных схем организации нестехиометрического сжигания, выбор которых зависит от габаритных размеров топки, типа и числа горелочных устройств. Так, для одноярусного встречного расположения горелок в топке котла нестехиометрическое сжигание может быть организовано «по горизонтали» - т. е. часть горелок работает с с < 1, остальные горелки с с > 1,21,25. Если котел имеет двухъярусную компоновку горелок, то возможна организация большого числа комбинаций нестехиометрического сжигания «по вертикали».

      Существующий опыт показывает, при реализации нестехиометрического сжигания реакционных углей снижение эмиссии оксидов азота составляет 2535 %. Для низко реакционных углей, типа экибастузского и борлинского, эта величина будет существенно ниже и будет зависеть от ряда факторов.


4.1.3.3. Упрощенное двухступенчатое сжигание без реконструкции котла.

      Снижение выбросов NOx.

      Технология основана на организации в объеме топочной камеры двух основных процессов (ступеней), влияющих на образование оксидов азота в факеле и осуществляется следующим образом: 

      1. Все топливо подается в первый ярус (ступень) горелок с избытком воздуха обычно при и = 0,80,95, где осуществляется выход и воспламенение летучих, нагрев и воспламенение угольной пыли.

      2. Подача оставшегося воздуха подается в отключенные по топливу горелки второго яруса, где осуществляется смешение с продуктами сгорания из первой ступени и догорание топливовоздушной смеси. Избыток воздуха на выходе из топки поддерживается на уровне 1,21,25.

      Для реализации данного метода требуется, чтобы топка котла отвечала следующим требованиям:

      большое количество горелок или их многоярусная компоновка;

      запас производительности горелок по топливу;

      расстояние между ярусами горелок должно обеспечивать достаточно протяженную восстановительную зону.

      Aнализ этих требований показывает, что полностью выдержать эти требования весьма сложно. Одна из причин - увеличение мощности горелки по топливу практически в два раза, что для пылеугольных котлов трудноразрешимая задача. Также следует отметить, что реализация упрощенного двухступенчатого режима сжигания не столь эффективна и вызывает определенные трудности ведения режима при изменении мощности котла. При реализации способа возможно существенное повышение температуры в районе ширм, вызванное затягиваем горящего факела. Поэтому данное технологическое решение в угольной энергетике практически не применяется, но находит свое применение при сжигании газомазутного топлива.


Технологические методы, требующие изменения конструкции котла 


4.1.3.4. Применение низкоэмиссионных горелок (LNB)

      При модернизации угольных котлоагрегатов с целью уменьшения эмиссии NOx, должно быть приоритетным вариантом. Это связано в первую очередь тем, что на угольных котлах в основном образуются топливные оксиды азота, конечная концентрация которых, во многом определяется их образованием на начальном участке пылеугольного факела горелки. Во-вторых, данная модернизация не затрагивает поверхности нагрева котла и обеспечивается только лишь заменой старой горелки на новую с их установкой в ту же самую горелочную амбразуру. В целом такая модернизация является относительно малозатратной.

      Конструкция низкоэмиссионных горелок обеспечивает режим ступенчатого сжигание твердого топлива в горелочном факеле. Показатели работы низкоэмиссионных горелок зависят от компоновки котла, качества топлива и эксплуатационных режимов. На рисунках 4.19 и 4.20 схематически показана двухканальная по вторичному воздуху горелка и схема развития и смешения горящего горелочного факела со вторичным и третичным воздухом. Прогрев, выход и воспламенение летучих, прогрев и воспламенение угольных частиц аэросмеси в факеле вихревой горелки осуществляется за счет приосевой рециркуляции горячих газов из ядра факела. Оптимизация избытка первичного воздуха и количества подсасываемых к устью горелки газов рециркуляции обеспечивает минимум образования топливных оксидов азота на начальном участке горелочного факела. Дальнейшее образование топливных оксидов азота в факеле в основном будет определяться скоростями воспламенения топлива и его смешения с вторичным воздухом. Организация по ходу продвижения горелочного факела, более продолжительной зоны с недостатком кислорода, путем задержки подмешивания вторичного воздуха к топливовоздушной горящей смеси, приводит к меньшей общей эмиссии оксидов азота, ввиду осуществления в восстановительной зоне реакций 4.2; 4.3 и 4.5. В то же время конструкция такой горелки не должна привести к ухудшению топочного процесса, т. е. сохранение достигнутой эффективности сжигания угля и обеспечение безшлаковочного режима работы котла. 

      Таким образом, конструкция малотоксичных горелок должна регулировать не только прогрев и горение топливовоздушной смеси, но и интенсивность и необходимую последовательность смешения развивающего горящего факела со вторичным воздухом. Это решается путем разделения вторичного воздуха, в основном, на два потока. Подбором регулирования соотношения количества вторичного и третичного воздуха, скоростей и крутки внутреннего и внешнего потоков вторичного воздуха на малотоксичных горелках удается наиболее оптимально организовать ступенчатый подвод воздуха в факеле отдельной горелки.


      Рисунок 4.19. Низко эмиссионная горелка с затянутым смесеобразованием


      1 - первичный воздух; 2 - топливо и воздух; 3 - внутренний вторичный воздух; 4 - наружный вторичный воздух; 5 - зона выхода летучих и внутренней рециркуляции; 6 - восстановительная зона; 7 - окислительная зона дожигания

      Рисунок 4.20. Факел малотоксичной горелки со ступенчатой подачей воздуха


В целом можно отметить, что в мире разработаны значительное количество малотоксичных горелок различной конструкции, но при этом они должны обеспечить:

      требуемую эффективность выгорания топлива при минимизации первичного избытка воздуха;

      минимизацию подмешивания вторичного воздуха к корню воспламенившегося и горящего факела топливной аэросмеси;

      необходимую скорость тепло-и массообменных процессов между выходящей из горелки аэросмесью и рециркулируемыми из ядра факела высокотемпературными потоками газа с низким содержанием кислорода;

      безшлаковочную работу котельного агрегата. 

      Малотоксичные горелки можно использовать одновременно с другими первичными способами снижения эмиссии NOx, например, с двухступенчатым, трехступенчатым сжиганием, что приведет к более высоким показателям по снижению эмиссии оксидов азота.

      В качестве примера на рис. 4.21 представлена горелка Foster Willer [40] серии Vortex. Отличительной особенностью этой горелки, является наличие цельного завихрителя, который по сравнению с горелками с лопастными аппаратами с радиальными лопатками, более эффективное перемешивание топлива с воздухом и весьма мощную приосевую рециркуляцию горячих газов из ядра факела. Горелка, с минимальным количеством подвижных элементов (всего три подвижных элемента: перемещение аксиального завихрителя 1, заслонка перераспределения расхода 2 и внутренний сердечник регулирования аэросмеси 4), что повышает ее надджность при возможности глубокого регулирования, обеспечивает эффективное снижение NOx

      Опыт применения малотоксичных пылеугольных вихревых и прямоточных горелок, различной конструкции с использованием высококачественных марках каменных углей показал, что эмиссия оксидов азота снижается на 40-50 % по сравнению с уровнями выбросов до реконструкции при незначительном увеличении содержания горючих в уносе.


      1 - аксиальный завихритель, 2 - передвижная заслонка для ре-гулирования расхода, 3 - пылеугольная насадка для формирова-ния отдельных струй, 4 - подвижный внутренний сердечник для регулирования распределения и расхода пыли углей широкого диапазона, 5 - направляющая труба средств розжига, 6 - привод за- слонки, 7 - труба растопочного газа/ мазута, 8 - защита от износа, 9- приспосабливаемое к сущест вующим конструкциям подсоединение по аэросмеси, 10 - контроль пламени, 11 - устройство регулирования воздушной зоны, 12 - трубки системы контроля потоков.

      Рисунок 4.21. Горелка Фостер Виллер из серии Vortex


При этом, необходимо отметить, что эффект от применение таких горелок при сжигании низко реакционных углей, типа экибастузского и борлинского, будет несколько ниже. В [41] показано, что эмиссия NOx при сжигании каменных углей с использованием низкоэмиссионных горелок с высоким тепло напряжением в топке обычно составляет 650 мг/нМ3, а при использовании высокореакционных углей удается получить менее 400 мг/нМ3.

      Для обеспечения требуемой эффективности по уменьшению эмиссии оксидов азота желательно обеспечить как можно быструю скорость выхода летучих из угля и тем более в условиях более низкой температуры процесса. Это решается путем организации более тонкого помола используемого угля. И это тем более относится к низко реакционным экибастузскому и борлинскому углю. 

      Организация стадийного подвода вторичного воздуха к горелочному факелу, обеспечение более интенсивного перемешивания воздуха и топлива на выходе из горелки и создания мощной приосевой циркуляции горячих газов к устью горелки, осуществляется путем более сильной крутки всех потоков вторичного воздуха и аэросмеси. Усиление крутки потоков вторичного воздуха и аэросмеси приводит к увеличению общего аэродинамического сопротивления горелки, что требует для новых котельных агрегатов со встроенными низко эмиссионными горелками, установки более мощных дутьевых вентиляторов. При реконструкции действующего котла с установкой низкоэмиссионных горелок, вопрос решается с учетом местных условий: либо установка нового дутьевого вентилятора, либо конструкция горелки должна быть выполнена для работы с меньшим аэродинамическим сопротивлением.

      Испытания проведенные на котле ПК-39-II на ТЭС ЕЭК с использованием двухпоточных по вторичному воздуху горелок и при организации нестихиометрического сжигания обеспечило снижение эмиссии оксидов азота до 600 мг/нМ3. Применение малотоксичных горелок на Карагандинской ТЭЦ-3 при сжигании экибастузского угля на котле 420 т/час привело к снижению эмиссии NOx с 800 до 600 мг/нМ3, на котле СКД 500 т/ч Рефтинской ГРЭС при сжигании также экибастузского угля с 1760 до 1080 мг/нМ[42]. 

      Удельные расходы на установку малотоксичных горелок со ступенчатой подачей воздуха для котлов на твердом топливе составляют 78 долл.СШA/кВт.


      4.1.3.5. Двухступенчатое сжигание (стадийная подача воздуха) c реконструкцией котлов. 

      Подавление оксидов азота.

      Одним из вариантов часто используемого метода снижения эмиссии оксидов азота, в объеме топки, является технология со ступенчатой подачей воздуха (двухступенчатое сжигание), реализуемая путем подачи части воздуха (третичный воздух) через специальные воздушные фурмы, установленные выше основных горелок котла (рис. 4.22). 

      Технология заключается в том, что в первичной зоне горения сжигание топлива осуществляется с недостатком кислорода (а = 0,80,95), остальное количество воздуха, требуемое для полного сжигания топлива, подается выше уровня расположения горелок на одном или нескольких уровнях по длине факела. При этом высота топки должна быть достаточной для догорания топлива после ввода третичного воздуха.

      Организация восстановительной зоны, обеспечивает восстановление азота путем реакций азотсодержащих веществ с продуктами неполного сгорания (СО) и коксом угля по реакциям 4.2; 4.3 и 4.5. 

      Конструктивно стадийное горение применяют в котельных агрегатах с многоярусным расположением горелок, что позволяет регулировать соотношение топливо-воздух по длине факела. Горелочные устройства нижнего яруса работают с недостатком воздуха, остальной воздух подается через фурмы воздушного дутья или горелочные устройства верхнего ряда, куда топлива подается мало 

      При всем разнообразии схем реализации данной технологии (зависящие от типа котла, конструкции горелок, их количества и расположения, тип используемого топлива и его качество) в ее основе лежит организация сжигания топлива при недостатке кислорода с организацией восстановительной зоны.


      Рисунок 4.22. Схема технологии двухступенчатого сжигания


      Увеличение эффективности сокращения эмиссии оксидов азота наблюдается при более глубоком снижении избытка воздуха в горелки (первичного и вторичного), которое сопровождается соответственным увеличением доли третичного воздуха. Но при этом, количество воздуха, подаваемое в горелки, должно быть достаточным для обеспечения необходимого температурного уровня в факеле, для выхода и воспламенения летучих, а также для нагрева и воспламенения коксового остатка угольной пыли. В целом принимается, что доля третичного воздуха обычно составляет 1530 % (зависит от ряда факторов) от общего расхода воздуха. 

      При использовании данной технологии необходимо обеспечить оптимальную схему подачи третичного воздуха в топку: расстояние фурм от горелок, количество фурм, скорость ввода воздуха в топку, аэродинамику потока третичного воздуха (тангенциальное, поточное). Также требуется недопущение появления высоких концентраций СО вблизи экранных поверхностей нагрева, для избежания их высокотемпературной коррозии. 

      Необходимо выбрать оптимальное расстояние установки воздушных фурм от верхнего яруса горелок, для обеспечения максимально возможного эффекта по уменьшению эмиссии NOx, но при этом избежать резкого роста химического и механического недожога. Также желательно организовать процесс смешения горящего факела с третичным воздухом несколько замедленным.

      В [41] приведен пример «усиленного» двухступенчатого сжигания (BOFA), разработанный компанией «Митсуи Бабкок», заключающееся установкой специальных сопел третичного воздуха, обеспечивающие более высокую скорость истечения воздуха приводящее к улучшению его перемешивания с продуктами сгорания. В целом это приводит к более низким потерям с механическим недожогом при достаточно высокой эффективности подавления выбросов оксидов азота. Так, на станции «Sines Power Station» Португалия на блоке 320 МВт, после внедрения BOFA удалось достичь эмиссии NOx 466 мг/нМпри механическом недожоге 5,6 %, снизив эмиссию NOx на примерно 40 %, по сравнению с эмиссией до реконструкции.

      В целом можно отметить, что для Казахстана, внедрение двухступенчатой технологии больше подходит для бурых углей (майкубинский и тургайские угли) и для высокореакционных каменных длиннопламенных углей (шубаркульский и каражиринский угли). Эффект снижения эмиссии оксидов азота может составить 2050 % и будет зависеть от местных условиях (тип котла, конструкторское исполнение схемы, тип и качество используемого топлива и другое). Комбинация ступенчатого сжигания и малотоксичных горелок позволяет достичь эффективности снижения оксидов азота до 75 % (также зависит от местных условий).

      Для низко реакционных углей (экибастузский, борлинский угли) при соблюдении требуемой эффективности сжигания угля, эффект по снижению эмиссии оксидов азота будет несколько ниже. При более глубоком снижении эмиссии NOx, будет наблюдаться резкий рост механического недожога. Внедрение этой технологии совместно с малотоксичными горелками на действующих котлах целесообразно осуществлять на крупных (высоких) котлах (котлах 420 т/ч, котлах ЭС AО «ЕЭК» и ЭГРЭС-1 и 2). При этом степень сокращения эмиссии оксидов азота будет также зависеть от местных условий. 

      Наиболее перспективно применение технологии двухступенчатого сжигания совместно с применением малотоксичных горелок для вновь создаваемых экологически чистых котлоагрегатов для сжигания низко реакционных углей (экибастузского, борлинского).

      Основным недостатком технологии двухступенчатого сжигания твердого топлива, и особенно низко реакционного, возможность повышения химического и механического недожога топлива. 


4.1.3.6. Трехступенчатое сжигание. 

      Подавление образования оксидов азота. Технология трехступенчатого сжигания (Reburning Technology) заключается в создании трех зон, при этом во второй зоне (восстановительной) осуществляется восстановление оксидов азота образованных в первой, основной (нижней) зоне. Над второй, восстановительной зоне расположена дожигательная зона, в которой происходит дожигание химического и механического недожога восстановительной зона. Схематично технология реализуется следующим образом (рис. 4.23).

      1 -я основная зона «зона горения» - в расположенные в нижней части топки основные горелках подается большая часть массы топлива (7590 %). Процесс сжигания осуществляется при небольшом избытке воздуха =1,01,03. В этой зоне осуществляется подавление образования топливных и термических оксидов азота на начальной стадии горения.

      2-я зона «зона восстановления» -установлены дополнительные горелки, куда подается остальное топливо (1025 %). Воздух в добавочные горелки подаются столько, сколько требуется для поддержания избытка воздуха в зоне на уровне =0,850,98, что обеспечивает подавление образования топливных и термических NOx. Также, в этой зоне осуществляется восстановление образующихся в первой зоне NOx и различных азотистых радикалов RNi в N2

      Восстановление оксидов азота осуществляется за счет прохождения реакций азотсодержащих веществ с продуктами неполного сгорания (СО) и коксом угля по реакциям 4.2; 4.3 и 4.5. 

      С повышением доли топлива восстановителя эффективность снижения NOx возрастает, но при этом увеличивается недожог.

      Вопрос равномерного распределения восстановительного топлива по сечению топки осуществляется путем подмешивания в аэросмесь восстановительного топлива дымовых газов, что способствует созданию сильно турбулизированных, с низким избытком воздуха топливно-воздушных струй с большой проникающей способностью. 

      Время пребывания в зоне восстановления должно быть достаточным для выхода летучих из топлива и протекания реакций восстановления в газовой фазе. В качестве первого приближения высоту зоны можно выбрать из условия времени пребывания газового потока в ней йвст=0,450,6 с. Для менее реакционных углей время пребывания должно быть больше.

      3-я зона «зона дожигания» располагается выше восстановительной зоны, в ней установлены сопла подачи воздуха для организации полного сгорания топлива. Процесс сжигания осуществляется при  1,0.

      Практическая реализация метода трехступенчатого сжигания в топках котлов возможна лишь при наличии нескольких ярусов горелок. При этом их расположение на стенах топочной камеры (встречное, одностороннее, тангенциальное) не является определяющим фактором. 

      Технология трехступенчатого сжигания представляется перспективной для пылеугольных котлов для снижения эмиссии оксидов азота, а также и по условиям обеспечения минимальной газовой коррозии экранных труб. 


      Рисунок 4.23. Схема организации трехступенчатого сжигания


Увеличение эффективности снижения эмиссии оксида азота при трехступенчатом сжигании можно добиться путем:

      1.  Использования в первичной зоне горения современных малотоксичных горелочных устройств (снижение концентрации оксидов азота в уходящих газах на 7580 %).

      2. Использовании в восстановительной зоне в качестве дополнительного топлива природного газа в количестве 1520 % по теплу. 

      3. Использование в восстановительной зоне в качестве дополнительного топлива пыли основного топлива, но более тонкого помола.

      Основными преимуществами технологии трехступенчатого сжигания являются ее универсальность по топливу, возможность внедрения на котлах даже при сжигании высокосернистых топлив, высокая эффективность снижения выбросов оксидов азота, составляющая в зависимости от условий реализации 4075 %. 

      К недостаткам способа следует отнести его сложность, как правило значительный объем реконструкции при внедрении и связанные с этим довольно большие капитальные затраты, а также некоторое увеличение недожога топлива.

      Примеры реконструкции котлов с переводом на трехступенчатое сжигание:

      На электростанции Vado Ligure в Италии на угольном котле эмиссия NOx была уменьшена с 630 до 300 мг/нМ3, при сжигании низко реакционного южноафриканского угля эмиссия NOx, была ниже 370 мг/нМ3. Отмечено, что самое большое сокращение эмиссии NOх достигнуто для котлов, имеющих высокие начальные уровни NOх [41] (Россия) на ряде котлов сжигающих экибастузский уголь были проведены реконструкционные работы по переводу котлов ПК-14 и ПК-10 на технологию трехступенчатого сжигания. Проведенные исследования показали снижении эмиссии оксидов азота на 4550 %, [43].

      На котле ТП-230 (ст.№6) ТЭЦ-17 Мосэнерго была выполнена упрощенная схема трехступенчатого сжигания подмосковного бурого угля, заключающаяся в монтаже сопл третичного воздуха. До реконструкции концентрация NOx составляла 1025 мг/нМ3. После реконструкции эмиссия оксидов азота составила 450480 мг/нМ3/. Упрощенная реконструкция была также проведена на угольном котле Добротворской ГРЭС, при этом концентрация NOx снизилась с 840 до 540 мг/нМ3, [42].

      Таким образом, трехступенчатое сжигание обеспечивает снижение эмиссии NOx, при сжигании низко реакционного экибастузского угля почти в два раза, для высокореакционного бурого угля эффект снижения эмиссии оксида азота выше и составляет более чем в два раза.

      В целом технология трехступенчатого сжигания обеспечивает снижение эмиссии оксидов азота до 4075 %, в зависимости от применяемого угля, начальной концентрации NOx.


4.1.3.7. Концентрическое сжигание 

      Подавление образования оксидов азота. 

      Концентрическое сжигание осуществляется в тангенциальных топках, путем различного угла ввода аэросмеси (по касательной к малой условной окружности) и вторичного воздуха (по касательной к концентрично расположенной окружности большего диаметра) - рис. 4.24. Образующиеся при этом два концентричных восходящих потока формируют обогащенную топливом среду в центре топочной камеры и обедненную среду в периферийной части потока вблизи экранных поверхностей. Помимо снижения эмиссии оксидов азота (за счет увеличения времени пребывания продуктов горения в высокотемпературном пространстве с недостатком кислорода обеспечивающие прохождение реакций восстановления азотсодержащих соединений топлива до молекулярного азота), концентрическое сжигание исключает образование восстановительной коррозионноопасной среды вблизи труб экранов, их шлакование. Таким образом образуется «ступенчатость сжигания по горизонтали». При этом, «ступенчатость по горизонтали» дает почти такой же эффект, как и ступенчатость по вертикали.

      «Ступенчатость сжигания по высоте» реализуется путем размещения сопел третичного воздуха в верхней части горелок, либо в других вариантах их расположением выше горелок. В последнем случае направление крутки сопел третичною воздуха может выбираться противоположным и переменным по высоте по отношению к крутке потока в горелках.

      Данный метод показал высокую эффективность по снижению оксидов азота при низком недожоге применительно к бурым, даже шлакующим, и реакционным каменным углям и в меньшей мере к низко реакционным каменным углям типа СС, т. е. типа экибастузского и борлинского. Достигнутые показатели по эффективности подавления образование оксидов азота 2050 %, в зависимости от типа используемого угля.


      1 - поток первичного воздуха с угольной пылью; 2 - вторичный воздух; 3 - зона, обогащенная топливом

      Рисунок 4.24. Принципиальная схема концентрического сжигания


Эффективность схемы концентрического сжигания определяется степенью обогащения топливом центральной зоны топочной камеры и соответственно обогащения воздухом периферийной зоны, примыкающей к топочным экранам. Увеличение доли вторичного воздуха и угла (в плане) между потоками аэросмеси и вторичным воздухом приведет к более глубокому снижению выбросов NOх. Но при этом, пребывание топлива в зоне с недостатком окислителя снижает скорость выгорания коксового остатка, а время пребывания в верхней части топки после ввода третичного воздуха ограничено существующими размерами топочной камеры. Все это может привести к росту потери тепла с механическим недожогом. Поэтому при внедрении данной технологии необходимо учитывать данный фактор. 

      В Казахстане действуют значительное количество котлов с тангенциальным сжиганием, но без внедрения технологии концентрического сжигания. Следует также отметить, что на этих котлах сжигается низко реакционный уголь - борлинский и экибастузский.

      Существующие примеры реконструкции тангенциальных топок с переводом на концентрическое сжигание.

      На двухкорпусном прямоточном котле типа ПК-40 паропроизводительностью 640 т/ч (Беловская ГРЭС) со встречной компоновкой прямоточных горелок была осуществлена реконструкция с переориентировкой осей горелок с различным отклонением потоков аэросмеси и вторичного воздуха от стенки топки. В реконструированной топке с жидким шлакоудалением достигнуто уменьшение выхода оксидов азота на 50-60 %.

      Более чем на 50 % снижены выбросы на котле типа П-57P при переходе от встречной компоновки вихревых горелок к концентрическому сжиганию - установке прямоточных угловых горелок с различным углом ввода аэросмеси и части вторичного воздуха. При исходной концентрации оксидов азота в дымовых газах 16001000 мг/мв рабочем диапазоне нагрузок реконструкция позволила выйти на уровень 600450 мг/м3.

      Удельные капзатраты на реконструкцию котла с монтажом дополнительных разводов в экранах для сопел третичного воздуха, подводом воздушных коробов к ним, с организацией «ступенчатость по горизонтали» и ступенчатость по вертикали составляют 1525 долл. СШA/кВт, а стоимость снижения эмиссии NOx 400-440 долл. СШA/т NOx, [44]


      4.1.3.8. Горелки с предварительным подогревом пыли. 

      Подавление образования оксидов азота.

      Одним их наиболее эффективных средств подавления топливных оксидов азота является предварительный подогрев угольной пыли до температуры, при которой начинается активный выход летучих. Если этот процесс организовать до поступления топлива в топку и при существенном недостатке окислителя (=0,020,05), то большая часть азотосодержащих газообразных компонент топлива (NH3 и другие), продукты частичноии газификации (СО), вышедшие вместе с летучими (при и<<1), участвуют в образовании молекулярного азота N2, а не его оксида:


NH+NO  N+ H2O + 1/2H2    (4.10)


NO+CO1/2N+CO2      (4.11)


Горелки с предварительной термподготовкой угольной пыли применимы для широкой гаммы углей: от бурых до низко реакционных каменных марки Т. При температуре термической обработки пыли 700 иС выбросы топливных оксидов азота могут уменьшаться в 24 раза в зависимости от степени метаморфизма топлива. Это значительно больше, чем обеспечивается известными «малотоксичными» горелками, снижающими концентрацию NОх обычно в 1,62 раза. Сжигание низко реакционных углей - одна из наиболее перспективных областей применения таких горелок, так как упомянутые «малотоксичные» горелки для них малоэффективны. Эффект снижения выхода оксидов азота в топке может быть усилен путем сочетания горелок с предварительной термоподготовкой угольной пыли и методом двух или трехступенчатого сжигания в топочной камере.

      Испытаниями на стенде КазНИИЭ при подогреве пыли кузнецкого угля до 730 оС установлено снижение образования NOх в 2-2,5 раза.

      Значительный объем работ были проведены ВТИ. Разработанная горелка была испытана на котле П-50 энергоблока 300 МВт Каширской ГРЭС, работающей на кузнецком тощем угле. 

      На pис. 4.25 представлен схематический вид горелки с термохимической подготовкой твердого топлива.


      а - схема процесса термохимической подготовки: 1 - канал подачи на ТХП; 2 - улитка первичной аэросмеси; 3 - коллектор подсветочного газа; 4 - улитка вторичного воздуха; 5 - трубки подачи газа; 6 - аксиальные регистры; 7 - канал первичной аэросмеси; 8 - канал вторичного воздуха; 9 - муфель

      Рисунок 4.25. Горелка с термохимической подготовкой угля


Для рациональной организации процесса термоподготовки (уменьшение теплоемкости пылегазовой смеси для ограничения потребления вспомогательного топлива, снижение коэффициента подачи кислорода в зоне пиролиза до < 0,05 в расчете на угольную пыль с целью обеспечения высокой эффективности снижения эмиссии топливных оксидов азота) и облегчения установки устройства в горелки угольную пыль желательно подавать в виде пылевзвеси с высокой концентрацией топлива.

      Наиболее просто это осуществляется на котлах, оборудованных системами пылеприготовления с промежуточным бункером пыли. Для котлов с системами пылеприготовления с прямым вдуванием приходится применять более сложное решение: дополнительно устанавливать пылеотделитель и другое вспомогательное оборудование.

      При испытании аналогичной горелки на котле ТПП-210А теплофикационного дубль-блокам 250 МВт ТЭЦ 22 Мосэнерго при сжигании кузнецкого тощего угля, концентрации NOx уменьшилась с 1300 мг/нМдо 700800 мг/нМ(приводилась даже цифра 500 мг/нМ3). Эти же горелки были внедрены на Ижевской ТЭЦ-2. Aналогичные горелки созданы Институте угольных энерготехнологий НAНУ, [45].

      В целом можно отметить, что реализация метода сжигания угля с предварительной термохимической подготовкой приводит к снижению концентрация NOx в продуктах сгорания в 2,0-3,0 раза (в зависимости от типа угля, условий режима), а процесс горения коксовых частиц в факеле начинается на более ранней стадии, что снижает содержание горючих в уносе. 


      4.1.3.9. Рециркуляция дымовых газов. 

      Подавление образования оксидов азота.

      Рециркуляция дымовых газов в топочную камеру влияет на результирующую концентрацию оксидов азота за счет изменения как температуры, так и концентрации окислителя в зоне прохождения реакций образования и восстановления оксидов азота, осуществления тепло-и массообменных процессов выхода и воспламенения летучих, нагрев и воспламенения частиц кокса угля. Существуют различные схемы подачи дымовых газов в топку, но наиболее оптимальной и более результативной оказалась схема, когда газы рециркуляции подавались в топку через горелки. Такая схема подачи 15 % газов рециркуляции при сжигании газомазутного топлива снижает выбросы NOx примерно на 50 %. 

      На pисунке 4.26 представлена схема рециркуляции дымовых газов в котел. Как видно из схемы часть дымовых газов после котла дымососом рециркуляции газов - ДРГ отбирается из газохода котла и подается в смесительную камеру - СК и далее распределяется по горелкам котла. При сжигании твердого топлива газы обычно отбираются после золоуловителя.

      Выравнивание распределения температур и исключение высокотемпературных зон в топке также достигается рециркуляцией дымовых газов. Так как в горелки подается частично разбавленный воздух, концентрация кислорода у основания пламени понижена, поэтому понижена и температура всего пламени. Такой режим горения оказывает существенное влияние на образование термических оксидов, но мало воздействует на топливные оксиды. Поэтому рециркуляция дымовых газов дает лучшие результаты применительно к топливу с низким содержанием азота, чем с высоким. И в целом, данная технология в основном применяется при сжигании газомазутного топлива. 


      Рисунок 4.26. Типичная схема рециркуляции дымовых газов в топку котла


      Для основных энергетических углей Казахстана, экибастузского и борлинского, применение рециркуляции газов нецелесообразна, т. к. она может существенно снизить температуру горения, что может привести к снижению эффективности выгорания угольных частиц. Тем не менее, для ряда высокореакционных и высококалорийных углей с большим выходом летучих, типа шубаркульского и каражиринского, применение рециркуляции газов может дать эффект по снижению оксидов азота на уровне 1020 %. Для низко реакционных углей этот эффект будет меньше и при этом будет нарушаться стабильность горения факела.

      В целом можно отметить, что применение технологии рециркуляции дымовых газов нецелесообразно для угольной энергетики Казахстана, применяющей в основном низко реакционные экибастузский и борлинский угля. 


4.1.3.10. Подача пыли высокой концентрации (ПВК). 

      Подавление образования оксидов азота

      Сущность способа подачи состоит в том, что пыль к горелкам подается не первичным воздухом, а независимым от него автономным воздухом при высокой концентрации пыли в смеси (3050 кг топлива/кг воздуха, в отличии от традиционных схем с концентрацией 0,30,6 кг/кг). В этом случае диаметр пыле проводов в зависимости от мощности горелок составляет всего 4080 мм (вместо 300500 мм в действующих системах), а расход транспортируемого воздуха около 0,10,3 % общего расхода воздуха на горение.

      Новая система подачи пыли позволяет:

      упростить компоновку котлоагрегата;

      удешевить компоновку котлоагрегата за счет экономии металла, а также снизить затраты на ремонт и замену пыле проводов;

      уменьшить расходы электроэнергии на собственные нужды;

      снизить выбросы NOx в среднем на 30 %.

      В результате комплексных исследований была разработана и осуществлена новая прогрессивная технология - система пыле подачи с высокой концентрацией пыли (ПВК), равной 100 кг/кг по пыле проводам малого диаметра (6080 мм) при низкой скорости (612 м/с) транспортирующего агент